forage horizontal

ENSPM

Forage dirigé

Ingénierie et méthodes

Edition 3.3 - Juin 2005 Jean-Paul Szezuka

Sommaire 1

2 Ingénierie du forage dirigé

Forage dirigé

Ingénierie et méthodes

Sommaire

Introduction Chapitre 1 Forage dirigé - Généralités Chapitre 2 Equipement de forage dirigé Chapitre 3 Ingénierie du forage dirigé Chapitre 4 Forage horizontal Index

Sommaire 3

Chapitre 1 Généralités Page 1.1 Applications du forage dirigé 11 1.2 Vocabulaire et définition 13 1.3 Profils des puits 15 1.4 Représentation des puits 19 1.4.1 Systèmes of coordonnées 19 1.4.1.1 Géographiques 19 1.4.1.2 UTM 21 1.4.1.3 Lambert 23 1.4.2 Projections horizontales 25 1.4.2.1 Les différents Nord 25 1.4.2.2 Déclinaison magnétique 27 1.4.2.3 Convergence 29 1.5 Contrôle de trajectoire 31 1.6 Calculs de trajectoire 31 1.6.1 Principe du calcul 31 1.6.2 Considérations préliminaires 33 1.6.3 Calculs 33 1.6.4 Représentations des trajectoires 35 1.6.5 Méthodes de calculs 39 1.6.5.1 Angle moyen 41 1.6.5.2 Rayon de courbure 41 1.6.5.3 Courbure minimum 43 1.6.6 Dog-leg 45 1.7 Calculs d'incertitude 47 1.7.1 Sources d'erreurs pendant les mesures 47 1.7.2 Paramètres d'incertitude 49 1.7.3 Ellipses d'incertitude 51 1.7.4 Etude anti-collision 51 1.8 Facteurs affectant la déviation 53 1-8-1 Facteurs naturels 53 1-8-2 Procédures de forage & équipements 53 1-8-3 Conséquences sur la forme des trous 55


Chapitre 2 Equipement de forage dirigé

Page 2.1 Equipements de forage 63 2.1.1 Equipements standard de forage 63 2.1.1.1 Masse-tiges 63 2.1.1.2 Tiges & tiges lourdes 65 2.1.1.3 Coulisses de forage 69 2.1.1.4 Amortisseurs de vibrations 71 2.1.1.5 Elargisseurs 73 2.1.1.6 Aléseurs à rouleaux 75 2.1.1.7 Raccords 75 2.1.1.8 Aléseurs de key-seat 77 2.1.2 Equipements spécifiques au forage dirigé 79 2.1.2.1 Moteurs de fond 79 2.1.2.2 Stabilisateurs 89 2.1.2.3 Equipement amagnétique 95 2.1.2.4 Raccords d'orientation 97 2.1.2.5 Raccords coudés 97 2.1.2.6 Outils de déflexion 99 2.2 Equipements de mesure 101 2.2.1 Outils de mesure en temps différé 101 2.2.1.1 Inclinomètre 103 2.2.1.2 Single shot 103 2.2.1.3 Multishot magnétique 103 2.2.1.4 Gyroscope 103 2.2.2 Outils de mesure en temps réel 105 2.2.2.1 Steering tools 105 2.2.2.2 MWD 105 2.2.2.3 Gyroscope en temps réel 111 2.3 Les nouveaux équipements de forage dirigé 113 2.3.1 Systèmes à mesures avancées 113 2.3.2 Systèmes de navigation en rotation 115

Sommaire 5

Chapitre 3 Ingénierie du Forage dirigé Page 3.1 Planning & ingénierie 123

3.1.1 Plate forme 123 3.1.2 Définition de la cible 125 3.1.3 Détermination de la trajectoire 127 3.1.4 Programme de tubages 131 3.1.5 Méthodes de forage dirigé 137 3.1.6 Train de tiges 147 3.1.7 Multipuits 149 3.1.8 Sélection des équipements de forage 151 3.1.9 Sélection du rig 153 3.2 Design du train de tiges 157

3.2.1 Bilan des forces - Torque et frottements 157 3.2.1.1 Efforts de tension 159 Gravité 151 Chocs 153 Efforts dus aux frottements 153 Mesure des frottements 153 Forces aux parois 155 Estimation des frottements 157 Coefficients de friction 159 3.2.1.2 Forces pression 169 3.2.1.3 Efforts de torsion 169 Train de tiges 171 Vitesses de rotation critiques 171 Flambage 173 Flambage critique 173 3.2.1.4 Flexion 175 3.2.1.5 Fatigue 177 3.2.1.6 Ecrasement 179 3.2.1.7 Abrasion & Erosion 179 3.2.1.8 Corrosion 179 3.2.2 Design du train de tiges 181 3.2.3 Design des garnitures de forage dirigé 185 3.2.4 Garnitures de forage dirigé rotary 189 3.2.5 Contrôle de l'azimut 199 3.2.6 Poids sur l'outil 199 3.2.7 Outils de mesure 203 3.2.8 Positionnement des coulisse 205 3.2.9 Outils de forage 209 3.3 Fluides de forage 211

3.3.1 Sélection du fluide de forage 211 3.3.2 Lubrification du trou 211 3.3.3 Stabilité des parois 211 3.3.4 Nettoyage du puits 213 3.3.5 Endommagement de la formation 217


Chapitre 4 Forage Horizontal Page

4.1 Histoire & Introduction 223 4.2 Avantages & inconvénients du forage horizontal 225 4.3 Types de puits horizontaux 231 4.4 Pratique du forage horizontal 233

8 Ingénierie du Forage Dirigé

Chapitre 1 – Généralités 9

Chapitre 1 Généralités

Page

1.1 Applications du forage dirigé 11 1.2 Vocabulaire et définition 13 1.3 Profils des puits 15 1.4 Représentation des puits 19 1.4.1 Systèmes of coordonnées 19 1.4.1.1 Polar 19 1.4.1.2 UTM 21 1.4.1.3 Lambert 23 1.4.2 Projections horizontales 25 1.4.2.1 Les différents Nord 25 1.4.2.2 Déclinaison magnétique 27 1.4.2.3 Convergence 29 1.5 Contrôle de trajectoire 31 1.6 Calculs de trajectoire 31 1.6.1 Principe du calcul 31 1.6.2 Considérations préliminaires 33 1.6.3 Calculs 33 1.6.4 Représentations des trajectoires 35 1.6.5 Méthodes de calcul 39 1.6.5.1 Angle moyen 41 1.6.5.2 Rayon de courbure 41 1.6.5.3 Courbure minimum 43 1.6.6 Dog-leg 45 1.7 Calculs d'incertitude 47 1.7.1 Sources d'erreurs pendant les mesures 47 1.7.2 Paramètres d'incertitude 49 1.7.3 Ellipses d'incertitude 51 1.7.4 Etude anti-collision 51 1.8 Facteurs affectant la déviation 53 1-8-1 Facteurs naturels 53 1-8-2 Procédures de forage & équipements 53 1-8-3 Conséquences sur la forme des trous 55



Chapitre 1 Généralités

1.1 Applications du forage dirigé Les applications du forage dirigé sont multiples et de plus en plus nombreuses. Parmi les principales on peut citer:

- Puits d'interception (Relief well) - Forage latéral (Side-track) - Forages dirigés pour raisons géologiques - Forage de drainage - Emplacements de surface impraticables - Plates-formes de production à puits multiples - Puits multilatéraux

Puits d'interception (Relief well)

Ces puits sont destinés à approcher ou même intercepter la trajectoire d'un autre puits en éruption incontrôlable. C'est l'une des premières applications du forage dirigé (John Eastman en 1934)

Puits latéral (Side-track)

Le forage d'un puits latéral consiste à abandonner un puits en cours de forage pour le reprendre à une profondeur inférieure, soit pur des raisons techniques, soit pour des raisons géologiques, par exemple:

- à la suite d'opérations de repêchage infructueuses - en cas d'extrême dog-leg - en cas de rupture de casing - en cas de rencontre d'une faille imprévue

Forages dirigés pour raisons géologiques

Forage à travers une faille pour améliorer le contrôle de déviation ou la production. Forage destiné à contourner un dôme de sel.

Forage de drainage

Forages destinés à augmenter la longueur traversée dans le réservoir. Les puits horizontaux en sont la plus belle illustration.

Emplacements de surface impraticables

Forages depuis le rivage pour atteindre des réservoirs offshore. Forages depuis la mer pour atteindre des réservoirs situés sous une côte inhospitalière. Forages urbains. Forages en montagne.

Les puits à long déplacement résultent le plus souvent de l'une de ces causes.

Plates-formes de production à puits multiples

C'est l'une des plus importantes applications du forage dirigé, - permettant le développement économique de réservoir offshore, - également utilisée à terre pour des raisons soit économiques, soit écologiques.


Forage Horizontal Section verticale

Déplacement horizontal

Toit du réservoir Drain horizontal

Point d’entrée

R1 Rayon de courbure

R2

TVD Profondeur

verticale

EOB1 Section tangente

KOP2

KOP1

EOB2 / Point horizontal

Forage Conventionnel

Déplacement horizontal

Inclinaison

Point de Kick-off

Section verticale

Section droite

R2

TVD Profondeur

verticale TD

KOP2 EOB2 Section de Drop-off

EOB1

R1 Section de Build-Up

KOP1


1.2 Vocabulaire et définitions Emplacement de surface L'emplacement de la tête de puits

Cible(s) Le(s) point(s) visé(s) en sous-sol

Direction de la cible L'azimut relatif entre la tête de puits et la cible

Référence de profondeur L' origine des mesures de profondeur

Trajectoire Le cheminement du puits depuis la tête de puits jusqu'à sa profondeur finale.

Kick-off point Le point où le puits quitte la verticale

Profondeur mesurée La longueur du puits mesurée le long de la trajectoire

Profondeur verticale La distance verticale entre le plan horizontal contenant un point du puits et le plan de la référence de profondeur

Inclinaison L'angle du puits par rapport à la verticale

Azimut La direction du puits par rapport au Nord

Déplacement horizontal Distance horizontale entre un point du puits et la projection verticale de la tête de puits

Montée en inclinaison Section du puits ou l'inclinaison augmente (Build-up)

Gradient de montée Croissance de l'inclinaison par unité de longueur (Build-up rate) exprimé positivement en deg/10m, deg/30m ou deg/100ft

Chute d'inclinaison Section du puits ou l'inclinaison diminue (Drop-off)

Gradient de chute Décroissance de l'inclinaison par unité de longueur (Drop-off rate) exprimé négativement en deg/10m, deg/30m ou

deg/100ft

Rayon de courbure Le rayon d'une section curviligne du puits

Section droite Section rectiligne du puits

Drain Section horizontale or sub-horizontale du puits située dans le réservoir

Dog-leg Le dog-leg représente un changement de direction du puits résultant d’une variation d’inclinaison et/ou d’une variation d’azimut, exprimé ( >0 ou <0 ) en deg/10m, deg/30m ou deg/100ft

Garde L'angle entre la direction de la cible et la direction initiale (lead angle) de la trajectoire.

Atterrissage Ensemble des opérations et procédures pour atteindre l'horizontale

Point d'entrée L'intersection du puits avec le toit du réservoir (surtout utilisé en forage horizontal)


"High Side"

”140 à droite”

”45 à droite”

Direction du puits Axe du puits

"Low Side"

Gauche ”90 à gauche”

Droite

Tool-Face

puits en S

puits à double montée

puits en J

Profils et types de puits


Station Une position dans le puits où sont mesurés l'inclinaison et l'azimut.

"Faire une mesure" Procédure permettant d'obtenir les mesures d'inclinaison et d'azimut à une profondeur mesurée donnée (celle de l'instrument de mesure)

"Mesure" Ensemble des trois valeurs mesurées - profondeur mesurée, inclinaison et azimut.

Correction (de trajectoire) Modification volontaire de la trajectoire d'un puits

Tool-face Angle caractérisant la direction de l'outil de forage par rapport à l'axe du puits.

C'est l'angle déterminé par le plan vertical passant par l'axe du moteur situé au-dessus du raccord coudé et le plan déterminé par ce même axe et l'axe de la partie du moteur située sous le raccord coudé.

Le contrôle du tool-face permet d'orienter le puits dans la direction souhaitée.

1.3 Profils et types des puits La forme d'un puits entre la surface et la ou les cibles est appelée profil du puits.

Autrefois limités à des profils simples essentiellement bidimensionnels, les techniques actuelles de forage dirigé permettent la réalisation de profils tridimensionnels complexes, combinant à la fois des variations d'inclinaison et d'azimut.

Les profils classiques sont:

- Puits en J - Puits en S - Puits à double montée - Puits horizontaux - Puits à long déport (extended reach ou long reach wells) - Puits inclinés dès la surface - Puits de ré-entrée - Puits multilatéraux

Puits en J

La forme la plus simple et la plus commune des puits déviés. Ils débutent par une phase verticale, suivie d'une phase de montée et se terminent par une phase rectiligne.

Puits en S

D'une forme légèrement plus élaborée, ces puits commencent comme un puits en J, mais se terminent par une chute en inclinaison, quelquefois jusqu'à la verticale, le plus souvent pour des considérations de production (installation de la pompe).

Puits à double montée

Au contraire des puits en S, ces puits se terminent par une seconde montée en inclinaison et donc avec une inclinaison importante.


puits horizontaux & puits à long déport

puits multilatéraux puits inclinés à l'origine

Profils et types de puits


Puits Horizontaux

Cette terminologie couvre les puits où le réservoir est percé par une section horizontale or sub-horizontale (80 à 100 degrés).

Trois variantes peuvent être considérées selon le gradient de montée et donc le rayon de courbure:

- Long rayon (gradients de 1 à 2 deg/10m) - Moyen rayon (gradients de 3 à 10 deg/10m) - Court rayon (gradients < 10 deg/m)

Ils peuvent être:

- à montée unique - à montées multiples, séparées par des sections rectilignes (dites tangentielles).

Puits à long déplacement (Long reach ou Extended Reach wells)

Puits avec un déplacement horizontal de plusieurs kilomètres, foré à haute inclinaison et se terminant par un drain horizontal.

Puits inclinés (tilt ou slant wells)

Puits avec une inclinaison dès la surface, pouvant atteindre 45 degrés, et nécessitant un appareil de forage spécial (tilt ou slant rig)

Entre autres utilisations cette technique permet d'atteindre l'horizontale dans des réservoirs peu profonds.

Puits multilatéraux

Cette technique consiste à forer plusieurs "drains" à partir d'un puits principal et donc une seule tête de puits.

Puits en ré-entrée (Re-entry wells)

Cette technique utilisée intensivement depuis les années 80 consiste à abandonner le fond d'un puits existant (vertical ou dévié) pour forer latéralement un nouveau puits, celui-ci se terminant souvent par un drain horizontal.

Cette technique permet de faire l'économie du forage et des équipements de la partie supérieure du puits.

Puits en ré-entrée


Elliptique Rectangulaire Sinusoidale

Différents types de projection

Coordonnées Géographiques


1.4 Représentation des puits La nécessité de représenter les puits et de les repérer dans l'espace est évidente et il est apparut logique de se rattacher à l'un des nombreux systèmes de cartographie existants.

Un grand nombre de projections ont été proposées, le problème de fond étant de représenter la sphère (ou plutôt le sphéroïde) terrestre sur une surface plane.

De plus les instruments permettant de repérer la position d'un puits déterminent les azimuts:

- soit à partir d'une centrale inertielle permettant de repérer le Nord géographique. Ces instruments sont communément appelés "gyroscopes".

- soit en repérant le Nord magnétique (boussoles, compas) soit en mesurant le champ magnétique terrestre (magnétomètres). Ces instruments sont dits "magnétiques".

Les pages suivantes présentent les systèmes de coordonnées les plus couramment utilisés dans l'industrie pétrolière et les corrections devant être apportées aux mesures afin d'utiliser ces systèmes.

1.4.1 Systèmes de coordonnées

1.4.2 Projections horizontales

1.4.1 Systèmes de coordonnées

Le choix du système varie d'un pays à l'autre et dépend à la fois des autorités locales et de la compagnie pétrolière. Les systèmes communément utilisés sont:

- le système UTM (Universal Transverse Mercator)

- le système Lambert

- les coordonnées polaires

1.4.1.1 Coordonnées Géographiques ou Polaires

Les coordonnées polaires sont exprimées en degrés-minutes-secondes à partir des origines suivantes:

- le méridien de Greenwich pour la longitude

- l'équateur pour la latitude

Exemple:

X = 22° 26' 15'' E

Y = 52° 41' 32'' N

Ce système présente l'avantage d'être universel et est communément utilisé offshore.


Projection Transverse

Numérotation des Zones UTM

Projection UTM de la France sur 3 Zones & 6 Secteurs

Projection UTM (Universal Transverse Mercator)


1.4.1.2 La projection UTM (Universal Transverse Mercator)

Le sphéroïde terrestre est "projeté de l'intérieur" sur un cylindre horizontal enveloppant la sphère terrestre et en contact tangent avec un méridien.

Le développement du cylindre donne alors une représentation de plus en plus déformée au fur et à mesure que l'on s'éloigne du méridien de contact.

Afin de limiter ces imprécisions, différents méridiens de contact sont utilisés

La projection UTM est donc définie comme suit:

Des méridiens de référence ont été définis tous les 6 degrés de longitude, en partant du méridien de Greenwich, divisant le globe en 60 fuseaux.

Ces fuseaux sont numérotés de 1 à 60 en partant du méridien 180 degrés.

> Le fuseau 31 est donc situé immédiatement à l'Est du méridien de Greenwich

Chaque fuseau est divisé en "zones" ou "secteurs" couvrant 8 degrés de latitude.

Ces 20 secteurs sont identifiés par des lettres allant de C à X (excluant I et O), en partant du parallèle 80 deg.Sud et remontant jusqu'au parallèle 80 deg.Nord.

> Un secteur couvre donc une surface d'environ 666 km par 888 km

Dans chaque secteur les coordonnées UTM sont exprimées en mètres à partir d'origines définies ainsi:

> l'axe des X (longitude) a pour origine une ligne tracée à 500 km à l'Ouest du méridien central (lui-même situé 3 degrés à l'Est du méridien de référence)

> l'axe des Y (latitude) a pour origine

- l'équateur dans l'hémisphère Nord

- le pole Sud dans l'hémisphère Sud

Exemple 1:

Secteur 31-U (Mer du Nord)

X = 410,250.00

Y = 6,850,500.00

Exemple 2:

La France s'étend sur les secteurs U-30, U-31, U-32, T-30, T-31 & T-32 (voir figure ci contre)


référence Parallèle

référence Méridien

Projection conique tangentielle Quadrillage Lambert .

Projection Lambert utilisée en France

Projection Lambert


1.4.1.3 La Projection Lambert

La projection Lambert est une projection de la sphère terrestre sur un cône:

- l'axe du cône coïncide avec l'axe de rotation de la Terre.

- la surface du cône tangente la sphère terrestre au "Parallèle de référence".

Les déformations sont minimum au voisinage du parallèle de référence et augmentent vers le Nord et vers le Sud. Les projections Lambert sont donc mieux adaptées à des petites superficies.

Elles sont en général définies au niveau d'un pays. Afin de réduire les déformations, différentes projections peuvent être définies pour un même pays (voir cas de la France ci-dessous)

Les distances sont exprimées en mètres à partir de lignes de référence définies comme suit, avec le souci d'avoir à n'utiliser que des nombres positifs:

- en fonction de la projection, un méridien est défini en tant que "Méridien de référence", numéroté "600", et donc définissant une origine virtuelle située 600 km à l'Ouest de ce méridien de référence

- le parallèle de référence est numéroté "200"

définissant une origine virtuelle située 200 km au Sud du parallèle de référence.

Exemple 1:

X = 435,253.00 signifie 435,250.00 mètres à l'Est du méridien origine, soit 164,747 m (=600,000-435,253) à l'Ouest du méridien de référence.

Y = 326,785.50 signifie 326,785.50 mètres au Nord du parallèle origine, soit 126,785.50 m au Nord du parallèle de référence.

Exemple 2: Cas de la France

Trois systèmes sont définis, allant du Nord au Sud: les projections Lambert I, Lambert II et Lambert III, une projection supplémentaire étant définie pour la Corse (Lambert IV).

Un système " Lambert 2 étendu " est également défini, couvrant le pays entier.

Le numéro de la projection est indiqué par 1, 2 ou 3 placé devant la latitude:

Y = 2,224,216.00 signifie 224,216.00 mètres au Nord du parallèle origine de la projection Lambert 2.


Intensité totale (F) en nanoTesla

Changement annuel en nanoTesla/an

Champ magnétique terrestre - Intensité totale - Année 2000


1.4.2 Projections horizontales

1.4.2.1 Les différents Nord

En fonction des outils de mesures utilisés et du système de coordonnées sélectionné, trois "Nord" différents peuvent être rencontrés et devoir être considérés:

a/ le Nord géographique

Le "Nord géographique" est le point d'intersection entre l'axe de rotation de la terre et son hémisphère.

Ce point est fixe géométriquement et dans le temps.

Tout point du globe terrestre peut donc être repéré, d'une manière permanente, par sa direction vers ce point. Cette direction est appelée azimut géographique ou azimut vrai.

b/ le Nord Magnétique

L' azimut magnétique est la direction obtenue à l'aide d'une boussole ou d'un compas. C'est la direction du "Nord magnétique".

Le Nord magnétique est un point mobile au voisinage du Nord géographique, résultant des phénomènes liés au champ magnétique terrestre.

L' azimut magnétique est soumis aux variations de position du Nord magnétique dans le temps.

L'angle entre les directions magnétique et géographique est appelé "déclinaison magnétique" (voir 1.4.2.2).

c/ le Nord Système

Le "Nord système" est la direction indiquée sur une carte par le quadrillage vertical de la carte.

L'angle entre les directions Nord Système et Nord géographique est appelé "Convergence" (voir 1.4.2.3).

Nord Magnétiq

Grid North

Nord

Nord Géographique, Magnétique et Système


Déclinaison magnétique (D) en degrés

Changement annuel en minutes/an

Champ magnétique terrestre - Déclinaison magnétique - Année 2000


1.4.2.2 Déclinaison magnétique

La plupart des mesures d'azimut effectuées pendant les opérations de forage sont réalisées à l'aide d'instruments s'alignant sur le champ magnétique terrestre (compas, magnétomètres).

Le champ magnétique terrestre varie en direction et en intensité selon la position géographique à la surface du globe, ainsi qu'en fonction du temps.

A un instant donné le champ magnétique terrestre peut être caractérisé par: - son intensité - son inclinaison - sa direction

La "déclinaison magnétique" est l'angle entre le Nord magnétique et le Nord géographique. Elle est exprimée comme un angle orienté vers l'est ou vers l'Ouest.

Les cartes isodynamiques représentent les lignes joignant les points de même intensité horizontale.

Les cartes isoclines représentent les lignes joignant les points de même inclinaison.

Les cartes isogoniques représentent les lignes de même déclinaison magnétique.

Ces cartes sont établies à une date donnée et indiquée, de même que la variation annuelle correspondante.

> Les mesures d'azimut réalisées à l'aide d'un instrument "magnétique" sont donc des mesures "à un instant donné", qui devront être corrigées de manière à revenir dans le repère permanent du Nord géographique.

La connaissance de la déclinaison magnétique au moment du forage permettra cette correction.

NG Nord Géographique

7.25 deg. Est ou + 7.25 deg. Déclinaison Est

4.50 deg. Ouest ou - 4.50 deg.

Déclinaison Ouest

7.25

NM

NG

4.5

NM NG

Déclinaison magnétique


Azimut Géographique

NP Nord Projection


NM Nord Magnétique

Azimut Projection

Azimut Magnétique

2.25 Convergence

Direction du puits

3.50 Déclinaison magnétique

NP NM

NG

Les différents Azimuts d'un puits


1.4.2.3 Convergence

La convergence est l'angle entre le Nord géographique et le Nord système.

Elle est exprimée comme un angle référence par rapport à l'Est ou à l'Ouest.

La convergence dépend de la situation géographique de la tête de puits par rapport au système de référence utilisé.

Exemple:

1.25 degrés Est ou + 1.25 degrés

signifie que le Nord Système est orienté 1.25 degrés à l'Est du Nord Géographique.


0.75 deg. Ouest ou - 0.75 deg.

Convergence Ouest Convergence Est

1.25 deg. Est ou + 1.25 deg.

1.25

NP NG

0.75

NP NG

Convergence

Pratique:

Les références permanentes sont les Nord Géographique et Système.

En conséquence et pour utilisation ultérieure :

> Tous les calculs directionnels doivent être effectués et enregistrés

- soit par rapport au Nord géographique

- soit par rapport au Nord Système.

> Tous les documents doivent clairement indiquer le Nord de référence utilisé.


Exemple de Feuille de calculs


1.5 Contrôle de trajectoire La détermination précise de la position d'un puits est nécessaire à la fois pour des raisons techniques et administratives. Un contrôle continu de la trajectoire d'un puits dévié est donc nécessaire afin d'établir sa position réelle:

> en cours de forage,

- pour établir la position du puits

- pour contrôler son cheminement et éventuellement corriger sa trajectoire de manière à atteindre l'objectif, ceci particulièrement en forage horizontal ou sur tout forage où il est nécessaire de suivre la trajectoire théorique au plus près.

- pour rester dans le réservoir en cas de forage horizontal

Il n'existe pas d'outil de mesure permettant de déterminer directement la position d'un puits, les seuls paramètres pouvant être mesurés étant l'inclinaison et l'azimut, la détermination possible étant alors un calcul mathématique utilisant ces paramètres.

Divers outils existent permettant de mesurer ces paramètres, plus ou moins sophistiqués, installés au fond de manière permanente ou temporaire. Leur description est faite au chapitre 2.

La détermination de la position du puits de même que la conduite de la trajectoire peuvent être améliorées par l'utilisation d'outils permettant la mesure et la transmission en temps réel (MWD), les plus sophistiqués mesurant également certains paramètres d'évaluation de la formation (LWD) et conduisant au "GeoSteering", c'est à dire à un contrôle de trajectoire, non plus seulement géométrique, mais tenant compte des caractéristiques de la formation.

> en fin de puits,

- pour rapports administratifs - pour archivage permettant le forage d'autres puits - pour contrôle de la production du champ.

Ce contrôle peut et doit être effectué en temps réel, il est quelquefois complété pour confirmation par des mesures à posteriori.

Ce suivi doit être continu pendant tout le forage du puits et met en oeuvre des techniques variées. Il peut être résumé comme suit:

Mesurer

Trois paramètres sont nécessaires pour déterminer les coordonnées X,Y,Z représentant la position du puits. L'azimut et l'inclinaison sont mesurés en fond de puits, le troisième paramètres étant la profondeur mesurée des instruments de mesure, obtenue par mesure de la longueur du train de tiges.

Le type d'outil à mettre en oeuvre est déterminé par le programme de forage, de même que la fréquence des mesures. Cette fréquence peut être adaptée en fonction des besoins des opérations.

Calculer

Le calcul de la position du puits sera effectué dès l'obtention des mesures et selon la méthode de calcul déterminée dans le programme de forage.

Représenter & extrapoler

Les résultants obtenus seront utilisés pour interpréter le comportement de la trajectoire et extrapoler en anticipant les tendances naturelles et si nécessaire en considérant les possibilités de correction "raisonnable".

Décider

Les éléments ci-dessus permettront alors de décider de la suite des opérations, continuité ou mise en oeuvre des moyens de correction.


Exemple de Représentation graphique d'un puits

montrant les projections Horizontale et Verticale


1.6 Calculs de trajectoire

Le but est d'établir la position du puits dans un repère géométrique (et donc géographique) donné.

1.6.1 Principe du calcul

Le calcul est un calcul point par point, dont l'origine est le point de surface.

La méthode utilisée consiste à effectuer des mesures à intervalles réguliers, et à l'aide des paramètres obtenus, de déterminer - de proche en proche et par le calcul - la position du puits.

Cette position sera considérée comme la position réelle du puits. Si nécessaire les erreurs dues aux opérations de mesure seront prises en compte pour évaluer le "domaine d'incertitude" dans lequel se situe réellement le puits.

A une profondeur x du puits, les paramètres de base sont:

la profondeur verticale V x = Σ 0 x (∆V)

la coordonnée Est/Ouest X x = Σ 0 x (∆X)

la coordonnée Nord/Sud Y x = Σ 0 x (∆Y)

avec:

∆V = variation de la profondeur verticale entre deux mesures consécutives ∆X = variation de coordonnée Est/Ouest entre deux mesures consécutives ∆Y = variation de coordonnée Nord/Sud entre deux mesures consécutives

Ces trois paramètres ne sont pas directement mesurables. Il faut donc faire appel à des paramètres mesurables et à un calcul de transformation.

Les paramètres physiquement mesurables sont la profondeur mesurée (longueur du train de tiges), l'inclinaison et l'azimut (outil de mesures de fond).

MDx = Profondeur mesurée à la station x mètre Ix = Inclinaison à la station x degré Ax = Azimut à la station x degré

soit une longueur et deux angles à transformer en trois longueurs.

Le calcul de transformation devra fournir les paramètres élémentaires ∆V, ∆X et ∆Y.

Les autres paramètres tel que le déplacement horizontal seront déduits de ces éléments (voir 1.6.4)

1.6.2 Conditions et options initiales

La détermination d'un certain nombre de paramètres initiaux et d'option sont nécessaires au calcul de trajectoire:

a) Niveau de référence

Toutes les profondeurs seront mesurées à partir de ce point, soit:

- le niveau de la table de rotation (désigné par RT ou KB pour Kelly Bushing) - le niveau du sol - le niveau de la mer (ou niveau hydrostatique)


Vertical Projections

Projections verticales

Projection horizontale

Représentations graphiques multi-puits


b) Système of coordonnées

Le système de coordonnées à utiliser doit être déterminé par le programme de forage, ainsi que les paramètres associés:

- X,Y,Z coordonnées de la tête de puits - déclinaison magnétique - convergence si nécessaire

c) Méthode de calcul

La méthode de calcul est déterminée par le programme de forage.

d) Azimut de projection

L'azimut de projection nécessaire à la projection verticale est habituellement choisi égal à la direction de la cible. Plusieurs azimuts peuvent être utilisés dans le cas de puits tri-dimensionnels

d) Autres paramètres

Un certain nombre de paramètres supplémentaires doivent être déterminés, à des fins de calcul ou de rapport:

- Altitude du sol - Hauteur de la table de rotation par rapport au sol - Profondeur d'eau (si offshore)

1.6.3 Calculs

Chaque mesure fournira les paramètres de base:

- Profondeur mesurée Obtenue par la mesure du train de tiges et corrigée de manière à déterminer la profondeur des instruments de mesure.

MDx = Measured depth at station x mètres ou pieds

- Inclination Obtenue de l'outil de fond

Ix = Inclination at station x degrés

- Azimut Obtenu de l'outil de fond et corrigé en fonction du type d'outil utilisé (déclinaison magnétique) et du système de projection (déclinaison).

Ax = Azimut à la station x degrés Nord

Note: Selon la méthode de calcul utilisée, le choix de l'azimut initial (en surface) peut influer de manière significative sur les résultats du premier calcul, ceci d'autant plus que la mesure est profonde.

On ne peut pas parler d'azimut du puits lorsque l'inclinaison est nulle. Une valeur est néanmoins nécessaire au calcul. Cette valeur est généralement: - soit zéro - soit égale à l'azimut de la première station


Représentation graphique dite "Travelling Cylinder" ou "Polaire"


1.6.4 Représentations des puits Dans la pratique les résultats sont présentés sous différentes formes:

1.6.4.1 Représentations mono-puits

a/ Représentations numériques

Elles doivent indiquer les paramètres de "référence", et montrer: - les paramètres mesurés - les paramètres corrigés - les résultats du calcul

b/ Représentations graphiques

Les puits sont représentés à l'aide de - projections verticales, dans un azimut déterminé selon la forme du puits - projections horizontales - représentations tridimensionnelles

Un plan mural d'usage quotidien est habituellement tracé par le déviateur, incluant la trajectoire théorique et sur laquelle sont reportées les stations mesurées, présentant une projection verticale et une projection horizontale.

1.6.4.2 Graphiques multi-puits

Différents graphiques sont également utilisés pour représenter plusieurs puits d'une même plate-forme ou d'un champs, soit en tant que rapport, soit dans le cadre d'étude anti-collision.

- projections verticales

Les trajectoires des différents puits d'une plate-forme sont projetées dans un plan vertical. Différents azimuts peuvent être utilisés pour une meilleure visualisation.

- projection horizontales

- représentations tridimensionnelles

In some case tri dimensional representations may be drawn, using different angle of projection for a better visualisation.

- Représentation polaire

Ce graphique n'est pas une représentation des trajectoires.

Il représente la distance entre un puits sélectionné et les autres puits de la plate-forme.

Le puits de référence est représenté verticalisé au centre du graphique. Les autres points du graphique sont obtenus en calculant et pointant, pour chaque puits:

- leur distance horizontale par rapport au puits de référence

- l'azimut relatif entre les deux puits.


Comparaison des méthodes


1.6.5 Méthodes de calcul

Il n'existe pas de solution purement mathématique pour répondre au problème de calcul de trajectoire.

Un grand nombre de méthodes ont été établies pour déterminer la position du puits dans l'espace géométrique. Elles dérivent toutes de considérations trigonométriques et sont plus ou moins précises en fonction des hypothèses de bases effectuées quant à la forme de la section joignant deux points consécutifs (segment de droite, arc de cercle, etc.).

Tangentielle

assume un segment de droite entre deux mesures consécutives

calculs simples

elle n'est plus utilisée en raison de son manque de précision

Tangentielle moyennée

assume deux segments de droite entre deux mesures consécutives

bonne précision

calculs manuels relativement difficiles

Angle moyen

utilise une inclinaison et un azimut moyens entre deux mesures consécutives

calculs simples

méthode la plus utilisée avant l'ère des ordinateurs en raison de sa simplicité

Rayon de courbure

assume une section courbe entre deux mesures consécutives

très bonne précision

méthode utilisée avec les ordinateurs

Courbure minimum aussi appelée méthode de l'arc circulaire

assume une section courbe de rayon minimum entre deux mesures consécutives


méthode utilisée avec les ordinateurs

Mercury aussi appelée méthode de l'accélération compensée

assume une combinaison de sections droites et courbes


Peu utilisée dans le monde pétrolier

Les méthodes les plus utilisées sont la méthode de l'angle moyen (en cas de calcul manuel), et les méthodes du rayon de courbure et de courbure minimum. Elles sont décrites ci-après.


Rh

X(East)

P2

P1

∆X

a1

a2

Y(North

∆Y

Rv

P2

i2

P1

i1 Z ∆V

P2 a2

i2

P1

i1

a1

Projection Verticale Projection Horizontale

Méthode du Rayon de courbure


1.6.3.1 Méthode de l'Angle moyen

La section forée entre deux stations consécutives est assimilée à un segment de droite ayant pour inclinaison la moyenne des inclinaisons et pour azimut la moyenne des azimuts.

Cette méthode est d'autant plus imprécise que les variations d'inclinaison et d'azimut sont importantes, ainsi que l'espacement entre les mesures. (voir figure ci-après)

Les calculs élémentaires sont obtenus par les formules suivantes:

∆V = ∆L x cos ( (I1+I2) / 2 ) mètres ou pieds

∆H = ∆L x sin ( (I1+I2) / 2 ) mètres ou pieds

∆X = ∆L x sin ( (I1+I2) / 2 ) x sin ( (A1+A2) / 2 ) mètres ou pieds

∆Y = ∆L x sin ( (I1+I2) / 2 ) x cos ( (A1+A2) / 2 ) mètres ou pieds

Latitude error

Vertical error

Horizontal error

P1

i1

a2 P2

i2

a1

Méthode de l'angle moyen

1.6.3.2 Méthode du Rayon de courbure

La section forée est assimilée à une courbe inscrite sur un cylindre vertical.

Ses projections horizontale et verticale sont assumées être des arcs de courbure constante correspondants à leurs gradients respectifs. (voir figure ci-contre)

gradient d'inclinaison = ∆I / ∆L

gradient d'azimut = ∆A / ∆L

Les calculs élémentaires sont obtenus par les formules suivantes:

∆V = (180/π) x ∆L x ( sin I2 - sin I1 ) / ( I2 - I1 )

∆H = (180/π) x ∆L x ( cos I1 - cos I2 ) / ( I2 - I1 )

∆X = (180/π) x ∆H x ( cos A1 - cos A2 ) / ( A2 - A1 )

∆Y = (180/π) x ∆H x ( sin A2 - sin A1 ) / ( A2 - A1 )


Méthode de la Courbure Minimum

a1

i1

P1

i2

a2 P2

N

S

E O

DL/2

DL/2

DL

Target Direction (Projection Plan)

Target

East

North

T rajectory

X

Y Well Direction at point P

Horizontal dispacement

Horizontal Projection

P Azimut at point P

Well Head

Vocabulaire


1.6.3.3 Méthode de la Courbure minimum

La section joignant deux points est assimilée à un arc s'inscrivant sur une sphère de rayon maximum, c'est à dire de courbure minimum (voir figure ci-contre)

Un calcul préliminaire est nécessaire pour déterminer la courbure de l'arc:

DL = cos-1 [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos ( A2 - A1 ) ]

et:

K = (180/π) x ( ∆L / DL ) x tan ( DL / 2 )

Les calculs élémentaires sont alors obtenus par les formules suivantes:

∆V = K x ( cos I2 + cos I1 )

∆H = K x ( sin I2 + sin I1 )

∆X = K x ( sin I1 x sin A1 + sin I2 x sin A2 )

∆Y = K x ( sin I1 x cos A1 + sin I2 x cos A2 )

1.6.4 Calculs complémentaires

Ayant calculé les paramètres de base à la station x

V x profondeur verticale

X x coordonnée Est/Ouest

Y x coordonnée Nord/Sud

des paramètres complémentaires doivent être déterminés:

a/ Le déplacement horizontal

)YX ( HD 2 2 +=

b/ La direction du puits

Aav = atn ( X / Y ) if Y > 0

= 180 + atn ( X / Y ) if Y < 0

c/ Le déplacement horizontal sur la projection verticale

HP = HD x cos ( Ath - Aav )

d/ Les coordonnées absolues

E = Ewh + X Ewh coordonnée Est/Ouest de la tête de puits

N = Nwh + Y Nwh coordonnée Nord/Sud de la tête de puits


Les valeurs 1 et 4 sont les mêmes dans les deux cas

Dog-leg Normal Dog-leg Abrupt (Courbure du puits)

Dog-Leg & Courbure du puits

Dog-Leg résultant du passage sur une couche dure


1.6.5 Dog-leg

Le paramètre appelé "dog-leg" (il n'y a pas de bon équivalent français) représente un changement global (tri-dimensionel) de la direction du puits, à la fois en inclinaison et en azimut.

La réalisation d'un forage dirigé implique donc la création de dog-legs (gradients de courbure) afin d'obtenir la trajectoire déterminée.

Dans la pratique nous rencontrerons donc des dog-legs souhaités (résultant des procédures de forage) mais aussi des dog-legs non souhaités (résultant de divers phénomènes géologiques - voir paragraphe 1.8 - ou d'erreurs de pratique de forage). Les dog-legs réels seront dits :

- dog-leg normal (aussi appelé dog-leg circulaire) quand il correspond à la courbure moyenne du puits.

- dog-leg anormal (aussi appelé dog-leg abrupt) quand il correspond à un changement brutal de direction du puits.

Le dog-leg est exprimé en deg/10m, deg/30m ou deg/100ft.

La détermination des dog-legs d'un puits est essentielle car elle représente la "régularité" ou "non tortuosité" du puits. De plus la présence de dog-legs anormaux peut entraîner des conséquences fatales pour le puits.

Un dog-leg anormal devrait être remarqué par le foreur (frottements répétitifs ponctuels). Autant que possible un dog-leg anormal devra être éliminé du puits (par exemple alésage).

Comme dans le cas des calculs de trajectoire, il n'existe pas de formule mathématique répondant au problème et le calcul du dog-leg repose sur des hypothèses et approximations. Plusieurs formules ont été proposées et sont utilisées :

L'une des plus usitée est la suivante:

DLS = L∆

10 x cos-1 [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos (A2-A1) ] deg/10m

Une autre formule courante est:

DLS = L∆

10 x )2/)I+I((sin xA ∆( + I∆ 2

212 deg/10m

Remarque:

La valeur du dog-leg calculé dépend essentiellement de la distance entre les deux points de mesures. Si ces points sont trop éloignés, un "lissage" se produit et le dog-leg calculé ne représente pas la réalité du puits (voir figure ci-contre).

On considère quelquefois les dog-legs verticaux et horizontaux. Ils représentent respectivement les variations de direction du puits dans les plans horizontaux et verticaux.

DLH = Dog-leg Horizontal

DLH = L∆

10 x ∆A x sin ((I2+I1)/2) deg/10m

DLV = Dog-leg Vertical (égal au gradient d’inclinaison)

DLV = L∆

10 x ∆I deg/10m


.

Trajectoire calculée Cône d’incertitude Ellipse d’incertitude

X

Z

Y Cercle d’incertitude

Plan horizontal

Domaine d'incertitude


1.7 Calculs d'incertitude - Etude anti-collision Résultant de mesures physiques le calcul de trajectoire est soumis à différentes erreurs dues aux outils et procédures utilisées.

Un recensement de ces erreurs doit donc être fait pour aboutir à la détermination d'une erreur globale permettant d'évaluer la précision du calcul.

Ceci conduit aux "calculs d'incertitude" décrits ci-après permettant de définir le "domaine d'incertitude" du puits, c'est à dire un volume à l'intérieur duquel le puits peut être localisé avec certitude.

Dans le cas d'une plate-forme multipuits ce calcul peut conduire à une "étude anti-collision" destinée à évaluer les risques de collision entre puits ou au contraire permettant de créer une quasi-collision (relief well).

1.7.1 Sources d'erreur

De nombreuses sources d'erreur peuvent être identifiées:

- erreurs dues à la position de l'outil de mesure - erreurs dues à l'équipement de mesure - erreurs dues au facteur humain - erreurs dues aux calculs

1.7.1.1 Erreurs dues à la position de l'outil de mesure

- profondeur des capteurs de l'outil de mesure

La profondeur des capteurs dépend de la mesure du train de tiges (Il est bien connu que c'est là une grande source d'erreur !).

Il faut aussi éviter la confusion entre profondeur du puits et profondeur de la mesure.

- Alignement de l'outil

L'outil de mesure doit être aligné correctement par rapport au puits. Deux sources d'erreur sont possibles

> mauvais alignement de l'outil dans le trou > mauvais alignement des capteurs dans l'outil

- Mouvement des capteurs

Pour une bonne mesure, les outils de mesure doivent être parfaitement immobiles et sans vibrations.

1.7.1.2 Erreurs dues aux équipements de mesure

- Erreurs dues aux outils eux-mêmes (caractéristiques des capteurs)

- Erreurs dues aux interférences magnétiques (outils magnétiques)

> interférences dues au train de tiges > perturbations magnétiques locales > proximité des tubages > puits voisins > Equipement amagnétique défectueux (hot spots)

Pratique

Les masse-tiges amagnétiques sont utilisées pour réduire sinon éliminer les interférences magnétiques dues à la proximité du train de tiges.

La longueur minimum nécessaire dépend à la fois de l'azimut de forage et de la situation géographique du puits. Cette longueur augmente avec la latitude.

Des tables sont disponibles pour une détermination précise de la longueur nécessaire.


Inclinaison Equipement Erreur en Inclinaison

Erreur en Azimut

< 5 degrés Single Shot magnétique

+/- 0.25 +/- 5.0

Steering tool +/- 0.25 +/- 5.0

MWD +/- 0.25 +/- 5.0

Gyroscope +/- 0.25 +/- 5.0

> 5 degrés Single Shot magnétique

+/- 0.20 +/- 2.0

Steering tool +/- 0.15 +/- 1.50

MWD +/- 0.10 +/- 1.25

Gyroscope +/- 0.10 +/- 1.25

Paramètres d'incertitude couramment utilisés

fonction du type de mesure et de l'inclinaison du puits


1.7.1.3 Erreurs dues au facteur humain

- Erreurs de lecture lors de l'utilisation d'outils à lecture manuelle tels que des single-shots ou multi-shots à films.

- Erreurs de transcription des paramètres

1.7.1.4 Erreurs dues aux calculs

- Erreurs dues aux approximations de la méthode de calcul utilisées.

1.7.2 Détermination des paramètres d'incertitude Les paramètres d'incertitude sont les paramètres résultants des différentes sources d'erreurs identifiées ci-dessus. Ces paramètres seront utilisés dans les "calculs d'incertitude" permettant de déterminer le domaine d'incertitude d'un puits.

Pour simplifier seules les erreurs de mesures sont habituellement considérées, assumant que les autres erreurs sont négligeables ou se compensent mutuellement.

- Erreurs d'inclinaison et d'azimut dues à l'outil de mesure: Le tableau de la page opposée page montre les valeurs typiquement utilisées en fonction du type d'outil.

- Erreurs dues à la mesure de longueur du train de tiges: Une erreur de 1/500 à 1/1000 est communément admise (1 mètre pour 500 à 1000 mètres de train de tiges).

1.7.3 Domaine d'incertitude

1.7.3.1 Approche du problème

Les paramètres mesurés permettent de calculer une trajectoire "théorique" du puits. Il peut être nécessaire de déterminer un domaine dans lequel il sera possible de localiser le puits avec certitude. Ce domaine tri-dimensionnel est appelé "domaine d'incertitude". Ce domaine est déterminé comme suit:

En considérant les erreurs potentiellement commises à chaque mesure et en les combinant systématiquement, il est possible de calculer différentes trajectoires dites "corrigées".

Ces trajectoires peuvent être enveloppées par un cône ayant pour axe la trajectoire "théorique" du puits, appelé "cône d'incertitude", à l'intérieur duquel se trouve le puits.

A son extrémité inférieure, l'intersection de ce cône avec un plan perpendiculaire à son axe est un cercle appelé "cercle d'incertitude". La projection de cercle sur le plan horizontal est une ellipse, déterminant l'ellipsoïde d'incertitude", à l'intérieur duquel se trouve l'extémité du puits.

Le rayon du cercle d'incertitude peut se déterminer comme suit:

- calculer Xt, Yt, Zt de la trajectoire "théorique"

- calculer Xm, Ym et Zm en ajoutant systématiquement les erreurs positives en inclinaison, en azimut et en profondeur (erreur maximum).

Le rayon R se calcule alors:

222 ) Zm- Zt ( ) Ym -Yt ( ) Xm -Xt ( ]++[=R


Calculéés à 400 mètres verticaux

Calculéés à 500 mètres verticaux

Ellipses d’incertitude

showing a risk of collision between wells 6 & 4 and 9 &7 at 400 meters


1.7.3.2 Méthode pratique - Ellipses d'incertitude

L’approche ci-dessus - tri-dimensionnelle - ne permet pas une comparaison pratique entre différents puits. Elle peut être simplifiée en considérant qu’une collision entre puits ne peut survenir que si les deux puits sont dans un même plan horizontal. L’étude est alors ramenée à un problème bi-dimensionnel.

Une première méthode consiste à calculer les différentes trajectoires "corrigées" jusqu'à la profondeur verticale Zt. Les points obtenus dans le plan horizontal à Zt déterminent un polygone à l'intérieur duquel se trouve le puits.

Une seconde méthode consiste à déterminer pour chaque puits:

• son rayon d’incertitude (selon la formule ci-dessus)

• son ellipse d’incertitude à Zt, définie comme suit :

- orientation de l’axe principal = azimuth du puits à - rayon principal = 2 x R / cos(i) - rayon transverse = 2 x R

1.7.4 Etude anti-collision Une étude anti-collision entre puits est la procédure permettant d'évaluer le risque de collision entre différents puits. Cette procédure - plus ou moins complexe selon le nombre de puits à considérer et leur géométrie - met en oeuvre différents calculs, le principe de base restant la comparaison de la position des puits dans un plan horizontal:

- Calcul de la distance horizontale entre puits

- Détermination des paramètres d'incertitude, en fonction du/des types de matériel utilisés.

- Détermination des ellipses d'incertitude

- Compilation des différents résultats


< 45 degrés

Up dip drilling Down dip drilling

Influence du pendage des formations

Drilling Size

Diamètre apparent

> 45 degrés

Alternance de couches tendres et dures


1.8 Facteurs affectant la déviation Différents facteurs affectent les opérations de forage dirigé, avec des effets soit positifs soit négatifs.

Le programme de forage et le déviateur doivent tenir compte de ces facteurs et même les utiliser quand ils sont positifs.

1.8.1 Les facteurs naturels

Le pendage des formations:

Le pendage de la formation traversée affecte fortement la direction du forage.

Le phénomène varie selon la valeur du pendage. Il a été observé que:

- si le pendage est inférieur à 45 degrés: le puits aura tendance à "monter" pour venir perpendiculaire au pendage.

- si le pendage est supérieur à 45 degrés: le puits aura tendance à "suivre" le pendage.

Le contrôle de ce phénomène est difficile et il est préférable de l'utiliser plutôt que de le combattre.

Les alternances de formations tendres et dures:

Les alternances de formations tendres et dures peuvent provoquer un décalage de l'axe du puits, résultant en un diamètre "apparent" inférieur au diamètre de forage (voir 1.8.3 – Marches).

L'utilisation de garnitures rigides limite habituellement le phénomène.

1.8.2 Les procédures de forage et l'équipement

La méthode de forage:

Les différentes méthodes de forage, conventionnel ou de navigation, affectent (heureusement !) le forage dirigé. Il peut en résulter des puits de "formes" variables (voir 1.8.3 ci-après).

Le type de la garniture de forage (BHA):

La détermination du type et la conception de la garniture de forage sont les éléments permettant de contrôler le comportement du puits.

Le comportement des garnitures conventionnelles (rotary) est dominé par deux facteurs essentiels quelquefois antagonistes:

- la rigidité

- la création et la répartition de points d'appuis permettant d'obtenir une déformation permanente dont résultera le mouvement désiré.


Puits ovalisé

Trou spiralé

Trou élargi résultant du forage par la méthode de navigation


Le type d'outil de forage:

Le type de l'outil de forage utilisé affecte grandement le comportement d'un puits en inclinaison et surtout en azimut. Il est communément admis et observé que:

- les outils tricônes ont tendance à "tourner vers la droite" (augmentation de l'azimut).

- les outils PDC ont plutôt tendance à forer droit (azimut constant) ou à tourner légèrement vers la gauche (diminution de l'azimut).

Le programme de forage doit impérativement tenir compte du comportement prévisible des outils, prévoir ceux-ci en conséquence et adapter les paramètres initiaux du puits (en particulier la "garde").

L'expérience locale est évidemment prépondérante dans les choix ci-dessus.

Les mauvaises surprises (comportement inhabituel ou même inverse) ne sont pas exclues.

Le poids sur l'outil:

Une garniture de forage conventionnel est conçue pour se déformer et créer des points d'appuis déterminés, desquels résulteront le comportement souhaité.

Le poids sur l'outil de forage et en particulier un poids excessif affecte le comportement de la garniture de forage en modifiant sa "déformée". Un poids excessif peut entraîner un comportement inverse du comportement prévu.

1.8.3 Conséquences du forage dévié sur la forme des trous

Trous ovalisés:

La plupart des trous forés en déviation sont ovalisés. Le grand axe de l'ovale n'a pas une direction constante.

Le phénomène est du à des causes multiples dont les frottements du train de tiges à la paroi du puits.

Les inconvénients majeurs résultant sont un plus grand volume de puits et une modification des conditions hydrauliques.

Trous spiralés:

Certains trous déviés sont spiralés ou de forme hélicoïdale (voir figure ci-contre), le pas de la spirale pouvant être réduit à quelques mètres.

Ce phénomène dont les causes sont mal comprises se produit surtout dans les formations tendres.

Il en résulte des trous dont le diamètre apparent est inférieur au diamètre de forage, des frottements plus importants et des difficultés potentielles pour descendre le tubage.

Trous élargis:

A longueur égale, les puits déviés ont un volume supérieur aux puits verticaux. Ceci peut résulter de différentes causes, en particulier de l'ovalisation des trous (voir ci-dessus) et de la technique de forage de navigation quand elle est pratiquée.

L'élargissement peut également résulter de l'utilisation de stabilisateurs avec des conséquences sur le comportement de la garniture (la répartition des points d'appuis dépend du diamètre foré).

D'une manière générale l'élargissement du trou entraîne une plus grande consommation de fluide et une modification des conditions hydrauliques mais aussi des difficultés de centrage des tubages.


Dog-leg résultant d'une couche dure

Tool-joint OD Drill pipes OD

Développement d'un "Key-seat"


Marches:

Les alternances de formations dures et tendres peuvent causer un décalage de l'axe du puits, créant un puits en "escalier" et de nombreux points d'accrochage (voir figure page 52).

Il peut en résulter un diamètre apparent inférieur au diamètre de forage et des difficultés potentielles pour descendre le tubage.

Dog-leg:

L'arrivée de l'outil sur une formation plus dure peut provoquer un décalage brutal de l'axe du puits ("ripage") résultant en un dog-leg important et créant un point de fatigue du train de tiges (voir figure ci-contre). Il en résulte également un diamètre apparent inférieur au diamètre de forage et des difficultés potentielles pour descendre le tubage.

Formation de Key-seat:

La formation d'un Key-seat (voir figure ci-contre) est la cause de nombreux problèmes et se termine le plus souvent par un side-track si elle n'est pas détectée et traitée à temps.

Elle résulte du frottement du train de tiges sur la paroi du puits, creusant petit à petit un trou latéral ayant pour diamètre le diamètre du corps des tiges.

Elle se produit donc de préférence dans les sections courbes du puits ou sur un dog-leg prononcé.

Lorsque le trou latéral est suffisamment profond, le passage d'une section de plus gros diamètre ou même d'un tool-joint de tiges devient impossible.

Si la formation du key-seat est un phénomène progressif (des signes avant-coureurs apparaissent en général lors des manœuvres), le blocage est lui quasi-instantané et se produit le plus souvent lors d'une manœuvre de remontée.

La prévention et/ou le traitement des key-seats se fait à l'aide d'un aléseur de key-seat (voir 2.1.1.8).


Notes


Notes


Part 2 – Equipments de Forage 61

Chapitre 2 Equipements de forage dirigé

Page 2.1 Equipements de forage 63 2.1.1 Equipements standard de forage 63 2.1.1.1 Masse-tiges 63 2.1.1.2 Tiges & tiges lourdes 65 2.1.1.3 Coulisses de forage 69 2.1.1.4 Amortisseurs de vibrations 71 2.1.1.5 Elargisseurs 73 2.1.1.6 Aléseurs à rouleaux 75 2.1.1.7 Raccords 75 2.1.1.8 Aléseurs de key-seat 77 2.1.2 Equipements spécifiques au forage dirigé 79 2.1.2.1 Moteurs de fond 79 2.1.2.2 Stabilisateurs 89 2.1.2.3 Equipement amagnétique 95 2.1.2.4 Raccords d'orientation 97 2.1.2.5 Raccords coudés 97 2.1.2.6 Outils de déflexion 99 2.2 Equipements de mesure 101 2.2.1 Outils de mesure en temps différé 101 2.2.1.1 Inclinomètre 103 2.2.1.2 Single shot 103 2.2.1.3 Multishot magnétique 103 2.2.1.4 Gyroscope 103 2.2.2 Outils de mesure en temps réel 105 2.2.2.1 Steering tools 105 2.2.2.2 MWD 105 2.2.2.3 Gyroscope en temps réel 111 2.3 Les nouveaux équipements de forage dirigé 113 2.3.1 Systèmes à mesures avancées 113 2.3.2 Systèmes de navigation en rotation 115


Dimensions & Connections des Masse-tiges


Chapitre 2 - Les équipements de forage dirigé Ce chapitre présente les divers équipements utilisés en forage dirigé, les équipements standards dans leur utilisation en forage dirigé puis les équipements spécifiques au forage dirigé. Il présente ensuite les équipements de mesure ainsi que les "nouveaux" équipements de navigation.

2.1 Les équipements de forage 2.1.1 Equipements standard de forage 2.1.2 Equipement spécifique au forage dirigé 2.2 Les équipements de mesure 2.2.1 Outils de mesure en temps différé 2.2.2 Outils de mesure en temps réel

2.3 Les équipements les plus récents 2.3.1 Mesures à l'outil de forage 2.3.2 Equipements de forage rotary dirigé

2.1 Equipements de forage

2.1.1 Equipements standards de forage 2.2.1.1 - Masse-tiges 2.2.1.2 - Tiges de forage 2.2.1.3 - Coulisses de forage 2.2.1.4 - Elargisseurs 2.2.1.5 - Aléseurs à rouleaux 2.2.1.6 - Amortisseurs de vibrations 2.2.1.7 - Raccords 2.2.1.8 - Aléseurs de key-seat

2.1.1.1 Masse-tiges

Les masse-tiges sont des tubes d'acier dont l'épaisseur du corps leur confère un poids important.

En forage vertical ou avec une inclinaison limitée leurs buts essentiels sont:

- de fournir le poids nécessaire sur l'outil de forage sans avoir à mettre à contribution les tiges de forage (le point neutre est localisé dans les masse-tiges).

- de procurer une certaine rigidité à proximité de l'outil de forage

Les masses tiges perdent de leur utilité en forage très dévié et leur utilisation peut même apporter plus d'inconvénients (frottements, etc) que d'avantages. De nombreux drains horizontaux sont forés sans aucune masse-tige dans la garniture.

Voir: BHA inversée, Point neutre

Différents types de masse-tiges sont utilisés:

a/ Les masses tiges lisses (Slick DC)

Ce sont les masse-tiges les plus courantes, purement tubulaires. Elles ne devraient pas être utilisées en forage dirigé.

b/ Les masse-tiges spiralées (spiraled DC)

Les masse-tiges spiralées sont des masse-tiges ayant trois "méplats" usinés en spirale sur environ 8 mètres de leur longueur.


Slick & Spiral Drill Collars

Drill-collars lisses & spiralés

10’’

27’ 31’

12’’1/4

Drill-collar carrés

8’’

Drill-collar assymétrique


Leur avantage est de diminuer la surface de contact avec la paroi du puits et ainsi de réduire les risques de collage.

La perte de poids par rapport à des masse-tiges lisses est d'environ 4%.

Seules les masse-tiges spiralées devrait être utilisées en forage dirigé.

c/ Les masse-tiges carrées

L'utilisation de masse-tiges carrées peut présenter un certain nombre d'avantages:

- elles fournissent une bonne centralisation

- elles fournissent une meilleure rigidité

- elles minimisent les vibrations axiales

mais aussi de désavantages:

- elles créent un torque important

- elles broient et rebroient les déblais entraînant la création de fines,

et donc augmentent la quantité de solides du fluide de forage

- elles sont difficilement repêchables

- elles sont chères

Les masse-tiges carrées sont aujourd'hui peu utilisées.

d/ Masse-tiges asymétriques

Les masse-tiges asymétriques sont utilisées afin de tenter de maintenir la verticalité d'un puits en créant un "balourd" dans le mouvement de rotation du train de tiges.

Elles sont fabriquées à partir de masse-tiges lisses sur lesquelles sont usinés des trous le long d'une génératrice (voir figure ci-contre).

e/ Masse-tiges articulées

Les masse-tiges articulées ne sont utilisées que pour le forage des puits à court rayon.

Elles sont composées d'éléments courts reliés par des joints flexibles et incorporent un tube interne en caoutchouc pour permettre le passage du fluide de forage.


Yield Strength Tensile Strength

Minimum Maximum Minimum

psi MPa psi MPa psi MPa

Tiges / Grade

E 75 75 000 517 105 000 724 100 000 689

X 95 95 000 655 125 000 862 105 000 724

G 105 105 000 724 135 000 931 115 000 793

S 135 135 000 931 165 000 1 138 145 000 1 000

Tool Joint 120 000 827 140 000 965

Masse-tiges

3"1/8 to 6"7/8 110 000 758 140 000 965

> 7" 100 000 689 135 000 931

Grades & Propriétés des Aciers (selon API Spec 5D & 7)

Tige Corps Connection Tige Poids linéaire

Diamètre Poids Grade Diamètre intérieur approximatif nominal nominal Type OD ID avec connection

inch lbs/ft inch mm lb ft.lb mm mm lb/ft kg/m

6 5/8 27.70 S 5.901 149.90 FH 215.9 107.9 31.88 47.44 25.20 S 5.965 151.52 FH 215.9 107.9 30.04 44.70

5 1/2 24.70 S 4.670 118.62 FH 190.5 76.2 28.85 42.94 21.90 S 4.778 121.36 FH 190.5 76.2 26.37 39.25

5 25.60 G 4.0 101.60 NC50 165.1 76.2 28.28 42.08 25.60 X 4.0 101.60 NC50 168.3 69.9 27.82 41.40 19.50 S 4.276 108.62 NC50 168.3 69.9 22.56 33.57 19.50 G 4.276 108.62 NC50 165.1 82.6 21.87 32.55 19.50 X 4.276 108.62 NC50 161.9 88.9 21.40 31.84 19.50 E 4.276 108.62 NC50 161.9 95.3 20.87 31.06

4 1/2 20.00 S 3.640 92.46 NC50 168.3 76.2 23.06 34.31 16.60 S 3.826 97.18 NC50 161.9 88.9 18.63 27.72 16.60 E 3.826 97.18 NC50 161.9 95.3 18.00 26.78 13.75 E 3.958 100.54 NC50 161.9 95.3 15.39 22.91

4 14.00 S 3.34 84.84 NC46 152.4 76.2 16.42 24.44 11.85 E 3.476 88.30 NC46 146.1 87.3 19.79 13.30

3 1/2 15.50 S 2.602 66.10 NC40 139.7 57.2 17.59 26.17 13.30 S 2.764 70.20 NC38 136.5 61.9 15.30 22.77 13.30 E 2.764 70.20 NC38 120.7 68.3 13.95 20.76 9.50 E 2.992 76.00 NC38 120.7 68.3 10.59 15.76

2 7/8 10.40 S 2.151 54.65 NC31 111.1 41.3 11.54 17.18 6.85 E 2.441 62.01 NC31 104.8 54.0 7.50 11.16

2 3/8 6.65 G 1.815 46.11 NC26 85.7 44.5 10.40 15.48 4.85 E 1.995 50.67 NC26 85.7 44.5 5.30 7.89

Dimensions & Caractéristiques des tiges de forage (Tableau partiel concernant les tiges les plus couramment utilisées)


2.1.1.2 Tiges de forage

Les tiges de forage sont, en nombre, les principaux éléments du train de tiges.

Les tiges de forage sont des tubes d'acier de faible épaisseur, manchonnés et filetés à chaque extrémités. Elles sont disponibles en différents diamètres, poids linéaires et grades d'acier ainsi que plus ou moins renforcées, d'où différents types:

Drill pipe

Heavy Weight Drill pipe

Compressive Drill pipe

a/ Tiges standards (Drill-pipes - DP)

Les tiges standards de forage sont des tubes d'acier de faible épaisseur, manchonnés (soudure par friction) et filetés (Male x Femelle) à chaques extrémités, de manière à permettre des connections rapides.

Elles sont disponibles en différents diamètres, poids linéaires et grades d'acier, leur conférant différentes résistances en traction et compression.

Elles représentent presque toujours le point faible du train de tiges.

Il a longtemps été considéré qu'elles ne devraient pas être utilisées en compression. L'évolution des puits et des techniques a montré qu'une certaine compression était acceptable dans des conditions bien définies. Il reste vrai que les tiges de forage ne doivent pas être utilisées en compression dans les puits verticaux.

Les tiges de forage sont des éléments relativement peu coûteux par rapport aux autres éléments du train de tiges.

Elles doivent être inspectées toutes les 2000 heures.

b) Tiges Lourdes (Heavy weight drill pipes - HWDP)

Les "tiges lourdes" sont des tiges de forage ayant un corps plus épais et donc, pour un même diamètre extérieur, un poids linéaire plus important, une plus grande rigidité et une meilleure résistance à la compression et à la traction.

De plus un coussin d'usure est usiné en leur milieu afin de limiter l'usure du corps.

De par leur construction, les tiges lourdes peuvent supporter une compression limitée, même en forage vertical et le point neutre y est quelquefois localisé.

L'utilisation des tiges lourdes à des buts multiples:

- fournir une provision supplémentaire de poids sur l'outil, avec l'avantage d'un diamètre extérieur réduit et donc une surface de contact réduite avec la paroi du puits - servir de transition entre les masse-tiges et les tiges - fournir du poids sur une coulisse de forage


Pipe Tube section Tool Joint Pipe

Length Center Upset 24" Approximate lengths Pin 25" Box 23" Linear Center Mechanical properties Weight

Nominal Wall upset Tensile Torsional Connection including size ID thickness OD Yield Yield size & type OD ID Tool

Joint inch inch inch inch lb ft.lb inch inch inch lb/ft

3 1/2 2.25 0.625 4 310 475 18 460 NC 38 3 1/2 IF 4.75 2.375 23.2

4 2.5625 0.719 4 1/2 407 550 27 635 NC 40 4 FH 5.25 2.6875 27.2

4 1/2 2.75 0.875 5 548 075 40 715 NC 46 4 IF 6.25 2.875 41.0

5 3 1.000 5 1/2 691 185 56 495 NC 50 4 1/2 IF 6.625 3.0625 49.7

5 1/2 3.375 1.063 6 814 660 74 140 5 1/2 FH 7 3.5 57.0

6 5/8 4.5 1.063 7 1/4 1021 185 118 845 6 5/8 FH 8 4.5 70.8

Dimensions & Caractéritiques des Tiges Lourdes

Pipe Tube section Tool Joint Pipe

Length Center Upset 18,5 ft Approximate lengths Pin 25" Box 23" Linear Center Mechanical properties Weight

Nominal Wall upset Tensile Torsional Connection including size ID thickness OD Yield Yield size & type OD ID Tool

Joint inch inch inch inch lb ft.lb inch inch inch lb/ft

3 1/2 2.25 0.625 4 310 475 18 460 NC 38 3 1/2 IF 4 3/4 2.375 26.7

4 2.5625 0.719 4 1/2 407 550 27 635 NC 40 4 FH 5 1/4 2.6875 31.0

4 1/2 2.75 0.875 5 548 075 40 715 NC 46 4 IF 6 1/4 2.875 45.0

5 3 1.000 5 1/2 691 185 56 495 NC 50 4 1/2 IF 6 5/8 3.0625 54.0

5 1/2 3.375 1.063 6 814 660 74 140 5 1/2 FH 7 3.5 62.7

6 5/8 4.5 1.063 7 1/8 1021 185 118 845 6 5/8 FH 8 4.5 76.3

Tiges Lourdes Spiralées - Dimensions & Caractéritiques

Protection des joints des tiges lourdes


Les bords des manchons de même que les bords des coussins d'usure sont habituellement protégés par un revêtement dur (en général composé de particules de carbure de tungstène).

Ce revêtement peut se révéler très agressif vis à vis des tubages et ce type de revêtement doit être prohibé en forage dirigé où des frictions entre les tiges et la paroi sont probables.

Les fabricants de tiges lourdes proposent un type de revêtement moins agressif, qui doit néanmoins être utilisé avec précaution.

En raison des contraintes de travail imposées à ces tiges, elles doivent être inspectées au minimum toutes les 600 heures, et même plus fréquemment dans les cas les plus difficiles.

c/ Tiges de compression (compressive drill pipes)

Les tiges de compression sont apparues avec le développement des forages à hautes inclinaisons (elles sont aussi appelées aussi "tiges de services").

Comme leur nom l'indique, elles sont destinées à travailler en compression et sont donc équipées de deux ou même trois coussins d'usure destinés à réduire leur usure et leur fatigue.

Elles sont habituellement fabriquées en acier S-135, mais aussi en acier amagnétique afin de pouvoir être installées près des instruments de mesure (voir 2.1.2.3).

De plus la présence des coussins d'usure à un effet bénéfique sur le nettoyage du trou en agitant les déblais par effet de drague.

d/ Tiges lourdes spiralées

Les tiges lourdes spiralées sont des tiges lourdes ayant trois "méplats" usinés en spirale sur environ 8 mètres de leur longueur.

Elles sont fréquemment utilisées en forage horizontal, en particulier dans les puits à rayon moyen.

2.1.1.3 Coulisses de forage

Le but des coulisses de forage est d'aider à libérer le train de tiges en cas de collage ou de coincement dans le puits.

Les coulisses de forage sont des accumulateurs d'énergie, cette énergie étant accumulée soit par compression, soit par extension et donc restituée vers le bas ou vers le haut.

Les coulisses sont conçues pour transmettre le couple rotary et pour restituer, sur demande, l'énergie accumulée.

Cette énergie peut être de nature mécanique (ressorts) ou hydraulique (bain d'huile). On rencontrera donc trois types de coulisses:

- les coulisses mécaniques - les coulisses hydrauliques - les coulisses hydromécaniques


Coulisse Mécanique Coulisse Hydraulique


Une coulisse de forage doit être installée dans le train de tiges à une position où elle ne risque peu ou pas, d'être elle-même coincée. (voir positionnement des coulisses en 3.2.4)

a/ Coulisses de forage mécaniques

L'énergie des coulisses de forage mécaniques provient de la compression ou de l'extension de ressorts.

Des seuils de déclenchement indépendants peuvent être ajustés en deçà desquels la coulisse ne sera pas activée. Au-delà du seuil de déclenchement l'activation de la coulisse est immédiate. Le réarmement est également instantané.

Selon les coulisses ces seuils peuvent être ajustés en surface ou au fond depuis la surface, en appliquant un couple par rotation du train de tiges.

Les coulisse ajustables en surface doivent être ajustée avant leur descente dans le puits, ceci étant fait plutôt en atelier que sur le chantier. Les seuils sont ajustables de 0 à 100 tonnes.

Les coulisses doivent être mises en extension avant leur descente dans le puits.

Pendant le forage une coulisse mécanique peux être maintenue dans l'une des trois positions suivantes: neutre, en extension ou en compression. La position en compression est à éviter dans les puits avec des frottements importants, de manière à éviter tout risque d'activation non désirée pouvant endommager les équipements situés sous la coulisse.

b/ Coulisses de forage hydrauliques

L'énergie des coulisses de forage hydrauliques provient de la compression ou de l'extension d'un fluide, le plus souvent étant de l'huile.

Ces coulisses ne possèdent pas de seuils de déclenchement et seront activées après leur mise en compression ou extension. Au contraire des coulisses mécaniques, la frappe n'est pas immédiate et peut nécessiter quelques minutes avant activation. De même le réarmement demande un certain délai.

L'amplitude de l'impact dépend à la fois du montant de traction ou de compression appliqué et la vitesse imprimée au train de tiges.

Ce type de fonctionnement peut poser problème dans les puits à haute inclinaison et donc ayant des frottements significatifs, ceci pouvant conduire à des déclenchements intempestifs de la coulisse.


Bumper Sub Accélerateur


c/ Coulisses de forage hydromécaniques

Les coulisses hydromécaniques sont en fait la juxtaposition d'une coulisse mécanique et d'une coulisse hydraulique. Le plus souvent:

- l'étage mécanique est utilisé pour taper vers le bas

- l'étage hydraulique est utilisé pour taper vers le haut

Les coulisses hydromécaniques sont des outils longs (> 10 m), mais ils ont l'avantage de pouvoir être installés séparément dans le train de tiges.

d/ Accélérateurs

Les accélérateurs sont utilisés pour accroître la force d'impact des coulisses.

Ils sont constitués d'un joint coulissant compressant un gaz inerte (tel que l'azote) quand l'outil est expansé.

Quand l'outil est relâché, la pression du gaz le force à revenir à sa longueur initiale, créant un impact additionnel à celui de la coulisse.

2.1.1.4 Amortisseurs de vibrations (Shock absorbers)

a/ Amortisseurs de vibrations

Le but des amortisseurs de vibrations est de diminuer ou d'éliminer les vibrations axiales du train de tiges.

Leur utilisation augmente la durée de vie des outils de forage et celle des composants du train de tiges.

Ils consistent en un mandrin cannelé transmettant le couple par l'intermédiaire du tube extérieur, les vibrations étant absorbées par le tube intérieur relié à une série de ressorts à disques d'acier. Ce système travaille aussi bien en traction qu'en compression.

Ils doivent être positionnés le plus près possible de l'outil de forage.

Compte tenu de cette position et de leur rigidité réduite par rapport aux masse-tiges, leur utilisation doit être prise en compte par le déviateur.

b/ Bumper subs

Les "Bumper subs" sont surtout utilisés pour compenser ou amortir le pilonnement sur les plates-formes flottantes.

Ils peuvent être utilisés en tant qu'amortisseurs de vibrations.


Elargisseurs à bras fixes (à gauche) & à bras mobiles (à droite)

Pilote (avec duses) & Outil de forage


2.1.1.5 Elargisseurs

Les élargisseurs sont des outils conçus pour élargir un trou déjà foré. On distingue:

- les élargisseurs à bras fixes, destinés à élargir un puits jusqu'au diamètre permis par la section précédente.

- les élargisseurs hydrauliques (à bras mobiles). destinés à élargir un puits à un diamètre supérieur à celui de la section précédente (tubée ou non).

Diverses raisons peuvent conduire à forer un puits en petit diamètre, pour être élargi ensuite (ou non):

- sécurité la détection ou le contrôle d'une venue peuvent être facilitées par un petit diamètre.

- évaluation la qualité de certaines diagraphies est améliorée en trou de petit diamètre.

- forage dirigé le contrôle du forage dirigé est meilleur en trou de petit diamètre.

- probabilité de changement de programme Il est inutile de forer en gros diamètre si le risque d'abandonner ou d'avoir à effectuer un side-track est important.

> Il faut garder en mémoire qu'il est souvent plus difficile et plus long d'élargir un trou existant que de forer directement en gros diamètre.

a/ Elargisseurs à bras fixes

Les élargisseurs à bras fixes ont de deux à quatre bras, le plus souvent trois, soit usinés avec le corps lui-même, soit fixés sur le corps.

Ces bras supportent des roulements destinés à forer la formation au diamètre désiré. Les roulements sont disponibles avec différents types d'usinage ou de revêtement pour s'adapter aux formations forées.

La partie inférieure du corps est usinée avec un filetage de type outil de forage, permettant d'y connecter:

- un outil de forage, - un pilote ("bull nose"),

l'utilisation d'un pilote est fortement recommandée en forage dirigé, particulièrement dans les formations tendres où existe un risque de créer une "jambe de pantalon".

- une extension, elle-même connectée à un outil ou à un pilote.

b/ Elargisseurs à bras mobiles

Les élargisseurs à bras mobiles possèdent des bras rétractables articulés sur le corps de l'outil, actionnés hydrauliquement, s'ouvrant au démarrage de la circulation et se rétractant lorsque celle-ci s'arrête.

Ces bras au nombre de deux à quatre, le plus souvent trois, supportent des roulements destinés à forer la formation au diamètre désiré. Les roulements sont disponibles avec différents types d'usinage ou de revêtement pour s'adapter aux formations forées.

L'ouverture des bras est réglable en surface, permettant d'élargir à des diamètres légèrement différents.


Float Valve

Raccords


2.1.1.6 Aléseurs à rouleaux

Les aléseurs à rouleaux sont constitués de rouleaux dont la surface est abrasive, montés autour d'un corps tubulaire.

Le nombre de rouleaux varie de deux à six. Ils sont usinés ou fabriqués avec des revêtements différents permettant de s'adapter aux formations traversées (dents d'acier ou boutons de carbure de tungstène)

L'utilisation principale des aléseurs à rouleaux est de maintenir le diamètre d'un trou ayant tendance à se resserrer.

Créant moins de torque que les stabilisateurs à lames et étant moins endommageant pour la paroi du trou, ils sont quelquefois utilisés pour centrer la garniture dans le trou.

Pour ces mêmes raisons ils sont quelquefois utilisés en position "near-bit" en lieu et place d'un stabilisateur.

Ils sont utilisés pour réduire les dog-legs, éliminer les key-seats ou les marches d'un puits.

Roller reamers "3 points" & "6 points"

2.1.1.7 Raccords

Les raccords sont des éléments tubulaires courts destinés à divers usages. Leur nombre doit être limité au minimum nécessaire.

a/ Raccords "Cross-over"

Ces raccords sont utilisés pour connecter des éléments du train de tiges ayant des filetages différents.

Ils doivent être présents sur le site, en nombre et en nature suffisants pour relier les différentes sections du train de tiges mais aussi pour permettre des combinaisons différentes si nécessaire.

b/ Raccords pour valve anti-retour

Les valves anti-retour destinées à empêcher l'entrée d'un fluide envahisseur dans le train de tiges doivent être installées dans des raccords prévus à cet effet.

Un tel raccord est un élément tubulaire dans les lequel est usiné un logement destiné à recevoir la valve anti-retour.

En forage dirigé conventionnel (rotary) le logement de la valve doit préférablement être usiné dans la partie inférieure du stabilisateur "near-bit".

c / Raccords d'usure

Les raccords d'usure (saver subs) sont utilisés pour protéger les filetages, soit ayant besoin d'être souvent dévissé (tige carrée), soit appartenant à des équipements


Running in Drilling Pulling out & rotating

Opérations avec un aléseur de Key-seat


coûteux et supportant mal les ré-usinages, tels que par exemple certains MWD. Dans ce dernier cas ils sont constitués d'acier amagnétique

d/ Extensions

Les extensions sont des tubulaires courts (en général de diamètres égaux aux masse-tiges utilisées), utilisés pour ajuster la distance entre lames de stabilisateurs, ainsi que pour allonger la distance ente l'outil (ou le pilote) et un élargisseur.

e/ Raccords à entrée latérale (Side entry subs)

Les raccords à entrée latérale sont conçus pour permettre le passage d'un câble entre l'intérieur et l'extérieur du train de tiges.

Ils sont principalement utilisés lors de la mise en oeuvre d'outil de mesure de déviation de type "steering tool" (voir 2.2.2.1)

La rotation du tarin de tiges n'est plus possible lors de l'utilisation de tels raccords.

f/ Junk subs

Ces raccords sont destinés à recueillir les débris ou scories produites par le forage.

Ils sont installés directement au-dessus de l'outil de forage.

2.1.1.8 Aléseurs de key-seat (key-seat wipers)

Le but d'un aléseur de key-seat est de prévenir la formation d'un key-seat ou de l'éliminer du puits.

Ces outils sont constitués d'une chemise coulissant sur un mandrin.

Cette chemise possède à son pourtour des lames agressives dont le diamètre extérieur est déterminé en fonction du diamètre extérieur des joints des tiges ou des masses tiges (1/8 à 1/2 pouces supérieur à ce diamètre).

- elle coulisse et tourne librement en cours de descente ou lors du forage.

- en cours de remontée le bas de la chemise se bloque sur un ergot bloquant sa libre rotation. Elle tourne alors en fonction de la rotation du train de tiges.

Des aléseurs à double action existent, bloquant la chemise aussi bien en montée qu'en descente.

Les aléseurs de key-seat doivent être installés dans une position du train de tiges où ils peuvent travailler efficacement. Cette position dépend évidemment de la position du key-seat mais se trouve le plus souvent dans les tiges de forage en raison de la détection en général tardive du key-seat.

Pratique

- Si des tractions anormales sont systématiquement notées à une même profondeur, elles peuvent être le signe avant coureur d'un key-seat en cours de formation.

- Il est alors judicieux d'installer un AKS qui viendra agir à ce niveau.

- Descendre le train de tiges jusqu'à ce que l'AKS soit sous le key-seat.

- Remonter jusqu'à ce que l'AKS s'engage dans le key-seat.

- Redescendre quelques mètres.

- Démarrer la rotation du train de tiges

- Remonter en rotation. L'engagement de l'AKS dans le key-seat le meulera progressivement. Répéter cette opération jusqu'à élimination totale des frottements.


Motor stage (Rotor &

Dump

Connecting

Bearing and

Drive shaft

Rotating bit

Connecting rod

Drive

Rotor

Connecting rod

Stator

Rotor

Motor

Moteur de fond


2.1.2 Equipements spécifiques au forage dirigé 2.1.2.1 Moteurs de fond 2.1.2.2 Stabilisateurs 2.1.2.3 Equipement amagnétique 2.1.2.4 Raccords d'orientation 2.1.2.5 Raccords coudés 2.1.2.6 Outils de déflexion

2.1.2.1 Moteurs de fond

Les moteurs de fond aussi appelés moteurs à déplacements positifs sont devenus les outils sans lesquels le forage dirigé n'aurait pu évoluer aussi rapidement dans ces dernières années.

Ils dérivent de la "pompe à cavité progressive" inventée par le Français "Moineau" in 1934, inversée dans les années 50 pour en faire des moteurs, depuis en évolution continuelle.

a/ Principe

Les éléments clés d'un moteur de fond sont son rotor et son stator:

- rotor: pièce hélicoïdale (hélice externe en queue de cochon) fabriquée en acier inoxydable,

- stator: élastomère moulé en forme d'hélice interne, avec une spire supplémentaire par rapport au rotor

Le rotor et le stator correspondent étroitement et engendrent des cavités étanches les unes des autres.

Quand le fluide de forage est pompé à travers le moteur, une montée de pression apparaît entraînant la rotation du stator et permettant le passage du fluide dans la cavité voisine. Le fluide progresse alors de cavité en cavité entraînant ainsi une rotation régulière du rotor.

La vitesse de rotation est proportionnelle au débit à travers le moteur.

b/ Description

Les éléments constituants d'un PDM sont les suivants:

• Un étage moteur

Différentes variantes permettent d'obtenir des vitesses et des puissances différentes.

• Un étage de roulements

Il est constitué de roulements axiaux et radiaux qui supportent l'arbre de transmission et transfèrent les efforts de manière à ce que l'étage moteur ne soit pas sous contrainte.

Ces roulements sont lubrifiés, soit par le fluide de forage lui-même, soit en étant enfermés dans des logements étanches remplis d'huile.

Plus que l'étage moteur, c'est l'étage "sensible" duquel dépend la durée de vie du moteur.

• Un joint universel (cardan)

Le rotor et l'arbre de transmission sont reliés par un joint de cardan, nécessaire pour transformer le mouvement excentrique du rotor en un mouvement concentrique.

• Un arbre d'entraînement

L' arbre d'entraînement apparaît à la partie inférieure du corps du moteur et permet le vissage de l'outil de forage.


Configuration des moteurs de fond

Relation entre le torque & la vitesse de rotation des moteurs de fond


• Une valve de détournement (by-pass)

Les PDM sont protégés par une valve de détournement (by-pass) installée à la partie supérieure du corps. Cette valve fonctionne par pression différentielle et permet le détournement du fluide lorsque le moteur ne tourne pas (Il faut se souvenir que l'étage moteur est étanche lorsque le rotor ne tourne pas).

Cette valve a plusieurs rôles:

- Elle permet le remplissage du train de tiges en cours de descente et son vidage en cours de remontée.

- Elle permet d'amortir le démarrage de la rotation.

c/ Différents types de moteurs

c1/ Puissance, couple & vitesse

Les moteurs diffèrent et sont souvent caractérisés par le nombre de circonvolutions du rotor et du stator, appelé "lobes".

Le stator possède nécessairement un lobe de plus que le rotor.

On parlera donc, par exemple, de moteur 1/2, 4/5 ou 9/10.

La multiplication des lobes augmente la puissance du moteur et réduit sa vitesse de rotation. On peut donc distinguer:

- les moteurs à lobe unique (1/2 lobes) > grande vitesse & couple faible

Ces moteurs génèrent des couples relativement faibles ( 2000 ft x lb ) à des vitesses pouvant atteindre 500 rpm.

Le faible couple réactif généré permet un bon contrôle du tool face.

- les moteurs multilobes > vitesse & couple moyen

> basse vitesse & couple élevé

Le nombres de lobes peut atteindre 9/10

De tels moteurs délivrent un couple important ( 10000 ftxlb ) à des vitesses inférieures à 100 rpm.

Le couple développé par de tels moteurs peut rendre problématique le contrôle du tool face. Ils sont préférés pour le forage des sections droites plutôt que pour les phases de montée en inclinaison

Un moteur 5/6 délivre un couple moyen ( 8000 ftxlb ) à des vitesses variant autour de 120 rpm, préservant donc la vie des outils de forage.

c2/ Géométrie des moteurs

A leur origine les PDM étaient construit avec un corps droit. L'angulation par rapport au train de tiges était obtenue à l'aide d'un raccord coudé installé au-dessus du moteur.

Ils incorporent maintenant un coude fixe ou ajustable (bent-housing) situé dans la partie basse du moteur.

La proximité des ces coudes par rapport à l'outil de forage augmente l'efficacité de l'angle.

L'angle faible et la diminution de la distance angle - outil permettent la rotation du train de tiges et donc l'élimination de l'effet d'angle et donc de forer droit tout en utilisant un moteur coudé.

Ces coudes sont le plus souvent ajustables, en surface, de zéro (moteur droit) à 3 degrés, par quart de degrés.



Une dernière génération de moteur possède un coude ajustable depuis la surface, permettant de modifier le comportement de la garniture sans avoir à manœuvrer.

Certains moteurs ont un corps courbe.

D'autres sont articulés.

De nombreuses configurations sont disponibles:

- moteurs à coude incorporé simple

fixes ou ajustables

Ces moteurs sont utilisés pour la plupart des applications de forage dirigé.

- moteurs à double coudes incorporés (dual bent-housing)

Ces moteurs sont équipés de deux coudes ajustables, l'un dans la partie basse, l'autre dans la partie supérieure du moteur.

Ils sont utilisés pour les forages à courbure moyenne.

L'utilisation de tels moteurs ne permet plus la rotation du train de tiges

- moteurs DTU (Double Tilted Unit)

Ces moteurs possèdent un système composé de deux angles fixes et opposés.

Les moteurs sont également plus ou moins stabilisés, soit par des lames soudées (quelquefois un seul "patin") ou des chemises interchangeables. Des stabilisateurs de type "clamp-on" (voir 2.1.2.2-f) sont aussi utilisés.

d/ Débit & Perte de charge

Les moteurs de fond fonctionnent correctement dans une plage de débit donnée, indiquée par le constructeur.

A débit constant et dégagé du fond, la perte de charge à travers le moteur est constante.

Elle augmente quand l'outil atteint le fond et avec elle la pression de circulation.

Le poids sur l'outil est directement proportionnel à cet accroissement de pression appelé "delta P" du moteur.

e/ Limitations d'utilisation & problèmes pratiques

Les moteurs de fond sont des outils relativement fragiles, en particulier leurs stator et roulements. Ceci entraîne quelques limites de fonctionnement. La durée de vie d'un moteur peut être dramatiquement réduite si les ces limites ne sont pas respectées.

• Couple réactif

La rotation de l'arbre est obtenue par le passage du fluide de forage à travers le rotor/stator.

Pendant le forage l'outil de forage rencontre une résistance qui se traduit par un couple, et le moteur à alors tendance à tourner en sens inverse en raison du débit qui continue à l'actionner, jusqu'à atteindre un état d'équilibre.

Ce phénomène est appelé couple réactif.

Son amplitude dépend à la fois du type d'outil de forage, de la puissance du moteur et de la formation forée.

Si le couple réactif est trop fort, il deviendra difficile de contrôler le tool-face et donc la trajectoire. Ceci peut aller jusqu'à l'impossibilité de diriger le puits et donc de forer.


Coude adjustable incorporé au moteur (en position débloquée)


• Calage

Si un poids excessif est appliqué à l'outil de forage, le moteur calera (stall-out) c'est à dire stoppera brutalement de tourner.

Des calages répétitifs risquent d'endommager le moteur, en particulier son stator, et doivent être évités.

Le calage est en général du à un excès de poids sur l'outil, lui-même dû à un excès de "delta P".

Il peut également être dû à une usure du moteur résultant en une perte de puissance et une impossibilité de forer.

En cas de calage le foreur doit dégager l'outil du fond, remonter quelques mètres en stoppant la circulation, puis redémarrer la circulation et reprendre le fond doucement en n'excédant pas le "delta P" nominal.

Chute de pression à l'outil de forage

La perte de pression à travers l'outil de forage affecte le débit de circulation et donc la quantité de fluide traversant les roulements et donc leur lubrification.

Il est donc quelquefois nécessaire de limiter cette perte de pression en utilisant soit des duses de gros diamètre soit un outil sans duses.

• Bouchage

Dans les formations tendres ou dans les formations ou l'accumulation de déblais est un problème, le moteur peut avoir tendance à se remplir et se boucher.

Ce problème peut être résolu par l'introduction d'une valve anti-retour entre l'outil et le moteur.

• Quantité de solides dans le fluide de forage

Un excès de solides dans le fluide de forage aura un effet abrasif accélérant l'usure du stator et même du rotor.

• Température

Les élastomères constituants les stators supportent mal les hautes températures réduisant la durée de vie des moteurs.

Cependant des élastomères dits "hautes températures" sont apparut dans les années récentes repoussant les limites d'utilisation des moteurs.

• Boues à l'huile

De même les boues à base d'huile ont un effet corrosif sur les élastomères et réduisent la durée de vie des moteurs.

Là aussi des progrès récents améliorent les performances des moteurs.

• Durée de vie des outils de forage

La durée de vie des outils de forages à molettes est limitée par un nombre total de rotation des roulements et donc inversement proportionnelle à la vitesse de rotation des outils.

Un outil utilisé avec un moteur à grande vitesse verra sa durée de vie réduite, limitant la longueur forable en une seule descente.


Différents types de stabilisateurs à lames intégrales - à lames soudées - à chemise

Stabilisateurs "intégraux" à lames "ouvertes" & à lames "fermées"


2.1.2.2 Stabilisateurs

En forage dirigé, l'utilisation de stabilisateurs est l'un, sinon le moyen, de contrôler l'inclinaison du puits. Ils sont donc largement utilisés, particulièrement en forage dirigé conventionnel.

Ces outils sont constitués par des "lames" installées sur des corps tubulaires équivalents aux masse- tiges de la même phase. Ces lames ont un diamètre égal ou inférieur à celui de l'outil de forage. Elles centrent les masses tiges dans le puits et constituent autant de point d'appuis permettant de contrôler la "déformée" de la garniture de forage.

Ce contrôle est obtenu en jouant soit sur le diamètre des stabilisateurs, soit sur la longueur entre lames, soit sur les deux à la fois.

Les stabilisateurs sont installés soit directement au-dessus de l'outil de forage et sont alors appelés "near-bit" ou plus haut dans la BHA où ils sont appelés "string".

Les stabilisateurs near-bit possèdent des filetages femelle x femelle permettant le vissage direct sur l'outil. Un logement permettant d'installer une valve anti-retour est souvent aménagé à leur extrémité inférieure, évitant ainsi l'utilisation d'un raccord.

Différents types de stabilisateurs sont disponibles, variant essentiellement par la conception de leurs lames:

- lames soudées - lames intégrales - à chemise - à chemise non rotative

La forme des lames varie également:

- lames droites - lames spiralées à droite - lames spiralées à gauche

Revêtements de surface les plus courants

a/ Stabilisateurs à lames soudées

Les lames (en général au nombre de trois) sont soudées sur le corps, obliquement (plus ou moins spiralées) ou parallèlement à l'axe (lames droites). Ces lames sont le plus souvent en acier non revêtu et réalisent un contact limité avec les parois du trou.

De plus ce type de stabilisateur risque d'endommager les formations tendres ou peu consolidées.

Ces stabilisateurs ne constituent donc pas de bons outils pour le forage dirigé.


One-piece Mandrel Type Split Mandrel Type

Stabilisateurs à chemise

Stabilisateurs à chemise non rotative


b/ Stabilisateurs à lames intégrales

Les stabilisateurs dits à lames intégrales sont, soit forgés, soit usinés dans un bloc d'acier.

Les lames sont larges et "spiralées" autour du corps. Elles offrent un bon contact avec les parois du trou.

La forme des lames et l'espace entre lames conduisent à deux types de stabilisateurs

- de type ouvert (open design)

- de type fermé (tight design)

Les lames peuvent également être spiralées de gauche à droite (cas le plus fréquent) ou inversement.

La surface des lames s'use pendant les opérations surtout en présence de formations abrasives et les stabilisateurs "perdent" de leur diamètre extérieur. De manière à prolonger leur durée la surface des lames est couverte de revêtement constitués de matériaux durs tels que:

- grains de carbure de tungstène

- plaques de carbure de tungstène

- boutons de carbure de tungstène

Elles peuvent donc soit "rechargées" soit réparées pour que le stabilisateur retrouve son diamètre initial.

c/ Stabilisateurs à chemise

Les stabilisateurs à chemises sont constitués d'un mandrin sur lequel vient s'installer une chemise portant des lames.

Deux types existent, différants par le mode de montage de leur chemise:

- soit la chemise est directement vissée et bloquée sur le mandrin

- soit le mandrin est divisé en deux parties se vissant l'une sur l'autre, la chemise étant bloquée entre ces deux parties. Ce système présente l'avantage de ne pas avoir à serrer directement sur la chemise

En réduisant la quantité de matériel nécessaire, les stabilisateurs à chemises pourraient être une alternative économique aux stabilisateurs intégraux, mais présentent cependant certains inconvénients:

- Le montage et le démontage des chemises prennent du temps, surtout quand elles remontent surbloquées. Le dévissage en force conduit alors souvent à une déformation rendant la chemise inutilisable et réduisant l'avantage quantité de matériel.

- La surface des lames est réduite par rapport aux lames des stabilisateurs intégraux, offrant une moins bonne qualité vis à vis du forage dirigé.

d/ Stabilisateurs à chemise non rotative

Ces stabilisateurs sont constitués d'une chemise, portant des lames le plus souvent droites, installée librement sur un mandrin.

Les chemises et leurs lames sont faites, soit intégralement en caoutchouc, soit en acier recouvert de caoutchouc.

Leur rôle est plus de centrer que de stabiliser.


Indicator Probe Locking tube Return Spring Restrictor Ring FULL GAGE UNDER GAGE Mandrel Piston Cam Setting Mechanism Detail of Blades & Pistons

Stabilisateurs à diamètre variable "Andergauge"


e/ Stabilisateurs à diamètre variable

Des stabilisateurs à diamètres variables ont été développés dans les années 80 et sont également disponibles sur le marché.

Ils consistent en un stabilisateur équipé de lames mobiles dont le diamètre extérieur peut être modifié depuis la surface à l'aide de séquences hydrauliques reconnues par l'outil.

L'activation des lames est soit mécanique, complétée par un système de blocage hydraulique, soit totalement hydraulique. Dans tous les cas l'outil doit être adapté à un débit de référence permettant à la fois l'activation et la confirmation de cette activation (valeurs des pressions).

Selon les modèles, les lames sont formées de 2 ou 3 patins ou de pistons.

La plupart des modèles ont seulement deux positions et sont équipés de manière à être soit plein trou, soit sous dimensionné (habituellement 1/4 pouce), mais peuvent aussi être dressés avec deux degrés de sous-dimensionnement. Certains modèles ont trois positions.

Conçus à l'origine pour permettre de forer des sections rotary plus longues sans avoir à manœuvrer, ils sont aussi utilisés associés à des moteurs de fond et sont positionnés selon leur fonction désirée:

• Premier stabilisateur string pour contrôle de l'inclinaison

• En near-bit (profil en 'S' ou section horizontale)

• Au-dessus du moteur (section horizontale)

• Au-dessous du moteur (section horizontale)

f/ Stabilisateurs "clamp-on"

Les stabilisateurs "clamp-on" sont constitués d'une chemise portant des lames, pouvant être glissée à une position quelconque sur un élément tubulaire et être bloquée entre deux couronnes contra-rotatives.

Ils sont nécessaires quand une stabilisation est requise et qu'il n'est pas possible d'installer des stabilisateurs conventionnels, par exemple sur des outils longs tels que certains MWD. Ils doivent alors être constitués d'acier amagnétique.


Interférence Magnétique

Carte des zones de détermination de la longueur amagnétique nécessaire


2.1.2.3 Equipements amagnétiques

L'acier des éléments du train de tiges perturbe les lignes du champ magnétique terrestre. Cette perturbation est proportionnelle à la masse et inversement proportionnelles à la distance.

Pour la bonne utilisation d'instruments de mesures magnétiques il est donc nécessaire d'éloigner les équipements de mesure des éléments perturbants. Ceci est réalisé en utilisant des matériaux dits non-magnétiques ou amagnétiques au voisinage des capteurs de mesure.

Ces matériaux amagnétiques peuvent être:

- de l'aluminium - des aciers inoxydables de haute qualité - des alliages tels que le "Monel" (70% nickel + 30% cuivre)

Les équipements amagnétiques les plus courants sont:

- des masse-tiges - des masse-tiges courtes - des tiges de forage compressives - des tiges de forage - des stabilisateurs - des raccords

et bien sur les équipements de mesure eux-mêmes:

- MWD - steering tools

a/ Masse-tiges amagnétiques

Les masse-tiges amagnétiques sont les éléments les plus utilisés pour éliminer les perturbations du champ magnétique dues à la présence train de tiges.

La longueur nécessaire varie en fonction de la position géographique et peut être déterminée à l'aide de tables ou cartes.

Les masse-tiges amagnétiques sont trois à quatre fois plus chères que les masse-tiges en acier standard.

b/ Tiges de forage amagnétiques

Les tiges de forage amagnétiques ou tiges compressives amagnétiques sont utilisées en forage horizontal où les masse-tiges n'ont plus de justification de poids.

c/ stabilisateurs amagnétiques

Des stabilisateurs amagnétiques peuvent être nécessaires en lieu et place de stabilisateurs standards lorsqu'ils doivent être situés près des équipements de mesure.

d/ Raccords amagnétiques

De même des raccords amagnétiques peuvent être nécessaires en lieu et place de raccords standards lorsqu'ils doivent être situés près des équipements de mesure.


Angle

Scribe line

Raccord Coudé d'orientation

OOrienting Sub BBent Sub Motor with Bent Housing Straight Motor Bent Housing

Raccord coudé incorporé ("Bent-housing") & Raccord coudé indépendant


2.1.2.4 Raccords d'orientation

Les raccords d'orientation sont conçus pour recevoir une chemise dans laquelle viendra se loger l'extrémité inférieure ("mule shoe") de l'outil de mesure.

Ils sont habituellement fabriqués en acier amagnétique en raison de leur proximité par rapport au compas ou aux magnétomètres.

La chemise peut être positionnée et bloquée dans une position permettant d'indexer l'orientation de l'outil de déviation par rapport à l'outil de mesure.

2.1.2.5 Raccords coudés

Les raccords coudés sont utilisés en combinaison avec un moteur de fond (de corps droit) pour le désaxer par rapport à l'axe du puits et donc désaxer l'outil de forage.

L'angle est obtenu en désaxant le filetage mâle et sa portée par rapport à l'axe du corps (voir figure).

Ils sont installés immédiatement au-dessus du moteur.

Ils sont fabriqués soit en acier standard, soit en acier amagnétique.

La valeur de l'angle est gravée dans le corps du raccord et une ligne de repérage ("scribe line") est usinée le long du corps afin de permettre le repérage précis de l'angle.

La valeur de l'angle détermine le gradient de montée ou de rotation du puits, qui dépend aussi des diamètres du trou et du moteur ainsi que de la longueur de celui-ci, mais aussi de la formation

Le rendement du raccord est donc difficilement prévisible à moins de disposer d'une expérience locale.

Il est donc nécessaire de disposer sur site de raccords de différentes valeurs afin de couvrir une gamme de gradients adaptée au programme de forage.

L'utilisation des raccords coudés tend à disparaître avec le développement des coudes incorporés aux moteurs ("bent-housing").

Les raccords coudés et les raccords d'orientation sont fréquemment combinés en seul raccord appelé "raccord coudé d'orientation".


Whipstock


2.1.2.6 Outils de déflexion

Les outils de déflexion sont souvent appelés "Whipstock" du nom de leur inventeur.

Un Whipstock est un sabot d'acier dont la surface intérieure est concave et sur laquelle viendra s'appuyer l'outil de forage, ainsi obliger de riper vers la paroi et de sortir du puits initial.

Les Whipstocks peuvent être:

- permanent or récupérables

- orientables ou non

Ils peuvent être utilisés

- en trou ouvert, pour effectuer un side-track ou démarrer un drain latéral

- dans un tubage, pour y ouvrir une fenêtre

Communément utilisés au début du forage dirigé, les Whipstocks avaient peu à peu disparus avec le développement des moteurs de fond et les progrès relatifs à l'orientation.

Ils réapparaissent en raison du développement des puits en ré-entrée, offrant un bon moyen d'ouvrir une fenêtre dans le tubage.


Mesure du champ magnétique à l'aide de magnétomètres


2.2 Equipements de mesure Le besoin de connaître la position de la trajectoire d'un puits dévié conduit au besoin de mesurer régulièrement l'inclinaison et l'azimut du puits. En mode orienté ces mesures permettent de plus de contrôler le tool face du moteur et donc la direction du puits. Ces mesures peuvent être effectuées par des instruments de mesures en fond de trou. Ils diffèrent par le type des capteurs utilisés mais surtout par leur type de transmission de l'information qui peut être:

- en temps différé: l'information est remontée avec l'outil lui-même

- en temps réel: l'information est transmise du fond vers la surface par l'intermédiaire d'un système de télémétrie

Les mesures sont faites à l'aide de capteurs plus ou moins sophistiqués: • Mesure de l'inclinaison:

- pendules

- inclinomètres

- accéléromètres

• Mesure de l'azimut La mesure de l'azimut peut être effectuée soit à l'aide d'instruments repérant le Nord magnétique:

- compas

- magnétomètres ou s'alignant dans une direction référencée:

- gyroscopes

- plates-formes inertielles

2.2.1 Outils de mesures en temps différé

Les outils de mesures en temps différé sont conçus pour effectuer une ou plusieurs mesures de l'inclinaison et de l'azimut du puits, les enregistrer et les conserver jusqu'à leur lecture après remontée de l'outil en surface. Ils sont descendus dans le trou soit par l'intermédiaire d'un câble ou jetés à travers les tiges ("go-devil") puis récupérés au câble ou lors de la manœuvre de remontée. Ils sont composés:

- d'un ensemble de capteurs de mesures

- d'un système d'horlogerie capable de déclencher les mesures et leur enregistrement après un délai programmé

- d'un système d'enregistrement

On distingue les:

- Inclinomètres

- Single-shots magnétiques

- Multi-shots magnétiques

- Gyroscopes


Système "Single-shot"

à gauche: Système standard (mesures d'azimut & d'inclinaison)

à droite: Système d'orientation (mesures d'azimut, d'inclinaison et du tool face)


2.2.1.1 Inclinomètres

Les inclinomètres sont les plus simples des instruments de mesures directionnelles en ne mesurant que l'inclinaison du puits.

Ils utilisent un pendule qui n'est affecté que par le champ gravimétrique terrestre.

Ces outils sont essentiellement utilisés pour vérifier l'inclinaison des puits verticaux.

2.2.1.2 Single-shots magnétiques

Un Single-shot magnétique est conçu pour effectuer une unique mesure de l'inclinaison et de l'azimut du puits (par mesure du champ magnétique), l'enregistrer et la conserver jusqu'à sa lecture. Ils nécessitent donc d'être installés dans au moins une masse-tige amagnétique.

Utilisé conjointement avec un raccord d'orientation indexé avec le raccord coudé, ils fournissent simultanément une mesure du tool-face, permettant ainsi l'orientation et le contrôle de la direction du puits.

Les outils plus anciens (1) utilisent un pendule et un compas associés à une horloge mécanique et un système d'enregistrement photographique.

Les outils modernes (2) utilisent des accéléromètres et des magnétomètres, associés à une horloge et une mémoire électronique.

Un Single-shot magnétique est constitué des composants suivants:

un système de mesure, incluant les systèmes nécessaires à la mesure de l'inclinaison et de l'azimut, et permettant le repérage du tool-face.

(1) appelé unité d'angles. L'inclinaison est mesurée à l'aide d'un pendule ou d'un peson flottant, l'azimut est mesuré à l'aide d'un compas flottant

Différents modèles existent, différant par leurs instruments de mesures et leurs plages de fonctionnement: de 0 à 10/20 degrés ou de 10 à 90 degrés d'inclinaison.

(2) constitué par un ensemble d'accéléromètres et de magnétomètres

un système d'enregistrement des mesures

(1) appelé caméra, conçu pour photographier une image de l'instrument de mesure, incluant une lentille et une lampe permettant d'exposer un disque sensible (diamètre un pouce).

(2) constitué d'une mémoire électronique

un système de déclenchement,

conçu pour déclencher la prise de vue à un instant donné, quand l'outil est en position pour la mesure.

ce peut être:

- une horloge, mécanique ou électronique, permettant de déclencher la prise de vue après un délai ajustable en surface selon le temps nécessaire pour amener l'outil en position de mesure.

- un détecteur de mouvement, déclenchant la prise de vue après une période déterminée sans aucun mouvement.

- un détecteur de Monel, détectant la présence de l'outil dans un environnement non magnétique et déclenchant la prise de vue après une période déterminée dans cet environnement.

un système d'alimentation

procurant l'énergie nécessaire au bon fonctionnement de l'outil, habituellement constitué d'un ensemble de piles de 1.5 Volts.


Déclenchement et stockage des mesures

Single-Shot Multi-Shot Multi-Shot

Horloge mécanique Horloge ou électronique électronique & & Film Mémoire


Ces différents composants sont assemblés bout à bout et installés dans un barreau protecteur fabriqué en acier non-magnétique destiné à supporter la pression et la température de fond (des protecteurs thermiques additionnels sont utilisés en cas de haute température). Des barres pesantes (acier non-magnétique ou bronze) sont installées sous ce barreau à la fois pour aider à la descente de l'ensemble et pour permettre un positionnement correct des instruments de mesure dans la longueur non magnétique en fond de trou.

L'extrémité inférieure du système est constituée soit d'un amortisseur, soit d'un sabot d'orientation (UBHO - Universal Bottom Hole Orienter) venant se loger dans le raccord d'orientation quand le repérage du tool face est nécessaire.

2.2.1.3 Multi-shots magnétiques

Les multi-shots sont similaires aux single-shots mais capables d'effectuer et de stocker plusieurs mesures déclenchées à un intervalle régulier programmé en surface.

Ceci est réalisé en utilisant soit un système de prise de vue multiples utilisant un film de petit format (8mm), soit une mémoire électronique, couplé avec une horloge permettant à la fois de retarder le déclenchement du système puis d'activer la prise de mesure à intervalle régulier (habituellement 30 secondes ou une minute) et/ou un détecteur de mouvement.

La manière la plus courante de mettre en œuvre un multi-shot est de le descendre dans une masse-tige amagnétique avant une manœuvre, puis de remonter le train de tiges en arrêtant à chaque longueur le temps nécessaire à l'obtention d'une bonne mesure.

Le but des multishots n'est pas la conduite de la trajectoire mais la réalisation à posteriori d'un contrôle de cette trajectoire avec un ensemble de mesures ayant une meilleure cohérence que les mesures effectuées successivement en cours de forage.


Gyroscope électronique (à gauche)

&

Elément gyroscopique (à droite)


2.2.1.4 Gyroscopes

Les "gyroscopes" constituent une autre famille d'instruments de mesure. L'azimut étant ici mesuré à l'aide d'un système gyroscopique ou inertiel indépendant du champ magnétique terrestre, ils peuvent donc être utilisés dans un environnement métallique. L'inclinaison reste mesurée à l'aide d'inclinomètres ou d'accéléromètres. Associés à un système d'orientation (UBHO), ils fournissent également le tool-face.

Les gyroscopes sont fragiles et ne supportent pas les conditions de forage.

Ils sont donc utilisés - hors forage:

- pour orienter un outil de déviation dans un tubage (side-tracks, puits en ré-entrée) - pour contrôler la déviation des tubes conducteurs sur une plate-forme multi-puits. - en fin de forage, avant complétion du puits, pour effectuer une mesure complète

entre le fond et la surface. L'outil est alors descendu au câble, centré dans le tubage de production.

Les éléments constitutifs d'un "gyroscope" sont:

- un système de mesure d'inclinaison (pendule, accéléromètres) - un système de mesure d'azimut (voir ci-dessous) - un système de mémorisation (film, mémoire électronique) et/ou de transmission des mesures (câble électrique). - un système de déclenchement des mesures (horloge mécanique ou électronique) - une source d'énergie (batteries ou câble électrique)

Deux types de systèmes sont utilisés:

Les gyroscopes "conventionnels" ou "libres", mis en œuvre dès les années 1930.

Ces systèmes fournissent une mesure relative de l'azimut à partir de leur orientation initiale. Avant leur descente dans le puits ils doivent donc être alignés sur un repère de surface d'orientation connue.

Soumis aux forces résultant de la rotation terrestre, ces systèmes subissent une "dérive" de leur orientation. Les différentes mesures d'azimut doivent donc être corrigées en fonction de cette dérive, déterminée par la mesure de l'orientation finale du système, et assumant une dérive régulière.

Les "centrales inertielles" (rate-gyro) ou "gyroscopes à recherche automatique du Nord" (North-seeking gyro), développés depuis 1970 à partir des systèmes de navigation aériens.

Avec ce type de système, la combinaison gyro-accéléromètres permet de déterminer le vecteur-forces résultant de la rotation de la Terre. Cette valeur associée à la latitude (connue) et à l'inclinaison (mesurée) du puits permet de calculer la direction du Nord géographique, et donc de déterminer l'azimut du puits.

Les gyroscopes sont disponibles en différents diamètres, de 1"3/4 à une dizaine de pouces, leur précision augmentant avec le diamètre. Ils peuvent être single ou multi-shot.

Les gyroscopes sont réputés avoir une meilleure précision que les outils de mesures magnétiques. Leurs mesures ont longtemps été utilisées comme référence pour établir la position du puits.


à travers les tiges et la tige carrée

Mise en œuvre des Steerin

Side-entry Sub

à l'aide d'un "Side-entry sub"

g tools


2.2.2 Outils de mesures en temps réel Les outils de mesures en temps réel sont conçus pour effectuer une ou plusieurs mesures de l'inclinaison et de l'azimut du puits et les transmettre vers la surface. Les outils les plus sophistiqués ont de plus des capteurs permettant la mesure, la transmission et le stockage de paramètres d'évaluation des formations.

Ils sont composés:

- d'un ensemble de capteurs de mesures - d'une électronique de contrôle - d'un système de télémétrie

On distingue les:

2.2.2.1 - Steering tools 2.2.2.2 - MWD et LWD 2.2.2.3 - Gyroscopes

2.2.2.1 Steering tools

Les Steering tools mesurent l'inclinaison et l'azimut du puits (et donc le tool face) et transmettent l'information à travers un câble électrique. Associés à un système d'orientation ils transmettent une visualisation instantanée du tool face.

Les steering tools sont les seuls instruments fournissant une information permanente, permettant en particulier l'observation de l'effet du couple réactif sur le moteur et de l'évolution résultante du tool face.

Les capteurs et l'électronique associée sont installés dans un tube d'acier amagnétique et descendus et mis en place dans une masse tige amagnétique.

Le câble est connecté à l'outil à l'aide d'un "wet connector" et remonte en surface à travers les tiges de forage jusqu'à un raccord d'entrée latérale (side-entry sub) lui permettant de passer de l'intérieur à l'extérieur des tiges. A partir de ce raccord le câble passe entre les tiges et le tubage permettant l'ajout des tiges mais excluant toute rotation du train de tiges.

Hors l'existence du câble de liaison et des inconvénients associés, un steering tool serait l'instrument idéal de contrôle du forage dirigé.

Panneau de contrôle en surface


Système LWD "Geo-steerable"


2.2.2.2 Les MWD (Measurement While Drilling) et LWD (Logging While Drilling)

Les premiers MWD sont apparus dans les années 70, apportant au forage dirigé l'un des instruments qui allait lui permettre une évolution sans précédent, en particulier le développement du forage horizontal et de ses séquelles.

Ils mesurent et transmettent l'inclinaison, l'azimut et le tool face, à l'aide de capteurs ultra sensibles, accéléromètres et des magnétomètres, leur conférant une précision inégalée par les instruments de mesure classiques.

Diverses mesures d'évaluation des formations peuvent être ajoutées, transformant les MWD en LWD (Logging While Drilling) et permettant un contrôle de la déviation tenant compte de la nature de la formation forée et/ou évitant les mesures électriques toujours difficiles à mettre en œuvre en forage horizontal.

Les paramètres mesurés sont transmis vers la surface après avoir été codés sous forme binaire. Deux systèmes de transmission sont utilisés:

- la transmission par impulsions à travers le fluide de forage ("mud pulses") - la transmission électromagnétique

Les composants d'un MWD sont:

- l'étage de mesure - l'étage de télémétrie - l'étage de puissance

a/ le(s) étage(s) de mesures

A leur origine les MWD ont été conçus pour fournir les mesures nécessaires aux opérations de déviation et sont donc équipés de capteurs permettant les mesures d'inclinaison et d'azimut, et de tool-face si le système est indexé à l'outil de déviation.

Au fur et à mesure de leur évolution des mesures nouvelles ont été ajoutées, permettant l'évaluation des formations traversées et une meilleure compréhension des problèmes de forage.

• Mesures directionnelles

Les capteurs utilisés sont des accéléromètres et des magnétomètres mesurant respectivement les champs gravitationnel et magnétique terrestres avec une résolution très supérieure à celle des instruments utilisés précédemment, compas et inclinomètres.

Ces capteurs montés en trièdre ("trois axes") permettent de plus de mesurer l'amplitude et la direction de leurs champs respectifs et de constater ainsi toute anomalie locale.

• Mesures d'évaluation des formations

- Gamma ray - Résistivité - Porosité

• Autres mesures

- Pression annulaire - Paramètres de forage - vibrations


Transmission à "Mud Pulses"

Transmission Electro-magnétiqu

e


b/ l'étage de télémétrie

L'étage de télémétrie a pour fonction de transmettre les mesures depuis le fond de trou vers la surface.

Deux systèmes de télémétrie sont couramment utilisés:

- la transmission par impulsions à travers le fluide de forage ("mud pulses")

- la transmission électromagnétique utilisant les formations en tant que conducteur.

Pour être transmis les paramètres mesurés doivent préalablement être transformés en information binaire

b1/ Télémétrie par impulsions à travers le fluide de forage

Le principe consiste à créer des impulsions dans le fluide de forage, à l'aide d'un système mécanique appelé "pulser". Ces impulsions sont:

- soit des dépressions (impulsions négatives)

- soit des surpressions (impulsions positives)

Ces impulsions se transmettent à travers le fluide à l'intérieur du train de tiges et sont mesurées en surface par l'intermédiaire d'un capteur de pression installé sur la ligne d'injection.

Divers systèmes sont utilisés, plus ou moins performants dans leur capacité de transmission.

Les systèmes à impulsions sont très dépendants du fluide de forage. Ils ne peuvent fonctionner avec l'air ou la mousse.

b2/ Transmission électromagnétique

Un courant électrique est injecté dans la formation et mesuré en surface.

Ce type d'outil à l'avantage d'être totalement indépendants du fluide de forage. Ils peuvent donc transmettre en permanence (y compris pendant les arrêts de circulation) ou dans les puits forés en dépression.

Les possibilités d'opération de ces outils sont limitées par la résistivité des formations traversées.

c/ l'étage de puissance

Les différents composants d'un MWD nécessitent une alimentation électrique fournie soit:

- par des batteries

- par une turbine entraînant un alternateur

- une combinaison batteries - turbine


MWD style "drill-collar" (à gauche)

&

MWD style "tube interne" (à droite)


d/ Construction des MWD

Les outils MWD se présentent en différentes configurations plus ou moins lourdes:

- sous forme de masse-tiges

Les divers composants et capteurs de l'outil sont fixés dans des tubes en acier amagnétique ayant le même diamètre extérieur que les masses-tiges ordinaires (9"1/2, 8", 6"3/4, 4"3/4, etc).

- sous forme de tube intérieur

Tous les composants de l'outil sont installés dans un tube de petit diamètre (de l'ordre de 2 pouces), lui-même mis en place dans une masse-tige amagnétique standard ou spécifique.

2.2.2.3 Gyroscopes

Des gyroscopes à recherche automatique du Nord géographique et transmettant les informations à l'aide d'un câble électrique sont également disponibles.

En raison de leur relative fragilité, ils ne peuvent pas être utilisés en cours de forage.


Système Moteur-LWD "Geo-steerable" avec mesures avancées

Les paramètres mesurés à l'outil sont transmis au MWD (mud pulse) à l'aide d'une onde électro-magnétique

Système Moteur-LWD "Geo-steerable" avec mesures avancées


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2.3 Les nouveaux équipements de forage dirigé

L’accroissement des besoins en précision de la navigation, ainsi que la complexité de certaines trajectoires (les puits 3-D) ont favorisés le développement de techniques plus sophistiquées voire nouvelles:

- Les systèmes à mesures avancées

- Les techniques de navigation en rotation ("rotary steerable systems")

2.3.1 Les systèmes à mesures avancées

Ces systèmes sont des améliorations des MWD, permettant de réaliser certaines mesures à partir d'un raccord situé juste derrière l'outil de forage et devant le moteur.

La réalisation et la transmission en temps réel de ces mesures dites "à l'outil" permet une navigation beaucoup plus précise dans des réservoirs difficiles.

L'avantage de ces systèmes réside en une détection rapide des changements de paramètres géologiques ou géométriques (dans un système MWD classique les premières mesures sont effectuées au mieux à une quinzaine de mètres de l'outil),

- détection rapide de toute sortie du réservoir

- détection rapide d'un banc d'argile

- évaluation de la qualité du réservoir

- détection rapide des variations d'inclinaison

Les trajectoires résultantes sont plus "amorties" et génèrent donc moins de frottement et de risque d'accumulation des déblais.

Ces mesures avancées sont intégralement mémorisées dans le raccord et sélectivement transmises par ondes électromagnétiques vers le corps principal du système d'où elles sont retransmises vers la surface par le système de télémétrie du MWD.

Le raccord de mesure possède son électronique, une mémoire et une source d'énergie (batteries).

Etant situé devant le moteur (et donc sous le coude), il doit être le plus court possible afin de ne pas trop diminuer l'effet du coude, ni d'augmenter les contraintes sur le moteur.

Les mesures actuellement disponibles "à l'outil" sont

- l'inclinaison

- le gamma-ray

- la résistivité

Les autres mesures (en particulier l'azimut et le tool-face) sont réalisées dans le corps principal du MWD et transmises vers la surface.


Systéme "Rotary Steerable" (PowerDrive de Schlumberger)


Cette page est en cours de développement

2.3.2 Les systèmes de navigation en rotation ("Rotary Steerable")

AutoTrak

PowerDrive

GeoPilot

Rotary Steerable Tools


Chapitre 3 – Ingénierie 121

Chapitre 3 Ingénierie du Forage dirigé Page 3.1 Planning & ingénierie 123

3.1.1 Plate forme 123 3.1.2 Définition de la cible 125 3.1.3 Détermination de la trajectoire 127 3.1.4 Programme de tubages 131 3.1.5 Méthodes de forage dirigé 137 3.1.6 Train de tiges 147 3.1.7 Multipuits 149 3.1.8 Sélection des équipements de forage 151 3.1.9 Sélection du rig 153 3.2 Design du train de tiges 157

3.2.1 Bilan des forces - Torque et frottements 157 3.2.1.1 Efforts de tension 159 Gravité 151 Chocs 153 Efforts dus aux frottements 153 Mesure des frottements 153 Forces aux parois 155 Estimation des frottements 157 Coefficients de friction 159 3.2.1.2 Forces pression 169 3.2.1.3 Efforts de torsion 169 Train de tiges 171 Vitesses de rotation critiques 171 Flambage 173 Flambage critique 173 3.2.1.4 Flexion 175 3.2.1.5 Fatigue 177 3.2.1.6 Ecrasement 179 3.2.1.7 Abrasion & Erosion 179 3.2.1.8 Corrosion 179 3.2.2 Design du train de tiges 181 3.2.3 Design des garnitures de forage dirigé 185 3.2.4 Garnitures de forage dirigé rotary 189 3.2.5 Contrôle de l'azimut 199 3.2.6 Poids sur l'outil 199 3.2.7 Outils de mesure 203 3.2.8 Positionnement des coulisse 205 3.2.9 Outils de forage 209 3.3 Fluides de forage 211

3.3.1 Sélection du fluide de forage 211 3.3.2 Lubrification du trou 211 3.3.3 Stabilité des parois 211 3.3.4 Nettoyage du puits 213 3.3.5 Endommagement de la formation 217



3.1 Programme de forage 3.1.1 Emplacement de surface 3.1.2 Définition de la cible 3.1.3 Détermination de la trajectoire 3.1.4 Programme de tubage 3.1.5 Détermination de la méthode de forage 3.1.6 Design du train de tiges 3.1.7 Précision (multipuits) 3.1.8 Sélection des équipement de forage 3.1.9 Sélection de l'appareil de forage 3.1.1 Emplacement de surface

La préparation du programme de forage d'un puits pétrolier nécessite la compilation d'un certains nombres d'information et de paramètres, soit déterminés, soit mesurés, définissant l'emplacement de surface.

Toutes ce données doivent être enregistrées afin de servir de référence lors des opérations et ultérieurement.

• Système de coordonnées

Le système de coordonnées qui sera utilisé doit être déterminé. Il est le plus souvent imposé par les autorités administratives locales.

En fonction de ce système, la convergence locale sera déterminée.

• Coordonnées de l'emplacement

Les coordonnées de la tête de puits doivent être déterminées avec précision, soit par relevé topographique, soit par mesure satellite:

X coordonnée Est-Ouest

Y coordonnée Nord-Sud

Z Altitude de la surface se référant au zéro hydrographique.

Z est soit l'altitude du sol (Zsol) soit l'altitude de la table de rotation (Ztable).

Onshore, quel que soit le cas il est nécessaire d'enregistrer la distance entre le niveau du sol et celui de la table de rotation.

Offshore, Z devrait être l'altitude du plancher de la plate forme (où sont situées les têtes de puits), mais est souvent donnée par rapport à la table de rotation pour les besoins du forage.

la profondeur d'eau doit également être enregistrée (distance entre le fond de la mer et le niveau moyen des eaux).

Il faut se rappeler que lors de l'exploitation les profondeurs seront le plus souvent mesurés depuis la tête de puits.

• Déclinaison magnétique

La Déclinaison magnétique au moment des opérations de forage devra être calculée.


Définition typique de la cible d'un puits horizontal


3.1.2 Définition de la cible La cible est déterminée par les géologues et ingénieurs réservoirs.

Il est quelquefois demandé d'atteindre plusieurs cibles lors d'un même forage, ceci pouvant conduire à la réalisation de trajectoires tri dimensionnelles.

Les coordonnées X, Y & Z de chacune des cibles demandées devront être fournies dans le système déterminé.

En forage conventionnel forage les cibles sont le plus souvent données comme des surfaces dans un plan horizontal:

- cercle en spécifiant le rayon du cercle

- ellipse en spécifiant les axes et leur direction

- carré en spécifiant les coordonnées X & Y des sommets du carré

- polygone en spécifiant les coordonnées X & Y des sommets

Les cibles peuvent être donnée dans un mode tri dimensionnel en ajoutant aux paramètres ci-dessus une tolérance verticale, soit par définition d'un volume:

- sphère

- ellipsoïde

La préparation d'un puits horizontal nécessite une définition plus élaborée

- définition du point d'entrée

. définition absolue à l'aide des coordonnées

. définition relative telle que par exemple: 3 mètres sous le toit du réservoir

- tolérance verticale

- direction du drain et tolérance 3-d autour du drain.

Les définitions les plus courantes sont des

- secteurs ("part de tarte")

- parallélépipèdes

- cylindres

Certains drains horizontaux sont définis en impliquant:

- un changement d'altitude du drain

- un changement de direction du drain

Pendant la préparation d'un puits il faut se souvenir que

- atteindre la cible est toujours techniquement possible.

- le problème est plus économique que technique.

- la taille et la forme de la ou des cibles doivent tenir compte de ces impératifs.


Planned trajectory Average inclination

Target

Well head

i

Vertical depth

Target

Horizontal displacement

Well direction (average azimuth)

North Lead angle

a

East

Horizontal projection

Vertical projection in the azimuth a

Trajectoire théoretique & trajectoire réelle


3.1.3 Détermination de la trajectoire

La détermination de la trajectoire d'un puits doit intégrer les paramètres suivants:

• Le puits doit atteindre la ou les cibles.

• Le puits doit pouvoir être foré

> Minimiser dog legs

> Minimiser les frottements potentiels

• Le puits doit pouvoir être complété

> La forme du puits doit non seulement pouvoir être forée mais aussi permettre la mise en place des tubages et des équipements de complétion du puits.

3.1.3.1 Détermination du profil du puits Le profil du puits doit être déterminé en fonction des critères énoncés ci dessus mais aussi • En anticipant le comportement des formations traversées

- dans la phase de montée en inclinaison

considérer la faculté de la formation à monter et le risque de formation de key- seats.

- en fonction de l'inclinaison

la stabilité d'une formation peut être complètement différente selon l'inclinaison à laquelle elle est traversée. Les problèmes d'instabilité augmentent avec l'inclinaison.

• Si le puits fait partie d'une plate-forme multipuits le choix du profil d'un puits doit tenir

compte des trajectoires des autres puits.

3.1.3.2 Détermination de la profondeur du Kick-off • Choisir une formation favorable

Toutes les formations ne sont pas favorables au démarrage de la montée en inclinaison. Des formations trop dures ou trop tendres de permettent pas une montée efficace.

• Tenir compte du système de mesure L'orientation d'un puits est une procédure qui peut être longue. A grande profondeur les divers frottements rencontrés et la torsion nécessaire du train de tiges rendent l'orientation plus longue sinon plus difficile. Si un MWD est utilisé la profondeur du kick-off n'aura que peu d'influence sur la durée de la procédure d'orientation. Par contre si un système single-shot est utilisé la durée de l'orientation sera proportionnelle à la profondeur.

• Si le puits fait partie d'une plate-forme multipuits le choix de la profondeur du kick-off doit tenir compte des trajectoires des autres puits.


a

East

Well direction (average azimuth)

Lead angle

Initial azimuth North

Target

Azimut initial & Garde


3.1.3.3 Orientation initiale du puits

La direction initiale du puits doit être déterminée en fonction de la méthode de forage sélectionnée et éventuellement en tenant compte du type des outils utilisés.

• Forage dirigé conventionnel (moteur build-up + rotary),

la direction du puits à la fin de la phase de montée réalisée au moteur doit être déterminée en tenant compte du futur comportement azimutal de la trajectoire.

Ce comportement dépend des outils de forage qui seront utilisés et des formations traversées.

- Les outils à roulements ont tendance à tourner vers la droite

- les outils PDC forent en général relativement droit, certains tournent vers la gauche, d'autres vers la droite.

Il est alors prudent de prendre une "garde" c'est à dire de définir une direction initiale du puits qui lui permettra de revenir naturellement dans la direction de cible.

La garde (lead angle) est l'angle entre la direction du puits (celle de la cible) et la direction initiale déterminée. On parle de garde à droite ou de garde à gauche selon le sens de l'angle déterminé. La garde est habituellement de l'ordre d'une dizaine de degrés (le plus souvent à gauche).

L'expérience locale permet de définir cette garde avec plus de précision.

• Forage réalisé en mode de navigation (forage continu au moteur),

la direction initiale est généralement la direction du puits, à moins que n'existe un problème potentiel de collision avec un puits voisin.

3.1.3.4 Choix des rayons de courbure

Le choix du rayon de courbure de la ou des phases de montées en inclinaison doit être fait en tenant compte des objectifs du puits, y compris sa complétion.

Les éléments suivants doivent être pris en compte:

• La faculté des formations à permettre la déflexion

Certaines formations ne permettent pas d'obtenir des gradients importants.

• La faculté des formations à supporter la déflexion

Certaines formations auront tendance à créer des key-seats ou autres irrégularités du puits.

• La méthode de forage dirigé choisie

Un gradient important dans la première phase rendra la rotation impossible.

• Les différents équipement qui seront descendus dans le puits

Certains équipements pourraient ne pas accepter une flexion importante, particulièrement si leur diamètre extérieur est proche du diamètre intérieur du puits (par exemple un hanger ou un packer).

• Les phases de montée sont généralement plus lentes et plus difficiles que les sections droites. Il peut être intéressant de réduire la longueur des phases de montée en utilisant des gradients importants.

> Il faut remarquer que certaines des considérations ci-dessus sont contradictoires et les meilleurs compromis possibles doivent être trouvés.


Intermediate casing

Conductor pipe

Surface casing

Production casing

Production liner Reservoir

Programme de tubage


3.1.4 Programme de tubage Les critères de bases pour l'étude d'un tubage restent les mêmes que le puits soit dévié ou vertical:

- Considérations géologiques

- Considérations de pression Cependant certains critères additionnels doivent être considérés:

- Le besoin de protéger les phases courbes du puits.

- La nécessité de passer à travers des sections courbes

- Les forces de frottement s'opposant à la descente du tubage

- Des sections plus longues, en particulier pour la cimentation

- La nécessité d'une centralisation minimum du tubage afin d'obtenir une bonne cimentation.

Chaque tubage devra faire l'objet en plus des calculs habituels de résistance, de simulations conduisant en particulier à la définition des filetages.

- Simulation des efforts de frottement

- Calcul des contraintes dans le tubage (risque de flambage)

- Résistance à la compression

- Résistance à la flexion

- Résistance à la rotation Centralisation du tubage Afin d'assurer une bonne cimentation, il est nécessaire d'avoir un annulaire régulier entre le tubage et la paroi du puits. L'ensemble des opérations conduisant à l'obtention d'un tel annulaire est appelé "centralisation" du tubage. Une centralisation parfaite est obtenue quand l'axe du tubage coïncide avec l'axe du puits, cependant une telle centralisation est quelquefois difficile à obtenir et l'on se contentera d'une centralisation partielle. La méthode utilisée pour obtenir cette centralisation consiste à installer un certain nombre de centreurs (centralisateurs) répartis sur tout ou partie de la longueur du tubage. La détermination du nombre nécessaires fait partie de l'étude de tubage (voir ci-dessous) Plusieurs types de centreurs sont disponibles sur le marché. Ils diffèrent essentiellement par leur rigidité, allant du centreur "solide" au centreur "à lames" de ressort. Les centreurs à lames sont les plus utilisés. Ils doivent être adapté au diamètre du puits et sont caractérisés par la force exercée par leur lames sous l'effet de la compression.


Centraliseurs à ressort

Positif Rigide A lames soudées

Centraliseurs usuels


Vocabulaire:

Distance à la paroi (stand-off): La distance entre la paroi (génératrice basse) du puits et le tubage est appelée "stand-off". Force normale (restoring force): La force normale exercée par un centreur à lames quand il est compressé est appelée force de restauration.

Elle est nulle quand le centreur est ouvert (non compressé). Pourcentage de centralisation: La centralisation est dite totale (100 %) quand le tubage est parfaitement centré (coïncidence des axes) et nulle (0 %) quand le tubage est en contact avec la paroi du puits.

L'étude de la centralisation consiste à déterminer l'espacement nécessaire entre les centreurs pour obtenir le taux de centralisation désiré. C'est une étude complexe si tous les efforts en présence sont pris en compte. Une étude simplifiée prend en compte:

- Le diamètre extérieur du tubage et son poids linéaire réel

- Le diamètre intérieur (réel si connu ou estimé) du puits

- La géométrie du puits (inclinaison et dog legs)

- La densité du fluide de forage

- Les caractéristiques mécaniques des centreurs

Ces paramètres permettent d'obtenir:

- La tension axiale dans le tubage

- Les forces latérales exercées entre le tubage et la paroi du puits

L'étude totale prend en compte:

- Les forces de flexion du tubage

- Les forces additionnelles de frottement générées par les centreurs.

De nombreux logiciels permettent d'effectuer ces calculs. Ils sont en général proposés par les sociétés proposant les équipements de tubage et/ou les services de cimentation.


Calculs de centralisation par logiciel


Certaines considérations supplémentaires peuvent être faites:

- Force exercée par la flexion du casing

- Forces additionnelles de frottement générées par la présence des centreurs.

- Déflection des joints entre deux centreurs ("flèche").

De nombreux logiciels, plus ou moins perfectionnés, permettent d'effectuer le calcul de centralisation du tubage. Ils dérivent tous des logiciels de “Torque & Drag” et sont habituellement fournis par les sociétés de services fournissant les équipment de tubage et/ou les services de cimentation.

Le calcul est effectué en deux ou plusieurs étapes, la première consistant à déterminer la centralisation optimum, la seconde utilisant un espacement pratique et calculant la centralisation résultante.

Les formules permettant d'effectuer un calcul simplifié (itératif) sont les suivantes:

CF = 2 x CT x sin (.5 x DL x CS) + LWm x CS x Inc

CS = CF / (.175 x CT x DL + LWm x sin(Inc)

avec:

CF = force exercée sur chaque centreur quand ils sont espacés de CS lbs CS = espacement entre deux centreurs consécutifs ft CT = tension axiale dans le tubage lbf DL = dog leg deg/100 ft LWm = Poids linéaire réel du tubage dans le fluide lbs/ft

Inc = Inclinaison du puits au niveau du centreur deg

La déflection se calcule selon la formule:

DF = 3.06 x LWm x L4 x sin(Inc) / 106 x (OD4 – ID4)

avec:

DF = Déflection au milieu de la longueur inch L = Longueur entre centreurs ft LWm = Poids linéaire réel du tubage dans le fluide lbs/ft

Inc = Inclinaison du puits deg


Rotary mode

Sliding mode

Hole size versus Drilling mode

Hole size Sliding mode

Hole size Rotary mode

"Steerable Drilling"

3.1.5 Méthodes de forage dirigé


Le choix de la méthode de forage dirigé est essentiel au bon achèvement d'un puits dévié. Deux méthodes peuvent être considérées pour la réalisation d'un forage dirigé: 1 - Le forage dirigé conventionnel Le forage dirigé dit "conventionnel" est l'approche initiale du forage dirigé, à savoir l'utilisation alternée de phases

- "moteur" (utilisant un moteur de fond, en principe sans rotation du train de tiges)

et de phases

- "rotary" (sans moteur de fond) Le déroulement d'un puits dévié en forage dirigé conventionnel est le suivant:

- Montée initiale en inclinaison et orientation du puits à l'aide d'un moteur de fond équipé d'un raccord coudé jusqu'à l'obtention d'une inclinaison minimum de l'ordre de 10 degrés et de l'orientation du puits dans l'azimut initial déterminé.

- Continuation de la phase de montée en mode rotary.

- Forage des sections droites en mode rotary.

- Si nécessaire, correction(s) d'azimut et/ou d'inclinaison à l'aide d'un moteur de fond équipé d'un raccord coudé.

Cette méthode était et reste adaptée au forage de la plupart des puits en "J" ou en "S" avec l'assistance d'un MWD ou même en utilisant un single-shot. Elle ne convient pas à la réalisation des puits horizontaux ou tri dimensionnels. 2 - Le forage de navigation Le forage dirigé dit de "navigation" (steerable drilling) consiste à utiliser des moteurs de fond pour la totalité des phases de forage dirigé, conjointement ou non avec la rotation du train de tiges.

Il ne peut être pratiqué qu'avec des moteurs équipés d'un raccord coudé incorporé.

Il est appelé de navigation car il permet un contrôle permanent de l'inclinaison et l'azimut par petites corrections obtenues à l'aide du raccord coudé. Il consiste à alterner

- des phases sans rotation du train de tiges ("sliding") permettant le contrôle de l'azimut et/ou un changement d'inclinaison.

avec

- des phases avec rotation du train de tiges ("rotary"), la rotation annulant l'effet du raccord coudé et résultant en un forage rectiligne.

Le forage de navigation permet de suivre parfaitement une trajectoire théorique et donc d'atteindre une cible avec certitude. Il est donc nécessaire au forage horizontal dans lequel l'arrivée au point d'entrée à haute inclinaison et souvent avec une tolérance verticale faible ne serait pas possible avec les méthodes conventionnelles. La phase de préparation du puits doit déterminer la méthode de forage afin entre autres de déterminer les équipements de forage dirigé nécessaires à la réalisation de la trajectoire.


Raccord coudé incorporé & raccord coudé indépendant Top stabiliser Bottom Stabiliser

Bit A

R

L2

L1

Calcul géométrique de l'efficacité d'un raccord coudé


Quelle que soit la méthode choisie il faut distinguer la première phase de forage dirigé des phases suivantes: - Phase initiale - démarrage des phases dirigées (kick-off)

La première phase de forage dirigé devra assurer deux fonctions:

- l'initiation de la montée en inclinaison

Partant de la verticale il est impossible d'atteindre une inclinaison significative sans recourir à des méthodes et/ou des équipements spécifiques.

- l'orientation du puits

Une orientation correcte du puits doit être atteinte en fin de cette phase initiale.

Trois méthodes peuvent être utilisées:

- le "jetting"

- l'utilisation d'un outil de déflexion

- l'utilisation d'un moteur de fond - Les autres phases

Après avoir obtenu un minimum d'inclinaison l'une ou l'autre des méthodes de forage dirigé peut être utilisée:

- Forage rotary

- Forage de navigation

- Forage de navigation assisté ("Geosteering") Le choix dépend essentiellement de la nature et de la complexité du profil du puits.

3.1.5.1 Méthodes de démarrage du forage dirigé

a/ utilisation d'un moteur de fond C'est de loin la méthode la plus communément utilisée.

Un moteur de fond équipé d'un raccord coudé (incorporé ou non) ayant son tool face à zéro forera selon une trajectoire courbe dans la direction du plan du raccord. Le gradient de montée obtenu dépend

- de l'angle utilisé

- de la distance du coude par rapport à l'outil de forage

l'efficacité d'un raccord coudé incorporé est évidemment plus grande que celle d'un raccord situé au dessus du moteur.

- de la formation traversée

- de la flexion du moteur


Two Stabs One Stab No Stab

Motor Hole Bent Bent Bent

OD size 0.78° 1.15° 1.50° 2.12° 3.00° 0.78° 1.15° 1.50° 2.12° 3.00° 0.78° 1.15° 1.50° 2.12° 3.00°

2"3/8 2"7/8 2.6 20.0 28.0 42.1 62.1

3"1/2 0.0 8.9 17.0 31.0 51.1

2"7/8 3"3/8 7.8 23.6 31.0 44.0 62.3

3"3/4 2.0 17.8 25.2 38.2 56.5

3"1/2 4"1/4 0.4 6.5 11.1 24.3 36.3

4"3/4 0.0 6.7 11.5 19.1 31.9

4"3/4 6" 5.8 9.3 12.5 18.3 26.4 7.5 11.0 14.2 20.0 28.1

6"3/4 5.6 9.1 12.3 18.1 26.2 8.8 12.2 15.5 21.2 29.4

6"3/4 8"1/2 4.4 7.0 9.3 13.6 20.4 6.0 8.5 10.9 15.2 22.4

9"7/8 4.4 7.0 9.3 13.6 19.5 7.4 9.9 12.3 16.5 22.5

10"5/8 4.4 6.7 9.3 13.6 19.5 8.1 10.6 13.0 17.2 23.2

8" 10"5/8 3.9 6.1 8.3 12.0 17.3 5.9 8.2 10.3 14.0 19.7

12"1/4 3.9 6.1 8.3 12.0 17.3 7.3 9.5 11.6 15.4 20.6

9"5/8 12"1/4 3.6 5.6 7.5 10.9 15.6 5.2 7.2 9.1 12.5 17.2

15" 3.1 5.6 7.5 10.9 15.5 6.4 8.4 10.3 13.6 18.3

17"1/2 3.1 5.1 7.0 10.3 15.0 8.0 10.0 11.9 15.2 19.9

11"1/4 15" 2.8 5.2 6.9 9.9 14.2 4.7 6.5 8.2 11.3 15.6

17"1/2 3.0 4.7 6.4 9.4 13.8 6.0 7.8 9.5 12.6 16.9

Predictions du build-up (deg/100 ft) en fonction des moteurs et de leur stabilisation

Ce type tableau est habituellement fourni par le founisseur du moteur. Les résultats reels peuvent être sensiblement différents.


Pratique: La méthode diffère en fonction du type de raccord coudé utilisé, incorporé au moteur ou non: • raccord coudé installé au dessus du moteur - Choisir et installer un raccord coudé dont l'angle est légèrement supérieur au besoin ou mieux en fonction de l'expérience locale. Descendre jusqu'au fond.

- Orienter le moteur dans l'azimut initial déterminé, mettre le tool face à zéro et bloquer la table de rotation.

- Démarrer le pompage et descendre le train de tiges jusqu'à atteindre la perte de pression nominale du moteur..

- Forer une tige

- Prendre un mesure

- Contrôler le gradient de montée résultant et l'orientation

- Corriger l'orientation si nécessaire

- Forer une tige et répéter la procédure

- En fonction du gradient de montée obtenu soit le forage sera continué soit l'outil sera remonté pour changer le raccord coudé. • raccord coudé incorporé La courbe de montée sera construite en alternant des sections en montée et des sections droites. - Choisir un angle supérieur au besoin ou mieux en fonction de l'expérience locale. Ajuster le raccord et descendre jusqu'au fond.

- Orienter le moteur dans l'azimut initial déterminé, mettre le tool face à zéro et bloquer la table de rotation.

- Démarrer le pompage et descendre le train de tiges jusqu'à atteindre la perte de pression nominale du moteur..

- Forer quatre à cinq mètres en "mode orienté" (sliding)

- Forer le reste de la tige en mode rotary.

- Prendre une mesure


- Corriger l'orientation si nécessaire

- Forer une tige et répéter la procédure

- Reprendre le forage en ajustant les longueurs respectives de sliding et de rotary pour obtenir le gradient désiré.

Note:

Cette méthode à l'avantage

- de permettre un meilleur contrôle de la trajectoire

- d'éviter d'avoir à remonter le train de tiges pour changer le raccord coudé

- permet éventuellement de continuer le forage en phase rectiligne sans avoir à remonter.


"Jetting"

Outil de déflexion


Cependant la courbe résultante ne possède pas la régularité d'une courbe réalisée intégralement en sliding. La valeur de l'angle doit être choisie de manière à atteindre le gradient souhaité en conservant des longueurs de sliding au moins égale à la moitié d'une tige. Un bon choix est (2/3 - 1/3) c'est à dire 6 mètres en sliding suivis de 3 mètres en rotary.

Même si le gradient moyen résultant est similaire les sections de fort gradient accentuent les risques associés aux phases de montée (key-seats, frottements)

b/ Jetting Cette méthode consiste à éroder la formation sous l'action d'un impact hydraulique et dans une direction privilégiée. Ceci peut se faire en utilisant un outil de forage dont toutes les duses sauf une (exceptionnellement deux) sont obturées. Sous l'action de l'impact hydraulique (la vitesse du fluide doit être au moins de 100 mètres par seconde) et sans rotation du train de tiges, la formation sera érodée par le jet, créant une poche latérale orientée vers le bas et latéralement dans le sens du jet. Il suffit alors d'orienter cette duse dans la direction souhaitée pour initier la montée en inclinaison dans la direction donnée. Le jetting ne peut être pratiqué que dans les formations tendres, telle que par exemple du sable. La pénétration peut être de l'ordre du mètre par minute. Dans des formations plus dures, l'effet hydraulique est complété d'un effet mécanique consistant en du martelage obtenu en laissant tomber la garniture de quelques mètres sur le fond de trou. Pratique:

- Orienter la duse ouverte dans l'azimut initial désiré et bloquer la table de rotation.

- Démarrer le pompage au débit de jetting déterminé.

- Descendre le train de tiges soit normalement soit brutalement pour obtenir un effet de martelage.

- Continuer jusqu'à avoir foré trois à quatre mètres de formation (le near-bit doit avoir pénétré dans la poche forée).

- Revenir au débit normal et commencer la rotation. Forer le reste de la tige.

- Prendre une mesure


- Répéter la procédure jusqu'à obtenir l'inclinaison souhaitée en ajustant l'alternance des sections jetting et rotary de manière à obtenir le gradient de montée désiré.


Trajectoire ‘’GeoSteered’’

Trajectoire géométrique

forage "geosteering" & forage "géométrique"


c/ Outil de déflexion La troisième solution pour initier la déviation et orienter un puits est l'utilisation d'un outil de déflexion. Ces outils, communément appelés Whipstocks, ont été utilisés dès les débuts du forage dirigé puis ont été éclipsés par le développement des moteurs de fond. Ils réapparaissent aujourd'hui avec le développement des puits en ré-entrée où ils offrent une bonne solution pour l'ouverture de la fenêtre. Ils peuvent être utilisés

- en trou ouvert

- dans un tubage pour y ouvrir une fenêtre

Pratique:

Les procédures diffèrent énormément en fonction du type d'outil et selon que l'on démarre ne trou ouvert ou dans un tubage. Les grandes lignes sont comme suit::

- Descendre l'outil de déflexion à la profondeur déterminée

- Orienter dans l'azimut désiré et ancrer l'outil

- Si nécessaire remonter l'outil de mise en place et redescendre avec la garniture de forage (rotary ou moteur de fond)

- Commencer le forage

- Contrôler l'azimut et la réalisation de trajectoire

3.1.5.2 Méthodes de forage des phases droites ou courbes

a/ forage dirigé conventionnel

Le forage dirigé conventionnel met en œuvre des garnitures rotary pour la réalisation des sections rectilignes ou courbes des puits.

b/ Forage de navigation (steerable drilling)

Le forage de navigation utilise un moteur de fond équipé d'un raccord coudé incorporé et nécessite un MWD.

Il permet donc un contrôle constant de l'inclinaison et de l'azimut du puits

Les phases courbes sont forées en alternant des sections en sliding utilisant l'effet du raccord coudé, et des sections rotary où l'effet du raccord coudé est annulé par la rotation du train de tiges.

Les phases rectilignes sont forées en utilisant en quasi permanence la rotation du train de tiges.

c/ Geosteering, forage de navigation assisté

Le "Geosteering" est une extension du forage de navigation consistant à utiliser les paramètres géologiques pour déterminer la direction du puits et les corrections éventuellement nécessaires.

Il nécessite l'utilisation d'un MWD (alors appelé LWD - Logging While Drilling) mesurant des paramètres d'évaluation de formation tels que le Gamma ray (orienté ou non), la résistivité, la porosité (neutron), ... Les systèmes les plus perfectionnés proposent des mesures réalisées juste derrière l'outil de forage (dites "mesures à l'outil")

Cette méthode est particulièrement utile pour le forage de drains dans des réservoir peu épais (quelques mètres).

Notes


-


d/ Sélection de la méthode - Considérations économiques

Le choix de la méthode dépend de deux facteurs principaux:

• la géométrie du puits

La réalisation d'un puits horizontal ou d'un puits tridimensionnel nécessite de suivre la trajectoire théorique au plus près, ceci ne pouvant être fait qu'avec une méthode de navigation. Le Geosteering peut s'imposer dans les cas les plus difficiles.

• considérations économico-techniques

Si le choix reste possible entre navigation et forage conventionnel, alors des considérations essentiellement économiques gouverneront la décision.

En raison de l'utilisation permanente d'un moteur de fond, la méthode de navigation est à priori plus coûteuse que le forage conventionnel. Elle peut cependant éviter de coûteuses corrections de trajectoire.

Des simulations seront donc effectuées, prenant en compte de nombreux paramètres tels que:

- l'expérience locale - la précision demandée - la longueur des phases et leur durée

3.1.6 Design du train de tiges On appelle "train de tiges" l'ensemble des éléments tubulaires reliant l'outil de forage à la surface et permettant son entraînement.

La préparation du programme de forage inclut le design des différents trains de tiges qui seront utilisés lors des opérations et donc la détermination des équipements nécessaires à la réalisation du forage.

Le problème se présente en deux parties plus ou moins distinctes:

- le design du train de tiges

Le design du train de tiges consiste à déterminer les éléments tubulaires capables de résister aux différents efforts qui seront rencontrés lors des opérations de forage.

- le design de la garniture de forage (BHA - Bottom Hole Assembly)

On appelle garniture de forage la section du train de tiges allant de l'outil de forage jusqu'au haut des masses tiges ou tiges lourdes si utilisées.

Cette section est la partie "active" du train de tiges car elle contient les éléments permettant de mettre du poids sur l'outil (masse-tiges) et permettant de diriger le puits (moteur, stabilisateurs, MWD, etc.).

La partie inférieure de la garniture est la partie "active" vis à vis du comportement directionnel. Dans le cas du forage conventionnel il a été montré que seul les 50 premiers mètres ont un effet réel sur le comportement directionnel du puits.

Le design de la garniture résulte directement du choix de la méthode de forage dirigé.

Si ces deux parties sont relativement distinctes dans le cas du forage dirigé conventionnel, elles sont étroitement liées et même se confondent dans le cas des puits horizontaux ou à long déplacement, pour lesquels la totalité du train de tiges peut avoir un rôle actif.

Le paragraphe 3.2 présente un développement complet relatif au design du train de tiges.


Plate-forme multipuits offshore


3.1.7 Plates-formes multipuits La réalisation d'une plate-forme multipuits introduit de nombreuses contraintes supplémentaires et une planification globale des différents puits est nécessaire, impliquant aussi bien leurs directions, leurs profondeurs de kick-off que la forme de leurs trajectoires. Le souci constant sera d'éviter une collision entre puits. Un autre souci sera d'éviter de perdre un emplacement de par le risque ou la complexité du puits à y forer. Le problème est considérablement différent selon qu'il s'agit d'une plate-forme onshore ou d'une plate-forme offshore. Les premières considérations sont en général:

- le nombre total de puits à forer

- la détermination de la forme de la plate-forme et du nombre de rangées

Une ou deux onshore, souvent trois ou quatre offshore

- la distance entre les têtes de puits Le problème sera complètement différent selon que les têtes de puits sont éloignées de deux mètres ou de cinq. Connaissant:

- les coordonnées de surface

- les coordonnées de l'objectif

et ayant sélectionné le meilleur profil les paramètre suivants devront être déterminés:

- le meilleur emplacement (slot)

- les profondeurs de kick-off. La planification d'une plate-forme multipuits doit étudier et prévoir de nombreuses options dont découleront le design des puits eux-mêmes. On peut citer:

- nombre de puits

- nombre de rangées

- distance entre les têtes de puits

- pré forage des conducteurs

- utilisation de conducteurs non verticaux (inclinés ou courbes)

- forage puits par puits ou forage phases par phases

Pendant le forage des puits, un contrôle précis de la trajectoire devra être effectué, incluant des calculs anti-collision si nécessaire. Plus que jamais un bon archivage des puits sont nécessaires


Systèmes de diagraphie en puits horizontal


3.1.8 Sélection des équipements de forage En plus des équipements standards de forage, la réalisation d'un puits dévié fait appel à des équipements spécifiques nécessaires aux opérations de forage dirigé. La détermination et le choix de ces équipements résultent directement des considérations précédentes:

- Le profil du puits

- La méthode de forage dirigé

- Le design du train de tiges Pour éviter toute perte de temps, les différents problèmes potentiels doivent être anticipés et les équipements nécessaires sélectionnés et approvisionnés en conséquences.

Pendant la préparation d'un forage dévié, il faut garder en mémoire

- un puits dévié augmente les contraintes et l'usure des équipements.

- la durée de vie de certains équipements est limitée (moteurs, coulisses de forage).

La sélection des équipements ne concerne pas seulement les opérations de forage proprement dites mais aussi:

- Les opérations de logging électrique

L'enregistrement des diagraphies électriques au câble ne peut plus se faire au delà de 60 degrés et nécessite de descendre le outils de mesures à l'aide des tiges de forage ou d'unité de coiled tubing. - Cimentation

Les longueurs à cimenter sont plus grandes, nécessitant des pompes de dimension adaptée. - Descente des tubages Le grade et le poids des tubages de même que le type des connections doivent être sélectionnés en tenant compte du profil du puits.


Simulation avec top drive (à 50 rpm)

Simulation sans top drive

Modélisation "Torque & Drag"

Calcul de la tension et du torque apparents en surface


3.1.9 Sélection de l'appareil de forage Le choix de l'appareil de forage dépend évidemment de la nature du ou des puits qu'il devra réaliser, considérant:

- les opérations de forage, - la mise en place des tubages - les différentes opérations annexes - la mise en place des complétions

Dans le cas de réalisation d'un plate-forme multipuits, les opérations de changement de têtes de puits devront également être prises en compte.

3.1.9.1 Puissance de levage

La puissance de levage de l'appareil doit être déterminée en fonction du maximum de traction nécessaire pendant la durée des opérations.

Un moyen rapide est de calculer la puissance nécessaire comme si le puits était vertical et de profondeur égale à la longueur du puits dévié, en y ajoutant une marge de 30 %.

Une meilleure approche est de simuler les différents efforts mis en jeu, incluant les forces de frottement, en considérant:

- les différents train de tiges qui seront utilisés

- les différents tubages qui seront descendus

déterminant ainsi le maximum de traction qui sera rencontré

La puissance requise se calcule selon la formule:

Pw = Puissance du treuil

Pw = Th x Ts / Rve W

avec:

Th = traction maximum au crochet N Ts = vitesse moyenne du crochet m/s Rveff = efficacité du moufflage

Logiciels:

Le graphique de la page opposée montre les courbes de traction et de torque calculées en manoeuvres montantes et descendantes. Ce calcul ignore les poids du crochet et du travelling block. Il permet entre autres:

- de déterminer le maximum de traction et donc la puissance de levage, ce calcul devant être fait phase par phase, en forage et en tubage (le maximum atteint résulte le plus souvent d'une descente de tubage)

- de déterminer la longueur maximum de drain pouvant être forée (avec la garniture de forage prise en compte)

L'exemple 1 a été calculé avec une rotation de 50 rpm.

L'exemple 2 a été calculé sans rotation du train de tiges.

Ce graphique met en évidence la diminution des frottements résultant de la rotation du train de tiges.


"Top Drive" mobile

(en général en location, pouvant être mise en place ou démontée selon les besoins)


3.1.9.2 Puissance hydraulique

L'évaluation de la puissance hydraulique est la même que le puits soit vertical ou dévié, cependant le forage d'un puits dévié nécessite une puissance hydraulique accrue, en raison de deux facteurs principaux

- une longueur plus grande, donc de pertes de charge plus importantes

- le nettoyage du puits (transport des déblais) nécessite souvent des débits plus importants qu'en forage vertical

Connaissant les équipements tubulaires et le profil du puits des simulations permettent d'estimer les pressions mises en jeu.

La puissance peut alors être calculée comme suit:

HPt = Puissance hydraulique

HPt = p x Q / 60000 W

HPr = Puissance mécanique

HPr = HPt / ( Meff x Ceff ) W

avec:

p = pression de circulation Pa Q = débit litre/min Meff = efficacité mécanique de la pompe 0.85 to 0.90 Ceff = efficacité de la transmission 0.70 à 0.90 convertisseur 0.95 à 0.97 courroies ou chaînes

3.1.9.3 Top drive

La rotation du train de tiges entraîne une importante réduction des forces de frottement.

L'utilisation d'une tête d'entraînement motorisée (top drive ou power drive) remplaçant la table rotary, permet la rotation (et la circulation) pendant le manoeuvres et les ajouts de tiges. C'est donc une aide conséquente à la réalisation des forages déviés et en particulier horizontaux, cependant

> La plupart des puits horizontaux peuvent être forés sans top drive.

3.1.9.4 Equipement de contrôle des solides

Un bon nettoyage du puits est un élément clé de la réussite des forages très déviés. L'élimination d'un maximum de solides contribuera au nettoyage.

Des équipements supplémentaires de contrôle des solides tels que mud cleaners et/ou centrifugeuses peuvent être nécessaires à la réalisation d'un forage dévié.


Puits Horizontal (puits # 1)

Puits à double build-up (longs rayons) Longueur du drain 800 m, foré en 6"1/8 & complété en trou ouvert.


3.2 Design du train de tiges L'objectif est de déterminer les équipements tubulaires capables de supporter tous les efforts qui seront rencontrés durant les opérations, ceci sans rupture ou endommagement.

3.2.1 Bilan des forces - Couples et frottements Les éléments du train de tiges sont soumis aux phénomènes suivants:

1 Efforts de tension (traction - compression) 2 Pression 3 Efforts de torsion 4 Efforts de flexion 5 Fatigue 6 Ecrasement 7 Abrasion / Erosion 8 Corrosion

N'importe lequel de ces phénomènes peut à lui seul entraîner une rupture.

Des efforts combinés de tension, torsion, flexion et pression sont les conditions normales du forage.

Les différentes considérations qui suivent s'appliquent aussi bien aux éléments du train de tiges qu'aux tubages.


Simulation "Torque & Drag" - Efforts appliqués aux éléments du train de tiges

Calculs sur un puits horizontal (Puits # 1) – A partir du programme Ce graphique montre le profil du puits, les efforts appliqués au train de tiges (en statique, en descente et en remontée), le flambage critique et les forces latérales (RIH & POH). critique et les forces latérales (RIH & POH).


3.2.1.1 Efforts de tension

Les efforts de tension résultent:

- des forces de gravité - de chocs - des forces de frottements - de la température

Tous ces paramètres doivent être pris en considération, cependant:

- il est assumé que les chocs et les frottements ne surviennent pas simultanément

- L'effet de la température est habituellement négligé (sauf dans les puits dits HP-HT, à haute température et haute pression).

a/ Les forces de gravité

La gravité terrestre agit sur les éléments du train de tiges, avec des effets utiles ou négatifs

- elles permettent de pousser l'outil de forage

- elles contribuent aux frottements dans les puits déviés

b/ Les chocs

Les chocs se produisent quand le train de tiges est arrêté ou dégagé brutalement.

Ces chocs créent des contraintes qui se transmettent à travers les tiges. Elles affectent une partie de la tige pendant un temps très court.

Combiné ou non avec d'autres efforts (tension, écrasement, flexion, etc...), la résultante peut conduire à la rupture.

La force consécutive à un choc est donnée par l'équation:

Fk = 1040 x Wa x V

Fk = Force due au choc kgf lbf

avec:

Wa = Poids linéaire dans l'air kg/m lbs/ft

V = Vitesse moyenne du train de tiges m/s ft/s

Cette équation est établie en supposant que le poids nominal est proportionnel à la section de l'élément (c'est vrai pour les masse-tiges et la plupart des tubages avec moins de 2% d'erreur).

Pratique

• En descente le train de tiges doit être ralenti durant les deux derniers mètres avant la pose sur cales.

• Le dégagement des cales doit être exécuter en douceur..

• Dans le cas des tubages la vitesse moyenne de descente ne doit pas dépasser 1 mètre par seconde.


Simulation "Torque & Drag"

Forces latérales appliquées au train de tiges, en descente & en remontée


c) Les frottements

Les frottements résultent du contact entre les éléments du train de tiges et la paroi du puits, se traduisant par des forces axiales s'opposant au déplacement du train de tiges.

De ces efforts résultent un état de tension des éléments du train de tiges - traction ou compression, selon la position de l'élément dans le puits et le sens de son déplacement.

On distingue les frottements en montée (pick-up drag) et les frottements en descente (slack-off drag) selon le sens de déplacement du train de tiges.

Une large part de l'étude de forage consiste à estimer ces forces et les contraintes qui en résultent.

c1) Forces à la paroi

Les forces à la paroi sont les forces latérales exercées par le train de tiges sur la paroi du puits. Elles résultent:

- de la gravité - des courbure ou dog legs du puits - du flambage - des forces centrifuges

La distribution de ces forces varie selon le profil du puits et le sens des mouvements du train de tiges.

- Sections rectilignes

Le train de tiges repose sur la génératrice inférieure du trou. Les forces latérales ne résultent que de la gravité.

Buoyed weight

Wall force Hook load

Elles sont calculées par l'équation:

Fw = Force à la paroi kgf/m lbf/ft

Fw = LWa x Bf x sin i

avec:

LWa = Poids linéaire dans l'air kg/m lbs/ft Bf = Facteur de flottabilité i = Inclinaison du puits degrés



Calculs sur un puits horizontal (Puits # 1) – A partir de la trajectoire réelle Ce graphique montre le profil du puits (inclinaison et dog-leg), les efforts appliqués au train de tiges (en statique, en descente et en remontée), le flambage critique et les forces latérales.


- Sections curvilignes

Dans une section courbe les éléments du train de tiges doivent fléchir et les forces latérales résultent à la fois de la gravité et des forces de flexion.

La répartition des efforts latéraux dépend du type de contact paroi-élément et donc de la forme de l'élément ainsi que de celle des éléments voisins.

Elle peut être distribuée ou concentrée sur quelques points.

Wall force

Drill String Tension

Drill String Tension

Buoyed weight

Assumant une flexion pure (c'est à dire ignorant les joints), la force latérale exercée par le train de tiges sur la paroi du puits se calcule par l'équation:

Fw = 2 x T x sin(DL/2)

Fw = Force à la paroi kgf/10m lbf/100ft

avec:

DL = Dog leg deg/10m deg/100ft

T = Tension dans l'élément kgf lbf

Pratique

Les frottements générés par un dog leg brutal (voir 1.6.3) seront évidemment plus important que par la courbure normale de la trajectoire.

Logiciel

Le calcule ignorera les effets d'un tel dog leg à moins que des mesures très rapprochées ne permettent de le mettre en évidence. Les simulations minimisent donc les frottements.

c2) Coefficients de friction

Les frottements entre les éléments du train de tiges et le puits dépendent étroitement de la nature des contacts et donc:

- de la nature du puits, tubage ou trou ouvert - du type de boue - en trou ouvert de la nature de la formation traversée - de l'épaisseur du mud cake

Les coefficients de friction théoriques utilisés pour les simulations devront refléter ces différents paramètres.


Puits horizontal 3-dimensionnel (puits # 2)

Phase 12"1/4 – Build-up & rotation en azimuth


- 0.20 to 0.25 dans les sections tubées

- 0.30 to 0.35 dans les sections en trou ouvert

L'expérience locale doit aider à la détermination de ces coefficients.

Différents coefficients sont quelquefois considérés selon le sens de la manoeuvre.

La rotation du train de tiges réduit considérablement les forces de frottement.

c3) Estimation des frottements:

Tenant compte des divers facteurs créateurs de frottements:

- poids du train de tiges reposant sur la paroi inférieure du puits - flexion du train de tiges due à la courbure du puits - flexion du train de tiges dans les dog legs - accumulations de déblais

les forces élémentaires de frottement peuvent être estimées par l'équation ci-après, le total de ces forces étant obtenu en sommant sur les différentes sections de puits et du train de tiges.

Dg = Σ [ Ff x Bf x Wa x L x sin ( i ) + 2 x Ff x T x sin ( Gc x L / 2 ) + Bp ] ____________________ _______________________ ___ | | |

gravité Courbure du puits déblais

Dg = Force de frottement kgf lbs

avec:

Ff = Coefficient de friction

L = Longueur d'un élément du train de tiges m ft


Bf = Facteur de flottabilité

T = Tension axiale de l'élément kgf lbs

i = Inclinaison du puits degré

Gc = Gradient of courbure de la section (valeur absolue) deg/10m deg/100ft

Bp = Composante axiale due aux déblais kgf lbs

L'effet des déblais ne peut qu'être estimé et est le plus souvent omis dans les calculs (voir pratique ci- dessous)

L'effet de la gravité sur les frottements est nul ou insignifiant dans les puits verticaux ou peu déviés. Il est maximum dans les puits horizontaux.

Inversement seuls les éléments du train de tiges situés dans une partie peu déviée du puits peuvent contribuer au poids sur l'outil.

(voir aussi Poids sur l'outil)


Simulation "Torque & Drag" – Tension & torque en surface

Exemple d'un puits horizontal (puits horizontal # 2 - tri-dimensionnel) Comparaison entre la simulation et les valeurs mesurées


c4) Mesure des frottements

Pendant le forage d'un puits dévié le foreur et le déviateur doivent régulièrement (au moins une fois par poste et avant chaque manoeuvre) observer et noter les valeurs de l'indicateur de poids correspondantes aux différents mouvements du train de tiges.

- Poids suspendu Train de tiges dégagé du fond et immobile

- Poids en rotation Train de tiges dégagé du fond en rotation (au moins 30 rpm)

- Poids en montée En remontant le train de tiges

(en vitesse établie de 2 à 5 mètres par minute)

- Poids en descente En descendant le train de tiges

(en vitesse établie de 2 à 5 mètres par minute)

Si une top drive est utilisée les deux dernières mesures doivent être effectuées avec et sans rotation.

Les différentes mesures ci-dessus permettent de calculer

- Les frottements en rotation (rotational drag)

- Les frottements en montée (pick-up drag)

- Les frottements en descente (slack-off drag)

Pratique:

Pendant le forage d'un puits dévié et en particulier d'un puits horizontal, le foreur et le déviateur doivent régulièrement mesurer les différents frottements.

Le déviateur doit le plus rapidement possible (hors problème de nettoyage du puits) et si nécessaire, calibrer la simulation par rapport à la réalité (en général en modifiant les coefficients de friction).

Si cet ajustage a été correctement effectué, la correspondance entre simulation et réalité doit continuer au fur et à mesure de l'avancement du puits.

Si une discordance survient, elle est probablement le reflet de difficulté de nettoyage du puits et d'un commencement d'accumulation de déblais.

Il faut alors arrêter le forage et entreprendre le nettoyage du puits par les mesures appropriées.

Logiciels:

De nombreux logiciels permettent de calculer les frottements dans un puits. Ils utilisent soit l'équation ci-dessus soit une équation en dérivant. Ils ont tous besoin:

- d'une description du puits, section par section, incluant le diamètre intérieur et des coefficients de friction.

- d'une description du train de tiges, section par section, incluant diamètres, Poids linéaires réels, ...

En plus des frottements ces programmes calculent les efforts dans les éléments du train de tiges et le torque.



Calculs sur un puits horizontal (Puits # 1) – A partir du programme Comparaison entre les efforts calculés avec et sans rotation du train de tiges


c5) Facteurs influençant les frottements

Les facteurs générant ou influençant les frottements sont:

- les contacts entre les éléments du train de tiges et la paroi du puits.

- les dog legs et/ou les épaulements du présents dans le puits

Ils augmentent les frottements par l'intermédiaire de la flexion du train de tiges, en augmentant la force de contact.

- les épaulements des éléments du train de tiges

Les épaulements des joints augmentent les frottements de même que les stabilisateurs.

- la rotation du train de tiges

Elle réduit considérablement les frottements

- les caractéristiques de la boue

Un fluide ayant une bonne lubricité contribuera à la diminution des frottements.

- le mud cake

Un mud cake épais augmente les frottements

- Les accumulations de déblais ("lits de déblais")

Des accumulations de déblais augmentent considérablement les frottements jusqu'à provoquer le collage du train de tiges.

3.2.1.2 Forces de pression

Les forces résultantes de la pression du fluide présent dans le puits agissent en permanence sur les éléments du train de tiges.

3.2.1.3 Efforts de torsion

Efforts de torsion sont dus

- à la rotation du train de tiges

- au flambage des tiges qu'il y ait ou non rotation du train de tiges

a) Rotation du train de tiges

De par le principe même de la méthode rotary le train de tiges subit des efforts de torsion.

La vitesse de rotation en surface et la vitesse à l'outil ne sont pas nécessairement et constamment égales.

Le couple résultant peut être évalué par la formule:

Tq = Couple transmis à l'outil de forage lbs-ft

Tq = .795 x n x J

avec:

n = vitesse de rotation rpm J = moment d'inertie polaire de la BHA inch4

J = π / 32 x (OD - ID) 4 OD = diamètre extérieur des masses tiges inch ID = diamètre intérieur des masses tiges inch



Calculs sur un puits en J (pilote du puits # 1) – A partir du programme Ce graphique montre le profil du puits, les efforts appliqués au train de tiges (en statique, en descente et en remontée), le flambage critique et les forces latérales (RIH & POH).


Vitesses critiques de rotation

Lors des opérations de forage il est souvent observé des secousses du train tiges.

Il est assumé que ce phénomène survient quand les vibrations de l'outil sont en phase avec celles du train de tiges. Ces vibrations sont à la fois longitudinales et radiales.

Les fréquences longitudinales naturelles du train de tiges sont:

Fl = ( 0.076 / L ) x ( E / d )0.5 x h Hertz

Fl = 1284 / L (acier & h=1)

Les fréquences radiales naturelles du train de tiges sont:

Ft = ( 0.076 / L ) x ( G / d )0.5 x h Hertz

Ft = 812 / L (acier & h=1)

La fréquence de vibration d'un outil est égale à trois fois la vitesse de rotation de la garniture.

Fb = 3 x n / 60

avec:

L = longueur de la BHA mètres E = Module d'élasticité G = Shear Module d = densité du métal h = numéro des harmoniques (1,3,5,...)

La vitesse de rotation devient critique quand la fréquence de l'outil égale l'une des fréquences de résonance de la garniture, soit

ncl = vitesse de rotation critique pour les vibrations longitudinales

ncl = 25676 / L

nct = vitesse de rotation critique pour les vibrations radiales

nct = 16234 / L

Pratique

L'utilisation des vitesses de rotation critique accroît notablement la fatigue des éléments du train de tiges et devrait donc être évitée.

Les effets peuvent ne pas être observés en surface et les calculs sont donc nécessaires pour les prévenir.

Une marge de sécurité de ± 20 rpm est en général utilisée.


Statique (pas de compression)

Début de compression

Compression maximum

Développement du flambage


b/ Flambage

Lors de manoeuvres et dans les puits ou les frottements sont conséquents, l'outil de forage descend plus lentement que les tiges de surface, entraînant une compression des éléments situés les plus bas. En réaction ces éléments ont alors tendance à occuper un maximum de place dans le trou et à décrire une courbe hélicoïdale.

Ce phénomène appelé "flambage" ou "flambage hélicoïdal " a de nombreuses conséquences et peut conduire à la rupture du train de tiges si le "flambage critique" est atteint.

Le flambage est donc un effort de compression et sera représenter comme tel, c'est à dire conventionnellement par des valeurs négatives.

Flambage critique

Le flambage critique est la valeur à laquelle le phénomène introduit un risque de déformation permanente dans les éléments du train de tiges et par conséquent un risque de rupture.

Ce phénomène a été étudié par de nombreux ingénieurs, avec des approches différentes, et plusieurs équations permettent d'évaluer cette valeur critique.

Deux des plus utilisées sont présentées ci-après:

Bkc = 3.5 x [ E x I x ( Wa x Bf )2 ]1/3 (Lubinsky)

Bkc = 2 x [ E x I x Wa x Bf x sin i / 12 x Ac ]1/2 (Dawson)

Bkc = Flambage critique kgf lbs

avec:

Ac = ( Hd - OD ) / 2

E = Module d'Young psi I = Moment d'inertie inch4 inch4

Wa = Poids linéaire dans l'air kg/m lbs/ft Bf = Facteur de flottabilité i = Inclinaison du puits deg deg Ac = Espace annulaire inch inch OD = Diamètre extérieur de l'élément inch inch Hd = Diamètre intérieur du puits inch inch

Rotation du train de tiges et flambage - Flambage en torsion

Lorsque le train de tiges est en rotation, des efforts de torsion viennent s'ajouter aux efforts de compression. La combinaison de ces efforts peut conduire à la rupture par flambage en torsion.

Le flambage en torsion peut résulter soit de mouvements longitudinaux de l'outil (bit hang-up) soit de frottements radiaux.

Des mouvements longitudinaux brutaux de l'outil se transmettent aux éléments du train de tiges, les éléments les plus proches étant en torsion et en compression peuvent alors subir des efforts excessifs conduisant à leur rupture.

De même si des frottements radiaux s'opposent à la rotation des éléments inférieurs et que le couple transmis est excessif et/ou non limité.


Not bent Bent Tangentially bent

Différents types de flexion

Compression

Stretch

Flexion d'un tubulaire


3.2.1-4 Efforts de flexion

Les efforts de flexion résultent des différentes courbures du puits, normales ou dog legs quelles que soit leurs causes.

La surface "externe" de la tige est en extension alors que la surface "interne" est en compression.

Le phénomène et les calculs de flexion sont compliqués par la présence des joints (tiges de forage ou tubages).

En supposant une flexion pure (contact continu entre le corps de l'élément et la paroi du puits, c'est à dire en ignorant la présence des joints), les forces de flexion peuvent être calculées par l'équation:

Bn = K x OD x A x Gc

Bn = Force de flexion kN lbf

avec:

K = 218.16

OD = Diamètre extérieur de l'élément mm inch

A = Section de l'élément mm2 inch2

Gc = Gradient de courbure deg/10m deg/100ft

Cette équation peut être simplifiée en assumant que le poids linéaire est proportionnel à la section (c'est vrai pour les masses tiges ou pour les tubages avec moins de 2 % d'erreur)

Bn = K x OD x Wa x Gc

Bn = Force de flexion kgf lbf

avec:

K = Coefficient d'unités 2.4815 63.05


OD = Diamètre extérieur de l'élément mm inch

Gc = Gradient of courbure deg/10m deg/100ft

Pratique

Les forces de flexion sont loin d'être négligeables et doivent être prises en compte lors de l'établissement des programmes, aussi bien pour les trains de tiges que pour les tubages.

Un mauvais choix peut conduire soit à l'écrasement soit à l'éclatement des équipements.


Notes


3.2.1.5 Fatigue Le phénomène de "fatigue" survient principalement dans les tiges de forage. Il se traduit par une usure du corps conduisant à l'apparition de criques (washout). Les tige de forage fatiguent quand elles tournent dans des trous ayant des courbures importantes ou de nombreux dog legs. Il est alors recommandé d'éviter les rotations rapides en étant dégagé du fond. La plupart des ruptures de tiges sont le résultat direct de leur fatigue. Le risque de fatigue dépends:

- des efforts de traction dans la tige de forage qui se trouve au niveau du dog leg - de la sévérité du dog leg - de l'usure de la tige de forage - des caractéristiques mécaniques de la tige de forage

Différentes équations ont été proposées pour approcher le problème et calculer le dog leg maximum pouvant être supporté par une tige, par exemple:

Mdlg = 137 500 x ( Sb / E x OD ) x ( tanh( K x L ) / K x L ) (Lubinski) Mdlg = dog leg maximum deg/100ft avec: K = ( T / E x I )1/2 Sb = Stress de flexion psi E = Module de Young psi I = Moment d'inertie inch4 T = Poids du train de tiges sous le dog leg lbs OD = Diamètre extérieur de l'élément inch ID = Diamètre intérieur de l'élément inch L = Demie distance entre les joints inch (180") Hd = Diamètre du puits inch

Pratique La tension étant un facteur essentiel, les dog leg sont plus dangereux à faible profondeur. La rotation hors fond est déconseillée dans les puits ayant de forts dog legs. Les zones susceptibles de criques peuvent être observée sur les tiges comme des zones polies perpendiculaires à l'axe de la tige.


Puits horizontal (puits # 3)

x


3.2.1.6 Ecrasement Le risque d'écrasement concerne essentiellement les tiges de forage et ceci pendant la mise sur cales. Des équations ont été établies (Vreeland) pour quantifier le problème. Hors l'utilisation de tiges anormalement usées le risque d'écrasement reste limité et d'autres limites surviennent généralement avant écrasement.

3.2.1.7 Abrasion / Erosion L'abrasion et l'érosion résultent des frictions entre les éléments du train de tiges et les autres composantes du puits:

- frictions entre parties métalliques (usure du tubage due aux joints des tige de forage)

- frictions entre le train de tiges et le puits (usure des joints et des corps)

- frictions entre le train de tiges et le les solides contenus dans le fluide de forage.

3.2.1.8 Corrosion La corrosion résulte de l'action chimique des fluides rencontrés, fluide de forage ou fluides de formation. L'hydrogène sulfureux (H2S), le gaz carbonique (CO2), l'oxygène (O2) peuvent réduire considérablement la durée de vie des éléments du train de tiges.



Application à la détermination du grades des tiges de forage

Calculs sur un puits horizontal (Puits # 1) – A partir de la trajectoire réelle


3.2.2 Design du train de tiges L'objectif du design du train de tiges design est double:

- déterminer les équipements nécessaires à la conduite du forage dirigé

- déterminer les différents équipements tubulaires nécessaires aux opérations de forage et pouvant supporter les différentes contraintes qui seront rencontrées sans risque de rupture.

Les analyses et équations des paragraphes précédents permettent d'évaluer les différents efforts qui seront rencontrés.

Cette simulation doit être effectuée phase par phase et pour chaque descente d'outil.

Les logiciels de calculs "Torque and Drag":

Les logiciels dits "Torque and Drag" permettent d'effectuer facilement ces calculs.

Le calcul de base est la détermination des contraintes dans le train de tiges. Les autres simulations requises sont obtenues par extrapolation de ce calcul de base et certains calculs complémentaires.

Ces logiciels calculent notamment:

• les efforts de tension dans le train de tiges quand il est suspendu (hors fond) et immobile.

Ce calcul montre l'état de contrainte des différents éléments du train de tiges suspendu "au repos".

• les efforts de tension dans le train de tiges pendant sa descente

Ce calcul prend en compte les frottements en descente et montre l'état de contrainte des différents éléments du train de tiges.

Il détermine la magnitude des frottements en descente.

• les efforts de tension dans le train de tiges en remontée

Ce calcul prend en compte les frottements en montée et montre l'état de contrainte des différents éléments du train de tiges.

Il détermine la magnitude des frottements en montée.

• les efforts de flambage critique

• la tension maximum pouvant être supportée par les différents éléments du train de tiges

• les forces latérales (forces appliquées par le train de tiges aux parois du puits)

Les résultats sont présentés sous formes graphique et numérique, la forme graphique étant beaucoup plus exploitable (voir exemple ci-contre).

Ces calculs nécessitent de nombreux paramètres décrivant le puits d'une manière exhaustive:

• Description du profil du puits:

Pour une phase donnée, le puits doit être décrit section par section (les sections sont déterminées par la courbure du puits), chaque section incluant:

- Profondeur mesurée

- Inclinaison

- Azimut

- Diamètre intérieur

- Coefficients de friction



Application à la détermination du grades des tiges de forage

Calculs sur un puits horizontal (Puits # 3) – A partir du programme


Egalement section par section (les sections sont déterminées par la nature des éléments ou par un changement de caractéristiques), chaque section incluant au moins:

- Longueur

- diamètre extérieur du corps

- diamètre intérieur

- Poids linéaire (réel, non le poids nominal)

- Grade

- Module de Young

• Paramètres complémentaires

De nombreux autres paramètres seront nécessaires à une simulation complète

- Densité du fluide

- Description des tubages

- etc ...

En plus des calculs de simulations des efforts, ces logiciels permettent d'obtenir de nombreuses autres informations telles que:

• la détermination du poids maximum disponible à l'outil de forage

• la détermination des points neutres

• la détermination du besoin et de l'emplacement des masse-tiges et/ou tiges lourdes

• la détermination du positionnement de la coulisse

• la détermination de l'overpull maximum

Limites de ces simulations

- Calculs

Le calcul des efforts dans le train de tiges est effectué, à une profondeur donnée et comme si le train de tiges était axialement immobile, même si il est dit montant ou descendant.

- Profil théorique ou trajectoire réelle

Pendant la phase de préparation du puits, les simulations sont effectuées à partir du profil théorique du puits et en fonction des coefficients de frictions théoriques.

Pendant le forage le calcul doit être fait par rapport à la trajectoire théorique, en ajustant les coefficients de friction de manière à faire coïncider la simulation avec la réalité.

Une bonne anticipation de problèmes potentiels ne pourra être faite qu'à cette seule condition.

- Dog legs

A moins d'avoir des mesures à intervalle très rapproché (inférieur à 10 m), le logiciel sera incapable de prendre en compte des dog legs brutaux.

- Interprétation

Les logiciels permettent de nombreux types de simulations. Une bonne connaissance du logiciel de même qu'une bonne compréhension des phénomènes sont nécessaires pour une bonne interprétation finale.


Divers types de garnitures de forage


3.2.3 Design des garnitures de forage dirigé La conception d'une garniture de forage dirigé doit satisfaire à différents critères:

- contrôler l'inclinaison du puits - contrôler l'azimut (selon le type de garniture) - permettre le forage (c'est à dire pouvoir pousser l'outil de forage) - inclure le système de mesure et/ou permettre les mesures

Ces fonctions peuvent être réalisées par l'utilisation de différents équipements et/ou combinaison d'équipements tels que moteur de fond, MWD, stabilisateurs, masse-tiges, etc...

Certains équipement additionnels peuvent également être inclus dans la garniture pour y assurer des fonctions "secondaires", par exemple

- pour amortir les vibrations

Le design de la garniture diffère considérablement selon le type du puits devant être foré. On peut presque dire que plus les puits sont déviés plus les garnitures sont simples, les garnitures les plus simples excluant les masses tiges, stabilisateurs et tiges lourdes et n'intégrant plus que les moteurs et instruments de mesure.

Rigidité

Un des paramètres les plus importants à prendre en compte dans le design d'une garniture de forage dirigé est la rigidité des ses éléments.

La rigidité d'un élément affecte sa résistance à la flexion et à la torsion.

La connaissance de ces propriétés et leur prise en compte permet de concevoir des garnitures pouvant contrôler l'inclinaison des puits et dans une moindre mesure leur azimut.

Rigidité axiale (flexion)

La résistance à la flexion d'un élément tubulaire est définie comme le produit du module d'élasticité par le second moment d'inertie (I). Elle est donc directement proportionnelle à ce moment.

SC = coefficient de rigidité

SC = E x I lb/ inch2

avec: E = module de Young psi

I = π x ( OD4 - ID4 ) / 64 inch4

OD = diamètre extérieur (du corps) de l'élément inch ID = diamètre intérieur de l'élément inch

Une première conséquence de cette rigidité est la résistance à la prise de flèche.

La flèche (f) est la déflexion centrale d'un tubulaire quand il est suspendu entre ses extrémités.

f = 22.5 x LW x L4 / E x I inch

avec:

LW = poids linéaire de l'élément lbs/ft

L = longueur de l'élément ft

E = module de Young psi


Application

Définition

Flèche

OD inch 11 10 9.50 8.25 8.00 6.75 6.50 6.25 5.00 4.75 3.50

ID inch 3.00 3.00 3.00 2.8125 2.8125 2.8125 2.8125 2.8125 4.276 2.50 2.992

Second Moment d'inertie

inch4 714 487 396 224 198 99 85 72 15.7 23

Flèche inch 0.25 0.30 0.33 0.44 0.46 0.62 0.66 0.70 0.75 1.15

a deg 0.50 0.62 0.68 0.89 0.94 1.26 1.34 1.43 2.34

Moment d'inertie & Flèche de divers éléments de la garniture de forage

OD inch 9.00 8.00 6.50 5.00 5.00 4.75 3.50

ID inch 3.00 2.8125 2.8125 3.00 4.276 2.50 2.992

Elément DC DC DC HWDP DP DC DP

Sm inch3 70.7 49.5 26.0 10.7 5.70 9,71 1.96

Module de section de divers éléments de la garniture de forage


Une autre conséquence est la résistance à la flexion simple.

Elle peut être caractérisée par l'angle pris par l'extrémité libre d'un tubulaire en "cantilever".

α = 16501 x LW x L3 / E x I degrés

avec:

OD = diamètre extérieur de l'élément inch ID = diamètre intérieur de l'élément inch LW = poids linéaire de l'élément lbs/ft

L = longueur de l'élément ft

E = module de Young psi

Rigidité à la torsion

La résistance à la flexion est définie comme le produit du module de cisaillement par le moment d'inertie polaire (J) . Elle est donc proportionnelle au moment d'inertie polaire.

J = 2 x I

J = π x ( OD4 - ID4 ) / 32 inch4

Une conséquence est la résistance au flambage, concernant directement le forage dirigé.

Le tableau ci-contre indique ces différentes valeurs pour des éléments tubulaires typiques au forage.

Pratique

La rigidité d'un élément dépend de ses diamètres intérieurs et extérieurs.

Les garnitures de gros diamètre sont plus rigides que celles de petit diamètre.

Changement de diamètres

La conception d'une garniture doit tenir compte du changement entre les diamètres extérieurs de deux éléments consécutifs. Un changement brutal entraîne une fatigue excessive de ces éléments pouvant conduire à la rupture du plus faible.

Il a été établi que le rapport entre les "module de section" de deux éléments consécutifs ne devait pas excéder 5.5 (from DRILCO).

> L'introduction d'un raccord intermédiaire ne résout pas le problème et une section d'au moins 30 mètres doit être introduite.

Le module de section d'un tubulaire se calcule par la formule suivante:

Sm = ( π / 32 ) x ( OD4 - ID4 ) / OD inch3

avec:

OD = diamètre extérieur de l'élément inch ID = diamètre intérieur de l'élément inch

Le tableau ci-contre indique le module de section de différents éléments.


Forces à l'outil

Weight on bit

Tangency Point

DC Weight

Point de tangence

Point de tangence

Effet d'un stabilisateur


3.2.4 Garnitures de forage rotary

3.2.4.1 Principe

La théorie "pendulaire"

Dans un puits dévié, diverses hypothèses peuvent être faites:

- l'outil de forage est libre de tourner mais ses mouvements sont latéralement limités - les éléments de la BHA situés immédiatement au-dessus de l'outil reposent sur la

paroi inférieure du puits - l'outil forera dans la direction dans laquelle il est poussé et non pas celle dans

laquelle il est orienté.

Le principe de base est que les différentes forces appliquées à l'outil de forage lui imposent une direction et résultent en une force latérale excercée sur la paroi du puits.

Chacun des éléments de la BHA est soumis aux forces suivantes:

- le champ gravitationnel - une force axiale résultant du poids des éléments situés au-dessus. - des efforts de torsion - sa propre résistance à la flexion

Il en résulte:

- une déformation des éléments - des contacts avec la paroi du puits

Le contrôle de ces déformations et points de contact permet de modifier le comportement directionnel de la garniture.

L'outil est soumis aux forces suivantes:

- une poussée axiale (le "poids" sur l'outil) résultant des éléments situés au-dessus - une force latérale (force "pendulaire") due au poids des éléments compris entre

l'outil et le premier point de contact de la garniture avec la paroi du puits - la réaction de la formation à ces efforts peut se décomposer en deux forces, l'une

parallèle à l'axe du puits, l'autre perpendiculaire à cet axe.

La force pendulaire maximum peut s'écrire:

Lf = 0.5 x ( L x LWa x Bf x sin I ) lbs

avec: L = Longueur des éléments situés entre l'outil et le point de contact ft LWa = Poids linéaire de ces éléments lbs/ft Bf = Facteur de flottaison I = Inclinaison locale du puits degrés

Il résulte de ces différentes considérations que les facteurs suivants peuvent influencer le comportement d'une garniture:

• la poussée sur l'outil en influençant la déformation • la rigidité des éléments en influençant la déformation • l'existence de points de contact.

La création et le contrôle d'un ou plusieurs points peut être réalisée par introduction d'un ou plusieurs stabilisateurs. Ils agissent de deux manières différentes:

- leurs positions relatives en modifiant les points de contact - leurs diamètres (lames) en influençant la déformation


DC or NMDC

NMDC or MWD

NMDC or MW²D

FGN FGN

DC or NMDC

FGS

D

DC

D

DC

D

DC or NMDC

NMDC or MWD

X

XO

FGN

Garnitures de montée (Build-up assemblies)


Il faut également se souvenir que:

- La rigidité est modifiée par la rotation L'augmentation de la rotation augmente la rigidité de la BHA

- L'effet de la gravité dépend étroitement de inclinaison du puits Les tendances augmentent avec l'inclinaison

3.2.4.2 Garnitures lisses (slick assemblies)

La plus simple des garnitures est dite "lisse" (Slick assembly). Elle consiste en:

1 outil - 1 NMDC ou MWD - 1 DC ou NMDC - n DC - …

L'application de la théorie pendulaire permet les considérations suivantes:

- Lorsque le train de tiges est suspendu (pas de poids sur l'outil), seule la force pendulaire est appliquée à l'outil. Elle tendrait à ramener le puits à la verticale.

- L'application d'un poids introduit une flexion et rapproche le point de tangence de 'l'outil, diminuant donc force pendulaire et créant une force axiale poussant l'outil. La résultante de ces forces est difficilement prévisible, dépendant à la fois du poids et de la rigidité des éléments inférieurs.

Une telle garniture peut difficilement être utilisée en forage dirigé.

3.2.4.3 Forage vertical

Le maintien de la verticalité d'un puits peut être réalisé à l'aide de différentes garnitures, ceci dépendant principalement du type des formations traversées et de leur pendage.

- Garnitures lisses dans les formations tendres

- Garnitures pendulaires (voir ci-après) dans les formations à faible pendage.

- Garnitures stabilisées (voir ci-après) dans les formations dures ou moyennement dures, ou ayant un pendage important.

3.2.5.4 Garniture de montée (Build-up assemblies)

Une garniture de montée consiste en un stabilisateur installé au plus près de l'outil de forage (near-bit), agissant comme une rotule. Il en résulte une force latérale positive quand une poussée (poids) est appliquée à l'outil. (garniture # 1)

Cet effet n'existe pas ou reste trop limité tant que le puits n'a pas atteint une certaine inclinaison (10 à 12 degrés). Ceci expliquant pourquoi il est difficile sinon impossible de commencer un build-up en rotary.

Tendances normales des garnitures de montée:

- L'augmentation du poids augmente le gradient de montée (un effet inverse pouvant survenir si le poids est trop important).

- Le gradient de montée augmente avec l'inclinaison (une même garniture montera plus à 30 degrés qu'à 20 degrés)

- Un élément suivant le near-bit et possédant une rigidité réduite rapprochera le point de tangence et donc augmentera le gradient. C'est en particulier le cas de nombreux MWD.

- Un élément suivant le near-bit ayant un diamètre réduit et donc une rigidité inférieure (drill-collar sous dimensionné par rapport au diamètre "normal"), rapprochera le point de tangence et donc augmentera le gradient (garniture dite "cracker assembly"). (garniture # 3)


DC or NMDC

NMDC or MMWD

NMDC or MMWD

X

DC

FGST or

FGST or

FGST or

FGST or

NMDC or MMWD

DC or NMDC

FGST or

FGST or

FGST or

BS

SDC

SDC Oversized NMDC

Oversized DC

D

Oversized DC

DDD

SDC FGS

FGN FGN FGN

D

Oversized NMDC

FGN

Garnitures de maintien d'angle


3.2.4.5 Maintien de l'inclinaison (Packed-hole assemblies)

L'inclinaison d'un puits peut être maintenue à l'aide d'une garniture dite "stabilisée" (packed-hole assembly), combinaison de plusieurs stabilisateurs et éléments tubulaires arrangés de manière à obtenir une résultante latérale nulle ou négligeable.

La composition de base d'une telle garniture consiste en:

- Un stabilisateur near-bit (plein trou, rarement sous-dimensionné)

- Plusieurs stabilisateurs string (plein-trous ou sous-dimensionnés)

- Des éléments tubulaires (drill-collars, MWD, etc) les reliant de manière à obtenir un ensemble rigide, mais aussi suffisamment souple pour, par exemple, permettre de compenser une tendance à la chute.

La combinaison exacte nécessaire dépend étroitement des conditions locales:

- inclinaison du puits

- poids sur l'outil

Cependant l'effet d'une variation de poids reste limitée avec ce type de garniture.

- vitesse de rotation

Une augmentation de vitesse augmente la rigidité apparente.

- type de formation

Le comportement de la garniture dépend de la formation traversée.

Ce problème doit être anticipé lorsque le forage de longues sections est prévu.

Plus que jamais, l'expérience locale est utile à la détermination de la "bonne" garniture.

Les garnitures les plus utilisées sont dites:

- "trois points" un near-bit et deux stabilisateurs string.

- "quatre points" un near-bit et trois stabilisateurs string.

Les garnitures les plus utilisées sont les suivantes:

Outil Outil Outil

Near-bit FG Near-bit FG Near-bit FG

DC court 2 à 3 m DC court 2 à 3 m MWD ou NMDC 9 m

String stab FG String stab FG (NM) String stab FG

MWD ou NMDC 9 m MWD ou NMDC 9 m NMDC 9 m

(NM) String stab FG (NM) String stab UG String stab FG

NMDC 9 m NMDC 9 m DC 9 m

String stab FG String stab FG DC ...

DC ... DC ...

Des garnitures plus sophistiquées sont quelquefois utilisées, utilisant:

- deux stabilisateurs consécutifs (piggy back)

- des masse-tiges de gros diamètre

- des drill-collars carrés


NMDC or MWD

DC or NMDC

DC or NMDC

DC

DC

FGS

DC D

NMDC or MWD

FGS FGS

DC

D

FGS

DC or NMDC

FGS

NMDC or MWD

Garnitures de Drop-off


3.2.4.6 Garnitures pour chute de l'inclinaison ou pendulaires (Pendulum assemblies)

Une chute d'inclinaison est souvent difficile à réaliser ou à contrôler, en particulier aux faibles inclinaisons.

Revenir à la verticale peut se révéler quasiment impossible avec une garniture rotary.

Une chute d'inclinaison a peu de chance de réussir dans les formations dures. Ce devrait être évité dans la mesure du possible.

L'effet de chute sera d'autant meilleur que la force pendulaire est forte, il faut donc repousser le point de tangence aussi loin que possible de l'outil.

La garniture de chute la plus courante consiste à intercaler dans les masses-tiges un stabilisateur (string plein trou), à 15 à 20 mètres au dessus de l'outil.

Dans la plupart des cas, l'utilisation d'une garniture de chute provoque une forte rotation vers la droite.

Si une garniture de chute ne produit pas l'effet escompté, diverses tentatives peuvent être faites pour améliorer le résultat:

- en diminuant le poids sur l'outil - en diminuant la rotation

Les garnitures les plus utilisées sont les suivantes:

Outil Outil Outil

MWD ou NMDC 9 m MWD ou NMDC 9 m MWD ou NMDC 9 m

NMDC 9 m NMDC court 6 m Stab string FG

Stab string FG Stab string FG NMDC 9 m

DC 9m DC ... Stab string FG

String stab FG DC …

DC …


Puits Horizontal 3-dimensionnel (puits # 4)

x


3.2.5 Contrôle de l'azimuth

Le contrôle de l'azimut est un impératif du forage dirigé.

C'est d'abord une nécessité pour orienter le puits dans bonne direction ou dans la direction initiale.

C'est un besoin constant si la trajectoire est tridimensionnelle ou complexe.

C'est un besoin intermittent dans le cas de forages conventionnels et dont le comportement azimutal est connu ou dont la cible est large.

La seule méthode efficace pour contrôler ou modifier un azimut est l'utilisation d'un moteur de fond équipé d'un raccord coudé (incorporé ou non). Différentes approches peuvent être tentées pour contrôler l'azimut entre le point de départ (kick-off) et l'objectif, dépendant essentiellement de la méthode de forage dirigé choisie: Forage de navigation:

Si la méthode de navigation est utilisée, l'usage permanent d'un moteur permet un contrôle constant de l'azimut.

Forage conventionnel: En forage conventionnel l'azimut ne peut être contrôlé que dans les phases utilisant un moteur de fond, soit en principe seule la première phase dite de build-up qui est aussi la phase d'orientation. La procédure classique est d'obtenir, en fin de phase moteur, une direction déterminée (voir angle initial - lead angle) tenant compte des variations ultérieures d'azimut, connues ou supposées, de manière à atteindre la cible. Une correction peut être nécessaire en cas de comportement anormal ou imprévu lors des phases de forage rotary.

Le "Rebel tool":

Le "Rebel tool" est l'exception à l'affirmation ci-dessus en permettant des corrections (limitées) d'azimut sans utilisation d'un moteur de fond. Utilisant un système de patins - contre patins prenant appuis sur la paroi du puits il permet de modifier la tendance d'une garniture rotary à tourner à droite ou à gauche. C'est un outil d'utilisation délicate et imprévisible. Il peut cependant être efficace lors de forages de développement où les conditions de forage sont connues. Il a de plus une forte tendance à entraîner une chute d'inclinaison.


Détermination du poids sur l'outil

Cet exemple montre la détermination du poids maximum disponible à l'outil (cas du puits # 2 avec une garniture inversée) Ce calcul ne tient aps compte des frottements. Il montre la contribution potentielle maximum de chacune des sections du train de tiges en fonction du profil du puits. Le calcul est effectué en début et en fin d'une descente d'outil.


3.2.6 Poids sur l'outil L'une des fonctions essentielles d'une garniture de forage est de fournir la force nécessaire à l'avancement de l'outil de forage.

dans le cas de forages dirigés conventionnels cette force appelée "poids sur l'outil" est fournie essentiellemnet par des masse-tiges installées au bas de la garniture.

dans le cas des forages horizontaux ou très déviés, des masse-tiges installées dans la garniture n'ont plus aucun effet positif pour pousser l'outil et le "poids" (on devrait plutôt dire la "poussée") doit provenir d'une autre partie du train de tiges.

Cette poussée peut être fournie par des masse-tiges installées dans une partie verticale ou peu inclinée du puits, on parlera alors de garniture inversée.

Il s'avère cependant que dans la plupart des cas, le seul poids des tiges peut fournir la poussée nécessaire. Il est nécessaire de considérer les possibilités d'utilisation des tiges de forage en compression dans des conditions spécifiques données (estimation du flambage critique).

3.2.6.1 Poids maximum disponible à l'outil

La poussée maximum sur l'outil pouvant être fournie par une section du train de tiges peut être calculée par la formule:

Ps = Poussée fournie par la section

Ps = LW x Bf x L x cos (i)

ou:

Ps = LW x Bf x Hv

avec:

LW = Poids linéaire réel dans l'air d'un élément de la section Bf = Facteur de flottabilité L = Longueur de la section i = Inclinaison moyenne de la section Hv = Longueur de la projection verticale de la section

La poussée maximum disponible à l'outil peut être obtenu en sommant les poussées élémentaires des différentes sections pouvant être mise en compression.

PM = Poussée maximum disponible à l'outil

PM = Σ Ps

Cette poussée est dite maximum car elle n'intègre pas les frottements. Le poids réel disponible à l'outil est donc inférieur à cette valeur.

Dans les autres cas ce calcul n'est qu'une première approche, la détermination du poids réellement disponible devant se faire à l'aide des simulations "torque & drag".

Logiciel:

Le tableau figurant sur la page ci-contre montre un exemple de calcul de la poussée maximum disponible à l'outil dans le cas d'une garniture inversée.



Application à la détermination du poids sur l'outil & des grades des tiges de forage

Calculs sur un puits horizontal (Puits # 1) – A partir de la trajectoire réelle

Le calcul est effectué à la profondeur finale du puits (2800 m), déterminant le poids pouvant être appliqué sur l'outil (les courbes statique & slack-off sont décalées de 6 t), en utilisant un train de tiges uniquement composé de tiges 3"1/2.


3.2.4.2 Poids réel disponible à l'outil

a) Forage conventionnel

Jusqu'à 45 degrés d'inclinaison la formule ci dessus pourra être appliquée, une marge de sécurité étant prise pour pourvoir aux éventuels frottement et vibrations axiales du train de tiges, ceci afin que le point neutre reste dans les éléments pouvant être mis en compression sans risque de flambage critique.

Dans ce cas l'utilisation des masse-tiges reste le meilleur moyen de fournir le poids sur l'outil, associées ou non avec des tiges lourdes.

Au delà de 45 degrés les effets négatifs (les frottements) de la gravité l'emportent sur les effets positifs et le design de la garniture nécessite des considérations supplémentaires.

b) Forages très déviés et horizontaux

Dans le cas des forages très déviés, l'obtention de la poussée à l'outil nécessite une redéfinition totale du problème. L'idée initiale est de relocaliser les masses-tiges dans une partie du puits où elles retrouveraient leur utilité primaire, à savoir utiliser les forces de gravité pour fournir un poids.

> Ceci conduit au design des "garnitures inversées" utilisant des masse-tiges installées dans une section peu déviée du puits.

> Ceci conduit aussi à la détermination des éléments devant être situés entre les masses tiges et l'outil de forage.

Ce problème revient à étudier les possibilités de mise en compression sans risque de rupture des différents tubulaires utilisés, et donc de déterminer leur résistance au flambage et en particulier de déterminer leur limite de flambage critique.

Considérant les équations relatives au flambage critique (voir 3.2.1.3) on constate que la plupart des éléments utilisée dans un train de tiges, y compris les tiges de forage, peuvent - dans certaines conditions - être soumis à une compression limitée avant que le seuil de rupture soit atteint. Ces conditions sont en particulier le diamètres du puits et la géométrie (OD et ID) des tiges ainsi que l'inclinaison du puits (prise en compte dans la seule équation de Dawson).

Le design du train de tiges revient donc à déterminer une combinaison de

- masse-tiges - tiges lourdes - tiges de forage

capable

- de fournir la poussée nécessaire sur l'outil de forage - en évitant tout risque de rupture (en compression mais aussi en traction)

mais également

- de minimiser les forces de frottement et ceci dans différentes configurations géométriques du puits, puisqu'un même train de tiges aura à forer une ou plusieurs section du puits pouvant atteindre plusieurs centaines de mètres, soit en sliding soit en rotary.



Application à la détermination du poids disponible sur l'outil

Calculs sur un puits horizontal (Puits # 4) – A partir de la trajectoire réelle Le calcul est effectué à la profondeur finale du puits (2700 m), déterminant le poids pouvant être appliqué sur l'outil en toute sécurité (les courbes statique & slack-off sont décalées de 8 t). La garniture est une garniture inversée, composée de tiges 3"1/2, tiges lourdes 3"1/2 et DC 4"3/4. La nécessité des DC et tiges lourdes n'est pas évidente.


Logiciels:

Les logiciels dits "Torque & Drag" apportent là aussi une assistance à la solution du problème:

- les forces de frottement, - les tensions et le flambage critique dans les éléments du train de tiges, - ceci en fonction du profil du puits.

Il faut cependant se rappeler que ces logiciels effectuent un calcul des tensions alors que le train de tiges (TT) est suspendu.

Les courbes de tension "TT suspendu" et "TT en descente" nous intéressent plus particulièrement. Rappelons qu'elles sont calculées en commençant par le bas en imposant à l'outil de forage un état de tension nulle.

Une simulation du poids sur l'outil peut être faite en imposant à l'outil un état de compression égal au poids souhaité et calculer ainsi les courbes de tensions "TT posé au fond" et "TT en forage".

Considérant que l'avancement de l'outil n'est pas un processus constant mais plutôt une succession de petits pas, la courbe "TT posé au fond" est la plus proche de l'état réel des tensions. Il faudrait atteindre un vitesse de forage équivalente à la vitesse de descente pour que la courbe "TT en descente" deviennent représentative.

Interprétation:

La courbe "TT posé au fond" doit rester à droite de la courbe de flambage critique.

Toute intersection entre ces courbes représente l'atteinte et/ou le dépassement de la valeur critique et donc un risque de rupture du train de tiges.

Exemple:

Les graphiques de la page ci-contre montrent un exemple de simulation du poids sur l'outil dans le cas d'un puits horizontal et en utilisant une garniture inversée.

Garniture de forage "inversée"


ZONE 1

90

80

70

60

50

40

30

20

10

I NC L I NA T I ON

CB

A

CC

BBA

A10

20

30

40

50

60

70

80

90

10

20

30

40

50

60

70

80

90

ZONE 2 30' 60' 90'

ZONE 3 60' 60' 90' 18' 25' 30'

60 70 80 90 10 20 30 40 50 60 70 80 90 60 70 80 90 10 20 30 40 50 10 20 30 40 50

DIRECTION FROM MAGNETIC NORTH OR SOUTH

Carte & abaques pour la détermination des longueurs non-magnétiques nécessaires


3.2.7 Outils de mesure La préparation de la garniture de forage doit prévoir la mise en place des équipements de mesure et/ou des équipements permettant d'effectuer les mesures de déviation.

En particulier la longueur nécessaire de tubulaires amagnétiques doit être déterminée.

Longueur nécessaire de tubulaires amagnétiques:

Afin de limiter les interférences du champ magnétique, les capteurs de mesures dites "magnétiques" doivent être positionnés dans une longueur suffisante de tubulaires en acier amagnétique (drill-collars, tiges lourdes, tiges).

Cette longueur et cette position ("spacing") dépendent de:

- la situation géographic du puits (latitude,longitude)

- de la direction et de l'inclinaison du puits.

- de la masse d'acier des équipements situés sous la longueur amagnétique (outil, moteur, etc).

Elles peuvent être déterminées à l'aide de la carte et des abaques figurant sur la page opposée.

Le paramètre "masse" n'apparaît pas dans les abaques. Si une masse conséquente, telle que celle d'un moteur, est effectivement présente, il est nécessaire d'installer les capteurs vers le centre de la longueur déterminée.

3.2.8 Sélection et positionnement des coulisses de forage Le choix et la détermination de l'emplacement d'une coulisse dans un train de tiges doit considérer différents facteurs allant du type de coulisse au profil du puits.

Utilisation des coulisses de forage

Les coulisses de forage peuvent être descendues et utilisée soit en tension soit en compression en fonction de leur position dans le train de tiges.

Il est souvent préférable de les descendre en tension afin d'éviter toute activation intempestive soit au cours de la manoeuvre soit au cours des ajouts de tiges.

Toute activation d'une coulisse alors que l'outil de forage est au fond peut non seulement endommager l'outil mais aussi des équipements voisins tels que moteurs de fond ou MWD.

Positionnement des coulisses de forage

La détermination de l'emplacement de la coulisse dans le train de tiges doit intégrer les paramètres suivants:


Point neutre en forage

Point neutre en forage

Point neutre en descente Point neutre

en descente


Application au positionnement de la coulisse de forage

Calculs sur un puits horizontal (Puits # 1) – A partir du profil théorique

Exemple: Positionnement de la coulisse pour la dernière descente d'outil (2400 m-2800 m)

La simulation est effectuée de manière à déterminer la zône où se déplacera le point neutre, soit en forage, soit en manœuvre. Les calculs sont donc effectués aux profondeurs initiales et finales, en manœuvre de descent et en forage avec un poids de 10 t, maximum possible compte-tenu du flambage. La zône ainsi déterminée s'étend de 1250 m à 1500 m de profondeur mesurée. Conformément aux règles de positionnement, il faut éviter que la coulisse ne pénètre dans cette zône. Pour rester en tension, la coulisse devrait donc être installée au minimum à 1550 m (2800-1250) derrière l'outil. L'efficacité d'une coulisse ainsi positionnée est plus que douteuse. Pour rester en compression, la coulisse devrait être installée au maximum à 900 m (2400-1500) derrière l'outil. Une coulisse positionnée à 900 m resterait dans le tubage, donc en principe sans risque d'être elle-même coincée ou collée et donc potentiellement efficace. Aucune coulisse n'a éte utilisée dans cette phase du puits.


La coulisse doit pouvoir être actionnée, donc > elle doit rester libre

> une masse suffisante de tubulaires doit être disponible au-dessus pour l'actionner en compression

La coulisse être doit installée dans une section du train tiges où elle restera libre, cette condition dépendant à la fois du puits et du train de tiges

- le diamètre de la coulisse ne devrai pas dépasser celui des joints des tiges de forages

- plutôt au dessus que dans les masse-tiges,

sinon la coulisse serait également coincée en cas de coincement au changement de diamètre

- des équipements de diamètre supérieur (stabilisateur, masse-tiges, etc..) à celui de la coulisse ne doivent pas être installés au dessus d'elles.

Un poids adéquat de tubulaires pouvant être mis en compression doit être situé au dessus de la coulisse afin de pouvoir l'actionner en compression.

- Ce poids peut être fourni par des masses tiges de plus petit diamètre ou des tiges lourdes.

- L'actionnement en compression sera plus efficace si il est possible d'éviter d'avoir des tiges situées sous la coulisse, sinon la flexibilité des tiges absorbe une grande partie de l'énergie dispensée.

• Il faut préserver la vie de la coulisse:

Une coulisse possède une durée d'utilisation déterminée même si elle n'est pas utilisée pour battage (quelques centaines d'heures selon le type).

Une coulisse peut être installée de manière à subir le forage soit en tension soit en compression, ceci sans usure prématurée, par contre une coulisse installée au point neutre (à l'un des points neutres) souffrira du changement continuel de son état de tension et verra sa durée de vie considérablement diminuée jusqu'à devenir inefficace.

- Il est donc nécessaire de considérer les différents points neutres qui seront rencontrés en forage mais aussi pendant les manoeuvres dans le cas de forages très déviés, ceci à nouveau en considérant les frottements présents dans le puits.

- La coulisse sera alors installée soit au dessus soit au dessous de la zone de répartition des points neutres en prenant une marge de sécurité de 2 à 5 tonnes.

Pratique

> Il est plus sécuritaire de descendre les coulisses en tension plutôt qu'en compression.

> Dans le cas des coulisses pré-ajustées le réglage des seuils de déclenchement doivent tenir compte des frottements potentiels.

> Dans les puits à haute inclinaison la position des points neutres varie avec l'approfondissement du puits. Le choix de la position de la coulisse doit tenir compte de ce paramètre et peut avoir à être modifiée d'une manoeuvre à l'autre.

> Les coulisses de forage ont des diamètres intérieurs restreints par rapport aux autres tubulaires. Ceci doit être pris en compte si des équipements (de mesure ou autres) ont besoins d'être descendus à travers les tiges et donc la coulisse.

> La coulisse sélectionnée doit transmetttre intégralemnt le couple.

> Les coulisse ne doivent pas être utilisées au delà des recommendations du fabricant, sous risque de plus être efficaces au bon moment.


Protection des bras Renforcement des bras par apport de matière ou inserts en carbure de tungstène. Protection des épaulements Renforcement des épaulements à l'aide de diamants. Outils PDC courts Les outils PDC à jupe courte et front aplati offrent de meilleures possibilités de navigation.


3.2.9 Sélection des outils de forage Les outils de forage subissent au cours des forages déviés des contraintes additionnelles par rapport à celles rencontrées en forage vertical.

- frottements latéraux

- travail désaxé

- rotation plus rapide

Les fabricants ont donc conçus des outils dérivés des outils standard capable de mieux supporter les conditions du forage dirigé.

Ces améliorations comprennent:

- renforcement latéraux

- roulements améliorés

- nouvelles formes

De plus des outils ont été conçus pour une fonction spécifique:

- outils de side track

- outils destinés au jetting

Outils spéciaux

pour Jetting pour Side-Track


Centrifugeuse


3.3 Programme de fluides de forage 3.3.1 Sélection du fluide de forage 3.3.2 Lubrification du trou 3.3.3 Stabilité des parois 3.3.4 Nettoyage du puits 3.3.5 Endommagement des formations

3.3.1 Sélection du fluide de forage Les fonctions demandées au fluide de forage sont basiquement les mêmes qu'en forage vertical,

a/ Assurer une bonne lubrification du trou b/ Assurer la stabilité des parois c/ Assurer un bon nettoyage d/ Minimiser l'endommagement des formations

mais, si il n'y a pas de contraintes nouvelles, les exigences du forage dirigé font que le bon choix du fluide est un des paramètres essentiels du succès, en particulier des forages horizontaux.

3.3.2 Lubrification du trou Les frottements sont plus importants en forage dirigé:

- la longueur du puits est plus grande - la surface de contact entre le train de tiges et la paroi du puits est beaucoup plus importante.

La lubrification peut être améliorée : - créant un film lubrifiant à l'interface des contacts - fabricant un cake autolubrifiant - diminuant la surface de contact

3.3.3 Stabilité des parois La stabilité des parois d'un puits est un phénomène complexe et le forage dirigé à haute inclinaison modifie considérablement le comportement de certaines formations.

> L'instabilité des parois est la première cause de pertes des forages à haute inclinaison.

Les facteurs d'instabilité sont basiquement les même qu'en forage vertical:

• dus aux formations - formations non consolidées - formations fracturées

On peut assumer et il a été montré que si une formation est instable en forage vertical, le phénomène augmentera proportionnellement avec l'inclinaison. • dus aux effets mécaniques du forage:

- densité du fluide et pression différentielle - frottements à la paroi - rotation du train de tiges - mouvement axiaux du train de tiges

• dus aux effets entre le fluide de forage et les formations

Pratique

Si un risque d'instabilité est connu ou soupçonné des études préliminaires doivent être entreprises en utilisant tous les moyens disponibles, carottes, logs électriques et géologiques, etc.. et incluant des essais sur la mécanique des roches.


1

2

3

4

Cuttings natural tendency to deposit

Inclination zones

Tendances naturelles du dépots des déblais


3.3.4 Nettoyage du puits Le nettoyage du puits, c'est à dire l'évacuation des déblais et solides de forage hors du trou est évidemment primordiale et la difficulté augmente avec l'inclinaison.

Dans les puits très déviés ou horizontaux les déblais ont tendances à s'accumuler sur la partie basse du trou en formant des "lits". Une des fonctions du fluide est d'évacuer ces déblais mais aussi d'éviter la formation et le développement des lits de déblais.

Ce phénomène a été étudié et simulé et des phases critiques clairement identifiées.

Dépendant de l'inclinaison du puits, quatre zones de comportement des déblais ont été déterminées:

Zone 1 de la verticale à 10/20 degrés

Les déblais ont une distribution uniforme dans l'annulaire.

La majorité des déblais sont soumis à la vitesse ascensionnelle moyenne du fluide.

Zone 2 de 10/20 à 35/45 degrés

La distribution des déblais est moins régulière, avec une tendance à l'accumulation sur la partie inférieure de l'annulaire.

Une partie seulement des déblais est soumise à la vitesse ascensionnelle moyenne du fluide.

Il y a un risque de formation de lits de déblais.

Zone 3 de 35/45 à 60/70 degrés

La vitesse du fluide est basse dans la partie inférieure de l'annulaire et les déblais glissent vers le fond du puits.

Il y a un fort risque de formation de lits de déblais.

Les lits de déblais sont instables.

Zone 4 de 60/70 à 90 degrés

La vitesse du fluide est quasiment nulle dans la partie inférieure de l'annulaire et les déblais s'y s'accumulent

Il y a un fort risque de formation de lits de déblais.

Les lits de déblais sont stables.

Les facteurs influençant la capacité de transport d'un fluide de forage sont:

- le débit (en fait les vitesses annulaires) - la rhéologie du fluide - la densité du fluide - la quantité de déblais (fonction du diamètre et da la vitesse de forage) - la dimension et la forme des déblais - la densité relative des déblais - l'inclinaison du puits - le profil du puits - la rotation du train de tiges

Pratique

• La formation de lits de déblais augmente dramatiquement le risque de collage

• Des débits élevés aident à éviter la formation des lits de déblais. Le fluide de forage doit préférablement être en régime turbulent.

Le nombre de Reynolds utilisé dans les calculs doit être au moins de 1800.


Annular speeds of the drilling fluid

Mini < Speed > Maxi Cuttings

Répartition des vitesses du fluide dans l'annulaire


• En raison de la densité relative des déblais le risque de formation de lits de déblais est plus grand avec les boues à l'huile et des formations à pression normales.

• L'élimination des lits de déblais est difficile par le seul effet de la circulation. L'addition d'un effet mécanique aide à leur mise en mouvement et évacuation:

> Mouvements axiaux (réciprocation) du train de tiges. > Rotation du train de tiges, si possible. > Circulation de bouchons "lourds" de 10 à 20 m3. > Circulation de bouchons "non visqueux" de 10 à 20 m3 (ayant une viscosité inférieure à celle du fluide de forage), par exemple des bouchons d'eau, de manière à atteindre la turbulence.

• La viscosité du fluide a peu d'influence sur l'élimination des lits de déblais. Par contre elle a de l'influence sur le transport des déblais et donc sur la prévention de la formation de ces lits.

3.3.5 Endommagement des formations Le problème de l'endommagement des formations et plus particulièrement des réservoirs doit être envisagé avec un soin particulier dans le cas des forages horizontaux où ces formations sont exposées plus longtemps et sur de plus grandes longueurs que dans les forages conventionnels.

Les solides en suspension dans le fluide et le filtrat du fluide peuvent causer des dommages irréversibles aux formations forées. Cet endommagement est caractérisé par le "skin".

a/ invasion par les solides

Une invasion des pores ou fractures surviendra:

- en cas de forte pression différentielle - en fonction de la dimension des solides

Ces solides ont des origines différentes

- produits par la formation (et appelés "fines", particules inférieures à 5 microns) - résultant du reforage des déblais - venant des produits à boue

Pratique

> Maintenir une pression différentielle minimum > Utiliser des solides de dimension adaptée (< 1/3 de la dimension des pores)

b/ invasion par le filtrat

Le filtrat peut causer de multiples dommages:

- gonflement des argiles - migration des fines - invasion par l'eau > d'où des problèmes de nettoyage - formation de ponts > formation de précipité tel que le carbonate de calcium - modification de la mouillabilité > d'où des problèmes de nettoyage

Pratique

> Minimiser la teneur en solides > Minimiser la perte de fluide > Eviter l'hydratation des argiles (KCl) > S'assurer que le filtrat est chimiquement compatible avec l'eau.


Notes


Notes


Chapitre 4 – Forage Horizontal 221

Chapitre 4 Forage Horizontal

4.1 Histoire & Introduction 223 4.2 Avantages & inconvenients du forage horizontal 225 4.3 Types de puits horizontaux 231 4.4 Pratique du forage horizontal 233


Rospomare 6d – Offshore Italie (Elf Aquitaine)


Chapitre 4 - Le forage horizontal 4.1 Historique & Introduction

Le forage horizontal est réellement né en Juin 1980 avec le forage du puits Elf Aquitaine Lacq-90 dans le sud de la France. Il est probable que quelques puits horizontaux avaient été forés avant cette date, entre autre en Russie, volontairement ou non, mais sans réel succès ni développement jusqu'aux années 80. Lacq-90 fut suivi par Lacq-91, Casteralou toujours en France puis Rospomare-6d en Italie et Pelican lake au Canada. A la fin des années 80 des centaines puis des milliers de puits horizontaux étaient forés chaque années. Un tel succès ne s'explique que par les excellents résultats obtenus grâce à la technique du forage horizontal, malgré quelques ratés, surtout au début. Ce succès a été rendu possible par une rapide évolution technologique des équipements:

- développement des outils de mesures en temps réel

- développement d'une nouvelle génération de moteurs de fond.

- évolution des fluides de forage et développement de nouveau équipement de contrôle des solides.

- meilleure compréhension du comportement du train de tiges


Réservoirs fracturés

Réservoirs multi-couches


4.2 Avantages & inconvénients du forage horizontal 4.2.1 Avantages du forage horizontal

Les avantages du forage horizontal sont nombreux et nous ne mentionnerons ci après que les plus intéressants:

- le forage horizontal permet le développement de champs qui n'auraient pu être exploités commercialement autrement.

- dans beaucoup de réservoirs, le forage horizontal permet d'augmenter la production mais aussi d'améliorer le taux de récupération, ceci par un meilleur drainage et en retardant l'arrivé d'eau.

Le but n'est pas ici de d'entrer dans de complexes considérations de réservoir, cependant de simple faits peuvent être rappelés: Réservoirs fracturés

Les réservoirs sont parmi les meilleurs candidats au développement par forage horizontal.

Les fractures de ces réservoirs étant sub-verticales, une conséquence directe est que le meilleur moyen d'en intercepter le plus grand nombre est de forer un puits horizontal perpendiculairement à leur direction principale.

Réservoirs multi-couches Dans la plupart des réservoirs multi-couches un puits horizontal peut remplacer plusieurs puits verticaux ou déviés.

La figure de la page opposée illustre un tel cas de réservoir compartimenté ou un seul puits horizontal remplace six puits verticaux et de plus améliore la production en retardant le coning (voir ci-dessous).

Réservoirs à basse perméabilité Le forage horizontal dans un réservoir à basse perméabilité est une alternative à la fracturation de ce réservoir.

Le drain horizontal se comporte comme une fracture, avec plusieurs avantages:

- il est plus facile et plus économique de forer un long drain plutôt que d'essayer de créer une fracture équivalente.

- la direction est parfaitement contrôlée, ce qui n'est pas possible avec la fracturation.

Formations non consolidées - Contrôle des sables

La production de sables non consolidés présente de sérieux problèmes pour limiter la quantité de sable entrant dans le puits.

Cette production de sable dépend des forces de viscosité à la paroi du puits, elle même proportionnelle au débit de production.

Un drain horizontal foré dans un tel réservoir permet de réduire la vitesse à la paroi et en conséquence la production de sable, qui peut aller jusqu'à être totalement éliminée.

Une autre conséquence est que ces puits peuvent quelquefois être produits sans mise en place de coûteuse crépines calibrées.


Water coning


Coning du gaz et de l'eau

Beaucoup de réservoirs sont produits grâce à un aquifère actif ou par injection artificielle. La production déclinera très rapidement si le niveau d'eau remonte trop vite dans le puits.

Le forage horizontal aide énormément la production de tels réservoirs:

- en augmentant la distance entre le drain et le contact huile/eau.

- en améliorant la productivité en dispersant le soutirage et donc en diminuant la succion sur le plan d'eau.

Des considérations similaires peuvent être faites concernant l'arrivé de gaz.

Réservoirs d'huile lourde

Les réservoirs d'huiles lourdes sont une application directe des considérations ci-dessus.

Comme l'eau est beaucoup plus mobile que l'huile, la quantité d'eau augmente très rapidement dès la percée du plan d'eau. La durée de la période libre d'eau augmente à l'aide du forage horizontal.

4.2.2 Inconvénients du forage horizontal

Coûts additionnels

Il est évident qu'un forage horizontal a un coût plus élevé qu'un forage vertical ou peu dévié. Les coûts additionnels sont dus à deux facteurs principaux:

- les puits horizontaux sont plus longs, donc nécessitent plus de temps pour les forer, plus d'outils, plus de fluide, etc ...

- le coût des services de forage dirigé n'est pas négligeable en particulier par l'obligation d'utiliser en permanence un moteur de fond et un MWD.

Le coût additionnel d'un forage horizontal par rapport à un forage vertical dépend essentiellement de la profondeur du réservoir et de sa position, onshore or offshore.

Un puits foré dans un réservoir onshore peu profond sera comparativement plus cher qu'un puits foré offshore dans un réservoir profond dont le surcoût pourrait ne pas dépasser 20 à 30%.

Risques opératoires

Par rapport aux puits verticaux ou peu déviés les puits horizontaux représentent, au cours de leur réalisation, un certain nombre de risques supplémentaires

• Pour atteindre la cible

Le forage horizontal n'est pas un problème en lui même, la difficulté réside plus à atteindre une cible ayant quelquefois une tolérance vertical réduite.

• Le nettoyage du puits

Un bon nettoyage du puits est indispensable au succès d'un forage horizontal. Le fluide doit:

- assurer le transport des déblais entre le front de taille et la surface

- éviter l'accumulation de déblais dans les parties inclinées du puits

Une élimination efficace des solides est également nécessaire.

• Le comportement des formations

Le comportement des formations peux être très different lorsqu'elles sont forées à haute inclinaison, en particulier leur stabilité.

• L'endommagement des formations

• L'évaluation du potentiel de production


Comparaison des gradients de montée en inclinaison

Puits à long deport – Le développement du champs de WytchFarm (BP)


4.3 Les types de puits horizontaux On appelle puits horizontal un puits se terminant par un drain foré à une inclinaison située aux environs de 90 degrés, c'est à dire comprise entre 80 et 100 degrés ou plus.

• Les puits horizontaux

Trois types de puits peuvent être distingués:

- les puits à long rayon

utilisant des rayons de courbure excédant 200 mètres (gradients < 3 deg/10m) - les puits à moyen rayon

utilisant des rayons de courbure compris entre 80 et 200 m (3 < deg/10m < 7) - les puits à rayons court ou ultra-court

avec des rayons de courbure pouvant atteindre 5 à 6 metres, seulement réalisable avec des équipements spécifiques.

Ils peuvent être:

- à build-up simple (une seule montée en inclinaison de 0 à 90 degrés).

- à build-up multiple (deux sections de montée ou plus, séparées par des sections droites dites "tangentielles")

On peut aussi distinguer les puits par leur déplacement horizontal au point d'entrée

- les puits à faible déplacement horizontal

- les puits à déplacement moyen

- les puits à long déplacement (long reach wells) • Les puits à long déplacement

Les puits à long déplacement ont une longue section forée à haute inclinaison jusqu'au toit du réservoir, suivie d'un drain horizontal. La longueur totale peut atteindre plusieurs kilomètres, le record étant à ce jour de 12 km avec BP sur le champ de Witch Farm. • Les puits en ré-entrée Les puits en ré-entrée sont une autre séquelle du forage horizontal et consistent un repartir d'un puits déjà existant, vertical ou dévié, qui est alors abandonné et bouché afin de forer un puits latéral se terminant le plus souvent à l'horizontale. • Les puits multilatéraux Les puits multilatéraux sont un développement du forage horizontal. Ils consistent à forer une ou plusieurs branches à partir d'un drain primaire qui peut être vertical, dévié ou lui même horizontal. De nombreux types de puits multilatéraux ont été forés. Nous ne citerons que deux exemples allant du plus simple au plus élaboré:.

- un puits vertical avec une branche horizontale

- les puits dits en "arête de poisson" ayant plusieurs branches latérales forées alternativement à partir d'un drain principal.


Puits Multilatéral "en arête de poisson"

Moteur articulé pour forage à court rayon


4.4 Ingénierie et méthodes du forage horizontal 4.4.1 Programme de forage

4.4.1.1 Détermination du profil du puits

La détermination du profil du puits dépend de nombreux paramètre et doit répondre à des impératifs à la fois géométriques et techniques, quelquefois contradictoires. On peut citer:

• Le déplacement horizontal requis au point d'entrée En particulier le déplacement horizontal minimum est égal au rayon de courbure d'un puits à build-up simple.

Un long déplacement rendra obligatoire le forage d'une section tangentielle et donc un kick-off relativement haut.

• La profondeur verticale du réservoir Un réservoir peu profond peut imposer des conditions géométriques sévères:

- utilisation de rayons moyens ou même courts

- utilisation de rigs inclinés • La précision de la connaissance de la profondeur verticale au point d'entrée

Une incertitude de quelques mètres oblige à prévoir un atterrissage à inclinaison limitée (70 à 80 degrés)

• L'épaisseur du réservoir Un réservoir peu épais nécessite un atterrissage à haute inclinaison (> 85 deg)

• La longueur du drain La longueur du drain dépend essentiellement des caractéristiques de production mais

peut être techniquement limitée, par exemple dans le cas de réservoirs peu profonds.

• La nature des formations traversées

- stabilité à haute inclinaison

La stabilité de certaines formation diminue fortement lorsque l'inclinaison augmente. Des études géotechniques préliminaires sont recommandées lorsqu'un tel risque existe.

- capacité à permettre des gradients importants - les pertes

Des pertes importantes ou totales peuvent conduire à modifier le programme du puits en raison de leur influence sur le fonctionnement des moteurs de fond et des MWD à mud pulses.


Système articulé (Moteur+MWD) pour forage en court rayon


• La nature du réservoir La nature du réservoir influence: - la détermination du fluide de forage

> le nettoyage du puits

> les risques de colmatage ou d'endommagement - la stabilité des parois

- la longueur du drain La longueur optimum du drain doit être déterminée. • le type de complétion

Le type de complétion à mettre en place peut conditionner: - le diamètre du drain (et donc des phases précédentes) - la nécessité de limiter les gradients de montée - la présence d'une phase tangentielle d'inclinaison limitée ou le maintien de la verticalité aussi bas que possible.

4.4.1.2 Détermination du(des) rayon(s) de courbure

Long rayon (long radius)

Les courbures à long rayon permettent l'utilisation de toutes les procédures de forage conventionnelles, forage rotary, carottage, tubages, etc.., ceci avec des équipements standards et pour des puits sans restriction de diamètre ou de longueur de drain. Rayon moyen (medium radius)

Les courbures à rayon moyen nécessitent des équipements adaptés tels que des moteurs à double coude. La rotation du train de tiges est impossible pendant les phases d'utilisation de ces moteurs obligeant à réaliser les phases de montée uniquement en sliding. La majorité des équipements standards peuvent être utilisés. Rayon court (short radius)

Les courbures à court moyen nécessitent des équipements spécifiques tels que moteurs articulés et garnitures articulées. Divers équipements sont disponibles selon les compagnies de services.

En raison des difficultés de contrôle de la trajectoire la longueur des drains est limitée à environ 300 mètres et de tels puits sont difficiles à compléter, limitant l'utilisation de cette technique.

4.4.2 Procédures En cours de développement


Long radius Medium radius Short radius AKO motor AKO motors & double AKO motor Pre-stressed Curved Guide

& Articulated system

Garnitures de forage horizontal

Système "pre-stressé"

pour forage à court rayon

(Curved Drill Guide)


4.4.3 Train de tiges et garnitures de forage

4.4.3.1 Garnitures typiques du forage horizontal Les garnitures de forage utilisées dans les forages à haute inclinaison diffèrent considérablement des garnitures conventionnelles et sont en général "plus simples". Cette différence résulte du fait majeur que la gravité n'agit plus directement pour pousser l'outil mais au contraire entraîne des effets négatifs tels que les frottements. La difficulté d'un forage horizontal est plus d'atteindre une cible ayant une tolérance verticale limitée que le forage du drain lui-même. Le moyen est de suivre la trajectoire théorique au plus près et donc de pouvoir ajuster la trajectoire en permanence.

Forage rotary Sauf exception le forage rotary ne devrait pas être utilisé pour le forage des puits horizontaux. Les garnitures rotary ne permettent pas un contrôle suffisant de l'azimut et de l'inclinaison et leur utilisation augmente le risque de rater la cible.

Forage de navigation

La méthode de choix est donc la méthode de navigation. Les composants de bases d'une telle garniture sont:

- un moteur équipé d'un coude incorporé, de préférence ajustable.

- un MWD permettant au minimum la mesure des paramètres directionnels (DD MWD)

- la longueur nécessaire d'éléments amagnétiques pour permettre des mesures magnétiques non perturbées. Ces éléments peuvent être des masses tiges mais préférablement des tiges lourdes ou compressives.

Les éléments suivants dépendent de la section à forer, de son inclinaison et de sa longueur, mais aussi de la profondeur verticale, le problème étant de pousser l'outil de forage.

- inclinaison < 50 degrés

Comme en forage conventionnel les composants de base seront suivis de masse-tiges et de tiges lourdes.

- inclinaison entre 50 et 90 degrés

Au delà de 50 degrés d'inclinaison apparaissent les frottements et le problème de pousser l'outil. Les masse-tiges situées en bas du train de tiges ont un effet de plus en plus négatif: elles ne poussent plus et augmentent les forces latérales. Elles doivent être, soit localisées dans une partie verticale ou moins inclinée du puits (garniture inversée), soit supprimées. Si l'on exclut l'utilisation de tiges lourdes, qui présentent plus ou moins les mêmes inconvénients, le problème revient toujours à la possibilité d'utiliser des tiges en compression.

- aux alentours de 90 degrés:

La garniture la plus communément utilisée est aussi la plus simple, consistant des composants de bases suivis uniquement de tiges de forage. Dans le cas de puits peu profonds ou de drains longs, il peut être nécessaire d'utiliser une garniture inversée.


Carottage au moteur


4.4.3.2 Utilisation des coulisses En forage horizontal la disponibilité d'une coulisse dans le train de tiges est plus que jamais nécessaire en raison des frottements et des risques de collage. Afin que la coulisse reste opérationnelle la sélection de son type et sa position doivent être soigneusement étudiées, les deux étant liés. La sélection du type de coulisse, soit mécanique soit hydraulique, soulève de nombreuses controverses autour de leur mode de fonctionnement.

- les coulisses mécaniques peuvent être déclenchées à des seuils pré-déterminés mais l'atteinte de ces seuils peut se révéler difficile et ils ne peuvent pas être ajustés trop bas.

- les coulisses hydrauliques risquent d'être actionnées sous l'effet des frottements ou d'une descente trop rapide mais offrent une plus grande souplesse de fonctionnement.

La position de la coulisse doit être étudiée:

- en fonction de la longueur à forer:

elle ne doit pas être à l'un des points neutres et doit pouvoir être actionnée aussi bien en début qu'en fin de phase.

- de ses réglages (si mécanique) ou de ses caractéristiques (si hydraulique) Les logiciels de "torque & drag" apportent une aide conséquente à la détermination de cette position. Les premiers puits horizontaux ont souvent été forés avec deux coulisses:

- une coulisse positionnée aussi bas que possible ne pouvant taper que vers le haut (compte tenu des difficultés sinon de l'impossibilité de la mettre en compression et du risque de taper en compression sur le MWD et le moteur).

- une seconde coulisse était placée assez haut dans le train de tiges, à une position où elle ne risquait pas ou peu d'être coincée, pouvant être actionnée en traction et en compression.

Le but était évidemment une sécurité renforcée mais il est douteux que la coulisse du bas ait pu être actionnée en raison de sa position. D'autre part, en travaillant en traction, un doute subsistait sur la coulisse réellement actionnée. Cette pratique est tombée en désuétude.

4.4.4 Carottage Avec quelques précautions et une bonne préparation, le carottage à haute inclinaison n'est pas un problème et les taux de récupération sont comparables à ceux du carottage vertical. La difficulté majeure est de conserver l'inclinaison, essentiellement en raison de la souplesse du carottier. Pour cela:

- les carottiers sont stabilisés et l'utilisation de carottiers courts est recommandée.

- la longueur des carottes est habituellement limitée à 3 à 4 mètres Le carottage horizontal peut être exécuté:

- soit en forage rotary, avec une garniture stabilisée, si la courbure du trou permet la rotation.

- soit en utilisant un moteur de fond droit à vitesse adaptée, le carottier étant installé devant le moteur, l'ensemble étant stabilisé.


Les différents systèmes de diagraphies électriques à l'horizontale


4.4.5 Logging électrique Faute d'une énergie pouvant entraîner les outils, au-delà de 50 à 60 degrés d'inclinaison, les opérations au câble deviennent difficiles puis impossibles, en particulier le logging électrique.

Le besoin de diagraphier les puits a conduit au développement de nouvelles techniques de logging appelées TLC (Tough Logging Conditions) permettant de descendre les outils dans les puits horizontaux:

• Le système Simphor Le système Simphor développé par l'IFP (Institut Français du Pétrole) utilise les tiges de forage comme moyen de poussage et est couramment utilisé par les sociétés de Services. Il permet le logging des puits en utilisant les outils standards. Les différents outils sont assemblés et installés au bas des tiges de forage puis descendus dans le puits jusqu'à une profondeur permettant la descente du câble jusqu'à la tête des outils. A cette profondeur est installé un side-entry sub (voir 2.1.1.7) puis le câble descendu et connecté au moyen d'un "wet connector". La manœuvre est ensuite continuée en ajoutant des tiges, le câble restant entre les tiges et le tubage. Le logging est possible dès cet instant. Lorsque la profondeur de logging est atteinte, la mesure est démarrée, les outils étant déplacés en fonction du déplacement du train de tiges. La mesure est possible dans les deux sens. • Pump down stinger Cette technique utilise également les tiges comme moyen de transport, mais les outils de logging sont convoyés à l'intérieur des tiges et poussés dans le trou au moyen de la circulation.

Elle nécessite des outils de logging spéciaux pouvant passer à l'intérieur des tiges. Les différents outils sont assemblés et surmontés par un outil pousseur appelé "locomotive".

Les tiges sont descendues à la profondeur de début du logging. Le train de logging est alors descendu à l'intérieur des tiges et lorsque nécessaire propulsé hors des tiges par la "locomotive" sous l'effet de la circulation.

Le logging et la remontée des outils sont effectués par traction sur le câble. • Coiled tubing logging Les différents outils sont assemblés et installés au bas d'un coiled tubing câblé et déplacés selon les mouvements du tubing.

Cette technique permet une mesure plus continue que le logging sur tiges mais nécessite l'amenée d'une unité de coiled tubing en plus du rig.

Un autre moyen de diagraphier les puits horizontaux est d'utiliser un: - MWD / LWD Les derniers développements des MWD, appelés alors LWD (Logging While Drilling) offrent la possibilité d'effectuer les mesures d'évaluation de la formation en cours de forage.

Notes



4.4.6 Tubage des puits

Programme de tubage L'étude d'un tubage devant être descendu à haute inclinaison nécessite la considération de facteurs complémentaires tenant à la géométrie des puits et en particulier des rayons de courbures. Rayons de courbures Les tubages doivent être sélectionnés en tenant compte des rayons de courbure afin de résister aux efforts de flexion, surtout si une rotation est prévue lors de la cimentation.

Ces considérations affectent aussi bien le corps du tubage que les connections utilisées. Flambage Comme en forage conventionnel le train de tubage doit être étudié pour résister aux conditions de descente et de cimentation, la différence essentielle résidant en une possibilité de mise en compression d'une partie du tubage.

Les études sont similaires à celles menées pour le train de tiges. Centralisation La cimentation sera d'autant meilleure que l'annulaire sera régulier et dépend donc d'une bonne centralisation des tubes.

Le choix des équipements de centralisation (centreurs rigides par exemple) aidera de plus à la descente du tubage. Complétion avec des liners Sinon laissé en trou ouvert la plupart des puits horizontaux sont complétés avec des liners plutôt qu'avec des tubages complets.

Des outils de mise en place hydrauliques sont préférables à des outils mécaniques en raison des efforts de frottements. Cimentation Deux problèmes principaux doivent être évités pendant la cimentation des puits horizontaux:

- la formation d'eau libre à la partie supérieure du drain.

- le cheminement résiduel

Laitier L'eau libre doit être égale à zéro. Spacer Un spacer long est nécessaire pour séparer le laitier du fluide de forage. Sa densité et sa rhéologie doivent assurer un enlèvement efficace du fluide et maintenir un contact propre entre le spacer et le ciment. Rotation et réciprocation Dans la mesure du possible la rotation et la réciprocation des tiges doivent être pratiquées pour limiter le risque de cheminement.


Complétions horizontales

Complétion double


Déplacement Le déplacement doit être effectué en débit turbulent dans toute la mesure du possible. Sinon la longueur du spacer doit être augmentée.

4.4.7 Complétion Le design de la complétion dépend:

- de la nature de la formation

- de la production potentielle de solides

- des fluides en place

- de la qualité du drain (sections hors du réservoir)

- de la distance au contact huile-eau

- de la distance au contact huile-gaz

Les différentes complétions utilisées varient des puits laissés en trou ouvert aux complétions complexes incluant plusieurs packers, multiples ou utilisant des crépines:

- trou ouvert (la plupart des puits)

- tubage non cimenté pré-perforé ou fendu.

- tubage non cimenté pré-perforé ou fendu, utilisant un ou plusieurs packers.

- tubage non cimenté pré-perforé ou fendu alternant avec des sections pleines isolées par des packers.

- tubage cimenté totalement ou partiellement puis perforé.

- tubage crépiné

- tubage crépiné et pré-packé.

Packers gonflables Les packers gonflables sont principalement utilisés pour isoler différentes sections du drain les unes des autres.


Notes


Notes

Index 1

Index

A D Abrasion 179 Accelérateurs 73

Déclinaison magnétique 27,123 Deflecting tool 99?143

Avantages (du forage horizontal) 225 Anti-collision 47,51

Direction (du puits) 13,43

At bit (mesures) 117 Dog-leg 15,45,57 Angle moyen (method de l’) 41 Down hole motor 81 Axial stiffness 185 Azimut 13,33,43

Drain 13 Drill collars 63

Azimut théorerique 43 Drill pipes 67 Drive shaft 81 B Drop-off 13 Drop-off 129 Bearing stage 81

Bending 175 Drop-off (garniture) 195

Bent housing 83,139 Bent sub 97,139 BHA 147

E Ecrasement 179 BHA directional design 185 Electric logging 239 Bumper sub 73 Electro Magnetique (MWD) 113 By-pass valve 81 Ellipse d’incertitude 51 Build-up assembly 191 Entry point 15 Build-up rate 129 Erosion 179 Build-up gradient 13 Erreurs 47 Estimation des frottements 167 C Etage de roulements 81

Casing 241 Extension 77

Centralisation 131 Centreurs 133 Centrifuge 210

F Facteur Cercle d’incertitude 51 affectant la deviation 53 Champ magnétique 25,103,123

Cible 13,125 affectant les frottements 165 friction 165 Cluster 149 Fatigue 177 Coiled tubing (logging) 239

Complétion 243 Filtrat (invasion) 215 Flambage 173 Compressive drill pipes 69 Flambage critique 173 Cône d’incertitude 51 Float valve 77 Contrôle de l’azimut 197 Fluides de forage 211 Conventionel (forage) 137

Convergence 29,123 sélection 211 Coordonnées 19,123 Carottage 237

Forage dirigé

Corrosion 179 calculs 39 équipment 81,113 procédures 137 Coulisses

coulisses 69,237 Forces 157 selection & location 207 Formation damage 215

Friction factors 165 Cracker assembly 191 Frottements Critique (flambage) 173

Critique (vitesse de rotation) 171 frottement 161 Cross-over subs 77 estimation 167

mesure 167

2 Directional Drilling Engineering

G Landing 233 Lead angle 127 Géographique (coordonnées) 19

GeoSteering 137 Long radius 229

Gravité 159 Lubrification (du puits) 211

Grille (Nord) 25 Gyroscopes 107 M

Magnetic instruments 101 H Magnetic single-shot 103

Hardfacings 85 Magnetic multi-shot 103 Magnetomètres 101 Heavy weight drill pipes 67 Maximum permissible dog-leg 177 Histoire (du forage horizontal) 223

Hole opener 75 Maximum weight on bit 199 Measured depth 13,33

Horizontal casing 241

Measuring equipment 101

completion 243 Measured drags 167

displacement 43 Medium radius 229 Méthodes de calcul 39

long radius 229 Moteur (PDM) 81 medium radius 229 projection 43

Minimum curvature (method) 43 Mud pulses 113

short radius 229 puits 17

Multipuits (design) 149 Multipuits (plate-forme) 11

types de puits 229 Multilobes 83 Multilateral 11,17,231

I MWD 111

Incertitude calculs 47 N cercle d’incertitude 51 Navigation (forage de) 137 cone d’incertitude 51 Nettoyage (du puits) 213 ellipse d’incertitude 51 paramètres 49

Lubrification 211

Inclinaison 13,33 Non-Magnetique

Inclinometres 103 drill collars 95 équipment 95 Inconvenients (du forage horizontal) 227 longueur requise 205 Inflatable casing packer 243 détermination longueur (carte) 204 Initial azimuth 13,127

Invasion 215 Nord magnétique 25,123 Inverted BHA 203

O J Operating practices (PDM) 85 Jetting 143 Orientation 13

Orienting sub 97

K Outil (de forage)

Key-seat 57 influence de l’ 55 sélection 209

Key-seat reamer 79 Kick off point 13,127,139 P L Packed-hole assembly 191

Pendage 53 Piggy back stabilizer 193 Lambert (projection) 23 Pressure loads 169 Landing 15 Pump down stinger 239 Lateral forces

Lead angle 13 Lobes 83

Pendulum assembly 191 Pendulum theory 189 Plots 37 Long reach well 17,229

Index 3

T Poids disponible à l’outil 201 Positive displacement motor (PDM) 81

Tangence (point de) 189 Projection Horizontale 35 Tension 159

Tiges 65 Plan (de) 43 Verticale 35 Tiges lourdes 67

Tool face 15 Top Drive 155 Q Torque & drag 181 Torque réactif 85 - Torsional buckling 173 Torsional loads 169 R Torsional stiffness 187 Train de tiges Radius of curvature 13

design 147,157 Radius of curvature (method) 43 rotation 169 Radius of uncertainty 51 torque & drag 181 Real time tools 107

Rebel tool 197 Trajectoire Re-Entry (well) 11,13,231 calculs 31 Reference depth 13 contrôle 31 Relief well 11 Reservoir 225

définition 13 détermination 127

Restoring force 131 Rig 153 Travelling cylinder plots 37

True coordinates 43 Roller reamer 75 True North 25 Rotary BHA 189 True vertical depth 13 Rotary mode 136 Rotary steerable 117 Rotor 81 U Roulements (étage de) 81 Under reamer 75

Universal joint 81 S UTM coordinates 21

Saver subs 77 Shock absorbers 73 V Shock loads 159 Verticale (profondeur) 13 Short radius 229 Side-entry sub 77,109 Side-track 11 Simphor 239

W Wall forces 161 Slant section 13

Slant well 17 Water coning 226

Slick assembly 191 Weight on bit 199

Sliding 136 Well planning 123 Well profile 127 Slotted (liner) 243 Well types (horizontal) 229 Solides (Control Equipment) 155 Whipstock 99,143 Solids invasion 215

Spiralled heavy weight drill pipes 69 Stability (well bore) 211 Stabilisers 89

X - Stall out 85

Stand-off 131 Stator 81 Y Steerable drilling 137,235

Young (module de) Steering tools 109 Stiffness 185 Surface location 13,123 Survey 15

Z - Système (de coordonnées) 19


Index 5

Usual abbreviations

BHA Bottom Hole Assembly

DHM Down Hole Motor

PDM Positive Displacement Motor

AKO Adjustable Kick-Off sub

KOP Kick-Off Point

BU Build-Up

TVD Total Vertical Depth True Vertical Depth

TD Total Depth Terminal Depth

TMD Total Measured Depth

WOB Weight On Bit

NB Near-Bit stabiliser

PDC Polycristalline Diamond bit

RIH Run In Hole

POH Pull Out Of Hole POOH

MWD Measurement While Drilling

LWD Logging While Drilling

DC Drill-Collar

DP Drill-Pipe

HWDP Heavy Weight Drill-Pipe

NMDC Non-Magnetic Drill-Collar

API American Petroleum Institute

UTM Universal Transverse Mercator

UBHO


Index 7

Documents

forage horizontal