Forage Horizontal Enspm

Ingénierie du forage dirigé

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Ingénierie du forage dirigé

Sommaire Introduction Chapitre 1

Généralités

Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

Chapitre 3

Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 4

Forage horizontal

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 1

Généralités

Applications du forage dirigé Vocabulaire et définitions Profils des puits Coordonnées Contrôle de la trajectoire Calculs de trajectoire Calculs d'incertitude Facteurs affectant la déviation

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

Matériel de forage Matériel standard Equipements spécifiques au forage dirigé Equipement de mesure Outils en temps différé Outils en temps réel

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 3

Ingénierie du forage dirigé

Préparation des puits Design du train de tiges Programme de fluides

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 4

Forage Horizontal

Histoire & Introduction Pourquoi le forage horizontal Planning des puits horizontaux Procédures et méthodes

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Introduction

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Introduction

²

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 1 1.1

Généralités

Applications du forage dirigé Puits d'intervention Side-track Failles Dôme de sel Drainage Locations inaccessibles Plate-formes multipuits Puits multilatéraux

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Généralités / Applications du forage dirigé Relief well / Side tracking / Fault drilling / Salt dome drilling / Drain hole drilling / Inaccessible locations

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Généralités / Applications du forage dirigé Emplacements inaccessibles

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Généralités / Applications du forage dirigé Plate-formes Multipuits (Clusters)

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Généralités / Applications du forage dirigé Puits en Ré-entrée (Re-entry wells)

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Généralités / Applications du forage dirigé Puits Multi Latéraux (Multi-lateral wells)

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 1 1.2

Généralités

Vocabulaire et définitions

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Generalities / Vocabulaire et définitions

Position du puits

L'emplacement de la tête de puits

Cible(s) Target(s)

Le(s) point(s) visé(s) en sous-sol

Direction de la cible

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

Section verticale Point de Kick-off

R1

Référence de profondeur L' origine des mesures de profondeur Trajectoire

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

Kick-off

Le point où le puits quitte la verticale

Inclinaison

L'angle du puits par rapport à la verticale

Azimut

La direction du puits par rapport au Nord

Profondeur mesurée

Longueur du puits mesurée le long de la trajectoire

Profondeur verticale

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

KOP1

Section de Build-Up EOB1

Inclinaison

Section droite

KOP2 Section de Drop-off

Déplacement horizontal

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

R2

TVD Profondeur verticale

Déplacement horizontal

EOB2

TD

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Generalities / Vocabulaire et définitions

Build-up

Section du puits ou l'inclinaison augmente

Gradient de montée

Gradient de montée deg/10m deg/30m deg/100 ft

Drop-off

Section du puits ou l'inclinaison diminue

Gradient de chute

Gradient de chute deg/10m deg/30m deg/100 ft

Rayon de courbure

Le rayon d'une section curviligne du puits

Section droite

Section rectiligne du puits

Drain

Section du puits située dans le réservoir

Dog-leg

Paramètre représentant un changement (3-d) de direction du puits

Azimut initial

Azimut du puits en fin de phase d’orientation (voir ‘garde’ ci après)

Section verticale Point de Kick-off

KOP1 R1 Section de Build-Up EOB1

Inclinaison

Section droite

KOP2 Section de Drop-off

Station

Point du puits où est effectuée une ‘mesure’ des paramètres directionnels d’un puits.

Mesure (Survey)

Opérations permettant de mesurer l’inclinaison et l’azimut du puits

Correction

Modification de la trajectoire

R2

TVD Profondeur verticale

Déplacement horizontal

EOB2

TD

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Generalities / Vocabulaire et définitions

Azimut initial

Nord

Garde

a Direction du puits (azimut moyen) Cible

Est

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Generalities / Vocabulaire et définitions Section tangente

Section droite intermédiaire

Aterrissage

Procédure permettant d’atteindre les paramètres désirés au point d’entrée et/ou au point horizontal

Point d’entrée

Intersection de la trajectoire avec le toit du réservoir

Point horizontal

Point d’arrivée à l’horizontale (ou à l’inclinaison en début de drain)

Section verticale

Forage Horizontal

KOP R1 Rayon de courbure

EOB Section tangente

R2

Point d’entrée

KOP

Toit du réservoir Drain horizontal

TVD Profondeu r verticale

EOB2 / Point horizontal Déplacement

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Generalities / Vocabulaire et définitions Tool Face

Angle déterminé par deux plans : - le plan vertical passant par l'axe de la partie du moteur située au dessus du raccord coudé - le plan déterminé par ce même axe et l'axe de la partie du moteur située sous le raccord coudé.

Le contrôle du Tool Face permet d'orienter le puits dans la direction souhaitée.

High Side

”45 to the right”

”90 to the left” Left

Right

Axis of the well Well direction

”140 to the right” Low Side

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 1 1.3

Généralités

Profil des puits Puits en J Puits en S

Puits à double montée Puits Horizontaux Puits à long déport (Extended reach) Puits inclinés dès la surface Puits en Re-entrée (re-Entry) Puits tridimensionnels Puits Multilatéraux

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Généralités / Profils des puits

J well

S wells

Double build well

Slant wells

Multilateral

Horizontal wells & Extended reach well ____________________________________________ENSPM ____________________

Généralités / Profils des puits Puits à long déport (extended reach)

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Généralités / Profils des puits Puits à long déport (extended reach)

BP Wytch Farm Field

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Généralités / Profils des puits Puits en ré-entrée (re-entry well)

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 1 1.4

Généralités

Coordonnées

Systèmes de Coordonnées UTM Lambert Géographique

Projections horizontales Les différent Nord Déclinaison magnétique Convergence

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Généralités / Systèmes de coordonnées / UTM (Universal Transverse Mercator) Le sphéroïde terrestre est "projeté de l'intérieur" sur un cylindre horizontal enveloppant la sphère terrestre et en contact tangent avec un méridien. Le développement du cylindre donne alors une représentation de plus en plus déformée au fur et à mesure que l'on s'éloigne du méridien de contact. Afin de limiter ces imprécisions, différents méridiens de contact sont utilisés

Des méridiens de référence sont définis tous les 6 degrés de longitude, en partant du méridien de Greenwich, divisant le globe en 60 fuseaux numérotés de 1 à 60 en partant du méridien 180 degrés. > Le fuseau 31 est donc situé à l'Est du méridien de Greenwich Chaque fuseau est divisé en "secteurs" couvrant 8 degrés de latitude. identifiés par des lettres allant de C à X (excluant I et O), entre les parallèles 80 deg.Sud et 80 deg.Nord. > Un secteur couvre donc une surface d'environ 666 km par 888 km

Dans chaque secteur les coordonnées UTM sont exprimées en mètres à partir d'origines ainsi définies : > l'axe des X (longitude) a pour origine une ligne tracée à 500 km à l'Ouest du méridien central (médidien de contact) (lui-même situé 3 degrés à l'Est du méridien de référence) > l'axe des Y (latitude) a pour origine - l'équateur dans l'hémisphère Nord - le pole Sud dans l'hémisphère Sud

Secteur 31-U (Mer du Nord) X=

410,250.00

Y = 6,850,500.00

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Généralités / Systèmes de coordonnées / UTM (Universal Transverse Mercator)

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Généralités / Systèmes de coordonnées / UTM (Universal Transverse Mercator)

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Généralités / Systèmes de coordonnées / La projection Lambert La projection Lambert est une projection de la sphère terrestre sur un cône dont l'axe coïncide avec l'axe de rotation de la Terre.

La surface du cône tangente la sphère terrestre au "Parallèle de référence". Les déformations sont minimum au voisinage du parallèle de référence et augmentent vers le Nord et vers le Sud. Les projections Lambert sont donc mieux adaptées à des petites superficies. Elles sont en général définies au niveau d'un pays. Afin de réduire les déformations, différentes projections peuvent être définies pour un même pays (cas de la France) Les coordonnées sont exprimées en mètres à partir de lignes de référence définies comme suit, avec le souci d'avoir à n'utiliser que des nombres positifs: - En fonction de la surface à couvrir, un méridien est défini en tant que "Méridien de référence" et numéroté "600", et donc définissant une origine virtuelle située 600 km à l'Ouest de ce méridien de référence - Le parallèle de référence est numéroté "200" définissant une origine virtuelle située 200 km au Sud de ce parallèle. X = 435,253.00 E Y = 126,785.50 N

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Généralités / Systèmes de coordonnées / La projection Lambert

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Généralités / Systèmes de coordonnées / Coordonnées Géographiques ou Sphériques Les coordonnées géographiques (ou sphériques) sont exprimées en degrés - minutes - secondes, Avec des origines situées: - Au méridien de Greenwich pour la longitude

X = 22° 26' 15'' E

- A l'Equateur ou au pôle Sud pour la latitude

Y = 52° 41' 32'' N

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Généralités / Systèmes de coordonnées / Le champ magnétique terrestre La plupart des instruments utilisés pour déterminer la position d'un puits utilisent le champ magnétique terrestre. Ce champ magnétique varie en direction et en intensité, à la fois dans le temps et selon la position géographique.

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Généralités / Systèmes de coordonnées / Les "différents" Nord

Le Nord Géographique C'est la direction entre tout point situé à la surface de la Terre et le Pole Nord Géographique (intersection de l'axe de rotation avec le sphéroïde terrestre). Le Nord Géographique est une direction fixe.

Le Nord Magnétique C'est la direction entre tout point situé à la surface de la Terre et le Pole Nord Magnétique. C'est la direction obtenue en utilisant les instruments de mesures "magnétiques" tels que boussoles, compas ou magnétomètres. La position du pole magnétique varie dans le temps. L'angle entre les Nord magnétique et géographique est appelé "Déclinaison magnétique".

Le Nord Cartographique C'est la direction indiquée par l' axe des ordonnées du système cartographique sélectionné. Elle dépend du système de projection utilisé. L'angle entre les Nord cartographique et géographique est appelé "Convergence".

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Généralités / Systèmes de coordonnées / Les "différents" Nord

Nord Magnétique

Nord Géographique

Nord Projection

Nord Géographique, Nord Projection, Nord Magnétique

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Généralités / Systèmes de coordonnées / Déclinaison magnétique

La "Déclinaison magnétique" est l'angle entre le Nord géographique (NG) et le Nord magnétique (NM) Elle dépend de la position de la tête de puits et de la date Elle est exprimée comme un angle orienté Est ou Ouest

Les cartes isogoniques joignent les points de même déclinaison à une date indiquée

NG NM

4.50

NG NM

7.25

Déclinaison Ouest

Déclinaison Est

4.50 deg. Ouest ou - 4.50 deg.

7.25 deg. Est or + 7.25 deg.

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Généralités / Systèmes de coordonnées / Déclinaison magnétique

Déclinaison Magnétique en l’an 2000

Variation Annuelle - minute/an ____________________________________________ENSPM ____________________

Généralités / Systèmes de coordonnées / Convergence La "convergence" est l'angle entre le Nord géographique (NG) et le Nord Cartographique (NP) Elle dépend de la situation de la tête de puits sur la projection de référence. Elle est exprimée comme un angle orienté Est ou Ouest.

NG NP

0.75

NG NP

1.25

Convergence Ouest

Convergence Est

0.75 deg. Ouest ou - 0.75 deg.

1.25 deg. Est ou + 1.25 deg.

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Généralités / Systèmes de coordonnées

NG Nord Géographique NM Nord Magnétique NP Nord Projection

NG NM

NP Direction du puits

3.50 Déclinaison magnétique

2.25 Convergence

Azimut Projection Azimut Géographique Azimut Magnétique

Les différents Azimuts d'un puits

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Ingénierie du forage dirigé Chapitre 1 1.4

Généralités

Contrôle de la trajectoire

But:

Déterminer la position du puits dans l'espace tridimensionnel

Moyen:

Obtenir suffisamment de paramètres pour pouvoir effectuer un calcul

Mesures:

Comment ? Quand ? Fréquence ? Précautions Sources d'erreurs

Calculs:

Déterminer la position du puits Obtenir: les coordonnées X & Y et la profondeur verticale Z

Représentation:

Tracer les résultats sur les projections verticales et horizontales

Extrapolation:

Extrapoler la trajectoire Anticiper les tendances naturelles Considérer les possibilités 'raisonnables" de correction

Prise de décision:

Continuer Changer de garniture Effectuer une correction de trajectoire

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Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 1 1.6

Généralités

Calculs de trajectoire

Principe du calcul Méthodes de calculs Angle moyen Rayon de courbure Courbure minimum

Dog leg

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire

Principe du calcul Le but est de déterminer les coordonnées X,Y,Z de tout point de la trajectoire Le principe est un calcul de proche en proche à partir de la position de la surface ou d’un point de référence (Tie-on) Le moyen est la réalisation de mesures permettant d'obtenir suffisamment de paramètres afin de pouvoir effectuer un calcul mathématique Chaque mesure permet de calculer la variation par rapport à la mesure précédente Les valeurs élémentaires ainsi obtenues sont additionnées pour obtenir une position relative par rapport au point de référence

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire Principe du calcul

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire

Paramètres Les paramètres pouvant être mesurés en fond de trou sont: • l'inclinaison du puits (inclinomètres ou accéléromètres) • l'azimut du puits (compas, magnétomètres ou centrales inertielles) • La profondeur mesurée des instruments de mesure (longueur corrigée du train de tiges)

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire Méthodes de calculs Compte tenu du principe du calcul "point par point" et de l'ignorance de la forme réelle de la trajectoire entre deux mesures diverses méthodes ont été établies pour effectuer les calculs requis. Leurs différences et donc leurs précisions résident dans l'hypothèse relative à la trajectoire. Tangentielle assume section droite entre deux mesures consécutives calculs simples, imprécision importante Tangentielle moyennée assume deux sections droites entre deux mesures consécutives calculs manuels complexes, bonne précision Angle moyen utilise des valeurs moyennes de l'inclinaison et de l'azimut entre deux mesures consécutives calculs simples, assez bonne précision était très utilisées pour les calculs manuels Rayon de courbure assume une section courbe entre deux mesures consécutives bonne précision, communément utilisée Courbure minimum

aussi appelée méthode de l'arc circulaire

assume une section courbe de rayon minimum entre deux mesures consécutives bonne précision, communément utilisée Mercury

aussi appelée méthode de l'accélération compensée assume une combinaison de sections droites tangentielles et de sections courbes calculs complexes, peu utilisée dans l'industrie pétrolière

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Angle moyen La section forée est assimilée à un segment de droite ayant une inclinaison égale à la moyenne des inclinaisons et un azimut égal à la moyenne des azimuts. Les calculs élémentaires sont donnés par les formules suivantes:

∆V = ∆L x cos ( (I1+I2) / 2 )

metres ou feet

∆H = ∆L x sin ( (I1+I2) / 2 )

metres ou feet

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

metres ou feet

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

P1

metres ou feet

a1

i1

Erreur en latitude

P2

a2 Erreur verticale

i2

Erreur horizontale

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Rayon de Courbure La section forée est assimilée à un arc inscrit sur un cylindre vertical. Les projections horizontale et verticale sont assumées être des arcs de courbure constante,

gradient d’inclinaison = ∆I / ∆L gradient d’azimuth

= ∆A / ∆L P1

a1

Les calculs élémentaires sont donnés par les formules suivantes:

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

i1

∆H = (180/π) x ∆L x ( cos I1 - cos I2 ) / ( I2 - I1 ) ∆X = (180/π) x ∆H x ( cos A1 - cos A2 ) / ( A2 - A1 )

a2 P2 i2

∆Y = (180/π) x ∆H x ( sin A2 - sin A1 ) / ( A2 - A1 ) Y(Nord X(Est) P1

Rv

a P

Rh

∆V

i

Z

∆Y

a

P2

P

i ∆X

Projection Horizontale

Projection Verticale ____________________________________________ENSPM ____________________

Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Courbure Minimum La section forée est assimilée à un arc sphérique de courbure minimum ( rayon maximum)

Avec: DL/2

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

DL/2

et:

a1

P1

K = (180/π) x ( ∆L / DL ) x tan ( DL / 2 ) i1

Les calculs élémentaires sont donnés par les formules suivantes:

DL

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

a2

P2 i2

N O

E S

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire Calculs complémentaires L'obtention des trois paramètres de position

Z = profondeur verticale X = coordonnée relative Est/Ouest Y = coordonnée relative Nord/Sud permet le calcul de paramètres complémentaires: Déplacement horizontal:

HD = ( X 2 + Y 2 ) 1/2 Direction du puits:

Aav = atn ( X / Y ) =

if Y > 0

180 + atn ( X / Y )

if Y < 0

Projection horizontale sur l'azimut sélectionné:

HP = HD x cos ( Ath - Aav ) Coordonnées absolues:

E = Ewh + X N = Nwh + Y

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire Calculs complémentaires

North

Target

Well Direction at point P Y

P

Azimut at point P

Horizontal dispacement Trajectory Target Direction (Projection Plan)

Horizontal Projection

Well Head

X

East

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Dog legs

Dog-leg "normal" (courbure du puits)

Dog-leg "anormal"

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Dog leg

Dog leg (true dog leg) Le dog-leg caractérise une variation de direction du puits dans l'espace. Diverses formules permettent son calcul, différant par leurs hypothèses de base.

Formule 1: -1

DLS = ( 10 / ∆L ) x cos [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos (A2 - A1) ] -1

DLS = ( 100 / ∆L ) x cos [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos (A2 - A1) ]

deg/10m

L en m

deg/100ft

L en ft

Formule 2:

DLS = ( 10 / ∆L ) x [ ∆I 2 + ( ∆A x sin ((I2+I1) /2) ) 2 ] 1/2 DLS = ( 100 / ∆L ) x [ ∆I 2 + ( ∆A x sin ((I2+I1) /2) ) 2 ] 1/2

deg/10m deg/100ft

L en m L en ft

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Dog leg

Dog leg horizontal Le dog leg horizontal est le dog leg de la projection horizontale du puits :

Dog leg horizontal DLH = ( 10 / ∆L ) x ∆A x sin ((I2+I1)/2)

deg/10m

Dog leg vertical Le dog leg vertical est assimilé au gradient d'inclinaison:

Dog leg vertical DLV = ( 10 / ∆L ) x ∆I

deg/10m

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire /

Représentations Les résultats des calculs peuvent être présentés sous de multiples formes:

Valeurs numériques • Liste des paramètres mesurés et calculés

Graphiques • Projection verticale La trajectoire du puits est projetée sur un plan vertical dans un azimut déterminé • Projection horizontale La trajectoire du puits est projetée dans un plan horizontal • Représentation tridimensionnelle

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations multipuits

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations multipuits

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations multipuits

Plot Polaire (Travelling Cylinder) ____________________________________________ENSPM ____________________

Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 1

1.7

Généralités

Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Sources d'erreurs de mesure Détermination des paramètres d'incertitude Etude anti-collision

Le calcul de trajectoire étant basé sur des paramètres résultant de mesures physiques, ses résultats sont soumis aux incertitudes affectant les mesures de ces différents paramètres. Une estimation de l'erreur potentielle sur la position réelle du puits est donc nécessaire.

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude /

Sources d'erreurs Erreurs dues aux instruments de mesures eux mêmes Erreurs dues à la position de l'outil de mesure dans le puits Erreurs dues aux conditions locales Erreurs dues au facteur humain Erreurs dues aux types de calculs

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude / Sources d'erreurs Erreurs dues aux instruments de mesures Erreurs dues aux caractéristiques des capteurs

Erreurs dues à la position de l'outil de mesure dans le puits Profondeur des mesures Alignement des outils de mesures Les capteurs de mesures doivent être alignés avec le puits Alignement des capteurs dans l'outil de mesure Alignement de l'outil dans le puits

Mouvements des capteurs Certains capteurs sont très sensibles aux vibrations Le train de tiges doit être immobile et la circulation stoppée pendant la durée de la mesure

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude / Sources d'erreurs Erreurs dues aux conditions locales de mesures Erreurs dues aux interférences magnétiques (si outils "magnétiques") > interférences dues aux train de tiges > perturbation magnétique locale > proximité du casing > puits voisins > équipement amagnétique défectueux ("hot spots")

Erreurs dues au facteur humain Erreurs de lecture Erreurs de transcription des paramètres

Erreurs dues aux types de calculs - Erreurs dues aux approximations faites selon la méthode de calculs

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Paramètres d'incertitude

Inclinaison

Equipement de mesure

Erreur en Inclinaison

Erreur en Azimut

< 5 degrés

Single Shot magnétique

+/- 0.25

+/- 5.0

Steering tool

+/- 0.25

+/- 5.0

MWD

+/- 0.25

+/- 5.0

Gyroscope

+/- 0.25

+/- 5.0

Single Shot magnétique

+/- 0.20

+/- 2.0

Steering tool

+/- 0.15

+/- 1.50

MWD

+/- 0.10

+/- 1.25

Gyroscope

+/- 0.10

+/- 1.25

> 5 degrés

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Détermination des paramètres d'incertitude Les paramètres d'incertitude seront pris en compte dans les calculs d'incertitude Ils résultent de l'estimation des différents erreurs potentielles Ils dépendent essentiellement du type d'outil utilisé (et donc des capteurs utilisés) Valeurs typiquement utilisées: • Erreurs sur l'inclinaison: • Erreurs sur l'azimut:

+/- 0.25 degrés +/- 1.50 degrés

• Erreur sur la longueur mesurée: 1/500 à 1/1000

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Paramètres d'incertitude - Fiche technique outil

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Ellipses d'incertitude La combinaison systématique des erreurs en inclinaison et en azimut conduit à l'obtention de différentes trajectoires "corrigées" L'enveloppe de ces trajectoires est assimilée à un cône dit cône d'incertitude ayant pour axe la trajectoire théorique ("non corrigée") L'intersection de ce cône avec un plan perpendiculaire à la trajectoire théorique définit le cercle d'incertitude La projection de cercle avec le plan horizontal définit l'ellipse d'incertitude

Calcul du rayon du cercle d'incertitude - calculer Xt, Yt et Zt de la trajectoire théorique - calculer Xm, Ym and Zm en utilisant les erreurs positives en inclinaison et en azimut (erreur maximum) le rayon du cercle s'écrit alors:

R =

[ ( Xt - Xm ) 2 + ( Yt - Ym ) 2 + ( Zt - Zm ) 2 ] 1/2

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

X Trajectoire calculée Cône d'incertitude Y Cercle d'incertitude

Plan de projection Ellipse Z

Domaine d'incertitude

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Etude anti-collision Une étude anti-collision résulte de l’association de différentes techniques permettant d'évaluer la distance entre deux ou plusieurs puits, Ces techniques incluent: • Calcul de la distance horizontale entre les puits • Détermination des paramètres d'incertitude • Détermination des ellipses d'incertitude • Compilation des différents résultats

Une étude anti-collision est souvent complexe

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Plateforme multipuits

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Distance horizontale entre puits

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Plot Polaire

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Plot Polaire

At 280 mVD

At 360 mVD

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Ellipses d'incertitude

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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude Ellipses d'incertitude

@ 300 mVD

@ 320 mVD

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Ingénierie du forage dirigé Chapitre 1

1.8

Généralités

Facteurs affectant la déviation

Facteurs naturels Procédures & Equipements de forage

Conséquences

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Généralités / Facteurs affectant la déviation

Facteurs naturels Pendage des formations Alternances de formations dures et tendres

Procédures & Equipements de forage Type d'outil Type de garniture Méthode de forage Poids excessif sur l'outil

Conséquences Trou spiralé Trou ovalisé Trou élargi Marches Dog leg Key seat

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Généralités / Facteurs affectant la déviation / Facteurs naturels

> 45 degrees

< 45 degrees

Pendage des formations

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Généralités / Facteurs affectant la déviation / Facteurs naturels

Diamètre de forage

Diamètre apparent

Alternance de formations dures et tendres

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Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences

Trous Ovalisés

Marches

Trous Spiralés

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Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences

Dog-Leg

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Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences

Drill pipes OD

Tool-joint OD

Formation d'un Key Seat ____________________________________________ENSPM ____________________

Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

2.1 Equipements de forage Equipements standards de forage Equipements spécifiques au forage dirigé

2.2 Equipements de mesure Outils de mesure en temps différé Outils de mesure en temps réel

2.3 Equipements les plus récents

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Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

2.1 Equipements standards de forage Masse-tiges Tiges de forage Coulisses Elargisseurs Aléseurs à rouleaux Absorbeurs de vibrations Raccords Aléseurs de Key seat

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Masse tiges (drill-collars)

Lisses

Spiralées

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Masse-tiges (drill-collars)

12’’1/4 8’’

Asymétriques

10’’

27’ 31’

Carrées

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Tiges de forage (drill-pipes)

Drill pipes

Heavy weight drill pipes

Spiralled heavy weight drill pipes

Compressive drill pipes

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Tiges vs Tiges lourdes

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Renforcement des tiges lourdes

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Coulisses de forage (drilling jars) Mécaniques Hydrauliques Hydro-mécaniques

Coulisse Mécanique Dailey

Coulisse Hydraulique Dailey

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Amortisseurs de vibration (shock absorbers) L'objet de ces instruments est d'amortir les vibrations produites au niveau de l'outil de forage Ils augmentent la durée de vie des outils de forage ainsi que celle des éléments du train de tiges et du rig. Leur présence dans la garniture doit être prise en compte quand au comportement directionnel en raison d'une rigidité réduite.

Bumper subs Les Bumper subs sont essentiellement utilisés en tant que compensateurs de pilonnement sur les appareils flottants Ils peuvent également être utilisés comme amortisseurs de vibrations.

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Elargisseurs Les élargisseurs sont destinés à augmenter le diamètre de trous déjà forés Cette opération peut être nécessaire pour différentes raisons: • sécurité du puits • évaluation • modification de programme

Elargisseurs à bras fixes (hole openers) Les élargisseurs à bras fixes ont de deux à quatre bras (le plus souvent trois) supportant des molettes Ces molettes sont interchangeables et disponibles pour des terrains de dureté différentes La partie inférieure de l'outil possède un filetage permettant de connecter, soit un outil de forage, soit un "pilote" permettant d'éliminer les risques de sortie du trou initial (side-track)

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Elargisseurs Elargisseurs hydrauliques (under-reamers) Les élargisseurs hydrauliques permettent d'augmenter le diamètre des puits au delà du diamètre intérieur du tubage précédent Ils consistent en un jeu de molettes supportées par des bras rétractables actionnés hydrauliquement par la circulation du fluide de forage

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Aléseurs Aléseurs à rouleaux (roller reamers)

L'objet des aléseurs à rouleaux est - d'aider à maintenir le diamètre d'un trou - de centraliser la garniture de forage Ils sont également utilisés pour réduire les dog legs, key seats en cours de formation ou les marches d'un puits Ils consistent en un élément tubulaire sur lequel sont fixés de deux à six rouleaux montés sur roulements usinés ou revêtus en fonction de la dureté des formations (dents métalliques ou boutons de carbure de tungstène)

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Raccords Float valves & Float Subs Cross-over Saver subs Extension subs Side entry subs Junk subs

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Aléseurs Aléseurs de Key-seat Le but de ce type d'outil est d'éliminer un key seat en cours de formation ou déjà formé Un aléseur de key seat est constitué d'une chemise coulissant sur un mandrin • La chemise est équipée de lames spiralées au revêtement agressifs • Elle tourne et coulisse librement pendant la descente du train de tiges et le forage • Elle est bloquée par un ergot et tourne avec le train de tiges lors de la remontée Les aléseurs de key seat peuvent être simple ou double action en fonction du mode de coulissement sur le mandrin Ils sont le plus souvent installés dans les tiges ou tiges lourdes à une position ou ils peuvent efficacement attaquer la section affectée du puits. Ils peuvent également être installés dans les masse-tiges Le diamètre extérieur des lames est sélectionné de 1/8 à 1/2 de pouces supérieur au diamètre des masse-tiges ou des joints des tiges dans lesquelles l'aléseur sera installé .

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Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Aléseurs de Key seat Opérations

Remontée Ergot engagé La chemise tourne avec les tiges

Rotation

Descente

Ergot désengagé La chemise est libre (sans action)

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Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences

Drill pipes OD

Tool-joint OD

Formation d'un Key Seat

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Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences

Formation d'un Key Seat ____________________________________________ENSPM ____________________

Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

Equipements spécifiques au forage dirigé Moteurs de fonds Stabilisateurs Equipement amagnétique Raccords d'orientation Raccords coudés Sifflet déviateur

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs de fond

Moteurs à déplacement positif Les moteurs de fond aussi appelés moteurs à déplacements positifs (PDM, DHM) sont les outils sans lesquels le forage dirigé n'aurait pu évoluer aussi rapidement au cours des dernières années. Ils dérivent de la "pompe à cavité progressive" inventée par le Français "Moineau" en 1934, inversée dans les années 50 pour en faire des moteurs, et depuis en évolution continuelle

Turbines Relativement peu utilisées en forage dirigé

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif Principe / Elément moteur

La partie moteur d'un PDM est constitué de deux éléments: - Rotor: arbre hélicoïdal (hélice externe en queue de cochon) fabriqué en acier inoxydable, - Stator: élastomère moulé en forme d'hélice interne, (avec une spire supplémentaire par rapport au rotor) Le rotor et le stator correspondent étroitement et engendrent des cavités A l'état statique ces cavités sont étanches les unes des autres.

Un fluide pompé à l’entrée du moteur, génère une montée de pression entraînant la rotation du rotor et permettant ainsi le passage du fluide dans la cavité voisine.

Le fluide progresse alors de cavité en cavité créant une rotation régulière du rotor. La vitesse de rotation résultante est proportionnelle au débit.

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif Description Les différents éléments d'un PDM sont: • Un étage moteur • Un étage de roulement • Un joint de cardan • L'arbre de transmission Une valve à pression différentielle est optionellement installée en haut du moteur

by-pass valve

motor stage

universal joint

bearing stage

drive shaft

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif Différents types de moteurs / Puissance, Couple & Vitesse - single lobe motors (1/2 lobes)

> High speed - low torque motors

- multi lobes motors

> Low speed - high torque motors

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif Différents types de moteurs / Courbes caractéristiques

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif Différents types de moteurs / Géometrie des moteurs Straight motor

DTU motors (Double Tilted Unit)

Single bent housing ( fixed or adjustable )

Dual bent housings

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif

Adjustable Bent Housing

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif Opérations et limitations

Les moteurs de fond sont des outils relativement fragiles, en particulier leurs stator et roulements. Ceci entraîne quelques limites de fonctionnement. Les paramètres d'utilisation fournis par le fabricant doivent être scrupuleusement respectés . Faute de quoi la durée de vie d’un moteur peut être considérablement réduite.

Couple réactif Calage (stall out) Bouchage Contenu en solides Température Boues inverses Durée de vie des outils

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateurs à lames soudées Stabilisateurs intégraux Stabilisateurs à chemise

Stabilisateurs à chemise non rotative Stabilisateurs à diamètre variable Stabilisateurs "clamp-on"

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateur Near Bit et Stabilisateur String

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Revêtements de surface (hardfacings)

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateurs intégraux (integral blades stabilisers)

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateurs à chemise (sleeve stabilisers)

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateurs à diamètre variable (adjustable stabilisers)

Varistab (IFP-SMFI)

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateurs à diamètre variable (adjustable stabilisers)

AnderGauge ____________________________________________ENSPM ____________________

Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateurs à chemise non rotative

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs Stabilisateurs ‘Clamp-On’

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques

ZONE 1 90 I N C L I N A T I O N

ZONE 2

18' 25' 30'

90

30'

60'

ZONE 3

90'

90

80

80

80

70

70

70

60

60

50

50

40 30 20

B

C

30

A

20

10 20 30 40 50 60 70 80 90

C

50

B

40 30

A

B A

20 10

10

10

60' 90'

60

C

40

60'

10 20 30 40 50 60 70 80 90

10 20 30 40 50 60 70 80 90

DIRECTION FROM MAGNETIC NORTH OR SOUTH

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques Drill collars Stabilisateurs Raccords

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques Raccords coudés & Raccords d'orientation

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques Raccord Coudés & Raccords d'orientation Raccord Coudés Les raccords coudés sont utilisés en combinaison avec un moteur de fond droit de manière à le désaxer par rapport à l'axe du puits, désaxant ainsi l'outil de forage. L'angle est obtenu en désaxant le filetage mâle et sa portée par rapport à l'axe du corps Ils sont installés immédiatement au-dessus du moteur. IIs sont fabriqués soit en acier standard, soit en acier amagnétique. La valeur de l'angle est gravée dans le corps du raccord et une ligne de repérage (dite "scribe line") est usinée le long du corps afin de permettre un repérage précis de l'angle. La valeur de l'angle détermine le gradient de montée et/ou de rotation du puits, Cette valeur dépend aussi des diamètres du trou et du moteur, de la longueur de celui-ci, ainsi que de la formation forée. Le rendement du raccord est donc difficilement prévisible à moins de disposer d'une expérience locale. Il est donc nécessaire de disposer sur site de raccords de différentes valeurs afin de couvrir une gamme de gradients adaptée au programme de forage. L'utilisation des raccords coudés tend à disparaître avec le développement des coudes incorporés dans le moteur ("bent-housing").

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques Raccords coudés & Raccords d'orientation Raccords d'orientation Les raccords d'orientation sont conçus pour recevoir une chemise dans laquelle viendra se loger l'extrémité inférieure ("mule shoe") de l'outil de mesure (système UBHO). La chemise doit être positionnée et bloquée dans une position permettant d'orienter l'outil de mesure en fonction de la position du raccord coudé ("scribe line"). Ils sont fabriqués en acier amagnétique en raison de leur proximité par rapport au compas ou aux magnétomètres.

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

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques Raccords coudés & Raccords d'orientation

Scribe line

Raccord coudé

Raccord d'orientation

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Outils de déflexion Sifflets déviateurs Les sifflets déviateurs sont communément appelés "Whipstock". Le but d'un sifflet déviateur est d'initier la déviation d'un puits ou d'une branche d'un puits, soit en trou ouvert, soit à partir de l'intérieur d'un tubage. Un sifflet déviateur est un sabot d'acier dans lequel est usiné un sillon concave. Ce sillon forcera l'outil de forage vers la paroi du puits créant ainsi une force latérale permettant soit d'initier une branche secondaire d'un puits, soit d'ouvrir une fenêtre dans un tubage. Les sifflets déviateurs peuvent être: • permanent ou récupérables • posés ou ancrés • orientés ou non

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Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Sifflets déviateurs

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Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

2.2 Les équipements de mesures La nécessité de déterminer la positon du puits conduit à réaliser régulièrement des mesures d'inclinaison et d'azimut. De plus le besoin de contrôler la direction du puits conduit à le nécessité de mesurer le tool face de l'outil de forage. Ces différentes mesures sont réalisées par des outils de mesures en fond de trou, qui diffèrent à la fois par leur mode de mesure et par leur mode de transmission de l'information. Les mesures peuvent être effectuées à l'aide de différents capteurs:

Mesures d'inclinaison: basées sur la mesure du champ gravimétrique terrestre pendules accéléromètres

Mesures d'azimut basées sur la mesure du champ magnétique terrestre : compas magnétomètres basées sur la mesure d'une direction connue : gyroscopes plates-formes inertielles On distingue les outils à transmission différée et les outils à transmission en temps réel

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures Mesure du champ magnétique

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Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

2.2 Les équipements de mesures Outils de mesures en temps différé

Inclinomètres Single shot magnétiques Multi shot magnétiques Gyroscopes

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Inclinomètres Les inclinomètres sont les plus simples des instruments de mesures directionnelles ne mesurant que l'inclinaison du puits. Ils sont constitués d'un pendule ou d'un peson uniquement affecté par le champ gravimétrique terrestre. Ils sont essentiellement utilisés pour contrôler la verticalité des puits.

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Single-shot Magnétique Un Single-shot magnétique est conçu pour effectuer une unique mesure de l'inclinaison et de l'azimut du puits, l'enregistrer et la conserver jusqu'à sa lecture. Il doit être positionné dans une masse-tige amagnétique. Utilisé conjointement avec un raccord d'orientation indexé (UBHO) il fournit simultanément une mesure du tool-face

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Single-shot Magnétique Un Single-shot magnétique est constitué des composants suivants:

un système de mesure, - unité d'angles:

L'inclinaison est mesurée à l'aide d'un pendule ou d'un peson flottant, L'azimut est mesuré à l'aide d'un compas flottant - ensemble d'accéléromètres et de magnétomètres

un système d'enregistrement des mesures - caméra,

conçue pour photographier une image des instruments de mesure, incluant une lentille et une lampe permettant d'exposer un disque sensible - mémoire électronique

un système de déclenchement conçu pour déclencher la prise de vue à un instant donné ou quand l'outil est en position pour la mesure. - horloge, mécanique ou électronique, permettant de déclencher la prise de vue après un délai ajustable en surface selon le temps nécessaire pour amener l'outil en position de mesure. - détecteur de mouvement, déclenchant la prise de vue après une période déterminée sans aucun mouvement. - détecteur de Monel, détectant la présence de l'outil dans un environnement non magnétique et déclenchant la prise de vue après une période déterminée dans cet environnement.

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

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Single-shot Magnétique

Image typique (diamètre réel 25 mm)

Composants d’un Single Shot

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Single-shot Magnétique

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Single-shot Magnétique

Raccord d’orientation (Système UBHO)

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Single-shot & Multi-shots Magnétiques

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Single-shot & Multi-shots Magnétiques

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Gyroscopes

L'azimut est mesuré à l'aide d'un système gyroscopique ou inertiel indépendant du champ magnétique terrestre. Ils peuvent donc être utilisés dans un environnement métallique. L'inclinaison reste mesurée à l'aide d'inclinomètres ou d'accéléromètres. Associés à un système d'orientation (UBHO), ils fournissent le tool-face. Les gyroscopes sont fragiles et ne supportent pas les conditions de forage.

Principales utilisations - pour orienter un outil de déviation dans un tubage (side-tracks, puits en ré-entrée) - pour contrôler la déviation des tubes conducteurs sur une plate-forme multi-puits. - en fin de forage, pour effectuer une mesure complète entre le fond et la surface. L'outil est alors descendu au câble, centré dans le tubage de production.

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Gyroscopes Les éléments constitutifs d'un "gyroscope" sont: - un système de mesure d'inclinaison (pendule, accéléromètres) - un système de mesure d'azimut (voir ci-dessous) - un système de mémorisation (film, mémoire électronique) et/ou de transmission des mesures (câble électrique). - un système de déclenchement des mesures (horloge mécanique ou électronique) - une source d'énergie (batteries ou câble électrique) Deux types de systèmes:

Les gyroscopes "conventionnels" ou "libres" Mis en œuvre dès les années 1930. Ces systèmes fournissent une mesure relative de l'azimut à partir de leur orientation initiale. Avant leur descente dans le puits ils doivent être alignés sur un repère de surface d'orientation connue. Soumis aux forces résultant de la rotation terrestre, ces systèmes subissent une "dérive" de leur orientation.

Les "centrales inertielles" (rate-gyro) ou "gyroscopes à recherche automatique du Nord" (North-seeking gyro) développés depuis 1970 à partir des systèmes de navigation aériens. La combinaison gyro-accéléromètres permet de déterminer le vecteur-force résultant de la rotation de la Terre. Cette valeur associée à la latitude et à l'inclinaison du puits permet de calculer la direction du Nord géographique, et donc de déterminer l'azimut du puits.

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé Gyroscopes

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Chapitre 2 2.2

Equipements de forage dirigé Equipements de mesures

Outils de mesures en temps réel Steering tools MWD & LWD Ces outils sont en permanence au fond du puits

Gyroscopes Ces outils sont descendus dans le train de tiges au moment de leur utilisation

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel Steering tools

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel Steering tools

Cable électrique

Side Entry Sub

Steering tool

Side-Entry Sub

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel Steering tools Cable électrique

Steering tool

Câble à travers les tiges et la tige carrée

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel Affichage en surface

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD (Measurement While Drilling) / Principe Les premiers MWD sont apparus dans les années 70, permettant une évolution considérable du forage dirigé. A la différence des outils prédédent, ils sont situés en permanence au fond du puits et transmettent les informations mesurées en temps quasi réel Les MWD mesurent l'inclinaison et l'azimut du puits à l'aide des capteurs les plus sophistiqués, accéléromètres et magnétomètres. Indexés à un système d’orientation ils déterminent également le tool-face. Une seconde génération d'outils mesure des paramètres d’évaluation des formations et /ou de forage. Ces outils sont appelés LWD (Logging While Drilling) Les différents paramètres mesurés sont codés (numérotation binaire) et transmis en surface à l'aide de divers systèmes de télémétrie. Ces informations sont recueillies en surface, décodées, interprétées et affichées. Les paramètres d’évaluation sont également mémorisés pour être récupérés lors du retour de l’outil en surface. Les composants de base d'un MWD sont: - un étage d'alimentation - un ou plusieurs étages de mesures - une électronique de controle - un étage de télémétrie ____________________________________________ENSPM ____________________

Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / Etage(s) de mesures

Paramètres de déviation Inclinaison

Paramètres d’évaluation

Paramètres de forage

Gamma ray (orienté)

Torque

Azimut Tool face

Vibrations Résistivité (orientée) Densité

Température

Porosité

Pression annulaire

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / Etage de Télémétrie L'étage de télémétrie a pour fonction de transmettre les paramètres selectionnés vers la surface

Deux systèmes de transmission sont disponibles:

Transmission par impulsions dans la boue (Mud pulses) Un système mécanique (le "pulser ") génère des changements de pression dans la colonne de boue: - pulses positifs:

augmentation de pression

- pulses négatifs: dépression Ces "trains" de pulses remontent vers la surface à travers le train de tiges jusqu’à la colonne montante où ils sont détectés à l'aide d'un capteur de pression. Les systèmes à "Mud pulses" sont très dépendants du fluide de forage.

Transmission Electromagnétique Un courant électrique est injecté dans la formation et mesuré en surface. Ce type de transmission est indépendant du fluide de forage, mais dépend étroitement de la résistivité des formations traversées.

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION à MUD PULSES Installation de surface

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION à MUD PULSES

Pulses négatifs

Pulses positifs

Continuous wave

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION à MUD PULSES Pulses Négatifs

Injection Pressure

Time

Port Closed

Port Open

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION à MUD PULSES Pulses Positifs

Injection Pressure

Time

Valve Open

Valve Closed

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION à MUD PULSES Pulses Positifs – Continuous Wave

Injection Pressure

Time

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION ELECTROMAGNETIQUE

Après codage, un courant électrique est injecté dans la formation au niveau de l'outil, et transmis à travers les formations déjà forées et le train de tiges. Ce signal est mesuré en surface, par: - une connection sur la tête de puits, - une connection sur une "antenne" installée à proximité du puits

Ce type de transmission est totalement indépendant du fluide de forage, de sa nature ou même de son existence (air, mousse, azote).

Il dépend étroitement de la résistivité des formations traversées (atténuation du signal) Le champ d'opération de ces outils est limité en fonction de ces résistivités. La communication est parfaitement bi-directionnelle

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesure s / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / FONCTIONNEMENT GENERAL

ACQUISITION

MEMORISATION

CODAGE

TRANSMISSION

RECUPERATION

DECODAGE CONTROLE DE QUALITE

INTERPRETATION

Wire-Line

Surface TRANSFERT

CALAGE EN CONTROLE DE QUALITE

INTERPRETATION

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TRANSMISSION DES PARAMETRES

Certaines mesures (Tool face, Evaluation,…) sont exécutées et sont nécessaires pendant le forage (GeoSteering). Pour une meilleure précision les mesures de déviation nécessitent l’arrêt du forage. Ceci conduit à la nécessité de considérer deux modes de fonctionnement (mesures et transmissions) distincts :

DRILLING MODE Mesure et transmet en cours de forage selon un ‘mode’ pré-programmé en surface

SURVEY MODE Exécute et transmet une ‘Survey’ (Inclinaison & Azimuth)

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TRANSMISSION DES PARAMETRES

DRILLING MODE Le DRILLING MODE est le mode de fonctionnement par défaut des MWD. Selon les priorités du futur run (conduite du forage, évaluation,…), une ‘Séquence’ est programmée en surface, déterminant les paramètres devant être transmis (nature & ordre). Cette séquence est répétée cycliquement tant que dure le DRILLING MODE.

Ex 1 - Priorité Conduite Forage

TF

GR

TF

Ex 2 - Priorité Evaluation

TF

GR

RHO1

Les outils disposant d’une communication Surface

RHO1

RHO2

TF

RHO2

VIB

TF

GR

DENS

PORO

AP

Fond permettent une reprogrammation en cours de forage.

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / TRANSMISSION DES PARAMETRES

SURVEY MODE Le SURVEY MODE est demandé sur requête de l’opérateur. Selon le système de télémétrie de l’outil, un ‘ordre’ est envoyé depuis la surface, demandant à l’outil de commuter en SURVEY MODE et donc d’exécuter et de transmettre une mesure d’inclinaison et d’azimut. L’outil repasse en DRILLING MODE dès la fin de cette séquence. Si nécessaire, une seconde ‘Survey’ doit être à nouveau demandée.

L’envoi de la requête dépends du système de télémétrie : ‘Séquence hydraulique’ dans le cas des MWD à mud pulses (typiquement : Arrêt de la circulation – redémarrage – arrêt ) Télécommande dans le cas des MWD électromagnétiques

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / VITESSE DE TRANSMISSION

Taux de transmission standards : Electromagnétique Pulses Positifs

1 bps 1 bps

Pulses Négatifs

2 bps

Continuous Wave

3 à 12 bps

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / MEMORISATION

Tous les paramètres mesurés ne peuvent pas être transmis. Ils sont mémorisés au fond, selon une fréquence définie en surface, en fonction : - de leur nature - de la vitesse d’avancement attendue Cette mémoire est transférée vers un ordinateur lors du retour de l’outil en surface. Certains MWD permettent un transfert - sans remontée - à l’aide d’un cable wire-line.

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / Etage d'alimentation

Batteries Turbine / alternateur actionnée par le débit Combinaison des deux

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel MWD & LWD / Géometrie des outils

Style drill-collar Style tube intérieur

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Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel Real-time Gyroscopes

Alimentation et transmission par cable mono conducteur

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Chapitre 2

Equipements de forage dirigé

2.3 Les équipements récents

Systèmes à mesures avancées (au plus près de l'outil de forage) Systèmes de navigation en rotation ("RSS - Rotary Steerable Systemes")

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes à mesures avancées ’ Measures at bit ’ Systèmes effectuant certaines mesures entre l’outil et le moteur de fond Essentiellement l’inclinaison, le Gamma Ray et la Résistivité

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable RSS - Rotary Steerable Systemes Outils de forage permettant de dévier la trajectoire en maintenant la rotation de la garniture de forage Avantages Rotation continue de la garniture de forage en mode orienté, d’où moins de frottements tiges/trou, meilleur transfert du poids sur l’outil , et par conséquence accroissement de l’avancement et du potentiel grand déport Qualité de trou très supérieure par rapport au forage au Moteur Steerable - Parois du trou mieux calibrées et nettement moins spiralée contribuant à une réduction des frottements - Opérations de tubage, wire line et complétion facilitées - Cimentation de meilleure qualité Meilleur contrôle de trajectoire (correction permanente) donc profil de puits moins tortueux et conditions de Torque & Drag optimum Meilleur nettoyage du trou (risques de coincement réduits)

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable RSS - Rotary Steerable Systemes

BHI

– AutoTrak

SLB

– PowerDrive ( Xtra – X5 – Xceed )

HPSL

– GeoPilot

– PDS

– Revolution

– PATHFINDER

– PathMaker

– GYRODATA

– Well-Guide

– NOBLE Technology

– WellDirector & ExpressDrill

– ANDERGAUGE

– DART (Downhole Adjustable Rotary Tool)

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable BHI AutoTrak ( Système ’Push the Bit ’ ) Principe: Une poussée latérale sur les parois puits génère une Side Force à l’outil Cette poussée est crée par des patins installés sur une chemise non rotative

Bearing Housing Sleeve

High Side

Sleeve Orientation

P2

P3

P1

Drive

Shaft ____________________________________________ENSPM ____________________

Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable BHI AutoTrak

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable BHI AutoTrak RCLS - Rotary Closed Loop System La trajectoire est programmée dans l’outil qui assure automatiquement une correction permanente

Modes Opératoires HOLD

Maintien automatique d’une inclinaison de consigne (RCLS)

STEER

Forage orienté selon un Tool Face de consigne

RIBS OFF

Les patins inactifs sont rétractés (manœuvre garniture de forage) Communications Fond-Surface ET Surface-Fond

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable BHI AutoTrak Communication Surface-Fond

Mud Pulses négatifs, (chute de la pression d’injection) 15% du débit est dévié Le processus de transmission d’une ‘consigne’ prend 5 minutes Il n’est pas nécessaire d’interrompre le forage

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable BHI AutoTrak

Système intégré AutoTrak - LWD

Azimuthal Gamma Ray

Inclination 3.1ft

Annular Resistivity Pressure 22ft 16ft

Azimuth 30ft

Vibration & Stick-Slip 28ft

Density 54ft

Caliper 56ft

Porosity 59ft

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive ( Système ’Push the Bit ’ ) Principe: Une poussée latérale sur les parois puits génère une Side Force à l’outil Cette poussée est crée par des patins rotatifs Tout ce qui est ’’extérieur’’ tourne à la même vitesse que le train de tiges

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive Bias Unit : Trois patins déflecteurs activés chacun par un piston Chaque patin est activé à chaque révolution du train de tiges Un distributeur hydraulique commande les pistons actuateurs en fonction du Tool Face nécessaire

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive Bias Unit :

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive Control Unit : Elle contient : L’électronique de controle Un élément géostationnaire Cet élément est maintenu géostationnaire par deux roues à aubages inversés qui assurent également la génération puissance Un jeu d’accéléromètres et de magnétomètres permettant de mesurer l’inclinaison et de déterminer le Tool Face (gravitationnel ou magnétique)

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive Control Unit :

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive Xceed ( Système ’Point the Bit ’ ) Tous les éléments tournent à la même vitesse que le train de tiges La déflexion de l’arbre de transmission (solidaire de l’outil de forage) est obtenue par un excentrique tournant en sens inverse du train de tiges Deux épaulements filetés sur le corps permettent le montage de stabilisateurs Une turbine type MWD permet la génération de la puissance requise

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive Xceed L’excentrique créé un raccord coudé permanent de l’ordre de 0.6 degrés Maintenu ‘fixe’ par rotation inverse à la rotation de la garniture, il matérialise un Tool Face fixe et donc une orientation de l’outil de forage ‘Débrayé’ (tournant avec la garniture de forage), le système se comporte comme un moteur coudé en rotary, forant un trou légèrement surdimensionné. L’électronique de type MWD directionnel permet le contrôle et l’opération de l’outil Xceed

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Halliburton GeoPilot ( Système ’Point the Bit ’ ) La déflexion de l’arbre de transmission (solidaire de l’outil de forage) est obtenue par un jeu de 2 bagues excentriques pivotantes l’une dans l’autre

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Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable Halliburton GeoPilot Le Stabilisateur Non Rotatif est l’élément géostationnaire référentiel nécessaire au repérage de la génératrice haute du trou. Il est équipé de roulettes radiales limitant sa rotation mais favorisant le glissement axial sur les parois du puits

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Chapitre 3

Ingénierie du forage dirigé

3.1 Programme de forage Emplacement de surface Définition de la (des) cible(s) Détermination de la trajectoire Programme de tubages Méthode de forage Train de tiges et garniture de forage Plates-formes multipuits Sélection des équipements Sélection de l'appareil de forage

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Emplacement de surface

• Système de Coordonnées Convergence locale • Coordonnées de la tête de puits X

Coordonnée Est-Ouest

Y

Coordonnée Nord-Sud

Z

Altitude du sol

• Déclinaison magnétique

à la date des opérations

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Définition des cibles La ou les cibles d'un forage dirigé conventionnel sont généralement définies comme des surfaces planes • cercle

défini par son rayon (rayon de la cible) et son centre

• ellipse

définie par ses axes, la direction du grand axe et son centre

• carré

défini par les coordonnées X & Y des sommets

• polygone

défini par les coordonnées X & Y des sommets

Elles peuvent être définies tridimensionnellement en ajoutant une: • Tolérance verticale ou en définissant un volume autour d'un point: • sphère • ellipsoïde

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Définition des cibles Cible d'un puits horizontal

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Détermination de la trajectoire

La détermination de la trajectoire d'un puits doit intégrer les paramètres suivants: • Le puits doit atteindre la ou les cibles. • Le puits doit pouvoir être foré > Minimiser les dog legs > Minimiser les frottements potentiels • Le puits doit pouvoir être complété

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Détermination du profil du puits Le profil du puits doit être déterminé en fonction des critères énoncés ci dessus mais aussi • En anticipant le comportement des formations traversées > dans la phase de montée en inclinaison - Considérer la faculté de la formation à monter et le risque de formation de key- seats. > en fonction de l'inclinaison - La stabilité d'une formation peut être complètement différente selon l'inclinaison à laquelle elle est traversée. - Les problèmes d'instabilité augmentent avec l'inclinaison. • Si le puits fait partie d'une plate-forme multipuits le choix du profil d'un puits doit tenir compte des trajectoires des autres puits.

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Kick-off point • Choisir une formation favorable Toutes les formations ne sont pas favorables au démarrage de la montée en inclinaison. Des formations trop dures ou trop tendres de permettent pas une montée efficace. • Tenir compte du système de mesure > L'orientation d'un puits est une procédure qui peut être longue. > A grande profondeur les divers frottements rencontrés et la torsion nécessaire du train de tiges rendent l'orientation plus longue sinon plus difficile. Si un MWD est utilisé la profondeur du kick-off n'aura que peu d'influence sur la durée de la procédure d'orientation. Par contre si un système single-shot est utilisé la durée de l'orientation sera proportionnelle à la profondeur du KOP. •

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

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Orientation - Azimut initial - Garde La direction initiale du puits doit être déterminée en fonction: • de la méthode de forage dirigé • des types d'outils de forage

Nord

Azimut initial

Garde

a Direction du puits (azimut moyen) Cible

Est

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Rayons de courbures Les équipements d’aujourd’hui permettent la réalisation de rayons de courbure allant du ‘’long rayon’’ à l’’’Ultra short’’. Le choix du(des) rayon(s) de courbure doit être fait en tenant compte des différents objectifs du puits, y compris sa complétion. Les éléments suivants doivent être pris en compte: • La faculté des formations à permettre la déflexion Certaines formations ne permettent pas d'obtenir des gradients importants. • La faculté des formations à supporter la déflexion Certaines formations auront tendance à créer des key-seats ou autres irrégularités du puits. • La méthode de forage dirigé choisie Un gradient important dans la première phase rendra la rotation impossible. • Les différents équipement qui seront descendus dans le puits Certains équipements pourraient ne pas accepter une flexion importante, particulièrement si leur diamètre extérieur est proche du diamètre intérieur du puits (par exemple un hanger ou un packer). • Les phases de montée sont généralement plus lentes et plus difficiles que les sections droites. Il peut être intéressant de réduire la longueur des phases de montée et/ou de rotation en utilisant des gradients importants.

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Drop-off If a drop of the inclination is required, it will be useful to remember that: - Dropping is generally more difficult than building-up. - To come back to the vertical may be impossible.

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Programme de tubages The basic parameters to design the casing programme remain the same for a vertical or for a directional well: - Geological considerations - Pressure considerations But while designing a directional well, additional conditions will have to be considered: - To protect the sensitive sections of the hole such as build up - Longer sections to be cemented - Drag forces opposing the descent of the casing For each casing and in addition of the usual calculations, simulations will have to be done to determine the required characteristics of the casing joints and connections, including: - Simulation of drag forces - Computation of efforts - Casing buckling - Resistance to compression - Resistance to flexion/bending - Resistance to rotation if required

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Programme de tubages

Conductor pipe

Surface casing

Intermediate casing

Production casing

Reservoir Production liner

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Programme de tubages / Centralisation

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Méthode de forage Forage dirigé conventionnel Forage de navigation Geosteering Considérations économiques

Sliding mode

Rotary mode

Hole size Sliding

Hole size Rotary

Hole size versus Drilling mode

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Détermination du train de tiges While preparing the drilling programme of a directional well, the design of the different drill strings which will be used is obviously of primary importance. Two distinctive parts must be considered: - the design of the BHA (Bottom Hole Assembly) The BHA is the section of the drill string going from the bit to the top of the drill collars or the heavy weight drill pipes if any. The lower part of the BHA is the "active" section of the drill string, allowing to "conduct" the well. For a conventional BHA it has been shown that only the first 50 meters can have an actual effect on the direction of the hole. - the design of the complete drill string This will consider the section of the string above the BHA, being more "passive" but having to support the efforts. It does not act on the direction of the hole. If these two parts are more or less distinct one from each other for a conventional well, they are tightly linked for the horizontal and long reach wells.

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Multipuits When planning a well on a cluster, more considerations must made regarding the selection of the trajectory and the accuracy of its monitoring. The basic concern is to avoid a collision between two wells.

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Multipuits When thinking to develop a field using a multiwell platform, the design of the wells of a cluster should be done globally and not one by one. If several clusters are projected, the impacts of the wells must be determined well in advance to obtain a proper draining of the field.

Then knowing: - the surface coordinates - the objective coordinates and having selected the best suitable well profiles, the following parameters must be selected: - the best slots according to the required azimuths - the kick-off depths This is relatively easy if the distance between the well heads exceed 5 meters. This is a lot more intricate if this distance is 2 meters. The design of a cluster includes not only the design of the wells but also the design of the cluster itself: - number of wells - number of rows - distance between the well heads - pre-drilling of conductors - use of non vertical conductors - drilling well after well or drilling phase by phase

Good measurements, a close monitoring,and a good reporting and filing are necessary when drilling multiwell platforms.

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Sélection des services & équipments complémentaires In addition of the standard drilling equipment, the implementation of a directional well involves specific equipment. The selection of this equipment directly results from the previous considerations: - The well profile - The selected directional drilling method - The drill string design To avoid down time, all potential problems must be anticipated and the equipment selected accordingly. Particularly, a sufficient quantity of equipment must be supplied, specially when working in remote areas. It must always be remembered that: - A directional well increases the various constraints and wears on the equipment. - The use of some equipment is limited in time (motors, jars) Not only the drilling operations are concerned but also the complementary operations such as: - Electric logging This may require the use of pipe conveyed equipment as it is difficult to run a cable beyond 60 degrees of inclination. - Cementation Increased length of cement require a pump with more power and more reliability. - Running casing or liners The grade and thickness of casing joints and collars as well as the type of connections must be selected function of the well profile.

Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / ____________________________________________ENSPM ____________________

Sélection des services & équipments complémentaires

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Sélection de l'appareil de forage Rig power Hydraulic power Top drive Solids control equipment

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Sélection de l'appareil de forage / Capacité de levage

Pw = Power at winch Pw = Th x Ts / Rve

W

where: Th

= Hook load

N

Ts

= Hook speed

m/s

Rveff = Reeving efficiency

none

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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Sélection de l'appareil de forage / Puissance hydraulique

HPt = Required hydraulic power (true hydraulic power) HPt = p x Q / 60000

W

HPr = Required mechanical power HPr = HPt / ( Meff x Ceff )

W

where: p = Pump pressure

Pa

Q = flow rate

litre/min

Meff = Mechanical efficiency of the pump

0.85 to 0.95

Ceff = Compound efficiency

0.70 to 0.90 for a torque converter 0.95 to 0.97 for belts or chains

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Chapitre 3

Ingénierie du forage dirigé

3.2 Train de tiges et garniture de forage

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Bilan des forces présentes dans un puits

Les éléments du train de tiges sont soumis aux phénomènes suivants: 1 2 3 4 5 6 7 8

Efforts de tension (traction-compression) Pression Efforts de torsion Efforts de flexion Fatigue Ecrasement Abrasion / Erosion Corrosion

L’un quelconque de ces phénomènes peut à lui seul entraîner une rupture du train de tiges Des efforts combinés de tension, torsion, flexion et pression sont les conditions normales du forage. Les différentes considérations qui suivent s'appliquent aussi bien aux éléments du train de tiges qu'aux tubages.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Tension Les efforts de tension résultent: - des forces de gravité - de chocs - des forces de frottements - de la température Tous ces paramètres doivent être pris en considération, cependant: - il est assumé que les chocs et les frottements ne surviennent pas simultanément - L'effet de la température est habituellement négligé (sauf dans les puits HP-HT, à haute température et haute pression).

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Chocs (shock loads) Shock loads will occur if the drill string is suddenly stopped or picked-up This create shock stresses through the body of the pipe, affecting only a part of the pipe for a very short time. Combined with other stresses (weight, bending,...), the total force may lead to rupture the pipe. The shock force is given by the following equation:

This equation is given assuming that the nominal weight is proportional to the cross sectional area (drill collars or most of the casings with less than a 2% Erreur). Fk = 1040 x Wa x V Fk = Shock load

kgf

lbf

avec: Wa

= Linear weight in air

kg/m

lbs/ft

V

= Average running speed

m/s

ft/s

While running-in the string must be decelerated during the last 2 mètres before to set on slips Picking-up must be done smoothly. For casings a good average running speed is 1 meter per second.

Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / ____________________________________________ENSPM ____________________

Frottements Les frottements résultents des contacts entre les éléments du train de tiges et la paroi du puits. Les facteurs générant ou influençant les frottements sont: - la nature du contact entre les éléments du train de tiges et les parois du puits. - les dog legs présents dans le puits : Ils augmentent les frottements par l'intermédiaire de la flexion du train de tiges, en augmentant la force de contact. - les épaulements des éléments du train de tiges Les épaulements des joints augmentent les frottements de même que les stabilisateurs. - la rotation du train de tiges Elle réduit considérablement les frottements - les caractéristiques de la boue Un fluide ayant une bonne lubricité contribue à la diminution des frottements. - le mud cake Un mud cake épais augmente les frottements - Les accumulations de déblais ("lits de déblais") Des accumulations de déblais augmentent considérablement les frottements, jusqu'à provoquer le collage du train de tiges.

Les Frottements peuvent être mesurés et/ou évalués par un modèle de simulation

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Mesure des frottements Au cours du forage d'un puits dévié le foreur et le déviateur doivent régulièrement (au moins une fois par poste et avant chaque manœuvre, avant chaque ajout de tiges dans le cas des puits très déviés) observer et noter les valeurs de l'indicateur de poids correspondantes aux différents mouvements du train de tiges. - Poids suspendu

Train de tiges dégagé du fond et immobile

- Poids en rotation (ROTW)

Train de tiges dégagé du fond en rotation (au moins 30 rpm)

- Poids en montée (PUW)

En remontant le train de tiges (en vitesse établie de 5 à 15 mètres par minute)

- Poids en descente (SOW)

En descendant le train de tiges (en vitesse établie de 5 à 15 mètres par minute)

Si une top drive est utilisée les deux dernières mesures doivent être effectuées avec et sans rotation (au moins 30 rpm). Les différentes mesures ci-dessus permettent de calculer : - Les frottements en rotation

(rotational weight)

- Les frottements en montée

(pick-up drag)

- Les frottements en descente

(slack-off drag)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Forces à la paroi – Forces latérales Les forces à la paroi sont les forces latérales exercées par le train de tiges sur la paroi du puits. Elles résultent: - de la gravité - des courbure ou dog legs du puits - du flambage - des forces centrifuges La distribution de ces forces varie selon le profil du puits et le sens des mouvements du train de tiges. . Drill String Tension

Wall force

Hook load Wall force Buoyed weight

Buoyed weight

Drill String Tension

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Forces à la paroi – Forces latérales

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Estimation des frottements Dg = Σ [ Ff x Bf x Wa x L x sin ( i ) + 2 x Ff x T x sin ( Gc x L / 2 ) + Bp ] _______________________ _______________________ ___ | | | gravité

courbure du puits

Dg = Force de frottement

déblais kgf

lbs

m

ft

kg/m

lbs/ft lbs

avec: Ff

= Coefficient de friction

L

= Longueur d'un élément du train de tiges

Wa = Poids linéaire dans l'air Bf

= Facteur de flottabilité

T

= Tension axiale de l'élément

kgf

i

= Inclinaison du puits

degré

Gc = Gradient of courbure de la section (valeur absolue)

deg/m

deg/ft

Bp

kgf

lbs

= Composante axiale due aux déblais

L'effet des déblais ne peut qu'être estimé et est le plus souvent omis dans les calculs

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage /

Coefficients de frictions

Les frottements entre les éléments du train de tiges et le puits dépendent étroitement de la nature des contacts et donc: - de la nature des parois du puits, tubage ou trou ouvert - du type de boue - en trou ouvert de la nature de la formation traversée - de l'épaisseur du mud cake Les coefficients de friction théoriques utilisés pour les simulations doivent refléter ces différents paramètres.

Valeurs typiques des coefficients de frictions : - Sections tubées :

0.20 to 0.25 en boue à l’eau

0.15 to 0.20 en boue à l’huile

- Sections en trou ouvert

0.25 to 0.35 en boue à l’eau

0.20 to 0.25 en boue à l’huile

Des coefficients différents sont quelquefois utilisés selon le sens de manoeuvre. L’expérience locale aide grandement à la determination des coefficients de frictions.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Torsion

Les efforts de torsion résultent : - de la rotation du train de tiges - du flambage des tiges, qu'il y ait ou non rotation du train de tiges

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Modélisation du Torque Le torque off-bottom est estimé par la formule suivante :

Tq = Σ [ ( Ff x Bf x Wa x L x sin ( i ) + 2 x Ff x T x sin ( Gc x L / 2 ) ) x OD / 2 ]

Tq = Torque Off-Bottom

m.kgf

ft.lbs

m

ft

kg/m

lbs/ft lbs

avec: Ff

= Coefficient de friction

L

= Longueur d'un élément du train de tiges

Wa = Poids linéaire (moyen) dans l'air Bf

= Facteur de flottabilité

T

= Tension axiale de l'élément

kgf

i

= Inclinaison du puits

degré

Gc = Gradient de courbure de la section (valeur absolue)

deg/m

deg/ft

OD = Diamètre extérieur de l’élément

m

ft

(OD du joint dans le cas des tiges de forage)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Flambage Lors de manoeuvres dans les puits ou les frottements sont conséquents, l'outil de forage descend plus lentement que les tiges de surface, entraînant une compression des éléments situés les plus bas. En réaction ces éléments ont alors tendance à occuper un maximum de place dans le trou et à décrire une courbe d’abord sinusoïdale puis hélicoïdale. Le flambage est un effort de compression et sera conventionnellement représenté par des valeurs négatives.

Flambage critique Le flambage critique est la valeur à laquelle le phénomène introduit un risque de déformation permanente dans les éléments du train de tiges et par conséquent un risque de rupture.

Statique (pas de compression)

Début de compression

Compression maximum ____________________________________________ENSPM ____________________

Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Flambage Sinusoïdal Bkc = Flambage Sinusoïdal

tons

lbs

Bkc = 3.5 x [ E x I x ( Wa x Bf )2 ]1/3

(formule de Lubinsky)

Bkc = 2 x [ E x I x Wa x Bf x sin i / 12 x Ac ]1/2

(formule de Dawson)

avec: Ac = ( Hd - OD ) / 2 E = Module d'Young I = Moment d'inertie Wa = Poids linéaire dans l'air Bf = Facteur de flottabilité i = Inclinaison du puits Ac = Espace annulaire OD = Diamètre extérieur de l'élément Hd = Diamètre intérieur du puits

psi inch4 kg/m

inch4 lbs/ft

deg inch inch inch

deg inch inch inch

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Flexion

Compression

Stretch

Tubular bending

Les efforts de flexion résultent des différentes courbures du puits, normales ou dog legs. La surface "externe" de la tige est en extension alors que la surface "interne" est en compression. Le phénomène et les calculs de flexion sont compliqués par la présence des joints (tiges de forage ou tubages).

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Efforts de flexion (équation simplifiée)

Bn = Force de flexion

kgf

lbf

K = Coefficient d'unités

2.4815

63.05

Wa = Poids linéaire dans l'air

kg/m

lbs/ft

OD = Diamètre extérieur de l'élément

mm

inch

Gc = Gradient de courbure

deg/10m

deg/100ft

Bn = K x OD x Wa x Gc avec:

Cette équation assume: - Une flexion pure (contact continu entre le corps de l'élément et la paroi du puits, c'est à dire ignorant la présence des joints) - Un poids linéaire proportionnel à la section (ceci est vrai pour les masses tiges ou pour les tubages, avec moins de 2 % d'erreur)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Fatigue Le phénomène de "fatigue" survient principalement dans les tiges de forage. Les tige de forage fatiguent quand elles tournent dans des trous ayant des courbures importantes ou de nombreux dog legs. Il est alors recommandé d'éviter les rotations rapides en étant dégagé du fond. Il se traduit par une usure du corps conduisant à l'apparition de criques (washout), reconnaissables par l'apparition d'une surface polie perpendiculaire à l'axe de la tige. La plupart des ruptures de tiges sont le résultat direct de leur fatigue. Le risque de fatigue dépends essentiellement: - des efforts de traction exercés sur la tige se trouvant au niveau du dog leg - de la sévérité du dog leg - de l'usure de la tige de forage - des caractéristiques mécaniques de la tige de forage

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Maximum dog-leg admissible Mdlg = maximum dog leg admissible

deg/100ft

Mdlg = 137500 x ( Sb / E x OD ) x ( tanh( K x L ) / K x L )

(Lubinski)

where: K = ( T / E x I )^1/2 Sb = Allowable bending stress

psi

E

= Young' modulus

psi

I

= Moment of inertia

inch4

T

= Buoyed weight of DS below dog leg

lbs

OD = Element of Drill string OD

inch

ID = Element of Drill string ID

inch

L

= Half the distance between tool joints

Hd = True hole diameter

inch

(180")

inch

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Ecrasement Le risque d'écrasement concerne essentiellement les tiges de forage et ceci pendant la mise sur cales ou des essais de pression. Des équations ont été établies (Vreeland) pour quantifier le problème. Hors l'utilisation de tiges anormalement usées ce risque reste limité et d'autres limites le précède généralement.

Abrasion & Erosion L'abrasion et l'érosion résultent des frictions entre les éléments du train de tiges et les autres composantes du puits: - frictions entre parties métalliques (usure du tubage due aux joints des tige de forage) - frictions entre le train de tiges et le puits (usure des joints et des corps) - frictions entre le train de tiges et le les solides contenus dans le fluide de forage.

Corrosion La corrosion résulte de l'action chimique des fluides rencontrés, fluide de forage ou fluides de formation. L'hydrogène sulfureux (H2S), le gaz carbonique (CO2), l'oxygène (O2) peuvent réduire considérablement la durée de vie des éléments du train de tiges.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / La Garniture de forage La garniture de forage est la partie "active" du train de tiges. Elle doit assurer différentes fonctions: - le contrôle de l'inclinaison - le contrôle de l'azimut - permettre le forage (appliquer une poussée sur l'outil de forage) - permettre les mesures de déviation Elle incorpore également certains équipements permettant d'assurer des fonctions additionnelles: - coulisses de forage - absorbeurs de vibration

Les garnitures de forage diffèrent considérablement selon les fonctions demandées et le type de puits à forer. Seuls les éléments inclus dans les 40 à 50 premiers mètres ont un effet sur le comportement directionnel.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Diamètres des éléments (Tapered BHA) Le design des garnitures conduit à utiliser des tubulaires de diamètres différents ayant donc des inerties différentes. Le passage brutal d'une section de gros diamètre à une section de petit diamètre peut conduire à une fatigue excessive allant jusqu'à la rupture. L'introduction d'un raccord n'élimine pas le problème. Le rapport entre les "modules de section" de deux sections consécutives ne doit pas excéder 5.5 Le module de section d'un élément tubulaire est donné par la formule: = ( π / 32 ) x ( OD4 - ID4 ) / OD

inch3

OD

= diamètre extérieur de l'élément

inch

ID

= diamètre intérieur de l'élément

inch

Sm avec:

Le tableau suivant montre les modules de section de divers éléments de train de tiges OD

9.00

8.00

6.50

5.00

5.00

4.75

3.50

ID

3.00

2.8125

2.8125

3.00

4.276

2.50

2.992

Sm

70.7

49.5

26.0

10.7

5.70

9,71

1.96

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Réalisation d'un forage dirigé Différentes phases peuvent être distinguées pendant la réalisation d'un forage dirigé: 1 - Montée en inclinaison et orientation 2 - Continuation de la montée en inclinaison 3 - Maintien de l'inclinaison 4 - Chute d'inclinaison 5 - Changement de direction du puits

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Build-up

Down hole motor

Garniture rotary

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Contrôle de l'inclinaison

Down hole motor avec “Bent Housing”

Garniture rotary (“Packed Hole”)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Drop-off Down hole motor

Garniture rotary (“Pendulaire”)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Contrôle de l'azimut Le contrôle d l'azimut est un besoin constant pendant le forage d'un puits. Un contrôle efficace de l'azimut ne peut être obtenu que par l'utilisation d'un moteur de fond

Forage Conventionnel there is little to do to control the azimuth during the rotary phases. If during these phases an unexpected variation of azimuth occurs it may be necessary to correct the trajectory. A correction may also be due to a modification of the objective of the well. Different approaches can be used to monitor the azimuth between the kick-off point and the objective: - Orienting the well in a given direction (lead angle), having anticipated the possible variations of azimuth during the rotary phases. This can be done when a strong local experience is available, knowing the azimuth behaviour of the bits in the formations they are supposed to drill. - Orienting the well in the direction of the target and maintaining this direction. This can be done with the navigational method at the condition to use continuously a down hole motor equipped with a bent housing. Le "Rebel" tool: If only a limited correction is required, the "Rebel" tool may be used.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Kick-off & Orientation Jetting

Forage au moteur

Outil de déflexion

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage /

Garnitures Rotary Le principe fondamental est de créer et de contrôler - au niveau de l'outil de forage - une force latérale à la paroi du puits. Chacun des éléments de la BHA est soumis au champ gravimétrique terrestre. Il en résulte: - Une force axiale résultant des éléments situé au dessus - Des déformations, en particulier pour les éléments mis en compression. Ces déformations dépendent de la rigidité de l'élément, donc de sa géométrie. - Des contacts avec la paroi du puits Le contrôle de ces déformations (" la déformée") et donc des points de contact permet de contrôler la force latérale résultante à l'outil, et donc l'inclinaison du puits.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary Le contrôle des déformations peut être obtenu en: • considérant la rigidité des éléments constitutifs de la garniture: - diamètre extérieur - diamètre intérieur - longueur • en créant des points de contact supplémentaires grâce à l'utilisation de "stabilisateurs": - en jouant sur la distance entre lames - en jouant sur le diamètres des lames En conséquence d'autres facteurs influencent le comportement directionnel de la garniture - la poussée sur l'outil

par influence sur les déformations

- la vitesse de rotation

par influence sur la rigidité des éléments

- l'effet du champ gravimétrique

dont l'influence varie en fonction de l'inclinaison du puits

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary

Tangency Point Point de tangence

Point de tangence

Weight on bit DC Weight

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / D D

Garnitures Rotary / Montée en inclinaison (build-up)

D

Garnitures de montée Garnitures "cracker"

D D

D

FGS

D D

D

X

Undersized D

D

X FGN

FGN

FGN

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary / Maintien de l'inclinaison

Garnitures stabilisées

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary / Chute d'inclinaison (drop-off)

Garnitures pendulaires

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poids (poussée) sur l'outil

L'une des fonctions essentielles de la garniture est de fournir la poussée sur l'outil de forage nécessaire à l'avancement Cette poussée est fournie par la composante verticale du poids des éléments situés au dessus de l'outil Un certain nombre d'éléments doivent donc être mis en compression et la supporter Lors du forage d'un puits vertical ou d'un forage dirigé à inclinaison limitée, cette poussée ("poids sur l'outil") est fournie par les masse-tiges Lors du forage de puits horizontaux ou de puits à long déplacement, la composante verticale des éléments situés immédiatement au dessus de l'outil devient nulle et la poussée doit provenir d'une autre partie du train de tiges La poussée est fournie soit par des masse-tiges installées dans une section à faible inclinaison du puits ("garniture inversée") soit par les tiges de forage elles mêmes La considération du flambage critique est alors primordiale

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage Poussée maximum disponible à l'outil de forage La poussée maximum pouvant être appliquée à l'outil est égale à la somme des contributions des différentes sections du train de tiges pouvant être mises en compression Cette poussée est dite maximum car ne considérant pas les frottements intervenant dans le puits

MWOB = Poussée maximum disponible à l'outil MWOB = Σ Ws

kg

lbs

kg

lbs

kg

lbs

kg/m

lbs/ft

Avec : Ws = Poussée fournie par une section du train de tiges Ws = LW x Bf x L x cos (i) ou: Ws = LW x Bf x Hv Avec : LW = Poids linéaire (réel) des éléments de la section Bf = facteur de flottaison L

= Longueur de la section

m

ft

i

= Inclinaison moyenne de la section

deg

deg

m

ft

Hv = Hauteur verticale de la section

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à inclinaison limitée La formule ci-dessus peut être utilisée pour des puits allant jusqu'à 50 à 60 degrés d'inclinaison, avec une marge de sécurité destinée à compenser les vibrations et frottemnents et assurer que le point neutre reste dans les masse-tiges ou tiges lourdes Les masse-tiges restent le meilleur moyen de fournir le poids sur l'outil.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à grande inclinaison Afin de fournir la poussée nécessaire, l'idée initiale est de relocaliser les masse-tiges dans une partie peu ou pas inclinée du puits (garniture inversée), à condition que les éléments situés entre ces masse-tiges et l'outil supportent la compression résultante. La poussée résulte alors de l'ensemble du train de tiges et non plus seulement de sa partie inférieure Il est donc nécessaire de déterminer une combinaison de: - masse-tiges - tiges lourdes - tiges de forage pouvant pourvoir la poussée requise en fonction de la géométrie du puits - en évitant le risque de rupture (par flambage ou traction) - en minimisant les frottements

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à grande inclinaison

Reconsidérant le problème de compression, il a été montré (calculs de flambage critique) que les tiges de forage peuvent supporter une certaine compression dépendant de leur position dans le puits, en particulier de leur inclinaison. Ceci conduit à concevoir des "garnitures" n'utilisant plus ni masse-tiges, ni tiges lourdes. Au delà de 60 degrés seule la modélisation des frottements permet d'évaluer correctement la poussée disponible

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection et positionnement des coulisses de forage Type de coulisse Mécanique, hydraulique ou hydromécanique

Running Jars en tension ou en compression Jars should better be run in tension to avoid the risk of unexpected jarring while running down

Positionnement des coulisses La coulisse doit être positionnée à un endroit où elle-même ne risque pas d’être coincée Aucun équipement de diamètre supérieur (stabilisateur, masse-tiges, etc..) ne doit pas être installé au dessus d’une coulisse Une masse suffisante de tubulaires doit être disponible au-dessus pour l'actionner en compression Une coulisse ne doit pas être intallée aux alentours du point neutre

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection et positionnement des coulisses de forage

Point neutre en forage Point neutre en descente

Point neutre en forage Point neutre en descente

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Equipement Amagnétique

ZONE 1 90 I N C L I N A T I O N

ZONE 2

18' 25' 30'

90

30'

60'

ZONE 3

90'

90

80

80

80

70

70

70

60

60

50

50

40 30 20

B

C

30

A

20

10 20 30 40 50 60 70 80 90

C

50

B

40 30

A

B A

20 10

10

10

60' 90'

60

C

40

60'

10 20 30 40 50 60 70 80 90

10 20 30 40 50 60 70 80 90

DIRECTION FROM MAGNETIC NORTH OR SOUTH ____________________________________________ENSPM ____________________

Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection des outils de forage

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection des outils de forage

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Chapitre 3

Ingénierie du forage dirigé

3-3 Programme de fluide de forage Sélection du fluide de forage Lubrification du puits Stabilité des parois Nettoyage du puits Endommagement de la formation

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Sélection du fluide de forage les fonctions demandées au fluide de forage sont basiquement les mêmes que le forage soit dirigé ou vertical: Assurer un bonne lubrification Maintenir les parois du puits Assurer un bon nettoyage du puits Minimiser l'endommagement de la formation

Cependant l'inclinaison des puits aggrave les problèmes liés au fluide

Un bon fluide de forage est la clé du succès d'un forage à haute inclinaison

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Lubrification du puits

In deviated drilling, friction are bigger due to: - the increased length of the hole - the increased surface of contact between the drill string and the well bore Lubrication can be improved by: - creating a lubricating film at the surface of contacts - building a self-lubricating cake - decreasing the surface of contacts

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Stabilité des parois

Unstability of the well bore is the main cause of failure while drilling at high angle. The unstability of the well bore is a complex phenomena and drilling at high angle modify drastically the behaviour of certain formations. The basic reasons of unstability are similar to those of vertical wells: > due to the formations themselves: - unconsolidated formations - fractured formations It can be assumed that if a formation is unstable while vertically drilled, this phenomena will proportionally increase with the inclinaison of the well. > due to the mechanical effects of drilling: - mud weight and differential pressure - friction at the well bore - drill string rotation - axial movement of the drill string (mainly while tripping) > due to a chemical effect between the drilling fluid and the formation

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage /

1

2 Inclination zones 3

4

Cuttings natural tendency to deposit

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Nettoyage du puits The cleaning of the hole i.e. the transportation of the cuttings is of primary importance while drilling a deviated hole and this problem emphasises with the inclinaison. In such holes the cuttings have a tendency to accumulate on the lower part of the hole, building "cutting beds" and a most important function of the drilling fluid is to avoid their formation and development. Depending on the inclinaison of the hole, four zones were determined characterising the behaviour of the cuttings: Zone 1

from vertical to 10/20 degrees

Cuttings have a uniform distribution in the annulus. Most of the cuttings are submitted to the average ascensional speed of the fluid. Zone 2

from 10/20 to 30/45 degrees

The distribution of the cuttings is less regular, with a tendency to accumulation in the lower part of the annulus. There is a risk of formation of a cuttings bed. Only a part of the cuttings are submitted to the average ascensional speed of the fluid. Zone 3

from 30/45 to 55/70 degrees

There is a strong tendency of a cuttings bed formation. The fluid speed is low on the lower part of the annulus and the cuttings may slip down in the hole. The cuttings bed is "unstable" Zone 4

from 55/70 to 90 degrees

The tendency to form a cuttings bed still exist. The fluid speed is very low on the lower part of the annulus and the cuttings do not slip but accumulate. The cuttings bed is "stable"

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Nettoyage du puits

The main paramètres influencing the transportation capacity of a drilling fluid are: - flow rate (annular speeds) - rheology of the fluid - density of the fluid - quantity of cuttings (function of bit size and drilling rate) - size and shape of the cuttings - relative density of cuttings - inclinaison of the hole - shape of the hole - rotation of the drill string

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage /

Cuttings

Mini < Speed > Maxi

Annular speeds of the drilling fluid

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Endommagement de la formation Solids and mud filtrate can be the cause of irreversible damage to the reservoir. Reservoir engineers characterise this damage by the "skin effect".

Solids invasion An invasion of the pores or fractures will occur: - if large differential pressure exist - if bridging solids of incorrect size are present These solids can be - produced from the formation (fines) - being the result from regrinded cuttings - come from the mud products

Keep a minimum differential pressure Use correct size of solids (< 1/3 of pore openings)

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Endommagement de la formation

Filtrate invasion The mud filtrate can cause several types of damage: - clay swelling - fines migration fines are small particles less than 5 microns - water invasion > clean up problems - scale formation > precipitation of compounds such as calcium carbonate - change of wettability > clean up problems Minimise solids content Minimise fluid loss Prevent hydratation of clay (KCl or Potassium chloride) Ensure that the mud filtrate is chemically compatible with the connate water

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Chapitre 3

Ingénierie du forage dirigé

3.2 Train de tiges et garniture de forage

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Bilan des forces présentes dans un puits

Les éléments du train de tiges sont soumis aux phénomènes suivants: 1 2 3 4 5 6 7 8

Efforts de tension (traction-compression) Pression Efforts de torsion Efforts de flexion Fatigue Ecrasement Abrasion / Erosion Corrosion

L’un quelconque de ces phénomènes peut à lui seul entraîner une rupture du train de tiges Des efforts combinés de tension, torsion, flexion et pression sont les conditions normales du forage. Les différentes considérations qui suivent s'appliquent aussi bien aux éléments du train de tiges qu'aux tubages.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Tension Les efforts de tension résultent: - des forces de gravité - de chocs - des forces de frottements - de la température Tous ces paramètres doivent être pris en considération, cependant: - il est assumé que les chocs et les frottements ne surviennent pas simultanément - L'effet de la température est habituellement négligé (sauf dans les puits HP-HT, à haute température et haute pression).

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Chocs (shock loads) Shock loads will occur if the drill string is suddenly stopped or picked-up This create shock stresses through the body of the pipe, affecting only a part of the pipe for a very short time. Combined with other stresses (weight, bending,...), the total force may lead to rupture the pipe. The shock force is given by the following equation:

This equation is given assuming that the nominal weight is proportional to the cross sectional area (drill collars or most of the casings with less than a 2% Erreur). Fk = 1040 x Wa x V Fk = Shock load

kgf

lbf

avec: Wa

= Linear weight in air

kg/m

lbs/ft

V

= Average running speed

m/s

ft/s

While running-in the string must be decelerated during the last 2 mètres before to set on slips Picking-up must be done smoothly. For casings a good average running speed is 1 meter per second.

Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / ____________________________________________ENSPM ____________________

Frottements Les frottements résultents des contacts entre les éléments du train de tiges et la paroi du puits. Les facteurs générant ou influençant les frottements sont: - la nature du contact entre les éléments du train de tiges et les parois du puits. - les dog legs présents dans le puits : Ils augmentent les frottements par l'intermédiaire de la flexion du train de tiges, en augmentant la force de contact. - les épaulements des éléments du train de tiges Les épaulements des joints augmentent les frottements de même que les stabilisateurs. - la rotation du train de tiges Elle réduit considérablement les frottements - les caractéristiques de la boue Un fluide ayant une bonne lubricité contribue à la diminution des frottements. - le mud cake Un mud cake épais augmente les frottements - Les accumulations de déblais ("lits de déblais") Des accumulations de déblais augmentent considérablement les frottements, jusqu'à provoquer le collage du train de tiges.

Les Frottements peuvent être mesurés et/ou évalués par un modèle de simulation

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Mesure des frottements Au cours du forage d'un puits dévié le foreur et le déviateur doivent régulièrement (au moins une fois par poste et avant chaque manœuvre, avant chaque ajout de tiges dans le cas des puits très déviés) observer et noter les valeurs de l'indicateur de poids correspondantes aux différents mouvements du train de tiges. - Poids suspendu

Train de tiges dégagé du fond et immobile

- Poids en rotation (ROTW)

Train de tiges dégagé du fond en rotation (au moins 30 rpm)

- Poids en montée (PUW)

En remontant le train de tiges (en vitesse établie de 5 à 15 mètres par minute)

- Poids en descente (SOW)

En descendant le train de tiges (en vitesse établie de 5 à 15 mètres par minute)

Si une top drive est utilisée les deux dernières mesures doivent être effectuées avec et sans rotation (au moins 30 rpm). Les différentes mesures ci-dessus permettent de calculer : - Les frottements en rotation

(rotational weight)

- Les frottements en montée

(pick-up drag)

- Les frottements en descente

(slack-off drag)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Forces à la paroi – Forces latérales Les forces à la paroi sont les forces latérales exercées par le train de tiges sur la paroi du puits. Elles résultent: - de la gravité - des courbure ou dog legs du puits - du flambage - des forces centrifuges La distribution de ces forces varie selon le profil du puits et le sens des mouvements du train de tiges. . Drill String Tension

Wall force

Hook load Wall force Buoyed weight

Buoyed weight

Drill String Tension

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Forces à la paroi – Forces latérales

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Estimation des frottements Dg = Σ [ Ff x Bf x Wa x L x sin ( i ) + 2 x Ff x T x sin ( Gc x L / 2 ) + Bp ] _______________________ _______________________ ___ | | | gravité

courbure du puits

Dg = Force de frottement

déblais kgf

lbs

m

ft

kg/m

lbs/ft lbs

avec: Ff

= Coefficient de friction

L

= Longueur d'un élément du train de tiges

Wa = Poids linéaire dans l'air Bf

= Facteur de flottabilité

T

= Tension axiale de l'élément

kgf

i

= Inclinaison du puits

degré

Gc = Gradient of courbure de la section (valeur absolue)

deg/m

deg/ft

Bp

kgf

lbs

= Composante axiale due aux déblais

L'effet des déblais ne peut qu'être estimé et est le plus souvent omis dans les calculs

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage /

Coefficients de frictions

Les frottements entre les éléments du train de tiges et le puits dépendent étroitement de la nature des contacts et donc: - de la nature des parois du puits, tubage ou trou ouvert - du type de boue - en trou ouvert de la nature de la formation traversée - de l'épaisseur du mud cake Les coefficients de friction théoriques utilisés pour les simulations doivent refléter ces différents paramètres.

Valeurs typiques des coefficients de frictions : - Sections tubées :

0.20 to 0.25 en boue à l’eau

0.15 to 0.20 en boue à l’huile

- Sections en trou ouvert

0.25 to 0.35 en boue à l’eau

0.20 to 0.25 en boue à l’huile

Des coefficients différents sont quelquefois utilisés selon le sens de manoeuvre. L’expérience locale aide grandement à la determination des coefficients de frictions.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Torsion

Les efforts de torsion sont dus : - à la rotation du train de tiges - au flambage des tiges, qu'il y ait ou non rotation du train de tiges

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Vitesses critiques de rotation In some case, while drilling, rough drilling conditions can be observed, resulting in shaking of the drill string and of the rig . It is assumed that this phenomena occurs when the vibrations of the bit are in phase with the vibrations of the drill string. These vibrations are both longitudinal and torsional. Natural longitudinal frequencies of a drill string: speed: Fl = ( 0.076 / L ) x ( E / d )^0.5 x h Fl = 1284 / L

Hertz

(for steel and h=1)

The vibrational frequency of a bit is three times the rotary where: L = length of the BHA

meters

E = Modulus of elasticity Natural torsional frequencies of a drill string: G = Shear modulus

Ft = ( 0.076 / L ) x ( G / d )^0.5 x h Ft = 812 / L

Hertz d = density of metal

(for steel and h=1) h = number of harmonic frequencies (1,3,5,...)

The rotary speed will be critical when the frequency of the bit equals the resonant frequency of the BHA

ncl

= critical rotary speed for longitudinal vibrations

ncl

= 25676 / L

nct

= critical rotary speed for torsional vibrations

nct

= 16234 / L

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Flambage Lors de manoeuvres dans les puits ou les frottements sont conséquents, l'outil de forage descend plus lentement que les tiges de surface, entraînant une compression des éléments situés les plus bas. En réaction ces éléments ont alors tendance à occuper un maximum de place dans le trou et à décrire une courbe d’abord sinusoïdale puis hélicoïdale. Le flambage est un effort de compression et sera conventionnellement représenté par des valeurs négatives.

Flambage critique Le flambage critique est la valeur à laquelle le phénomène introduit un risque de déformation permanente dans les éléments du train de tiges et par conséquent un risque de rupture.

Statique (pas de compression)

Début de compression

Compression maximum ____________________________________________ENSPM ____________________

Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Flambage Sinusoïdal Bkc = Flambage Sinusoïdal

tons

lbs

Bkc = 3.5 x [ E x I x ( Wa x Bf )2 ]1/3

(formule de Lubinsky)

Bkc = 2 x [ E x I x Wa x Bf x sin i / 12 x Ac ]1/2

(formule de Dawson)

avec: Ac = ( Hd - OD ) / 2 E = Module d'Young I = Moment d'inertie Wa = Poids linéaire dans l'air Bf = Facteur de flottabilité i = Inclinaison du puits Ac = Espace annulaire OD = Diamètre extérieur de l'élément Hd = Diamètre intérieur du puits

psi inch4 kg/m

inch4 lbs/ft

deg inch inch inch

deg inch inch inch

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Flexion

Compression

Stretch

Tubular bending

Les efforts de flexion résultent des différentes courbures du puits, normales ou dog legs. La surface "externe" de la tige est en extension alors que la surface "interne" est en compression. Le phénomène et les calculs de flexion sont compliqués par la présence des joints (tiges de forage ou tubages).

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Efforts de flexion (équation simplifiée)

Bn = Force de flexion

kgf

lbf

K = Coefficient d'unités

2.4815

63.05

Wa = Poids linéaire dans l'air

kg/m

lbs/ft

OD = Diamètre extérieur de l'élément

mm

inch

Gc = Gradient de courbure

deg/10m

deg/100ft

Bn = K x OD x Wa x Gc avec:

Cette équation assume: - Une flexion pure (contact continu entre le corps de l'élément et la paroi du puits, c'est à dire ignorant la présence des joints) - Un poids linéaire proportionnel à la section (ceci est vrai pour les masses tiges ou pour les tubages, avec moins de 2 % d'erreur)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Fatigue Le phénomène de "fatigue" survient principalement dans les tiges de forage. Les tige de forage fatiguent quand elles tournent dans des trous ayant des courbures importantes ou de nombreux dog legs. Il est alors recommandé d'éviter les rotations rapides en étant dégagé du fond. Il se traduit par une usure du corps conduisant à l'apparition de criques (washout), reconnaissables par l'apparition d'une surface polie perpendiculaire à l'axe de la tige. La plupart des ruptures de tiges sont le résultat direct de leur fatigue. Le risque de fatigue dépends essentiellement: - des efforts de traction exercés sur la tige se trouvant au niveau du dog leg - de la sévérité du dog leg - de l'usure de la tige de forage - des caractéristiques mécaniques de la tige de forage

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Maximum dog-leg admissible Mdlg = maximum dog leg admissible

deg/100ft

Mdlg = 137500 x ( Sb / E x OD ) x ( tanh( K x L ) / K x L )

(Lubinski)

where: K = ( T / E x I )^1/2 Sb = Allowable bending stress

psi

E

= Young' modulus

psi

I

= Moment of inertia

inch4

T

= Buoyed weight of DS below dog leg

lbs

OD = Element of Drill string OD

inch

ID = Element of Drill string ID

inch

L

= Half the distance between tool joints

Hd = True hole diameter

inch

(180")

inch

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Ecrasement Le risque d'écrasement concerne essentiellement les tiges de forage et ceci pendant la mise sur cales ou des essais de pression. Des équations ont été établies (Vreeland) pour quantifier le problème. Hors l'utilisation de tiges anormalement usées ce risque reste limité et d'autres limites le précède généralement.

Abrasion & Erosion L'abrasion et l'érosion résultent des frictions entre les éléments du train de tiges et les autres composantes du puits: - frictions entre parties métalliques (usure du tubage due aux joints des tige de forage) - frictions entre le train de tiges et le puits (usure des joints et des corps) - frictions entre le train de tiges et le les solides contenus dans le fluide de forage.

Corrosion La corrosion résulte de l'action chimique des fluides rencontrés, fluide de forage ou fluides de formation. L'hydrogène sulfureux (H2S), le gaz carbonique (CO2), l'oxygène (O2) peuvent réduire considérablement la durée de vie des éléments du train de tiges.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / La Garniture de forage La garniture de forage est la partie "active" du train de tiges. Elle doit assurer différentes fonctions: - le contrôle de l'inclinaison - le contrôle de l'azimut - permettre le forage (appliquer une poussée sur l'outil de forage) - permettre les mesures de déviation Elle incorpore également certains équipements permettant d'assurer des fonctions additionnelles: - coulisses de forage - absorbeurs de vibration

Les garnitures de forage diffèrent considérablement selon les fonctions demandées et le type de puits à forer. Seuls les éléments inclus dans les 40 à 50 premiers mètres ont un effet sur le comportement directionnel.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Diamètres des éléments (Tapered BHA) Le design des garnitures conduit à utiliser des tubulaires de diamètres différents ayant donc des inerties différentes. Le passage brutal d'une section de gros diamètre à une section de petit diamètre peut conduire à une fatigue excessive allant jusqu'à la rupture. L'introduction d'un raccord n'élimine pas le problème. Le rapport entre les "modules de section" de deux sections consécutives ne doit pas excéder 5.5 Le module de section d'un élément tubulaire est donné par la formule: = ( π / 32 ) x ( OD4 - ID4 ) / OD

inch3

OD

= diamètre extérieur de l'élément

inch

ID

= diamètre intérieur de l'élément

inch

Sm avec:

Le tableau suivant montre les modules de section de divers éléments de train de tiges OD

9.00

8.00

6.50

5.00

5.00

4.75

3.50

ID

3.00

2.8125

2.8125

3.00

4.276

2.50

2.992

Sm

70.7

49.5

26.0

10.7

5.70

9,71

1.96

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Réalisation d'un forage dirigé Différentes phases peuvent être distinguées pendant la réalisation d'un forage dirigé: 1 - Montée en inclinaison et orientation 2 - Continuation de la montée en inclinaison 3 - Maintien de l'inclinaison 4 - Chute d'inclinaison 5 - Changement de direction du puits

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Build-up

Down hole motor

Garniture rotary

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Contrôle de l'inclinaison

Down hole motor avec “Bent Housing”

Garniture rotary (“Packed Hole”)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Drop-off Down hole motor

Garniture rotary (“Pendulaire”)

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Contrôle de l'azimut Le contrôle d l'azimut est un besoin constant pendant le forage d'un puits. Un contrôle efficace de l'azimut ne peut être obtenu que par l'utilisation d'un moteur de fond

Forage Conventionnel there is little to do to control the azimuth during the rotary phases. If during these phases an unexpected variation of azimuth occurs it may be necessary to correct the trajectory. A correction may also be due to a modification of the objective of the well. Different approaches can be used to monitor the azimuth between the kick-off point and the objective: - Orienting the well in a given direction (lead angle), having anticipated the possible variations of azimuth during the rotary phases. This can be done when a strong local experience is available, knowing the azimuth behaviour of the bits in the formations they are supposed to drill. - Orienting the well in the direction of the target and maintaining this direction. This can be done with the navigational method at the condition to use continuously a down hole motor equipped with a bent housing. Le "Rebel" tool: If only a limited correction is required, the "Rebel" tool may be used.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Kick-off & Orientation Jetting

Forage au moteur

Outil de déflexion

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage /

Garnitures Rotary Le principe fondamental est de créer et de contrôler - au niveau de l'outil de forage - une force latérale à la paroi du puits. Chacun des éléments de la BHA est soumis au champ gravimétrique terrestre. Il en résulte: - Une force axiale résultant des éléments situé au dessus - Des déformations, en particulier pour les éléments mis en compression. Ces déformations dépendent de la rigidité de l'élément, donc de sa géométrie. - Des contacts avec la paroi du puits Le contrôle de ces déformations (" la déformée") et donc des points de contact permet de contrôler la force latérale résultante à l'outil, et donc l'inclinaison du puits.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary Le contrôle des déformations peut être obtenu en: • considérant la rigidité des éléments constitutifs de la garniture: - diamètre extérieur - diamètre intérieur - longueur • en créant des points de contact supplémentaires grâce à l'utilisation de "stabilisateurs": - en jouant sur la distance entre lames - en jouant sur le diamètres des lames En conséquence d'autres facteurs influencent le comportement directionnel de la garniture - la poussée sur l'outil

par influence sur les déformations

- la vitesse de rotation

par influence sur la rigidité des éléments

- l'effet du champ gravimétrique

dont l'influence varie en fonction de l'inclinaison du puits

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary

Tangency Point Point de tangence

Point de tangence

Weight on bit DC Weight

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / D D

Garnitures Rotary / Montée en inclinaison (build-up)

D

Garnitures de montée Garnitures "cracker"

D D

D

FGS

D D

D

X

Undersized D

D

X FGN

FGN

FGN

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary / Maintien de l'inclinaison

Garnitures stabilisées

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Garnitures Rotary / Chute d'inclinaison (drop-off)

Garnitures pendulaires

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poids (poussée) sur l'outil

L'une des fonctions essentielles de la garniture est de fournir la poussée sur l'outil de forage nécessaire à l'avancement Cette poussée est fournie par la composante verticale du poids des éléments situés au dessus de l'outil Un certain nombre d'éléments doivent donc être mis en compression et la supporter Lors du forage d'un puits vertical ou d'un forage dirigé à inclinaison limitée, cette poussée ("poids sur l'outil") est fournie par les masse-tiges Lors du forage de puits horizontaux ou de puits à long déplacement, la composante verticale des éléments situés immédiatement au dessus de l'outil devient nulle et la poussée doit provenir d'une autre partie du train de tiges La poussée est fournie soit par des masse-tiges installées dans une section à faible inclinaison du puits ("garniture inversée") soit par les tiges de forage elles mêmes La considération du flambage critique est alors primordiale

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage Poussée maximum disponible à l'outil de forage La poussée maximum pouvant être appliquée à l'outil est égale à la somme des contributions des différentes sections du train de tiges pouvant être mises en compression Cette poussée est dite maximum car ne considérant pas les frottements intervenant dans le puits

MWOB = Poussée maximum disponible à l'outil MWOB = Σ Ws

kg

lbs

kg

lbs

kg

lbs

kg/m

lbs/ft

Avec : Ws = Poussée fournie par une section du train de tiges Ws = LW x Bf x L x cos (i) ou: Ws = LW x Bf x Hv Avec : LW = Poids linéaire (réel) des éléments de la section Bf = facteur de flottaison L

= Longueur de la section

m

ft

i

= Inclinaison moyenne de la section

deg

deg

m

ft

Hv = Hauteur verticale de la section

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à inclinaison limitée La formule ci-dessus peut être utilisée pour des puits allant jusqu'à 50 à 60 degrés d'inclinaison, avec une marge de sécurité destinée à compenser les vibrations et frottemnents et assurer que le point neutre reste dans les masse-tiges ou tiges lourdes Les masse-tiges restent le meilleur moyen de fournir le poids sur l'outil.

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à grande inclinaison Afin de fournir la poussée nécessaire, l'idée initiale est de relocaliser les masse-tiges dans une partie peu ou pas inclinée du puits (garniture inversée), à condition que les éléments situés entre ces masse-tiges et l'outil supportent la compression résultante. La poussée résulte alors de l'ensemble du train de tiges et non plus seulement de sa partie inférieure Il est donc nécessaire de déterminer une combinaison de: - masse-tiges - tiges lourdes - tiges de forage pouvant pourvoir la poussée requise en fonction de la géométrie du puits - en évitant le risque de rupture (par flambage ou traction) - en minimisant les frottements

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à grande inclinaison

Reconsidérant le problème de compression, il a été montré (calculs de flambage critique) que les tiges de forage peuvent supporter une certaine compression dépendant de leur position dans le puits, en particulier de leur inclinaison. Ceci conduit à concevoir des "garnitures" n'utilisant plus ni masse-tiges, ni tiges lourdes. Au delà de 60 degrés seule la modélisation des frottements permet d'évaluer correctement la poussée disponible

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection et positionnement des coulisses de forage Type de coulisse Mécanique, hydraulique ou hydromécanique

Running Jars en tension ou en compression Jars should better be run in tension to avoid the risk of unexpected jarring while running down

Positionnement des coulisses La coulisse doit être positionnée à un endroit où elle-même ne risque pas d’être coincée Aucun équipement de diamètre supérieur (stabilisateur, masse-tiges, etc..) ne doit pas être installé au dessus d’une coulisse Une masse suffisante de tubulaires doit être disponible au-dessus pour l'actionner en compression Une coulisse ne doit pas être intallée aux alentours du point neutre

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection et positionnement des coulisses de forage

Point neutre en forage Point neutre en descente

Point neutre en forage Point neutre en descente

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Equipement Amagnétique

ZONE 1 90 I N C L I N A T I O N

ZONE 2

18' 25' 30'

90

30'

60'

ZONE 3

90'

90

80

80

80

70

70

70

60

60

50

50

40 30 20

B

C

30

A

20

10 20 30 40 50 60 70 80 90

C

50

B

40 30

A

B A

20 10

10

10

60' 90'

60

C

40

60'

10 20 30 40 50 60 70 80 90

10 20 30 40 50 60 70 80 90

DIRECTION FROM MAGNETIC NORTH OR SOUTH ____________________________________________ENSPM ____________________

Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection des outils de forage

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Ingénierie du forage dirigé / Train de tiges & Garniture de forage / Sélection des outils de forage

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Chapitre 3

Ingénierie du forage dirigé

3-3 Programme de fluide de forage Sélection du fluide de forage Lubrification du puits Stabilité des parois Nettoyage du puits Endommagement de la formation

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Sélection du fluide de forage les fonctions demandées au fluide de forage sont basiquement les mêmes que le forage soit dirigé ou vertical: Assurer un bonne lubrification Maintenir les parois du puits Assurer un bon nettoyage du puits Minimiser l'endommagement de la formation

Cependant l'inclinaison des puits aggrave les problèmes liés au fluide

Un bon fluide de forage est la clé du succès d'un forage à haute inclinaison

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Lubrification du puits

In deviated drilling, friction are bigger due to: - the increased length of the hole - the increased surface of contact between the drill string and the well bore Lubrication can be improved by: - creating a lubricating film at the surface of contacts - building a self-lubricating cake - decreasing the surface of contacts

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Stabilité des parois

Unstability of the well bore is the main cause of failure while drilling at high angle. The unstability of the well bore is a complex phenomena and drilling at high angle modify drastically the behaviour of certain formations. The basic reasons of unstability are similar to those of vertical wells: > due to the formations themselves: - unconsolidated formations - fractured formations It can be assumed that if a formation is unstable while vertically drilled, this phenomena will proportionally increase with the inclinaison of the well. > due to the mechanical effects of drilling: - mud weight and differential pressure - friction at the well bore - drill string rotation - axial movement of the drill string (mainly while tripping) > due to a chemical effect between the drilling fluid and the formation

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage /

1

2 Inclination zones 3

4

Cuttings natural tendency to deposit

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Nettoyage du puits The cleaning of the hole i.e. the transportation of the cuttings is of primary importance while drilling a deviated hole and this problem emphasises with the inclinaison. In such holes the cuttings have a tendency to accumulate on the lower part of the hole, building "cutting beds" and a most important function of the drilling fluid is to avoid their formation and development. Depending on the inclinaison of the hole, four zones were determined characterising the behaviour of the cuttings: Zone 1

from vertical to 10/20 degrees

Cuttings have a uniform distribution in the annulus. Most of the cuttings are submitted to the average ascensional speed of the fluid. Zone 2

from 10/20 to 30/45 degrees

The distribution of the cuttings is less regular, with a tendency to accumulation in the lower part of the annulus. There is a risk of formation of a cuttings bed. Only a part of the cuttings are submitted to the average ascensional speed of the fluid. Zone 3

from 30/45 to 55/70 degrees

There is a strong tendency of a cuttings bed formation. The fluid speed is low on the lower part of the annulus and the cuttings may slip down in the hole. The cuttings bed is "unstable" Zone 4

from 55/70 to 90 degrees

The tendency to form a cuttings bed still exist. The fluid speed is very low on the lower part of the annulus and the cuttings do not slip but accumulate. The cuttings bed is "stable"

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Nettoyage du puits

The main paramètres influencing the transportation capacity of a drilling fluid are: - flow rate (annular speeds) - rheology of the fluid - density of the fluid - quantity of cuttings (function of bit size and drilling rate) - size and shape of the cuttings - relative density of cuttings - inclinaison of the hole - shape of the hole - rotation of the drill string

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage /

Cuttings

Mini < Speed > Maxi

Annular speeds of the drilling fluid

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Endommagement de la formation Solids and mud filtrate can be the cause of irreversible damage to the reservoir. Reservoir engineers characterise this damage by the "skin effect".

Solids invasion An invasion of the pores or fractures will occur: - if large differential pressure exist - if bridging solids of incorrect size are present These solids can be - produced from the formation (fines) - being the result from regrinded cuttings - come from the mud products

Keep a minimum differential pressure Use correct size of solids (< 1/3 of pore openings)

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Ingénierie du forage dirigé / Fluides de forage / Endommagement de la formation

Filtrate invasion The mud filtrate can cause several types of damage: - clay swelling - fines migration fines are small particles less than 5 microns - water invasion > clean up problems - scale formation > precipitation of compounds such as calcium carbonate - change of wettability > clean up problems Minimise solids content Minimise fluid loss Prevent hydratation of clay (KCl or Potassium chloride) Ensure that the mud filtrate is chemically compatible with the connate water

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Directional Drilling Engineering

Part 4 Horizontal Drilling History & Introduction Advantages & inconveniences of horizontal drilling Horizontal well types Horizontal Drilling Practices

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Horizontal Drilling / History

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Horizontal Drilling / History

Rospomare 6d – Drilled offshore Italy by Elf Aquitaine

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Horizontal Drilling / History

Rospomare 6d – Drilled offshore Italy by Elf Aquitaine

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Horizontal Drilling / Applications

Fractured reservoirs

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Horizontal Drilling / Applications

Layered reservoirs

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Horizontal Drilling / Applications

Water coning

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Horizontal Drilling / Well types

Horizontal Build-up Rate Comparison

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Horizontal Drilling / Well types

Extended Reach Wells - BP WytchFarm Development

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Horizontal Drilling / Applications

Extended Reach

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Horizontal Drilling / Well types

Multilateral "Fishbone" Well

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Horizontal Drilling / Equipment

Long radius AKO motor

Medium radius AKO motors & double AKO motor

Short radius Pre-stressed Curved Guide & Articulated system

Typical Bottom Hole Assemblies

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Horizontal Drilling / Equipment

Steerable Bottom Hole Assembly

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Horizontal Drilling / Equipment

Articulated Motor for Short Radius Drilling

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Horizontal Drilling / Equipment

Pre-stressed Short Radius System - "Curved Drill Guide" ____________________________________________ENSPM ____________________

Horizontal Drilling / Equipment

Short Radius Articulated Motor System

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Horizontal Drilling / Equipment

Motor Coring

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Horizontal Drilling / Equipment

Horizontal Electric Logging

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Horizontal Drilling / Completion

Various Completions

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Horizontal Drilling / Completion

Dual Completion

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Horizontal Drilling / Completion

Acid wash

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