Chapitre I Généralités sur le forage en UBDI. GENERALITES SUR LE FORAGE EN UBD

I.1 Historique de forage en UBD

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

circulation est inférieure à celle de réservoir a été fait

breveter la première fois aux Etats-Unis en 1866. Les

premières applications utilisaient l'air comprimé pour forer

le trou. L’évolution de la technologie au cours des années,

permet d’introduire d’autres fluides tels que la mousse et le

fluide aéré (gazéifié) pour des conditions de forage

spécifiques.

La technique appelée ” flow drilling” a été développée la

première fois au Sud de Texas, puis elle est devenue mondiale

avec des exploits au Canada, en Australie et en Chine. Elle a

été principalement utilisée pour le développement des champs

à pression épuisée.

Pendant les années 90, l’UBD avait été appliqué avec

succès dans des opérations de forage en offshore et à travers

l'Europe.

Les premières techniques ont été développées par Angel

(1957) et, Moore et Cole (1965) essaient de prévoir le volume

d'air ou de gaz nécessaire pour un nettoyage efficace du trou

foré. Il y avait également plusieurs tentatives éditées dans la

littérature pour développer une procédure systématique de

conception basée sur l’estimation des paramètres hydrauliques

de forage en Underbalance dans des applications de forage.

Actuellement, underbalanced drilling est le développement

le plus passionnant dans le secteur de forage. En même temps

Chapitre I Généralités sur le forage en UBDque la technique de forage horizontal et multilatéral, il

tient la valeur énorme pour forer des puits plus rentables.  

I. 1 DEFINITION DE L’UBD:

L’underbalance est une technique de forage où

la pression de Fond est intentionnellement

maintenue à une valeur inférieure à la pression de

réservoir.

Si l’opération UBD est bien réalisée, on aura

l’intrusion des fluides de formation à l’intérieur

du puits et un acheminement vers la surface.

Le forage en underbalance aide à améliorer la productivité

du réservoir, car la faible pression hydrostatique empêche

l’invasion de la boue et les solides dans la formation ainsi

que la formation du mud cake.

Over pressure

Under pressure

UNDERBALANCED DRILLING

Drilling fluid returns to Closed circulation system

Under pressure

Over pressure

CONVENTIONAL DRILLING

Drilling fluid returns to open circulation

system

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Fig. le système de circulation de fluide de forage dans l’UBD et

forage conventionnel

I. 2 Principe du forage en underbalance

Le principe de la technique en underbalance est de

maintenir la pression de fond inférieure à celle du réservoir

selon une ∆P désiré. Toute en assurant un contrôle de débit en

surface, la pression de fond (BHP) doit être maintenue entre

deux valeurs de pressions limites, qui en réalité délimitent la

fenêtre de la pression de travail.

La pression des pores donne la limite supérieure,

alors que La limite inférieure de BHP est déterminée par:

1. La stabilité des proies

2. Les débits d’injection

3. Les pressions de service du l’équipement de surface.

Drilling fluid returns to Closed circulation system

Drilling fluid returns to open circulation

system

Reservoir

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Graphe : UBD pressure window

A. Débit de circulation optimum

Pour empêcher l'accumulation des débris à l'intérieur du

puits, la circulation est un facteur prédominant.

Cependant, au delà d’un certain seuil la circulation va

engendrer :

1. Augmentation des coûts pour le fluide supplémentaire

2. Utilisation abusive des pompes

3. Augmentation des frictions le long du l'annulaire

4. Consommation excessive de l'énergie

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Fig. La relation entre la circulation et le nettoyage

Détermination de débit de la couche productrice

Le débit de la couche peut être déterminé par la relation de

Darcy en fonction du drawdown appliqué, des

caractéristiques de réservoir, son fluide et de GOR.

Graphe  : BHP en fonction de Q de

Chapitre I Généralités sur le forage en UBDQ : débit de production en (m3/h)

K0 : perméabilité en (md)

H : hauteur de la couche en (m)

µ0 : viscosité dynamique ( CP)

B0 : facteur de débit

R : rayon d’investigation (m)

rw : rayon du puits en (cm)

Détermination de rapport liquide /gaz injectéLa complexité des calculs nous a amené à utiliser un

logiciel appelé WELLFLO 7 de la société NEOTEC qui permet de

déterminer le rapport de fluides et d’autres paramètres.

I.4 Types de fluide de forage 

La sélection correcte du type de fluide utilisé dans

l'underbalance est la clé de la réussite du forage en

Unerbalance. Trois types de fluides peuvent etre utilisés.

Fluides incompressibles (liquides) exemple : eau, boue,

brut.

Fluide bi phasique (mousse, mist, boue aérée, brut et

azote)

Air ou gaz naturel

I.4.1 Les fluides incompressibles

Dans le cas où la pression de fluide des pores dépasse la

pression hydrostatique de l’eau douce ou l’eau salée (la

saumure) à la même profondeur, il est possible d’utiliser un

Chapitre I Généralités sur le forage en UBDliquide monophasique compatible avec le fluide de la formation

à forer (réservoir). Et qu’il doit avoir une bonne capacité de

transport de déblais vers la surface.

I.4 .2 Fluides (bi phasique)

Ce type de fluides se compose d’une phase gazeuse et d’une

phase liquide (eau, huile, boue à base d’huile). L’azote ou

l’air constituent la phase gazeuse dans de ce système. Ce

fluide permet d’avoir des densités suffisantes pour créer les

conditions d’underbalance. Aussi il remplit les rôles d’un

fluide de forage en matière de lubrification de l’outil et de

nettoyage du trou.

Fluides gazéifiés

La fraction du volume liquide dans le mélange dépasse 25%

approximativement et le gaz forme des bulles isolées qui sont

indépendantes de la phase liquide à la mesure que les deux

phases peuvent se déplacer avec des vitesses différentes. Ce

n'est pas exceptionnel pour le liquide d’être eau douce ou eau

salée, on peut utiliser le gasoil ou même l’huile brute.

Caractéristiques des fluides gazéifiés

- La séparation du gaz et de liquide est contrôlée

correctement.

- Les vélocités, surtout en surface, sont moins importantes,

se qui réduit l'érosion du matériel de surface et de fond.

Air

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Les premiers puits forés en underbalance l'air a été

utilisé comme fluide de forage. Aujourd'hui, le forage avec de

l'air est encore appliqué, mais dans des formations dures.

L'usage de l'air dans des formations a hydrocarbure n'est

pas recommandé, car il contient de l'oxygène. Ce dernier et le

gaz naturel forment un mélange explosif.

Azote

L'azote avait été utilisé dans l’industrie pétrolière

depuis long temps, en premier lieu dans les opérations de

stimulation des puits, DST et pour faire débiter un puits

neutralisé.

Aujourd’hui, l'usage de l'azote cryogénique ou à membranes

dans les opérations du forage en underbalance est bénéfique,

car il permet d’éviter des problèmes de forage.

La figure suivante montre dans un forage avec N2, la

relation entre le débit injecté de N2 et la BHP.

Graphe : Forage avec N2 : Pression de fond en fonction des débits de

circulation

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I.5 Techniques d’injection

En général, la sélection du fluide gaz / liquide et la

technique d’injection sont combinées. L'azote est le gaz le

plus utilisé avec un liquide de même nature que celle de fluide

de formation

Cependant, les gazes qui contiennent de l'oxygène ne sont

pas recommandées pour deux raisons :

- La corrosion du matériel tubulaire.

- L’inflammation

Les techniques d’injection utilisées en UBD sont :

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

Le liquide et le gaz comprimé sont injectés au même temps

à l’intérieur de la garniture de forage.

Les avantages de cette technique sont :

- Ne requiert pas l’utilisation d'équipement

supplémentaire dans le puits. L'usage des valves anti-

retour (NRV) est exigé pour prévenir le back flow à

l'intérieure des tiges.

- Augmentation de l’avancement.

- Economique (réduction des coûts UBD dus à moins de

débit de gaz)

Les inconvénients de cette technique :

- Obligation d’arrêter l'injection du gaz et de purger

toute pression piégée restante dans le tiges à chaque

connections. Ce qui provoque une augmentation de la pression de

fond et la possibilité de basculer en Overbalance.

Chapitre I Généralités sur le forage en UBD - L'usage de MWD conventionnels est seulement

possible jusqu'à 20% de gaz par volume.

- Endommagement de rubber de moteur de fond, et coating

plastique des tiges de forage par l’azote,

Fig. : Injection par Drill pipe

I.5.2 Injection par l’annulaire

L’injection par l'annulaire est très utilisée dans la Mer

du nord. Pour un nouveau puits, le liner doit être ancré juste

au-dessus de la formation ciblé. Le liner est alors prolongé en

surface par le biais d'un tie back et suspendu avec une tubing

hanger spécial. Le gaz est injecté dans l’espace annulaire pour

abaisser la pression hydrostatique requise pendant l'opération

du forage.

Surface Casing

Intermediate / Production Casing

Concentric Casing String

BHA + Bit

Drilling Fluid

Nitrified Drilling Returns

Drill String

Open Hole

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A- L'inconvénient avec ce type d'opération

- Restrictions dans la géométrie des tubages

- ---Spécial tubing head est requise

-Augmentation de temps de mobilisation de l'appareil due à

moins ROP par rapport à la précédente technique.

- Augmentation du coût de l'opération UBD, due aux volumes

importants d’azote injectés.

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

- La continuité dans l'injection d'azote même pendant les

connections.

- Réduction du slugging en surface.

- Moins d’endommagement pour la garniture.

Fig. : Injection par annulaire

Surface Casing

Intermediate / Production Casing

Concentric Casing String

BHA + Bit

Drilling Fluid

Nitrified Drilling Returns

Drill String

Open Hole

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I.5.3 Injection par un parasite string

L'usage d'un concentrique pour injection du gaz est

utilisé seulement dans les puits verticaux.

Le parasite string ou le coiled tubing 1" ou 2" sont

descendu au même moment que le casing au-dessus du réservoir.

A- L'inconvénient avec ce type d'opération

- Complexité de la mise en place de parasite string

- Spéciales connections en surface sont requises

- Utilisé seulement dans des puits verticaux

B- Les avantages de cette technique

- La continuité dans l'injection d'azote même pendant les

connections.

- Meilleure qualité du signale du MWD, vue qu’une seule

phase est pompé à l'intérieure des tiges

- Réduction du slugging en surface

Surface Casing

Intermediate / Production Casing

Nitrogen Parasite Injection Line

BHA + Bit

Drilling Fluid

Nitrified Drilling ReturnsDrill String

Open Hole

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Fig: Injection par un parasite string

I.5. 4 Injection par dual drill pipe

Les DP utilisés dans cette méthode ont une double 'peau'

(double cloisonnement)

Le fluide et pompé à l'intérieure de drill pipe, le gaz aussi

est véhiculé par les tiges de forage en utilisant le vide

existant entre les peaux jusqu'a une crossover sub puis dans

l'annulaire.

A- L'inconvénient de cette méthode

- Spéciales Drill pipes sont exigés.

- Tige d'entraînement spéciale (Kelly) est exigé.

- Spécial tool joint d'ou sa répercussion sur le coût et le

temps allouer

Dual swivel

Mud in

Air in Retour de fluide aéré

Rotating head

Jet sub

Concentric Drill Pipe

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Fig. Injection par dual drill pipe

II.2 OBJECTIFS DU FORAGE EN UBD:

Les objectifs peuvent être résumés dans deux principales

catégories :

1) Récupération Maximale des hydrocarbures.

2) Minimisation des problèmes de forage.

Ces deux catégories sont les deux buts ciblés par l’UBD,

car elles permettent de réduire les coûts d’un puits par les

facteurs suivants :

1. REDUCTION DU COUT DE FORAGE :

Longévité de l’outil.

Réduction du coût du fluide de forage.

Conventionnel Drill Pipe

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Réduction du temps non productif.

Elimination du DST et de la stimulation.

2. DIMINUTION DE L’ENDOMAGEMENT DE LA FORMATION :

Réduction de l’endommagement du puits.

Augmentation de la production

3. EVALUATION EN TEMPS REEL :

Anticipation de la production.

Evaluation de la production au cours du forage.

Augmentation de la récupération ultime.

I.2. 1)- LES AVANTAGES DE L’UBD :

1. Augmentation du taux de pénétration.

2. Réduction de l'endommagement de la formation.

3. Élimination de coincement différentielle.

4. Elimination du risque de perte de circulation

5. Diminution de poids sur l'outil.

6. Amélioration de la durée de vie de l'outil

7. Réduction de la taille des cutting d'ou l'effet sur le

nettoyage du puits.

8. Acquisition des données de réservoir en temps réel

I. 2. 2 Les inconvénients de l’UBD

1. Instabilité des parois.

2. Problème de consolidation des parois.

3. Augmentation des coûts de forage selon le système

utilisé.

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4. Incompatibilité avec MWD (Drill pipe Injection).

5. Possibilité d'endommagement mécanique sur les parois.

6. Discontinuité dans les conditions de l'underbalance

7. Problème de nettoyage de fond du trou.

8. Augmentation du torque et des frictions (tirage).