chapitre 2 pressions

©2004 EN

SPM

Formation Industrie -IFP

Training

SEC -

CHAPITRE 2

•

Pression géostatique

•

Pression de pore

•

Causes des pressions anormales

•

Détection des pressions anormales

•

Pression de fracturation

•

LOT et Padm

•

Architecture du puits et Padm

©2004 EN

SPM


Training

SEC -


Pression exercée par le poids des sédiments sus-jacents,


contrainte verticale principale,

Pression de fracturation liée à

la pression géostatique,

Densité

des sédiments fonction de :–

Porosité,–

Densité

des fluides dans les pores,–

Nature chimique des solides (grains et matrice).

La porosité

diminue avec la profondeur (compaction),

le gradient géostatique augmente avec la profondeur

A terre, environ 0.23 bar / m à

3 500 m (1 psi / ft à

10 000 ft)

Offshore, dépends de la profondeur d’eau.

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Evolution de la porosité

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Gradient géostatique

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Structure d’une roche sédimentaire

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Pression des fluides à

l’intérieur des pores, Pression de formation, pression de gisement, de réservoir, …Fluides dans les pores :

–

Eau,

–

Hydrocarbures,

–

H2

S, CO2

, azote, …

Les fluides peuvent circuler dans une roche perméable,Relation entre pression géostatique et pression de pores :

v

:

contrainte effective verticale (fracturation lorsque = 0),S

: Pression géostatique,

PG

: Pression de formation.

GPS v

Pression de pore

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Pression de pore normale lorsque cette pression estseulement le fait de l’eau qui imprègne le sous-sol etformation en communication avec la surface,

•

Dans les autres cas : pression de pore anormale

–

Pression de pores anormale

système fermé

à l’atmosphère existence de

barrières de perméabilité,

–

Fluides de formation plus légers que l’eau (gaz, huiles).

Pression de pore

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Densité

de la boue pour forer une formation à

pression normale :

–

1.05 à

1.15 suivant la salinité

de l’eau de formation (exception faite

des problèmes de topographie),

–

9.60 ppg à

10.00 ppg suivant la salinité

de l’eau de formation

(exception faite des problèmes de topographie).

•

Pression de pore maximum dans une formation ≈

la plus faible des contraintes principales existant dans cette formation.

Pression de pore

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Effet de la topographie

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Pour avoir une pression de pore anormale, nécessité–

De barrières de perméabilité

pour piéger la pression,

–

De phénomènes pour générer de la pression.

Barrières de perméabilité

:–

Liées à

des causes géologiques :

*

Sédiments de faible perméabilité,

*

Activité

tectonique,

*

Phénomènes liés à

la diagenèse.

–

Qualité

de la barrière :

*

Barrière étanche

changement brutal de pression entre les couches,

*

Barrière pas totalement étanche zone de transition (variation progressive de la pression dans cette zone).


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Barrière de perméabilité

parfaitement étanche

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Zone de transition

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Phénomènes générateurs de pression :

–

Présence d’hydrocarbures,

–

Sous -

compaction (considérée comme la cause principale),

–

Transformation des argiles,

–

Expansion thermique des fluides,

–

Osmose,

–

Dépôts d’évaporites,

–

Transformation de la matière organique,

–

Tectonique,

–

Hydrodynamique,

–

Opérations de forage.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Présence d’hydrocarbures :

–

Pression due à

la différence de densité

entre l’eau et les

hydrocarbures,

–

Effet plus important avec du gaz près de la surface.

•

Sous -

compaction :

–

Due à

un mauvais drainage des eaux de formation pendant

l’enfouissement des sédiments :

*

Si l’eau est évacuée des sédiments

pression de pore et compaction normales,

*

Si l’eau n’est pas ou partiellement évacuée des sédiments sous -

compaction et pression de pore anormales.

–

Sous -

compaction principalement dans les séries argileuses.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Presence d’hydrocarbures

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Compaction normale

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Sous -

compaction

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Transformation minéralogique des argiles :–

Aux environs de 100 °C : smectite

illite + eauSmectite : argile gonflante très réactive (bentonite),Illite : argile non gonflante, non réactive.

–

L’eau évacuée lors de la transformation peut modifier la pression de pore de la formation suivant sa perméabilité.

•

Expansion thermique des fluides :

–

Augmentation de température

augmentation de la pression des fluides à

l’intérieur de la roche si le système est fermé

(principe de la cocotte minute).

•

Osmose :–

Circulation de fluides due à

des différence de concentration en sels,

–

Les formations argileuses peuvent se comporter comme des argiles semi –

perméables.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Osmose

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Dépôt d’évaporites :–

Création de barrières de perméabilité

(roches non poreuses non perméables),

–

Création de dômes de sel

effets tectoniques et osmose,

–

Transformation du gypse en anhydrite avec 38 % d’eau évacuée,

–

Transformation de l’anhydrite en gypse

augmentation du volume de la roche augmentation des contraintes dans la roche.

•

Transformation de la matière organique (genèse des hydrocarbures) :

–

Molécules organiques

cassées par les bactéries et la température (matière organique solide

huiles

gaz),

–

Augmentation du volume des produits au cours de la transformation si le système est fermé

augmentation de la pression de pore.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Formations salifères

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Tectonique :–

Paléo –

pressions,

–

Action des failles.

•

Hydrodynamique :–

Pertes de charge modifiant les pressions dans les formations.

•

Pressions anormales produites par le forage :–

Programme de casing

éruption interne, ...

–

Cimentation défectueuse (migration du gaz le long des casings),

–

Caractéristiques de la boue

fracturation, ...


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Tectonique

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Avant le forage :–

Données sismiques,

–

Données géologiques,

–

Données des puits voisins.

•

Pendant le forage :–

ROP (vitesse d’avancement),

–

d exponent,

–

Autres formulations de la vitesse d’avancement,

–

Frottements dans le puits,

–

Salinité

du filtrat de la boue,

–

Gaz,

–

Température de la boue et gradient,

–

Déblais (cuttings),

–

MWD –

LWD.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Données sismiques

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Informations provenant des puits voisins

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

ROP (vitesse d’avancement) :–

Influencée par P (pression différentielle)

et la compaction,

–

Augmente à

l’approche et / ou à

l’entrée d’une zone à

pression anormale,

–

Attention avec une augmentation progressive du ROP (pas toujours un avancement rapide !).

•

d exponent

:–

Formule de Bingham :ROP

: Vitesse d’avancementRPM

: Vitesse de rotationa

: Coefficient de lithologieWOB

: Poids sur l’outilD

: Diamètre de l’outil

–

Diminue à

l’approche et / ou à


pression anormale.

. d

DWOBaRPM

ROP


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Variation du ROP en fonction de P

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

d exponent

:

–

Formule de Bingham déduite d’expériences sur chantier avec des tricônes dans des puits verticaux,

résultats discutables avec PDC et puits déviés,

–

Évolution du d exponent à

prendre en considération dans des séries argileuses.

•

Autres relations avec le ROP (Sigmalog, A exponent, ..) :–

Difficiles à

utiliser (besoin de connaître les caractéristiques de la roche à

forer !!).

•

Frottements dans le puits :–

Augmentation du "

torque and drag " (effet sur la stabilité

du puits).

•

Salinité

du filtrat de la boue :–

Variation fonction de la salinité

de la boue et de l’eau de formation,

–

En général salinité

du fluide de formation plus faible que la normale.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Variation du ROP, du d exponent et de PG

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Gaz dans la boue :–

% de gaz dans la boue influencé

par P (pression différentielle),

–

A l’approche et / ou à


pression anormale contenant du gaz :

*

Augmentation du fond gazeux,*

Augmentation des bouchons de manœuvre et d’ajout de tiges,*

Variation des rapports C2

/C1

, C3

/C2

(augmentation).

•

Température de la boue :–

Une zone sous -

compactée agit comme un isolant

perturbation de l’évacuation de la chaleur du centre de la terre vers la surface,

–

Le gradient de température diminue avant d’entrer dans la zone à pression anormale, puis augmente plus rapidement qu’à

la normale,

–

Théoriquement, le seul moyen pour détecter à

l’avance une zone à pression anormale mais les variations de température sont difficiles

à

mesurer.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Gaz dans une formation sous -

compactée

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Informations provenant des déblais (cuttings) :

–

Nature des argiles : % anormalement élevé

d’argiles réactives(smectites),

–

Diminution de la densité

des argiles (% d’eau anormalement élevé),

–

Forme des cuttings

(influencée par la P),

–

Quantité

anormalement élevée de déblais (influencée par la stabilité des parois du puits),

–

Composition du gaz dans les cuttings (rapports C2

/C1

, C3

/C2

anormalement élevés).


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Informations fournies par le MWD -

LWD

:Maintenant possibilité

d’avoir ces mesures en cours de forage,

Valeurs influencées par la formation, l’état du trou et la boue,

Informations intéressantes fournies par la plupart des outils :

–

Gamma Ray diminue

Porosité

élevée % de matériaux radioactifs plus faible

–

Résistivité

(ou induction) diminue

Plus d’eau dans la formation roche moins résistante

–

Sonique : mesure le temps de transit du son (t)

qui augmente car la porosité

diminue

–

Densité

diminue : augmentation de la porosité

diminution de la densité

de la roche

–

Neutron augmente : mesure directement la porosité

Comparer seulement les valeurs provenant des formations argileuses.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Informations fournies par le MWD -

LWD

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Pressions anormales plus difficiles à

détecter si absence de zone de transition,

•

Tous les indicateurs doivent être pris en compte,

nécessité

d’une bonne communication entre le mud logger, le

géologue, l’opérateur MWD et le driller,

•

Comparer seulement les informations collectées dans des formations ayant la même lithologie (formations argileuses),

•

Meilleurs indicateurs :–

Vitesse d’avancement (ROP),

–

Gaz,

–

MWD -

LWD (mesures influencées uniquement par la formation).


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Pression de fracturation (Pfrac

) = pression à

appliquer en face d’une formation pour ouvrir par pression des fractures dans cette formation,

•

Important de connaître les limites de la formation :– Pour placer le sabot du casing à la bonne place,–

Pendant la circulation d’une venue.

•

Existence de fractures dans un puits peut conduire à

de sérieux problèmes (communication entre couches, avec la surface, ..) éviter de fracturer,

•

Fracturation liée à

la perméabilité

de la formation :– Si formation très perméable filtration, –

Si formation non perméable fracturation.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Distribution des contraintes dans le sous-sol

σv

: contrainte verticale

σH1

:

contrainte horizontale

σH2

:

contrainte horizontale

3 contraintes principales s’appliquent en chaque point du sous-sol. La contrainte verticale qui est égale à

la pression géostatique et 2

contraintes horizontales qui sont souvent égales entre elles et inférieures à

la contrainte verticale.

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Distribution des contraintes autour d’un puits

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

La valeur de Pfrac

value dépend de :–

La valeur des

3 contraintes principales effectives

*

L’une verticale (pression géostatique) et les 2 autres horizontales (généralement contrainte verticale > horizontale),

*

Fracturation lorsque la plus faible des contraintes = 0,

*

Pfrac

entre

70 % et 120 % de la pression géostatique,

*

Le gradient géostatique augmente avec la profondeur

Le gradient de Pfrac

augmente aussi avec la profondeur

La formation juste sous le sabot est en général la plus fragile du découvert.

–

La cohésion de la roche (résistance à

la traction),

–

L’orientation du puits (inclinaison, azimut),

–

La température de la roche

: une augmentation de la température

augmentation de Pfrac

(jusqu’à

5 bar / °C, ≈

70 psi / °C),

–

Réactions entre la boue et la formation (filtration, qualité

du cake, ..).


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Orientation des fractures

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

PLOT

: Pression de Leak Off Test : les fluides du puits commencent à

pénétrer dans la formation,

PFO

: Pression d’ouverture des fractures : pression à

laquelle les fractures apparaissent la première fois,

PFO'

: Pression à

laquelle les fractures apparaissent la

seconde fois,

PFP

: Pression de propagation des fractures : les fractures se propagent dans la formation,

PFC

: Pression de fermeture des fractures : les fractures se referment, les fluides n’entrent plus dans la formation,

Rt

: Résistance de la roche à

la traction.

Test de fracturation hydraulique

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Résistance de la roche réduite si fracturation éviter de fracturer

Tests :–

Pour déterminer la pression de début de fuite : Leak Off Test (L.O.T),

–

Pour vérifier si la formation résiste à

une pression donnée (limit

test, FIT : Formation Integrity Test).

Valeur obtenue avec le L.O.T

Pfrac

et marge de sécurité

inconnue

L.O.T réalisé

:–

Généralement dans la formation où

le sabot est posé

(devrait être fait dans la formation suivante),

–

Au démarrage d’une nouvelle phase de forage :

*

Le cake n’est peut être pas encore étanche,

*

La température de la formation est minimum.

Valeur obtenue peut être très éloignée de la valeur réelle de Pfrac

(si

L.O.T répété

plus tard pendant la phase, souvent valeur obtenue plus élevée).

Détermination de la pression de fracturation

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Par abus de langage, la valeur obtenue avec le L.O.T considérée comme Pfrac

Expression de Pfrac

:

Pfrac

:

Pression de fracturation au sabot en bar,

PLOT

: Pression de fuite mesurées en surface en bar,

Z sabot

: Profondeur vertical du sabot en m,

d LOT

: Densité

de la boue dans le puits au moment du LOT.

10.2dZPP LOTLOT sabotfrac .


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Par abus de langage, la valeur obtenue avec le L.O.T considérée comme Pfrac

Expression de Pfrac

:

Pfrac

:

Pression de fracturation au sabot en psi,

PLOT

: Pression de fuite mesurées en surface en psi,

VD shoe

: Profondeur vertical du sabot en pieds,

MW LOT

: Densité

de la boue dans le puits au moment du LOT en ppg.


LOTshoeLOTfrac MW . VD . 052.0 P P

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Densité

de fracturation

d frac

:

Densité

de fracturation

Pfrac : Pression de fracturation au sabot en bar

Z sabot

: Profondeur verticale du sabot en m

–

Si le puits est rempli de boue de densité

d frac

, la pression au sabot

est égale à

Pfrac

,–

Si le puits est rempli avec une boue de densité

d frac

, la pression au sabot est supérieure à

Pfrac

diminution du niveau de boue

dans l’annulaire.

sabotfrac frac Z

P10.2d

.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Densité

de fracturation en unités anglo-saxonnes

MW frac

:

Densité

de fracturation en ppg

Pfrac : Pression de fracturation au sabot en psi

VD shoe

: Profondeur verticale du sabot en pieds

–

Si le puits est rempli de boue de densité

MW frac

, la pression au sabot

est égale à

Pfrac

,–

Si le puits est rempli avec une boue de densité

MW frac

, la pression au sabot est supérieure à

Pfrac

diminution du niveau de boue dans

l’annulaire.


0.052 . VDP MW

shoe

fracfrac

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Forer quelques mètres sous le sabot (une dizaine de m, ≈

30 ft),

•

Circuler et conditionner la boue pour avoir un fluide propre et homogène,

•

Remonter l’outil au sabot,•

Fermer le puits (ouvrir l’annulaire entre les deux derniers casings),

•

Pomper avec un débit très faible (40 à

80 l / min, 10 à

20 gpm)

avec la pompe de cimentation,

•

Enregistrer l’évolution de la pression en fonction du volume pompé, •

Suivant le type de test réalisé, pompe arrêtée :

–

Lorsque la pression atteint la valeur désirée (F.I.T, Limit Test),

–

Lorsque quelques points divergent de la courbe de compressibilité

de la boue (L.O.T).

•

Test terminé, purger le puits et déterminer le volume de boue restitué par le puits

donne le volume absorbé

par la formation.

Procedure de Leak Off Test

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Différentes façons de réaliser un L.O.T :–

Pomper en continu,

–

Pomper par paliers et attendre que la pression se stabilise,

–

Pomper par les tiges ou par l’annulaire (ou par les deux).

L’allure de la courbe de L.O.T dépend de la formation testée.

Procedure de Leak Off Test

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Padm = Pression maximum admissible en tête de l’annulaire

Padmd

: Pression maximum admissible en tête de l’annulaire avec une boue de densité

d exprimée en bar

d

: Densité

de la boue dans le tubage

Si Pa

Padm d

avec le tubage plein d’une boue de densité

d Injection dans la formation au sabot

La valeur de la Padm dépend de la densité

du fluide dans le tubage :–

Lorsque la densité

augmente, la valeur de la Padm diminue.

. 10.2dZPPadm sabotfracd

Pression maximum admissible à

l’annulaire

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Padm = Pression maximum admissible en tête de l’annulaire

MAASPMW : Pression maximum admissible en tête de l’annulaire avec une boue de densité

d exprimée en psi,

MW

: Densité

de la boue dans le tubage

exprimée en ppg,

Si Pa

MAASP MW

avec le tubage plein d’une boue de densité

MW Injection dans la formation au sabot,

La valeur de la Padm dépend de la densité

du fluide dans le tubage :–

Lorsque la densité

augmente, la valeur de la Padm diminue.


l’annulaire

MW . DV . 0.052 P MAASP shoefracMW

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Expressions utiles de la Padm :

Padm d1 : Padm en bar avec une boue de densité

d1

Padm d2

: Padm en bar avec une boue de densité

d2

10.2ddZd 1

1fracsabotPadm ) ( .

10.2ddsabotZdd 12 12 PadmPadm ) ( .


l’annulaire

10.2

1ddZd

LOTsabotLOT1 PPadm

) ( .

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Expressions utiles de la Padm en unités anglo-saxonnes

MAASP MW1 : Padm en psi avec une boue de densité

MW1

en ppg MAASP MW2 : Padm en psi avec une boue de densité

MW2

en ppg

)MW - (MW . VD. 0.052 AASPM 1fracshoeMW1

12shoe MW - MW . VD. 0.052 MW1MW2 AASPM AASPM


l’annulaire

)MW - (MW . VD. 0.052 AASPM 1LOTshoeLOT MW1 P

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

La valeur de Padm ainsi calculée est une valeur statique :

–

Lorsque l’on circule une venue, si les pertes de charge dans la choke

line (ou dans l’annulaire) ne sont pas négligeables, il faut en tenir

compte (cas des BOP sous-marins)

Padm statique = Padm en circulation + PC

après le sabot

Validité

de la Padm :

–

Valeur calculée en considérant une boue homogène dans le tubage

Pa peut et doit être comparée à

Padm uniquement si le tubage est plein d’une boue homogène (pas le cas si la boue est gazée, etc.),

–

Valeur de la Padm déduite du LOT

la valeur obtenue peut être loin de la vraie limite. Dans la plupart des cas, valeur plutôt conservatrice,

–

Souvent puits plus résistant que l’on pense.


l’annulaire

©2004 EN

SPM


Training

SEC -

Sabot du casing positionné

pour : –

Résoudre les incompatibilités entre formations (pression, lithologie),

–

Maintenir les formations déjà

forées,–

Forer la phase suivante en sécurité,

–

Circuler une venue avec le risque de fracturation minimum.

Sabot positionné en considérant :–

Le puits plein de gaz (colonne de production),

–

Un volume maximum de venue (kick tolerance

10 m3,

60 bbl),

• Pour les puits de développement :– Normalement pressions bien connues,

• Pour les puits d’exploration :–

Les pressions peut être totalement inconnues

risque d’avoir des valeurs différentes de celles prévues

gain maximum, etc. doivent

être modifiés en accord.


©2004 EN

SPM


Training

SEC -

•

Pas de risque de " fracturation " si :–

Sabot placé

à

une profondeur permettant d’avoir le puits plein de gaz et L.O.T, pressions de pore en accord avec le programme de forage,

–

Gain inférieur au gain maximum admissible (kick tolerance),

–

Procédure correcte pour circuler une venue (Pf maintenue constante).

•

Risque de "fracturation" si :–

Volume du gain supérieur au gain maximum admissible,

–

Les résultats du L.O.T, les pressions de pore ne sont pas en accord avec le programme de forage,

–

Procédure incorrecte pour circuler une venue (Pf n’est pas maintenue constante pendant le contrôle).


chapitre 2 pressions

Documents