Forage [PDF]

Zitiervorschau

Techniques et technologies de forage

MODULE : TECHNIQUES ET TECHNOLOGIE DE FORAGE SOMMAIRE CHAPITTRE I_ GENERALITES Malgré les progrès scientifiques actuels, les ressources naturelles (hydrocarbures, eau et ressources minières) enfouies dans le sous sol restent d’accès difficile tant au cours de leur exploration que pendant l’extraction. Des trous (puits) sont creusés à l’aide des moyens techniques pour y accéder ; on parle alors du forage. Les moyens du forage varient en fonction de leurs dimensionnements et de leurs objectifs. On passe de la foreuse manuelle, à la foreuse légère et mobile pour les forages peu profonds, à une plate forme pétrolière. I_ Les différentes tours de forage Un appareil de forage appelé aussi Rig est composé d’un ensemble d’éléments dont le but est d’assurer la progression d’un outil à travers des séries de terrains jusqu’à un objectif, déterminé par des études géologiques et géophysiques.

1 _ les tours on shores Il s’agit des rigs de forage à terre

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

1

Techniques et technologies de forage

2 _ les tours offshores Il s’agit du forage pétrolier en mer utilisant un support flottant ou posé sur le fond et capable de reproduire toutes les fonctions liées à un forage pétrolier on shore. On distingue deux grandes catégories d’appareils de forage : _ les appareils mobiles flottants ou posés sur le fond _ Les appareils intégrés à des structures fixes de production pour les forages de développement a _ les appareils mobiles flottants ou posés sur le fond a.1_ Les plates formes auto-élévatrices (jack-up) Elles sont utilisées dans des profondeurs d’eau comprises entre 20 et 100m, jusqu’à 120m pour les plus performantes.

a.2_ Les barges submersibles (swamp-barge) Elles sont plus petites que les auto-élévatrices et sont constituées de deux coques reliées par des poteaux.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

rectangulaires superposées

2

Techniques et technologies de forage

a.3_ Le navire ancré ou à positionnement dynamique

a.4_ Les plates formes semi-submersibles

b _ Les appareils intégrés à des structures fixes Ils sont utilisés pour des forages de développement sur des plates-formes fixes devant par la suite être converties en structures de production.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

3

Techniques et technologies de forage

b.1_ L’appareil intégré ou compact-rig A ce niveau, l’appareil est complet et généralement modulaire empilé sur une plate difficiles.

forme destinés aux mers

b.2_ Le support en tender Seuls le derrick et le treuil sont installés sur la plate forme tandis que le reste se trouve à bord d’une barge ancrée à proximité immédiate de celle-ci. Ce système est utilisé dans les eaux calmes (golfe de Guinée et golfe Persique)

II_ différentes techniques de forage a _ Forages miniers On distingue deux grandes familles : Le forage destructif et le forage carotté a.1_ Le forage destructif Il comprend toutes les méthodes qui agissent par destruction de la roche. Elles sont largement utilisées pour la réalisation des puits nécessitant une phase de complétion (puits de production ou pour une phase d’exploration préalable). Les différentes méthodes employées sont: le forage par battage, le forage à la tarière, le forage par roto-percussion (Marteau Fond du Trou et Marteau Hors du Trou) et le forage rotary.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

4

Techniques et technologies de forage

_ Le forage par battage (formation tendre): Il consiste à soulever un outil lourd et le laisser tomber sur la formation. Le mouvement alternatif est obtenu par un balancier activé par une bielle et une manivelle. Les cuttings sont récupérés à l’aide d’une cuillère de récupération qu’on fait descendre. On distingue : Le procédé Pennsylvanien (outil accroché directement au treuil) Le procédé Canadien (outil accroché par un train de tige et un treuil) _ Le forage à la tarière (formation tendre) : Il est utilisé uniquement dans les formations très meubles, ce forage repose sur le principe d’excavation des terrains par le système de vis sans fin. Cette technique nécessite un couple de rotation important et une gamme de vitesses permettant aux sondeuses de tourner lentement

_ Roto-percussion (formation dure): Cette technique utilise la rotation et la percussion de façon synchrone même si par ailleurs le mouvement principal reste la percussion. Celle-ci est produite par un piston pneumatique ou hydraulique situé à l’intérieur d’un marteau. De part la position du marteau sur la garniture, on distingue: -Le marteau fond du trou

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

5

Techniques et technologies de forage

_ Le marteau hors du trou

_ Le forage rotary (formation tendre): A ce niveau, l’outil de forage est relié à la garniture par l’intermédiaire d’un raccord. Pour des profondeurs importantes, l’utilisation d’un BHA (Bottom Hole Assembly) reste indispensable. a.2 Forage carotté Il s’agit du forage à carottage par simple tube, le carottage classique(ou conventionnel) en double voire triple paroi, le carottage au câble (wireline), et depuis peu le carottage sonique. Ce type de forage offre une très bonne précision liée à l’échantillon. b _ Forage hydraulique

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

6

Techniques et technologies de forage

Les opérations additionnelles liées à ce type de forage sont : _ Le tubage : D’abord élargir le forage par utilisation d’un "aléseur" (reamers), puis contrôle du trou élargi, la rectitude, la verticalité, l’inclinomètrie et enfin préparer et descendre la colonne de tubes: _ La cimentation: Cette opération consiste à remplir, par un mélange à base de ciment, tout ou partie de la hauteur de l’espace annulaire entre un tubage et les parois du trou foré, _ Les crépines et filtres Le captage de l’Eau s’effectue au moyen d’un massif de gravier filtre et d’un crépine qui n’est autre qu’un tube de forage percé d’ouvertures. _ Pose des crépines La crépine est l’élément fondamental d’un forage. Elle constitue la partie active et doit laisser pénétrer dans l’ouvrage une eau exempte de sable, en grande quantité et avec une perte de charge au pompage aussi réduite que possible.

_ Mise en place d’un massif de gravier Les massifs de gravier autour des crépines seront placés de façon telle qu’après tassement ils assurent un filtre au droit des crépines " gravier filtre plusieurs mètres au-dessus des crépines en particulier si la formation sableuse à capter est surmontée par des argiles ", le passage de l’Eau provoque toujours une action plus ou moins érosive à l’intérieur d’un massif et il convient de parer à ce phénomène qui se traduit par un tassement. _ Le développement Le développement par pistonnage, l’outil est un piston actionné verticalement dans les deux sens à l’intérieur du forage tubé et crépiné. _ Les essais de pompage Les essais de pompage sur un forage d’exploitation hydraulique sont toujours utiles et obligatoires. Ces essais sont simplifiés mais rationnels pour définir les réglages d’exploitation d’un forage, le débit et le temps de pompage, la position optimum de la pompe et les caractéristiques hydrologiques de la nappe.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

7

Techniques et technologies de forage

CHAPITRE II : Forage pétrolier : Méthode rotary I_ Définition De toutes les méthodes de forage, la méthode rotary est la plus répandue. Elle consiste à utiliser des trépans à dents type tricônes ou des trépans monoblocs. La poursuite des opérations est assurée par l’application sur ce trépan d’une force verticale, orientée dans la direction de forage et par injection continue et en boucle fermée d’un fluide de forage (boue de forage) qui permet de remonter les débris vers la surface. En bref, il s agit d’une méthode actionnant simultanément la rotation et le broyage. Ce système de forage se compose de 2 parties :

1 _L’installation: Elle résume toute la partie du rig ayant trait avec les modules extérieurs. Ce sont entre autres le système hydraulique (pompes et bacs à boue), le système d’alimentation (moteur), l’obturateur, la table de rotation, les réserves des tiges de forage ainsi que le système de suspension qui renferme le derrick. 2_ La garniture : ou encore arbre de forage en référence à sa mécanique de liaison imposée entre la motorisation en surface (table de forage) et le trépan. Elle correspond à la partie opérative dans le puits. Cet arbre assure la transmission de l’énergie nécessaire à la désagrégation de la roche et sert également de guide et de contrôleur de la trajectoire du puits. La transmission de la force de poussée ainsi que la circulation du fluide s’effectue à travers le canal central percé le long de toute la garniture. Le derrick, le crochet de forage et le treuil assurent le levage régulier et le soutient du pied de la garniture. La garniture se compose principalement de masses tiges (drill collar), des trains des tiges ou tiges de forage (drill pipes), les amortisseurs des chocs (chock absorber), des raccords et de la tige d’entraînement.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

8

Techniques et technologies de forage

II_ Personnel         

1 à 4 floor men 1 derrick man ou accrocheur 1 assistant foreur 1 foreur 1 toolpusher ou chef de chantier 1 superviseur foreur jour et nuit 1 company man ou représentant de la compagnie jour et nuit 1 bitman jour et nuit 1 motor man

 

1 chef d'équipe surface et manœuvre 1 à 4 surfaciers

    

1 chef mécanicien 1 chef électricien 1 à 2 mécaniciens 1 à 2 électriciens 1 superviseur HSE

plus :

plus :

Plus :

1 ingénieur de boue 1 à 2 ingénieurs Mudloggers

III_ Opérations liées à un forage pétrolier      

Les principales opérations liées à un forage pétrolier sont classées comme suit: Le forage: Il est réalisé par le foreur depuis son poste de contrôle en régulant tous les paramètres impliqués. L’ajout des tiges: A ce niveau, des tiges sont connectées au fur et à mesure que le forage avance. La manœuvre: l’opération consiste à remonter l’ensemble de la garniture soit pour changer le trépan soit pour descendre le casing. Le tubage: le forage étant accompli, les tubes casing sont descendus dans le puits où ils seront cimentés à travers l’annulaire. Le montage de la tête de puits: Il s’agit des équipements de suspension et d’étanchéité placés à l’extrémité du tubage. La complétion: C’est l’opération finale qui consiste à descendre dans le puits l’équipement de production (packer, tubing, la vanne de sécurité, etc.). IV_ Equipements de forage 1_ le système de levage a _ Le derrick C’est la plus ancienne forme qui dérive de la tour construite en bois. Il est en forme de pyramide très pointue, dont les quatre pieds s’appuient sur le sommet d’un carré, cette surface sera le plancher du travail.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

9

Techniques et technologies de forage

b _ Le mat Le mat est une structure en forme de A très pointue. Il a la possibilité d’être articulé à sa base, ce qui lui permet d’être assemblé ou démonté horizontalement puis relevé en position verticale en utilisant le treuil de forage et un câble de relevage spécial. Cette tour de forage est parfaitement adoptée aux appareils de forage terrestre nécessitant une grande mobilité.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

10

Techniques et technologies de forage

c _ Le mat haubané monté sur remorque C’est le domaine des appareils légers et des appareils spécialisés dans les travaux de la reprise de puits de production.

d _ Les substructures Ces constructions répondent au besoin de surélévation du plancher de forage pour laisser la place aux empilages de têtes de puits ainsi que de BOP. Elles peuvent être indépendantes du mat de levage : ce sont alors des caissons empilés de part et d’autre de la tête de puits, sur lesquels on assemble le plancher, la tour de forage reportant se change directement sur la substructure.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

11

Techniques et technologies de forage

2_ la garniture de forage a _ La tige d’entraînement C’est la liaison entre la table de rotation et la garniture de forage. C’est aussi le tubulaire le plus long qui supporte la charge totale de la garniture. b _ Les masse-tiges Les masses tiges sont des tubes en acier (cylindriques, creuses, grosses et lourdes) se situant au-dessus des trains de tiges. Elles contribuent à la création du poids agissant sur le trépan et sont soumises à plusieurs contraintes engendrées par le diamètre du trépan, la production des pertes de charge minimales, la résistance au flambage et la rigidité.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

12

Techniques et technologies de forage

c_ Les tiges lourdes Elles sont plus rigides que les tiges de forage et moins rigides que les masse-tiges.

d_ Les trains de tiges ou tiges de forage Ils sont constitués de tuyaux en acier enchevêtrés les uns aux autres et pouvant s’étaler à des milliers de mètres. Ils transmettent le couple au trépan et servent de support aux masses tiges. Elles sont cylindriques, creuses, souples et résistantes et ont un filetage femelle en haut et mâle en bas.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

13

Techniques et technologies de forage

e _ Les raccords Ils sont utilisés pour connecter tous les éléments de la garniture entre eux.

f _ Les stabilisateurs Ils sont incorporés à la garniture de forage et plus précisément au niveau des masses-tiges afin de garder et contrôler la trajectoire de l’outil, qu’elle soit verticale ou inclinée.

g _ L’amortisseur de choc 3_ L’outil de forage Se trouvant au bout de la colonne de forage, il est l’une des clés des activités du forage. L’utilisation d’un outil de forage est fonction de certains paramètres telles que les formations traversées. En fonction de leurs diamètres, le poids varie de quelques kilogrammes à plusieurs centaines de kilogrammes. On distingue entre autres des outils: _ En diamant naturel et en PDC (Polycrystalline Diamond Compact), qui font appel à des outils de formes très variées [dont les formes de type tricône (trépan) et trilame] dont l'utilisation est restreinte à l'industrie pétrolière Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

14

Techniques et technologies de forage

et minière du fait du coût d'exploitation élevé. Les diamants ont la forme de pastilles noires prises dans la masse métallique de l'outil ;

Diamant

PDC

_ tricônes, outils montés par trois cônes rotatifs ou molettes (libres) munis de picots pour les terrains durs (longs picots pour les terrains très compétents, tels les quartzites, et picots courts pour les terrains moins compétents tels les schistes), et des dents pour les terrains durs (calcaires) à argileux (marnes) - les dents étant plus longues lorsque le terrain est plus argileux. On trouve également des tricônes à pastilles faites de matériaux ultra résistants (diamant et carbure de tungstène par exemple);

Tricônes

A picot(carbure de tungstène)

_ Trépan Side track

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

15

Techniques et technologies de forage

4_ Système de circulation

5_ Système de rotation

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

16

Techniques et technologies de forage

Transmission de torque: Motor  Master bushing  Kelly bushing  Kelly  Drill string 4_ Systèmes auxiliaires a_ Top Drive System (TDS) Il est utilisé dans certains cas pour faciliter le travail à la table de rotation.

Transmission: Top drive motordrill string Avantages: • Réduit le temps de forage • Rotation efficace avec une puissance variable • Gère efficacement les tiges • Une réponse rapide au coincement • faciliter l’alésage • Réduit le nombre de connexions Désavantages : Très grand avec une maintenance très coûteuse b_ Elévateurs

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

17

Techniques et technologies de forage

a_ Cales

c_ Clés

d_ Pompes

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

18

Techniques et technologies de forage

e_ Passerelle de tubage

f_ Passerelle d’accrochage

g_ Bloc d’obturation La maîtrise des éruptions provenant d'un puits nécessite un bloc d'obturation consistant en un système de vannes. Cette maîtrise peut se faire en contenant les venues dans le puits (coiffage) ou en évacuant ces dernières. Dans le cas de forages pétroliers, le bloc d'obturation doit permettre de réaliser les points suivants : - le cisaillement du train de tiges ; - la suspension du train de tige, obturation ferme ; - la maîtrise du puits avant sa réouverture Il existe cependant : Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

19

Techniques et technologies de forage

_L’obturateur à machoires

_ L’obturateur annulaire ou à membrane

5- les systèmes énergétiques _ Treuil Calcul de puissance Ff = Fd = W/n ; Ff = W/En Avec E : facteur d’efficacité et W : poids accroché(N) Nombre de lignes (n) Coefficient(E) 6 0.874 8 0.842 10 0.811 12 0.782 14 0.755 Tableau 4.1: facteur d’efficacité en fonction du nombre de lignes des câbles HPd = Ff Vf/33,000 Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

20

Techniques et technologies de forage

Vf : vitesse de fastline (ft/mn) ; HPd : Horsepower of draw work (ch) Application : Pour W=3,5N et Vf =35 ft/mn, calculer la puissance du treuil sachant que le nombre de lignes est de 10. HPd = Ff Vf /33,000=WVf /33000En HPd = 3,5x35 /(3300x0,811x10)= 0,457ch

Figure : Système de levage Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

21

Techniques et technologies de forage

_ Pompe Il existe deux types de pompes à boue : la pompe à deux cylindres ou pompe duplex (pour les rigs onshore) et la pompe à trois cylindres ou pompes triplex.

Le calcul du débit :

Ev : coefficient volumétrique compris entre 0,9 et 1 L : longueur du piston (in.) d : diamètre linéaire (in.) dr : diamètre du rod (in.) Lorsqu’on multiplie cette expression par la vitesse de la pompe(R), on a : Q =LEvR(2d2-dr2) /147 Q : Débit(gpm) Application : Pour L=9inch ; Ev=100% ; d=6inch ; dr=4inch et R=60spm Q=LEvR(2d2-dr2)/147=9x1x60(2X62-42)/147= 205,714 gpm La puissance de la pompe est : HHP = P x Q /1714 Avec Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

22

Techniques et technologies de forage

HHP = Horsepower (puissance cheval) Q = Débit (gpm) P = Puissance (psi) Application : Pour P=13MPa, calculer la puissance. HHP = P x Q /1714=13x /1714= _ Table de rotation

Prt = ΩT /2π Prt : Puissance(ch) Ω : Vitesse de rotation (RPM) T : Torsion (ft-lbf) Application : Pour Ω=80rpm et T=1,5KN.m, calculer la valeur de la puissance. Prt = ΩT /2π= 80x1,5 /2x3,14= 6_ Profil d’un puits pétrolier

a ) Tube guide Il s’agit d’u ne colonne de tubes ancrée dans le sol à une profondeur de l’ordre d’une dizaine de mètres. Elle a pour but de canaliser la boue de forage et d’éviter l’affouillement des terrains meubles en surface. b ) Colonne de surface Elle est la vraie colonne de tubes descendue et permet de coffrer les formations peu profondes qui sont assez éboulantes, assurer la fermeture des eaux douces de surface pour empêcher leur pollution par la boue de forage de servir d’ancrage aux obturateurs et d’assise aux dispositifs de suspension des colonnes ultérieures. c ) Colonne intermédiaire ( ou colonne technique) Cette colonne intervient dans des circonstances suivantes : _ Découvert constituant un danger pendant le forage ou les manœuvres (éboulement des parois, key-seat, etc.) lorsque la boue échoue. _ Isoler les formations sous haute ou faible pression d) Colonne de production ou de test Elle couvre la partie réservoir. Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

23

Techniques et technologies de forage

I_ Casings et cimentation 1_ Casings Les casings sont choisis en fonction du diamètre de casing de production proposé. Dans le cas de notre puits, le client a proposé 7’’ pour le casing de production. Connaissant le diamètre du casing de production, et pour un puits à 3 étages, on peut calculer les diamètres du casing de surface et de guidage grâce à la formule suivante :

DTrou=DManchon+2∆

∆ : jeu entre le manchon et le trou Dtr : diamètre du trou ; Dm : diamètre du manchon ; Tubage (inch)

Jeu tubage – trou (mm)

4’’ ½ à 5’’

5à7

5’’ ½ à 6’’ 5/8

7 à 10

7 ’’ à 8’’ 5/8

10 à 15

8’’ 5/ 8 à 9’’ 5/8

15 à 20

9’’ 5/ 8 à 10’’ ¾

20 à 25

10’’ ¾ à 12’’ ¾

25 à 30

13’’ 3/8

30 à 40

>13’’ 3/8

40 à 50

Tableau : Jeu entre le tubage et le trou Trépan (inch)

Jeu Tubage – Trépan (mm)

4’’ ½ à 8’’ 5/8 8’’ 5/8 à 13’’ 3/8 16’’ à 20’’

3à4 ^

4à5 10 à 15

Tableau : Jeu entre le tubage et le trépan

Application Le diamètre du casing de production est de 7’’ soit 177,8mm et celui du manchon est de 194,5mm. Déterminons les diamètres des trépans qui seront utilisés pour un puits de trois étages (guide, surface et production).

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

24

Techniques et technologies de forage

_ Troisième phase (colonne de production) Dtr=Dm+2∆ Dm=194,5mm ; Pour 7’’, ∆ Є [10,15] Dtr= 194,5+2(10) ou 194,5+2(15) Dtr= 214,5mm ou Dtr= 224,5mm Les bornes de l’intervalle sont 214,5mm et 224,5mm donc le trépan qui sera utilisé doit avoir un diamètre minimal de 214,5mm tout en excédant pas 224,5m. _ Deuxième phase (colonne de surface) Déterminons d’abord le diamètre intérieur du casing qui devra être utilisé pour cette phase. Dint=Dtr+2∆ - Diamètre intérieur minimal Dtr=214,5mm; ∆=4mm Dint= 214, 5+2(4) Dint= 222,5mm - Diamètre maximal Dint= 224, 5+2(4) Dint= 232,5mm Le second casing doit avoir un diamètre intérieur minimal de 222,5mm en excédant pas 232,5mm. Calculons le diamètre du trépan En fonction du diamètre choisi, on mesure le manchon afin de déterminer celui du trépan. Pour le casing utilisé, on a un manchon de 323,8mm de diamètre. Dtr=Dm+2б Pour 12’’1/4, б Є [25,30] Dtr= 323,8+2(25) ou Dtr= 323,8+2(30) Dtr= 373,8mm ou Dtr= 383,8mm Les bornes de l’intervalle sont 373,8mm et 383,8mm donc le trépan qui sera utilisé doit avoir un diamètre minimal de 373,8mm tout en excédant pas 383,8mm. _ Première phase (colonne de guidage) Déterminons d’abord le diamètre intérieur du casing qui devra être utilisé pour cette phase. Dint=Dtr+2∆ -Diamètre intérieur minimal Dtr=222,5mm; ∆=4mm Dint= 222, 5+2(4) Dint= 230,5mm -Diamètre maximal Dint= 232, 5+2(4) Dint= 240,5mm Le premier casing doit avoir un diamètre intérieur minimal de 230,5mm en excédant pas 240,5mm. Calculons le diamètre du trépan En fonction du diamètre choisi, on mesure le manchon afin de déterminer celui du trépan. Pour un casing ayant un manchon de 528,7mm de diamètre. Dtr=Dm+2∆ Pour 20’’4/5, ∆ Є [40,50] Dtr= 528,7+2(40) ou Dtr= 528,7+2(50) Dtr= 608,7mm ou Dtr= 628,7mm Les bornes de l’intervalle sont 608,7mm et 628,7mm donc le trépan qui sera utilisé doit avoir un diamètre minimal de 608,7mm tout en excédant pas 628,7mm. 2_ Cimentation Après la pose des casings, un laitier de ciment mixé en surface est injecté à l’intérieur du tubage à cimenter de façon à le faire remonter à travers l’espace annulaire (espace entre l’extérieur des tubages et les parois du puits). Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

25

Techniques et technologies de forage

CHAPITRE III_ FLUIDES DE FORAGE I_ Définition Le fluide de forage, appelé aussi boue de forage, est un système composé de différents constituants liquides (eau, huile) et/ou gazeux (air ou gaz naturel) contenant en suspension d'autres additifs minéraux et organiques (argiles, polymères, tensioactifs, déblais, ciments etc.). Il transite (continuellement et en boucle fermée) par les trains de tiges puis sort du trépan, remonte par les espaces annulaires et passe dans les bacs à boue. A la sortie du puits, il subit divers traitements (tamisage, dilution, ajout de produit,…) de telle façon à éliminer les déblais transportés et à réajuster ses caractéristiques physico-chimiques et rhéologiques par rapport aux valeurs normales avant d’être réinjecté. L'ajustement de ces paramètres se fait par ajout d’un certain nombre d’additifs. II_ Rôles de la boue de forage 1_ Fonctions primaires • Contrôle des pressions • Protection des parois • Transport des déblais 2_ Fonctions secondaires • Refroidissement de l’outil • Lubrification de l’outil et de la garniture • Maintien des déblais en suspension dans l’annulaire • Séparation des déblais en surface • ‘Allègement’ de la garniture et des tubages • Transmission de la puissance hydraulique de l’outil • Protection des zones productrices • Vecteur d’informations vers la surface (formations, fluides, accidents, …) I_ Les différents types de boues de forages 1_ Les boues à base de l’air Ce sont des fluides dont la phase continue est du gaz mélangé avec de l’eau en proportions variables provenant de la formation traversée (inévitablement) ou ajoutée intentionnellement. Le gaz peut être de l’air ou du gaz naturel, et peut appartenir à une mousse ou à un brouillard. _ Forage à l’air : L’air remplace la boue _ Avantage : avancement rapide _ Inconvénients : • Usure rapide de la garniture de forage • Pas de forage zones haute pression • Mobilisation importante compresseurs • Déblais très petits • Bruyant • Mise en boue du puits avant la descente du tubage _ Forage à la mousse légère _ Composition : • Eau + surfactant + inhibiteur de corrosion _ Qualités : • Tolère une légère venue d’eau (10 m3/h) • Avancement rapide _ Inconvénients : • Pas de forage zones HP • Nécessité inhibiteur de corrosion • Risque de cassage de mousse • Mise en boue du puits avant la descente du tubage _ Conversion : • Mousse compacte ou lourde Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

26

Techniques et technologies de forage

_ Forage à la mousse compacte _ Composition : • Eau + surfactant + inhibiteur de corrosion + polymère _ Qualités : • Tolère une légère venue d’eau (60 m3/h) • Avancement rapide • Récupération de déblais assez gros _ Inconvénients : • Pas de forage zones HP • Pas de forage zones plastiques • Autodestruction de la mousse en surface • Ne supporte pas la garniture de forage en cours de forage • Mise en boue du puits avant la descente du tubage _ Forage à la boue aérée _ Composition : • Boue au polymère à l’eau avec de l’air _ Qualités : • Celles de boues à l’eau et des mousses cumulées _ Inconvénients : • Forage zones HP • Nécessité d’un séparateur pour pouvoir re-circuler la boue _ Conversion : • Boue non aérée 2_ Les boues à base de l’eau "Water-Based Muds" en abrégé WBM Ces fluides sont les plus utilisés dans le domaine du forage et leurs caractéristiques rhéologiques sont corrigées par addition des: _ Viscosifiants : Bentonite (pour les eaux douces), Attapulgite (pour les eaux salées), Biopolymère ; _ Réducteurs de filtrat (carboxyméthylcellulose CMC, polymères synthétiques) ; _ Fluidifiants : le tanin, le Lignosulfonate de fer et de chrome(FCL), les Lignites ou Lignites chromées renforçant l’action des FCL à des températures élevées, _ Contrôleurs de pH : NaOH _ Précipitateurs de calcium : Na2CO3 _ Produits alourdissants : Baryte, Hématite, Sidérite, Galène (soluble dans le HCL), Carbonate de calcium (pour les fluides de faibles densités et pouvant être acidifiés), _ Colmatants : granuleux (produits durs et calibrés en coquilles de noix, noyaux d’abricot, cerise, olive, etc.), fibreux (fibres de bois, de canne à sucre, cellulosiques, etc.) servant à tramer entre les colmatants granuleux, lamellaires (déchets de cellophane, mica, etc.) pour un recouvrement des précédents colmatants. Ces fluides sont moins coûteux et moins polluants; cependant, la dégradation thermique des polymères utilisés dans ces formulations présente un inconvénient majeur pour le bon déroulement d’une opération de forage (domaine de stabilité thermique du Xanthane 120 °C – 138 °C). _ Boue naturelle _ Composition : eau + argile de formation _ Qualité : médiocre _Utilisation : • Forage peu profond • Secteur connu _ Conversion : • Conversion possible en n’importe quel type de boue à l’eau _ Boues bentonitiques _ Boues sans amincissant Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

27

Techniques et technologies de forage

•

Eau + argile hautement colloïdale _ Qualité : • Faible densité • Haute viscosité • Thixotropie variable • Filtrat API : 12 – 25 cm3 • Cake mince, souple et assez résistant _ Utilisation : • Début de forage en gros diamètre _ Conversion : • Conversion en tout type de boue à l’eau _ Boues avec amincissant • Eau + argile hautement colloïdale + amincissants minéraux _ Qualité : • Rhéologie contrôlée malgré teneur en solides élevée • Moins sensibles au calcium • Économiques _ Utilisation : • Conditions de forage normales, jusqu’à 2000 m _ Conversion : • Excessivement difficile _ Boues avec lignosulfonates • Eau + argile hautement colloïdale + lignosulfonates + lignites _ Qualité : • Stables thermiquement • Peu sensibles au NaCl, CaSO4, CaCl2 • Entretien facile • Conservation facile _ Utilisation : • Couverture de toute la gamme d’opérations _ Inconvénient : Coût élevé _ Conversion : • Salée saturée, gypse, chaux _ Boues calciques _ Boues à la chaux : • Eau + bentonite + tanin + chaux éteinte + amidon _ Qualité : • Pas d’impact des argiles forées sur la rhéologie _ Utilisation : Forage de Marne _ Limite : 130°C maximum _ Conversion : pas possible _ Boues au gypse : • Eau + bentonite + lignosulfonate + gypse + CMC _ Qualité : • Forage au gypse même en zone à haut gradient géothermique _ Utilisation : Forage de Marne et d’argile _ Conversion : éventuellement boue saturée _ Faible teneur en solides _ Eau : _ Qualité : • Économique • Avancement rapide Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

28

Techniques et technologies de forage

_ Utilisation : • Cas particuliers uniquement _ Conversion : • Tout type de boue à l’eau _ Eau et floculant : • Eau + guar (ou composés à longue chaîne) _ Qualité : • Économique • Avancement rapide _ Utilisation : • Forage gros diamètre en mer _ Conversion : • Tout type de boue à l’eau _ Eau + PHPA : _ Qualité : • Économique • Avancement rapide • Faible densité • Excellente propriété de suspension _ Utilisation : • Forage de surface où la rhéologie et le contrôle de filtrat ne sont pas critiques _ Conversion : • Tout type de boue à l’eau _ Boue au biopolymère : • Eau + biopolymère + réticulant + bactéricide + bentonite _ Qualité : • Avancement rapide • Perte de charge faible • Peu de produits mis en œuvre _ Inconvénients : • Filtrat élevé • Maximum 150°C • Coût et Fermentation _ Utilisation : • Formation sans problème majeur _ Conversion : eau de mer, saturée _ Boues à l’eau salée _ Boue à l’eau de mer _ Composition : • Simple : SW + soude + attapulgite + bentonite + chaux + CMC • Élaborée : SW + soude + attapulgite + bentonite + lignosulfonate + lignite + CMC _ Qualité : • disponibilité eau de mer offshore _ Utilisation : • Forage en mer _ Conversion : Boue salée saturée _ Boues salées saturées _ Boues sans amincissant • Eau + sel + argile pour boue salée + amidon Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

29

Techniques et technologies de forage

_ Qualité : • Densité > 1.20 • Évite la dissolution du sel _ Inconvénients : • pH très élevé • Nécessite un inhibiteur de corrosion _ Utilisation : • Forage de zones salinifères _ Conversion : Pas de conversion _ Boues avec amincissant • Eau + sel + argile pour boue salée + amidon + soude + lignosulfonate + lignite _ Qualité : • Densité > 1.20 • Tenue thermique environ 130°C • Bonne inhibition des argiles • Économiques _ Utilisation : • Forage zones salinifères HPHT _ Conversion : • Pas de conversion 3_ Les boues à base de l’huile ou "Oil-Based Muds" (OBM) Les boues à huile sont choisies pour leur stabilité à des hautes températures, lubrification et attributs stabilisants le trou de puits, bien qu’elles aient des propriétés particulières, il est difficile de les assurer qu'avec des boues à l'eau, leur utilisation occasionnent quelques difficultés, tels que la manipulation spéciale et les problèmes environnementaux. Les boues à base d’huile sont des émulsions inverses dont la phase continue est une huile organique ou minérale (pétrole brut, gaz oil, …) et la phase dispersée (discontinue) est une solution aqueuse de 50% en volume au maximum qui garde l’avantage d’une phase externe constituée par l’huile. Des agents viscosifiants, émulsifiants, stabilisants, fluidifiants et alourdissants sont alors additionnés. Ces fluides présentent une insensibilité aux contaminants (Na Cl, K Cl, argile, …), une réduction du frottement de la garniture sur les parois du puits et un endommagement limité de la formation, d’où une meilleure productivité, à moins qu’ils posent des problèmes écologiques (pollution), ils peuvent contaminer le laitier de ciment et ils sont très coûteux. Actuellement, des fluides à base d’huile non toxiques (huiles végétales) sont de plus en plus utilisés ainsi que les fluides à base d’eau. _ Tableau récapitulatif

boue salée saturée aux amincissants organiques

boue Boue salée boue au gypse bentonitique au saturée FCL/LC

Type de boue

Composition moyenne ( / m3 ) bentonite : 50 - 100 kg FCL : 20 - 40 kg soude : 2 - 4 kg CMC : 0 - 5 kg (LC : 10 - 20 kg) (antimousse : 0.1 - 0.3 %) bentonite : 50 - 70 kg FCL : 12 - 15 kg soude : 3 - 4 kg CMC : 5 - 10 kg gypse : 5 - 10 kg (LC) sel : 350 kg argile : 50 kg amidon : 30 - 40 kg chaux : 0 - 10 kg sel : 350 kg argile : 50 kg amidon : 20 - 30 kg soude : 4 - 6 kg FCL : 30 - 45 kg LC : 10 - 15 kg (conversion boue saturée salée)

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

Caractéristiques

Stabilité aux contaminants

Domaine d'utilisation

pH > 9.0 T < 220°C

bonne [Cl-] : 50 - 70 g/l

puits 6000 m large domaine d'application

pH > 9.0 T < 200°C

bonne [Cl-] : jusqu'à 70 g/l

gypse ou anhydrite argiles faiblement salinifères

d > 1.20 corrosive T < 150°C

bonne : gypse, anhydrite moyenne : argiles

argiles peu dispersantes argiles moyennement dispersante

bonne

argiles très dispersantes

d > 1.20 corrosive T > 140°C

30

Techniques et technologies de forage

boue à l'huile

boue boue bentonitique bentonitique tannique simple

Boue à l'eau de mer

Type de boue

Composition moyenne ( / m3 ) polymères : 4 kg chlorure chromique : 1 - 2 kg soude : 8 - 10 kg bactéricide : 0 - 0.5 kg bentonite : 15 kg (FCL + CMC) bentonite : 40 - 60 kg CMC : 0 - 5 kg

Caractéristiques

Stabilité aux contaminants

Domaine d'utilisation

faible teneur en solides d < 1.03 filtrat > 12 cm3

moyenne

formations peu problématiques amélioration ROP

pH : 8.5 - 9.0 T < 150°C

faible

boue de démarrage peu de risques de contamination

bentonite : 40 - 60 kg tanin : 2 - 4 kg

pH < 11

moyenne

profondeur < 3000 m

soude : 0.5 - 1 kg

filtrat : 2 - 4 cm3

calcium : 300 g/l ; chlorure : 20 g/l

gypse, anhydrite, argiles

CMC : 1 - 5 kg huile : 715 l eau : 205 l CaCl2 : 55 kg émulsifiant : 15 l reducteur de filtrat : 18 l chaux : 30 kg viscosifiant : 15 kg (mouillant = f(solides) ) (alourdissant = f(densité) )

T < 150°C

O/W = 80/20 PV : 16-18 YP : 16 - 18 ES : 600

excellente

puits fortement déviés puits haute pression puits haute température formation fragile

III_ Choix du type de fluide en fonction des problèmes à traiter _ Argiles à Haut Pouvoir de Dispersion Définition : • Fort caractère colloïdal • Dispersion rapide et en grande quantité Boues de Forage adaptées : • Boues à l’huile • Boues au KCl • Boues au gypse • Boues à haute teneur en dérivés ligneux • Boues polyacrylates • Boues PHPA _ Argiles Gonflantes Définition : • Sensibilité à l’hydratation par le filtrat • Sensibilité à l’eau dispersée et non liée Boues de Forage adaptées : • Boues à l’huile • Boues au KCl • Boues au gypse • Boues à haute teneur en dérivés ligneux _ Argiles Fluantes Définition : • Argiles sous compactées Boues de Forage adaptées : • Boues à l’huile Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

31

Techniques et technologies de forage

• Boues au KCl (pour la partie gonflante) • Boues alourdies _ Argiles Boulantes Définition : • Structure schisteuse fragile mais pas colloïdale Type de Boues de Forage indifférent mais : • Écoulement laminaire • Faible cisaillement à la paroi • Filtrat contrôlé _ Gypse & Anhydrite Boues de Forage adaptées : • Traitement au Na2CO3 si épaisseurs faibles • Boues rouge calcique (FCl) • Boues au gypse • Boues salées saturées _ Sels & Sels Complexes Boues de Forage adaptées : • Boues salées saturées (NaCl) • Boues à l’huile (sels complexes) _ Températures élevées : Boues de Forage adaptées : • Boues à l’huile • Boues à haute teneur en dérivés ligneux • Boues polyacrylates NB : Utilisation d’attapulgite au lieu de bentonite III_ Mesures sur la boue Certaines mesures sont réalisées systématiquement sur tous les forages (viscosité, densité, filtration) et d’autres en fonction des besoins (taux de gaz, alcalinité). A partir des mesures réalisées et des connaissances acquises, on ajuste si nécessaire la composition de la boue en "temps réel" en ajoutant certains produits ou en reformulant la boue. Historiquement, face aux problèmes majeurs rencontrés dans les premiers forages, la densité est le premier paramètre fondamental pour la caractérisation des fluides de forage. 1_ Densité La densité est un paramètre important des boues de forage. Elle doit être suffisamment élevée pour contrebalancer la pression exercée par les venues d’eau, d’huile et de gaz et par conséquent les éruptions. Cependant elle ne doit pas dépasser la limite de résistance des parois du puits (formations traversées) pour ne pas les fracturer et ne pas risquer une perte de boue au cours de la circulation. La pression exercée par la boue sur les parois du puits, est donnée par l’expression suivante (Garcia et Parigot, 1968): P=

ℎ𝑑 10

P : Pression de la formation ; en Kgf/cm2 h : Profondeur de la couche traversé ; en m d : Densité de la boue. 2_ Rhéologie a _ Viscosité

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

32

Techniques et technologies de forage

La viscosité dépend avant tout de la teneur en solides contenue dans la boue et de la présence des polymères. Une augmentation de viscosité ne pourra donc être combattue que par l’élimination de solides. D'un point de vue pratique, on définit deux types de viscosité : une viscosité apparente (Va) et une viscosité plastique (Vp) souvent liée à la taille des particules, et à leur forme: Va = L600/ 2 Vp = L600 – L300 Où L600 et L300 représentent respectivement les lectures à 600 et 300 tr/mn sur le rhéomètre fann35. b _ Contrainte seuil Les solides présents dans la boue de forage influencent un paramètre autre que la viscosité plastique, qui est la contrainte seuil (exprimée en Pa ou en lb/100 ft2), plus connue sous le nom de "yield value" ou "yield point". YP= L300 – VP = (VA -VP) 2 La contrainte seuil représente la résistance initiale à vaincre, pour que le fluide s’écoule. Cette résistance est due aux forces électrostatiques attractives localisées à la surface des particules. C’est une mesure dynamique. La contrainte seuil dépend du type des solides présents et de leurs charges de surface respectives, de la concentration de ces solides, et du type et de la concentration des autres ions ou sels éventuellement c _ Gels et thixotropie Une boue de forage laissée au repos édifie progressivement une structure qui augmente sa rigidité et qui peut être réduite par agitation. On appelle thixotropie le fait que ce phénomène soit non instantané et réversible. Le caractère thixotrope d’une boue est évalué en mesurant le "gel 0" et le "gel 10". Le gel 0 représente la résistance du gel aussitôt après agitation de la boue. Ils sont mesurés à l’aide du viscosimètre Fann35 à une vitesse de 3 tr/min et exprimé en lb/100ft2. Le gel 10 représente la résistance du gel après un repos de la boue de 10 minutes. Le gel 0 varie pratiquement comme la viscosité plastique et le gel 10 comme la contrainte seuil avec cependant, pour ce dernier, une sensibilité particulière au traitement chimique. La connaissance des propriétés rhéologiques est d’une grande importance pour la résolution des problèmes de forage et permet de recommander et de prévoir le comportement des fluides au cours du forage. Il faut souvent arriver à un compromis entre les caractéristiques des fluides. Une viscosité maximale améliore la mise en suspension des déblais et réduit l’infiltration et l’érosion, tandis qu'une faible viscosité facilite le pompage du fluide, améliore la lubrification et réduit les pertes de charges, accélérant ainsi l’avancement du forage. De plus, une valeur importante de contrainte seuil permet le bon nettoyage du trou et la mise en suspension des solides. Dans le cas des puits fortement déviés ou horizontaux, les "cuttings" se déposent plus rapidement que dans les puits verticaux, par conséquent, ils s’accumulent, formant un lit qui atteint un état stationnaire. Ce dépôt de cuttings engendre des problèmes de couple ("torque") surtout lors des manœuvres de remontée sans rotation ou circulation. Diverses solutions sont possibles telles que : _ une augmentation de la vitesse annulaire, celle -ci doit être maintenue aussi élevée que possible dans les puits fortement déviés, mais le régime d’écoulement doit être laminaire pour une inclinaison inférieure à 45°. L’épaisseur du lit de cuttings croît avec l’inclinaison du puits jusqu’à atteindre un état stationnaire. Néanmoins, il décroît lorsque le débit augmente. Au-delà d’un certain débit critique, l’épaisseur du lit de cuttings est pratiquement nulle; _ Une augmentation de la densité de la boue, celle –ci entraîne l’amélioration du nettoyage du trou et la diminution du débit requis pour nettoyer le trou; _ Une augmentation de la contrainte seuil, qui permet d’améliore r le nettoyage de l’annulaire (pour un régime laminaire). Pour un angle supérieur à 70° l’effet de YP décroît; _ Une augmentation du rapport YP/PV, qui permet d’améliorer le nettoyage du trou, et enfin _ Une réduction du gel car une boue thixotrope associée à la non-rotation entraîne la formation d’une couche de fluide quasiment immobile au fond du trou, d’où la rétention des cuttings (principalement des fines). 3 _ Filtration Les fluides de forage sont des suspensions composées d’une phase liquide et des particules solides. La filtration se réfère à la phase liquide du fluide de forage forcé à traverser la formation perméable causé par la différence de pression. Durant ce processus les particules solides sont retenues à la surface de la paroi, formant un cake de filtration. La perméabilité c’est la capacité d’un fluide à s’écouler à travers une formation poreuse. Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

33

Techniques et technologies de forage

Les systèmes de boue doivent être conçus pour sceller les zones perméables aussi vite que possible avec des cakes lisses et minces. Différentes zones peuvent être distinguées, le cake externe qui tapisse la paroi, le cake interne qui s’étend sur une épaisseur équivalente à quelques diamètres de grain et la zone envahie par les fines particules lors de la pénétration immédiate (voir figure). L’obstruction du milieu poreux est d’autant plus rapide que la concentration en particules est plus élevée. A titre indicatif, les données proposées par la littérature figurent dans le tableau 2. Dans les formations de haute perméabilité avec de larges pores, toute la boue pourrait envahir la formation (selon la taille des particules solides de la boue). Dans de telles situations des agents de liaisons doivent être utilisés pour arrêter les pertes de boue. La taille des agents de liaisons doit être la moitié de la taille des pores de la formation. On peut citer dans cette gamme, les carbonates de calcium, les dérivées de la cellulose et une large variété d’autres matériaux réducteurs de filtrat. Deux sortes de filtrations ont lieu pendant le forage : la filtration statique pendant arrêt de la circulation du fluide, et la filtration dynamique au cours de la circulation du fluide qui entraîne une érosion du cake formé. Le volume du filtrat est fonction : De la nature de la formation ; · du temps ; · de la pression différentielle ; · de la viscosité du fluide ; · de la température ; · de la distribution en taille des particules. Les propriétés de filtration des fluides de forage sont évaluées et contrôlées par des tests API. Ce sont des tests en régime statique utilisant un filtre presse standardisé. Ces tests peuvent être réalisés à hautes pressions et hautes températures. De nombreux travaux et études ont été sur la filtration et l’évolution de ses paramètres sous différentes conditions inhérentes au forage. IV_ Les appareils de traitement de la boue 1_ Les vibrateurs ou tamis vibrants La boue chargée de déblais arrive sur des toiles métalliques fixées à des châssis montés sur ressorts. Un moteur électrique produit des mouvements vibratoire, circulaire, elliptique et linéaire de ces tamis favorisant le passage de la boue à travers les toiles. 2_ Les hydrocyclones Ces appareils fonctionnent sur le principe des cyclones naturels que l’on pourrait décrire comme ceci : un centre de basse pression autour duquel la pression augmente ce qui donne en bordure des vents convergents vers le centre des vents ascendants. 3_ La centrifugeuse Ces appareils à axe horizontal et vis convoyeuse sont à fonctionnement continu. 4_ Les bacs à boue Après que le fluide de forage ait été traité par l'équipement de contrôle des matières solides; il passe dans la fosse de retour, qui est connecté à d'autres fosses et à la fosse d'aspiration. Cette dernière est reliée directement à la pompe qui facilite par la suite la réinjection de la boue dans le puits 5_ Les bassins à boue Il s’agit des bassins où se déverse la boue après usage ou celle sortant du circuit au niveau des tamis vibrants 6_Désableurs Ces dispositifs constitués d’une série de cônes montés sur un collecteur éliminent les particules de la boue qui ne sont pas éliminées par les tamis en utilisant la force centrifuge. La boue tourbillonne et la rotation fait que les fluides plus légers viennent au centre tandis que les solides plus lourds passent à l'extérieur du cône. 7_ Déssilteurs Même principe que les dessableurs sauf que la taille des cônes est plus petite. 8_Les dégazeurs Ils permettent d’éliminer le gaz emprisonné dans la boue de forage. Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

34

Techniques et technologies de forage

CHAPITRE IV_ Notion de pression au cours de forage Au cours de toutes les phases de forage, il est indispensable de maintenir en permanence le puits rempli d’un fluide de forage de densité appropriée. Ce fluide est la première et la plus importante barrière de sécurité entre le fond du puits et la surface ; sa densité doit être : _ assez élevée pour équilibrer la pression des fluides contenus dans les pores et maintenir les parois du trou _ pas trop élevée pour ne pas endommager, causer de pertes, fracturer des terrains et diminuer la vitesse d’avancement. Pour cela, il est important de connaître la pression de pore (pression de fluides contenus dans ses pores ), et de fracturation des formations à forer afin d’établir le programme de tubage et de boue I_ Pression hydrostatique La pression du fluide statique signifie la pression entraînée par la gravité du fluide au repos soumis seulement aux effets de la pesanteur. Elle est de formule: P=gH P—la pression du fluide statique: kPa g—la vitesse accélérée de la gravité: m/s2  —la densité du fluide: g/cm3 H—l’altitude de la colonne fluide: m II_ Pression de pore C’est la pression exercée par les fluides contenus dans les roches à l’intérieur des pores et des fissures. Elle est aussi appelée pression de formation, pression de fluide interstitiel, pression interstitielle et pression de gisement Elle est normale lorsqu’elle est causée par la pression hydrostatique des eaux. Pour les eaux du sous sol, la densité est comprise entre 1 et 1,08 et pour les eaux de surface entre 1 et 1,04 jusqu’à 1,15 pour les fluides plus profonds. Exemple: Soit 1.2 g/cm3 la densité du fluide dans le puits de forage. Quelle est la pression de colonne statique à l’altitude de 1800 m?

Figure : la pression du fluide statique du puits de foret et la pression de la couche de terre Réponse： La pression de la boue forage est : P=gH =9.81×1.20×1800 =21189.6KPa La pression du fluide dans les porosités de la couche de terre est : P=gH =9.81×1.07×1800 =18894,06KPa Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

35

Techniques et technologies de forage

Conclusion : La pression du fluide statique dépend de la densité de la colonne du fluide et de l’altitude verticale. III_ La pression géostatique Appelée aussi pression lithostatique, elle est la pression à une profondeur donnée, exercée par le poids des sédiments sus-jacents. Elle est due pour une part aux fluides contenus dans les pores et pour une autre part à la matrice des sédiments. Sa formule est : S= dba.Z /10,2 S : pression géostatique à la profondeur Z en bar, dba : densité moyenne des formations comprises entre la surface et la côte Z Z : épaisseur des sédiments exprimée (m) La densité d’un sédiment dépend de la densité de sa matrice, de la densité du fluide interstitiel et de sa porosité. Elle est définie par la relation suivante : db= .df +(1- ).dm db densité de la roche : porosité de la roche, df : densité du fluide contenu dans les pores de la roche, Dm : densité de la matrice de la roche La densité moyenne des principaux types de roches varie entre 1,8 et 3,1 d moyenne=1,8 pour des sédiments fraichement déposés et fortement imprégnés d’eau d moyenne= 2 pour le sel d moyenne=2,6 pour les roches sédimentaires compactes d moyenne=3 pour l’anhydrite d moyenne=3,1 pour les roches éruptives Calcul de la valeur moyenne de la densité des sédiments dba = Ʃ (dbi.Zi)/Z

dba= (db1.Z1+ db2.Z2+ db3.Z3) / (Z1+Z2+Z3) Le point d’origine du gradient géostatique à terre est la surface du sol et en mer la surface de l’eau. Dans les bassins sédimentaires terrestres, il varie en moyenne de 0,17bar/m (1psi/pied) en surface à 0,23bar/m à 3000m /4000m. Il augmente ensuite lentement pour atteindre 0,25bar/m au niveau du socle. En général, on le prend égale 0,23bar/m IV_ La pression de fracturation Il s’agit de la pression au delà de laquelle une formation fracture ou craque. Elle s’obtient à l’aide du test d’injectivité (Leak Off Test, LOT). V_ Le gradient de pression Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

36

Techniques et technologies de forage

La définition de la pente de la pression: la valeur de variation de la pression avec une unité de profondeur augmentée dans la direction verticale. G=p / H=g  G—la pente de la pression, kPa /m； p—la pression, kPa ou MPa； H—la profondeur, m ou km VI_ Relation entre la pression de pore et la pression géostatique Dans le cas d’une roche poreuse, la contrainte verticale, la pression de pore et la pression géostatique sont reliés par la formule de Terzaghi =pression géostatique =contrainte effective verticale (bar) responsable des déformations dans la roche. C’est un concept proche de la contrainte intergranulaire ou matricielle (contrainte existant entre les grains formant la roche), =pression de pore (bar) =coefficient de poro-élasticité caractéristique de la roche considérée. Il peut varier de 0 à 1. Pour les réservoirs pétroliers, il vaut environ 0,7. Pour des raisons de simplification, on le prendra égal à 1. Dans le cas des roches non poreuses, nous avons Pg=0 et S= VII_ Le test d’injectivité C’est un test qui permet d’obtenir la pression de fracturation des formations traversées. Il se fait généralement quelques mètres après le dernier cuvelage notamment dans des roches perméables tel que le grès. L’une des manières habituellement utilisée est la suivante: 1_ Etapes du test a_ Après séchage du ciment, reforer l’anneau, le sabot et le ciment puis forer quelques mètres dans la formation b_ Circuler et conditionner la boue pour avoir le puits rempli d’un fluide propre rempli d’un fluide et homogène du point de vue densité c_ Remonter l’outil au sabot. S’assurer que le puits est plein de boue d_ Fermer le puits sur tiges et ouvrir l’espace annulaire entre les deux derniers cuvelages par l’intermédiaire d’une vanne latérale de la tête de tubage si cela est possible. e_ Pomper par l’intermédiaire des tiges avec de préférence la pompe de cimentation à un débit constant compris entre 40 et 80l/min (on évitera de se servir des pompes de forage). Un débit de pompage plus élevé peut être utilisé en début de test suivant le volume nécessaire pour comprimer la boue du puits. f_ Enregistrer la montée de pression en fonction du volume pompé. Il est nécessaire de disposer de manomètres et d’enregistreurs suffisamment précis et correctement calibrés pour effectuer cette opération. g_ Suivant le type de test que l’on veut réaliser, la pompe sera arrêtée lorsque : _ La pression atteint une valeur fixée à l’avance et considérée comme suffisante pour faire face aux problèmes attendus au cours de la phase de forage. Cette valeur sera inférieure à la pression PI. Dans ce cas, on effectue un essai de pression ou limit test ou Formation Integrity Test (FIT). _ Ou lorsque 3 ou 4 points s’écartent de la droite de compression du fluide forage. Le point de divergence marque la valeur PI de la pression à partir de laquelle il ya injection dans la formation. Il est impératif d’arrêter la pompe avant d’atteindre la pression de fracturation POF. Dans ce cas, on effectue un test d’injectivité. h_ Après l’arrêt de la pompe, maintenir le puits en pression pendant un temps suffisamment long (environ une dizaine de minutes pour s’assurer que la pression enregistrée reste constante. Dans le cas d’un essai de pression FIT, la pression doit rester constante ou diminuer légèrement du fait de la disparition des pertes de charge dans le circuit (fig1). Dans le cas d’un essai de pression LOT, la pression doit diminuer progressivement pour se stabiliser à PI (fig2), pression en dessous de laquelle la formation cesse d’absorber du fluide. i_ Purger la pression et comparer le volume de fluide en retour avec celui pompé afin de déterminer le volume absorbé par la formation.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

37

Techniques et technologies de forage

Fig 1 : Essai de pression sans atteindre la pression de début d’injection Suivant les opérateurs, les procédures vont différer sur les points e et f. _ Pour le point e, certains préfèrent pomper la boue dans l’espace annulaire par kill line. _ Pour le point f, certains préfèrent : a- pomper 40 à 80 litres dans le puits, arrêter la pompe, b- attendre quelques minutes pour obtenir en tête de puits une pression stabilisée en statique et enregistrer cette pression, c- répéter a et b, construire la courbe d’évolution de pression en fonction des volumes pompés. Le point le plus fragile d’un découvert doit être situé au sabot du dernier cuvelage. Donc , on considère généralement que le test d’injectivité effectué en ce point après avoir foré quelques mètres dans la nouvelle formation permet de déterminer la valeur la plus faible que l’on puisse rencontrer dans le découvert pour la pression de début d’injection et pour celle de fracturation. Cependant pour ancrer une colonne de cuvelage, on choisit généralement une formation consolidée et peu perméable. Pour le test d’injectivité, on se contente souvent de forer quelques mètres dans la formation sous le sabot sans se préoccuper s’il ya changement ou non des caractéristiques de la roche (lithologie, porosité, perméabilité). Le test sera donc en général réalisé dans une formation peu perméable, il permettra surtout de tester l’étanchéité de la cimentation autour du cuvelage.

Fig 2 : Diagramme de test d’injectivité ou Leak Off Test

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

38

Techniques et technologies de forage

2_ Interprétation de la courbe de pression Le puits est mis progressivement en pression. L’évolution de la pression en tête du puits est notée en fonction du volume ou du temps de pompage. Dans le cas d’une formation imperméable ou peu perméable, le diagramme type de l’évolution de pression est :

Fig 3 : Diagramme type de fracturation hydraulique d’une formation Section AB : la pression augmente de façon linéaire avec le volume pompé, cette augmentation correspond à la compression de la boue, à la dilatation du tubage et de la formation.( La compressibilité de la boue varie avec le type de boue, la température et la pression. Elle est de l’ordre de 3 à 7 l/bar/ 100m3 ). Section BC : A partir du point B, l’augmentation de pression est plus faible et a tendance à diminuer en fonction du volume pompé, le fluide de forage pénètre dans la formation. PI est la pression de début d’injection dans la formation. Section CD : Au point C, la pression atteint sa valeur maximale, POF, qui correspond à la pression d’ouverture de fractures ou pression de fracturation. A la pression POF, la formation se fracture. En général, la pression chute brutalement et se stabilise à la pression PPF, pression de propagation des fractures, si le pompage est maintenu. Section DE : Si le pompage est arrêté au point D, la pression va diminuer et se stabiliser à la valeur PFF (valeur en statique de la pression) qui correspond à la pression de fermeture des fractures. En dessous de cette valeur, la formation n’absorbe plus de fluide. Section EF : Elle correspond à la purge de la pression dans le circuit. Pendant cette phase, il est important de mesurer le volume de fluide en retour afin de savoir si la formation a absorbé ou non du fluide. On constate que dans le cas des roches fortement consolidées, la pression d’ouverture des fractures POF est proche de la pression de début d’injection PI. La pression POF ‘ nécessaire pour rouvrir les fractures existantes sera inférieure à la pression POF qui a été nécessaire pour ouvrir ces fractures la première fois, la cohésion interne de la roche n’étant plus à vaincre. La différence entre POF et POF’ correspond à la résistance Rt de la roche en traction. Cette résistance à la traction peut atteindre plusieurs dizaines de bar dans le cas de roches fortement consolidées. Si la fracturation se produit dans ce type de roche, la tenue de la paroi à la pression sera considérablement réduite. Il est donc fortement recommandé de ne pas fracturer ces roches. La pression de propagation PPF reste identique. Les pressions PI, POF, PPF, PFF sont des valeurs lues en surface(en tête de tige ou en tête de l’espace annulaire suivant la procédure utilisée pour réaliser le test. Pour connaître la valeur de ces pressions en face de la formation considérée, il suffit d’ajouter la pression hydrostatique exercée par la colonne de fluide se trouvant entre la surface et la formation au moment du test. Le diagramme sera une e allure différente dans le cas des formations très perméables ou naturellement fracturées ou encore non consolidées (fig3). Au delà d’une certaine valeur, légèrement supérieure à PI, la pression se stabilise, le fluide pénètre dans la formation mais il n’ya pas nécessairement fracturation. Si le pompage est arrêté, la pression redescend à PI. (Dans le cas d’une roche qui n’a pas de cohésion interne, il est délicat de parler Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

39

Techniques et technologies de forage

de fracturation).

Fig 3 : Diagramme de test d’injectivité dans une formation poreuse perméable En dehors de considérations concernant la résistance à la traction de la roche testée (résistance qui disparaît d’ailleurs dès la première fracturation), la valeur de la pression de début d’injection PI et celle de la pression de fracturation POF varient au cours de l’exécution du forage. En général, elles augmentent à cause de l’augmentation des contraintes thermiques à la paroi du trou et également à cause du colmatage de la formation (influence de la qualité du cake et de filtration). Ces pressions devraient théoriquement reprendre leurs valeurs d’origine lorsque le puits retrouve son équilibre thermique initial (c’est généralement le cas au bout d’une quinzaine d’heures d’arrêt de circulation).

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

40

Techniques et technologies de forage

CHAP V- Forage dirigé I_ Définition C’est un forage à fort angle d’inclinaison récemment appliqué et nécessitant de puissants moyens informatiques. Il est effectué lorsqu’il est physiquement et économiquement impossible d’atteindre la cible à l’aide des puits verticaux. II_ Les phases d’un forage dirigé Comme illustré sur la figure, la trajectoire est généralement en forme de « J » (la plus répandue) ou en « S » et se comporte comme suit :

Figure 1 : Trajectoire type forage dévié  

Une première partie verticale jusqu'à la cote dite KOP (kick-off point). Une deuxième partie « build-up » correspondant à une augmentation en angle d’inclinaison. Cette déviation est amorcée à l’aide des outils deviatoires tel que le sifflet deviatoire (whipstock), le jetting, le raccord coudé et le moteur de fond.

Figure 2: Outil deviatoire type sifflet (whipstock)(source : Réalisation des forages dirigés et contrôle des trajectoires. Editions Technip, Paris, 1985).

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

41

Techniques et technologies de forage

Figure 3 : Procédure de déviation par jetting (source : Réalisation des forages dirigés et contrôle des trajectoires. Editions Technip, Paris, 1985).





Figure 4 : Garniture de déviation avec utilisation d’un raccord coudé (source : Smith 1.1.). Une troisième partie « stabilisée » qui est forée de façon rectiligne. Il existe cependant des appareils de forage spéciaux (tilt rig ou slant rig) qui permettent de démarrer le forage avec inclinaison grâce à leurs mâts inclinés dans l’axe du tube conducteur. Ces appareils sont utilisés lorsqu’il est impossible de dessiner une trajectoire en J ou en S du fait de la valeur trop basse du KOP ou de la valeur trop faible du build-up.

Figure 5: Appareil de forage a mât incliné (Source : Skytop Brewster) III_ Les raisons d’un forage dirigé Cette technique a l’avantage principal de permettre: D’atteindre des sites inaccessibles tels les gisements enfouis sous la mer, le lac, la rivière, la montagne, une zone urbanisée ou encore du fait d'obstacles géologiques (lithologies rebelles). Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

42

Techniques et technologies de forage

Figure 6 : Forages dirigés vers des cibles situées sous des sites inaccessibles

Figure 7 : Développement en site urbanisé 

De multiplier les puits sur un même emplacement (le plus souvent en offshore ou le coût de construction d’une plate forme reste élevé).

Figure 8 : Développement de gisement offshore 

De réaliser le side-track lorsqu’on veut abandonner la portion inférieure d’un forage à la suite d’un accident.

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

43

Techniques et technologies de forage



Figure 9: Reprise d’un puits en forage dirigé pour des raisons géologiques ou techniques De réaliser des puits de secours (relief well) pour intercepter un puits en éruption.

Figure 10 : Forage de secours pour contrôler un puits Références bibliographiques _ Magdeleine Moureau, Gerald Brace, Dictionnaire du forage et des puits, éd. Technip, 2000. _ Jean-Paul Nguyen, Techniques d'exploitation pétrolière. Le forage, (Relié), éd. Technip, 1993. _ Bertrand Gonthiez, Réaliser et entretenir son puits, éd. Eyrolles, 2009. _ Basic Mudlogging GWDC_CNLC. _ Le Contrôle du Puits Pétrolier, la Société du Foret Grande Muraille du Groupe du Pétrole de la Chine, Septembre, 2012 _ Petroleum geology, Schlumberg. _ Petroleum geology, CNLC_GWDC. _ Techniques de forage, Formation interne Areva NC par REILE Benoit (Mise à jour 29 Aout 2010)

_ Fluides de forage, Thierry Maysounabe

Préparé par Mr. Imini Ibrahim Inoussa

44