UIGHUITG

1. Chapitre I Généralités 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 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 que 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.

2. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD UNDERBALANCED DRILLING CONVENTIONAL DRILLING Under pressur e Over pressur e Over pressur e Under pressur e Reservoir formation Drilling fluid returns to Closed circulation system Drilling fluid returns to open circulation system 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.

3. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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 Graphe : BHP en fonction de Q de circulation

4. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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. π π 2 K . h . 0 Δ Δ . P Q = = ⎜ ⎜ ⎛ ⎛ ⎟ ⎟ ⎞ ⎞ R B . . ln µ µ 0 0 ⎜ ⎜ ⎝ ⎝ ⎟ ⎟ ⎠ ⎠ r w Q : 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)

5. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD ♦Détermination de rapport liquide /gaz injecté La 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 liquide 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. vFluides 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.

6. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD •Air 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 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 :

7. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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. - 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, Nitrified Drilling Returns Surface Casing Concentric Casing String Drilling Fluid Intermediate / Production Casing Drill String Open Hole BHA + Bit Fig. : Injection par Drill pipe

8. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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. 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. Nitrified Drilling Returns Surface Casing Concentric Casing String Drilling Fluid Intermediate / Production Casing Drill String Open Hole BHA + Bit Fig. : Injection par annulaire

9. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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 Nitrogen Parasite Injection Line Surface Casing Drilling Fluid Intermediate / Production Casing Nitrified Drilling Returns Drill String Open Hole BHA + Bit Fig: Injection par un parasite string

10. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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 Concentric Drill Pipe Rotating head Jet sub Conventionnel Drill Pipe Fig. Injection par dual drill pipe

11. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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 : üLongévité de l’outil. üRéduction du coût du fluide de forage. üRéduction du temps non productif. üElimination du DST et de la stimulation. 2. DIMINUTION DE L’ENDOMAGEMENT DE LA FORMATION : üRéduction de l’endommagement du puits. üAugmentation de la production 3. EVALUATION EN TEMPS REEL : üAnticipation de la production. üEvaluation de la production au cours du forage. üAugmentation 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

12. Chapitre I Généralités sur le forage en UBD 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. 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).