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République Algérienne Démocratique et Populaire Sonatrach Division Production, Direction Regionale H.M.D

D.E.P Département Opérations Service Work-Over Projet professionnel de fin de formation en Vue d’Obtention du Diplôme d’Ingénieur Spécialisé Superviseur Opérations Thème

L’impact des pertes de circulation et neutralisation des venues sur le coût.

Présenté par : BEDJOU Mohand Cherif

Suivi par : Mr CHOUCHA Ahmed Mr DIF Kada

Promotion 2013/2014

Remerciements

Louange à Dieu, Le miséricordieux, sans lui rien de tout cela n’aurait pu être. Nous désirons exprimer nos sincères gratitudes à notre encadreur Mr KHANOUCHE Mohamed Essaid pour nous avoir proposé ce sujet. Nous le remercions également pour la haute qualité de son encadrement, son suivi, sa disponibilité, ses conseils et ses critiques constructives. Nous tenons à remercier aussi les membres de jury pour avoir accepter d’évaluer notre travail. Notre reconnaissance va particulièrement à l’ensemble des enseignants du département d’informatique pour tout ce qui nous a été transmis tout au long de notre formation. Nos remerciements les plus chaleureux à nos parents, pour leur soutien, leurs encouragements et leurs sacrifices. Nous remercions également tous nos amis, nos collègues et tous ceux qui ont contribué de pré ou de loin pour la réalisation de ce travail.

Dédicaces

Je dédie ce modeste travail à : A mes trés chèrs parents, A mes frères et soeurs , A toute ma famille, A mes amis Abdou, Mouh, Bill, Cicine, Meheni, Cherif, Hakim et Samou, A l’association DEFI contre les myopathies, A mes collègues et camarades, et tous ceux qui m’ont aidé, A ma binôme Nassima et sa famille ;

BENKERROU Hayet

Dédicaces

Je dédie ce modeste travail à : A mes trés chèrs parents, A mes frères et soeurs , A toute ma famille, A tous mes amis et collègues, et tous ceux qui m’ont aidé, A ma binôme Hayet et sa famille ;

BERBAR Nassima

TABLE DES MATIÈRES

Table des Matières

i

Liste des tableaux

viii

Table des figures

1

Intrduction Générale

1

0.1

Introdution Générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1 Description du champ de Hassi Messaoud

2 4

1.1

Introduction et historique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4

1.2

Situation géographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

1.3

Situation géologique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

2 Les pertes de circulation

7

2.1

Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

2.2

Les principaux types de perte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

2.2.1

Les pertes partielles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

2.2.2

Les pertes totales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

La nature des pertes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

2.3.1

Les pertes naturelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

2.3.2

Les pertes par craquage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

2.3.3

Les pertes par filtration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9

2.3.4

Particularité sur le drain horizontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9

Effets nuisibles des pertes sur les opérations de forage . . . . . . . . . . . . .

9

2.4.1

La phase superficielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9

2.4.2

La phase intermédiaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10

2.4.3

La phase de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10

Les indices des pertes de circulation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10

2.3

2.4

2.5

i

Table des matières

2.6

2.5.1

Les indices des pertes partielles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10

2.5.2

Les indices des pertes totales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11

Les causes des pertes de circulation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12

2.6.1

Mauvaise estimation de la pression de gisement . . . . . . . . . . . .

12

2.6.2

Les causes liées à la boue de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12

2.6.2.1

La pression hydrostatique de la boue trop élevée . . . . . . .

12

2.6.2.2

Le Mauvais traitement en surface . . . . . . . . . . . . . . .

12

2.6.2.3

Les cause liées à la thixotropie . . . . . . . . . . . . . . . .

12

Les causes liées aux caractéristiques de la formation . . . . . . . . . .

12

2.6.3.1

Les formations poreuses à haute perméabilité . . . . . . . .

13

2.6.3.2

Les formations fracturées . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13

2.6.3.3

Les formations caverneuses . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13

2.6.3.4

Les formations déplétées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13

Les causes diverses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14

2.6.4.1

Reprises brutales des pompes . . . . . . . . . . . . . . . . .

14

2.6.4.2

Rétrécissement du puits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14

Les conséquences des pertes de circulation . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14

2.6.3

2.6.4

2.7

3 Les fluides de forage pétrolier

18

3.1

Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

18

3.2

Les Fluides de forage pétrolier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

19

3.2.1

Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

19

3.2.2

Le rôle de la boue de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

19

3.3

La circulation du fluide de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

20

3.4

Les caractéristiques de la boue de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

21

3.4.1

Paramètres physiques et chimiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

22

3.4.2

Densité et masse volumique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

22

3.4.3

Teneur en solide . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

22

3.4.4

La filtration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

22

3.4.4.1

Principe fondamental de la filtration . . . . . . . . . . . . .

22

3.4.4.2

La filtration statique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

23

3.4.4.3

La filtration dynamique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

23

3.4.4.4

Le rôle du filtrat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

24

3.4.5

La contrainte seuil ou « Yield value » (YP) . . . . . . . . . . . . . .

24

3.4.6

Thixotropie et gels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

24

3.5

La Filtration et l’endommagement des formations . . . . . . . . . . . . . . .

25

3.6

Types et compositions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

28

3.6.1

La boue à base d’eau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

28

3.6.2

La boue à base d’huile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

28

ii

Table des matières

3.6.3

Les boues aérées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

28

La roche réservoir . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

28

3.7.1

Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

28

Caractéristiques des roches réservoirs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

29

3.8.1

La porosité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

29

3.8.2

La perméabilité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

29

3.8.3

L’interaction fluide-formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

29

3.8.3.1

Le phénomène d’Osmose . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

29

Autres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

30

3.8.4.1

Effet thermique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

30

3.8.4.2

Effet des constituants néfastes . . . . . . . . . . . . . . . . .

30

L’impacte sur la formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

30

3.10 Précautions à prendre lors du forage des zones à perte . . . . . . . . . . . . .

31

3.11 Les procédures à suivre en cas des pertes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

31

3.12 Contrôle des pertes en cours de forage

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

32

3.12.1 Les agents de colmatage dans la boue de forage . . . . . . . . . . . .

32

3.12.1.1 Les colmatant granuleux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33

3.12.1.2 Les colmatant fibreux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33

3.12.1.3 Les colmatant lamellaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33

3.12.1.4 Colmatant gonflants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33

3.7 3.8

3.8.4

3.9

3.12.2 Système de mélange en surface

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

34

3.12.2.1 Bouchon de ciment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

34

3.12.3 Système de mélange au fond . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

34

Conclusion Générale

xi

Bibliographie

xi

Annexe

xi

iii

LISTE DES TABLEAUX

1.1

Les coordonnées Lambert du champ de Hassi Messaoud. . . . . . . . . . . .

viii

5

TABLE DES FIGURES

1.1

Situation géographique du HMD. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

2.1

Schéma montrant les pertes de circulation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

2.2

Profil de l’invasion par filtration.

9

2.3

Quantification des pertes de circulation.

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11

2.4

Les formations caverneuses. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14

2.5

Les zones déplétées. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15

2.6

Les différents types de formation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

16

3.1

Le rôle de la boue de forage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

20

3.2

Schéma de circulation de la boue sur le site de forage. . . . . . . . . . . . . .

21

3.3

Formation de structure gel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

25

3.4

Les différentes zones de pénétration du fluide de forage en circulation. [12] .

27

3.5

Schéma type d’un réservoir. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

29

3.6

Phénomène d’Osmose. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

30

3.7

Schéma montrant une fracture colmatée. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

32

3.8

Largest fracture sealed, inches. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

34

3.9

Centrale à cogénération-CEVITAL. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

xi

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1

INTRODUTION GÉNÉRALE

0.1

Introdution Générale

Le forage prend une part importante dans le développement des gisements et l’estimation des réserves pétrolières. Les problèmes rencontrés au cours des opérations de forage ont suscités un intérêt particulier de la part des compagnies pétrolières, des laboratoires spécialisés et de la communauté des chercheurs. En plus du défi technique pour la résolution des problèmes, on note l’importance du facteur économique, dont le coût des problèmes de forage rencontrés peut être estimé à plus de 10% du coût moyen d’un forage. L’instabilité des parois des puits est le facteur technique le plus significatif au cours du forage et l’une des sources affectant le coût du forage. L’art de l’ingénieur vise à améliorer le rendement des procédés qu’il met en œuvre, c’est-à-dire à tirer un maximum de profits d’un minimum de ressources. L’industrie pétrolière à toujours fait face au défi des techniques de forage des formations profondes qui contiennent des fluides précieux sous pression, ce qui peut exposer en danger les être humains, les équipements et l’environnement. Sur le champ de Hassi Messaoud (HMD), les principaux types d’incidents de forage peuvent être de nature assez différentes principalement dans les intervalles du Sénonien Salifère, Turonien, Dogger Argileux et Lagunaire et du Cénomanien. Il s’agit de bourrage avec chute d’avancement, maintien ou non de la circulation de boue, serrage ou non avec augmentation du couple pouvant aller jusqu’à blocage de la rotation,.Vis à vis de ces incidents de forage, les remèdes traditionnels font appel à l’augmentation de la densité de la boue souvent efficace, ou bien l’utilisation de boue de forage inhibitrice ou boue à l’huile, cependant, ce type de fluide est contraint à des problèmes d’environnement et de réglementation.

2

Introdution Générale

Les conditions économiques et environnementales de cette dernière imposent que les opérations de forage doivent être réalisées avec un maximum d’efficacité et de sécurité. Le contrôle et la prévention des pertes de boue sont des priorités pour respecter de telles exigences, essentiellement pendant la phase réservoir. Malgré les progrès de tout ordre réalisés au cours des dernières années, les pertes de boue constituent encore de nos jours, un obstacle majeur au déroulement normal des opérations de forage. Pour bien mener ce travail, nous l’avons subdivisé en trois parties : Le premier chapitre donne un aperçu général sur le champ de Hassi Messaoud. Le second chapitre se rapporte aux notions générales sur les pertes de circulation. Le troisième chapitre consiste à donner un apperçu général sur les fluides de forage.

3

CHAPITRE

1

DESCRIPTION DU CHAMP DE HASSI MESSAOUD

1.1

Introduction et historique

Le champ de Hassi Messaoud représente l’un des champs les plus complexes au monde, durant l’histoire géologique, le champ a subi d’une part une évolution tectonique intense caractérisée par des phases compressives et distinctives, d’autre par sa transformation diagénèse dans le réservoir lors de son enfouissement au cours du temps géologiques, jusqu’au ce que le gisement a pris une forme tel que est représenté par la configuration actuelle. Le gisement de Hassi Messaoud a été découvert le 16 Janvier 1956 par le premier forage MD 1, implanté par une compagne sismique réfraction. Le 15 Juin de la même année, ce puits a été découvert à 3338 mètres de profondeur comme étant producteur d’huile, dans les grès du Cambrien. En Mai 1957 à 7 km au Nord-Ouest le puits OM1 a été foré par la C.F.P.A confirmait l’existence d’une quantité très importante d’huile dans les grès du Cambrien. Le gisement fut donc divisé par deux (2) concessions distinctes, et La limite coupe le champ dans le sens Est-Ouest en deux parties sensiblement égales : X Au Nord la C.F.P.A. X Au Sud la SN.REPAL. Actuellement le champ est subdivisé en 25 zones productives, ces zones sont relativement indépendantes et correspondent à un ensemble des puits qui communiquent entre eux litho logiquement et se comportent de la même manière de point de vue pression.

4

Chapitre 1

1.2

Description du champ de Hassi Messaoud

Situation géographique

Le champ de Hassi Messaoud situe à 650 km Sud / Sud-est d’Alger et à 350 km de la frontière tunisienne, sa localisation en coordonnées Lambert Sud Algérie est comme suit :

X

790.000

840.000

Est

Y

110.000

150.000

Nord

Table 1.1 – Les coordonnées Lambert du champ de Hassi Messaoud.

Figure 1.1 – Situation géographique du HMD.

1.3

Situation géologique

Le champ de Hassi Messaoud occupe la partie centrale de la province triasique. Par sa superficie et ses réserves, il est le plus grand gisement de pétrole d’Algérie qui s’étend sur prés de 2200 km2 desuperficie.Ilestlimité : • Au Nord-Ouest par les gisements d’Ouargla [Gellala, Ben Kahla et Haoud Berkaoui]. • Au Sud-ouest par les gisements d’El Gassi, Zotti et El Agreb. • Au Sud-est par les gisements Rhourde El Baguel et Mesdar 5

Chapitre 1

Description du champ de Hassi Messaoud

• A l’Ouest par la dépression d’Oued M’ya. • Au Sud par le môle d’Amguid El Biod. • Au Nord par la structure Djammâa-Touggourt. • A l’Est par les hauts fonds de Dahar, Rhourde El Baguel et la dépression de Ghadamès.

6

CHAPITRE

2 LES PERTES DE CIRCULATION

2.1

Introduction

Les pertes de circulation sont la conséquence logique d’un déséquilibre de pression, existant ou créé, entre le milieu traversé et le fluide utilisé en forage. Il se produise lors de forage des formations de forte perméabilité, caverneuses ou fissurées.

Figure 2.1 – Schéma montrant les pertes de circulation.

2.2

Les principaux types de perte

On peut distinguer deux types principaux de perte : 7

Chapitre 2

2.2.1

Les pertes de circulation

Les pertes partielles

Une perte est dite partielle, si la circulation se maintient même à une très faible valeur, le trou restant rempli, il y a donc une diminution de retour de boue. On dit que la perte partielle est importante quand le débit de la boue perdue est supérieure à 5 m3 /h.

2.2.2

Les pertes totales

Une perte est dite totale, si la circulation ne se maintient plus, alors le puits se vide jusqu’à une cote bien précise. [3]

2.3

La nature des pertes

2.3.1

Les pertes naturelles

Elles se produisent, soit dans les vides de la roche (pores, fissures, fractures), soit lorsque la pression du fluide de forage dépasse celle de la formation. Les pertes de circulation naturelles sont observées dans : • Les formations très mal consolidées (sable, gravier, etc..). • Les formations à perméabilité excessive : présence des vacuoles dues à la dissolution du lessivage d’une partie de la roche. • Les formations naturellement fissurées ou caverneuses • Les formations micro perméables et non cimentées telles que l’élite de graviers de sables très grossiers. • Les zones faillées, broyées, qui sont subit des mouvements techniques qui ont développé des ressauts de fissures sub-verticales qui sont restées ouvertes.

2.3.2

Les pertes par craquage

Elles se produisent dans les vides crées (fissures ou fractures) lorsque la pression exercée par la boue est supérieure à celle de fracturation de la roche : • Soit dans n’importe quel type de formation, qui contient des grès, sables, sables argileux ou argiles sableuses. • Soit au niveau du plan de moindre corrosion tel que : la surface de contact plan de schistosité. • Mauvais choix pour l’emplacement du sabot.

8

Chapitre 2

2.3.3

Les pertes de circulation

Les pertes par filtration

Dans la mesure de prévenir contre la pénétration des fluides de formation dans le puits durant le forage (OBD), la pression hydrostatique de la colonne de boue doit être supérieure à celle de la formation. Une large quantité de boue envahissant les formations perméables est pallié par la formation d’un cake relativement imperméable, à travers lequel aucune filtration n’aura lieu. La boue est donc surjette à un traitement offrant les caractéristiques voulues, dans la mesure de préserver la stabilité des parois et de minimiser l’invasion par filtration des niveaux à potentiel productif. [5]

2.3.4

Particularité sur le drain horizontal

La théorie stipule que la répartition du flux de perte par filtration à un point donné du drain horizontal est uniforme sur toute la circonférence de trou, ce qui garde la forme conique de profil d’invasion. Cependant pratiquement, dans un puits foré en horizontal, les conditions dont sont soumises les parois sont diffèrent du point de vue concentration des solides, vitesse de fluide, taille et forme des particules et contraintes appliquées sur la surface, comme le montre la figure (2.1).

Figure 2.2 – Profil de l’invasion par filtration.

2.4 2.4.1

Effets nuisibles des pertes sur les opérations de forage La phase superficielle

• Problème de nettoyage du trou • Affaissement du terrain 9

Chapitre 2

Les pertes de circulation

• Coincement des tiges • Eruption du puits • Perte de puits

2.4.2

La phase intermédiaire

• Perte de surveillance du niveau de fluide • Problème de nettoyage du trou • Affaissement du terrain • Augmentation du temps d’exposition du puits • Coincement des tiges • Eruption de puits • Soufflage souterrain • Garniture de forage supplémentaire

2.4.3

La phase de production

• Perte de surveillance du niveau de fluide • Perte d’évaluation de formation • Problèmes de nettoyage du trou • Affaissement du terrain • Augmentation du temps d’exposition du puits • Coincement des tiges • Eruption de puits • Eruption souterraine • Garniture de tubage supplémentaire • Endommagement de la zone de production

2.5

Les indices des pertes de circulation

Chaque type des pertes de circulation a des indices spécifiques :

2.5.1

Les indices des pertes partielles

Dans le cas des pertes de circulation partielles, on peut avoir les indices suivants : X Diminution du niveau de la boue dans les bacs. X Si la pompe de forage en arrêt (cas de manœuvre) le niveau hydrostatique de la boue dans le puits est diminué partiellement.

10

Chapitre 2

2.5.2

Les pertes de circulation

Les indices des pertes totales

Dans le cas de perte de circulation totale, on peut avoir les indices suivants : X Si la pompe de forage en marche (en cours de forage), on remarque que le retour de la boue est nul. X Si la pompe de forage en arrêt (cas de manœuvre) le niveau hydrostatique de la boue de forage dans le puits est en diminution brusque.

Figure 2.3 – Quantification des pertes de circulation.

11

Chapitre 2

2.6

Les pertes de circulation

Les causes des pertes de circulation

On peut citer les causes suivantes :

2.6.1

Mauvaise estimation de la pression de gisement

Qui représente le cas le plus rencontré lors du forage d’exploration, dont les zones qui sont mal connues.

2.6.2

Les causes liées à la boue de forage

Le forage du réservoir est toujours accompagné par une circulation de boue dans l’ordre des raisons reconnues. Cependant, les particules fines et le filtrat de boue pouvant envahir et endommager les zones environnantes. Pratiquement pour éviter se phénomène, on utilise des boues à base d’huile, à base d’eau ou émulsionnée (eau/huile). 2.6.2.1

La pression hydrostatique de la boue trop élevée

Comme les venues, les pertes de circulation sont la conséquence logique et directe d’un déséquilibre de pression existant ou créé, momentané ou permanent, entre le milieu traversé et les fluides utilisés en forage, ceci peut être, soit d’une densité trop élevé, soit d’une pression de refoulement (débit, caractéristique rhéologique) trop élevée. Donc la raison principale des pertes de circulation est que la pression dans le puits dépasse la celle de formation compte tenu de la résistance de milieu poreux au mouvement du fluide dans la couche. 2.6.2.2

Le Mauvais traitement en surface

2.6.2.3

Les cause liées à la thixotropie

Une reprise de circulation ou une manœuvre trop rapide avec une boue à gel élevé provoque une surpression importante au fond. Il faut noter qu’à la faible profondeur et dans le cas des pertes par infiltration dans les terrains à perméabilité moyenne, le maintien d’une thixotrope élevée permet souvent l’arrêt des pertes.

2.6.3

Les causes liées aux caractéristiques de la formation

Il existe quatre catégories de formation offrant des possibilités de perte : Il existe quatre catégories de formation offrants des possibilités de pertes, elles sont citées par ordre de gravité croissant :

12

Chapitre 2

Les pertes de circulation

• Les formations non consolidées ou très perméables • Les formations naturellement fracturées • Les formations fragiles • Les formations caverneuses 2.6.3.1

Les formations poreuses à haute perméabilité

Les pores de ces formations sont de dimensions élevées, d’où, les solides de la boue n’arrivent pas à obstruer les canneaux de la matrice. Les pertes ne peuvent être que partielles dans les milieux, dont la forte perméabilité est due à des vacuoles ou des fissures de faible épaisseur. Elles peuvent devenir totales en cas la pression de la boue au fond du puits provoque l’élargissement de ces fissures. 2.6.3.2

Les formations fracturées

Deux types distincts de fractures peuvent être envisagés, naturelles et provoquées. Les pertes dans les fractures naturelles se manifestent brusquement à des cadences assez rapides, et dans n’importe quel type de réservoir à compacité plus ou mois considérable. L’écoulement de la boue riche en solides à travers les fractures conduit logiquement à l’obstruction et le bouchage de celles-ci par suite d’agrégation des solides à différentes tailles, car le flux est important et les fractures sont assez restreintes. Cependant, une continuité de forage avec le même régime risque de provoquer une perte partielle voir parfois totale. 2.6.3.3

Les formations caverneuses

Lors de processus de l’évolution des diverses lithologies, un lessivage des minéraux solubles par les eaux souterraines est possible, ce qui conduit à la création des vides sur un étendu plus au moins important. Le forage de ces endroits favorise les pertes de circulation. Elles se produisent le plus souvent dans les calcaires présentant des cavernes suite au phénomène de dissolution et érosion. Ces pertes sont difficilement colmatables. 2.6.3.4

Les formations déplétées

Vu le nombre important des puits implantés sur le champ de Hassi-Messaoud et leur mise en production en continu, une quantité considérable de matière était extraite, d’où une chute intense de pression est enregistrée. Dans un contexte pareil et sans révision des paramètres hydrauliques de forage, des pertes de boue par filtration peuvent se manifester. [6] Les différents types de formations causant les pertes de circulation sont illustrées sur la figure au-dessous :

13

Chapitre 2

Les pertes de circulation

Figure 2.4 – Les formations caverneuses.

2.6.4

Les causes diverses

2.6.4.1

Reprises brutales des pompes

Mise en marche brutale des pompes provoquaient des coups de pression au fond qui peuvent fracturer la formation. 2.6.4.2

Rétrécissement du puits

Ce phénomène peut être le résultat de confection d’un épais cake ou de bouchons annulaires, ce dernier est un assemblage de cuttings dans l’annulaire faisant face à l’écoulement. Ce phénomène prend une particularité dans les puits horizontaux d’où le nettoyage de drain est souvent sujet à la formation d’un lit de cuttings.

2.7

Les conséquences des pertes de circulation

Les pertes de boue sont très coûteuses, les quantités de boue perdues peuvent être considérables malgré tous les remèdes utilisés, le colmatage étant des fois impossible. Le temps des essais de colmatage est un temps mort pour le forage. Les conséquences majeures des pertes de circulation sont : • Possibilité de venue à cause de la baisse du niveau dans le puits. • Possibilité de coincement de la garniture à cause de la mauvaise remontée des déblais. • Coût très élevé à cause des pertes de boue. 14

Chapitre 2

Les pertes de circulation

Figure 2.5 – Les zones déplétées.

15

Chapitre 2

Les pertes de circulation

Figure 2.6 – Les différents types de formation.

16

Chapitre 2

Les pertes de circulation

• Perte de zone de production résultant de l’endommagement excessif de la formation. • Pertes de temps lors de la restauration de la circulation. • Les surcoûts de forage. • Stimulation coûteuse.

17

CHAPITRE

3 LES FLUIDES DE FORAGE PÉTROLIER

3.1

Introduction

Le forage pétrolier fait partie de l’ensemble des opérations nécessaires pour localiser et extraire de la roche réservoir les hydrocarbures présents dans le sous-sol. Plusieurs forages sont nécessaires pour aboutir à l’exploitation d’un gisement : forages d’exploitation pour confirmer la présence d’hydrocarbures, forages d’évaluation qui permettent d’estimer la viabilité économique du développement, et enfin les puits de développement qui aboutissent à la mise en production [1]. De nombreuses techniques de forage ont été développées pour s’adapter à la diversité des couches géologiques et aux différentes applications du forage, conventionnel et non conventionnel pour l’exploitation des hydrocarbures. Les principaux facteurs influençant le choix de la technique de forage sont la nature de la formation, la profondeur à atteindre et le mode d’exploitation. La réalisation d’un forage nécessite l’utilisation d’un fluide de forage, qui doit tout d’abord assurer plusieurs fonctions,comme la pression hydrostatique pour assurer la stabilité des parois, et empêcher les venues des fluides provenant des nappes souterraines traversées. C’est bien entendu qu’un bon avancement des opérations régit et lier à des paramètres primordiaux : X Le poids sur l’outil. X La rotation. X La circulation (le nettoyage). Cette dernière était depuis longtemps une préoccupation sérieuse, vu la majorité des difficultés au cours de forage pétrolier sont les fluides utilisés. Néanmoins ceux-ci présentent 18

Chapitre 3

Les fluides de forage pétrolier

certains problèmes, particulièrement au niveau de la couche productrice. L’interaction fluide-formation peut changer négativement la qualité de l’exploitation, en modifiant les caractéristiques liées à la production. Pour illustrer le problème on étudiera séparément les deux éléments en question.

3.2

Les Fluides de forage pétrolier

Depuis le siècle dernier, le développement des exploitations pétrolières s’avère d’une grande importance d’exploitation d’un gisement pétrolier nécessite plusieurs opérations ; [2] X Localisation de la roche réservoir et confirmation de la présence des hydrocarbures. X Evaluation de la viabilité économique du développement. X Le forage et la mise en production des puits de pétrole et de gaz. Par ailleurs, le succès dune opération de forage est assuré en grande partie par le bon choix du fluide de forage.

3.2.1

Définition

Un fluide de forage ou boue de forage est un système composé de différentes combinaisons liquides (eau, huile, ), gazeuses (air ou gaz naturel) contenant en suspension une phase solide (argile, déblais, ciments, ). C’est un fluide non newtonien, visqueux ou viscoélastiques, le plus souvent thixotrope [3]. Quelques couches de ces dernières, ont la capacité de modifier les propriétés de ce fluide, par suite d’intrusion des éléments souvent indésirables, cela nécessite un traitement équitable pour l’objectif de rétablir la formulation initiale.

3.2.2

Le rôle de la boue de forage

Cette importance revient aux rôles vitaux que joue la boue, puisque la sécurité du puits et le prix de revient sont étroitement liés à celui-ci. La plupart des manuels de fluide de forage listent entre 10 à 20 fonctions que le fluide de forage exécute tout en forant un puits [4]. En général, les principaux rôles du fluide de forage sont : • Nettoyage et évacuation des déblais (cuttings) est l’une des fonctions les plus importantes des fluides de forage, grâce à la circulation du fluide visqueux dans lespace annulaire. • Maintient les déblais en suspension en cas d’arrêts de circulation plus ou moins prolongés, par l’effet de thixotropie dans le but d’empêcher leur sédimentation afin de redémarrer le forage sans coincement. 19

Chapitre 3

Les fluides de forage pétrolier

• Contrôle des formations qui contiennent par fois des fluides à des pressions importantes. • Maintient les parois du puits en raison de la pression hydrostatique exercée par le fluide en écoulement qui est en général supérieure à la pression des formations forées, ce qui permet d’empêcher la déstabilisation des terrains et de contrôler la venue des fluides de formation traversée.

Figure 3.1 – Le rôle de la boue de forage.

Du fait de cette différence de pression, le fluide va filtrer dans les formations perméables et dépose un film sur la paroi appelé "cake de filtration". Ce gâteau permet de réduire la perméabilité des parois et d’isoler le fluide de forage de la formation à moins que ce film ne devienne pas épais afin d’éviter une diminution du diamètre nominal du trou et un risque de coincement de l’outil. • Refroidissement, lubrification de l’outil et permet une diminution des frottements de train de sonde. • Permet un bon suivi des paramètres de forage en faisant un témoignage, ce qu’on appelle la diagraphie instantanée. • Joue le rôle de transmetteur, en cas d’utilisation d’un moteur de fond (MWD). • Allégement de la garniture par effet de flottabilité.

3.3

La circulation du fluide de forage

La boue de forage est en circulation continue durant toute la durée du forage aussi bien dans le sondage qu’en surface. Le fluide est préparé dans les bacs à boues ; il est injecté à l’intérieur des tiges jusqu’à l’outil, ensuite, il remonte par l’espace annulaire chargé de déblais formés au front de taille. 20

Chapitre 3

Les fluides de forage pétrolier

A la sortie du puits, il subit divers traitement, (tamisage, dilution, ajout de produit, ) de telle façon à éliminer les déblais transportés et à réajuster ses caractéristiques physicochimiques et rhéologiques par rapport aux valeurs importantes (avant injection) [5].

Figure 3.2 – Schéma de circulation de la boue sur le site de forage.

3.4

Les caractéristiques de la boue de forage

Tout comme la formulation des boues, le contrôle et la caractérisation des boues de forage sont réalisés selon des normes précises éditées par l’API. Là aussi, il faut employer un appareillage spécifique et des protocoles particuliers. Certaines mesures sont réalisées systématiquement sur tous les forages (viscosité, densité, filtration) et d’autres, selon le coût et les possibilités du forage. Les conditions existantes sur site doivent être prises en compte lors du contrôle des propriétés et posent des difficultés supplémentaires. Deux exemples peuvent être donnés : tout d’abord, l’information tirée de la mesure est une information " retardée ". En effet, la boue circule dans le puits et une modification éventuelle de la rhéologie du fluide dans le puits ne sera détectée qu’au moment de la mesure en surface, il faut donc prendre en compte ce temps de remontée de la boue. D’autre part, la circulation dans le puits impose des valeurs élevées de pression et de température. Il est donc nécessaire de mesure ou de prévoir la rhéologie des fluides aux hautes températures et pressions ainsi que la tenue des additifs soumis à ces conditions [3].

21

Chapitre 3

3.4.1

Les fluides de forage pétrolier

Paramètres physiques et chimiques

La viscosité est la principale propriété des boues de forage, mais la densité est la seconde. Dans l’opération de forage, la pression au fond du trou doit être contrôlée soigneusement. La pression dans le puits doit excéder la pression des formations géologiques et ne doit pas aller au-dessus de la pression de rupture des différentes roches forées. En dessous de cette gamme de pression, les venues de fluide ou de gaz peuvent endommager l’opération de forage, et au-dessus d’elle, les pertes de boue ou l’instabilité mécanique du puits pourrait se produire. Un produit sous forme de poudre (barytine ou calcaire) est ainsi employé comme matière de charge. Le mélange ou la dilution permet une commande précise de sa valeur. A cause de cette pression de contre-balancement en conditions normales de forage, une diffusion du fluide dans les milieux poreux est possible. Pour diminuer autant que possible cette invasion, un produit de filtration appelée cake est formée sur les parois du trou foré. Ce film doit être de perméabilité faible et doit être facilement enlevé quand les opérations de cimentage ou d’accomplissement se produisent [11].

3.4.2

Densité et masse volumique

La densité est un paramètre important des boues de forage. Elle doit être suffisamment élevée pour contrebalancer la pression exercée par les venues d’eau, d’huile et de gaz et par conséquent les éruptions. Il ne faut pas également qu’elle dépasse la limite de résistance des parois du puits (formations traversées) pour ne pas les fracturer et pour ne pas avoir une perte de boue au cours de sa circulation.

3.4.3

Teneur en solide

La teneur en solide dans les fluides de forage est une caractéristique assez importante notamment celle des particules dite sable.

3.4.4

La filtration

3.4.4.1

Principe fondamental de la filtration

Les fluides de forage sont des suspensions composées d’une phase liquide et des particules solides. La filtration se réfère à la phase liquide du fluide de forage forcé à traverser la formation perméable causé par la différence de pression. Durant ce processus les particules solides sont retenues à la surface de la paroi, formant un cake de filtration. La perméabilité

22

Chapitre 3

Les fluides de forage pétrolier

c’est la capacité d’un fluide à s’écouler a travers une formation poreuse. Les systèmes de boue doivent être conçus pour sceller les zones perméables aussi vite que possible avec des cakes lisses et minces. Dans les formations de haute perméabilité avec de larges pores, toute la boue pourrait envahir la formation (selon la taille des particules solides de la boue). Dans de telles situations des agents de liaisons doivent être utilisés pour arrêter les pertes de boue. La taille des agents de liaisons doit être la moitié de la taille des pores de la formation. On peut citer dans cette gamme, les carbonates de calcium, les dérivées de la cellulose et une large variété d’autres matériaux réducteurs de filtrat. Deux sortes de filtrations ont lieu pendant le forage : la filtration statique pendant l’arrêt de la circulation du fluide, et la filtration dynamique au cours de la circulation du fluide qui entraîne une érosion du cake formé. Le volume du filtrat est en fonction : • De le nature de la formation. • Du temps. • De la pression différencielle. • De la viscosité du fluide. • De la température. • De la distribution en taille des particules. 3.4.4.2

La filtration statique

Le processus de filtration statique des suspensions classiques des particules solides dans un liquide est d’une manière générale bien connu ; (Fergusson et Klotz, 1954), (Glen et Slussers, 1957) ont étudié plus particulièrement le cas des boues de forage. Fergusson et Klotz ont montré que la filtration de ces fluides ne suit qu’en partie la théorie classique, Lors de la filtration statique, le cake s’épaissit continuellement au cours du processus.

3.4.4.3

La filtration dynamique

La filtration dynamique est nettement différente de la filtration statique, souvent avec des taux de filtration plus considérables. Il nexiste aucune corrélation directe entre les mesures de filtration statique API, HTHP et la filtration dynamique. Aussitôt que le trépan est en contact avec une roche perméable, que la filtration dynamique débute [12]. 23

Chapitre 3

3.4.4.4

Les fluides de forage pétrolier

Le rôle du filtrat

Le filtrat est d’une importance capitale dans le forage d’un puits ; il doit être suffisamment élevée pour augmenter la vitesse d’avancement, suffisamment bas pour ne pas déliter ou faire gonfler les formations argileuses et marneuses et pour éviter les coulages du matériel tubulaire en face des zones perméables (calcaire, dolomie, grès, etc.). Il ne doit pas envahir les formations productives, car il peut occasionner des émulsions avec l’huile en place ou modifier la porosité et la perméabilité de ses formations et fixer le filtrat que doit posséder la boue est un problème délicat qui nécessite une grande connaissance des problèmes et des objectifs de forage.

3.4.5

La contrainte seuil ou « Yield value » (YP)

Les solides présents dans la boue de forage influencent un autre paramètre autre que la viscosité plastique ; c’est la contrainte seuil plus connus sous le nom de yield value ou yield point. La contrainte seuil est la mesure de résistance initiale à franchir pour que le fluide s’écoule. Cette résistance est due aux forces électrostatiques attractives localisées sur ou près de la surface des particules, c’est une mesure dynamique. La contrainte seuil dépend des types des solides présents, de leurs charges de surface, respectives, de la concentration de ces solides, du type et la concentration des autres ions ou sels qui peuvent être présents.

3.4.6

Thixotropie et gels

Une boue de forage laissé au repos édifie progressivement une structure qui augmente sa rigidité et qui peut être réduite par agitation. On appelle thixotropie le fait que ce phénomène soit réversible et non instantané. Le caractère thixotropique d’une boue est évalué en mesurant d’une part le gel 0 et d’autre part le couple après un repos de la boue de 10 min, ce qui est appelé le gel 10. Le gel 0 varie pratiquement comme la viscosité plastique et le gel 10 comme la contrainte seuil avec cependant, pour ce dernier, une sensibilité particulière au traitement chimique. Un gel excessif peut causer : • L’occlusion d’air ou de gaz dans le fluide. • Une pression excessive (surpression) lors de reprise de circulation après manœuvre.

24

Chapitre 3

Les fluides de forage pétrolier

Figure 3.3 – Formation de structure gel.

• La réduction de l’efficacité des équipements de traitement des solides. • L’augmentation des risques de pistonnage lors des manœuvres. • Présente une nuisance à l’utilisation des enregistrements (logging tool).

3.5

La Filtration et l’endommagement des formations

La connaissance des causes et l’importance du phénomène de colmatage des abords du puits par la boue de forage présente un intérêt évident. En effet, elle doit permettre, dans la mesure du possible de prévenir l’endommagement catastrophique, par le choix d’un fluide adéquat et de conditions de mise en œuvre convenable. Nous rappelons ici que concernant le colmatage, les facteurs à prendre en compte sont liés : • A la roche (perméabilité, porosité, répartition des pores, nature minéralogique, mouillabilité). • Aux fluides quelle contient (nature, propriétés chimiques, caractéristiques physicochimiques, pression, température). • A la boue elle-même (composition, caractérisation rhéologiques) et à ses éléments de filtration, au cake (épaisseur, perméabilité, résistance mécanique, grosseur des particules) et au filtrat (nature, propriétés chimiques et physico-chimiques).

25

Chapitre 3

Les fluides de forage pétrolier

Lorsque le fluide de forage se trouve en contact avec une surface nouvellement foré, il pénètre immédiatement dans celle-ci. Puis, la pénétration étant limitée, certains pores sont obstrués par des particules en suspension dans le fluide et celles résultant du broyage de la roche par l’outil, c’est-à-dire, lors de formation du cake interne. Cette obstruction dépend des dimensions relatives du pore et de la particule. • Si cette dernière est plus grande que louverture du pore, elle est balayée par le courant du fluide de forage • Si elle est petite par rapport à louverture, elle pénètre librement dans le pore ; si elle possède une certaine dimension critique, elle sagglutine à dautres particules dans le goulot détranglement que constitue lentrée du pore et lobstrue • Il est évident que la formation du cake interne dépend des caractéristiques du milieu filtrant. • Des particules de dimensions comprises entre : • Une valeur légèrement inférieure à louverture de pores les plus larges. • Une valeur égale à environ le tiers de cette ouverture. • Des particules plus petites atteignant le domaine colloïdal susceptible de boucher les pores les plus fins et les interstices entre les fractions les plus grossières déjà déposées. Lobstruction du milieu poreux est dautant plus rapide que la concentration en particules susceptible, de la provoquer est plus élevée. Une fois lobstruction amorcée, les éléments les plus fins sont à leur tour retenus. Seule la phase liquide envahit la formation, tandis que la phase solide se dépose à lextérieure, le long de la paroi, en constituant le cake externe. Comme le montre la figure I., différentes zones peuvent être distinguées du puits vers la formation : • Le cake externe qui tapisse la paroi. • Le cake interne qui sétend sur une épaisseur équivalent à quelques diamètres des grains • La zone envahie par le filtrat lors de la pénétration immédiate. Un des paramètres critiques pour la prédiction de l’invasion de la formation par la boue est la perméabilité du cake et sa variation avec la pression. Des tests de filtration dynamique sur roche réalisés avec des boues à base d’eau, montrent que : • La formation d’un cake de faible perméabilité sur la paroi est importante pour prévenir une invasion de la formation par les particules solides et le filtrat, et obtenir un minimum d’endommagement. • Lépaisseur du cake externe dépend de la viscosité de la suspension, du taux de cisaille26

Chapitre 3

Les fluides de forage pétrolier

Figure 3.4 – Les différentes zones de pénétration du fluide de forage en circulation. [12]

ment et de la perméabilité de la roche. • Au tout début de la filtration, avant que le cake ne soit formé, le filtrat est contrôlé par la perméabilité de la roche. La force responsable de ladhésion des particules à la surface est fonction de la vitesse de filtration. Si le milieu filtrant à une très faible perméabilité, il est possible que le taux de filtration soit si faible, quaucune particule ne puisse se déposer. Dans ce cas, aucun cake externe ne sera formé et le flux de filtrat sera directement contrôlé par le milieu filtrant. On peut donc parler d’une perméabilité critique de la roche en dessous de laquelle aucun cake externe ne peut être formé pour un taux de cisaillement donné. En général, cette perméabilité critique se situe entre 0,1 et 1 mD. De la même façon, quand la perméabilité de la roche est très grande, il n’y a pas, non plus, de formation de cake externe. La perméabilité critique est considérée réduite quand la pression différentielle augmente. Cela peut être particulièrement utile si l’on veut limiter l’invasion d’un milieu par les particules solides. Il existe également une pression différentielle critique en dessous de laquelle aucun cake ne se forme, ce qui résulte en une invasion plus profonde du milieu par les particules solides et le filtrat. Cette influence est marquée pour les roches de faible perméabilité (K