loi n° 19-13 du 14 Rabie Ethani 1441 correspondant au 11 décembre 2019 susvisée, l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent

loi n° 19-13 du 14 Rabie Ethani 1441
correspondant au 11 décembre 2019 susvisée, l'entreprise
nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent
mettre fin à toute opération qui pourrait entraîner la perte ou
l'endommagement du puits ou du réservoir et prendre les
mesures nécessaires pour y remédier.
Section 6
De la production anticipée
Art. 15. — La production anticipée est autorisée
uniquement dans le but d'évaluer le potentiel du réservoir,
en vue de l'élaboration du plan de développement.
La demande de production anticipée doit être
accompagnée d'un programme d'évaluation définissant :
— le(s) puits concerné(s) ;
— le(s) réservoir(s) ciblé(s) ;
— les paramètres de fonctionnement du ou des puits,
notamment les pressions de fond et en tête du puits et les
débits ;
— le programme d'essais et mesures à réaliser ;
— la localisation du point de mesure ;
— la destination de la production pour traitement ;
— les durées prévues.
Pour les réservoirs contenus dans des formations
géologiques argileuses et/ou schisteuses imperméables ou à
très faible perméabilité, la demande de production anticipée
doit être accompagnée d'un pilote.
Art. 16. — Durant la période de production anticipée, les
paramètres de fonctionnement du ou des puits doivent être
fixés en tenant compte des dispositions définies, notamment
aux sections 5 et 9 du présent décret, et ce, sans impact sur
les réserves ultimes. Le suivi de l'évolution de ces paramètres
doit être réalisé afin d'évaluer le comportement du réservoir.
Art. 17. — L'entreprise nationale ou les parties
contractantes, selon le cas, doivent transmettre à ALNAFT,
les données et informations liées à la production anticipée
ainsi que leurs interprétations selon la fréquence fixée dans
l'autorisation de production anticipée.
A la fin de la période de production anticipée, un rapport
détaillé doit être transmis à ALNAFT dans un délai
n'excédant pas soixante (60) jours.
Section 7
De la stimulation du réservoir
Art. 18. — L'opération de stimulation d'un réservoir doit
être précédée d'un test en laboratoire pour s'assurer de la
compatibilité entre les produits sélectionnés et la roche
constituant le réservoir.
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Art. 19. — Lors d'une opération d'acidification d'un
réservoir argilo-gréseux, la pression d'injection de l'acide ne
doit pas dépasser la pression de fracturation du réservoir.
Art. 20. — L'opération de fracturation doit prendre en
compte :
— les résultats d'études géo-mécaniques en amont de
l'opération de fracturation et éventuellement les essais
hydrodynamiques ;
— l'utilisation d'un fluide de fracturation ayant des
propriétés non colmatant dans les conditions réservoir ;
— l'utilisation d'un agent de soutènement garantissant une
résistance mécanique à l'écrasement, une résistance chimique
à la corrosion, et une amélioration de l'écoulement.
Section 8
De la valorisation et des modes de récupération
des hydrocarbures
Art. 21. — L'entreprise nationale ou les parties
contractantes, selon le cas, doivent procéder à :
— la valorisation, réinjection ou cession du gaz associé
dans le cas de développement d'un gisement d'huile ;
— la valorisation des liquides associés dans le cas de
développement d'un gisement de gaz à condensat, si les
conditions économiques le permettent.
Art. 22. — Dans le cas d'un réservoir à huile avec un Gas
Cap, le plan de développement doit tenir compte de
l'optimisation de la récupération d'huile et des liquides
associés.
Art. 23. — La mise en place du mode de récupération
primaire est autorisée comme première phase de
développement avant la mise en œuvre du mode de
récupération secondaire et/ou tertiaire, selon les conditions
prévues dans le plan de développement.
Ce mode de récupération est aussi autorisé si au moins une
des conditions suivantes est satisfaite :
— les caractéristiques du réservoir ne permettent pas la
mise en place d'un mode de récupération secondaire et/ou
tertiaire ;
— les études réservoir montrent que les modes de
récupération secondaire et/ou tertiaire ne permettent pas une
amélioration du facteur de récupération ;
— les études économiques montrent que la récupération
primaire permet de maximiser les revenus fiscaux et la
rentabilité de l'entreprise nationale ou les parties
contractantes, selon le cas.
Art. 24. — La mise en place d'un mode de récupération
secondaire doit faire l'objet d'études en laboratoire et de
simulation à l'échelle réservoir, incluses dans le plan de
développement.
Art. 25. — Les propriétés physico-chimiques de l'eau
injectée doivent être de nature à assurer une injectivité stable
et durable. Les problèmes d'incompatibilité entre l'eau du
réservoir et l'eau injectée doivent faire l'objet d'études
préalables en laboratoire.
La composition du gaz injecté doit assurer une injectivité
stable et durable sans réaction chimique avec l'eau du
réservoir.
Art. 26. — Le débit d'injection doit être fixé par réservoir
et par puits afin d'assurer les conditions d'exploitation
rationnelle durant la durée de vie du gisement.
Les débits d'injection sont définis en tenant compte :
— de l'efficacité de balayage ;
— du ratio optimum entre les volumes d'injection et de
production ;
— de la pression de fracturation du réservoir ;
— de la configuration des cellules d'injection, en cas
d'hétérogénéité latérale très marquée et confirmée,
notamment par les études géologiques, le comportement
hydrodynamique et les contacts des fluides.
Il est entendu par cellule d'injection, un ensemble de puits
injecteurs et producteurs évoluant dans le même régime
hydrodynamique.
Art. 27. — Pour un gisement de gaz à condensat,
l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le
cas, doivent réaliser les études nécessaires en laboratoire
ainsi que des études de faisabilité du procédé de cyclage de
gaz et de simulation numérique par un modèle
compositionnel.
Dans le cas où le procédé de cyclage de gaz permet la
conservation des gisements, le programme de sa mise en
œuvre doit faire partie du plan de développement soumis à
l'approbation d'ALNAFT.
Art. 28. — Le choix d'un mode de récupération tertiaire
doit faire l'objet d'une étude au laboratoire et éventuellement
d'un essai pilote.
Dans ce cas, l'entreprise nationale ou les parties
contractantes, selon le cas, doivent introduire, auprès
d'ALNAFT, une demande pour la réalisation d'un essai pilote
du mode de récupération tertiaire.
Dans le cas où les résultats de l'essai pilote sont concluants,
la généralisation du mode de récupération tertiaire doit faire
l'objet d'un plan de développement révisé, approuvé par
ALNAFT.
Section 9
De la production et soutirage des hydrocarbures
Art. 29. — Afin d'assurer une exploitation rationnelle du
gisement, le soutirage des hydrocarbures par puits et par
réservoir doit être effectué selon des paramètres optimisés,
notamment :
— les débits critiques ;
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— la stabilité du front d'injection ;
— le différentiel de pression limite entre le réservoir et le
fond du puits afin d'éviter la production des sédiments ;
— les percées prématurées.
Art. 30. — ALNAFT approuve, après examen, le plan de
développement avec un M.E.R. et un profil de production
pour chaque réservoir.
Art. 31. — L'entreprise nationale ou les parties
contractantes, selon le cas, doivent respecter le profil de
production approuvé pour chaque réservoir dans le plan de
développement.
Art. 32. — L'entreprise nationale ou les parties
contractantes, selon le cas, sont tenues de transmettre, à
ALNAFT, les réalisations mensuelles en termes de
production et d'injection pour chaque gisement et pour
chaque réservoir.
Dans le cas d'une différence jugée significative et persistante,
par ALNAFT, entre les réalisations et les prévisions
approuvées, ALNAFT demande à l'entreprise nationale ou les
parties contractantes, selon le cas, de fourn