ubd chapitre i.doc

7/28/2019 UBD chapitre I.doc

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Chapitre I Gnralits sur le forage en UBD

I. GENERALITES SUR LE FORAGE EN UBD

I.1 Historique de forage en UBD

Le concept du forage avec un fluide, dont la pression de circulation est infrieure

celle de rservoir a t fait breveter la premire fois aux Etats-Unis en 1866. Les premires

applications utilisaient l'air comprim pour forer le trou. Lvolution de la technologie au

cours des annes, permet dintroduire dautres fluides tels que la mousse et le fluide ar

(gazifi) pour des conditions de forage spcifiques.

La technique appele flow drilling a t dveloppe la premire fois au Sud de

Texas, puis elle est devenue mondiale avec des exploits au Canada, en Australie et en Chine.

Elle a t principalement utilise pour le dveloppement des champs pression puise.

Pendant les annes 90, lUBD avait t appliqu avec succs dans des oprations de

forage en offshore et travers l'Europe.

Les premires techniques ont t dveloppes par Angel (1957) et, Moore et Cole

(1965) essaient de prvoir le volume d'air ou de gaz ncessaire pour un nettoyage efficace du

trou for. Il y avait galement plusieurs tentatives dites dans la littrature pour dvelopper

une procdure systmatique de conception base sur lestimation des paramtres

hydrauliques de forage en Underbalance dans des applications de forage.

Actuellement, underbalanced drilling est le dveloppement le plus passionnant dans le

secteur de forage. En mme temps que la technique de forage horizontal et multilatral, il

tient la valeur norme pour forer des puits plus rentables.

I. 1 DEFINITION DE LUBD:

Lunderbalance est une technique de forage o la pression de Fond est

intentionnellement maintenue une valeur infrieure la pression de

rservoir.

Si lopration UBD est bien ralise, on aura lintrusion des fluides de

formation lintrieur du puits et un acheminement vers la surface.

Le forage en underbalance aide amliorer la productivit du

rservoir, car la faible pression hydrostatique empche linvasion de la boue

et les solides dans la formation ainsi que la formation du mud cake.


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Fig. le systme de circulation de fluide de forage dans lUBD et forage

conventionnel

I. 2 Principe du forage en underbalance

Le principe de la technique en underbalance est de maintenir la pression de fond

infrieure celle du rservoir selon une P dsir. Toute en assurant un contrle de dbit en

surface, la pression de fond (BHP) doit tre maintenue entre deux valeurs de pressions

limites, qui en ralit dlimitent la fentre de la pression de travail.

La pression des pores donne la limite suprieure, alors que La limite infrieure de

BHP est dtermine par:

1. La stabilit des proies

2. Les dbits dinjection

3. Les pressions de service du lquipement de surface.

Over

pressur

e

Under

pressur

e

UNDERBALANCEDDRILLINGUNDERBALANCEDDRILLING

Drilling fluid returns

to Closed circulation

system


to Closed circulation

system

Underpressur

e

Over

pressur

e

CONVENTIONALDRILLINGCONVENTIONALDRILLING


to open circulation

system


to open circulation

system

Reservoir

formation


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Graphe : UBD pressure window

A. Dbit de circulation optimum

Pour empcher l'accumulation des dbris l'intrieur du puits, la circulation est un

facteur prdominant.

Cependant, au del dun certain seuil la circulation va engendrer :

1. Augmentation des cots pour le fluide supplmentaire

2. Utilisation abusive des pompes3. Augmentation des frictions le long du l'annulaire

4. Consommation excessive de l'nergie

Graphe : BHP en fonction de Q de circulation


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Fig. La relation entre la circulation et le nettoyage

Dtermination de dbit de la couche productrice

Le dbit de la couche peut tre dtermin par la relation de Darcy en fonction du

drawdown appliqu, des caractristiques de rservoir, son fluide et de GOR.

=wr

Rln.

0B.

0

P.h.0

K.2

Q

Q : dbit de production en (m3/h)

K0 : permabilit en (md)

H : hauteur de la couche en (m)

0 : viscosit dynamique ( CP)

B0 : facteur de dbit

R : rayon dinvestigation (m)

rw : rayon du puits en (cm)

Dtermination de rapport liquide /gaz inject


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La complexit des calculs nous a amen utiliser un logiciel appel WELLFLO 7 de la

socit NEOTEC qui permet de dterminer le rapport de fluides et dautres paramtres.

I.4 Types de fluide de forage

La slection correcte du type de fluide utilis dans l'underbalance est la cl de la

russite du forage en Unerbalance. Trois types de fluides peuvent etre utiliss.

Fluides incompressibles (liquides) exemple : eau, boue, brut.

Fluide bi phasique (mousse, mist, boue are, brut et azote)

Air ou gaz naturel

I.4.1 Les fluides incompressibles

Dans le cas o la pression de fluide des pores dpasse la pression hydrostatique de leaudouce ou leau sale (la saumure) la mme profondeur, il est possible dutiliser un liquide

monophasique compatible avec le fluide de la formation forer (rservoir). Et quil doit avoir

une bonne capacit de transport de dblais vers la surface.

I.4 .2 Fluides (bi phasique)

Ce type de fluides se compose dune phase gazeuse et dune phase liquide (eau, huile,

boue base dhuile). Lazote ou lair constituent la phase gazeuse dans de ce systme. Ce

fluide permet davoir des densits suffisantes pour crer les conditions dunderbalance. Aussiil remplit les rles dun fluide de forage en matire de lubrification de loutil et de nettoyage

du trou.

Fluides gazifis

La fraction du volume liquide dans le mlange dpasse 25% approximativement et le

gaz forme des bulles isoles qui sont indpendantes de la phase liquide la mesure que les

deux phases peuvent se dplacer avec des vitesses diffrentes. Ce n'est pas exceptionnel pour

le liquide dtre eau douce ou eau sale, on peut utiliser le gasoil ou mme lhuile brute.

Caractristiques des fluides gazifis

- La sparation du gaz et de liquide est contrle correctement.

- Les vlocits, surtout en surface, sont moins importantes, se qui rduit l'rosion du matriel

de surface et de fond.


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Air

Les premiers puits fors en underbalance l'air a t utilis comme fluide de forage.

Aujourd'hui, le forage avec de l'air est encore appliqu, mais dans des formations dures.

L'usage de l'air dans des formations a hydrocarbure n'est pas recommand, car ilcontient de l'oxygne. Ce dernier et le gaz naturel forment un mlange explosif.

Azote

L'azote avait t utilis dans lindustrie ptrolire depuis long temps, en premier lieu

dans les oprations de stimulation des puits, DST et pour faire dbiter un puits neutralis.

Aujourdhui, l'usage de l'azote cryognique ou membranes dans les oprations du

forage en underbalance est bnfique, car il permet dviter des problmes de forage.

La figure suivante montre dans un forage avec N2, la relation entre le dbit inject deN2 et la BHP.

Graphe : Forage avec N2 : Pression de fond en fonction des dbits de circulation

I.5 Techniques dinjection

En gnral, la slection du fluide gaz / liquide et la technique dinjection sont

combines. L'azote est le gaz le plus utilis avec un liquide de mme nature que celle de

fluide de formation

Cependant, les gazes qui contiennent de l'oxygne ne sont pas recommandes pour

deux raisons :

- La corrosion du matriel tubulaire.

- Linflammation

Les techniques dinjection utilises en UBD sont :


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I.5.1 Injection par intrieur des tiges (Drill pipe injection)

Le liquide et le gaz comprim sont injects au mme temps lintrieur de la garniture

de forage.

Les avantages de cette technique sont :

- Ne requiert pas lutilisation d'quipement supplmentaire dans le puits. L'usage

des valves anti- retour (NRV) est exig pour prvenir le back flow l'intrieure

des tiges.

- Augmentation de lavancement.

- Economique (rduction des cots UBD dus moins de dbit de gaz)

Les inconvnients de cette technique :

- Obligation darrter l'injection du gaz et de purger toute pression pige restante

dans le tiges chaque connections. Ce qui provoque une augmentation de la pression

de fond et la possibilit de basculer en Overbalance.

- L'usage de MWD conventionnels est seulement possible jusqu' 20% de gaz par

volume.

- Endommagement de rubber de moteur de fond, et coating plastique des tiges de

forage par lazote,

Fig. : Injection par Drill pipe

Surface Casing

Intermediate / Production Casing

Concentric Casing String

BHA + Bit

Drilling Fluid

Nitrified Drilling Returns

Drill String

Open Hole


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I.5.2 Injection par lannulaire

Linjection par l'annulaire est trs utilise dans la Mer du nord. Pour un nouveau puits,

le liner doit tre ancr juste au-dessus de la formation cibl. Le liner est alors prolong ensurface par le biais d'un tie back et suspendu avec une tubing hanger spcial. Le gaz est

inject dans lespace annulaire pour abaisser la pression hydrostatique requise pendant

l'opration du forage.

A- L'inconvnient avec ce type d'opration

- Restrictions dans la gomtrie des tubages -

---Spcial tubing head est requise

-Augmentation de temps de mobilisation de l'appareil due moins ROP par rapport

la prcdente technique.

- Augmentation du cot de l'opration UBD, due aux volumes importants dazote

injects.

B- L'avantage de l'injection par l'annulaire

- La continuit dans l'injection d'azote mme pendant les connections.

- Rduction du slugging en surface.

- Moins dendommagement pour la garniture.

Surface Casing


Concentric Casing String

BHA + Bit

Drilling Fluid


Drill String

Open Hole


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Fig. : Injection parannulaire

I.5.3 Injection par un parasite string

L'usage d'un concentrique pour injection du gaz est utilis seulement dans les puits

verticaux.

Le parasite string ou le coiled tubing 1" ou 2" sont descendu au mme moment que le

casing au-dessus du rservoir.

A- L'inconvnient avec ce type d'opration

- Complexit de la mise en place de parasite string

- Spciales connections en surface sont requises

- Utilis seulement dans des puits verticaux

B- Les avantages de cette technique

- La continuit dans l'injection d'azote mme pendant les connections.

- Meilleure qualit du signale du MWD, vue quune seule phase est pomp

l'intrieure des tiges

- Rduction du slugging en surface

Fig: Injection par un parasite string

Surface Casing


Nitrogen Parasite Injection Line

BHA + Bit

Drilling Fluid


Drill String

Open Hole


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I.5. 4 Injection par dual drill pipe

Les DP utiliss dans cette mthode ont une double 'peau' (double cloisonnement)

Le fluide et pomp l'intrieure de drill pipe, le gaz aussi est vhicul par les tiges de forage

en utilisant le vide existant entre les peaux jusqu'a une crossover sub puis dans l'annulaire.

A- L'inconvnient de cette mthode

- Spciales Drill pipes sont exigs.

- Tige d'entranement spciale (Kelly) est exig.

- Spcial tool joint d'ou sa rpercussion sur le cot et le temps allouer

Fig. Injection par dual drill pipe

Dual swivel Mud in

Air in

Retour de fluide arRotating head

Jet sub

Concentric Drill Pipe

Conventionnel Drill Pipe


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II.2 OBJECTIFS DU FORAGE EN UBD:

Les objectifs peuvent tre rsums dans deux principales catgories :1) Rcupration Maximale des hydrocarbures.

2) Minimisation des problmes de forage.

Ces deux catgories sont les deux buts cibls par lUBD, car elles permettent de

rduire les cots dun puits par les facteurs suivants :

1. REDUCTION DU COUT DE FORAGE :

Longvit de loutil.

Rduction du cot du fluide de forage.

Rduction du temps non productif.

Elimination du DST et de la stimulation.

2. DIMINUTION DE LENDOMAGEMENT DE LA FORMATION :

Rduction de lendommagement du puits.

Augmentation de la production

3. EVALUATION EN TEMPS REEL :

Anticipation de la production.

Evaluation de la production au cours du forage.

Augmentation de la rcupration ultime.

I.2. 1)- LES AVANTAGES DE LUBD :

1. Augmentation du taux de pntration.

2. Rduction de l'endommagement de la formation.

3. limination de coincement diffrentielle.

4. Elimination du risque de perte de circulation

5. Diminution de poids sur l'outil.

6. Amlioration de la dure de vie de l'outil

7. Rduction de la taille des cutting d'ou l'effet sur le nettoyage du puits.

8. Acquisition des donnes de rservoir en temps rel


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I. 2. 2 Les inconvnients de lUBD

1. Instabilit des parois.

2. Problme de consolidation des parois.

3. Augmentation des cots de forage selon le systme utilis.

4. Incompatibilit avec MWD (Drill pipe Injection).

5. Possibilit d'endommagement mcanique sur les parois.

6. Discontinuit dans les conditions de l'underbalance

7. Problme de nettoyage de fond du trou.8. Augmentation du torque et des frictions (tirage).

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