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Chapitre I Gnralits sur le forage en UBD
I. 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 infrieure
celle de rservoir a t fait breveter la premire fois aux Etats-Unis en 1866. Les premires
applications utilisaient l'air comprim pour forer le trou. Lvolution de la technologie au
cours des annes, permet dintroduire dautres fluides tels que la mousse et le fluide ar
(gazifi) pour des conditions de forage spcifiques.
La technique appele flow drilling a t dveloppe la premire fois au Sud de
Texas, puis elle est devenue mondiale avec des exploits au Canada, en Australie et en Chine.
Elle a t principalement utilise pour le dveloppement des champs pression puise.
Pendant les annes 90, lUBD avait t appliqu avec succs dans des oprations de
forage en offshore et travers l'Europe.
Les premires techniques ont t dveloppes par Angel (1957) et, Moore et Cole
(1965) essaient de prvoir le volume d'air ou de gaz ncessaire pour un nettoyage efficace du
trou for. Il y avait galement plusieurs tentatives dites dans la littrature pour dvelopper
une procdure systmatique de conception base sur lestimation des paramtres
hydrauliques de forage en Underbalance dans des applications de forage.
Actuellement, underbalanced drilling est le dveloppement le plus passionnant dans le
secteur de forage. En mme temps que la technique de forage horizontal et multilatral, il
tient la valeur norme pour forer des puits plus rentables.
I. 1 DEFINITION DE LUBD:
Lunderbalance est une technique de forage o la pression de Fond est
intentionnellement maintenue une valeur infrieure la pression de
rservoir.
Si lopration UBD est bien ralise, on aura lintrusion des fluides de
formation lintrieur du puits et un acheminement vers la surface.
Le forage en underbalance aide amliorer la productivit du
rservoir, car la faible pression hydrostatique empche linvasion de la boue
et les solides dans la formation ainsi que la formation du mud cake.
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Fig. le systme de circulation de fluide de forage dans lUBD et forage
conventionnel
I. 2 Principe du forage en underbalance
Le principe de la technique en underbalance est de maintenir la pression de fond
infrieure celle du rservoir selon une P dsir. Toute en assurant un contrle de dbit en
surface, la pression de fond (BHP) doit tre maintenue entre deux valeurs de pressions
limites, qui en ralit dlimitent la fentre de la pression de travail.
La pression des pores donne la limite suprieure, alors que La limite infrieure de
BHP est dtermine par:
1. La stabilit des proies
2. Les dbits dinjection
3. Les pressions de service du lquipement de surface.
Over
pressur
e
Under
pressur
e
UNDERBALANCEDDRILLINGUNDERBALANCEDDRILLING
Drilling fluid returns
to Closed circulation
system
Drilling fluid returns
to Closed circulation
system
Underpressur
e
Over
pressur
e
CONVENTIONALDRILLINGCONVENTIONALDRILLING
Drilling fluid returns
to open circulation
system
Drilling fluid returns
to open circulation
system
Reservoir
formation
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Chapitre I Gnralits sur le forage en UBD
Graphe : UBD pressure window
A. Dbit de circulation optimum
Pour empcher l'accumulation des dbris l'intrieur du puits, la circulation est un
facteur prdominant.
Cependant, au del dun certain seuil la circulation va engendrer :
1. Augmentation des cots pour le fluide supplmentaire
2. Utilisation abusive des pompes3. Augmentation des frictions le long du l'annulaire
4. Consommation excessive de l'nergie
Graphe : BHP en fonction de Q de circulation
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Fig. La relation entre la circulation et le nettoyage
Dtermination de dbit de la couche productrice
Le dbit de la couche peut tre dtermin par la relation de Darcy en fonction du
drawdown appliqu, des caractristiques de rservoir, son fluide et de GOR.
=wr
Rln.
0B.
0
P.h.0
K.2
Q
Q : dbit de production en (m3/h)
K0 : permabilit en (md)
H : hauteur de la couche en (m)
0 : viscosit dynamique ( CP)
B0 : facteur de dbit
R : rayon dinvestigation (m)
rw : rayon du puits en (cm)
Dtermination de rapport liquide /gaz inject
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La complexit des calculs nous a amen utiliser un logiciel appel WELLFLO 7 de la
socit NEOTEC qui permet de dterminer le rapport de fluides et dautres paramtres.
I.4 Types de fluide de forage
La slection correcte du type de fluide utilis dans l'underbalance est la cl de la
russite du forage en Unerbalance. Trois types de fluides peuvent etre utiliss.
Fluides incompressibles (liquides) exemple : eau, boue, brut.
Fluide bi phasique (mousse, mist, boue are, brut et azote)
Air ou gaz naturel
I.4.1 Les fluides incompressibles
Dans le cas o la pression de fluide des pores dpasse la pression hydrostatique de leaudouce ou leau sale (la saumure) la mme profondeur, il est possible dutiliser un liquide
monophasique compatible avec le fluide de la formation forer (rservoir). Et quil doit avoir
une bonne capacit de transport de dblais vers la surface.
I.4 .2 Fluides (bi phasique)
Ce type de fluides se compose dune phase gazeuse et dune phase liquide (eau, huile,
boue base dhuile). Lazote ou lair constituent la phase gazeuse dans de ce systme. Ce
fluide permet davoir des densits suffisantes pour crer les conditions dunderbalance. Aussiil remplit les rles dun fluide de forage en matire de lubrification de loutil et de nettoyage
du trou.
Fluides gazifis
La fraction du volume liquide dans le mlange dpasse 25% approximativement et le
gaz forme des bulles isoles qui sont indpendantes de la phase liquide la mesure que les
deux phases peuvent se dplacer avec des vitesses diffrentes. Ce n'est pas exceptionnel pour
le liquide dtre eau douce ou eau sale, on peut utiliser le gasoil ou mme lhuile brute.
Caractristiques des fluides gazifis
- La sparation du gaz et de liquide est contrle correctement.
- Les vlocits, surtout en surface, sont moins importantes, se qui rduit l'rosion du matriel
de surface et de fond.
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Air
Les premiers puits fors en underbalance l'air a t utilis comme fluide de forage.
Aujourd'hui, le forage avec de l'air est encore appliqu, mais dans des formations dures.
L'usage de l'air dans des formations a hydrocarbure n'est pas recommand, car ilcontient de l'oxygne. Ce dernier et le gaz naturel forment un mlange explosif.
Azote
L'azote avait t utilis dans lindustrie ptrolire depuis long temps, en premier lieu
dans les oprations de stimulation des puits, DST et pour faire dbiter un puits neutralis.
Aujourdhui, l'usage de l'azote cryognique ou membranes dans les oprations du
forage en underbalance est bnfique, car il permet dviter des problmes de forage.
La figure suivante montre dans un forage avec N2, la relation entre le dbit inject deN2 et la BHP.
Graphe : Forage avec N2 : Pression de fond en fonction des dbits de circulation
I.5 Techniques dinjection
En gnral, la slection du fluide gaz / liquide et la technique dinjection sont
combines. L'azote est le gaz le plus utilis avec un liquide de mme nature que celle de
fluide de formation
Cependant, les gazes qui contiennent de l'oxygne ne sont pas recommandes pour
deux raisons :
- La corrosion du matriel tubulaire.
- Linflammation
Les techniques dinjection utilises en UBD sont :
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I.5.1 Injection par intrieur des tiges (Drill pipe injection)
Le liquide et le gaz comprim sont injects au mme temps lintrieur de la garniture
de forage.
Les avantages de cette technique sont :
- Ne requiert pas lutilisation d'quipement supplmentaire dans le puits. L'usage
des valves anti- retour (NRV) est exig pour prvenir le back flow l'intrieure
des tiges.
- Augmentation de lavancement.
- Economique (rduction des cots UBD dus moins de dbit de gaz)
Les inconvnients de cette technique :
- Obligation darrter l'injection du gaz et de purger toute pression pige restante
dans le tiges chaque connections. Ce qui provoque une augmentation de la pression
de fond et la possibilit de basculer en Overbalance.
- L'usage de MWD conventionnels est seulement possible jusqu' 20% de gaz par
volume.
- Endommagement de rubber de moteur de fond, et coating plastique des tiges de
forage par lazote,
Fig. : Injection par Drill pipe
Surface Casing
Intermediate / Production Casing
Concentric Casing String
BHA + Bit
Drilling Fluid
Nitrified Drilling Returns
Drill String
Open Hole
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I.5.2 Injection par lannulaire
Linjection par l'annulaire est trs utilise dans la Mer du nord. Pour un nouveau puits,
le liner doit tre ancr juste au-dessus de la formation cibl. Le liner est alors prolong ensurface par le biais d'un tie back et suspendu avec une tubing hanger spcial. Le gaz est
inject dans lespace annulaire pour abaisser la pression hydrostatique requise pendant
l'opration du forage.
A- L'inconvnient avec ce type d'opration
- Restrictions dans la gomtrie des tubages -
---Spcial tubing head est requise
-Augmentation de temps de mobilisation de l'appareil due moins ROP par rapport
la prcdente technique.
- Augmentation du cot de l'opration UBD, due aux volumes importants dazote
injects.
B- L'avantage de l'injection par l'annulaire
- La continuit dans l'injection d'azote mme pendant les connections.
- Rduction du slugging en surface.
- Moins dendommagement pour la garniture.
Surface Casing
Intermediate / Production Casing
Concentric Casing String
BHA + Bit
Drilling Fluid
Nitrified Drilling Returns
Drill String
Open Hole
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Fig. : Injection parannulaire
I.5.3 Injection par un parasite string
L'usage d'un concentrique pour injection du gaz est utilis seulement dans les puits
verticaux.
Le parasite string ou le coiled tubing 1" ou 2" sont descendu au mme moment que le
casing au-dessus du rservoir.
A- L'inconvnient avec ce type d'opration
- Complexit de la mise en place de parasite string
- Spciales connections en surface sont requises
- Utilis seulement dans des puits verticaux
B- Les avantages de cette technique
- La continuit dans l'injection d'azote mme pendant les connections.
- Meilleure qualit du signale du MWD, vue quune seule phase est pomp
l'intrieure des tiges
- Rduction du slugging en surface
Fig: Injection par un parasite string
Surface Casing
Intermediate / Production Casing
Nitrogen Parasite Injection Line
BHA + Bit
Drilling Fluid
Nitrified Drilling Returns
Drill String
Open Hole
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I.5. 4 Injection par dual drill pipe
Les DP utiliss dans cette mthode ont une double 'peau' (double cloisonnement)
Le fluide et pomp l'intrieure de drill pipe, le gaz aussi est vhicul par les tiges de forage
en utilisant le vide existant entre les peaux jusqu'a une crossover sub puis dans l'annulaire.
A- L'inconvnient de cette mthode
- Spciales Drill pipes sont exigs.
- Tige d'entranement spciale (Kelly) est exig.
- Spcial tool joint d'ou sa rpercussion sur le cot et le temps allouer
Fig. Injection par dual drill pipe
Dual swivel Mud in
Air in
Retour de fluide arRotating head
Jet sub
Concentric Drill Pipe
Conventionnel Drill Pipe
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II.2 OBJECTIFS DU FORAGE EN UBD:
Les objectifs peuvent tre rsums dans deux principales catgories :1) Rcupration Maximale des hydrocarbures.
2) Minimisation des problmes de forage.
Ces deux catgories sont les deux buts cibls par lUBD, car elles permettent de
rduire les cots dun puits par les facteurs suivants :
1. REDUCTION DU COUT DE FORAGE :
Longvit de loutil.
Rduction du cot du fluide de forage.
Rduction du temps non productif.
Elimination du DST et de la stimulation.
2. DIMINUTION DE LENDOMAGEMENT DE LA FORMATION :
Rduction de lendommagement 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 rcupration ultime.
I.2. 1)- LES AVANTAGES DE LUBD :
1. Augmentation du taux de pntration.
2. Rduction de l'endommagement de la formation.
3. limination de coincement diffrentielle.
4. Elimination du risque de perte de circulation
5. Diminution de poids sur l'outil.
6. Amlioration de la dure de vie de l'outil
7. Rduction de la taille des cutting d'ou l'effet sur le nettoyage du puits.
8. Acquisition des donnes de rservoir en temps rel
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I. 2. 2 Les inconvnients de lUBD
1. Instabilit des parois.
2. Problme de consolidation des parois.
3. Augmentation des cots de forage selon le systme utilis.
4. Incompatibilit avec MWD (Drill pipe Injection).
5. Possibilit d'endommagement mcanique sur les parois.
6. Discontinuit dans les conditions de l'underbalance
7. Problme de nettoyage de fond du trou.8. Augmentation du torque et des frictions (tirage).