optimisation des paramètres de forage dans les réservoirs cambro
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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR
ET
DE LA RECHERCHESCIENTIFIQUE
UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA
Faculté des Sciences et Technologie
et des Sciences de la Matiere
Département hydrouquarbure et la chimié Mémoire fin d'études
MASTER PROFESSIONNEL
Domaine : hydrocarbures et la chimie
Filière : hydrocarbures
Spécialité : Forage
Thème
Présenté par :
Zehri Ilyes Belghit chafik : Encadreur Kadri Md mehdi : Co-Encadreur
Slimani Samir
2011/2012
Optimisation des paramètres de forage dans les Réservoirs cambro- ordoviciens
(périmètre Tidikelt la région d’In-Salah)
Je dédie ce modeste travail
A ma très chère Mère et mon très cher Père
A ceux qui m’ont toujours encouragé pour que je
réussisse dans mes études
A ceux qui m’ont soutenu dans les moments les
plus difficiles de ma vie
A ceux que j’aime et je respecte infiniment
ilyes-samir
SOMMAIRE
Université kasdi merbah
INTRODUCTION GENERALE ………………………………….. 01 CHAPITRE I : présentation de la région d’étude
I : présentation de la région d’étude…………………………………………… 03 I.1 : Cadre géographique ………………………………………………….. 03 I.2 : Carte Géologique ……………………………………………….. 05 I.3 : Aperçu stratigraphique ……………………………………………… 07 I.3.1 : Paléozoïque…………………………………………………….. 07
I.3.1.1 : Dévonien Supérieur………………………………….. 07 I.3.1.2 : Dévonien Moyen ……………………………………. I.3.1.3 : Dévonien Inferieur……………………………………
07 07
CHAPITRE II : LES ÉQUIPEMENTS DU FOND II.1 : LA GARNITURE …………………………………………………….. II.1.1 : ses principaux rôles sont……………………………………….
12 12
II.1.2 : La garniture de forage est composée de……………………… II.1.2.1 : les tiges de forage…………………………………..
12 12
II II.1.2.2 : Les Tiges Lourdes Ou Heavy Weight (DPHW)…….. II II.1.2.3 : Les Masses-Tiges Ou Drill Collars………………….. II.1.2.4 : Tige d’entraînement ou Kelly………………………. II.1.2.5 : Les Coulisses De Forage (Drilling Jars)……………. II.1.2.5.1 : Principe…………………………….. II.1.2.5.2 : Utilisation………………………….. II.1.2.5.3 : Positionnement………………………... II.1.2.5.4 : Différents Types ……………………
II.1.2.6 : Vannes de sécurité…………………………………..
13 14 14 15 15 16 16 16 17
II.1.2.7 : Les stabilisateurs…………………………………… II.2 : LA PHASE (6")……………………………………………………… II.2.1 : L’objectif de la phase …………………………….……
II.2.2 : Les considérations principales pour cette section sont….
17 18 18 18
II.2.3 : Préparation avant le forage …………………………… II.2.4 : Recommandations durant le forage…………………….
18 19
II.2.5 : Garniture de forage (ROTARY)……………………….. II.3 : Etude de la garniture de forage ……………………..………………..
19 20
II.3. 1 : La garniture en cours de forage……………………. II.3.2 : La garniture pendant les manœuvre…………………. II.3.3 : Calculs Théoriques…………………………………….
CHAPITRE III : Les Outils de forage
20 20 21
III : Les Outils de forage …………………………………………………
23
SOMMAIRE
Université kasdi merbah
IV.2.1.3-Choix des duses et débit de forage pour l’outil ……….. 49
IV.2.2 -Notion de pression …………………………………………… 49
IV.2.2 .1 -Pression hydrostatique………………………………. 49
IV.2.2.2-Pression exercée sur le fond d’un puits………………. 49
IV.2.2.3-A l’état statique ……………………………………… 49
IV.2.2.4-Pression de pore et de fracturation (Ppore) / (Pfrac)... 49
IV.2.2 .5-La dépression et la surpression dépendent ………….. 50
III.1- Les outils à molettes …………………………………………. III.1.1. Mode de travail d’un tricône ……………………..
23 23
III. 1. 1.1-Percussion et pénétration ……………. III. 1. 1.2-Arrachage……………………………..
23 24
III.1.2-Principe général ……………………………………. III.1.3- Différents types d’outils…………………………….
III.1.3.1- A dents en acier ………………………. 24 25 25
III.1.4- Classification III.2-Les Outils à Eléments De Coupe Fixes ………………………. III.2.1-Introduction ………………………………………..
25 26 26
III.2.2-Types des diamants utilisés ……………………….. III.2.1.1-Les diamants naturels industriels ……… III.2.1.2-Diamants synthétiques………………….. III.2.1.3-Les outils diamant naturel ……………... III.3- Amélioration de la stabilité de l’outil …………………… III.4- L’usure des outils……………………………………….
26 27 27 30 33 35
CHAPITRE IV : Les paramètres de forage
IV : Les paramètres de forage …………………………………………………….. IV.1 - Les paramètres mécaniques…………………………………………..
IV .1.1-Poids sur l'outil ………………………………………………..
IV .1.2-Vitesse de rotation ………………………………………
43 43 43 44
IV .1.3-torque………………………………………………………. IV .2-Paramètres hydrauliques…………………………………………
IV.2.1-Débit flow in ………………………………………………. 45 46 46
IV.2.1.1-Procédure pour le comptage de l’efficacité des pompes.
IV.2.1.2-Notion de pertes de charge ………………...............
48 48
SOMMAIRE
Université kasdi merbah
CHAPITRE V : Etudes des paramétré de forage V : Etudes des paramétré de forage …………………………….. 53 V.1 : Pour DMS1 …………………………………………………………. 53 V.1.1 : FLOW…………………………………………………… 53 V.1.2 : RPM …………………………………………………………… 54 V.1.3 : WOB……………………………………………… 54 V.2 : Pour DMS2 …………………………………………………………. 56 V.2.1 : FLOW………………………………………………… 56 V.2.2 : RPM ………………………………………………… 56 V.2.3 : WOB …………………………………………… 57 V.3 : Pour thn1 …………………………………………………………. 58 V.3.1: FLOW …………………………………………………… 58 V.3.2 : RPM ………………………………………………………… 59 V.3.3 : WOB ……………………………………………………… 59 V.4 : Pour thn2 …………………………………………………………. 60 V.4.1 : FLOW ………………………………………………………… 60 V.4.2 : RPM ……………………………………………………… 61 V.4.3 : WOB ………………………………………………………… 61
CONCLUSION ……………………………………………….. 63 Recommandations………………………………………….. 65
Le jour est venu pour leur dire Merci…
A mon Dieu, Tout Puissant, de nous avoir donné la force et le courage
de venir à bout de ce travail.
Ainsi qu’à mes chers frères, Et mes chères sœurs
A toute la famille zehri et slimani
A tous mes amis qui ont toujours été présents et qui n’ont ménagé
aucun effort pour me bénéficier avec leur aide et leurs suggestions,
A tous mes camarades du Groupe Master 02 Forage.
Nos sincères remerciements vont à Mr k mahdi ET Ch.Belghit pour
nous avoir consacré assez de son temps et pour ses conseils.
Nous tenons aussi à exprimer nos profonds remerciements à nos
Enseignants de l’université de kasdi merbah (Ouargla).
Enfin nos remerciements s’adressent aux membres de jury qui nous
feront l’honneur de juger notre travail.
ilyes-samir
ilyes-samir
Résumé
Université kasdi merbah
Résumé
Notre étude est basé essentiellement sur les paramètres de forage, où on a essayé de comparer
l’évolution de ROP en fonction d’autre paramètre comme (WOB-FLOW-RPM) a fin d’estimer
les meilleures conditions pour aboutir a un ROP de plus en plus rapide.
Pour l’optimisation on a choisi 4 puits (THN1/2 ET DMS 1/2) du périmètre Tidikelt qui
renferme d’importantes réserves en gaz avec les paramètres enregistré dans l’intervalle du cambro-
ordovicien, où on a constaté que ROP a presque des teneuses minime vue la nature géologique de cet
intervalle qui est composé essentiellement par des Grès compact dur, quartzitique.
Resume
Our study is based essentially on the drilling parameters, or we tried to compare the evolution
of ROP based on other parameters such as (WOB-FLOW-RPM) was end to estimate the best
conditions to achieve a ROP faster and faster.
For optimization we chose four wells (THN1 /2 AND DMS 1/2) of the perimeter Tidikelt
which contains large reserves of gas with the parameters recorded in the interval of the Cambrian-
Ordovician, and it was found that ROP almost minimal teneuses view the geological nature of this
interval is composed primarily of compact hard sandstone, quartzite.
ملخص
على أساس معاییر سرعة التقدموتستند الدراسة لدینا في المقام األول على المعلمات الحفر، حیث حاولنا مقارنة تطور
أسرع وأسرع سرعة التقدم ونھایة لتقدیر أفضل الظروف لتحقیق )سرعة الدوران-تدفق–الثقل على األداة (أخرى مثل
الذي یحتوي على احتیاطیات كبیرة من الغاز تدكلت من محیط DMS 1/2] و[THN1/2اخترنا أربع آبارلتحسین المردود
نظرا األدنى تقریبا تصل إلى الحد سرعة التقدم الكمبري، اوردوفیكي، حیث وجد أن في الخزان سجلت التيمع المعلمات
.الكوارتز والحجر الرمليالذي یحتوي أساسا على الجیولوجیة لھذا الفاصلللطبیعة
Liste des tableaux
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Liste des tableaux
Chapitre II : LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
Tableau. II.2.5 : Garniture de forage (rotary)..................………………………………...page 19
Chapitre III : Les Outils de forage
Tableau. III.1. : Les 8 colonnes qui utilisées pour rapporter l’usure de l’outil…………page 35
Tableau. III.2 : Caractéristique de l’usure des structures de coupe..................................page 36
Tableau. III.3 : Localisation de l’usure des structures de coupe.......................................page 37
Tableau. III.4 : Code utilisé pour la raison de remontée de l’outil....................................page 39
Chapitre IV : Les paramètres de forage
Tableau. IV.1: Débit unitaire / Chemisage des pompes.....................................................page 47
Liste des figures
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Liste des figures
Chapitre I : Présentation de la région d’étude
Figure. I.1 : Carte géographique des bassines sédimentaire..………….......…………. page03
Figure I.2 : Carte structurale du positionnement des puis........................................... .page04
Figure. I.3 : Carte géographique de la structure de BAHAR EL HAMMAR..............page05
Figure. I.4 : Stratigraphie synthétique de la structure de BAHAR EL HAMMAR......page10
Chapitre II : LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
Figure. II.1 : Les tiges de forage.............................................................................. .. page12
Figure. II.2 : Les tiges lourdes.................................................................................. . page13
Figure. II.3 : Les masses tiges...................................................................................... page14
Figure.II.4 : Hexagonale.............................................................................................. page15
Figure. II.5 : Carrée.................................................................................................... . page15
Figure. II.6 : Les lames de stabilisateurs.................................................................... . page17
Figure. II.2.6 : La garniture en cours de forage........................................................... page20
Chapitre III : Les Outils de forage
Figure. III.1 : Outil Tricône............................................................................................page24
Figure. III.2 : Mode de travail des outils PDC..............................................................page30
Figure. III.3 : Outils diamant naturel ............................................................................page31
Figure. III.4 : Description D’un Outil diamant naturel..................................................page32
Figure. III.5 : Empreinte laissée lors de Vibration latérale...................…..................... page33
Figure. III.6 : Empreinte laissée Travaillant Correctement...............................................page33
Figure. III.7 : Codification de l’usure des dentes…………………………………… page36
Figure.III.8 : BC... Rupture de cône..............................................................................page40
Figure.III.9 : BT... Rupture de dents/élément De coupe................................................page40
Figure.III.10 : BU.. Outil bloqué (bourrage).................................................................. page40
Figure.III.11 : CC... cône fissuré....................................................................................page40
Figure.III.12 : FC... Dents aplaties.................................................................................page41
Figure.III.13 : LC...Perte de cône...................................................................................page41
Figure.III.14 : SS ... Usure avec auto – affûtage............................................................page41
Figure.III.15 : WT.... Dents usées.................................................................................. page41
Liste des figures
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Chapitre IV : Les paramètres de forage
Figure. IV.1:¨Poids sur l’outil ..................................…....................................................page 44
Figure. IV.2 : Capteur de fréquence SPM RPM...........................................................page 44
Figure. IV.3 : Placement de capteur a la table de rotation ….......................................page 45
Figure. IV.4 : Capteur de fréquence torque............. ........................................................page 46
Figure. IV.5 : Placement de capteur dans les pompes …………………………….........page 47
Figure. IV.6 : Check manifold......................................................................................page 51
Chapitre V : Etudes des paramétré de forage
Figure. V.1 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(DMS1).................page 53
Figure. V.2 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(DMS1) ................page 54
Figure. V.3 : La courbe de variation de ROP en fonction du Wob(DMS1) ................page 54
Figure. V.4 : Drilling log(DMS1) ................................................................................page 55
Figure. V.5 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(DMS2) ................page 56
Figure. V.6 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(DMS2) ............... .page 56
Figure. V.7 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(DMS2) ................page 57
Figure. V.8 : Drilling log (DMS2) ...............................................................................page 58
Figure. V.9 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(THN1) ................page 58
Figure. V.10 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(THN1)...............page 59
Figure. V.11 : La courbe de variation de ROP en fonction du Wob(THN1)...............page 59
Figure. V.12 : Drilling log (THN1)...........................................…………...................page 60
Figure. V.13 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(THN2)..............page 60
Figure. V.14 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(THN1)...............page 61
Figure. V.15 : La courbe de variation de ROP en fonction du Wob(THN1)...............page 61
Figure. V.16 : Drilling log (THN2)…………………………………………………..page 62
INTRODUCION GENERALE
Université kasdi merbah Page 1
Introduction générale
L’environnement pétrolier du périmètre Tidikelt qui renferme d’importantes réserves en gaz
dans les Réservoirs du cambro-ordoviciens est rehaussé par le relancement de L’activité
d’exploration dans la partie sud de ce périmètre (blocs 338a et 340b) par Sonatrach, en effort
propre.
Sur la totalité des forages réalisés dans se périmètre on a constaté pas mal de problèmes durant le
forage, parmi eux ; la vitesse d’avancement (ROP) dans les formations cambro-ordoviciens
Dans ce contexte on va essayer d’optimiser des meilleurs Paramètres de Forage pour forer cet
intervalle dans les meilleurs délais.
Nous suivent dans ce travail, les étapes suivantes :
Au débit en a fait la présentation de champ d’étude région (Tidikelt Ain Salah), après en a
expliqué les équipements de fond, les outils de forage et les paramètres de forage qui nous utilsé.
Dans ce travaille en a basé essentiellement sur ces paramètre, ou on a essayé de comparer
l’évolution de ROP en fonction d’autre paramètre a fin d’estimer les meilleures conditions pour
aboutir a un ROP mieux que ROP précédent.
Chapitre I présentation de la région d’étude
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I- Présentation de la région d’étude :
Dans le cadre du projet de développement gazifière de la région d’IN SALAH nous avons
jugé utile de reprendre l’étude de la structure de BAHAR EL HAMMAR afin de mieux définir son
architecture et de localiser sur cette vaste structure les zones favorables à l’implantation de
nouveaux forages qui permettront une meilleure connaissance géologique, structurale et une
précision sur la délimitation spatiale des réservoirs productifs de gaz.
I.1. Cadre géographique :
Le bassin de Ahnet sur le bloc 338a du permet Tidikelt. Il se trouve à environ 155km au
sud de la ville d’In Salah (W. Tamanrasset)
Ø Les parallèles : 26° 06’ 07’’ 07174N
Ø Les méridiens : 02° 59’ 04’’02244 E
(N)
Fig. I.1 : Carte géographique des bassines sédimentaire
BASSIN
D’AHNET
Chapitre I présentation de la région d’étude
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(N)
Fig. I.2 : Carte structurale du positionnement des puis
DMS
THN
Chapitre I présentation de la région d’étude
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I.2- carte Géologique :
La structure de BAHAR EL HAMMAR est bordée au Nord par l’ensellement de djoua, au
sud par le môle d’In Quzzan, à l’Est par un synclinal profond de Tirechoumine où le Carbonifère
affleure (Namurien Inférieur) et à l’Ouest par un important synclinal d’Oued-Kerrane où affleure le
Viséen. (N)
Fig. I.3 : Carte géologique de la structure de Bahar El Hammar.
Chapitre I présentation de la région d’étude
Université kasdi merbah Page 6
Chapitre I présentation de la région d’étude
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I.3- Aperçu stratigraphique :
La coupe stratigraphique de la région de BAHAR EL HAMMAR est représentée par des
terrains d’âge Paléozoïque, dont la partie supérieure affleure en surface jusqu’au Dévonien
Inférieur. La série est essentiellement détritique, incluant quelques épisodes carbonatés; notamment
vers le sommet du Silurien, au passage Frasnien-Givétien et à la base du Famennien.
Les variations latérales de faciès représentent une des plus importantes particularités de la coupe,
surtout pour l’Ordovicien, principal objectif dans cette zone.
I.3.1- PALEOZOIQUE :
I.3.1.1- Dévonien Supérieur :
§ Famenien :
Argile grise, gris-clair à gris-noir, indurée, silteuse, micacée, fines passés de grés gris-
beige, fins, silico-argileux, moyennement dure légèrement carbonaté, traces de pyrite.
§ Frasnien :
Argile grise à gris foncée indurée feuilletée silteuse et micacée avec fines passées de
dolomie grise à gris clair cristalline argileuse Présence de Pyrite et de calcite.
I.3.1.2-Dévonien Moyen :
§ Givetien :
Calcaire Gris blanc à beige microcristallin dur fossilifère et gris à gris clair argileux.
§ Couvenien :
Argile grise à gris foncé indurée légèrement feuilletée silteuse et micacée avec Passées
de ores gris à gris clair très fin silico-argileux et carbonaté et de calcaire gris clair à gris beige
microcristallin. Présence de Pyrite et de Calcite
I.3.1.3-Dévonien Inferieur :
§ Emsien :
Grés blanc à gris blanc et beige très fin quartzitique dur et blanc moyen grossier silico-
carbonaté arrondi à subarrondi.
Argile grise à gris foncé indurée feuilletée silteuse et micacée avec fines passées de grés très
fin silico-argileux. Inclusions de grains de quartz arrondis .Traces de Pyrite.
§ Siegenien :
Chapitre I présentation de la région d’étude
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Grés blanc à beige moyen à grossier siliceux et gris blanc à beige fin siliceux à quartzitique
compact dur, Passée d’Argile grise à gris foncé indurée légèrement feuilletée.
§ Gédinnien :
Grés blanc très fin à fin silceux à quartzitique et gris blanc à beige fin siliceux à quartzitique
compact dur, Passée d’Argile grise à gris foncé indurée légèrement feuilletée.
§ Silurien :
Argile gris foncé à gris noir silteuse et micacée indurée feuilletée avec passées de grés gris
clair et gris brun et gris brun à gris sombre très fin à fin Silico-argileux à argileux pyriteux parfois
blanc, siliceux.
§ ORDOVICIEN :
Subdivisée en deux unités (III et IV) d’après la nomenclature du colloque (GEOL Saharienne
1962) : (Fig.6.1)
ü UNITE IV :
· Dale De M’kratta :
Grès gris beige et foncé fin siliceux à silico-quartzitique devenant grossier vers la base
· Grés D’el Golea :
Grés gris beige à gris blanc très fin à fin compact dur siliceux à silco-quartzitique parfois gris
à gris foncé slico-argileux à argileux moyennement consolidé Passées d’Argile gris foncé indurée
silteuse abondance de cristaux de quartz.
ü UNITE III :
· Grés D’oued Saret :
Grés gris beige et blanc parfois gris clair fin à silico-argileux à argileux moyennement
consolidé. Passées d’Argile gris foncé indurée silteuse et micacée.
· Argile De Tiferouine :
Argile gris foncé à gris noire tendre à indurée silto-gréseuse avec fines passées de grès gris
foncé fin argileux à silico-argileux moyennement consolidé.
· Quartzite De Hamra :
Grés blanc à gris clair fin à moyen parfois grossier arrondi à subarrondi compact dur siliceux à
silico- quartzitique Abondance de Tigillites.
§ CAMBRIEN:
· Zone des Alternances :
Chapitre I présentation de la région d’étude
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Grés gris clair à gris beige et blanc fin à moyen arrondi à subarrondi moyennement consolidé
siliceux à silico- quartzitique avec quelques intercalations d’Argile gris foncé à noire indurée
silteuse micacée.
· Cambrien:
Grés gris clair à gris beige à blanc fin à grossier et micro conglomératique à la base, arrondi à
subarrondi moyennement consolidé siliceux a silico quartzitique avec rares fines intercalations
d’argile indurée silteuse gris foncé à noire et micacée. Passées de Siltsone gris verdâtre.
Chapitre I présentation de la région d’étude
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Fig. I.4 : Stratigraphie synthétique de la structure de BAHAR EL HAMMAR
Chapitre I présentation de la région d’étude
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Chapitre I présentation de la région d’étude
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Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
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II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND :
II.1-LA GARNITURE :
La garniture de forage (Drill string) est également appelée "train de tiges ou train de sonde".
Elle assure la liaison entre l’outil de forage et la surface.
II.1.1-ses principaux rôles sont :
Permettre la rotation de l’outil pour détruire la roche
Guider et contrôler la trajectoire de l’outil
Mettre du poids sur l’outil
Permettre la circulation du fluide de forage
II.1.2-La garniture de forage est composée de :
Tige d’entraînement ou Kelly
Tiges de forage ou Drill Pipe
Tiges Lourdes au Heavy Weight Drill Pipe
Masses-Tiges ou Drill Collar
Accessoires tels que : Réductions, Aléseurs, Stabilisateurs les coulisse de forage (drilling jars)
La partie supérieure de la garniture travaille en traction tandis que la partie inférieure travaille en
compression pour appliquer le poids sur l’outil.
Les tiges lourdes, les masses-tiges, d'autres accessoires et le trépan constituent l'assemblage de
fond communément appelé BHA (Bottom Hole Assembly)
II.1.2.1-LES TIGES DE FORAGE
Fig. II.1 : Les tiges de forage
§ Description
Ce sont des tubes métalliques fabriqués selon les normes API. Elles sont constituées d'un corps
généralement uniforme et de 2 Tool-Joint de part et d'autre (1 Tool-Joint mâle ou PIN et 1 Tool-
Joint femelle ou BOX). Ces Tool-Joints sont filetés de manière à ce que les tiges soient vissées les
unes sur les autres pour former un train de tiges.
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
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Les tiges présentent à leurs extrémités un refoulement extérieur ou intérieur ou les deux. Elles sont
appelées External Upset (E U), Internal Upset (I U) ou Internal External Upset (IEU). Les
dimensions des Upsets sont celles des extrémités des tiges avant soudage des connexions.
II.1.2.2.LES TIGES LOURDES OU HEAVY WEIGHT : DPHW
Fig. II.2 : DPHW
§ Description
Les DPHW sont plus épaisses que les tiges simples. Elles se distinguent par :
- Tool Joint plus long : mâle 68.6 cm ; femelle 53.3 cm
- Un Upset central ou " coussin d'usure " de 61 cm pour les tiges de range II
- 2 Upsets centraux de 86.4 cm pour les tiges de range III
Ce sont des tiges conçues à travailler en compression. Elles sont placées juste au dessus des Drill
collars et sont des tiges de transition. Elles assurent une meilleure continuité mécanique entre ces
deux éléments de la garniture afin de diminuer les concentrations de contraintes. Celles-ci sont dûes
aux efforts de flexion alternée et des vibrations transversales au cours de la rotation de la garniture.
En forage horizontal, elles sont utilisées dans le drain et dans la partie courbe.
Les tiges lourdes 5’’ ont les mêmes dimensions que les tiges de forage 5’’ sauf une surépaisseur
centrale et des tool joints plus longs. Leur diamètre intérieur est de 3’’. Elles sont donc plus lourdes
et plus résistantes au flambage.
Les tiges lourdes 5’’ ont un poids nominal de 50 #
Dans les puits verticaux, les tiges Heavy Weight (6 à 7 longueurs) sont utilisées uniquement comme
tiges de transition.
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
Université kasdi merbah Page 14
Elles sont également utilisées dans les puits déviés comme tiges de transition en remplacement des
masses-tiges. De part leur résistance et leur flexibilité, elles permettent d’appliquer le poids sur
l’outil sans créer de flambage.
II.1.2.3.LES MASSES-TIGES OU DRILL COLLARS
Fig. II.3 : Les masses-tiges
§ Désignation
Ce sont des tubes d'aciers très épais, beaucoup plus lourds que les tiges de forage. Elles sont
destinées à être utilisées en compression pour appliquer du poids sur l'outil.
Les Drill Collars normalisés par l'API sont désignés par les lettres NC suivies de 4 chiffres.
Exemple NC 26-35
NC : numbered connection ou Connexion numérotée
26 : les 2 premiers chiffres représentent le diamètre en dixième de pouce du filetage mâle au point
de jauge. ( ØConnection = 2.6" )
35 : représente le diamètre extérieur en dixième de pouce de la masse tige
(OD = 3.5")
Certaines connections NC sont interchangeables avec les connections IF ou FH
II.1.2.4-Tige d’entraînement ou Kelly
Elle assure la liaison entre la table de rotation et la garniture de forage. Elle supporte également
la charge totale de la garniture. Ces principales fonctions sont :
relier la tête d’injection et la dernière tige de forage
Transmette la rotation au train de tiges
Permettre le mouvement longitudinal de la garniture en maintenant la rotation
conduire le fluide de forage de la tête d’injection à l’intérieur du train de tige
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
Université kasdi merbah Page 15
La tige d’entraînement peut être de section carrée ou hexagonale.
Fig. II.4 : hexagonale Fig. II.5 : carrée
II.1.2.5-LES COULISSES DE FORAGE (DRILLING JARS)
Nous n'aborderons dans ce paragraphe que les généralités sur les coulisses de forage. Ce sujet
sera traité entièrement dans le module Superviseur (M3).
II.1.2.5.1-PRINCIPE
Une coulisse de forage est un outil de fond intégré dans la garniture chaque fois que des
problèmes de coincement peuvent se manifester.
Elle permet de battre soit vers le haut, soit vers le bas ; les systèmes de battage peuvent être soit
mécaniques, soit hydrauliques.
.Battage vers le haut
Le déclenchement se fait en exerçant une traction vers le haut. A un moment donné, soit lorsque
la traction atteint une certaine limite (cas des coulisses mécaniques), soit après un certain temps
de temporisation (cas des coulisses hydrauliques), le joint de friction de la coulisse va se libérer
rapidement, occasionnant un choc violent du marteau sur l'enclume, le train de tiges réagit alors
comme un élastique et transmet l'onde de choc et les vibrations dans la garniture.
.Battage vers le bas
Il existe deux types de coulisses pour le battage vers le bas :
Ø Le système où les tiges sont mises en compression suivant le même-principe que pour le
battage vers le haut : soit à un poids donné, soit après un certain laps de temps, le
mécanisme de la coulisse se libère rapidement en délivrant un violent choc vers le bas.
Ø Le système "Bumper Sub" où le choc n'est obtenu que par la chute libre du poids selon la
course de la coulisse.
L'intensité des coups dépend de nombreux facteurs :
Ø la force initiale de traction ou compression
Ø la longueur de masse-tiges ou tiges lourdes au dessus de la coulisse
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
Université kasdi merbah Page 16
Ø la position de la coulisse dans le train de tiges
Ø la longueur de la course de la coulisse.
II.1.2.5.2-UTILISATION
L'emploi d'une coulisse de forage est systématiquement recommandé dans :
Ø tous les puits d'exploration (offshore ou onshore)
Ø tous les puits de forage dirigé
Ø les puits où il y a un risque de coincement en développement.
II.1.2.5.3-POSITIONNEMENT
Ø Les coulisses, suivant leur position dans le train de tiges, peuvent être descendues soit en
tension soit en compression (Voir recommandations du constructeur).
Ø Certains outils ne peuvent être utilisés qu'en tension, ce qui oblige à les placer très haut
dans le train de tiges, au détriment de l'efficacité de battage et avec des risques de
coincement accrus dus à la plus grande longueur des masse-tiges.
Ø Du fait que les coulisses ne peuvent pratiquement pas résoudre les coincements par
pression différentielle, mais par contre sont très efficaces en cas de coincement à l'outil ou
aux stabilisateurs, la meilleure position de la coulisse est en compression à une masse-tige
au dessus du dernier stabilisateur, surmontée d'autres masse-tiges et tiges lourdes.
Ø Dans les cas de puits difficiles risque de coincement à l'outil et en haut de l'assemblage de
fond on peut être amené à descendre une deuxième coulisse en haut des masse-tiges.
Pour éviter un double battage on règle le déclenchement à des tensions différentes, si les
modèles utilisés le permettent.
Les positions à éviter sont :
Ø aux nœuds, entre masse-tiges et tiges lourdes ou tiges, car l'effet de battage est
considérablement amorti.
Ø dans la zone du point neutre, ce qui entraînerait sa destruction rapide.
II.1.2.5.4-DIFFERENTS TYPES
De nombreuses coulisses sont disponibles sur le marché.
Parmi les coulisses de forage les plus utilisées on peut citer :
ü pour les coulisses mécaniques :
· L’EARTHQUAKER
· La DAILEY
ü pour les coulisses hydrauliques :
· La JARCO
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
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· La MASON
· La BOWEN
II.1.2.6.Vannes de sécurité :
La Kelly est munie des éléments suivants (de haut en bas):
Une vanne de sécurité Upper Kelly Valve ou Kelly Cock : Elle permet de fermer l’intérieur de la
garniture en cas de venue.
Une vanne inférieure manuelle, jouant le même rôle, empêche l’écoulement de la boue sur le
plancher pendant l’ajout de simple.
Un raccord d’usure ou Kelly Saver Sub (KSS) pour protéger le filetage de la Kelly.
II.1.2.7.Les stabilisateurs :
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".
Différents types de stabilisateurs sont disponibles, variant essentiellement par la conception de leurs
lames :
Ø lames soudées,
Ø lames intégrales,
Ø à chemise,
Ø à chemise non rotative.
Les lames sont : droites, spiralées à droite et spiralées à gauche.
Fig. II.6 : Les lames de stabilisateurs
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
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II.2- LA PHASE (6")
§ La boue de forage : KCL polymer
II.2.1-L’objectif de la phase
Il est programmé de traverser les réservoirs qui constituent l’objectif de ce prospect en
une seule phase. La phase 6’’ a pour but de forer les formations du Cambro ordovicien et
l’infra Cambrien et d’évaluer leur potentiel en hydrocarbure ainsi que les couvrir avec un liner
4½’’.
Le réservoir sera foré avec le minimum safty margin (7 bar - 100 Psi) pour réduire l'affaiblissement
de la formation avec des éventuelles pertes de boue. Pour ce fait une attention particulière doit être
prise durant le forage de cette section.
II.2.2-Les considérations principales pour cette section sont:
Ø Très faible avancement durant le forage des niveaux gréseuse du top Ordovicien (ROP<0.8
m/hr)
Ø Reaming important durant les manœuvres.
Ø Risque de perte partielle dans les micros fracture de l’ordovicien.
Ø Puits THN-1 (des pertes partielle en été enregistré de l’ordre de 0.5 à 2 m3 /h).
Ø Risque de formation des bouchons de fond.
Ø Risque de swabing en cas d’une manœuvre rapide de la garniture.
II.2.3.Préparation avant le forage :
Ø S’assurer, avant de démarrer la phase de la disponibilité d’une réserve suffisante de boue
KCL suivant le programme MI.
Ø L’utilisation de la baryte est proscrite dans cette phase. Utiliser une boue alourdie au CaCO3
afin d’éviter l’endommagement des réservoirs traversés.
Ø Faire calibrer les capteurs de Gaz ainsi que le chromatographe de l’unité de mud logging.
Ø S’assurer d’une réserve minimale de produits pour l’alourdissement de la boue en cas de
venue.
Ø Calibrer les outils 6" et vérifier les duses.
Ø S’assurer de la disponibilité des carottiers 4 ¾’’ pour les opérations de carottage.
Ø Vérifier le bon fonctionnement du TOTCO.
Ø Préparer la coulisse 4 ¾ " et s’assurer d’avoir sur chantier un jeu de stabilisateur 5 7/8" en
back up.
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
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Ø Prévoir des tiges 3 ½ " 13.5# G105 d’une longueur équivalente du trou à la cote finale
soit +/- 1500m.
II.2.4.Recommandations durant le forage :
Ø Forage des équipements du liner 7’’ avec un rr PDC.
Ø Continuer le forage de 1 à 2 m dans la formation jusqu’au le premier point de carottage.
Ø Descendre un 4 ¾’’ CBBL avec 02 sections, et couper une carotte de 18m.
Ø Forage du top Ordovicien avec TCI bit et rotary BHA. (Des faibles ROP ont été
enregistrés au Top Ordovicien en THN-1)
Ø Continuer le forage avec TCI bit et rotary BHA jusqu’au 2eme point de carottage.
Ø Travailler les endroits de tirage (attention au risque de coincement mécanique).
Ø Pendant les opérations de logging, surveiller le niveau statique du puits.
Ø En fonction des conditions du trou lors de la remontée et de la durée du logging, faire un
contrôle trou.
Ø Pendant les manœuvres s’assurer le remplissage du puits pour garder la pression de la colonne
hydrostatique.
Ø Minimiser les vitesses des manœuvres dans le découvert afin d’éviter le swab etsurge
(voir annexe)
Ø Une fois à TD, les réservoirs principaux seront évalués avec des opérations électriques.
II.2.5.Garniture de forage (ROTARY):
QTY DESCRIPTION OD (in) ID (in) CONNECTION
1 Bit (TCI) 6 - 3"½ REG Pin
1 N bit stabiliser 5 7/8 2.375 3’’½ REG B x 3½’’ IF Box
1 S DC (3m) 4 3/4 2.250 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
1 IB stabiliser 5 7/8 2.375 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
1 Drill collar 4 3/4 2.250 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
1 IB stabiliser 5 7/8 2.375 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
14 Drill collar 4 3/4 2.250 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
1 Drilling Jars 4 3/4 - 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
2 Drill collar 4 3/4 2.250 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
12 HWDP 3 ½″ 2.00 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
Xx D P G105 13.5# 3½″ - 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box
ü NB: A float valve to be set into the NBS
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
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String Stab must be integral oblique blades
ü NB: un moteur ou une turbine peut être programmé dans le cas ou les avancements avec une
BHA packed hole sont faibles.
II.3-Etude de la garniture de forage :
II.3. 1- La garniture en cours de forage
Pendant le forage, la garniture se subdivise en deux parties qui travaillent à deux actions
opposées :
Ø Une partie travaille en traction.
Ø Une partie en compression.
Ø Le point d’intersection entre ces deux parties s’appelle le point neutre.
Fig. II.7 : La garniture en cours de forage
II.3.2- La garniture pendant les manœuvre
Pendant la manœuvre la garniture est soumise à la traction.
§ La longueur des masses tiges :
Pour le forage d’un puits vertical la longueur des masses tiges est donnée par la formule suivante :
· Ks : coefficient de sécurité = 1.25
· PDC : Charge axiale WOB max
· qDC : la masse nominale des masses tiges [kg/m].
Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND
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· Ff : facteur de flottabilité.
II.3.3-Calculs Théoriques
A- Densité de la boue et coefficient de flottabilité:
Pour une boue de densité d, le coefficient de flottabilité K est
K = 1 – (d / 7.85)
B- Poids de la garniture de forage
WOH = Poids du Moufle + P (réelles garnitures) x K
Ou K est le coefficient de flottabilité de la boue
C- Overpull & Drag (Triage Et Pose)
OVERPULL & DRAG = WOH - CMPT WEIGHT
SI (WOH - CMPT WEIGHT) > O ------- OVERPULL
SI (WOH - CMPT WEIGHT) < O ------- DRAG
d- cmpt volume et volume +/-
CMPT VOLUME = volume acier de la garniture dans le puits
· En remontée de la garniture:
Vol +/- = |var cmpt vol| – |var sum 2|
· En descente de la garniture
Vol +/- = -|var cmpt vol| + |var sum2|
Si VOL +/- > O, il y’a une venue
Si VOL +/- < O, il y’a une perte de boue
Si VOL +/- = O, Condition normale
Chapitre III Les Outils de forage
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III. Les Outils de forage :
En raison de la grande variété de dureté des formations ainsi que celle des outils, il n’est
pas facile de choisir le meilleur outil pour le terrain que l’on traverse.
Dans les forages d’exploitation les terrains sont inconnus par contre dans les forages de
développement les formations sont connues. Pour une formation donnée plusieurs types
d’outils capables d’assurer un bon service.
Une étude comparative de la performance des outils et des paramètres d’utilisation des outils
(mécaniques : le type et la forme de l’outil, WOB, RPM ; et hydrauliques : le débit, la pression, la
nature de fluide de forage) effectués au cours des premiers forages permettra d’effectuer les autres
forages de développement dans les meilleures conditions de rapidité et d’économie. Le meilleur
outil étant celui qui permet d’obtenir le prix du mètre foré (Pm) le plus bas dans des bonnes
conditions techniques et de sécurité.
On utilise la formule suivante :
Pm= [Po+Ph× (Tr+Tm)]/m
Avec :
Po : prix de l’outil ;
Tm : temps de manœuvre ;
Tr : temps de rotation ;
M : nombre de mètres forés ;
Ph : le prix de location de l’appareil.
III.1- Les outils à molettes :
Les outils à molettes ont été introduits dans le forage rotary par H.R. HUGUES en 1909 : ils en
constituent aujourd’hui l’outil de base.
Il existe plusieurs types d’outils à molettes à dents en acier (Fig. V.1), notamment :
Ø Les bicônes (2 cônes)
Ø Les tricônes (3 cônes)
Ø Le tricône est le plus utilisé. Le bicône utilisé auparavant pour la déviation est aujourd’hui
peu utilisé.
III.1.1. Mode de travail d’un tricône :
L’efficacité d’un outil à molettes dépend de sa capacité à broyer la roche et à évacuer les
morceaux. Le tricône travaille par :
III. 1. 1.1-Percussion et pénétration :
Chapitre III Les Outils de forage
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De la dent dans la formation pour avoir un meilleur avancement il est donc logique que : plus
le terrain est tendre, plus la dent devra être grande. L’outil produit une série de petits cratères
résultant de la pression exercée par chaque dent sur le front de taille. La contrainte de compression
appliquée sur la formation induit une fracture
III. 1. 1.2-Arrachage
Du « copeau » de terrain par glissement de la molette sur elle-même (ripage). Ce « glissement»
devra être plus important en terrain tendre qu’en terrain dur.
Ces deux effets sont gouvernés par la géométrie des cônes (décalage angulaire et bombement).
Pour privilégier l’effet de ripage, la rotation du bicorne doit s’éloigner de façon significative d’une
rotation vraie (axes des cônes se joignant au centre et cônes « coniques »).
Pour balayer entièrement le « front de taille », il faut un décalage des rangées de dents (indenteurs
sur chaque molette (couverture complète du front de taille)
Description D’un Outil Tricône à dent acier à pastilles (insert)
Fig.III.1 : Outil Tricône
III.1.2-Principe général :
Chapitre III Les Outils de forage
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Plus le terrain à forer est tendre et plus la divergence des axes molettes (offset) est importante
Mais la forme de la denture et l’espacement des dents dans chaque rangée joue également un rôle
important. Plus les dents sont hautes et espacées et plus il est facile de dégager les éléments de
roche détruits par l’action des dents. En outre, le grand espacement des dents diminue le nombre
d’arêtes en contact avec le fond du trou et par conséquent, augmente la pénétration dans la roche.
Dans ces terrains, la divergence des axes aide à « déchirer » la roche et à rejeter les déblais hors
de la denture.
Pour un terrain dur et compact on n’a pas intérêt à obtenir pour chaque dent une pénétration
importante, qui pourrait provoquer, du fait de la grande résistance de la roche, des ruptures des
dents. On prévoit donc dans ce cas des molettes munies d’un grand nombre de dents, petites, peu
espacées
Dans certains extrêmement durs, il est impossible d’y faire pénétrer les dents d’un outil. Pour
forer ces terrains, on a supprimé les dents pour les remplacer par des pastilles de carbure de
tungstène emmanchées à la presse dans des alvéoles cylindriques ménagées dans les molettes.
Ce type d’outil travaille par percussion et surtout écrasement qui fracture la roche sans qu’il y
ait pénétration importante.
III.1.3- Différents types d’outils
III.1.3.1- A dents en acier :
Les outils à dent en acier sont généralement employés avec des vitesses de rotation
relativement élevées dans les formations de surface ou les outils en carbure de tungstène, avec leurs
avancements plus lents, sont peu économiques.
III.1.4- Classification
Trois classifications de formation, moyennes et dures sont associées aux types d’outil à dents en
acier correspondants.
§ Les outils pour formations tendres :
Sont caractérisés par leurs longues dents largement espacées. Ils pénètrent la formation et
maintiennent une vitesse d’avancement de forage élevée en raison de l’action d’écrasement et de
balayage produite par le profil de la molette et l’excentricité des cônes (offset).
La conception est basée sur un petit roulement, mais la structure agressive des éléments de coupe
assure des vitesses de pénétration élevées.
D’une façon générale, les poids sur l’outil sont faibles, alors que les vitesses de rotation sont
élevées.
Un renforcement des faces d’attaques des dents est recommandé pour améliorer la résistance à
l’usure et pour prolonger la vie des structures de coupe.
Chapitre III Les Outils de forage
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§ Formation Mi-dures (ou moyennes):
Afin d’être efficace dans une roche plus ferme, les outils pour formations moyennes ont des
dents plus courtes, plus nombreuses et plus rapprochées. Les dents plus courtes offrent plus de
résistance aux contraintes élevées qui sont un résultat direct d’un poids sur l’outil plus important
dans un environnement plus dur et plus abrasif. Le renforcement des faces d’attaques de la dent
augmente la résistance à l’usure, mais réduit la résistance de la dent à l’ébrèchement et à la cassure,
cet effet est du à la faible résistance à l’impact du renforcement par rapport à l’acier du corps de la
dent.
§ Les formations dures:
Exigent encore des dents plus courtes et plus étroitement rapprochées pour additionner les
forces nécessaires pour broyer la roche dure. Le renforcement des dents est réduit au minimum pour
empêcher la cassure, alors que le poids sur l’outil est élevé, alors que les vitesses de rotation sont
faibles. Ces conceptions permettent un temps de contact adéquat pour écraser la formation.
Le « rouler vrai » de l’outil du à la& réduction de l’excentricité des molettes (offset nul) réduit au
minimum l’usure par abrasion de la structure du coupe.
III.2-Les Outils à Eléments De Coupe Fixes
III.2.1-Introduction :
Les outils diamants ont fait leur apparition vers 1870 pour la recherche du charbon.
L’utilisation du diamant s’est étendue au forage pétrolier vers 1930 (carottage). En Europe, les
trépans diamantés sont apparus vers 1953.
Le diamant (carbone cristallisé) est le matériau le plus dur que l’on connaisse parmi les
minéraux. Sa résistance à l’écrasement est de l’ordre de 80.000 bar (carbure de tungstène : 50.000
bar ; acier C. 45 : 15.000 bar).
C’est la substance la plus résistante à l’usure (10 fois plus que le carbure de tungstène). Il a le
plus faible coefficient de friction (le diamant est plus glissant que le téflon). C’est le meilleur
conducteur de chaleur.
Le diamant a un coefficient de dilatation très faible. Ce faible pouvoir de dilatation pose des
problèmes lorsqu’il est associé à d’autres matériaux (voir stabilité thermique des PDC).
Son point de fusion est très élevé (3650°), mais il se transforme superficiellement en graphite
vers 1450°.
Le diamant se mesure en « poids » dont l’unité est le CARAT (1 carat = 0.2 gramme).
Pour les outils de forage, la taille des pierres se mesure en nombre de pierres par carat et varie
généralement entre 2 et 15 pierres au carat.
III.2.2-Types des diamants utilisés :
Chapitre III Les Outils de forage
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Deux catégories de diamants sont utilisé par les fabricants d’outils : les diamants naturels et les
diamants synthétiques.
III.2.1.1-Les diamants naturels industriels :
§ Structure du diamant :
La structure cristalline du diamant est sa caractéristique la plus importante, puisque c’est cette
propriété qui est responsable de sa dureté, de sa forme, de son clivage et autres propriétés. Les trois
structures cristallines majeures pour les diamants industriels sont :
Ø Le cube (6 faces carrées, chaque face croise un axe cristallographique et est parallèle aux
deux autres).
Ø L’octaèdre (8 faces triangulaires équilatérales).
Ø Le dodécaèdre (12 faces en forme de losange), appelé aussi « rhombic dodecahedron ».
III.2.1.2-Diamants synthétiques
En 1971, General Electric a réussi à faire la synthèse du diamant en laboratoire à partir d’un
mélange de graphite, de nickel et de cobalt soumis à des conditions de pression et de température
très élevées (100 000 bar et 1500 °C). Cette découverte a permis à l’industrie des diamants de faire
un énorme pas en avant.
Il a fallu cependant attendre la fin des années 70 et l’avènement des matériaux polycristallins
artificiels (les diamants obtenus par synthèse sont monocristallins et minuscules ; pour cette raison,
dans un deuxième temps, ils sont agglomérés pour former un ensemble polycristallin) pour aboutir à
une véritable révolution dans le domaine des forages pétroliers.
Actuellement, deux produits polycristallins sont utilisés :
§ Les PDC (polycristalline Diamond Compact) :
Diamant synthétique basse température.
Le PDC dont le plus connu est le Stratapax de General Electric, se présente en général sous la
forme d’une fine lamelle de diamant synthétique (épaisseur : 0,5 mm) avec des impuretés de cobalt,
placée sur un substrat de carbure de tungstène.
La couche de diamant est constituée de petits cristaux qui se sont développés dans des directions
aléatoires (structure comparable à celle du carbonado). Le cobalt, utilisé pour catalyser la synthèse,
sert également de liant entre les cristaux. Cette structure polycristalline confère au diamant
synthétique une résistance à la compression (pas de plans de clivage) et à l’usure plus élevée que
celle du diamant naturel de qualité standard.
La couche de diamant s’use par micro-écaillage et par graphitisation, causés par les températures
très élevées qui se développent au contact avec la formation forée, ce qui entraîne un auto-affûtage
du PDC qui maintient l’efficacité de l’arête de coupe. Les performances du taillant seront donc peu
Chapitre III Les Outils de forage
Université kasdi merbah Page 28
ou pas diminuées au cours de la vie de l’outil, tant que la surface de contact avec la formation située
derrière le PDC reste dans des proportions raisonnables et que la roche n’est pas trop dure.
Cependant, les coefficients de dilatation thermique du liant et du diamant sont très différents
(coefficient du liant beaucoup plus élevé). A partir de 400 °C, la dilatation différentielle des
différents constituants commence à produire des ruptures de liaisons entre cristaux et le PDC perd
progressivement sa résistance, la structure n’est plus stable aux environs de 750 °C. Il est donc
essentiel de maintenir le PDC à une température la plus faible possible.
Les premiers compacts à être synthétisés avaient un diamètre de 8 mm, actuellement on sait
fabriquer des compacts de 2 pouces et plus. Les diamètres les plus couramment utilisés sont 13 mm,
19 mm et 24 mm. Les compacts peuvent être brasés sur le corps de l’outil ou peuvent être fixés sur
des supports (crampons) cylindriques de carbure de tungstène emmanches en force a froid dans le
corps de l’outil.
§ Les TSP (Thermally Stable polycristalline):
Diamante synthétique haute température appelé aussi TSP (thermally stable diamond).
Pour pallier à l’instabilité thermique des PDC, et pour trouver une solution à une raréfaction
préoccupante en Carbonado, General Electric a mis au point un diamant synthétique ou le
catalyseur est éliminé par acidification. Le produit obtenu est stable jusqu’à des températures de
l’ordre de 1200 °C. Cependant l’élimination du cobalt fait qu’il n’est pas possible de fixer le
diamant obtenu sur un support quelconque. Le TSP devra donc être maintenu en place
mécaniquement comme le diamant naturel.
Il existe un autre procédé de fabrication ou le cobalt et le nickel sont remplacés par du silicium.
Le produit obtenu est encore plus stable du point de vue thermique, mais comme dans le cas
précédant, il ne peut pas être fixé sur un support.
Les TSP n’atteignent pas la résistance aux chocs ni la résistance à l’abrasion des carbonado car
ils sont beaucoup plus poreux et contiennent toujours des traces de liants et catalyseurs qui
induisent des graphitisations à températures élevées (roches dures et applications turbine).
Les TSP sont disponibles sous plusieurs formes :
Ø Triangulaire dont les tailles standard sont de 3 à 1 pierres par carat. Il est utilisé pour
forer des formations moyennement dures à dures mais non abrasives (Argilites,
dolomies et calcaires) dans lesquelles la forme pointue permet de pénétrer mieux.
Ø Disque dont la taille est de l’ordre d’une pierre par carat. Il est utilisé pour forer le
même type de formation mais est plus performant dans les situations où une plus
grande résistance à l’usure et au choc est demandée. Cette forme permet d’avoir une
Chapitre III Les Outils de forage
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vitesse d’avancement et une durée de vie plus élevées dans des formations dures et
abrasives ou fracturées.
Les TSP peuvent être regroupés pour former des structures en mosaïque de la dimension des
PDC. Cette structure a permis d’augmenter la vitesse d’avancement et d’allonger la durée de vie de
l’outil dans des formations tendres, abrasives et dans les intercalations d’argiles et de roche plus
dures, la où les PDC n’étaient pas rentables ; de telles structures sont actuellement concurrencées
par l’apparition de PDC à table diamantées très épaisses.
Le TSP présente de nombreux avantages sur les autres types de diamant :
Ø Il résiste mieux à la température que le PDC.
Ø Sa petite taille comparée aux PDC permet une meilleure répartition des diamants sur
la face d’attaque et autorise des designs à concentration diamantée plus forte.
Ø Grâce à sa structure poly cristalline, il résiste mieux au choc que le diamant naturel (à
l’exception du carbonado qui est également polycristallin).
Ø Son usure irrégulière produit des faces tranchantes alors que le diamant naturel
s’émousse. De ce fait, les performances des TSP diminuent peu au cours de la vie de
l’outil.
En définitive, le TSP permet de combler le vide qui existe entre les applications type PDC et
diamant naturel.
§ Mode de travail des outils PDC :
- Actions de coupe :
Nous avons vu dans le chapitre concernant les outils à molettes que ceux-ci forent en écrasant
et en éclatant la roche avec du poids élevé sur l’outil. La charge de compression verticale provoque
l’éclatement de la roche approximativement sur un plan à 40° de l’horizontal.
En revanche les outils PDC forent en coupant la formation par cisaillement, pareillement à
l’action de coupe d’un outil de tour.
Les outils diamant naturels, bien que classés comme outils de coupe le PDC, forent avec une
action de meulage et ne cisaillent pas la formation.
L’action de coupe des outils joue un rôle clé dans l’énergie nécessaire pour forer une formation
donnée. Cette caractéristique est généralement présentée en terme ‘d’énergie spécifique’ qui est
définie comme l’énergie exigée pour couper un volume unitaire de formation. Un outil qui brise la
roche directement par cisaillement plutôt que d’utiliser la charge compressive, dépense une énergie
spécifique inférieure. Ce qui donne au PDC l’action de coupe la plus efficace. En règle générale la
résistance au cisaillement est approximativement la moitié de la résistance compressive.
- Auto-affûtage du cutter PDC :
Chapitre III Les Outils de forage
Université kasdi merbah Page 30
Pour garder l’efficacité de l’énergie du mécanisme de cisaillement à un niveau élevé, il est
essentiel que les bords des éléments de coupe du PDC restent tranchants. Comme la dent s’use et
développe un méplat, l’énergie spécifique du système de coupe augmente autant que le poids qui est
exigé pour maintenir une profondeur constante de coupe.
Les taillants PDC maintiennent un bord tranchant pendant qu’ils s’usent parce que le carbure du
tungstène qui est directement derrière la couche de diamant s’use plus rapidement que le diamant du
polycrystalline, du à sa résistance à l’abrasion plus faible. Cela a pour résultat la formation d’une
lèvre de diamant qui reste tranchant durant la vie du PDC.
Contrairement à cela, les diamants sur un outil diamant naturel s’émoussent avec l’usage, prenant
une apparence lisse et polie. De même, les dents sur un outil à molette produisent une usure
similaire. Cela résulte en un mécanisme de coupe qui devient moins efficace lorsque l’outil fore.
Par conséquent, les outils à molette et outil diamant tendent à forer à une vitesse d’avancement
inférieure lorsqu’ils s’usent, tandis que les outils PDC maintiennent une vitesse d’avancement plus
élevée dans l’intervalle totale foré.
Fig.III.2 : Mode de travail des outils PDC
III.2.1.3-Les outils diamant naturel :
· Fabrication :
Il n’y a pas de « série » et la fabrication est « artisanale » (Fig. V.4).
Principe de fabrication :
Ø On procède d’abord à la fabrication au tour du moule en graphite.
Ø A l’intérieur de ce moule), on trace la position de chaque diamant et des lignes d’eau
(canaux d’irrigation).
Ø Chaque emplacement de diamant est creusé à l’aide d’une petite fraise.
Ø Les canaux d’irrigation appelés aussi lignes d’eau sont représentés en relief dans le moule
par des pierres en graphite ou en sable.
On procède ensuite à la mise en place des diamants, un par un, dans chaque logement, où
ils sont maintenus en place par une légère couche de colle.
Chapitre III Les Outils de forage
Université kasdi merbah Page 31
Ø Après mise en place d’une monture en acier (steel blank), le moule est rempli de carbure de
tungstène (dont le point de fusion est de 3600 °C) auquel on ajoute un « liant » à base de
cuivre et de nickel dont la composition reste le secret de chaque fabricant.
Ø Le point de fusion du liant se situe entre 400 °C et 1400 °C selon sa composition et varie
selon la dureté de la matrice que l’on veut obtenir.
Ø Après mise en place de la monture en acier et compression de la poudre de carbure de
tungstène, l’ensemble est placé dans un four à induction. Sous l’action de la chaleur le liant
devenu liquide pénètre parfaitement entre les grains de carbure et autour des diamants. Puis
en se refroidissant, l’ensemble se solidifie.
Ø On ajoute un raccord fileté API en acier au carbone (API) sur la monture en acier qui elle est
en acier doux (pour éviter la trempe et la carburation dans le moule en graphite lors du
passage au four) le raccordement se fait par filetage et soudure.
- Un autre type de fabrication existe également : les diamants imprégnés
Pour l’imprégnation, on utilise des diamants de très petite taille (150 pierres par carat, ce
qui correspond à un diamètre de l’ordre de 0.8 mm).
- L’imprégnation se fait :
Ø Soit dans la masse de la matrice sur une épaisseur de l’ordre du cm. Au fond du moule, on
place un mélange de diamants et de poudre servant à la fabrication de la matrice et
l’ensemble est passé au four.
Ø Soit l’on fabrique des segments de carbure de tungstène imprégnés de diamants. Ces
segments sont soit brasés, soit emmanches en force dans le corps de l’outil.
Ces outils sont utilisés pour forer des formations très dures et abrasives ou pour augmenter la
durée de vie de l’outil en tant qu’élément de renfort derrière les PDC (outils hybrides). Au fur et à
mesure de l’usure de la matrice, les diamants exposés se déchaussent et de nouveaux taillants
apparaissent.
Fig.III.3 : outils diamant naturel
Chapitre III Les Outils de forage
Université kasdi merbah Page 32
Fig.III.4 : Description D’un Outil diamant naturel
· Différents types :
Comme pour les outils à molettes il existe de nombreux types d’outils. Il faut se rappeler qu’un
outil est défini par :
ü Le nombre de « carats » que contient l’outil,
ü Le nombre de « pierres au carat » qui définit la taille des pierres.
Ø Grosses pierres : 1 à 4 au carat.
Ø Petites pierres : plus de 6 au carat.
ü La disposition et l’exposition des pierres.
Il est évident que les outils pour :
Chapitre III Les Outils de forage
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ü Terrains tendres auront :
Ø Des grosses pierres
Ø Une exposition plus grande (jusqu’à 45% de la pierre).
ü Terrains dures
Ø Petites pierres
Ø Très faible exposition
III.3- Amélioration de la stabilité de l’outil :
Les vibrations de fond peuvent être extrêmement nuisibles à la performance de l’outil, en
particulier dans les formations plus dures. Les vibrations peuvent causer des chocs importants sur
les taillants PDC qui souvent induisent un ébrèchement, un morcellement et une réduction de la
durée de vie du taillant. L’usure accélérée même seulement de quelques taillant dans les régions
critiques d’un outil peut réduire grandement la durée de vie de l’ensemble des taillants.
Deux types distincts de vibration peuvent être considérés :
ü Vibration latérale.
ü Vibration axiale.
§ Vibration latérale :
Plus connu sous le nom « bit whirl », la vibration latérale est le mouvement périodique oblique
de l’outil dans un plan X-Y. Le « bit whirl » est un phénomène spécifique qui se produit quand les
forces dynamiques de fond déplacent le centre instantané de rotation de l’outil de son centre
géométrique. Quand un outil PDC se met à vibrer latéralement, il coupe un modèle de fond de trou
caractérisé par une empreinte multi-lobes à l’inverse des cercles concentriques engendrés par un
outil travaillant dans les bonnes conditions de forage.
Fig.III.5 : Empreinte laissée lors de Fig.III.6 : Empreinte laissée par un PDC
Vibration latérale travaillant correctement
Chapitre III Les Outils de forage
Université kasdi merbah Page 34
Quand un taillant PDC accroche individuellement la formation, le centre de rotation instantané
de l’outil est déplacé au point de contact taillant/formation qui à son tour crée un mouvement
tourbillonnant qui transmet l’impact des taillants PDC sur le cote opposé du centre de rotation. Les
dommages induits du tourbillonnement de l’arrière les taillants.
Dans la technologie des outils hybrides, les taillant PDC sont protégés par les éléments de
diamants imprégnés situés derrière eux. Un outil hybride fore mieux qu’un PDC conventionnel
parce que les « imprégnés » agissent pour stabiliser l’outil au fond du trou et atténuer sa tendance à
vibrer latéralement. De plus, parce que chaque imprégné est situé en arrière et séparément du
principal taillant PDC, l’imprégné est positionné de manière à accepter le choc de chaque impact
arrière laissant le taillant PDC intact.
La capacité d’un outil PDC hybride à contrôler les vibrations latérales a été démontré sur les
champs d’application par la comparaison des performances réalisées, ainsi que par les essais
réalisés en laboratoire.
§ Contrôle du torque :
Pour minimiser les effets du torque sur la résistance à l’usure de l’outil, les fabricants des
outils PDC hybrides s’arrangent pour placer chaque imprégné à une distance précise de la pointe du
taillant PDC qu’il protège. Cet emplacement produit un plus grand degré du contrôle du torque que
sur un outil PDC conventionnel.
Au dessus d’un niveau de vitesse de pénétration, les imprégnés servent de contrôleur de
pénétration. En effet, pour une formation donnée, le torque est principalement fonction du poids sur
l’outil et de la profondeur de coupe. En limitant la pénétration, les imprégnés situés à l’arrière du
taillant PDC servent ainsi à éliminer les pics de torques élevés souvent rencontrés dans les
formations dures et non-homogènes.
Le contrôle du torque est particulièrement important dans les applications de forage directionnel
avec moteur PDM (positive displacement motor). Si le torque généré par l’outil PDC excède le
torque maximum fixé pour le PDM, le moteur calera, ce qui à son tour accroît le torque réactif dans
la BHA lequel peut entraîner la perte de l’angle du « tool face » et causer du retard dans le forage.
Une alternative pour résoudre les problèmes de torque élevé est d’utiliser un outil PDC moins
agressif qui produit un changement donné de poids sur l’outil, cependant cet approche permet
d’obtenir un torque maximum plus bas mais en sacrifiant la vitesse d’avancement. Les outils PDC
hybrides permettent de résoudre ce problème en maintenant l’efficacité des paramètres
opérationnels en réduisant les pics de torque.
§ Amélioration de la protection du diamètre :
Chapitre III Les Outils de forage
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Les imprégnés produisent un moyen de protection supplémentaire des surfaces critiques du
diamètre de l’outil. Les applications de forage directionnel au moteur « steer able » peuvent
transmettre des charges latérales considérables sur un outil et exposer les « gauge cutters » à des
dégâts par impact. Les imprégnés produisent une mesure supplémentaire de protection en
maintenant une capacité effective de coupe aux sections du diamètre.
III.4- L’usure des outils
La détermination de l’usure des outils est une opération difficile, elle peut varier d’une
personne à l’autre. Cependant, une détermination précise et objective est très importante car elle
servira à :
Ø Sélectionner l’outil le mieux adapté au type de formation à forer.
Ø Optimiser les conditions de forage (paramètres de forage, garniture, reprise du fond, temps
de rotation, etc.).
Ø Obtenir le prix de revient du mètre foré le plus faible.
Ø Améliorer la conception des outils.
§ La détermination de l’usure se fait en considérant :
Les structures de coupe.
Ø Les roulements.
Ø Le diamètre de l’outil.
Ø Elle sera grandement facilitée en comparant l’outil à évaluer avec u outil neuf.
L’ancienne façon de rendre compte de l’usure de l’outil ne considérait que l’usure globale des
élément de coupe, l’état des roulements et le diamètre de l’outil. La façon actuellement utilisée
introduite en 1987 est plus complète. Elle s’applique aussi bien aux outils à molettes (dents et
picots) qu’aux outils diamants (naturels, PDC, TSP).
8 colonnes d’information sont utilisées pour rapporter l’usure de l’outil. Les 4 premières
colonnes concernent les structures de coupe.
Tableau. III.1. Les 8 colonnes d’information qui utilisées pour rapporter l’usure de l’outil
Structure de coupe B G Remarques
Rangées intérieures
Rangées extérieures
Caractéristique de l’usure
localisation Roulements /étanchéités
Calibrage en 1/16
in
Autres caractéristiques
Raison de la
remontée
Chiffre de 0 à 8
Chiffre de 0 à 8 Voir tab III.2
Voir tab
III.3
Chiffre ou lettre
Lettre ou
chiffre Voir tab III.2
Voir tab III.4
§ La première colonne :
Chapitre III Les Outils de forage
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Indique par un chiffre de 0 à 8 l’usure des éléments de coupe des rangées intérieures (soit les 2/3
intérieures des éléments de coupe).
Pour les outils à dents en acier, 0 indique qu‘il n’y a pas de perte de hauteur des dents et 8
indique qu’il y a une perte totale de hauteur (Fig. V.6)
Fig. III.7 : Codification de l’usure des dentes
Pour les outils à picots, la perte, la rupture et l’usure des picots sont prises en compte. 0 indique
qu’il n’y a pas de perte des éléments de coupe et 8 indique une perte totale.
Pour les outils diamant, le chiffre indique la perte de hauteur du taillant (0 = le taillant n’a pas
perdu de hauteur, 8 = perte totale de la hauteur disponible de taille).
Les éléments de coupe ne s’usent pas nécessairement de façon uniforme, l’usure devra être la
moyenne des valeurs mesurées sur plusieurs éléments.
§ La deuxième colonne (rangées extérieures) :
Indique, également par un chiffre de 0 à 8, l’usure des éléments de coupe de rangées extérieures
(soit les 1/3 extérieures des éléments de coupe).
§ La troisième colonne (caractéristique de l’usure) :
Utilise un code à 2 lettres pour indiquer la caractéristique principale de l’usure des structures de
coupe.
Tableau.III.2.Caractéristique de l’usure des structures de coupe
code explication
BC
BT
BU
CC*
CD*
CI
CR
Rupture de cône
Rupture de dents/élément de coupe
Outil bloqué (bourrage)
cône fissuré
cône bloqué
Interférence entre cônes
Outil torée
Chapitre III Les Outils de forage
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§ La quatrième chiffre (localisation) : utilise une lettre ou un chiffre (tableauIII.3.) pour
indiquer l’emplacement de l’usure reportée dans la 3e colonne.
Tableau.III.3 : Localisation de l’usure des structures de coupe
Outils à éléments de coup fixes
outils tricônes
C : cone
N : face
T : flanc
S : épaulement
G : diamètre
A : tout la surface /rangées
M : ragées intermédiaires
N : rangées du nez cône n° 1
M : rangée intermédiaire 2
H : rangées arrières 3
A : toutes les rangées
CT
ER
FC
HC
JD
LC*
LN
LT
OC
PB
PN
RG
RO
SD
SS
TR
WO
WT
NO
Dents/éléments de coupe écaillés
Erosion
Dents aplaties
Echauffement
Endommagement par de la ferraille
Perte de cône
Perte de Duse
Perte de dents/éléments de coupe
Usure excentrique
Outil pincé
Duse bouchée
Usure périphérique
Joint d’étanchéité endommagé
Endommagement du bras
Usure avec auto - affûtage
Usure entre les dents
Outil sifflé
Dents usées (SS/FC)
Sans usure
N
C
T
S
G
Chapitre III Les Outils de forage
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§ La cinquième colonne (roulements, étanchéité) :
Utilise une lettre ou un chiffre (suivant le type de roulement) pour indiquer l’état des
roulements.
Pour les roulements non étanches, une échelle de 0 à 8 permet de reporter le pourcentage de
durée de vie utilisé : 0 indique que le % de durée de vie utilisé est 0 (roulements neufs), 8
indique que le % de durée de vie utilisé est 100 (cône bloqué ou perdu). Cette estimation est
difficile car subjective.
Pour les roulements étanches, une lettre est utilisée pour indiquer l’état de l’étanchéité :
· E : indique que l’étanchéité est en état.
· F : indique que l’étanchéité est hors d’état.
· N : est utilisé quand il n’est pas possible de déterminer l’état de l’étanchéité.
· X : est utilisé pour les outils sans roulements (diamant, PDC, etc.).
§ La sixième colonne (calibrage en 1/16 de pouce) :
Indique la perte de diamètre :
· I : indique qu’il n’y a pas de perte de diamètre.
Si l’outil a perdu en diamètre, la valeur est indique en 1/16 de pouce. Il y a deux façons de
déterminer cette perte de diamètre :
Ø La règle de la 2/3. la perte de diamètre est obtenue en multipliant par 2/3 la distance mesurée
entre le calibre et le 3e cône, le calibre étant en contact avec les points les plus extérieures
des deux cônes.
Ø L’autre façon (moins précise) consiste à mesurer la distance entre le bord d’un cône tout en
maintenant le calibre à égale distance entre les 3 cônes et à multiplier la valeur obtenue par
2.
Pour les outils tricônes, il préférable d’utiliser la règle des 2/3.
La détermination précise de la perte de diamètre est importante : elle permet de savoir s’il sera
nécessaire de reforer avec l’outil suivant pour atteindre le fond. Ce facteur doit être pris en compte
pour la sélection de l’outil à descendre.
§ La septième colonne (autres caractéristiques) :
Est utilisée pour reporter toutes usures supplémentaires, en complément de celle reportée dans
la colonne 3. Cette colonne ne se limite pas uniquement aux structures de coupe. Elle utilise les
mêmes codes due la colonne 3.
§ La huitième colonne (raison de la remontée) :
Chapitre III Les Outils de forage
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Indique la cause da la remontée de l’outil. Le tableau suivant donne les différents codes
possibles (Tableau. V.4.).
.
Tableau.III.4. Code utilisé pour la raison de remontée de l’outil
L’IADC fournit deux petits guides avec des photos des caractéristiques d’usure et des
exemples de détermination.
code explication
BHA
DMF
DSF
DST
DTF
LOG
RIG
CM
CP
DP
FM
HP
HR
PP
PR
TD
TQ
TW
WC
WO
Changement BHA
Panne moteur de fond
Problème de garniture
Drill stem test
Problème outil de fond
Diagraphies électriques
Réparation appareil de forage
Reconditionnement de la boue
Début de carottage
Forage d’un bouchon
Changement de formation
Problème de forage
Nombre d’heurs
Pression à la pompe
Vitesse d’avancement
Profondeur finale /pose d’un tubage
Couple
Dévissage garniture
Problème météorologique
Sifflage garniture
Chapitre III Les Outils de forage
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Fig. V.8. BC : Rupture de cône Fig. V.9. BT : Rupture de dents/élément De coupe
Fig. V.10.BU : Outil bloqué (bourrage) Fig. V.11. CC : cône fissuré
Chapitre III Les Outils de forage
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Fig. V.12. FC : Dents aplaties Fig. V.13. LC : Perte de cône
Fig. V.14. SS : Usure avec auto - affûtage Fig. V.15. WT : Dents usées
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
Université kasdi merbah Page 43
IV -Les paramètres de forage
On appelle paramètres de forage les différents facteurs qui conditionnent la vitesse
d'avancement d'un outil de forage.
Ils peuvent être classés en deux catégories :
Ø Les paramètres mécaniques
Ø Les paramètres hydrauliques
IV.1-Les paramètres mécaniques :
Les terrains traversés présentent une grande variété de dureté. Les avancements peuvent
varier de 80 mètres/heure à quelques dizaines de centimètres par heure. Il est évident que pour
forer des roches de différentes duretés on utilise des outils bien spécifiques selon la nature
géologique.
IV .1.1-Poids sur l'outil :
A une vitesse de rotation constante, l’augmentation du poids sur l'outil contribue une
augmentation de la vitesse d'avancement, à peu prés en proportion directe si le débit de Circulation
est suffisant.
Le poids sur l’outil(WOB) c’est un paramètre calculer selon un principe physique, prenons on
considération le poids de la garniture libre(WOHL) et le poids de la garniture durant le
forage(WOHF).
WOB= WOHL - WOHF
La charge de touts la garniture est supportée par le corps du cône qui s’applique contre la
formation et il en résulte une diminution de la vie de l’outil. Cette charge est d’autant plus
importante dans les terrains de plus en plus durs.
le range maximale et minimale du poids sur l’outil (WOB) est limité par le constricteur.
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
Université kasdi merbah Page 44
(WOHL) (WOHf)
Fig. IV.1 :¨poids sur l’outil
IV .1.2-Vitesse de rotation :
La vitesse de rotation (RPM) c’est un paramètre physique qui indique le nombre de tour de la
table dans le rig-floor par minute, identifié a l’aide d’un capteur
Fig. IV.2 : Capteur de fréquence SPM RPM.
80 T
80 T
20 T
Point neutre
Poids sur l’outil
100 T
100 T
100 T100 T
100 T
100 T
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
Université kasdi merbah Page 45
La vitesse de rotation croît en fonction de la dureté de la formation et le paramètre torque.
Et peut être limitée également par Les vibration qui affect la garniture de forage (phénomène de
résonance qui peut être la cause de fatigues et de ruptures)
Fig. IV.3 : placement de capteur a la table de rotation
IV .1.3-torque :
C’est un paramètre physique enregistré au cour du forage par un capteur, a vrai dire le torque
et la force opposite de la rotation touts dépend aussi de la nature géologique des roche traversés
comme le poids, le couple en surface n'est pas transmis intégralement sur l'outil de forage, mais la
mesure de surface est la seule possible actuellement.
Un capteur à effet Hall est installé autour du conducteur d’amenée du courant (mesure de la
consommation de courant électrique par le moteur de la table de rotation).
Le torque indique :
Ø l'état de l'outil et surtout de ses roulements
Ø les changements de lithologie
Ø molette coincée
Ø éboulement sur l'outil
Ø transmission du couple lors d'un back-off
Ø tentative de décoincement
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
Université kasdi merbah Page 46
Fig. IV.4 : Capteur de fréquence torque
IV .2-Paramètres hydrauliques :
IV.2.1-Débit FLOW IN :
c’est un volume de boue diverse par les pompes de forage a travers le stand pipe et le drill string
à l’intérieur du trou de forage.
La quantification du débit est baser sur le débit unitaire de des pompes(POP)
Calcul du débit unitaire:
Volume d’un cylindre de diamètre D (chemise) et de hauteur H (course)
POP= ¶ x D2 / 4 x H
Débit unitaire = 3 x V (3 pistons)
Et le nombre de coup par minute contribue par les pompes(SPM), le SPM il est enregistré a l’aide
d’un capteur de fréquence similaire a celle de la rotation
L’unité de débit est le L/mn
Les pompes de forage sont caractérisées par:
Ø Le nombre de pistons (02 duplex, 03 triplex)
Ø Le diamètre de la chemise (piston)
Ø La Course (10 ‘’ ou 12’’)
Ø Le débit unitaire et son efficacité
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
Université kasdi merbah Page 47
Fig. IV.5 : placement de capteur dans les pompes
Tableau. IV.1. Débit unitaire / Chemisage des pompes
Diamétre des pistons
Débit unitaire
Litre/ coup Efficacité % Débit réel
6’’ 1/2 19.57 97 18.98
6’’ 16.68 97 16.17
5’’ 1/2 14.01 97 13.59
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
Université kasdi merbah Page 48
IV.2.1.1-Procédure pour le comptage de l’efficacité des pompes
- On pompe à partir d’un bac actif environ 250 (à 300) coups de pompes et
Le retour dans un autre bac
On mesure la variation de volume en centimètre dans le bac actif
duquel on a pompé
Connaissant le volume unitaire de la pompe (exemple 19.57 l/ coup)
et le volume linéaire du bac actif
Alors
250 x 19.57 ---------à 100 %
X = Var Vol actif x 100 / 250 x 19.57 (%)
Var Vol actif -------à X
IV.2.1.2-Notion de pertes de charge :
§ Définition :
C’est la résistance à l’écoulement des fluides Les pertes de charge dépendent:
Ø de l’écoulement
Ø du circuit
Ø du fluide
Elles sont essentiellement dues aux frottements fluides avec fluide et fluide avec parois, il faut
noter aussi qu’En l’absence d’écoulement les pertes de charge sont nulles.
§ Les pertes de charge dépendent:
Ø du débit
Ø de la longueur du circuit
Ø du diamètre du circuit
Ø de la densité et la rhéologie du fluide
§ Elles sont données par la formule approchée:
Pc = K x (d x L x Q2) / D5
- K : Constante
- d : densité du fluide
- L : longueur du circuit
- Q : débit dans le circuit
- D : diamètre du circuit
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
Université kasdi merbah Page 49
IV.2.1.3-Choix des duses et débit de forage pour l’outil :
Les duses de l’outil doivent être choisies dans une simulation hydraulique de façon à transmettre
le maximum de puissance pour l’outil. L’idéal est d’avoir le HHP ~ 65 %.Selon la disponibilité des
duses sur chantier, choisir le maximum de HHP pour l’outil
IV.2.2 -Notion de pression
IV.2.2 .1 -Pression hydrostatique :
Ph = h x d / 10.2 (bar)
- h est la hauteur de fluide (m)
- d est la densité (kg/l)
IV.2.2.2-Pression exercée sur le fond d’un puits :
P fond = Ph + Pc annulaire
Ou :
- Ph est la pression hydrostatique
- Pc annulaire = pertes de charge annulaire
IV.2.2.3-A l’état statique: (pas de circulation)
Pfond = Ph (pc annulaires = 0)
- En circulation:
Pfond = Ph + Pc annulaires > Ph
Pc annulaires #
IV.2.2.4-Pression de pore et de fracturation (Ppore) / (Pfrac) :
§ Chaque formation est caractérisée par:
1/ La pression de pore
2/ la pression de fracturation
La pression de pore d’une formation est la pression de l’effluent qu’elle contient, La pression de
fracturation est déterminée par un leak off test, c’est la pression à exercer sur la formation jusqu’à
initier l’injection du fluide dans la formation cette pression est la pression admissible qu’on ne doit pas
atteindre
§ Densité équivalente:
C’est la densité correspondant à la pression exercée sur le fond du puits
En statique (pas de circulation): d eq = d (densité de la boue)
En dynamique (avec circulation) d eq = ECD ( densité équivalente en circulation)
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
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§ Densité requise:
C’est la densité nécessaire pour équilibrer la pression de pore de la formation
§ Surge & Swab
En manœuvre:
A/ Remontée
Pfond = Ph – Depression
B/ Descente
Pfond = Ph + Surpression
IV.2.2 .5-La dépression et la surpression dépendent:
Ø la profondeur
Ø la taille de l’espace annulaire BHA / trou
Ø la rhéologie de la boue
Ø la vitesse de remontée ou descente
La boue doit être alourdie afin d’avoir une marge de sécurité h = Ppore + S (ou S est la marge
de sécurité)
La pression de la boue est mesurée à l'aide de capteurs sur le manifold de plancher pour
obtenir la valeur d'entrée (Stand Pipe Pressure) et sur choke manifold p) pour obtenir la valeur de
sortie (CASINGPRESSURE).
Le capteur à l’injection doit être compatible avec la pression maximum de fonctionnement
du système de refoulement (400 bars).
Le capteur annulaire doit être aussi compatible avec la série de la tête de puits pour permettre
des mesures correctes.
Les jauges utilisées transforment la pression en signal électrique.
Les capteurs de pression nous permettent de savoir :
Ø perte ou bouchage d'une Duse
Ø sifflage ou rupture
Ø surveillance de déplacement des bouchons de densité différente
Ø manœuvre hydraulique d'équipements de fond
Ø contrôle de kick
Ø déroulement des opérations lorsque le puits est mis sous pression (étanchéité d'un packer)
Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES
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Fig. IV.6 : choke manifold
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
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V-Etudes des paramétré de forage :
La variation des paramètres de forage en fonction de ROP va nous aidée à optimiser les
meilleurs paramètres de forage pour forer les cambro-ordovicien.
Selon les résultats obtenus durant le forage des quatre puits d’études on a constaté que :
V.1-Pour DMS1 :
V.1.1-FLOW
Fig. V.1- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(DMS1)
-D’après la courbe de variation de ROP en fonction du Flow on a remarqué deux stades :
ü pour un débit faible ROP est nulle : vu qu’ya pas un forage sans circulation
ü a un débit bien déterminer on commence a enregistré les variations de ROP, mais se
qui important de noter, ya pas vraiment une relation ou bien corrélation entre ces deux
paramètres, alors on va conclure que ROP elle ne dépend pas du FLOW.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0 200 400 600 800 1000
RO
P m
/h
FLOW lpm
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
Université kasdi merbah Page 54
V.1.2. RPM
Fig. V.2- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM(DMS1)
-L’évolution des ROP en fonction du RPM peut-être subdivisé ont deux stades :
ü À partir de 50rpm on commence à enregistrer un avancement, avec une corrélation presque
positive jusqu’à un rpm 80
ü Une augmentation du rpm amène a un abaissement de rop, se qui explique une difficulté de
traversée cet intervalle.
V.1.3-WOB
Fig. V.3- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB (DMS1)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0 50 100 150 200
RO
P m
/h
RPM tr/min
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0 1 2 3 4 5 6
RO
P m
/h
WOB T
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
Université kasdi merbah Page 55
- L’allure de la courbe de l’évolution des ROP en fonction du WOB montre une légère
corrélation négative, ou on a constaté sur tout les points enregistré que rop tend a s’abaisser une fois
on augmente le WOB.
Fig. V.4- Drilling log (DMS1)
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
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V.2-Pour DMS2 :
V.2.1-FLOW
Fig. V.5- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(DMS2)
-L’évolution de ROP en fonction du FLOW, montre une légère corrélation positive, où on a
constaté qu’une augmentation du flow explique le débit de forage. Alor on peut conclure que le
FLOW à jouer un rôle très important sur le régime d’avancement.
V.2.2-RPM
Fig. V.6- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM (DMS2)
-0,5
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 200 400 600 800 1000
FLOW lpm
RO
Pm
/h
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 500 1000 1500 2000
RO
Pm
/h
RPM tr/min
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
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-L’évolution de ROP vis-à-vis RPM marqué par deux stades d’evolution
ü des valeurs ROP important a des teneurs moyenne d’RPM ( 50-90 T/m)
ü le teneur maximale du rpm due a l’ajout d’une turbine a la BHA, mai se qui est
important a noter que ROP a marqué des valeurs minime.
V.2.3-WOB
Fig. V.7- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB(DMS2)
-Comme dans le dms1 la variation du ROP en fonction du WOB caractériser par 2 stades d’évolution :
ü Stade de la corrélation positive : ou on a constaté que ROP augmente légèrement une fois
ont augment le poids sur l’outille sur un intervalle de (2-7 T).
ü Stade de la corrélation négative ; haut de la valeur 7t on remarque une diminution de ROP.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 2 4 6 8 10 12
RO
Pm
/h
WOB T
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
Université kasdi merbah Page 58
Fig. V.8- Drilling log (DMS2)
V.3-Pour thn1 :
V.3.1-FLOW
Fig. V.9- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(THN1)
-D’après la courbe d’évolution de ROP en fonction du flow dans le puis THN-1 on a pas
constaté un corrélation claire entre les deux paramètres, se qui nous a menés a conclure que
l’avancement ne dépend pas au FLOW.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 500 1000 1500
RO
P m
/h
FLOW lpm
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
Université kasdi merbah Page 59
V.3.2-RPM
Fig. V.10- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM(THN1)
-L’évolution de ROP face au RPM montré par deux stades d’évolution
ü des valeurs ROP important a des teneurs moyenne d’RPM (50-90 T/m)
ü le teneur maximale du rpm due a l’ajout d’une turbine à la BHA, implique
l’augmentation de ROP
V.3.3-WOB
Fig. V.11- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB (THN1)
- D’après les valeurs du WOB enregistré dans le puis THN-1 on a remarqué que poids maximale et de l’ordre de 7T se qui a donné une corrélation presque positive entre les deux paramètres.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 500 1000 1500 2000
RO
P m
/h
RPM Tr/m
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 1 2 3 4 5 6 7
RO
P m
/h
WOB T
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
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Fig. V. 12- Drilling log (THN1)
V.4-Pour thn2 :
V.4.1-FLOW
Fig. V.13- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(THN2)
-D’après la courbe d’évolution de ROP en fonction du flow dans le puis THN-2 on peut dire que il y a pas vraiment une corrélation entre les deux paramètres, se qui nous a menés a synthétisé que l’avancement elle est indépendant du FLOW.
V.4.2-RPM
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
0 500 1000 1500
RO
P m
/h
FLOW lpm
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
Université kasdi merbah Page 61
Fig. V.14- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM(THN2)
-L’évolution des ROP en fonction du RPM peut-être subdivisé ont deux stades :
ü À partir de 50rpm on commence à enregistrer un avancement, avec une corrélation presque
positive jusqu’à un rpm 80.
ü Une augmentation du rpm conditionne un abaissement de rop.
V.4.3-WOB
Fig. V.15- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB(THN2)
-La courbe de l’évolution de ROP en fonction du WOB caractérisé par une corrélation
négative ou on a constaté que une augmentation du WOB cause une diminution remarquable
dans l’avancement.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
0 50 100 150
RO
Pm
/h
RPM tr/min
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
0 2 4 6 8 10
RO
P m
/h
WOB T
Chapitre V Etudes des paramétré de forage
Université kasdi merbah Page 62
Fig. V.16. Drilling log (THN2)
Recommandations
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Recommandations
Pour foré cet intervalle dans les meilleurs délais avec un avancement rapide, on a proposé
les recommandations suivantes :
ü Type d’outille : imprégné
ü WOB: entre (2 et 4) T
ü FLOW: supérieur a 1000 lpm
ü RPM : entre (50- 90) tr/min
Conclusion
Université kasdi merbah Page 63
CONCLUSION :
L’enregistrement des paramètres de forage au cours de leur réalisation nous a
permettez d’avoir une aidée sur le comportement des outilles dans les formations du cambro-
ordovicien
Notre étude est basé essentiellement sur ces paramètre, où on a essayé de comparer
l’évolution de ROP en fonction d’autre paramètre comme WOB FLOW RPM a fin d’estimer
les meilleures conditions pour aboutir a un ROP de plus en plus rapide.
Pour l’optimisation on a choisi 4 puits (THN1/2 ET DMS 1/2) avec les paramètres
enregistré dans l’intervalle du cambro-ordovicien, ou on a constaté que ROP a presque des
teneuses minime vue la nature géologique de cet intervalle qui est composé essentiellement
par des Grès compact dur, quartzitique.
L’étude corrélative des ROP en fonction du WOB, FLOW RPM À révéler les résultats
suivants ;
· Corrélation négative entre ROP et WOB ou on a remarqué dans les quatre
puits que ROP diminue avec l’augmentation du WOB
· Variation du ROP ne dépend pas à la variation du FLOW
· Pour un RPM qui varie entre (50_90) t/min on constate une corrélation positive
avec ROP
· Pour un RPM supérieur à 90 la corrélation négative et aussi claire ou ROP
diminue avec l’augmentation du RPM.
· L’utilisation de la turbine n’a aucun effet sur ROP.
· Le meilleur outille pour forer cet intervalle est l’outille imprégné
Bibliographie
Université kasdi merbah
BIBLIOGRAPHIE
[01] « les outils de forage » F. grondin, sonatrach - division forage département
formation -, édition janvier 2004.
[02] «formation jdf module M1» Sonatrach (division forage) réalisé par : A.
slimani-M. daddou édition mars 2004.
[03] «formation jdf module M2» Sonatrach (division forage) réalisé par : A.slimani
édition juin 2006.
[04] «cours de technologie de forage de» Dr. Mellak Abderrahmane promotion
ingénieur d’état, année universitaire 2007-2008.
[05] «cours de forage. Tome 02. Paramètres et contrôle du forage »A. choquin,
publication de l’institut français du pétrole, édition octobre 1975.
[06] «les rapports des outils "bit record" » de la société Sonatrach (division forage
direction régionale des opérations).
[07] «les rapports de drilling paramètres log (dms1/2-thn1/2) de la société Baker
Hughes et Sonatrach (division forage).
[08] «programme de forage (thn1/2) »Sonatrach division forage direction régionale
des opérations.
[09] «rapport d’implantation du sondage» djebel Mouima sud (dms1-2) département
Ahnet – Gourara Sonatrach (direction Assets ouest division exploration).
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