Controle d'Eruption

1- HYDROSTATIQUE Le mot hydrostatique est dérivé de Hydro qui signifie fluide et de Statique qui veut dire à l’arrêt ou immobile (pas de mouvement). En général, les fluides au repos exercent une pression dite hydrostatique sur le fond et les parois de la conduite dans laquelle se trouvent ces fluides. 1.1-

Pression hydrostatique

Définition : La pression hydrostatique est définie comme étant la pression exercée par le poids d’une colonne verticale de fluide par unité de surface. La forme et les dimensions de l’enceinte ou du puits n’interviennent pas dans le calcul de la pression hydrostatique (Fig 1). La forme générale de la formule de la pression hydrostatique est :

Ph = Densité Fluide x Profondeur Verticale

Si on veut exprimer la pression hydrostatique en bars, la densité en kg/l et la profondeur verticale en mètre; la facteur de conversion est 1/10,2.

1

Ph

=

Z ´ d 10 . 2

Où

Ph : Pression hydrostatique en Bars Z : Côte verticale entre les deux points de mesure en mètres d : densité de la boue en Kg/L. En peut aussi l’exprimer dans d’autres unités comme suit :

Ph

=

Z

´ 10

d

Où :

Ph : Pression hydrostatique en Kgf/cm² Z : Côte verticale en mètre d : densité de la boue en Kg/L. Ou encore :

Ph = r ´ g ´ h Avec

Ph : Pression hydrostatique en pascal ρ : masse volumique en Kg/m³ g : accélération de la pesanteur en m/s² h : hauteur verticale en mètre

2

En unité Field (anglo-saxonnes) :

Ph = 0 . 052 ´ MW ´ TVD Avec Ph : hydrostatique pressure en Psi MW: Mud Weight en ppg TVD: True Vertical Depth en Feet

Z

Fig. 1: différentes formes de récipients Exemple : Calculer la pression hydrostatique qui règne dans un puits ayant une profondeur verticale 3225m et une profondeur mesurée de 3695m¸ rempli de boue de densité 1¸26.

Ph =

3225 ´ 1 . 26 Z ´d = = 398 bars 10 . 2 10 . 2

Note : La profondeur mesurée n’a aucune importance pour le calcul de la pression hydrostatique¸ mais elle est utilisée pour le calcul des volumes.

3

1.2 Les unités de pressions : L’unité de la pression en système SI est le Pascal

1 Pascal = 1 Newton / m² Les multiples sont :

1 bar = 105 Pa = 102 kPa = 0.1 MPa 1 bar = 1.02 kg / cm2 1 Psi = 0.06897 bar = 6.897 kPa 1 bar = 14.499 Psi

soit 1 bar = 14.5 Psi

Note: Le Pascal est une unité trop petite, c’est la raison pour laquelle on Choisira le bar comme unité de pression. 1.3

Le gradient de pression hydrostatique :

On définit le gradient de pression hydrostatique Gp comme étant la variation de la pression hydrostatique par unité de profondeur verticale. Le gradient de pression Gp est exprimé en Bar/mètre. En écrit donc :

Gp (bar / m ) = densité

(kg

/ L )´

1 10 , 2

On peut écrire la relation entre la pression hydrostatique et le gradient de pression comme suit :

Ph =

Z ´d = Gp ´ Z 10 , 2

4

Exemple 1 : Calculer la pression hydrostatique qui règne à 2500 m sachant que le gradient de pression Gp est de 0,118 bar/m.

Ph = Gp ´ Z = 0 ,118 ´ 2500 = 295 bars Exemple 2 : Calculer le gradient de pression hydrostatique Gp donnant une pression hydrostatique de 310 bars à une profondeur verticale de 2800m.

Ph = Gp ´ Z D’où

Gp

=

Ph Z

310 2800

=

= 0 ,111 bar

/ m

Exemple 3 : Calculer le gradient de pression hydrostatique exercé par un fluide de densité 1,20.

Gp = d ´

1 1 = 1 , 20 ´ = 0 ,117 bar / m 10 , 2 10 , 2

5

Exemple 4 : Calculer le gradient de pression dans un réservoir ou la pression de pores est de 132 bars au toit qui se trouve à 1500 m et de 135 bars à 1600 m.

Gp =

1.4

DP 135 - 132 = DZ 1600 - 1500

= 0 , 030 bars

/m

Pressions de formations :

1.4.1- Définition C’est la pression du fluide contenu dans les pores d’une formation. Elle est aussi appelée pression de pores ou pression de gisement. 1.4.2- Pressions de formations normales : La pression normale de pores à une profondeur donnée correspond à la pression hydrostatique du fluide au point situé à la côte verticale Z. Ce qui implique une connexion pore à pore jusqu’à l’atmosphère indépendamment du cheminement du fluide (fig 2). En l’absence des données précises, la valeur de 1,07 kg/L est utilisée comme la densité de formation à pression normale.

Pression de formation normale

G = 0,105bar/m

La densité de boue nécessaire pour contrebalancer la pression de formation à une profondeur donnée est appelée densité d’équilibre d eql.

6

7

1.4.4- Pression géostatique : La pression géostatique à une profondeur donnée est la pression exercée par le poids des sédiments sus-jacents. Comme il ne s’agit pas d’une pression de fluide on préfère souvent, pour faire la distinction fluide/matrice, utiliser le terme contrainte géostatique. Elle peut être exprimée ainsi

S =

ds ´ Z 10 , 2

Où

ds: densité apparente des sédiments sus-jacents (kg/L) S : contrainte géostatique (bar) Z : hauteur verticale des sédiments (m) 1.5

Pression de fracturation :

En général, les formations moins profondes ont des pressions de fracturation relativement faibles par rapport à celles des grandes profondeurs, ceci est dû à l’augmentation du poids géostatique et la compaction des sédiments sous-jacents. 1.5.1- Définition : La pression de fracturation est la pression à laquelle il y aurai rupture de la matrice de la roche, cette fracturation est accompagnée par une perte de boue. Dans le cas d’un forage, la formation sous le sabot représente en général le point le plus fragile du découvert. La connaissance de la pression de fracturation est d’une importance vitale pour l’élaboration du programme de forage et de forage et de tubage. 1.5.2- Leak-off test (LOT) : Un leak-off test est un essai de pression qui détermine la valeur réelle de la pression à exercer sur la formation jusqu’à initier l’injection du fluide de forage dans la formation (figure 3). En contrôle de venue, la pression d’injectivité est essentielle pour la détermination de la pression maximale admissible en surface (Padm) afin d’éviter la fracturation de la formation la plus fragile dans le découvert.

8

Procedure du leak-off test L’utilisation d’une pompe de faible débit et des manomètres de pression précis sont nécessaires pour l’obtention des valeurs exactes de la pression du leak-off test (LOT). Les étapes à suivre sont : • S’assurer de l’étanchéité de la colonne de tubage • forer 1 à 3 mètres sous le sabot • circuler et conditionner la boue • remonter l’outil au sabot et connecter la ligne de pompage • tester la ligne de pompage • fermer l’obturateur • commencer le pompage par l’intérieur des tiges ou par l’espace annulaire avec un débit de 40 à 80 l/min (0,25 à 0,50 bbl/min) et ploter sur un graphe préalablement préparé les pressions qui correspondent à chaque incrément du volume pompé • arrêter la pompe une fois la déflexion représente la pression du leak-off test (LOT) • purger la pression et mesurer le volume retour. La pression de fracturation est donnée par la formule suivante :

Pfrac

= P LOT +

Zs ´ d LOT 10 , 2

Où : Pfrac : Pression de fracturation au sabot (bars) PLOT : Pression en surface du LOT (bars) Zs

: Côte verticale du sabot (m)

d

: densité de boue au dessus du sabot (kg/L)

9

Exemple d’application PLOT = 75 bars Zs = 2500 m d = 1.21

P

P

frac

=

75

d

frac

=

frac

+

2500

D’où

=

P

10

+

LOT

Zs ´ d 10 , 2

´ 1 , 21 10 , 2

, 2 ´ 372 2500

=

372

bars

= 1 , 52

Ou encore on peut écrire :

d

d

frac

frac

= d

LOT

= 1 , 21 +

+

10 , 2 ´ P LOT Zs

10 , 2 ´ 75 2500

= 1 , 52

1.5.3- Pression maximale admissible (Padm) La pression maximale admissible est la pression limite à ne pas dépasser en tête d’annulaire pour éviter la fracturation de la formation la plus fragile.

10

La formule utilisée pour le calcul est la suivante :

P

adm

=

Ou bien :

P adm

=

P

(d

frac

frac

-

Zs ´ d 10 , 2

- d

)´

Zs

10 , 2

Note : La pression admissible doit être recalculée à chaque changement de densité de boue. La pression maximale admissible ne doit en aucun cas être atteinte lorsque l’effluent est audessous du point fragile (sabot), elle devient insignifiante lorsque l’effluent est au-dessus du point fragile. On définit la pression maximale Pmax comme étant la pression limite en tête de l’annulaire, cette limite dépend de la pression de service des équipements de surface et de la pression d’éclatement du tubage.

11

2.1 NOTIONS DE PERTES DE CHARGE Dans une conduite tout fluide en mouvement perd une partie de son énergie par dissipation en forces de frottements :

· Frottements internes au fluide dus à sa viscosité. · Frottements externes dus à la rugosité des parois de la conduite. Cette perte d’énergie est appelée perte de charge, elle s’exprime par la différence de pression du fluide entre deux points de la conduite. 2.1.1- Circulation dans une conduite horizontale

A

B

C

La pression en B est égale à la pression en A moins les pertes de charge entre A et B et aussi, égale à la pression en C plus les pertes de charge entre B et A.

PenB = PenA - PcdeAàB PenB = PenC + PcdeBàC Exemple : P en A = 100 bar P en C = 60 bar Pc de A à B = 20 bar Calculer la pression au point B et les pertes de charge entre B et C.

12

2.1.2- Circulation dans une conduite verticale a- Circulation de haut vers le bas

A

La pression en B est égale à la pression en A plus la pression hydrostatique entre A et B moins les pertes de charge entre A et B

PenB = PenA + PhdeAàB - PcdeAàB B

PenA = PenB - PhdeAàB + PcdeAàB Exemple : P en A = 170 bar Z de A à B = 2850 m, Densité du fluide = 1,38 Pc de A à B = 85 bar Calculer la pression en B b- circulation de bas vers le haut C La pression en B est égale à la pression en C Plus la pression hydrostatique entre C et B Plus les pertes de charge entre B et C

PenB = PenC + PhdeCàB + PcdeBàC B Exemple : P en C = 0 bar Ph de B à C = 350 bar Pc de B à C = 15 bar Calculer la pression en B

13

A

C

c- Circulation dans un puits La pression au point B est égale à la pression au Point A plus la pression hydrostatique de A à B Moins les pertes de charge de A à B, Elle aussi, égale à la pression au point C plus La pression hydrostatique de B à C plus les pertes De charge de B à C. B

PenB = PenA + Ph (deAàB ) - Pc (deAàB )

PenB = PenC + Ph(deCàB) + Pc(deBàC) Avec : P en A = Pression de refoulement Ph = Pression hydrostatique Pc = Pertes de charge P en C = 0 lors de la circulation puits ouvert P en C = Pertes de charge à travers la duse lors de la circulation sous duse Exemple : Pression de refoulement = 185 bar Côte verticale du point B = 2890 m Densité du fluide = 1,37 Pertes de charge de A à B = 160 bar Pertes de charge de B à C = 25 bar Calculer la pression au point B par l’intérieur et par l’espace annulaire.

14

2.2 REPARTITION DES PERTES DE CHARGE DANS LE CIRCUIT DE FORAGE Les pertes de charge dans un circuit de boue sont reparties comme suit :

·

Tronçon

Perte de charge

Conduite de surface

Pcs

Intérieur tiges (DP)

PcDP

Intérieur drill collas (DC)

PcDC

Duses de l’outil

Pcoutil

Espace annulaire

PcEA

Duse de contrôle

PcDuse

Les pertes de charge intérieur sont représentées par : Pc int = Pcs + PcDP + PcDC + Pcoutil

·

Les pertes de charge annulaire sont représentées par : Pc ann = PcEA + Pcduse

2.3 VARIATION DES PERTES DE CHARGE Les pertes de charge dépendent : · Du débit · De la longueur de la conduite · De la densité du fluide · Du diamètre de la conduite Ces pertes de charges s’expriment par une formule approchée de la forme

K ´ d ´ L ´ Q Pc = f5 Où :

K : constante L : longueur de la conduite d: densité du fluide Q : débit d’écoulement f : Diamètre de la conduite

15

2

2.3.1- Variation des pertes de charge avec la densité Les pertes de charge sont directement proportionnelles à la densité

Pc Où :

d2 = Pc 1 ´ d1

2

Pc2 : pertes de charge avec la densité d2 Pc1 : pertes de charge avec la densité d1 d1 : densité initiale de la boue d2 : nouvelle densité de boue

Exemple : Pc1 = 120 bars, d1 = 1,20. Quelles sont les nouvelles pertes de charge avec la densité d2 = 1,25 ?

Pc

d2 1 , 25 = Pc 1 ´ = 120 ´ = 125 bars 1 , 20 d1

2

2.3.2- Variation des pertes de charge avec le débit Les pertes de charge sont directement proportionnelles au carré du débit

Pc Où :

2

æQ ö = Pc 1 ´ çç 2 ÷÷ è Q1 ø

2

æ N = Pc 1 ´ çç 2 è N1

ö ÷÷ ø

2

Q2 : nouveau débit de circulation qui correspond à la nouvelle vitesse (N2) de la Pompe Q1 : débit initial de circulation correspondant à l’ancienne vitesse (N1) de la pompe

Exemple : Pc1 = 100 bars pour une vitesse de la pompe de 50 coups/mn. Quelles sont les nouvelles pertes de charge à 60 coups/mn ?

Pc

2

æ N2 = Pc 1 ´ çç è N1

ö ÷÷ ø

2

æ 60 ö = 100 ´ ç ÷ 50 è ø 16

2

= 144 bars

2.3.3- Variation des pertes de charge avec la longueur de la conduite Les pertes de charge sont directement proportionnelles à la longueur

Pc

2

= Pc 1 ´

L2 L1

Où : L2 : nouvelle longueur de la conduite L1 : longueur initiale de la conduite Exemple : Pc2 = 130 bars à une profondeur L1 = 3254 m. quelles sont les nouvelles pertes de charge à une profondeur L2 = 4638 m ?

Pc

2

æ f1 ö ÷÷ = Pc 1 ´ çç è f2 ø

5

Où : Ø1 : diamètre initiale de la conduite de la conduite Ø2 : nouveau diamètre de la conduite Exemple : Pc1 = 85 bars, Ø1 = 6 pouces. Quelles sont les nouvelles pertes de charge avec un diamètre Ø2 = 8 pouces ?

Pc

2

æf ö = Pc 1 ´ çç 1 ÷÷ è f2 ø

5

æ6ö = 85 ´ ç ÷ è8 ø

17

5

= 20 bars

2.4 EFFET DU TUBE EN U L’espace annulaire est assimilé à la branche droite du tube en U, l’intérieur de la garniture à la branche gauche.

PUITS

TUBE EN U Espace Annulaire

Intérieur Garniture

P fond

P fond

18

1. A l’équilibre (sans circulation) avec une boue de densité homogène, que le puits soit ouvert ou fermé, la pression de fond est égale à la somme des pressions de la branche de droite (espace annulaire) et aussi, égale à la somme des pressions de la branche de gauche (intérieur garniture).

Pfond = å Pint = å Pan Exemple : Profondeur du puits Z = 2748 m Densité du fluide à l’intérieur et dans l’espace annulaire d = 1,48 Calculer la pression de fond par intérieur et par l’espace annulaire.

2.

Lors du pompage d’un fluide de densité différente de celle existante dans le puits, deux cas se présentent : ·

Si le puits est ouvert, il y aura mouvement de fluide de la branche lourde vers la branche la plus légère. L’équilibre est rétabli lorsque le niveau est descendu à une valeur telle que les pressions s’équilibrent.

·

Si le puits est fermé, il ne peut pas y avoir mouvement, la différence entre les deux pressions hydrostatique (l’espace annulaire et l’intérieur) est transmise en tête de la branche où la pression est la moins élevée.

19

2.4.1- Pompage d’un bouchon lourd

Espace Annulaire A

B

A

Intérieur Garniture

B

Intérieur garniture

PhA ñ PhB

PfondB = PfondA

Lors du pompage d’un bouchon lourd à l’intérieur de la garniture, il y aura mouvement de l’intérieur de la garniture vers l’espace annulaire, créant ainsi un vide à l’intérieur de la garniture. Exemple : Profondeur du puits Z = 3261 m Densité de la boue d1 = 1,38 Densité du bouchon d2 = 1,70 Volume du bouchon = 36701, Volume int DP = 9,15 l/m Calculer la pression de fond et la hauteur de vide.

20

2.4.2- Pompage d’un bouchon léger Espace Annulaire

A

Pt

B

A

Intérieur Garniture

B

Intérieur garniture

Pt = PhB - PhA

PhB = PhA

Lors du pompage d’un bouchon léger par l’intérieur de la garniture, il y aura mouvement de fluide de l’espace annulaire vers l’intérieur de la garniture, créant ainsi un vide dans l’espace annulaire. Si on ferme le puits avant que le mouvement du fluide ne se fasse, la différence des deux pressions hydrostatiques sera transmise en tête de la branche où la pression est la moins élevée. Exemple : Profondeur du puits 2856 m, densité de la boue 1,38, densité du bouchon 1,05, Volume du Vea bouchon = 4780 litres H = 522,4 m k1 = Vin Calculer la pression en tête à la fin de pompage et la hauteur de vide après purge et équilibre. 2.4.3- Calcul de l’effet du tube en U L’effet du tube en U s’exprime par la différence entre la somme des pressions hydrostatiques dans l’espace annulaire et la somme des pressions hydrostatiques à l’intérieur de la garniture.

EffetTubee nU = å PhEA - å PhInt

21

Exemple : Profondeur du puits Z = 2675 m, densité de la boue d = 1,35 1. calculer l’effet du tube en U après pompage à l’intérieur de la garniture de 3678 litres de boue de densité 1,62, sachant que Vint DP = 9,16 l/m. 2. calculer l’effet du tube en U lors du déplacement du même bouchon dans l’espace annulaire, sachant que Vea = 17,85 l/m. 2.5 PRESSION DE REFOULEMENT La pression de refoulement des pompes (PR) est la somme de toutes pertes de charge dans le circuit de circulation plus l’effet du tube en U.

PR = Pc s + Pc DP + Pc DC + Po + Pca + Pduse + TubeenU Où

PR : Pression de refoulement des pompes Pcs : Pertes de charge dans les conduites de surface PcDP : Pertes de charges à l’intérieur de la garniture PcDc : Pertes de charges à l’intérieur des drills collars Po : Pertes de charges à travers les duses de l’outil Pca : Pertes de charge dans l’espace annulaire Pduse : Pertes de charge à travers la duse de contrôle Exemple : Profondeur du puits Z = 3256 m, densité de la boue d = 1,43 Pertes de charge à l’intérieur de la garniture Pcint = 98 bar Pertes de charge dans l’espace annulaire Pca = 21 bar Vint DP = 9,15 l/m, Vea = 17,85 l/m 1. Calculer la pression de refoulement lors du déplacement à l’intérieur de la garniture puis dans l’espace annulaire d’un bouchon de 5000 litres à une densité d2 = 1,58 2. Calculer la pression de refoulement lors du déplacement à l’intérieur de la garniture puis dans l’espace annulaire d’un bouchon de 5000 litres à une densité d2 = 1,08

22

2.6 PRESSION DE FOND La pression exercée sur le fond du puits (Pfond) peut être calculer par l’intérieur de la garniture ou par l’espace annulaire, avec ou sans circulation et puits ouvert ou fermé. 2.6.1- Puits ouvert a – sans circulation

P fond = Ph int = Phea b – Avec circulation normale

P fond = PR + Ph int - Pc int Où

P fond = Phea + Pcea c – Avec circulation sous duse

P fond = PR + Ph int - Pc int Où

P fond = Pduse + Phea + Pca Exemple : Z = 2851 m, d = 1, 37 Pc int = 126 bar, Pc ea = 18 bar Calculer la pression de fond avec et sans circulation.

23

2.6.2- Puits ferme

P fond = Pt + Ph int = Pa + Phea Exemple : Z = 2734 m, d = 1,53 Pt = 25 Calculer la pression de fond. 2.6.3- Densité équivalente en circulation (E.C.D)

P

= Pca

fond

+ Pha

=

Z ´ deqv 10 , 2

D’où

deqv

=

10 , 2 ´

(Pca

+ Pha

)

Z

10 , 2 ´ Pca deqv = da + Z Où

da : densité de la boue dans l’espace annulaire (kg/L)

2.7 PRESSION AU SABOT La pression au sabot est égale à la somme des pressions hydrostatiques au dessus du sabot plus la somme des pertes de charge du sabot jusq’en surface.

Psabot = Ph sabot + å Pca ( sabot - surface ) 24

2.7.1- Sans circulation ·

Puits ouvert

Psabot = Ph sabot ·

Puits fermé

Psabot = Phsabot + Pa (têted 'annulaire ) Où

Psabot = Pfond - Ph( fond- sabot) Exemple : Profondeur du puits Z = 3285 m, côte du sabot Zs = 2256 m Densité de la boue d = 1,56 1- Calculer la pression au sabot puits ouvert. 2- Calculer la pression au sabot puits fermé, après une venue de densité d = 0,32, une hauteur de 229 m et une pression annulaire Pa = 42 bar. 2.7.2- Avec circulation ·

Normale

Psabot = Ph sabot + Pca ( sabot - surface ) 25

·

Sous duse

Psabot = Ph sabot + Pca ( sabot - surface ) + Pc duse Où

Psabot = Pfond - Ph( fond - sabot ) - Pca( fond - sabot ) Exemple : Profondeur du puits Z = 3285 m, côte du sabot Zs = 2256 m Densité de la boue d = 1,56, Pca (sabot – surface) = 8 bar, Pcduse = 54 bar Calculer la pression au sabot avec circulation normale et circulation sous duse.

26

3.1

INTRODUCTION Les causes de venues les plus fréquentes sont : · · · · ·

Le défaut de remplissage du puits pendant les manœuvres de garniture Le pistonnage vers le haut et vers le bas pendant les manœuvres Les pertes de circulation La densité du fluide de forage insuffisante Les situations spéciales (DST, avancement non contrôlé dans une formation contenant du gaz …)

Les statistiques ont révélé que la majorité des venues surviennent en cours de manœuvres où la réduction de la pression de fond est essentiellement dûe à : · · ·

L’annulation des pertes de charge annulaire à l’arrêt des pompes La chute de niveau de boue dans l’annulaire pendant la remontée Le pistonnage vers le haut (swabbing)

3.2 DEFAUT DE REMPLISSAGE PENDANT LA MANŒUVRE La baisse du niveau de boue dans l’annulaire engendrerait une réduction de la pression de fond qui peut provoquer une venue si le puits n’a pas été rempli avec un volume de boue équivalent au volume d’acier extrait. Les équations suivantes nous permettent de calculer la réduction de la pression de fond dûe à cette baisse de niveau lorsque les tiges sont remontées vides ou pleines. ·

Tiges vides

DP = H ´

·

Gb ´ Vatige (Vi tubage - Va

tige

)

Tiges pleines

DP = H ´

[

Gb ´ Va Vi

tubage

27

[

tige

- Va

+ Vi tige

tige

+ Vi

] tige

]

DP : Réduction de la pression de fond (bars)

Où

H : Longueur de tiges remontée (m) Gb : Gradient de boue (bar/m) Va tige : volume acier des tiges (L/m) Vi tige : volume intérieur des tiges (L/m) Vi tubage : volume intérieur du tubage (L/m)

3.3 PISTONNAGE VERS LE HAUT ET VERS LE BAS Pistonnage vers le haut (Swabbing) Le pistonnage vers le haut est un phénomène qui se manifeste lors de la remontée de la garniture entraînant une dépression au fond du puits.

P fond =

Z ´ di - DEPRESSION 10 , 2

Cette dépression est d’autant plus importante que : · La vitesse de remontée est trop rapide · La densité et la rhéologie (viscosité, gel …) sont élevées · Le jeu entre le trou et la BHA est réduit · L’outil est bourré Le pistonnage vers le haut peut être détecté par un suivi rigoureux du retour à la goulotte et un bilan des volumes dans le trip tank. Pour minimiser l’effet du pistonnage il faut : · · · ·

Conditionner la boue Avoir une surpression suffisante sur le fond avant d’entamer la remontée (trip margin) Contrôler la vitesse de manœuvre Circuler en remontant si nécessaire

Si un pistonnage a eu lieu, la manœuvre doit être arrêtée et la procédure suivante sera appliquée : a) si le puits ne débite pas : · · ·

Installer le gray valve Redescendre au fond, en contrôlant le retour de boue après chaque longueur Circuler sous duse le bottom up

Certaines compagnies préfèrent faire le stripping au lieu de redescendre la garniture puits ouvert.

28

b) si le puits débite : · · · · ·

Installer la safety valve Fermer le puits selon procédures Installer la gray valve Redescendre au fond en strippant Circuler sous duse et évacuer la venue

Pistonnage vers le bas (Surgging) Le pistonnage vers le bas est aussi un phénomène qui se manifeste lors de la descente de la garniture entraînant une surpression au fond du puits.

Pfond =

Z ´ di + SURPRESSIO N 10 ,2

Si cette surpression est importante, la pression de fond devient supérieure à la pression de fracturation de la formation, et par conséquent provoquer une perte totale de la boue qui pourra entraîner une baisse suffisante du niveau de boue dans le puits et favorise l’envahissement du puits par le fluide de la formation.

3.4 PERTE DE CIRCULATION Lors d’une perte totale de circulation, la pression hydrostatique diminue et si elle devient inférieure à la pression de pores, il y aura une intrusion du fluide de la formation dans le puits. La hauteur maximale de vide tolérée pour ne pas avoir une venue est donnée par la formule suivante :

DP ´ 10 , 2 H = di Où

H : la hauteur maximale du vide (m) DP : La différence entre la pression de fond et la pression de pores (bars) di : La densité initiale de la boue (kg/L)

29

3.5 DENSITE DE BOUE INSUFFISANTE La densité de boue est un facteur primordial pour le contrôle primaire du puits. Si cette densité devient inférieure à la densité d’équilibre d’une formation poreuse et perméable il y aura venue. L’insuffisance de la densité peut être dûe à : · · ·

Une sous estimation de la pression de pores Une diminution accidentelle de la densité de boue en surface Une contamination de la boue par le fluide de formation

3.6 FORMATIONS À PRESSIONS ANORMALEMENT ELEVEES Des formations à pressions anormalement élevées sont souvent rencontrées dans beaucoup de régions et à des profondeurs très diverses. Ces formations sont souvent une des causes des venues. On dit qu’une formation est à pression anormalement élevée lorsque son gradient de pression est supérieur au gradient normal.

Gradienr anormal ñ 0,105bar / m

3.7 CONTAMINATION DE LA BOUE PAR LE GAZ Lors du forage des formations contenant du gaz, ce dernier se mélange à la boue entraînant une réduction de la densité effective. Cette réduction est d’autant plus significative lorsque le gaz s’approche de la surface (Loi de BOYLE). La quantité de gaz contaminant la boue de forage dépend de : · · · ·

La vitesse d’avancement (ROP) Diamètre de l’outil de forage La porosité Les conditions de fond (pression et température)

Pour la sécurité du puits la boue doit être dégazée en surface avant d’être recirculée.

30

Exercice d’application Calculer le volume de gaz dégagé en surface après forage d’un simple de 9m dans une formation perméable, en 8 1/2 à 3250m. (deql = 1,45 porosité = 20%) On appliquera la loi de Mariotte : Pfond × Vfond = Psurface × Vsurface Vfond = 36,61 × 9 × 0,20 = 66 litres Ppores = (1,45 × 3250) / 10,2 = 462 bars Psurface = 0,98 bar 462 × 66 = 0,98 × Vsurface Vsurface =

462 ´ 66 3 = 31114 litres, soit # 31 m 0,98

31

4.1 INTRODUCTION Une détection rapide d’une venue suivie immédiatement par une action appropriée sont les éléments clés pour la réussite de contrôle du puits. Plusieurs signes peuvent prévenir d’un risque imminent d’une venue, ces signes avertisseur sont analysée ci – après.

4.2 SIGNES PRECURSEURS D’UNE VENUE La sécurité du puits dépend essentiellement de la détection rapide des signes précurseurs d’une venue, toutefois la détection d’un seul signe peut ne pas être un indicateur définitif d’une venue, c’est la raison pour laquelle il est très important d’observer les autres indicateurs ci-après. ·

Augmentation de la vitesse d’avancement (Drilling Break)

·

Augmentation du torque et des frottements

·

Diminution de la densité des argiles

·

Taille, forme et volume des cuttings

·

Changement des propriétés de la boue

·

Changement de la température de la boue à la sortie

·

Diminution du d’exposant

·

Indices de gaz dans la boue

4.3 SIGNES POSITIFS D’UNE VENUE Un signe positif d’une venue signifie une intrusion sûre d’un certain volume d’effluent dans le trou ce qui nécessite la fermeture immédiate du puits. Les signes positifs énumérés ci-dessous peuvent se manifester en cours de forage ou pendant les manœuvres.

32

En cours de forage Les signes positifs d’une venue en cours de forage sont : · · ·

L’augmentation du débit à la goulotte L’augmentation du niveau des bacs Le débit à la goulotte, pompes à l’arrêt

Le débitmètre différentiel (mud flow indicator) et le totaliseur des volumes (mud volume totaliser) sont indispensables pour la détection des venues. En cours des manœuvres Les signes positifs d’une venue en cours de manœuvres sont : · La différence entre le volume de boue rempli et le volume d’acier extrait à la remontée · La différence entre le volume d’acier introduit et le volume de boue récupéré à la descente L’utilisation d’un trip tank et d’une feuille de manœuvre sont indispensable pour une détection rapide d’une intrusion d’effluent en cours de manœuvre.

33

5.1 INTRODUCTION La détection rapide d’une venue de la fermeture immédiate du puits sont les éléments clés pour la réussite des opérations de remise sous contrôle du puits. Les procédures de fermeture de puits ont été établies dans le but de : · ·

Sécuriser le puits Minimiser le volume de la venue

L’importance et la sévérité de la venue dépendent de : · · · ·

La pression différentielle au fond du puits La perméabilité de la formation Temps écoulé avant la fermeture du puits La nature de l’effluent

L’objectif de ce chapitre est de décrire les différentes procédures de fermeture de puits, en cas de venue, reconnues par l’industrie pétrolière. Ces procédures énumérées ci-dessous, relatives aux appareils de forage fixes ne sont que des recommandations générales : · · ·

La procédure de fermeture soft La procédure de fermeture hard La procédure de fermeture fast

5.2 PROCEDURE DE FERMETURE SOFT Alignement du circuit de contrôle Pendant les opérations de forage le circuit de contrôle doit être aligné comme suit (Fig 5.1). · · · · ·

la vanne manuelle de la choke line ouverte la vanne hydraulique de la choke line fermée la duse hydraulique ouverte toutes les vannes de la ligne (en avale de la HCR) passant par la duse hydraulique, allant au séparateur doivent être ouvertes les autres vannes du manifold de duses fermées

34

Procédure de fermeture en forage La procédure de fermeture soft en cas de venue pendant le forage consiste à : · · · · · · ·

arrêter la rotation et donner l’alerte dégager la tige d’entraînement avec les pompes en marche et positionner le premier tool joint au dessus de la table de rotation arrêter les pompes de forage et observer le retour de la boue, si positif : Ouvrir la vanne hydraulique de la choke line Fermer un obturateur (l’annulaire de préférence) Fermer la duse hydraulique et avertir le superviseur Noter le gain, relever les pressions en tête des tiges et d’annulaire et ploter leurs valeurs en fonction du temps

Procédure de fermeture en manœuvre S’il y a indication de venue en cours de manœuvre, le puits doit être fermer de la manière Suivante : · · · · · · ·

Poser la garniture sur cales Installer la vanne de sécurité (Safety valve) en position ouverte Fermer la vanne de sécurité Ouvrir la vanne hydraulique de la choke line Fermer un obturateur (l’annulaire de préférence) Fermer la duse hydraulique et avertir le superviseur Noter le gain et relever la pression en tête d’annulaire

35

36

5.3 PROCEDURE DE FERMETURE HARD Alignement du circuit de contrôle Pendant les opérations de forage le circuit de contrôle doit être aligné comme suit (Fig 5.2) : · · · · ·

La vanne manuelle de la choke line ouverte La vanne hydraulique de la choke line fermée La duse hydraulique fermée Toutes les vannes de la line (en avale de la HCL) passant par la duse hydraulique, allant au séparateur doivent être ouvertes Les autres vannes du manifold de duses fermées

Procédure de fermeture en forage La procédure de fermeture hard pendant le forage consiste à : · · · · · ·

arrêter la rotation et donner l’alerte dégager la tige d’entraînement avec les pompes en marche et positionner le premier tool joint au dessus de la table de rotation arrêter les pompes et observer le puits, si positif : Ouvrir la vanne hydraulique de la choke line et avertir le superviseur Fermer un obturateur (de préférence la pipe RAMS) Noter le gain, relever les pressions en tête des tiges et d’annulaire et ploter leurs valeurs en fonction du temps

Procédure de fermeture en manœuvre S’il y a indication de venue en cours de manœuvre, le puits doit être fermé de la manière Suivante : · · · · · ·

Poser la garniture sur cales Installer la vanne de sécurité (Safety valve) en position ouverte Fermer la vanne de sécurité Ouvrir la vanne hydraulique de la choke line et avertir le superviseur Fermer un obturateur (de préférence la pipe RAMS) Noter le gain et relever la pression en tête d’annulaire

37

5.4 PROCEDURE DE FERMETURE FAST Alignement du circuit de contrôle L’alignement du circuit du contrôle est le même que celui utilisé dans la procédure hard. Procédure de fermeture en forage La procédure de fermeture fast pendant le forage consiste à : · · · · · ·

arrêter la rotation et donner l’alerte dégager la tige d’entraînement avec les pompes en marche et positionner le premier tool joint au dessus de la table de rotation arrêter les pompes et observer le puits, si positif : Ouvrir la vanne hydraulique de la choke line Fermer un obturateur (de préférence l’annulaire) et avertir le superviseur Noter le gain, relever les pressions en tête des tiges et d’annulaire et ploter leurs valeurs en fonction du temps

Procédure de fermeture en manœuvre S’il y a indication de venue en cours de manœuvre, le puits doit être fermé de la manière Suivante : · · · · · ·

Poser la garniture sur cales Installer la vanne de sécurité (Safety valve) en position ouverte Fermer la vanne de sécurité Ouvrir la vanne hydraulique de la choke line Fermer un obturateur (de préférence l’annulaire) et avertir le superviseur Noter le gain et relever la pression en tête d’annulaire

NOTE : Après la fermeture du puits, il est recommandé pour toutes les procédures d’aligner le retour de la goulotte sur le trip tank pour détecter d’éventuelles fuites au niveau des obturateurs.

38

39

5.5 AVANTAGES ET INCONVENIENTS PROCEDURES DE FERMETURE

DES

DIFFERENTES

Procédure soft Avantages : ·

Permet le contrôle et la surveillance de l’évolution des pressions en tète de l’annulaire et en tète des tiges durant la fermeture Evite les coups de bélier à la formation

·

Inconvénients : · ·

Temps de fermeture assez long engendrant un gain important Risque de confusion durant son application

Procédures hard et fast Avantages : · ·

Temps de fermeture court entraînant un gain faible Procédure de fermeture moins compliquée

Inconvénients : · ·

Ne permet pas le contrôle de l’évolution des pressions à la fermeture Risque des coups de bélier au niveau du découvert

5.6 PROCEDURE D’EVACUATION AVEC DIVERTER : Une bonne pratique de contrôle de venues consiste à installer un diverter pendant le forage des formations de surface de faible gradient de fracturation et susceptibles de contenir du gaz. Cet équipement assure l’évacuation de la venue sans fermer le puits. Recommandations pratiques : a) En forage : Lors du forage des formations de surface susceptibles de contenir du gaz, les points suivants doivent être pris en compte : ·

Le bon nettoyage du trou

·

Le contrôle de l’avancement

·

Le risque de pistonnage

·

L’intercalation d’un clapet anti-retour dans la garniture

40

b) En cas de venue : Au moindre signe de venue pendant le forage, la procédure suivante doit être appliquée (fig 5.3) : · Maintenir les pompes à fort débit et pomper la boue lourde déjà préparée · Positionner la vanne de sécurité (Safety valve) au dessus de la table de rotation · Ouvrir la ligne d’évacuation · Fermer la vanne de retour sur tamis vibrants et trip tank · Fermer le diverter · Arrêter les équipements et oranges non nécessaires pour le contrôle du puits (blowers, poste de soudure,…) NOTE : 1. En cas d’épuisement de la réserve de boue continuer le pompage avec de l’eau 2. Si le diverter est doté de deux lignes de torche, fermer la vanne de la ligne opposée à la direction du vent.

41

5.6 PROCEDURE DE FERMETURE LORS DES OPERATIONS DE WIRE-LINE : Dans le cas de venue pendant les opérations de wire-line, il est conseillé de procéder comme suit : · Arrêter les opérations de wire line et fermer l’obturateur annulaire · Ouvrir la vanne hydraulique de la choke line et avertir le superviseur · Noter le gain et relever la pression en tête · Etablir un programme de neutralisation NOTE : Il est recommandé de remonter le câble wire line par stripping. En cas de complication couper le câble et fermer l’obturateur shear ou blind rams.

42

6.1 INTRODUCTION Une venue peut survenir à tout moment durant la réalisation d’un forage, c’est la raison pour laquelle un certain nombre de paramètres doivent être préalablement choisis, mesurés, calculés et régulièrement tenus à jour. Les autres paramètres nécessaires pour le contrôle seront calculés ultérieurement sur la base des données obtenues après la fermeture du puits.

6.2 CHOIX DU DEBIT DE CONTROLE (Qr) La circulation des venues se fait généralement à des débits relativement faibles par rapport aux débits de forage. En pratique la valeur du débit de contrôle est généralement choisie entre la moitié et le quart du débit de forage. Ce choix est fait sur la base d’un certain nombre de critères pour : ·

Minimiser les surpressions exercées dans le puits par réduction des pertes de charge annulaire

·

Donner le temps à l’opérateur de la duse d’ajuster les pressions et de réagir efficacement en cas de problèmes durant le contrôle

·

Tenir compte de la capacité du Mud Gas Separator pour le traitement de la venue

·

Avoir le temps nécessaire pour l’alourdissement de la boue en surface

·

Réduire le risque d’usure de la duse

6.3 MESURE DES PERTES DE CHARGE À DEBIT REDUIT (Pc1) Le calcul théorique des pertes de charge étant approximatif, une mesure directe devient nécessaire pour l’obtention d’une valeur exacte des pertes de charge à débit réduit. Ces pertes de charges sont mesurées par le circuit normal de forage. La valeur de ces pertes de charge doit être régulièrement tenue à jour par des mesures fréquentes : · · · ·

à chaque changement d’équipe à chaque changement de la BHA à chaque changement de la densité et la rhéologie de la boue après forage d’une longue section de 100 à 200 m

NOTE : la lecture des pertes de charge à débit réduit (Pc1) doit se faire sur le manomètre du panel de commande duse, utilisé pour le contrôle des venues.

43

6.4 CALCUL DE LA PRESSION MAXIMALE ADMISSIBLE (Padm) La connaissance de la pression maximale admissible en tête de l’annulaire est d’une importance vitale pour éviter la fracturation de la formation la plus fragile durant le contrôle de la venue. La valeur de la pression maximale admissible est obtenue à partir des résultats du Leakoff test d’après la formule suivante :

d 1 ´ Zs 10 , 2

Padm = P frac Ou bien :

Padm = Zs ´

d

frac

- d1

10 , 2

Où Padm : pression maximale admissible (bars) Pfrac : pression de fracturation (bars) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) Zs : côte verticale du sabot (m) d frac: densité de fracturation (kg/L)

6.5 MESURE DU GAIN (G) Le gain de boue en surface représente le volume de la venue au fond du puits après fermeture, il est donc estimé par la différence des niveaux dans les bacs à boue avant et après la venue. Toutefois si ce raisonnement est valable pour les boues à base d’eau, il ne l’est pas pour les boues à base d’huile, le gain mesuré dans ce cas doit être corrigé.

6.6 OBSERVATION ET RELEVEE DES PRESSIONS EN TETE Dès la fermeture du puits après une venue, les pressions en tête des tiges et d’annulaire doivent être relevées et notées chaque minute jusqu’à la stabilisation. Le temps nécessaire pour la stabilisation des pressions en tête dépend des paramètres suivants : · · ·

La pression différentielle au fond du puits La perméabilité du réservoir La nature de l’effluent Dans le cas d’une venue de gaz, la détermination des pressions stabilisées en tête s’avère difficile et délicate du fait de la migration du gaz dans l’espace annulaire. C’est la raison pour laquelle en pratique, toute augmentation de pression au-delà d’une certaine limite est considérée comme étant due à la migration du gaz (fig 6.1) 44

45

6.7 CALCUL DE LA DENSITE REQUISE (dr) La méconnaissance de la densité exacte de l’effluent rend l’estimation de la pression de pores au moyen de l’espace annulaire incertaine, par contre, son calcul par l’intérieur de la garniture donne une valeur plus précise du fait que l’intérieur des tiges est rempli d’une boue homogène de densité connue.

P pores

=

Z ´ dr = Pt 10 , 2

dr = d 1 +

1

+

Z ´ d1 10 , 2

10 , 2 ´ Pt 1 Z

Où dr : densité requise de la boue (kg/L) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) Pt1 : pression stabilisée en tête des tiges (bars) Z : côte verticale (m) La masse de baryte nécessaire pour alourdir la boue de la densité initiale (d1) à la densité requise (dr) est donnée par la formule suivante :

B = 4 ,2 ´ V ´

dr - d 1 4 , 2 - dr

Où B : masse de baryte nécessaire pour l’alourdissement (tonnes) V : volume total de boue à alourdir (m3 ) dr: densité requise de la boue (kg/L) d1 : densité initiale de la boue (kg/L)

46

6.8 CALCUL DES VOLUMES ET TEMPS DE CIRCULATION ·

Intérieur garniture

a) Volume intérieur garniture (Vi) :

Vi = V int tiges + V int

b) Nombre de coups de pompe (Ci) :

Ci =

c) Temps de circulation (Ti) :

Ti

·

Vi Qu

=

=

BHA

Vi ´ Nr Qr

Vi Qr

Espace annulaire découvert

a) Volume annulaire découvert (Vd) :

b) Nombre de coups de pompe (Cd) :

c) Temps de circulation (Td) :

Vd = Van( BHA/ OH ) + Van( DP / OH )

Cd

=

Vd Qu

Td

=

Vd Qr

47

=

Vd ´ Nr Qr

·

Espace annulaire total

a) Volume annulaire total (Va) :

Va = V an OH + V anCSG

b) Nombre de coups de pompe (Ca) :

Ca

=

Va Qu

c) Temps de circulation (Ta) :

Ta

=

Va Qr

=

Va ´ Nr Qr

Où Vi : volume intérieur garniture (L) Qu : débit réel unitaire de la pompe (L/cp) Nr : vitesse de la pompe correspondant au débit de contrôle (cps/min) Qr : débit de contrôle (L/min)

6.9 CALCUL DE LA PRESSION INITIALE DE CIRCULATION (PR1) Durant le contrôle à débit constant, la pression initiale de circulation (PR1) nécessaire Pour maintenir une pression constante au fond et égale à la pression de pores :

P R 1 = Pt 1 + Pc 1 Où PR1 : pression initiale de circulation (bars) Pt1 : pression stabilisée en tête des tiges (bars) Pc1 : pertes de charge à débit réduit (bars)

48

6.10 CALCUL DE LA PRESSION FINALE DE CIRCULATION (PRr) Pour maintenir une pression au fond constante lors du pompage de la boue de densité requise à l’intérieur de la garniture, la pression de refoulement doit décroître de la pression de refoulement initiale (PR1) jusqu’à la pression de refoulement finale (PRr). Cette pression finale correspond aux pertes de charge à l’intérieur de la garniture lorsque la boue lourde atteigne l’outil.

P Rr = Pc

1

´

Où PRr : pression finale de circulation (bars) Pc1 : pertes de charge à débit réduit (bars) dr : densité requise de la boue (kg/l) d1 : densité initiale de la boue (kg/L)

49

dr d1

7.1 INTRODUCTION Plusieurs méthodes de contrôle ont été développées à la file des années pour traiter diverses situations de venues. Ces méthodes de contrôle ont le même principe de base qui consiste à maintenir une pression au fond constante et égale ou légèrement supérieure à la pression de pores durant toute la durée du contrôle. Elles diffèrent les unes des autres par la procédure de mise en œuvre de ce principe.

7.2 DRILLER’S METHOD La Driller’s Method est la méthode la plus anciennement utilisée, elle est considérée comme étant la méthode la plus simple à mettre en œuvre du fait que le contrôle peut se faire immédiatement après la fermeture du puits sans préparation spéciale. 7.2.1 Présentation Cette méthode se réalise en deux cycles : · Premier cycle

EVACUER LA VENUE AVEC LA BOUE DE DENSITE INITIALE (d1) EN CIRCULANT SOUS DUSES.

·

Deuxième cycle

REMPLACER LA BOUE DE DENSITE INITIALE (d1) PAR LA BOUE DE DENSITE REQUISE (dr) POUR EQUILIBRER LA PRESSION DE PORES EN CIRCULANT SOUS DUSES.

50

Objectif du premier cycle : Evacuer la venue avec la boue de densité initiale (d1) en maintenant la pression de fond constante et égale ou légèrement supérieure à la pression de pores pour éviter une nouvelle venue.

ON CIRCULE A PRESSION DE REFOULEMENT CONSTANTE PR1 = Pc1 +

Pt1 ET A DEBIT DE CONTROLE Qr CONSTANT JUSQU'A

L’EVACUATION COMPLETE DE LA VENUE. A LA FIN DU CYCLE (Puits fermé)

Pt = Pa = Pt1

Objectif du deuxième cycle : Remplacer la boue de densité initiale (d1) par la boue de densité requise (dr) en maintenant la pression de fond constante et égale ou légèrement supérieure à la pression de pores.

LA PRESSION DE REFOULEMENT DECROIT DE PR1 A PRr LORSQUE LA BOUE DE DENSITE REQUISE (dr) ARRIVE A L’OUTIL. PUIS ELLE EST MAINTENUE CONSTANTE JUSQU'A LA FIN DU CYCLE. LE DEBIT DE CONTROLE Qr EST CONSTANT PENDANT TOUT LE CYCLE.

AU DEBUT DU CYCLE

PR = PR1 = Pc1 + Pt1

A L’ARRIVEE DE LA BOUE dr A L’OUTIL

PR = PRr = Pc1 ×

A LA FIN DU CYCLE (Puits fermé)

Pt = Pa = 0

51

dr d1

52

53

54

7.2.2 Procédure de mise en œuvre 1) Fermer le puits dès la constatation d’un signe positif de venue 2) Noter le gain et relever les pressions stabilisées en tête des tiges et d’annulaire 3) Remplir la fiche de contrôle (kill sheet) 4) Premier cycle ·

Ouvrir légèrement la duse et démarrer progressivement la pompe de forage jusqu’à atteindre le débit de contrôle (Qr) en ajustant la duse pour maintenir la pression annulaire constante et égale à la valeur de la pression stabilisée en tête d’annulaire (Pa1). Une fois le débit de contrôle est atteint, la pression en tête des tiges doit être égale en principe à la pression initiale de circulation calculée (PR1).

·

Continuer à circuler à débit constant jusqu’à l’évacuation complète de la venue tout en ajustant la duse pour maintenir la pression de refoulement constante et égale à la pression initiale de circulation (PR1). Après l’évacuation complète de la venue, la pression en tête d’annulaire doit se stabiliser à la valeur Pt1 (en circulation).

·

Arrêter la circulation et fermer le puits une fois la boue lourde est prête. Après la fermeture du puits, on doit lire les mêmes pressions en tête des tiges et d’annulaire. Pt = Pa = Pt1

5) deuxième cycle ·

La boue de densité requise étant prête. Ouvrir légèrement la duse et démarrer la pompe progressivement jusqu’à atteindre le débit de contrôle en ajustant la duse pour maintenir la pression annulaire constante et égale à la valeur de la pression annulaire lors de la fermeture en fin de la première circulation (Pa = Pt 1).

·

Continuer à circuler à débit constant et ajuster la duse pour avoir une pression de refoulement décroissante de la valeur de la pression initiale de circulation (PR1) à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) selon le graphe préétabli.

·

Une fois la boue lourde atteigne l’outil, continuer à circuler à pression de refoulement constante et égale à la pression finale de circulation (PRr) jusqu’à l’arrivée de la boue de densité requise en surface. On doit noter en principe une pression annulaire nulle.

·

Arrêter la circulation, fermer la duse et observer les pressions en tête des tiges et d’annulaire qui doivent être nulles.

·

Ouvrir le puits et continuer les opérations normales de forage après conditionnement de la boue. 55

NOTES : 1. Durant la circulation de la venue dans le découvert, la pression annulaire ne doit en aucun cas dépasser la pression maximale admissible en tête (Padm) pour ne pas fracturer au sabot ou au point fragile. Une fois la venue est dans le tubage, le risque de fracturation est écarté si la pression de fond est maintenue constante. 2. Après la mise en place de la boue de densité requise, cette dernière peut être alourdie à une densité supérieure fournissant une marge de sécurité (trip margin) de l’ordre de 10 à 15 bars.

7.2.3 Avantages et inconvénients Avantages : ·

Démarrage du contrôle juste après la stabilisation des pressions

·

Simple d’utilisation

Inconvénients : ·

Entraîne des pressions élevées dans l’annulaire qui peuvent provoquer la fracturation au point fragile.

·

Génère de fortes pressions en surface et par conséquent l’exposition des équipements à ces pressions durant une longue période.

·

Temps de contrôle élevé.

7.3 Wait and Weight Method La Wait and Weight Method est une autre technique de contrôle de venues ayant le même principe de base que la driller’s method. La procédure de cette méthode consiste à évacuer la venue avec la boue de densité requise en une seule circulation.

56

7.3.1 Présentation Cette méthode se réalise en un seul cycle :

EVACUER LA VENUE AVEC LA BOUE DE DENSITE REQUISE (dr) EN CIRCULANT SOUS DUSES.

Objectif : Evacuer la venue avec la boue de densité requise (dr) en maintenant la pression de fond Constante et égale ou légèrement supérieure à la pression de pores pour éviter une Nouvelle venue.

LA PRESSION DE REFOULEMENT DECROIT DE PR1 A PRr LORSQUE LA BOUE DE DENSITE REQUISE (dr) ARRIVE A L’OUTIL. PUIS ELLE EST MAINTENUE CONSTANTE JUSQU'A L’EVACUATION COMPLETE DE LA VENUE ET RETOUR DE LA

BOUE

DE

DENSITE

(dr)

EN

SURFACE.

LE DEBIT DE CONTROLE Qr EST CONSTANT PENDANT TOUT LE CYCLE.

AU DEBUT DU CYCLE

PR = PR1 = Pc1 + Pt1

A L’ARRIVEE DE LA BOUE dr A L’OUTIL

PR = PRr = Pc1 ×

A LA FIN DU CYCLE (Puits fermé)

Pt = Pa = 0

57

dr d1

58

59

7.3.2 Procédure de mise en œuvre de la Wait & Weight Method 1) Fermer le puits dès la constatation d’un signe positif de venue 2) Noter le gain et relever les pressions stabilisées en tête des tiges et d’annulaire 3) Remplir la fiche de contrôle (kill sheet) et alourdir la boue à la densité requise. 4) Une fois la boue de densité requise est prête, ouvrir légèrement la duse et démarrer progressivement la pompe jusqu’à atteindre le débit de contrôle (Qr) en maintenant à l’aide de la duse la pression annulaire constante et égale à la pression stabilisée en tête d’annulaire (Pa1). Lorsque le débit de contrôle est atteint avec une pression annulaire maintenue constante, le manomètre de tiges doit indiquer une pression de refoulement égale à la valeur de la pression initiale de circulation (PR1). 5) Pendant le pompage de la boue de densité requise à l’intérieur de la garniture à débit de contrôle constant, la pression de refoulement doit décroître selon le graphe préétabli de la valeur de la pression initiale de circulation (PR1) à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) lorsque la boue lourde atteigne l’outil. 6) Durant la remontée de la boue lourde dans l’espace annulaire, continuer à circuler à pression de refoulement constante et égale à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) en ajustant la duse jusqu’à l’évacuation complète de la venue et le retour de la boue lourde en surface. 7) Arrêter la pompe, fermer la duse et observer les pressions en tête des tiges et d’annulaire qui doivent nulles. 8) Ouvrir le puits et continuer les opérations normales de forage après conditionnement de la boue. 7.3.2 avantages et inconvénients Avantages : ·

moins de risque de fracturation surtout pour des découverts très longs

·

moins de pression en tête d’annulaire durant le contrôle

·

moins de risque d’usure de la duse (washout) du fait que le temps de circulation est réduit

60

Inconvénients : ·

temps d’attente important pour préparer la boue de densité requise, d’où risque de coincement et de bouchage de la garniture

·

difficultés d’homogénéisation de la boue pour des volumes importants

·

migration du gaz durant l’attente

·

difficultés de prévoir le comportement du gaz dans l’espace annulaire

61

62

63

7.3.3 Concurrent Méthode : Cette méthode est aussi connue sous le nom de "Slow Weight-up Méthode" ou "Engineering Méthode", elle est généralement utilisée dans des cas où les moyens de barytage sont limités. Cette méthode consiste à démarrer le contrôle de la venue après la stabilisation des pressions. L’alourdissement de la boue se fait par palier durant la circulation. Elle est plus compliquée que les autres méthodes de contrôle du fait de la présence de plusieurs densité à la fois à l’intérieur de la garniture, ce qui nécessite plus d’attention pour suivre l’évolution de la pression de refoulement durant le contrôle de la venue. 7.3.4 Volumétric Méthod : La Volumétric Méthod est une méthode de contrôle conventionnelle qui consiste à faire remonter jusqu’en surface une venue de gaz sans circulation, en laissant le gaz se détendre d’une manière contrôlée. Cette méthode est utilisée dans des situations particulières de venues où la circulation de l’effluent devient impossible telles que : · · · · ·

Garniture de forage hors du trou Garniture coincée loin du fond Bouchage de la garniture de forage Arrêt de la force motrice Siffleur ou rupture de la garniture de forage

On peut distinguer deux cas possibles lors de l’application de la Volumétric Méthod. 1er – cas : communication de pression entre l’espace annulaire et l’intérieur des tiges avec impossibilité de circulation. Chaque fois que la lecture de la pression en tête des tiges est possible, on utilise ce qu’on appel la méthode de purge classique. Cette méthode consiste à purger de la boue pour maintenir la pression en tête des tiges constante et égale à la valeur de la pression stabilisée (Pt1) jusqu’à l’arrivée du gaz sous les obturateurs où il sera évacué en circulation ou en utilisant la lubricating technique. En pratique, une marge de sécurité est prise pour pallier aux fluctuations des pressions lors de la manipulation de la duse. 2eme – cas : pas de communication de pression et impossibilité de circulation. Lorsque la lecture de la pression en tête des tiges n’est pas possible, le contrôle de la pression de fond doit se faire avec le manomètre annulaire.

64

a) Choix et calculs : 1. Choix du palier de pression de travail (ΔP) : Le palier de pression de travail (ΔP) est défini comme étant l’augmentation de pression annulaire autorisée avant de purger un certain volume de boue pour garder la pression de fond constante. La valeur de ce palier de pression est généralement comprise entre 5 et 10 bars. En pratique, l’augmentation de la pression annulaire est obtenue en laissant le gaz migrer puits fermé. 2. Choix de la marge de sécurité (S) : Une marge de sécurité de 10 à 15 bars est prise pour pallier aux variations des pressions dûes au maniement de la duse. 3. Calcul du volume de purge (V) : Le volume V est le volume de boue à purger dans le trip tank donnant une pression hydrostatique dans l’espace annulaire égale au palier de pression de travail (ΔP) choisi. Le calcul de ce volume est obtenu par la formule suivante :

V =

10,2 ´ DP ´ Vea d1

Où V : Volume de boue à purger (L) ΔP : Palier de pression de travail (bars) d1 : densité de la boue (Kg/L) Vea : Volume espace annulaire correspondant à la position du gaz dans l’espace annulaire (L/m) 4. Calcul de la vitesse de migration du gaz (Vm) Une fermeture prolongée du puits après une venue de gaz aura pour conséquence une augmentation de pression dûe à la migration de ce dernier. La vitesse de migration du gaz dans l’espace annulaire est estimée à partir de l’augmentation de la pression par unité de temps. Pour connaître la position du gaz à tout moment dans l’espace annulaire, la formule suivante peut être appliquée :

Vm =

10 , 2 ´ D P d1

Où Vm : vitesse de migration du gaz (m/h) ΔP : augmentation de pression (bars/h) d1 : densité de la boue (Kg/L) 65

Procédure de mise en œuvre de la Volumétrie Méthode : 1) Noter la pression stabilisée en tête de l’annulaire Pa1 2) Laisser la pression annulaire monter jusqu’à la valeur Pa2 = Pa1 + S + ΔP 3) Purger dans le trip tank à pression annulaire constante et égale à Pa2 le volume de boue V calculé correspondant à la position du gaz dans l’annulaire en utilisant de préférence la duse manuelle 4) Laisser la pression annulaire monter d’une valeur égale au palier de pression de travail ΔP choisi. La pression annulaire aura une nouvelle valeur Pa3 = Pa2 + ΔP 5) Répéter les séquences 3 et 4 jusqu’à l’arrivée du gaz en surface, puis sera évacué en utilisant la lubricating

66

Données : Z = 3700 m Zs = 2450 m d1 = 1, 40 Kg/L dgaz = 0, 30 Kg/L LDC = 200 m Pt1 = 0 bar (garniture bouchée) Pa1 = 50 bars Gain = 1500 L Capacités : OH/DC = 15,20 L / m OH/DP = 23,90 L / m CSG/DP = 24,90 L / m On prend une marge de sécurité S = 10 bars et un palier de pression de travail ΔP = 5 bars. La pression annulaire est égale à : Pa2 = Pa1 + S + ΔP Pa2 = 50 + 10 + 5 = 65 bars Si l’augmentation de pression est de 10 bars en 30 min, la bulle de gaz a migré du fond de la valeur :

h = h =

10 , 2 ´ D P d1

10 , 2 ´ 10 = 73 m 1, 40

La mise en application de la volumétrie méthode est décrite comme suit : 1) après fermeture, laisser la pression annulaire augmenter jusqu’à la valeur Pa2 = 65 bars, ensuite purger à pression annulaire constante le volume V = 554 L 2) laisser la pression annulaire augmenter jusqu’à la valeur Pa3 = 70 bars et purger à pression annulaire constante le volume V = 871 L 3) Répéter la séquence 2 en laissant la pression annulaire augmenter de la valeur ΔP et purger le volume V correspondant à la position de la venue dans l’espace annulaire jusqu’à l’arrivée de la venue sous les obturateurs. 67

68

69

7.3.5 Lubricating Technique : C’est une technique utilisée pour évacuer un volume de gaz se trouvant sous les obturateurs en le remplaçant par la boue de forage. Le principe de la technique consiste à maintenir la pression de fond constante en pompant un certain volume de boue par l’espace annulaire et de purger un volume de gaz pour réduire la pression annulaire d’une valeur égale à la pression hydrostatique du volume pompé. Procédure de mise en œuvre de la Lubricating : 1) Noter la pression annulaire Pa 2) Choisir un palier de pression de travail ΔP qui est généralement compris entre 5 et 10 bars 3) Calculer le volume de boue V donnant une pression hydrostatique dans l’espace annulaire égale au palier de pression de travail ΔP choisi

V =

10,2 ´ DP ´ Vea d1

Où V : Volume de boue à pomper par l’espace annulaire (L) ΔP : Palier de pression de travail choisi (bars) d1 : densité de la boue (Kg/L) Vea : Volume de l’espace annulaire tubage-tiges (L/m) 4) Pomper par l’espace annulaire (kill line) le volume de boue V calculé 5) Laisser la boue se décanter à travers le gaz 6) Purger du gaz à l’aide de la duse manuelle pour réduire la pression annulaire d’une valeur égale au palier de pression de travail ΔP choisi plus la surpression dûe à l’injection de la boue 7) Répéter les séquences 4, 5 et 6 jusqu’à l’évacuation complète de la venue NOTE : Dans le cas d’une venue en cours de manœuvre, la pression annulaire doit être nulle en fin de l’opération de lubrification et l’augmentation de la densité n’est nécessaire pour remettre le puits sous contrôle.

70

Exemple d’application :

Données : d1 = 1,40 kg/L Pt1 = 0 bar (garniture bouchée) Pa = 100 bars Capacité espace annulaire : CSG/DP = 24,90 L/m

On choisira un palier de pression de travail ΔP de 5 bars.

Le calcul du volume de boue à pomper correspondant au palier de pression de travail ΔP est :

V =

V =

10,2 ´ DP ´ Vea d1

10,2 ´ 5 ´ 24,9 = 907litres 1,40

L’évolution de la pression annulaire en fonction du volume de boue pompé est représentée comme suit sur la figure (7.4).

71

Pour remettre le puits sous contrôle dans le cas précédemment étudié où la garniture a été supposée bouchée, cette dernière doit être perforée ou nettoyée après l’évacuation complète de la venue.

72

73

7.4 PROCEDURE DE STRIPPING : Dans le cas d’une venue en cours de manœuvre de remontée, plusieurs options peuvent être envisagées : a) si le puits ne débite pas, redescendre la garniture au fond puits ouvert tout en surveillant le retour de boue à la goulotte. b) Si le puits est fermé, garniture loin du fond et les conditions du trou ne permettent pas de redescendre la garniture, la Volumétrie Méthode sera utilisée pour contrôler la venue. c) Si le puits est fermé après débit et le conditions du trou le permettent, le stripping est recommandé pour retourner l’outil au fond et évacuer la venue en circulation (première circulation de la Driller’s Method). Sachant que le contrôle d’une venue en cours de manœuvre ne sera effectif que si l’outil est au fond, tous les efforts doivent être déployés pour redescendre l’outil au fond en utilisant la procédure de stripping. En effet, le stripping est une technique qui permet en cas de venue de redescendre la garniture de forage au fond (puits fermé), en gardant la pression de fond constante. Pour maintenir la pression de fond constante, l’opération de stripping consiste à purger à pression annulaire constante un volume de boue égal au volume extérieur de la garniture introduite, plus un certain volume correspondant à l’augmentation de la pression annulaire dûe à la migration du gaz. La réalisation pratique d’une telle opération s’avère délicate pour les raisons suivantes : ·

Augmentation de la pression en tête d’annulaire dûe simultanément à la migration du gaz et à l’introduction de la garniture dans le puits

·

Difficulté de connaître la position exacte du gaz dans le puits

·

Mise en place d’équipements adaptés à l’opération (trip tank et BOP’S)

·

Manque de formation et de communication.

Procédure de mise en œuvre de l’opération de stripping : 1) Noter le gain (G) et relever la pression annulaire stabilisée (Pa1) 2) Préparer la feuille de contrôle pour le stripping. 3) Choisir un palier de pression de travail ΔP qui est généralement compris entre 5 et 10 bars 4) Calculer le volume de boue V1 à purger correspondant à ce palier de travail

10,2 ´ DP V1 = ´ Vea(OH / DC ) d1 74

Où V1 : Volume de boue à purger (L) ΔP : Palier de pression de travail choisi (bars) d1 : densité initiale de la boue (Kg/L) Vea : Volume de l’espace annulaire trou-tiges (L/m) 5) choisir une marge de sécurité (S) pour pallier aux fluctuations de pressions dues à la manipulation de la duse. Sa valeur est généralement comprise entre 10 et 15 bars 6) Calculer la marge de sécurité (SDC) pour compenser la chute de pression hydrostatique due à l’introduction de la BHA dans la venue.

S DC

d1 - d gaz é G G ù = 10,2 êëVea(OH / DC ) Vtrou úû

Où d1 : densité initiale de la boue (kg/L) dgaz : densité de l’effluent (kg/L) G : gain mesuré en surface (L) Vea(OH/DC) : volume de l’espace annulaire OH/DC (L/m) Vea(TROU) : volume linéaire du trou (L/m) 7) Aligner le manifold de duse sur le trip tank et réduire la pression de régulation de l’obturateur annulaire jusqu’à l’obtention d’une légère fuite 8) faire monter la pression annulaire (en strippant) à une pression Pa2 égale à la valeur :

Pa2 = Pa1 + S + S DC + DP 9) Continuer l’opération de stripping en introduisant la garniture lentement à une vitesse de l’ordre de 0,3 m/s (1 ft/s) et en purgeant à pression annulaire constante égale à Pa2 10) Après chaque longueur introduite, noter le volume total purgé V et calculer la différence entre ce dernier et le volume extérieur total de la garniture introduite dès le début de la purge Vext 11) Poursuivre l’opération de descente en purgeant à pression annulaire constante égale à Pa2 jusqu’à ce que la différence entre le volume total purgé V et le volume total extérieur introduit depuis le début de la purge Vext soit égale au volume calculé

V 1 = V - V ext 75

12) Fermer la duse manuelle et continuer à stripper en laissant la pression annulaire monter de ΔP jusqu’à la valeur Pa3 avec :

Pa3 = Pa2 + DP 13) Répéter les séquences 11 et 12 jusqu’à ce que l’outil arrive au fond et se préparer pour évacuer la venue en circulation Recommandations pour l’opération de stripping : ·

Remplir la garniture au moins chaque cinq (5) longueurs descendues

·

La vitesse de descente doit être réduite lors du passage des tool-joints à travers l’obturateur annulaire

·

Enlever les protecteurs de tubage et graisser les tool-joints des tiges lors de la descente

·

L’utilisation d’un trip tank gradué de faible capacité est indispensable pour un bon suivi des volumes

·

Installation d’une bouteille d’accumulateur sur ligne de fermeture de l’obturateur annulaire pour absorber les surpressions causées lors du passage des tool joints à travers l’obturateur.

Exemple d’application : Données : Outil Côte verticale Z Côte sabot Zs Côte outil Vint tiges V acier tiges Vea (trou-DP) Vea (trou-DC) Volume trou Densité boue Densité gaz Gain

76

81/2 3600 m 3000 m 3100 m 9,15 L/m 4 L/m 23,3 L/m 15,2 L/m 36,6 L/m 1,45 0,30 3000 L

1) On choisi un palier de pression de travail ΔP = 5 bars et une marge de sécurité S de 10 bars. 2) Calcul du volume V1 correspondant au palier de pression de travail

V1 =

V1 =

10 , 2 ´ D P ´ Vea (OH / DC d1

)

10 , 2 ´ 5 ´ 15 , 2 = 535 litres 1, 45

3) Calcul du volume extérieur de la garniture

Vext = V int × tiges + Vacier Vext = 9 ,15 + 4 = 13 ,15 L / m 4) Calcul de la sécurité SDC

S DC =

S DC =

d 1 - d gaz é G G ù ê 10 , 2 ë Vea (OH / DC ) Vtrou úû

1, 45 - 0 , 3 é 3000 3000 ù ê 15 , 2 ú = 13 bars 10 , 2 36 , 6 ë û

5) Calcul de la pression annulaire Pa2

Pa 2 = Pa 1 + S + S DC + D P Pa

2

= 10 + 10 + 13 + 5 = 38 bars

77

Réalisation ·

Faire augmenter la pression annulaire en strippant jusqu’à 38 bars, puis continuer à stripper à pression annulaire constante et égale à 38 bars en purgeant dans le trip tank. · Après chaque longueur introduite, noter le volume total purgé V et calculer le volume V1 = V – Vext. Continuer à stripper à pression annulaire constante et égale à 38 bars jusqu’à ce que le volume V1 soit égal à 535 L (sans tenir compte du volume extérieur de la garniture ayant servi à faire augmenter la pression annulaire à la valeur Pa2). · Fermer la duse et faire augmenter la pression annulaire de 38 à 43 bars en strippant. Puis continuer l’opération de stripping à pression annulaire constante et égale à 43 bars en purgeant. · Répéter les opérations de descente et de purge jusqu’à ce que l’outil arrive au fond en faisant augmenter la pression annulaire de 5 bars chaque fois qu’un volume V1 = 535 L est récupéré. NOTE : Fermer la duse durant les ajouts des longueurs. L’évolution de la pression annulaire en fonction du nombre de longueurs strippées dans le puits est donnée à titre indicatif. Sur la figure ci-dessous.

78

79

7.5 CONTROLE DE VENUE DANS LES PUITS HORIZONTAUX : Le comportement d’une venue dans un puits fortement dévié ou horizontal est différent de celui dans un puits vertical. En effet, une venue de gaz peut être piégée et plus difficile à évacuer du drain horizontal. Dans un puits horizontal, le volume d’une venue dûe au pistonnage en cours de la manœuvre de remontée est relativement plus important que dans un puits vertical. La confirmation d’une telle venue par un flow chek ou par une lecture des pressions après la fermeture du puits est impossible tant que le gaz est dans le drain horizontal. 7.5.1 Détection des venues en forage : La détection d’une venue dans une section horizontale est plus difficile que dans un puits vertical. Toutefois les indicateurs les plus sûrs restent les mêmes à savoir : ·

Augmentation du débit de boue à la goulotte

·

Augmentation du niveau de boue dans les bacs Pour permettre un bon suivi des volumes durant le forage d’une section horizontale, les opérations telles que, l’ajout des produits chimiques ou de la boue même de faibles volumes dans le circuit de circulation sont à éviter.

7.5.2 Précautions à prendre durant les ajouts Pendant les ajouts de simples, aligner le retour de boue sur le trip tank pour détecter d’éventuelles venues dûes à l’élimination des pertes de charge annulaire. 7.5.3 Précautions à prendre durant les manœuvres : 1) Réduire la vitesse de remontée pour éviter le pistonnage (swabbing) 2) Conditionner la boue avant la manœuvre de remontée pour obtenir une rhéologie adéquate et une densité de boue avec une marge de sécurité suffisante 3) Lors de la manœuvre de remontée, le bouchon lourd ne doit être pompé que lorsque l’outil est hors de la section horizontale 4) Suivre d’une manière rigoureuse les volumes pompés par l’utilisation d’un trip tank et d’une feuille de manœuvre (trip sheet) 5) S’assurer que la marge de sécurité de manœuvre (trip margin) est suffisante avant d’entamer la remontée

80

7.5.4 Evolution de la pression de refoulement lors du contrôle : L’évolution de la pression de refoulement lors du contrôle de la venue dans un puits horizontal ne suit pas une seule ligne droite comme c’est le cas dans un puits vertical, du fait de sa géométrie. Le calcul et le tracé du graphique de la pression de refoulement lors de l’injection de la boue de densité requise doivent être fait pour chaque tronçon du puits : · · ·

Section vertical : de la surface jusqu’au point d’amorce de la déviation (KOP) Section déviée : du point d’amorce (KOP) jusqu’au point d’atterrissage (EOB) Section horizontale : du point d’atterrissage (EOB) jusqu’à la profondeur totale du puits

Exemple d’application : Données : Pt1 Pc1 d1 Vint DP Vint DC LDC

= 40 bars = 70 bars = 1,20 = 3,84 L/m = 2,56 L/m = 150 m

Débit unitaire pompe

18,60 L/coup

Le profil du puits est schématisé sur la figure ci-dessous

81

·

Volume intérieur garniture

Vi = V int× tiges ´ LDP + V int DC ´ LDC Vi = 3,84 ´ (5500 - 150 ) + 2,56 ´ 150 = 20928 L ·

Nombre de coups intérieurs

Ci = ·

20928 Vi = = 1125 coups 18 , 6 débit × unitaire

Densité requise de la boue

dr = d 1 + ·

10,2 ´ Pt1 10,2 ´ 40 = 1,20 + = 1,32 Z 3500

Pression initiale de circulation PR1

PR1 = Pt1 + Pc1 = 40 + 70 = 110bars ·

Pression finale de circulation PRr

PRr = Pc1 ´

dr 1,32 = 70 ´ = 77bars d1 1,20

Durant le pompage de la densité requise, la pression de refoulement décroît de la valeur PR1 = 110 bars à PRr = 77 bars lorsque la boue dr atteigne l’outil. 1. Section verticale (de A à B) : La chute de pression statique en tête des tiges ΔPt au point B est :

æ ZB ö ç D Pt = Pt 1 - ç ´ Pt 1 ÷÷ è ZD ø æ 750 ö D Pt = 40 - ç ´ 40 ÷ = 31, 4bars è 3500 ø 82

L’augmentation des pertes de charge au point B est :

ù éL D Pci = Pc 1 + ê B (PRr - Pc 1 )ú û ë LD

é 750 D Pci = 70 + ê ë 5500

(77

ù - 70 )ú = 71 bars û

La valeur de la pression de refoulement lorsque la boue dr atteigne le point B est égale à :

D Pt + D Pci = 31, 4 + 71 = 102 ,4bars Le nombre de coups de pompe de A à B

C

C

A-B

=

V int DP ´ LB Débit × unitaire

A-B

=

3 , 84 ´ 750 = 155 coups 18 , 6

2. Section déviée (de B à C) : La chute de pression statique au point C

D Pt = Pt

1

æ Z ö - çç C ´ Pt 1 ÷÷ è ZD ø

æ 3500 ö D Pt = 40 - ç ´ 40 ÷ = 0 bars è 3500 ø

83

L’augmentation des pertes de charge au point C

éL D Pci = Pc 1 + ê C ë LD

(P Rr

é 4500 D Pci = 70 + ê ë 5500

(77

ù - Pc 1 )ú û

ù - 70 )ú = 76 bars û

La valeur de la pression de refoulement lorsque la boue dr atteigne le point C est égale à :

D Pt + D Pci = 0 + 76 = 76 bars Le nombre de coups de pompe de A à C

C A-C =

V int DP ´ LC Débit × unitaire

C A-C =

3 , 84 ´ 4500 18 , 6

= 929 coups

3. Section horizontale (de C à D) : La chute de pression statique au point D

æ Z D Pt = Pt 1 - çç è Z

ö ´ Pt 1 ÷÷ ø

D D

æ 3500 D Pt = 40 - ç è 3500 84

ö ´ 40 ÷ = 0 bars ø

L’augmentation des pertes de charge au point D

éL D Pci = Pc 1 + ê D ë LD

é 5500 D Pci = 70 + ê ë 5500

(PRr

(77

ù - Pc 1 )ú û

ù - 70 )ú = 77 bars û

La valeur de la pression de refoulement lorsque la boue dr atteigne le point D est égale à :

D Pt + D Pci = 0 + 77 = 77 bars Le nombre de coups de pompe de A à D

C

A-D

C A- D =

=

V int

DP

´ L DP + V int Débit × unitaire

DC

´ L DC

3 , 84 ´ 5350 + 2 , 56 ´ 150 = 1125 coups 18 , 6

La variation de la pression de refoulement lors du pompage de la boue de densité requise de la surface jusqu’à la cote finale du puits est illustrée sur le graphique ci-dessous.

85

8.1 PROCEDURES DE TEST DES EQUIPEMENTS L’ensemble des équipements de sécurité (obturateurs, manifold plancher, manifold de duses et les suspensions du tubage) doivent faire l’objet d’un programme de test. Ces tests à réaliser sont de deux sortes : · Tests de fonctionnement : Il s’agit des tests des organes de commandes équipements de sécurité. Il faut s’assurer que quelles que soit le moment, la fermeture et l’ouverture des organes seront effectives et rapides. ·

Tests de pression : Il s’agit des tests réalisés en pression sur les équipements de sécurité. Il faut s’assurer que quel que soit le moment, ils résisteront aux pressions maximum attendues.

8.1.1 Règles générales · Tous les éléments seront testés à leur pression de service ou à la pression de service de la tête de puits utilisée. Prendre en compte la plus petite valeur de ces deux pressions. · Pour les puits de développement la pression de test pourra être réduite. · Pour éviter une déformation de la garniture en caoutchouc de l’obturateur annulaire, celui-ci sera testé à 50% de sa pression de service. · La durée des tests sera de 15 mn pour les obturateurs et de 10 mn pour les vannes. · Les pressions seront appliquées dans le sens dans lequel les éléments seront appelés à travailler · Les tests en pression seront effectués avec une pompe de test. · Le maximum admissible de baisse de pression et de 5% pour une pression de test allant jusqu’à 5800 Psi et de 300 Psi pour les pressions supérieures à 5800 Psi. · Les pressions seront enregistrées et leurs valeurs consignées sur la fiche de test périodique des équipements de sécurité. · Les tests seront faits à l’eau. · Si les tests sont effectués à l’aide d’un tester cup (figure 46), la valeur de la pression de test ne doit pas dépasser 60% de la valeur de la résistance à l’éclatement du tubage (L’API RP53 recommande 70%). · Prendre les dispositions nécessaires pour éviter les conséquences d’une fuite du fluide.

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Périodicité des tests · · · · ·

A la réception de matériel Après tout démontage et montage Avant un test de formation Chaque fois que jugé nécessaire par le superviseur Au minimum : un test de fonctionnement 1 fois / semaine, complété par un test en pression toutes les 2 semaines · Avant l’entrée dans un réservoir 8.1.2 Procédures de test en pression · · · · · · ·

Circuler avec de l’eau pour nettoyer les lignes à tester Remplir l’espace à tester jusqu’au retour de la goulotte et fermer l’obturateur Ouvrir la ligne derrière les éléments qui seront sous pression Effectuer un test à basse pression de 30 bars, avant le test à haute pression Monter en pression avec palier de 30 bars jusqu’à atteindre la pression de test Attendre 10 min pour le test des vannes et15 min pour les obturateurs Purger à zéro par la pompe de test ou par le choke manifold

NB) le test des équipements peut s’effectuer en temps masqué. Les pages suivantes montrent les différentes configurations du circuit correspondantes aux éléments à tester selon les procédures Sonatrach.

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101

Section 1.

Feuille de contrôle déjà remplie et suivi de contrôle de venue.

Les exercices sont construits à partir de feuilles de contrôle remplies, tout calcul de volume et de pression déjà fait. Chaque question est basée sur les lectures de la vitesse de la pompe, du nombre de coups pompé et des pressions de refoulement et annulaire à un moment donné durant le contrôle. Une ou plusieurs de ces lectures peuvent indiquer l’action à mener. Les options sont données sous forme de QCM. Les pressions annulaire ou de refoulement ne demanderont une action que si : · ·

L’une ou les deux pressions données dans la question sont en dessous des valeurs attendues, ou L’une ou les deux pressions données dans la question sont 5 bar au-dessus des valeurs attendues.

Section 2.

Formules de calcul. Abréviations et unités utilisées dans ce document

Abréviations

Unités

BOP : Blow Out Preventer

l/m

Litre par mètre

Pf :

l/min

Litre par minute

LOT: Leak-off Test

l/cp

Litre par coup

Padm: Pression admissible

m

Mètre

Pa1: Pression de fermeture annulaire stabilisée

m/hr

Mètre par heure

Pt1 : Pression de fermeture en tête des tiges stabilisée

m/min Mètre par minute

TVD : True vertical Depth (Profondeur verticale)

kg/l

Kilogramme par litre

Z : Profondeur verticale du puits

Bar

Bar (pression)

Zs : Profondeur verticale du sabot du dernier casing

Bar/m Bar par mètre

d1 : Densité initiale de la boue

Bar/hr

Pression de fond

dr : Densité requise de la boue

Bar par heure

SPM ou cp/min Coups par minute

PR1 : Pression initiale de circulation

10.2

PG : Pression de gisement ou de formation ou de pore Pc1 : Pertes de charge intérieures à débit réduit PLOT : Pression lue en surface lors du Leak Off Test dLOT : Densité utilisée lors du Leak Off Test E.A : Espace Annulaire

102

Constante

1. PRESSION HYDROSTATIQUE (bar)

PH =

Z ´ d 10 , 2

PH = g ´ z

Où

2. GRADIENT DE PRESSION (bar/m)

g =

d 10 , 2

3. DENSITE

Pr ession ´ 10,2 Z 4. PRESSION DE GISEMENT (bar)

PG =

z ´ d + Pt1 10 , 2

5. DEBIT DE LA POMPE (l/min) Capacité de la pompe (l/coups) × Vitesse de la pompe (coups/min)

6. VITESSE ANNULAIRE (m/min)

débit (l / min ) capacitéE. A.(l / m )

103

7. DENSITE EQUIVALENTE DE CIRCULATION

d e = d1 +

Pertes × de × ch arg e × E. A ´ 10,2 z

8. DENSITE AVEC SECURITE S’INCLUSE

s ´ 10 , 2 + d z

1

9. NOUVELLE PRESSION APPROXIMATIVE AVEC UNE NOUVELLE VITESSE DE POMPE (bar)

æ nouvelle × vitesse × de × pompe (SPM ) ö çç ÷÷ ´ ancienne × pression (bar ) ( ) × × × ancienne vitesse de pompe SPM è ø 2

10. NOUVELLE PRESSION APROXIMATIVE AVEC UNE NOUVELLE DENSITE (bar)

æ nouvelle × densité ö ç ÷ ´ ancienne × pression (bar ) è ancienne × densité ø

11. DENSITE MAXIMUM DANS LE PUITS

pression × lue × en × surface × lors × du × LOT (bar ) ´ 10,2 + densité × utilisée × lors × du × LOT Z S (m )

104

12. Padm (bar)

(densité × max imale - densité × actuelle ) ´ Z S (m) 10,2

13. DENSITE REQUISE

dr =

PG ´ 10, 2 z

Où

d r = d1 +

10,2 ´ Pt1 z

14. PRESSION INITIALE DE CIRCULATION (bar)

PR1 = Pt1 + Pc1 15. PRESSION FINALE DE CIRCULATION (bar)

PRr = Pc1 ´

dr d1

16. BARYTE POUR AUGMENTER LA DENSITE (kg/l)

(d r - d1 ) ´ 4,2 4,2 - d r

105

17. VITESSE DE MIGRATION (m/hr)

Vm =

10,2 ´ augmentation × de × pression × en × tête(bar / heure) d1

18. LOI DES GAZ

P1 ´ V1 = P2 ´ V2

P2 =

P1 ´ V1 V2

V2 =

P1 ´ V1 P2

19. DIMINUTION DE PRESSION PAR METRE DE TIGES REMONTEES VIDES (bar/m)

capacité × acier × tiges(l / m ) d ´ 1 (capacité × ca sin g - capacité × acier × tiges)(l / m) 10,2

20. DIMINUTION DE PRESSION PAR METRE DE TIGES REMONTEES PLEINES (bar/m)

d capacité × extérieure × tiges(l / m ) ´ 1 (capacité × ca sin g - capacité × extérieure × tiges )(l / m) 10,2

21. DIMINUTION DE NIVEAU EN SORTANT COMPLETEMENT LES TUBULAIRES VIDES (Mètre)

longueur × tubulaires(m ) ´ capacité × acier × tubulaire(l / m ) capacité × ca sin g (l / m )

106

22. DIMINUTION DE NIVEAU EN SORTANT COMPLETEMENT LES TUBULAIRES PLEINS (Mètre)

longueur × tubulaires(m ) ´ capacité × extérieure × tubulaire(l / m ) capacité × ca sin g (l / m )

23. LONGUEUR DE TUBULAIRES A REMONTER VIDES AVANT DE PERDRE LA SECURITE (Mètre)

Z ´ d1 - PG 10,2 capacité × acier × tubulaires(l / m ) ´ d1 (capacité × ca sin g (l / m) - capacité × acier × tubulaires)(l / m) ´ 10,2

24. LONGUEUR DE TUBULAIRES A REMONTER PLEINS AVANT DE PERDRE LA SECURITE (Mètre)

Z ´ d1 - PG 10,2 capacité × extérieure × tubulaires(l / m ) ´ d 1 (capacité × ca sin g (l / m) - capacité × extérieure × tubulaires)(l / m ) ´ 10,2

25. VOLUME A PURGER POUR MAINTENIR LA PRESSION DE FOND (Pf = PG) (Litre)

augmentati on × de × pression × en × tête (bar ) ´ gain (litre ) PG - augmentati on × pression × en × tête (bar )

107

26. VOLUME DE BOUCHON POUR UNE LONGUEUR DE TIGES REMONTEES VIDES (Litre)

longueur × de × tiges × vides(m ) ´ capacité × int érieure × tiges(l / m ) ´ d1 densité × du × bouchon - d 1

27. GAIN DANS LES BACS SUITE AU POMPAGE D’UN BOUCHON LOURD (EFFET TUBE EN U) (Litre)

æ densité × du × bouchon ö volume × du × bouchon × lourd (l ) ´ çç - 1÷÷ d 1 è ø

28. SECURITE RISER (RISER MARGIN) (densité)

(air × gap(m) + profondeur × d ' eau(m)) ´ d1 - ( profondeur × d ' eau (m) ´ densité × eau × de × mer ) Z - air × gap(m ) - profondeur × d ' eau (m )

29. PERTE DE PRESSION HYDROSTATIQUE EN CAS DE RUPTURE DU CLAPET ANTI-RETOUR DU CASING (bar)

d1 ´ capacité × int érieure × du × ca sin g (l / m ) ´ hauteur × non × remplie × de × ca sin g (m ) (capacité × int érieure × du × ca sin g (l / m ) + capacité × annulaire(l / m )) ´ 10,2

108

TERMINOLOGIE B : poids de baryte à ajouter à V (m3) de boue pour augmenter la densité de d1 à d2 (kg) Br : rythme de barytage (kg/min) ΔB : augmentation de volume dûe au barytage de Vm3 de boue de d1 à d2 (m3) Ci : nombre de coups de pompe correspondant au volume intérieur de la garniture Vi Ca : nombre de coups de pompe correspondant au volume annulaire total Va Cd : nombre de coups de pompe correspondant au volume annulaire du découvert Vd d1 : densité initiale de la boue (densité de boue en forage) d2 : densité intermédiaire de la boue en cas d’alourdissement en plusieurs étapes dr : densité requise de la boue pour remettre le puits sous contrôle deql : densité de boue équilibrant la pression de pores deqv : densité équivalente de la boue dans l’espace annulaire. dg : densité (ou masse volumique en kg/litre) du gaz mesuré par rapport à l’eau dfrac : densité de fracturation Gfrac : gradient de fracturation de la formation fragile (bar/m) Gp : gradient de pression exprimé en bar/m G : volume de la venue mesuré en surface après la fermeture puits (litre) N : nombre de coups de pompe correspondant au débit de forage (coups/min) Nr : nombre de coups de pompe correspondant au débit de contrôle (coups/min) Padm : pression maximale admissible en tête de l’espace annulaire, puits fermé, correspondant à la fracturation au point fragile (Bars) Pamax : pression en tête de l’espace annulaire à l’arrivée du bouchon de gaz en surface (Bars) Papg : pression statique en tête de l’espace annulaire plein de gaz (Bars) Pc1 : pertes de charge au débit de contrôle mesurées dans le circuit (Bars) Pc2 : pertes de charge au débit de contrôle avec la boue d2 mesurées dans le circuit (Bars) Pcr : pertes de charge au débit de contrôle avec la boue dr mesurées dans le circuit (Bars) 109

Pfond : pression exercée sur le fond du puits (Bars) Ppores : pression du fluide de la formation (Bars) Ph : pression hydrostatique (Bars) Pfrac : pression de fracturation au point fragile (Bars) PR : pression de circulation ou de refoulement (Bars) PR1 : pression initiale de circulation au débit de contrôle avec la boue de densité d1 (Bars) PR2 : pression initiale de circulation au débit de contrôle avec la boue de densité d2 (Bars) PS : pression exercée au point fragile, le sabot en général (Bars) PRr : pression finale de circulation au débit de contrôle avec la boue de densité requise (Bars) PSmax : pression maximale au point fragile (Bars) Pt1 : pression stabilisée en tête des tiges, puits fermé, après venue, avec de la boue de densité d1 (Bars) Pa1 : pression stabilisée en tête de l’espace annulaire, puits fermé, après venue, avec de la boue de densité d1 (Bars) Q : débit utilisé en forage (litre/min) Qr : débit utilisé pour remettre le puits sous contrôle (litre/min) Qu : débit réel unitaire de la pompe (litre/coups) Va : volume total de l’espace annulaire (m3) Vi : volume intérieur de la garniture de forage (m3) Vd : volume annulaire du découvert (m3) V : volume total de boue à alourdir (y compris dans les bacs) (m3) Z : côte verticale (m) ZS : côte verticale du point fragile (m) Pha : pression hydrostatique dans l’espace annulaire (Bars) Phi : pression hydrostatique à l’intérieur de la garniture (Bars)

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INTERNATIONAL WELL CONTROL FORUM – FORMULES AVEC LES UNITES SI Densité × boue(Kg / L ) 10,2

1. Gradient de Pression (bars/m)

=

2. Densité de boue (kg/L)

= Gradient × de × Pr ession (bars / m ) ´ 10,2

3. Pression hydrostatique (bars)

=

Pr ofondeur × verticale(m ) ´ Densité × boue 10,2

4. Pression de pores (outil au fond)

= Pr ession × hydrostatique × int érieur × garniture(bars ) + Pt1 (bars ) =

5. Densité de la boue

10,2 ´ Pr ession × Hydrostatique(bars ) Pr ofondeur × verticale(m )

6. Débit pompe (L/min)

= Débit × unitaire(L / cps ) ´ Vitesse × de × la × pompe(cps / min )

Débit × pompe(L / min ) Volume × Annulaire(L / m )

7. Vitesse Annulaire (m/min)

=

8. Pression initiale de circulation (bars)

= Pci(bars) + pt1 (bars)

9. Pression finale de circulation (bars)

=

10. Densité requise

= di +

Pci (bars ) ´ dr di

10,2 ´ Pt1 (bars ) Pr ofondeur × verticale(m )

11. Pression annulaire stabilisée (bars)

= [Grad × boue(bars / m ) - Grad × venue(bars / m )]´ H × venue(m ) + Pt1 (bars ) 12. Densité équivalente de circulation

13. Hauteur de la venue (m)

=

Perte × de × ch arg e × annulaires(bars ) ´ 10,2 + di Pr ofondeur × verticale(m )

=

111

Volume × de × la × venue(L ) Volume × annulaire(L / m )

14. Gradient de la venue (bars/m)

æ Densité × Boue ö é Pal (bars ) - Pt1 (bars ) ù =ç ÷-ê ú 10,2 è ø ë Hauteur × venue(m ) û

15. Trip Margin (kg/L)

=

M arg e × de × sécurite(bars ) ´ 10,2 Pr ofondeur × vérticale(m )

16. Pression de refoulement lors

æQ ö = P1 (bars )çç 2 ÷÷ è Q1 ø

du changement de débit (bars) 17. Densité Maxi Admissible ou densité frac

=

2

10,2 ´ Pr ession × LOT (bars ) + Densité × LOT Pr ofondeur × verticale × sabot (m )

18. Nouvelle Padm (bars)

é Densité × Max - Densité × Actuelle ù =ê ú ´ Zs (m ) 10,2 ë û

19. Quantité de Baryte (T/m3)

é dr - d1 ù = 4,2 ´ ê ú ë 4,2 - dr û

20. Vitesse de Migration (m/h)

=

21. Kick Tolérance (m)

= 10,2 ´

22. Loi de Boyle

P1V1 = P2V2

23. Réduction de pression lors de La remontée des tiges Vide (bars/m)

24. Réduction de pression lors de la

Augmentation × de × pression(bars / h ) Gradient × de × boue(bars / m ) Padm - Pt1 = H max d1 - deff P2 =

P1V1 V2

Grad × boue ´ Va × tige( L / m ) Vi × tubage - Va × tige (réduction pour 1m de tige remontée) =

=

Grad × boue ´ [Va × tige + Vi × tige] Vi × tubage - [Va × tige + Vi × tige]

=

Longueure × DC ´ Vacier × DC Vi × tubage

remontée des tiges Pleines (bars/m)

25. Baisse de niveau lors de la

V2 =

remontée des DC (m)

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V1P1 P2

26. Longueur des tiges à remonter

=

M arg e × sécurité (bars ) ´ [Vi × tubage - Va × tige] Grad × boue ´ Va × tige

Avant venue (m)

=

27. Réduction de la pression hydrostatique

Grad × boue ´ Vi × tubage ´ H (m ) Vi × tubage + V × annulaire

En cas de fuite du clapet du sabot

é db ù = Vb ´ ê - 1ú ë di û

28. Volume de vide créé par le bouchon lourd

29. Volume à purger pour ramener

=

Augmentation × de × pression ´ Gain × initial Ppores - Augmentation × de × pression

la pression au fond égale à Ppores

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