Stabile de la pression de fond et maintien de l'état d'underbalance des puits en UBD.

Année universitaire 2015 / 2016

N° d'ordre : . / Faculté / UMBB / 2016

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE M'HAMED BOUGARA BOUMERDES

Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie
Mémoire de fin d'études

En vue de l'obtention du diplôme :

MASTER

Présenté par :

BENBOUDIAF MERWAN

Filière : Hydrocarbures

Option : Forage des puits

Thème

STABILITE DE LA PRESSION DE FOND ET MAINTIEN DE
L'ETAT D'UNDERBALANCE DES PUITS EN UBD
APPLICATION AU PUITS ONIZ-40 A HASSI MESSAOUD

Devant le jury :
MELLAK Abderrahmane	Professeur	UMBB	Président
HADJADJ Ahmed	MC (A)	UMBB	Encadreur
BENTRIOU Abdelhak	MC (A)	UMBB	Examinateur
BENYOUNES Khaled	MC (A)	UMBB	Examinateur
BOUMAZA Nadia	MA (A)	UMBB	Examinatrice
AZRIL Nadjet	MA(A)	UMBB	Examinatrice

Remerciements

Je tiens tout d'abord à remercier ALLAH tout miséricordieux, qui m'a facilité la voie à chaque carrefour de ma vie, et qui a fait que je suis là maintenant.

Je tiens également à remercier mon encadreur, Dr. Hadjadj pour sa patience, ses conseils avisés et sa disponibilité tout au long de la réalisation de ce travail.

Ma gratitude va également vers tout le personnel de Weatherford que j'ai rencontré sur le chantier ENF#47, en particulier Luis Rodriguez, ingénieur UBD, qui m'a orienté vers l'étude présente, je tiens à lui exprimer mes sincères remerciements pour tout ce qu'il a fait pour moi.

En dernier lieu, je remercie toute personne ayant contribué de près ou de loin, à la réalisation de ce travail.

Dédicaces

Je dédie ce travail en premier lieu à mes parents, qui m'ont toujours soutenus, qui ont toujours crus en moi et m'ont toujours encouragés tout au long de mes études.

A toute ma grande famille.

A mes amis les plus chers, Tahar, Raouf et Choayab

A Mon frère Moh

A ceux qui n'ont eu de cesse de me soutenir pendant tout ce temps

Merci infiniment.

Une dédicace spéciale pour mes petits foreurs que je laisse derrière moi et qui soutiendront prochainement InchaALLAH. A Zaki, Sam et Nassim, j'attends beaucoup de vous pour la suite.

« Dans la nature, tout a toujours une raison, si on comprend cette raison, il n'y a plus besoin de l'expérience »

Leonard de Vinci (1452-1519)

Résumé

Le forage en underbalance est un moyen efficace pour améliorer les performances de forage et maximiser la production en réduisant l'endommagement de la formation. Les avantages de l'UBD sont directement dépendants de la capacité à maintenir cet état d'underbalance durant toute l'opération de forage. Le maintien de cet état est compliqué car il est sujet à des fluctuations permanentes, ou plutôt à un régime transitoire. Une meilleure compréhension de cet état transitoire va aider les ingénieurs à mieux prendre leurs décisions en fonction des phénomènes rencontrés. Ce mémoire traite du problème d'oscillation de la pression de fond, dû à une discontinuité dans l'injection de gaz, ceci est connu sous le nom d'«effet d'accumulateur », il est également illustré comment une simulation de la pression en régime transitoire peut aider l'ingénieur dans la compréhension et la prévention de ce phénomène, en mettant en évidence les facteurs influents sur son comportement, d'où est tiré plusieurs propositions pour palier au problème. Le logiciel de simulation Drillbench, et précisément le module Dynaflodrill est utilisé pour étudier cet effet et pour optimiser les paramètres de forage afin de minimiser les oscillations. L'étude a été faite dans le cas de l'injection par tubage concentrique qui est la moins connue et donc la moins maitrisée des techniques d'injection de gaz dans le puits.

Mots clés : underbalance, accumulateur, transitoire, fluctuations, stabilité.

Abstract

Underbalanced Drilling has the potential to add value by enhancing Drilling performances and maximizing productivity by reducing formation damage. The benefits of UBD are directly dependent on the ability to maintain underbalanced conditions throughout the entire Drilling time. Maintaining this state is complicated because there are subject to permanent fluctuations, or a transient flow behaviour. Impoved understanding of the transient flow behaviour will help the engineer to take better decisions regarding the different phenomenas encountered. This thesis studies the BHP oscillation problem, du to a discontinuity in gas injection flow rate, this is well known as the « accumulator bottle effect », it's also illustrated how a transient simulation can help the engineer understanding and mitigating the problem, illustrating the factors influencing its behaviour, from where some solutions are proposed as recommandations. The Dynaflodrill transient simulator was used to optimize Drilling parameters to minimize pressure fluctuations. We chosed to make the study in the case of concentric casing injection method du to less experience available and thus less less options known to control pressure instability.

Keywords : underbalance, accumulator, transient, fluctuations, stability.

Sommaire

Résumé

Nomenclature Liste des figures Liste des tableaux

Introduction 1

Chapitre-1 Underbalanced Drilling, Theorie et Principes 3

1.1 Généralités 3

1.1.1 Introduction 3

1.1.2 Définition 3

1.1.3 Définition, classification IADC 4

1.1.4 Avantages du forage UBD, Challenges et defis 6

1.1.5 Equipements spécifiques à l'UBD 8

1.2 Techniques et Operations Communes à l'UBD 10

1.2.1 Well Control 10

1.2.2 Stripping 14

1.2.3 Pipe light 17

1.3 Flow Drilling, Forage avec fluide monophasique 17

1.3.1 Introduction 17

1.3.2 Historique 17

1.3.3 Avantages 18

1.3.4 Limites et défis de la technique 18

1.4 Forage avec fluide Biphasique 19

1.4.1 Historique 19

1.4.2 Definitions 19

1.4.3 Avantages 21

1.4.4 Méthode de réduction de la pression de fond 22

1.4.5 Défis de la technique 23

1.4.6 Méthodes d'injection du gaz dans le puits 24

1.5 Séléction des puits candidats à l'UBD 26

Chapitre-2 UBD dans la région de Hassi Messaoud 29

2.1 Descriptif du champ 29

2.2 Historique de l'UBD à Hassi Messaoud 30

2.3 Planning et développement des opérations 31

2.4 Paramètres opérationnels et problèmes 31

2.5 Resultats de puits forés 32

2.6 Conclusion 34

Chapitre-3 Propiétés des mélanges liquide/gaz, Modélisation et Simulation des

écoulements Multiphasiques 36

3.1 Facteur de volume 36

3.2 Densité 38

3.3 Débit standard, Débit actuel 40

3.4 Rapports de volume 41

3.5 Vélocités et effet de glissement 41

3.6 Viscosité 42

3.7 Rappel sur la modélisation d'un écoulement monophasique incompressible 44

3.8 Simulation des écoulements Diphasiques 44

3.9 Planification et modélisation des opérations en underbalance 47

3.10 Dynaflodrill 48

Chapitre-4 Initiation à la geomécanique en forage 53

4.1 Introduction, description du problème 53

4.2 Etat des contraintes dans le puits 53

4.3 Analyse de stabilité des parois pour puits verticaux 55

4.4 Analyse de stabilité des parois pour puits déviés 57

4.5 Estimation des contraintes in-situ 58

Chapitre-5 Effet d'accumulateur : définition et expliquation 60

5.1 Description du phénomène, Illustration du phénomène de Slugging 60

5.2 Vélocité critique du gaz 63

Chapitre-6 Facteurs influençants la stabilité de la pression de fond 68

6.1 Volume du concentrique 68

6.2 Débit de gaz 68

6.3 Débit de liquide 69

6.4 Surface d'injection TFA 70

6.5 Pression à la Duse 72

6.6 Influence de production 73

6.7 Viscosité de la phase liquide 74

Chapitre-7 Etude de cas ONIZ-40 76

7.1 Présentation du puits 76

7.2 Paramètres opérationnels 78

7.3 Modélisation statique de la pression de fond 78

7.4 Modélisation Dynamique : illustration du problème 80

Chapitre-8 Propositions et solutions 83

8.1 Manipulation de la pression à la duse 83

8.2 Mise en place d'un clapet anti-retour 84

8.3 Injection duale 86

8.4 Injection par parasite string 89

8.5 Injection par Drill Pipe 90

Conclusion 97

Références ANNEXES

Nomenclature

B₉ Facteur de volume pour le gaz [scf/stb]

B₀ Facteur de volume pour l'huile [stb/stb]

c₀ compressibilité de l'huile [R/psi]

E_~ Energie cinétique [lbf-ft/ft³]

f Fraction volumique

g constante gravitationnelle [32.2 ft/s²]

Gp Gradient de pression Hydrostatique [atm/ft]

H Holdup

h hauteur [feet]

k ratio des chaleurs spécifiques

lpm litre par minutes = l/min

P Pression [Psi|bars]

Patm Pression [atm]

¹pore pression de formation [bars]

P Pression de fond [bars]

'wf Pression de fracturation [bars]

MD hauteur mesurée [ft]

n Fraction de gaz dans la boue [%]

q débit [ft³/s]

r rayon [ft]

Rs Ratio gaz/huile dans la solution [scf/stb]

SP pression de surface [psi]

T Température [Rankine]

TVD hauteur réelle [ft]

V Volume [m³]

v9 vitesse superficielle du gaz [ft/s]

v1 vitesse superficielle du liquide [ft/s]

y₉ vitesse actuelle du gaz [ft/s]

vl vitesse actuelle du liquide [ft/s]

v_s vitesse de glissement [ft/s]

WC water cut [%]

Wds Poids de la garniture [lbf]

Z Facteur de compressibilité

a azimuth

y_o densité de l'huile

y_g densité du gaz

p masse volumique [lbm/ft³]

A Holdup sans glissement

o, contrainte verticale [bars]

aH contrainte horizontale maximale [bars]

ah contrainte horizontale minimale [bars]

To cohésion de la roche [bars]

0 angle de friction interne de la roche

V inclinaison du puits

Abréviations

BHP BottomHole Pressure

BOP Blowout Preventer

DDV Downhole deployment

Valve

ECD Equivalent Circulating

Density

FV Facteur de volume

IADC International Association of

Drilling Contractors

MPD Managed Pressure Drilling

MD Measured Depth

MWD Measurments While Drilling

NPT Non-Productive Time

NRV Non-Return Valve

PDM Positive Displacement

Motor

RCD Rotating Control Device

ROP Rate Of Penetration

TFA Total Flow Area

TVD True Vertical Depth

UBD Underbalanced Drilling

UBO Underbalanced Operations

WOB Weight On Bit

Liste des figures

Figure 1.1 : Illustration des profils de pression et UB zone. (ECK-OLSEN, 2003) 3

Figure 1.2 : Evolution du ROP en fonction de la densité du fluide de forage pour différentes formations. (Bourgoyne

and Young, 1991) 6

Figure 1.3 : Schéma équipements de surface pour UBO 8

Figure 1.4 : Model RCD utilisé en Algérie (a) et illustration du domaine d'opération (b). 9

Figure 1.5 : ESD valve 9

Figure 1.6 : Schéma NRV deux types. 10

Figure 1.7 : Effet du gas cut sur la pression au fond du puits. (Rehm, 2012) 11

Figure 1.8 : Changement de la pression au fond est inférieur à celui en tête. 13

Figure 1.9 : Matrice de décision, cas invasion liquide. (Valeurs pour Weatherford) 13

Figure 1.10 : Matrice de décision, cas invasion gaz. (Valeurs pour Weatherford) 14

Figure 1.11 : Principe du Mud Cap 16

Figure 1.12 : DDV, principe de fonctionnement. 16

Figure 1.13 : Illustration DDV dans le puits. 17

Figure 1.14 : Séparation gaz/liquide. (Rehm, 2012) 19

Figure 1.15 : Illustration de l'évolution de la qualité du gaz. (Rehm, 2012) 20

Figure 1.16 : Principe Jet sub. 20

Figure 1.17 : Constant circulating sub. (Rehm, 2012 et CANRIG) 21

Figure 1.18 : Régimes de pression en fonction du débit de gaz injecté. (Rehm, 2012) 22

Figure 1.19 : Evolution des frictions dans l'annulaire en fonction du débit d'injection de gaz pour differents débits de

liquide 23

Figure 1.20 : Injection par Drill Pipe ou stand pipe. (Blade) 25

Figure 1.21 : Injection par parasite. (Blade) 25

Figure 1.22 : Injection par concentrique. (Blade) 26

Figure 1.23 : Séléction candidat pour UBD. (Aadnoy, 2009) 27

Figure 2.1 : Localisation Hassi Messaoud (Moore, 2004) 29

Figure 2.2 : Les zones à Hassi Messaoud avec localisation de puits forés en UBD. (Moore, 2004) 30

Figure 2.3 : Comparaison ROPs des puits forés en underbalance. (Moore, 2004) 33

Figure 2.4 : Comparaison temps pour forer la partie latérale des puits UBD. (Moore, 2004) 33

Figure 2.5 : Débit de production selon la moyenne du secteur pour les puits en UBD (Moore, 2004) 35

Figure 3.1 : Evolution du facteur de volume pour le gaz naturel en fonction de le temperature. 36

Figure 3.2 : Evolution du facteur de volume pour le gaz naturel en fonction de la pression. 37

Figure 3.3 : Evolution du facteur de volume de l'huile en fonction de la pression. 38

Figure 3.4 : Abaque de conversion en degré API ( Petroleum.co.uk, 2014) 39

Figure 3.5 : Viscosités pour plusieurs gaz à pression 200 psi. (Leirkaer, 2014) 43

Figure 3.6 : Viscosité de l'huile morte en fonction de sn degré API. (Leikaer, 2014) 43

Figure 3.7 : Régimes d'écoulement en conduite verticale. (Rehm, 2012) 45

Figure 3.8 : Régimes d'écoulement en conduite horizontale. (Rehm, 2012) 46

Figure 3.9 : Modèle de régime de Mandhane. (Rehm, 2012) 47

Figure 3.10 : Influence du débit de gaz sur la BHP et enveloppe UBD 48

Figure 3.11 : Injection par parasite : données experimentales Vs. Données simulées à l'aide du Dynaflodrill

(Rommetveit, 2001) 51

Figure 3.12 : Interface de travail Dynaflodrill 52

Figure 3.13 : Interface de simulation Dynaflodrill. 52

Figure 4.1 : Etat des contraintes dans le puits. (Mitchell, 2011) 54

Figure 4.2 : Contraintes agissant sur le puits. (Mitchell, 2011) 54

Figure 4.3 : Modes de collapse du trou. (Mitchell, 2011) 55

Figure 4.4 : Illustration des contraintes pour le modèle de Mohr-Coulomb (Mitchell, 2011) 56

Figure 4.5 : Orientation des contraintes déviées. (Mitchell, 2011) 57

Figure 5.1 : Débit de gaz sortant, illustration du phénomène de slugging. 60

Figure 5.2 : Evolution de la pression de fond pendant le phénomène de slugging 61

Figure 5.3 : Evolution du débit d'injection de gaz pendant le phénomène de slugging. 61

Figure 5.4 : Evolution du niveau des bacs de pendant le phénomène de slugging. 62

Figure 5.5 : Régimes d'écoulement du gaz à travers un orifice et effet de blocage (Ryhming, 2009). 63

Figure 5.6 : Evolution du débit sortant de gaz, régime critique. 65

Figure 5.7 : Evolution de la pression de fond, régime critique. 65

Figure 5.8 : Evolution du débit d'injection de gaz, régime critique. 65

Figure 5.9 : Evolution du débit sortant de gaz, régime sur-critique. 66

Figure 5.10 : Evolution pression de fond, régime sur-critique. 66

Figure 5.11 : Evolution du débit d'injection de gaz, régime sur-critique. 66

Figure 5.12 : Evolution du débit de gaz sortant, régime idéal. 67

Figure 5.13 : Evolution de la pression de fond, régime idéal. 67

Figure 5.14 : Evolution débit d'injection de gaz, régime idéal. 67

Figure 6.1 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différents points d'injection. 68

Figure 6.2 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différents débits de gaz (m³/min) 69

Figure 6.3 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différents débits de liquide. 69

Figure 6.4 : Relation entre le débit de liquide et le temps de stabilisation de la BHP. 70

Figure 6.5 : Illustration d'un point d'injection de gaz. (Rehm, 2012) 71

Figure 6.6 : Illustration section du concentrique. 72

Figure 6.7 : Evolution de la BHP en fonction du temps pour différents pourcentages de fermeture de la Duse. 73

Figure 6.8 : Relation entre l'ouverture de la Duse et la durée de stabilisation de la BHP. 73

Figure 6.9 : Variation de la BHP en fonction du temps dans le cas avec production et sans. 74

Figure 6.10 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différentes viscosités. 75

Figure 6.11 : Evolution des pertes de charge annulaires en fonction de la viscosité de la phase liquide. 75

Figure 6.12 : Influence de la viscosité du liquide sur la durée de stabilisation de la BHP. 75

Figure 7.1 : Localisation ONIZ-40. (Sonatrach) 76

Figure 7.2 : Survey et illustration profil du puits ONIZ-40. (Bleu : Tubage et Rouge : Openhole) 76

Figure 7.3 : Architecture du puits ONIZ-40 77

Figure 7.4 : Modélisation de la pression de fond en fonction du débit de gaz injecté. 79

Figure 7.5 : Evolution BHP cas ONIZ-40 81

Figure 7.7 : Débit sortant en sortant de l'annulaire en surface. 82

Figure 7.8 : Ouverture de la duse pendant la phase d'injection du gaz, ONIZ-40. 82

Figure 8.1 : Evolution de la BHP pour une pression de duse contrôlée. 83

Figure 8.2 : Evolution du pourcentage d'ouverture de la duse. 83

Figure 8.3 : Evolution des débits d'injection de gaz pour pression de duse contrôlée. 84

Figure 8.4 : Evolution BHP ONIZ-40 avec incorporations d'une check valve 85

Figure 8.5 : Evolution BHP ONIZ-40 avec check valve. 85

Figure 8.6 : Evolution du débit de gaz au séparateur, check valve avec manipulation de la duse. 85

Figure 8.7 : Ouverture de la duse, check valve. 86

Figure 8.8 : Principe injection duale. 87

Figure 8.9 : Evolution BHP ONIZ-40 avec injection double. 88

Figure 8.10 : Evolution débit de gaz au séparateur, injection double. 88

Figure 8.11 : Ouverture de la duse, injection double. 89

Figure 8.12 : modélisation statique de la BHP, cas injection par parasite. 89

Figure 8.13 : Evolution BHP, cas injection par parasite. 90

Figure 8.14 : Modélisation statique de la BHP et illustration des pressions de collapse et de formation. 92

Figure 8.15 : Diagramme opérationnel. 93

Figure 8.16 : BHP en fonction du temps pour injection par tiges. 93

Figure 8.17 : Différents régimes d'écoulement pour conduites horizontales (Falcone, 2009) 94

Figure 8.18 : Diagrammes d'écoulement pour conduites horizontales (Falcone, 2009) 94

Figure 8.19 : Evolution du Holdup pour le liquide avec 650 et 700 l/min de débit. 95

Figure 8.20 : Abaque de Standing Katz pour la détermination du facteur de

compressibilité pour le gaz (Tarek, 2012) 96

Liste des tableaux

Tableau 1 : Classification IADC du niveau de risque pour les UBO (Aadnoy, 2012) 5

Tableau 2 : Classification IADC de la catégorie d'application en Underbalance (Aadnoy, 2012) 5

Tableau 3 : Classification IADC des types de fluide pour puits en underbalance (Aadnoy, 2012) 5

Tableau 4 : Avantages et inconvénients du forage en underbalance. 7

Tableau 5 : Limites de stripping recommandées (Sonatrach) 15

Tableau 6 : Types de réservoirs candidats et non candidats. 28

Tableau 7 : Paramètres dans les équations de conservation 50

Tableau 8 : Données du puits utilisé pour la simulation 64

Tableau 9 : Récapitulatif informations sur le puits ONIZ-40 78

Tableau 10 : Paramètres relatifs au puits ONIZ-40 nécessaires à la simulation. 79

Tableau 11 : Etapes de réduction de la BHP pour 650 l/min 80

1

Introduction

Le forage en underbalance a connu un grand essor durant les dernières années. Et ce, à cause de la nature deplétée des réservoirs à forer. Par deplété on entend les réservoirs à faible pression ou bien alors ceux ayant atteint une certaine maturité après avoir été exploités pendant une longue période. La seconde raison est liée aux exigences et défis du forage d'aujourd'hui ; minimiser l'endommagement de la formation, les pertes de circulations, et également les risques de coincement de la garniture. Le forage en underbalance offre également de meilleures performances de forage ; augmentation de la vitesse d'avancement et maximisation de la vie de l'outil.

Pour la bonne tenue d'une opération en underbalance, le contrôle des pressions dans le puits est crucial. La pression de fond doit être contrôlée en permanence pour être sûr d'avoir les conditions d'underbalance maintenues à tout moment des opérations. Le contrôle des pressions depuis la surface nécessite des équipements et des procédures de mise en oeuvre bien précises.

Ce mémoire traite du problème de maintien de l'état d'underbalance dans le cas d'un système d'injection par tubage concentrique. C'est un problème bien connu des ingénieurs mais mal étudié. En effet, il s'agit de l'effet d'accumulateur, qui entraine une discontinuité dans l'injection de gaz dans le puits et donc une oscillation dans la valeur de la pression de fond, causant un bon nombre de problèmes :

· Une perte périodique de l'état d'underbalance, et donc un endommagement de la formation productrice par le fluide de forage.

· Risque de fracturation et donc des pertes de circulation, ou alors d'éboulement de la formation.

· Difficultés à contrôler les effluents en surface.

Ce travail se divise en 8 chapitres, chacune d'elles ayant un but précis dans la compréhension du problème.

? Le chapitre 1 donne une introduction générale sur le forage en underbalance, les principes et la théorie essentielle pour comprendre la suite du mémoire, il sera particulièrement axé sur le forage avec liquide biphasique.

? Le chapitre 2 décrit un historique du forage en underbalance dans la région de Hassi Messaoud, il sera discuté des résultats des premiers puits d'essai qui ont été forés, une comparaison des résultats et un descriptif des problèmes rencontrés en fait également l'objet.

? Le chapitre 3 traite d'abord des propriétés essentielles des mélanges liquides/gaz nécessaires à la simulation des écoulements diphasiques, et qui seront importantes pour l'étude de simulation. Il est ensuite question des fondements de la théorie des écoulements diphasiques et la modélisation des opérations en underbalance, avec un petit rappel sur la modélisation des écoulements monophasiques incompressibles. Pour finir, une présentation du logiciel de simulation Dynaflodrill utilisé dans ce mémoire pour mettre en évidence le problème.

2

- Le chapitre 4 présente une introduction à la géomecanique en forage et à l'étude de stabilité des parois dans le cas des puits verticaux et puits déviés. En plus de la présentation d'un algorithme pour la détermination des contraintes liées à la roche. Ce chapitre est un complément au sujet étudié, il décrit l'étude de stabilité des parois qui représente une part essentielle dans le design d'une opération en underbalance. Les équations présentées joueront une part essentielle dans le chapitre 7.

- Le chapitre 5 est une introduction à l'effet d'accumulateur, en illustrant les différents régimes d'écoulements du gaz au point d'injection dans le puits, une simulation de chaque cas a été faite avec le software Dynaflodrill.

- Le chapitre 6 traite des différents facteurs influençant la stabilité de la pression avec une simulation de l'influence de l'évolution de chaque paramètre sur la tendance oscillatoire de la pression du fond.

- Le chapitre 7 va vers l'étude de cas du puits ONIZ-40 dans la région de Hassi Messaoud. Premièrement une présentation du puits et des paramètres opérationnels relatifs. Est entreprise ensuite une simulation en régime permanent de la pression de fond en fonction du débit de gaz, et ce dans le but de connaitre les valeurs de débit d'injection de liquide et de gaz correspondants à une pression voulue. Enfin, une simulation de la pression de fond en régime transitoire et une illustration du problème rencontré pendant le forage du puits en question est présenté.

- Le chapitre 8 étudie certaines propositions pour remédier au problème d'accumulateur, avec à la fin une étude détaillée sur l'éventualité de l'injection par l'intérieur des tiges en prenant en compte l'analyse de stabilité des parois vue au chapitre 4. Le calcul des contraintes in-situ et de la pression d'effondrement des parois a été fait avec les données du puits ONIZ-40, cependant le processus de calcul étant trop fastidieux, il a été préféré de ne pas le mettre par soucis de rester dans le thème du mémoire.

- Enfin une conclusion de l'étude menée, suivie de quelque recommandations particulières sur d'autres problèmes apparus au cours du forage du puits ONIZ-40 qui sont présentés.

3

Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Chapitre-1 Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

1.1 Généralités

Ce qui suit informe sur les bases du forage underbalance, incluant les principes généraux en plus des différents équipements utilisés, et pour terminer le rôle et la contribution de l'UBD dans l'industrie du forage.

1.1.1 Introduction

Les réservoirs à faible perméabilité ou deplétés sont un défi pour l'ingénieur forage d'aujourd'hui, avec un certain nombre de problèmes récurrents tels que les pertes de circulation, les coincements et l'endommagement du réservoir par le fluide de forage. Dans le but de limiter ces problèmes le forage en Underbalance est devenu un principe essentiel depuis la fin du XXème siècle.

1.1.2 Définition

Le forage en underbalance est une technique dans laquelle la pression de fond exercée par le système de fluide de forage est maintenue à une certaine valeur inférieure à celle du réservoir, la Figure 1.1 donne une illustration de la fenêtre Underbalance.

Pformation > PBHP = PHydrostatique + _Pfriction + PDuse (1.1)

Figure 1.1 : Illustration des profils de pression et UB zone. (ECK-OLSEN, 2003)

4

Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

A la différence du forage conventionnel, le fluide de forage n'agit plus comme la première barrière de sécurité. Les équipements de surface pour les UBO comme le RCD (Rotating Control Diverter) et le manifold de duses jouent ce rôle. La deuxième barrière de sécurité reste toujours l'ensemble BOP. Et à l'instar du forage en overbalance, le contrôle du puits doit être maintenu à chaque instant, à la seule différence que l'UBD est prévu pour laisser les fluides de réservoir affluer dans le puits.

Cette condition pouvant être générée naturellement, via des fluides de faible densité (Brute, Gasoil, Eau) dans certains cas où il y a une grande pression de formation. Cette pratique est dite Flow Drilling. Mais dans beaucoup de situations, la condition d'underbalance est générée artificiellement par l'injection simultanée d'un gaz non condensable dans le système de circulation dans le but de réduire la pression hydrostatique effective de la colonne de fluide. Le gaz le plus utilisé est le Nitrogène pour sa disponibilité et sa facilité de transport, mais l'utilisation de l'air appauvri en oxygène (par l'utilisation de membrane semi-perméable), ou du gaz naturel se fait également, dépendant des cas d'application.

1.1.3 Définition, classification IADC

La définition du forage Underbalanced selon l'IADC : « Drilling with the hydrostatic head of the drilling fluid intentionally designed to be lower than the pressure of the formations being drilled. The hydrostatic head of the fluid may naturally be less than the formation pressure, or it can be induced. The induced state may be created by adding natural gas, nitrogen, or air to the liquid phase of the drilling fluid. Whether the underbalanced status is induced or natural, the result may be an influx of formation fluids which must be circulated from the well and controlled at the surface » (Aadnoy,2009)

« C'est le forage avec une pression hydrostatique de fluid intentionnellement choisie pour être plus faible que la pression de formation forée. La pression hydrostatique du fluide peut être naturellement en dessous de celle de la formation, ou peut être induite. L'état induit peut être crée par ajour de gaz naturel, azote, ou air à la phase liquide du fluide de forage. Que l'état underbalanced soit induit ou naturel, le résultat peut être un afflux de la formation qui devra être circulé et controlé à la surface. »

Les mots « intentionnellement choisie » clarifient le fait que l'état underbalance est une part primordiale du design du puits.

Une deuxième définition « A drilling activity employing appropriate equipment and controls where the pressure exerted in the wellbore is intentionally less than the pore pressure in any part of the exposed formations with the intention of bringing formation fluids to the surface.» (Leirkjaer, 2014)

« C'est une activité de forage employant des équipements et controles appropriés où la pression exercée sur les parois du puits est intentionnellement inférieur à la pression de pore en toutes parts de de la formation avec l'intention de laisser les fluides de formation filtrer et monter en surface »

Un système de classification a été développé par l'IADC pour établir les risques associés, la catégorie d'application et le système de fluide utilisé en UBO et en MPD.

Les puits sont classifiés selon :

· Le niveau de risque (0 à 5)

5

Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

· Catégorie d'application (A, B ou C)

· Système de fluide (1 à 5)

Cette classification procure une base pour le design des équipements de surface, et des procédures de sécurité.

Tableau 1 : Classification IADC du niveau de risque pour les UBO (Aadnoy, 2012)			Level 0
Amélioration des performances de forage. Pas de zone contenant des hydrocarbures		Level 1
Puits intrinsèquement stable, risque faible du point de vue Well Control		Level 2
Possiblité que le fluide de formation arrive en surface, mais les methodes standards pour tuer le puits sont suffisantes, conséquences faibles en cas de panne du materiel en surface		Level 3
Production en surface non hydrocarbures, la pression maximale de fermeture est inferieure à la pression opérationnelle des équipements en surface. Panne des équipements de surface entraine des conséquences immédiates		Level 4
Production d'hydrocarbures, la pression maximale de fermeture est inferieure à la pression opérationnelle des équipements en surface. Panne des équipements de surface entraine des conséquences immédiates		Level 5
Les pressions maximales prévues sont au-dessus de la pression des équipements de surface, mais en dessous de la pression de service du BOP. Panne des équipements de surface entraine des conséquences immédiates et serieuses.

Tableau 2		: Classification IADC de la catégorie d'application en Underbalance (Aadnoy, 2012)		Catégorie A
		Managed Pressure Drilling - MPD Forage avec retours en surface du fluide opérant avec une densité équivalente de boue égale ou légerement superieure à la pression en openhole.	Catégorie B
		Underbalanced Operations - UBD Forage avec retour en surface du fluide maintenant une densité équivalente de boue en-dessous de la pression en openhole.	Catégorie C
		Mud-Cap Drilling Forage sans retour en surface, avec une colonne de fluide en annulaire qui est maintenue au-dessus d'une formation qui prend le fluide injecté et les cuttings.

Tableau 3 : Classification IADC des types de fluide pour puits en underbalance (Aadnoy, 2012)			Gas
1		Brouillard (mist)
2		Mousse (foam)
3		Liquide gazeifié
4		Liquide
5

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

1.1.4 Avantages du forage en underbalance, Challenges et defis

Le but essentiel du forage en underbalance est de minimiser les problèmes de forage. Mais à mesure que la technologie MPD s'est développée, l'UBD est plus souvent remplacé par l'MPD dans cette mesure. Aujourd'hui l'UBD est globalement utilisé pour réduire l'endommagement de la formation. (Rehm, 2012)

L'UBD est devenu est une methode très interessante pour l'évaluation du réservoir en cours de forage et pour améliorer la performance des puits forés. (Rehm, 2012)

Minimisation des problèmes dus à la pression. La plupart des problèmes de forages relatés à la pression peuvent être minimisés avec l'UBD. Ceci fait de cette technologie un outil idéal pour le forage des réservoirs deplétés.

Collage par pression différentielle. L'absence de pression overbalance sur la formation, combinée avec l'absence de mud cake, prévient le collage par pression différentielle.

Pertes de circulation. En général, la réduction de la pression hydrostatique dans l'annulaire réduit les pertes dans la formation sujette. En UBD, la pression hydrostatique est réduite au niveau où les pertes ne peuvent arriver. Ceci est important dans la protection des microfractures contre l'endommagement.

Augmentation de la vitesse d'avancement. La réduction de la pression hydrostatique a un effet significatif sur la vitesse d'avancements (Figure-1.2). Ce qui a également un effet positif sur la vie de l'outil. La vitesse d'avancement ou taux de pénétration (ROP) est fonction du type de formation, de la porosité, de la résistance à l'écrasement de la roche, en plus de la combinaison du WOB et de la vitesse de rotation. C'est difficile de dire que le ROP va augmenter seulement si on fore en UBD, parfois son augmentation est due à d'autres facteurs.

Figure 1.2 : Evolution du ROP en fonction de la densité du fluide de forage pour différentes formations.
(Bourgoyne and Young, 1991)

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Maximiser la récupération. Même si ce n'est pas la raison primaire pour la sélection des puits en underbalance, les résultats de puits UBD montrent une augmentation significative de la production en comparaison avec ceux foré conventionnellement. Ceci peut s'expliquer par le fait qu'il n'y aucune invasion de solides ou de filtrat de boue dans la formation. Ce qui peut également accroitre la durée de vie d'un puits. Une meilleure productivité implique également un drawdown plus faible, ce qui diminue le water coning.

Même si la production initiale des puits forés en underbalance n'est pas très indicative d'une augmentation de la production, les profils de production à long terme montrent un déclin moins important pour les puits UBD. Ce phénomène est attribué à la production à partir de zones moins perméable du réservoir qui n'ont pas soufferts de l'endommagement. (Rehm, 2012)

Caractérisation du réservoir. La possibilité d'identifier les zones productive en cours de forage, résulte dans une meilleure prise de décision quant à la suite des opérations. En plus de ça le forage en underbalance permet de révéler des zones productives à faible perméabilité qu'on croyait non productive.

Toutefois cette technique présente certains défis et complications dus à la pression appliquée sur les parois.

Contrôle des fluides de formation en surface. Problématique dans le cas où l'on ne peut pas en disposer en toute sécurité. Surtout dans le cas de présence de H2S.

Instabilité des parois. C'est l'un des problèmes qui limitent l'usage de l'UBD. L'instabilité peut prendre plusieurs formes :

· Zones où les contraintes in-situ sont très importantes dû une activité tectonique.

· Zones fracturées naturellement.

· Sédiments jeunes où les pressions de pore, de fracturation et la pression d'intégrité des parois tendent à converger.

· Zones à haut pourcentage d'argiles.

· Zones salifères, de nature plastique qui vont tendre à affluer dans le puits.

Un récapitulatif des avantages et inconvénients de l'UBD est présenté dans le tableau suivant :

Tableau 4 : Avantages et inconvénients du forage en underbalance.			Avantages
Inconvénients		Augmentation du ROP Réduction de l'endommagement de la formation Elimination du risque de collage Réduction des risques de pertes Augmentation de la durée de vie de l'outil Forage des zones deplétées Caractérisation du réservoir et Well testing while drilling
Possibles problèmes d'instabilité des parois Coût des opérations élevé Non compatible avec les systèmes MWD conventionnels Compléxité de mise en oeuvre Augmentation du torque et des frottements en cours de forage

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

1.1.5 Equipements spécifiques à l'UBD

La figure 1.3 donne une configuration standard des équipements en UBD, et donne une idée des équipements nécessaires en surface.

Figure 2.3 : schéma équipements de surface pour UBO

Description du circuit d'injection. L'ensemble des compresseurs aspirent l'air à la pression atmosphérique et le refoule à pression de 300 psi et à temperature 110-120°C, l'air passe ensuite dans le refroidisseur où il est amené à 80°C et entre également à travers un filtre à charbon pour le débarrasser de l'humidité et des impuretés. Avec les pertes de charges occasionnées, la pression à la sortie du refroidisseur est de l'ordre de 200-220 psi. Il rentre ensuite dans le NPU (Nitrogen Production Unit) pour en retirer l'azote, la pureté atteinte peut aller jusqu'à 95% d'azote. A la sortie du NPU l'azote passe par le Booster-1 et le Booster-2 (respectivement medium et high booster). A la sortie du high booster la pression peut atteindre 3000 psi, l'azote est ensuite directement injecté dans le puits.

Equipements de contrôle du puits.

· BOP conventionnel

· BOP rotatif, ou RCD (Rotating Control Device). Dit ainsi car l'élément d'étanchéité tourne en même temps que les tiges de forage (Figure 1.4). C'est la première barrière de sécurité en UBD contrairement au forage conventionnel où la première barrière est la pression hydrostatique exercée par le fluide de forage. Caractérisé par deux « Rubbers » inferieur et superieur qui sont concentriques à la garniture. Le rubber inferieur est dit polyrubber car il est fait de matière synthétique et il est fixe.

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Le rubber superieur est dit natural rubber car il est de caoutchouc naturel, et il tourne avec les tiges de forage. La partie tournante est racordée à la partie fixe par un roulement à billes.

Caractéristiques : pression statique 2000 psi

Pression dynamique 1500 psi

L'élément d'étanchéité se compose de deux pièces (Rubbers)

(a) (b)

Figure 1.4 : Model RCD utilisé en Algérie (a) et illustration du domaine d'opération (b).

· Vanne ESD (Emergency ShutDown). Vanne hydraulique, située à la sortie de la Hard line (Figure 1.5). Utilisée dans le cas de certains problèmes.

Fuite au niveau des équipements de retour

Détection d'un gaz toxique H2S

Figure 1.5 : ESD valve (Blade)

· Choke Manifold. Dans un chantier UBD, il y toujours deux manifolds de duses, le premier est celui du Rig qui vient avec le BOP. Le second se trouve à la sortie du puits connecté à la flow line. Souvent on prévoit un cross-over entre le manifold du Rig et

Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

celui de l'UBD, cela offre plus de flexibilité et de réactivité au système. Le but de la duse est de contrôler la pression dans le puits, par ouverture et fermeture de celle-ci il s'en suit une manipulation de la pression dans l'annulaire et donc de la pression de fond.

· Clapet anti-retour incorporés dans la garniture. NRV (non-return valve) pour éviter l'intrusion des fluides de formation dans la garniture. En général on place 3 NRV dans la garniture. (figure 1.6)

~~~~ (1.2)

Z2T2

Ply1 ~ Z1T1

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Figure 1.6 : schéma NRV deux types.

· Système de séparateur. Il existe un système avec séparateur horizontal (4 phases) et vertical (2 phases). Dans le cas du séparateur vertical on dissocie le gaz de la phase liquide (fluide de forage + cuttings), le fluide de forage étant ensuite traité dans un bac de décantation pour enlever les cuttings en suspension

1.2 Techniques et Operations Communes à l'UBD

1.2.1 Well Control

Les principes de base du contrôle des éruptions et les différentes procédures associées sont une part permanente des UBO. Tant que l'UBD tend à laisser les fluides de formation remonter en surface en même temps qu'il y une pression exercée sur l'annulaire, il est important de comprendre comment contrôler les influes venant de la formation. Avant d'aborder les procédures de Well control, il est important de revoir certaines bases.

Loi générale des gaz. Il est important de comprendre l'effet d'une bulle de gaz dans un puits. Dans un puits présentant un « gas cutting », le gas cut peut ne pas changer la pression de fond significativement. Quand un bulle de gaz sous pression se déplace dans le puits (parfois cela arrive pendant les connections), la relation pression/volume prend place dans l'effet de réduction de la pression au-dessus de la bulle en question. La loi générale des gaz s'exprime comme suit :

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Effet du gas cut sur la pression de fond. Les études montrent qu'une invasion du fluide de forage par le gaz ne réduit pas significativement la pression de fond jusqu'à 50% de gaz dans la colonne. L'équation de Strong-White simplifiée permet de calculer la réduction en statique de la pression de fond due à l'effet du gaz. (Rehm, 2012)

hG_p -- Patm = ~

ioo--n Ln(Patm + 1) (1.3)

Goins et O'Brien (1962) ont publiés un abaque illustrant la réduction de la pression de fond en fonction du pourcentage de gaz dans la colonne. (Figure 1.7)

La figure montre bien qu'avec un gas cut de moins de 25%, la réduction de la pression de fond est presque négligeable.

Figure 1.7 : Effet du gas cut sur la pression au fond du puits. (Rehm, 2012)

Well control en UBD. Quasiment toutes les opérations en UBD marchent selon le principe de circuler le puits dans un système fermé avec un débit des pompes constant et un control de la pression à la duse. Ce principe est le même que celui de la première circulation de la Driller's method.

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

La pression de fond peut être contrôlée en maintenant un débit constant des pompes et en contrôlant la pression en tête de tiges avec la duse. Le changement de la pression de fond en réponse à un changement de la production du réservoir peut se faire de différentes manières.

· Augmenter ou diminuer la pression de la duse. Ceci donne une réponse immédiate à une augmentation de la production.

· Changement de la densité du la phase liquide dans le cas du flow drilling.

· Changement du ratio liquide/gaz dans le cas dans le cas du forage avec liquide gazeifié.

· Changement du débit des pompes

Dans le cas d'un fluide de forage monophasique, les règles de base du Well Control peuvent être appliquées. Débit constant et changement de la pression au fond par manipulation de la pression en tête de tiges.

Dans le cas d'un fluide de forage biphasique, le changement de la pression en surface n'est pas directement suivi par celui de la pression de fond, et ce dû à la compression du gaz.

Temps de retard (Lag-Time). Ou. C'est le temps pour que le changement de la pression à la duse montre une réponse en tête de tige. Il est en général estimé à 1minute/1000 feet de distance totale dans le cas où on a 100% de liquide dans le puits.

Si on a une grande quantité de gaz dans le puits (comme pour un liquide gazeifié), le Lag-time dépend de la somme des vélocités dans un système mixte sous différentes pression, plus le temps de compression et décompression du gaz. Ce qui prend plus longtemps. Pour les liquides gazefiés, il faut en moyenne prendre 5 à 8 minutes de plus.

La propagation de pression dans les fluides est analogue à la vitesse du son dans ce milieu. Le temps, pour qu'une onde de pression voyage de la duse vers un point défini est dit « pressure transient lag-time ». Donc le fait d'appliquer une pression avec la duse ne pressurise pas le puits instantanément, c'est un principe très important à prendre en compte lors des opérations.

Changement de la BHP. Dans le cas d'un fluide monophasique (Flow Drilling) le changement de pression au niveau de la pression en tête de tiges est égal au changement au fond du puits.

S'il n'y pas de gaz dans la garniture (injection concentrique casing ou parasite) le changement de pression d'injection va affecter la pression au point d'injection du gaz en premier lieu, et la pression de fond suivra ensuite le changement (#177;).

S'il y a du gaz dans la garniture (injection par l'intérieur des tiges), le changement de la pression en tête va être moins important que celui de la BHP. Et ceci parce que le gaz à l'intérieur des tiges est toujours comprimé au contraire dans l'annulaire on le trouve détendu. La différence est lue en pression en tête d'annulaire. (Figure 1.8)

Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

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Figure 1.8 : Changement de la pression au fond est inférieur à celui en tête.

Matrice de décision Well Control. Même si, en UBD on laisse les fluides de formation circuler dans l'annulaire jusqu'en surface. Le débit en surface est prudemment controlé, et le contrôle du puits est maintenu en faisant en sorte que les pressions en surface et la production soient aussi faibles que possible. Une matrice de décision est toujours élaborée montrant les pressions en tête et les volumes de retour et les décisions à prendre dans chaque cas. (Figures 1.9 et 1.10)

Si, pendant les opérations, le puits doit être tué pour raison de sécurité, cela pourrait être pour l'une de ces raisons :

· Panne ou fuite d'un équipement de control de pression en surface.

· Rupture de la garniture

· Remontée d'H2S inattendue

Figure 1.9 : matrice de décision, cas invasion liquide. (Valeurs pour Weatherford)

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Figure 1.10 : matrice de décision, cas invasion gaz. (Valeurs pour Weatherford)

La matrice de décision dispose les paramètres comme suit :

· Les pressions de surface sur l'axe des x :

i. Vert : 50% ou moins de la pression dynamique du RCD

ii. Jaune : de 50% à 90% de la pression dynamique du RCD

iii. Rouge : au-dessus de 90%, nous avons une situation de Well control.

· Les débits de retour sur l'axe des y :

i. Vert : jusqu'à 60% de la capacité du système de séparation

ii. Jaune : de 60% à 90% de la capacité du système de séparation

iii. Rouge : au-dessus de 90% nous avons une situation de Well control.

1.2.2 Stripping

Le mot stripping désigne le fait de mouvoir les tiges de forage avec le puits fermé par le RCD, le BOP annulaire, ou alors le pipe rams, avec une pression limitée ou nulle en tête d'annulaire. C'est une technique commune aux UBOs quand il y a un risque de venue importante de gaz pendant les manoeuvres de la garniture. Les opérations en général sont faites avec une pression de fermeture très faible ou carrément nulle.

Usure sur les éléments d'étanchéité du RCD. Le stripping cause une usure des éléments d'étanchéité. La sévérité de l'usure dépend essentiellement du type de tige de forage, de l'épaulement du tool joint, de la vitesse de manoeuvre, et également de la force appliquée sur ces éléments d'étanchéité par la clamp (voir figure 1.4-a). En général les fabricants livrent avec le RCD un tableau de la limite d'utilisation des Rubbers, si cette limite est dépassée, ils doivent être changés. Les valeurs pour le model illustré dans la Figure-1.4 sont définies dans le Tableau-5

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Tableau 5 : limites de stripping recommandées (Sonatrach)
	WHP<10% de la pression dynamique du RCD	WHP entre 10% et 40%de la pression dynamique du RCD	WHP entre 40% et 70%de la pression dynamique du RCD	WHP>70% de la pression dynamique du RCD
Maximum longueur permis avant remplacement (mètres)	3655	2435	1525	610
Maximum temps opérationnel (heures)	600	500	200	150

Déplacement par la boue. C'est une pratique qui se fait souvent lors des remontées de garniture, pour « tuer » le puits. On remonte l'outil jusqu'au sabot, et on déplace le fluide de forage par une boue plus lourde de façon à ce que la pression hydrostatique résultante des deux colonnes soit suffisante pour contrebalancer la pression du réservoir (Figure 1.11). La colonne supérieure est dite Mud Cap. La boue lourde doit avoir des caractéristiques bien définies.

Viscosité. Pour minimiser l'effet de mélange avec le fluide de forage, la viscosité doit être élevée. Mais ne doit pas être plus grande de plus de 10 secondes sur le viscosimètre Marsh. De grandes viscosités entraineraient un effet de pistonnage (swabbing) et des problèmes lors de la recirculation avec le fluide de forage.

Densité. En pratique la densité de la boue lourde ne dépasse jamais celle du fluide de forage de plus de 40 points.

Cette technique est évidemment très couteuse en temps, la durée d'un déplacement peut aller jusqu'à 7 ou 8 heures. Certaines compagnies préfèrent utiliser une DDV (downhole deployment valve) pour empêcher les fluides de formation de remonter en surface. Cette dernière agit comme une barrière de sécurité, empêchant les fluides de formation de remonter dans le puits. Elle actionnée hydrauliquement par des manches qui ouvrent et ferment le clapet (Figures 1.121.13).

Figure 1.11 : principe du Mud Cap (Rehm, 2012)

Figure 1.12 : DDV, principe de fonctionnement (Rehm, 2012)

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Figure 1.13 : Illustration DDV dans le puits (Weatherford)

1.2.3 Pipe light

« Pipe light » ou tiges légères est un terme pour la condition où la force appliquée sur le fond de la garniture est égale ou presque égale au poids de celle-ci. Ce phénomène est observé partiellement pendant les strippings ou alors pendant les opérations de snubbing quand il y a une pression venant de la formation qui tend à pousser la garniture hors du trou.

Le point « pipe light » doit toujours être calculé dans ces cas et le Driller doit être informé de ce risque. Il est donné suivant la formule :

WdS -- (nr²P) --* 0 (4) et donc P =

(1.4)

Wds

71:1²

P étant pression en tête d'annulaire et r le rayon du plus large composant de la garniture. Wds : poids de la garniture.

1.3 Flow Drilling, Forage avec fluide monophasique

1.3.1 Introduction

C'est un système qui utilise un liquide monophasique comme fluide de forage. Ce liquide peut être de l'eau, du brut, ou même parfois une boue. Ce chapitre discute des raisons et des limitations d'utilisation d'un système monophasique.

1.3.2 Historique1

L'utilisation délibérée d'un liquide seul comme fluide de forage en UBD n'est pas une nouvelle approche, car on trouve des cas datant des années 50'. La plus grande partie de la littérature à ce sujet décrit l'utilisation de l'eau salée par la Gulf Oil Company au Texas.

Dans les années 50', ils ont dû faire face à un réservoir formé de siltstones très fins. Ces formations ont une très faible perméabilité et une grande porosité. Pour limiter les venues de gaz pendant les connections et les remontées, ils ont tout d'abord utilisés une boue à 1.92 kg/l, ce qui a limité le ROP à 1m/h au maximum.

¹ Référence Rehm, 2012.

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

L'opérateur a trouvé qui s'il forait la formation avec une boue salée à 1.17kg/l, la vitesse d'avancement s'en retrouvait multipliée par 10 (10m/h), et que le gaz pouvait être controlé avec un séparateur. Ce qui a prodigué un gain de temps incroyable.

1.3.3 Avantages

Système simple. L'utilisation d'un fluide de forage monophasique simplifie tout le processus. Nécessite moins d'équipements en surface. En plus les changements d'ECD dus au mouvement des tiges dans puits ou au changement du débit des pompes sont faciles à prédire.

Réduction des coûts. Des équipements de surface pour l'injection de gaz, ou du personnel supplémentaire.

Les systèmes MWD conventionnels peuvent être utilisés. Pas besoin de MWD-EM (électromagnétique), car le signal de la télémétrie par pression passe normalement (sans interférences).

Indice de production en cours de forage. Puisqu'on fore avec un fluide monophasique, les premiers indices de gaz dans le séparateur sont ceux d'une production de la formation, et donc de l'entrée dans une zone à gaz, et pour le cas d'une zone à huile, l'indice de production se voit directement à l'augmentation du niveau des bacs.

1.3.4 Limites et défis de la technique

Non appropriés pour les réservoirs très deplétés. Le degré d'underbalance ne peut être descendu en-dessous d'un certain point sans toucher à d'autres nécessités comme le bon nettoyage des parois. Donc le Flow Drilling n'est pas désigné pour les réservoirs ayant une pression très faible, il y aura nécessité d'injection de gaz pour alléger la colonne et atteindre un drawdown désiré.

Contrôle de la pression. Il peut être risqué de forer avec un fluide qui est créé une situation d'underbalance même en circulation. En cas de problème la remise en overbalance prendrait un temps considérable. Il serait préférable d'utiliser une phase liquide qui seule, engendrerait un overbalance et de l'alléger avec un gaz.

1.4 Forage avec fluide Biphasique

Cette section discute de la théorie et utilisation des systèmes gazéifiés, des critères de sélection des fluides de forage et essentiellement de l'utilisation du tubage concentrique comme moyen d'injection du gaz.

Les fluides gazéifiés sont une mixture liquide/gaz sans ajout d'un émulsifiant ou stabilisant quelconque. Ils sont faciles à manipuler et mettre en oeuvre. La phase liquide pouvant être de l'eau ou du brut, le gaz peut être de l'air, du gaz naturel, de l'azote ou du CO2.

Le problème majeur avec ce système est le phènomène de séparation du gaz avec le liquide, ce qui crée des bouchons difficiles à contrôler en surface. (Figure 1.14)

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Figure 1.14 : Séparation gaz/liquide. (Rehm, 2012)

1.4.1 Historique2

Les premières applications des « mélanges gaz-liquide » en forage se sont faites très tôt, essentiellement pour résoudre des problèmes de perte de circulation. Le premier cas connu fut aux USA en 1866, on utilisait une boue bentonitique en plus de gaz naturel injecté dans le puits.

Dans les années 1960s, les système de liquide aéré furent utilisés dans les Rocky Mountains dans le but d'augmenter la vitesse d'avancement et réduite les risques de perte. La technologie s'est vraiment développée au début des années 1990s avec les premières applications de l'UBD en offshore.

1.4.2 Definitions

Drawdown. Exprimé en pourcentage, il représente la déplétion créée entre celle appliquée par le fluide de forage et la pression du réservoir. (Exemple : un drawdown de 10% sur un réservoir de pression 200 bars équivaut à appliquer une pression dynamique de 190 bars sur les parois en cours de forage)

Ratio des volumes en surface. Varie entre 1:1 jusqu'à 100:1. C'est le ratio du volume injecté de gaz sur celui du liquide. C'est un outil essentiel pour la mesure des volumes nécessaires de gaz.

² Référence Rehm, 2012

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Qualité. C'est la mesure du volume du gaz sur celui du liquide à n'importe quel point du puits. Reporté en général en pourcentage. (Figure 1.15)

Figure 1.15 : Illustration de l'évolution de la qualité du gaz. (Rehm, 2012)

Jet sub. C'est un outil incorporé dans la garniture qui facilite le passage du gaz de l'intérieur de celle-ci vers l'annulaire, il est généralement placé entre 1000 m et 1200 m de profondeur, avec des duses ressemblant à celles de l'outil, il laisse échapper le gaz vers l'annulaire. Très intéressant pendant les connections car il laisse échapper du gaz dans l'annulaire pendant l'arrêt de circulation, ce qui permet de maintenir un drawdown. (Figure 1.16)

Parasite. Methode d'injection du gaz à la base du tubage de surface.

Figure 1.16 : Principe Jet sub.

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Tubage concentrique. Ou garniture de tubage dual, c'est une methode d'injection du gaz dans le puits, le concentrique est défini comme étant le volume entre les deux tubages.

Constant Circulating Sub. Prodigue une méthode pour circuler en continue même pendant les connections. (Le plus connu ne Non-Stop Driller, Figure 1.17)

Figure 1.17 : Constant circulating sub. (Rehm, 2012 et CANRIG)

Effet de dune. En puits horizontaux, les cuttings ont tendance à se déposer sur la partie horizontale du puits et à former des dunes. (Phénomène très courant en Algérie, car la phase liquide utilisée est du brut avec une Yield Value=0)

Zone des 60°. Quand le puits est incliné de 50° à 70°, il y a des revers d'écoulement qui causent le dépôt des cuttings dans cette zone. Menant parfois à des coincements lors des remontées

Remarque : l'effet de dune et le dépôt des cuttings dans la partie inclinée peuvent être évités par le pompage d'un bouchon HighVis (liquide très visqueux) qui va nettoyer le puits, en général ce bouchon est pompé chaque 50m forés.

1.4.3 Avantages

Flexibilité. La possibilité de contrôler la pression de fond et aller vers des drawdowns plus élevés. C'est un outil idéal pour le forage des zones déplétées ou à faible perméabilité.

Réduire l'endommagement du réservoir.

Eliminer les pertes de circulation.

Eliminer les risques de collage par pression différentielle. Augmentation de la vitesse d'avancement et de la vie de l'outil. Evaluation du réservoir.

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1.4.4 Methode de réduction de la pression de fond

La pression hydrostatique exercée sur les parois du puits est réduite par l'injection du gaz dans ce dernier. L'addition du gaz diminue donc la pression hydrostatique de la colonne dans l'annulaire par le déplacement du liquide hors du trou. (Réduction hydrostatique)

Dans le régime hydrostatique, avec les débits d'injection de gaz faibles, la pression au fond est très réceptive au changement de ratio d'injection. Et tend à être instable.

Avec l'augmentation du débit injecté, la vélocité du liquide dans l'annulaire croit également, ce qui induit une augmentation des pertes de charges dans l'annulaire. Le système rentre dans le régime de friction. Où une augmentation du ratio des volumes en surface conduit à une augmentation des pertes de charge dans l'annulaire ce qui va entrainer une augmentation de la pression au fond, c'est ce qui arrive dans les sections de petit diamètre (4^1/2), mais en général il se produit un équilibre entre deux phénomènes, qui va stabiliser la pression de fond. La pression de fond sera plus réactive au changement de la pression en surface qu'à celui de la quantité de gaz injectée. (Figures 1.18 et 1.19)

Figure 1.18 : Régimes de pression en fonction du débit de gaz injecté. (Rehm, 2012)

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Figure 1.19 : Evolution des frictions dans l'annulaire en fonction du débit d'injection de gaz pour
différents débits de liquide.

1.4.5 Défis de la technique

Le coût. Le prix d'un système de fluide gazéifié est évidemment plus élevé que pour un système monophasique. Il présente plus d'exigences ; matériel de surface en plus (compresseurs, boosters...), système d'injection du gaz (Tubage concentrique, parasite...), personnel en plus.

Les montées de pression. Les systèmes gazéifiés sont instables, le gaz se sépare du liquide par gravité et forme des bouchons qui arrivent en surface périodiquement, ce qui génère des à-coups de pression à la duse. Après passage au séparateur, la colonne dans l'annulaire est désormais plus lourde ce qui augmente la pression au fond, et à mesure qu'un bouchon de gaz se forme et remonte avec expansion ce qui réduit à nouveau la pression au fond. Le cycle se répète ainsi, la durée d'un cycle peut varier de 10 minutes à une heure en général.

C'est un problème dangereux qui peut générer des problèmes d'instabilité des parois, et qui peut endommager la formation si au cours du cycle le puits se retrouve momentanément en overbalance.

Imbibition. Les forces capillaires dans le réservoir peuvent causer ce phénomène, ce qui peut endommager le réservoir et également donner une impression de perte partielle. Pour éviter ce phénomène, la pression en annulaire doit être inférieure à une certaine valeur pour contrebalancer les forces capillaires.

Tuer le puits périodiquement. Peut créer des situations d'overbalance et endommager le réservoir. Problème peut être réglé par l'installation d'un DDV (downhole deployment valve) (voir Figures 1.12 et 1.13).

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Corrosion. Les fluides diphasiques peuvent causer un phènomène de corrosion des tubulaires, par la présence d'oxygène à une température élevée dans le puits.

Risque d'incendie. Présence de gaz en permanence, surtout dans le cas de l'utilisation du gaz naturel comme gaz injecté.

Frottements et torque. Le facteur de friction est plus élevé dans le cas d'un fluide biphasique, ce qui cause des frottements en plus du « whirling effect » qui va entrainer des torques élevés.

Mesures en cours de forage MWD. Les systèmes conventionnels de MWD (mudpulse telemetry) ne fonctionnent pas avec les fluides diphasiques, car le signal arrive avec trop de bruit pour être interprété correctement.

C'est pour ça qu'on utilise les systèmes EM MWD (electromagnetic MWD) qui transmet les mesures sous forme d'un signal électromagnétique.

Quoiqu'à Hassi Messaoud, la couche LD2 (LIAS) composée essentiellement d'anhydrite saturée en eau salée, brouille le signal de l'EM MWD, le rendant impossible à intercepter en surface. Une solution ingénieuse consiste à brancher une barre métallique en plomb dite Sinker bar sur l'outil de transmission du MWD, reliée par un câble de wireline à l'intérieur des tiges jusqu'à une antenne plus haut qui va être placée de façon à pouvoir transmettre le signal jusqu'en surface.

1.4.6 Méthodes d'injection du gaz dans le puits

Injection par Drill Pipe. La technique conventionnelle utilisée en UBD est d'envoyer le liquide et le gaz en même temps à l'intérieur de la garniture de forage. Cette methode ne requiert pas de grandes modifications par rapport à un puits conventionnel. (Figure 1.20)

Dans ce cas, la présence de gaz dans l'intérieur des tiges va brouiller le signal du MWD conventionnel et le rendre illisible, et ce pour des ratios de surface au-dessus de 20%.

L'utilisation de l'injection par tiges signifie que le gaz va passer à travers la BHA, ce qui va influer grandement sur la performance des moteurs de fond.

L'un des problèmes majeurs de cette methodes est le contrôle de la pression de fond pendant les connections. Ceci est pourtant possible par l'incopporation d'un constant circulating sub, ou bien alors d'un jet sub.

Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Figure 1.20 : Injection par Drill Pipe ou stand pipe. (Blade)

Injection par parasite. Cette méthode utilise un tubing parasite de petit diamètre (1^1/2 ou 2^3/8) comme conduite pour l'injection du gaz, ce dernier est descendu avec le tubage, le point d'injection se trouve donc dans la partie tubée du trou. (Figure 1.21)

Cette technique présente nombre d'avantages comme le fait de pouvoir continuer l'injection de gaz pendant les connections, ou encore l'élimination des problèmes de performance du moteur de fond, et surtout la possibilité de contrôler l'afflux de la formation en manipulant le débit de gaz seulement. Mais il présente toutefois certains inconvénients, comme le besoin d'apporter des modifications à la tête de puits pour laisser passer le parasite, ou encore le risque d'endommagement du parasite pendant sa descente.

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Figure 1.21 : Injection par parasite. (Blade)

Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Injection par tubage concentrique. C'est la technique la plus utilisée au monde, l'injection de gaz se fait dans l'espace annulaire entre deux tubages, elle a été mise au point pour remédier aux problèmes relatifs à l'utilisation du parasite et de l'injection par tiges de forage. (Figure 1.22)

Il présente un seul inconvénient majeur, à cause du volume important de l'espace annulaire, il se produit un phènomène dit effet d'accumulateur, qui va induire une fluctuation de pression au fond causant beaucoup de problème. Ce point sera discuté plus en détail dans le chapitre 5. (Voir aussi les travaux de Myktiw, 2003)

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Figure 1.22 : injection par concentrique. (Blade)

1.5 Sélection des puits candidats à l'UBD

Une évaluation détaillée des propriétés du réservoir et une étude poussée sur les fluides en place en plus des propriétés des roches réservoirs est recommandée avant d'entamer le design d'un puits UBD.

La sélection des puits candidats à l'UBD s'est considérablement développée durant les dernières années, et il existe désormais des softwares capables d'assister l'ingénieur dans ses études. L'un des algorithmes les plus utilisés est présenté dans la Figure- 1.23. Il y plusieurs aspects à prendre en compte.

Type de puits. Le réservoir est l'objectif de la technologie UBD, et tant que les aspects positifs sur celui-ci ont été définis, le type de puits peut être revu pour être plus rentable et plus profitable techniquement.

L'underbalanced drilling peut être appliqué à un nouveau puits foré, mais également à un ancien puits qui aura été repris en Re-entry. Il peut être implémenté en offshore tout comme en onshore et des puits multilatéraux peuvent être forés en underbalance.

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

Considérations du réservoir. Le forage en underbalance d'un réservoir proprement sélectionné va résulter en une meilleure production car cette technique élimine le risque d'endommagement du réservoir par la boue de forage.

Figure 1.23 : Séléction candidat pour UBD. (Aadnoy, 2009)

Mécanismes d'endommagement. L'endommagement du réservoir peut résulter de diverses actions. Mais les causes les plus communes sont le forage, la complétion et l'endommagement induit par la production. Le forage et la complétion causent en général des dommages résultants de l'intrusion de fluides et de particules solides dans la formation productrice.

La production cause également un endommagement du réservoir, et ce dû à une incompatibilité de fluides ou à des altérations de la pression du réservoir.

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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes

En général, quel que soit l'origine de l'endommagement, il se présente sous les formes suivantes :

· Changement dans la perméabilité absolue de la roche.

· Changement dans la perméabilité relative aux Hydrocarbures.

· Changement dans la viscosité des fluides de formation.

L'endommagement peut être induit par voie mécanique, chimique, biologique ou thermique.

Mécanique. Causé par la migration des particules fines des puits en cours de production, ou alors l'intrusion de particules solides de la boue qui vont boucher les pores et les microfractures de la roche.

Chimique. Résultat d'une incompatibilité entre fluides, qui peut causer la précipitation de sels ou bien alors la formation d'émulsions.

Biologique. Causée par l'intrusion de bactéries dans le réservoir suite à un traitement chimique.

Thermique. Ce phenomène arrive souvent lorsqu'on fore en underbalance avec un fluide biphasique. Il se produit un phénomène appelé « glazing effect », le gaz utilisé pour le forage se mélange avec les cuttings, et sous haute température il se forme un émail imperméable très difficile à enlever.

Tableau 6 : Types de réservoirs candidats et non candidats.			Candidats
Non candidats		Formation qui présente un potentiel d'endommagement élevé, avec des skins de 5 ou plus dans les puits conventionnels
Puits dans des zones où le coût du forage conventionnel est très bas		Formations qui ont tendances à faire des collages par pression différentielle
Zones où le ROP est très élevé (>15m/h)		Formations présentant des risques de pertes sévères
Réservoir à très haute perméabilité		Formations naturellement fracturées
Réservoirs à très faible perméabilité ou médiocre		Réservoir de faible à moyenne perméabilité
Formations peu consolidées		Réservoirs très hétérogènes avec des zones de différentes perméabilités, porosités.
Zones avec des problèmes d'instabilité des parois		Zones à faible ROP avec le forage conventionnel
Réservoirs avec des lits d'argiles, de charbon intercalés.

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Chapitre2-UBD dans la région de Hassi Messaoud

Chapitre-2 UBD dans la région de Hassi Messaoud1

2.1 Descriptif du champ

Le champ de Hassi Messaoud est un anticlinal applati situé dans le bassin de Berkine en Algérie, à 800 km au sud-est d'Alger, dans la partie nord du désert du Sahara (Figure 2.1). Découvert en 1956, la zone productive se trouve dans le Cambrien, des grés quartzitiques d'une épaisseur de 60-150 m, le champ est divisé géographiquement en 25 zones, qui sont séparées par des perméabilités faibles ou alors des failles, où il n'existe pas une isolation complete. (Figure 2.2), 4 horizons productives ont été identifiées : le Ra qui est le plus important, le R2, Ri et R3. Le Ra est lui-même divisé en 4 drains qui varient selon la productivité et qui sont classifiés selon le pourcentage de grés perméables contre celui des discontinuités créées par des lits d'argiles. Les grés sont naturellement fracturés avec une perméabilité primaire de l'ordre de 10 milliDarcy et peut atteindre jusqu'à 1000 milliDarcy dans certains cas. Les reserves initales estimées s'élevent à 12.6 milliards de barils qui le place dans la catégorie des gisements géants. L'huile produite est légère avec une densité de l'ordre de 45°API avec un GOR moyen de 200m³/ m³. La temperature de la formation est de 120°C en moyenne. La pression initale du réservoir était 473 bars et maintenant de l'ordre de 140 à 250 bars. Le point de bulle varie entre 142 et 196 bars.

Figure 2.1 : Localisation Hassi Messaoud (Moore, 2004)

¹ Moore, 2004

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Chapitre2-UBD dans la région de Hassi Messaoud

Figure 2.2 : les zones à Hassi Messaoud avec localisation de puits forés en UBD. (Moore, 2004)

2.2 Historique de l'UBD à Hassi Messaoud

Le design de puits standard à Hassi Messaoud est comme suit : tubage 18^5/8 à 500m, 13^3/8 à 2500m et 9^5/8 à 3200 m TVD. Et un liner 7» vers 3300-3500m, la zone productrice est forée en horizontale et complétée en openhole. Si un problème de stabilité des parois est envisageable, un liner perforé est descendu. Le Cambrien est composés de grés très abrasifs, en conséquence la vitesse de pénétration dans la phase réservoir a toujours été très lente (de l'ordre de 0.5-1 m/h). Le forage en underbalance à initialement reçu un certain intérêt dans le but d'augmenter ce dernier. Des expériences précédentes montraient que plus la pression hydrostatique de la boue dans le puits approchait de celle du réservoir, plus on avait des ROPs intéressants. Spécialement en utilisant des outils tricônes.

La décision fut prise de forer un puits test en underbalance, un puits vertical (puits A), décidé pour éliminer la besoin de MWD. En octobre 2001, le puits a été foré avec injection d'azote dans la colonne. Dû à la faible perméabilité du réservoir, aucune production n'a été reportée pendant le forage, et donc la condition d'underbalance n'a pas été confirmée. 91 mètres ont été forés avec un ROP 3.5 fois superieur au ROP moyen dans cette zone. Basé sur les résultats de ce puits, d'autres puits underbalance ont été planifiés afin d'évaluer la faisabilité de la technologie.

Le premier puits horizontal en UBD en Algérie fut foré en mars 2002, le drawdown a été limité à très proche de la balance afin d'éviter tout risque d'instabilité des parois.

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Chapitre2-UBD dans la région de Hassi Messaoud

2.3 Planning et développement des opérations

Dès lors qu'il a été décidé de continuer le projet, plusieurs décisions ont dû être prises. La première ayant été de comment achever un underbalance et le maintenir en cours de forage, les puits précédent ayant été forés avec une boue à l'huile de densité 0.9, la solution logique a été de forer avec du brut, étant le fluide qui cause le moins de dommage à la formation et avec une densité de 0.83 en moyenne. En plus de sa disponibilité, il élimine les problèmes de corrosion du matériel tubulaire.

La deuxième décision majeur concernait la méthode la méthode d'injection de l'azote dans le puits, la methode conventionnelle était l'injection par Drill pipe, alors que le technique présente nombre d'avantages, il a été décidé d'utiliser l'injection par tubage concentrique pour palier à tout soucis pendant les opérations. Pour rendre l'opération possible, le liner 7» doit être raccordé à un Tie-back et l'injection se fait entre le tubage 9^5/8 et le Tie-back 7».

2.4 Paramètres opérationnels et problèmes

Avec le choix du tubage concentrique comme moyen d'injection, la fenêtre opérationnelle est très petite. Les moteurs de fond requiert un débit de liquide de 700-900 lpm, et le point d'injection de Nitrogène ne peut pas être plus bas que le point d'ancrage du liner 7» (vers 3000 m TVD), et le débit de gaz maximum fourni en surface ne peut dépasser 65 m³/min. les simulations montrent que pour obtenir un drawdown de 10%, il serait nécessaire de jouer sur d'autres paramètres. La manière la plus simple serait de diminuer le débit d'injection du liquide, mais ceci entraine une baisse de performance du moteur, en plus d'influencer sur les performances de nettoyage du drain horizontal. Les principaux problèmes posés sont décrit ci-dessous :

Stabilité des parois. Initialement les études de stabilité ont indiqués que la pression de fond pouvait être descendue à 10-15% en dessous de celle du réservoir sans rencontrer de risque de collapse du trou dans le Cambrien.

Outil et moteurs. Au début le Cambrien a été foré avec des outils imprégnés avec une turbine ou bien alors un PDM high speed. Mais l'expérience a montré que ces outils qui transmettent leur torque au moteur ne convenaient pas pour une formation hautement abrasive comme le Cambrien. Leur utilisation entraine une usure très rapide du moteur ce qui conduit bien sûr à le remonter pour le changer. Il a alors été décidé d'utiliser des outils tricônes à pastilles de Tungstène.

Effet d'accumulateur. Phénomène très souvent rencontré dans l'utilisation du tubage concentrique comme moyen d'injection. Au fur et à mesure de l'injection, l'annulaire Tubage/Tubage se charge de gaz un peu comme une bouteille de gaz et la pression à l'intérieur augmente petit à petit jusqu'à atteindre la pression dans l'annulaire Tubage/Tiges à cette profondeur, il se libère alors une bulle de gaz qui va alléger la colonne et réduire la pression au fond. La pression dans l'annuaire Tubage/Tubage chute également, et du liquide entre dans celui-ci, temps qu'il se charge à nouveau pour expulsera une autre bulle la première a déjà commencée son ascension. Donc il n'y a pas de stabilité de la BHP.

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Chapitre2-UBD dans la région de Hassi Messaoud

Etude sur le NPT. Des études sur le temps non productif (NPT) ont été menées sur le puits B, les résultats ont été très positifs avec une réduction de moitié des temps non productifs.

2.5 Resultats des puits forés

Puits 1. Après plusieurs problèmes liés aux équipements de surface, le puits a été foré en underbalance sur une longueur de 1117m avec un ROP moyen de 6.08m/h, 87% mieux que la moyenne dans le secteur. Après conduite d'un flow test à la fin du forage, la production était 2 fois plus élevée qu'attendue. Ce qui a encouragé sur les bénéfices de l'UBD en termes de productivité du réservoir.

Puits 2. Dans ce cas-ci, la production a été multipliée par 3.4 avec un ROP moyen de 5.5m/h, moins élevé qu'attendu.

Puits 3. Ce puits a présenté un ROP moyen de 7.04m/h, 117% plus élevé que pour les puits en overbalance. 909m ont été forés en tout avec un début de production après 533m. La production été la même que pour la moyenne de zone en question.

Puits 4. Des problèmes d'instabilité des parois furent rencontrés, et le puits s'est éboulé après 174m dorés dans réservoir. La décision de faire un sidetrack fut prise pour éviter la zone à problèmes, le sidetrack a été forés alternativement en underbalance et en overbalance sur 431m. Un ROP moyen de 6.96m/h fut recordé pour les sections UBD, et un gain de production de 1.7 fois la moyenne du réservoir fut notée.

Puits 5. 815m de drain en UBD avec un ROP moyen de 13.99m/h, 330% plus rapide que la moyenne de la région. La production était 3.9 fois superieur à la moyenne de la région.

Puits 6. 768m forés avec un ROP moyen de 8.32m/h, mais des problèmes d'instabilité furent rencontrés, un liner perforé a donc été descendu durant la complétion.

Chapitre2-UBD dans la région de Hassi Messaoud

Figure 2.3 : Comparaison ROPs des puits forés en underbalance. (Moore, 2004)

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Figure 2.4 : Comparaison temps pour forer la partie latérale des puits UBD. (Moore, 2004)

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Chapitre2-UBD dans la région de Hassi Messaoud

La Figure 2.3 montre bien l'amélioration de la vitesse d'avancement dans le cas de l'underbalance. La Figure 2.4 quant à elle illustre l'avantage de l'UBD pour minimiser le temps de forage, qui est réduit de moitié en moyenne.

2.6 Conclusion

Beaucoup de considérations doivent être prises en compte dans le design d'un puits en underbalance :

· Propriétés des roches

· Pression du réservoir

· Stabilité des parois

· Type de fluide de forage

· Methode d'injection du gaz dans le puits

· Effet des fluides compressible sur le MWD

· Exigence du moteur de fond

· Type d'outil de forage

· Corrosion

· Programme de complétion

Un planning détaillé et un travail consciencieux, est essentiel pour la bonne conduite d'un projet de puits en UBD.

Pour une meilleure efficacité, une bonne coopération entre l'opérateur et le personnel de service est primordiale.

L'UBD a montré son intérêt dans l'amélioration de la vitesse d'avancement de manière significative à Hassi Messaoud.

Une grande amélioration de la productivité des puits a été enregistrée, ce qui présente un second point positif pour l'UBD. (Figure 2.5)

L'enregistrement de la production en cours de forage aide à mieux comprendre le réservoir pour une meilleure prise de décision de la suite des opérations.

Chapitre2-UBD dans la région de Hassi Messaoud

35

Figure 2.5 : Débit de production selon la moyenne du secteur pour les puits en UBD (Moore, 2004)

36

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Chapitre-3 Propiétés des mélanges liquide/gaz, Modélisation et Simulation des écoulments Multiphasiques

3.1 Facteur de volume

C'est un facteur qui montre comment un volume, sous des conditions spécifiques de pression et de volume (in-situ), change en fonction des conditions de surface (standards), son expression générale est définie comme suit :

vi(P,T)

Facteur de volumes _ (3.1)

vi,sc

Il est très important pour convertir les volumes depuis les conditions du réservoir jusqu'aux conditions de surface.

Facteur de volume du gaz. Le facteur de volume du gaz exprimé en [scf/stb] est donné par :

_ Psc T z _ 14.7 T +459.67 z

B(3.2)

g P Tsc P 519.67

Avec l'augmentation de la pression, le facteur de volume du gaz approche de zéro et l'effet de la temperature sur ce dernier devient moins significatif.

Figure 3.1 : Evolution du facteur de volume pour le gaz naturel en fonction de le temperature.

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

°F

°F

°F

Figure 3.2 : Evolution du facteur de volume pour le gaz naturel en fonction de la pression.

Facteur de volume de l'huile. C'est le rapport du volume d'huile dans les conditions in-situ sur celles de surface. En dessous du point de bulle il est estimé comme suit : (Figure 3.3)

B_o = 0.972 + 0.000147F1.17s (3.3)

o.s

Avec : F = RS (Y g) + 1.25T (3.4)

Y_o

Au-dessus du point de bulle l'expression suivante est valide :

B_o⁶ = B_oexp (C_o(Pb -- P)) (3.5)

Avec la compressibilité de l'huile, c_o exprimée comme suit :

--27321+33.78RS+238.81T

(3.6)

C_o =

10⁶P

37

Le facteur de volume de l'huile est influencé par la présence du gaz dans la solution (ratio et densité).

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Figure 3.3 : Evolution du facteur de volume de l'huile en fonction de la pression, point de bulle à 4000 psi.

3.2 Densité

La densité d'une phase influence à la fois son énergie cinétique et potentielle, qui est utilisé pour trouver le changement global d'énergie d'un système correspondant à une chute de pression. Il peut être très complexe de déterminer la densité d'un mélange biphasique dû à la séparation par gravité et à l'effet de glissement entre le liquide et le gaz.

La densité d'une phase dépend de la pression et de la température de celle-ci. Pour chaque phase elle peut être calculée en divisant la densité dans les conditions standards par le facteur de volume aux conditions in-situ.

L'équation générale s'exprime comme suit :

(^P)

yi

}' i,ref

(3.7)

Pi =

Bi

38

Masse volumique du gaz. Peut facilement être déterminée de l'expression générale si sa densité est connue. Avec une densité de l'air de l'ordre de 0.0764 lbm/ft³, l'expression devient :

Pg =

0.0764yg (3.8) B0

Avec : Yg =

Mg (3.9) 28.97

Mg etant la masse moléculaire du gaz en question.

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Masse volumique du liquide. Elle est souvent présentée en degré API, qui est la mesure de l'inverse de la densité dans les conditions standards. La Figure 3.4 illustre l'évolution du degré API et les domaines d'huile légère, moyenne ou lourde.

Yo =

141.5 (3.10) °A~I 131.!

Figure 3.4 : Abaque de conversion en degré API (Leirkjaer, 2014)

La masse volumique de l'huile est calculée suivant la formule suivante, mais nécessite un réajustement en cas de présence de gaz en grande quantité.

P_o =

^0.0764Rs+62.4y_o

5.615 (3.11)

B_o

Il est intéressant de noter que la masse volumique de l'huile va augmenter légerement au-dessus du point de bulle car le gaz est plus comprimé et on aura une baisse de B_o.

Masse volumique d'une mixture. La densité du liquide utilisée dans la modélisation des écoulements multiphasiques est la somme des densités de l'huile et de l'eau multipliées par leur fraction volumique. Cette densité ne prend pas en compte l'effet de glissement entre l'huile et l'eau, il est considéré négligeable :

Pt = Pof$ + P_wf_w (3.12)

Pour calculer la densité d'un mélange liquide/gaz, il faut prendre en compte l'effet de glissement de ce dernier.

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

La densité avec glissement (slip density) est une densité moyenne pondérée avec les fractions holdup, c'est la plus utilisée en simulation des écoulements multiphasiques :

Ps = P1H1 + P_gH_g (3.13)

La densité sans glissement est une moyenne pondérée avec les fractions volumiques qui élimine les effets de glissement, donné par la formule :

P_n = P1A1 + P_gA_g (3.14)

Une troisième densité est utilisée pour le calcul des facteurs du facteur de friction et du Reynolds dans certaines corrélations :

]l_l² ]0_0²

Pk = + (3.15)

Hl H_g

3.3 Débit standard, Débit actuel

Le débit standard représente le volume vrai que chaque phase va occuper dans les conditions standards quand elle débite à travers une section pendant une certaine période de temps. Alors que le débit actuel est ajusté pour les variations de pression et de température.

Débit de gaz. Le GLR (gas liquid ratio) est une mesure du débit volumétrique de gaz relativement au débit volumétrique de liquide dans les conditions standards. Si le GLR est en [scf/stb], le débit standard pour le gaz en [scf/day] :

gg,sc = qh,scGLR (3.16)

Le débit actuel de gaz dans un segment est calculé comme suit :

q_g = qo,sc(GOR - Rs)Bg (3.17)

Débit d'huile. Le débit standard d'huile est calculé simplement par l'expression suivante en [bbl/day]:

qo,sc = qh,sc(^1- WC) Le débit actuel est alors : qo = qo,scBo		(3.18) (3.19)	Débit du mélange. Calculé comme suit :
		qh = qo + qw
(3.20)		qt = qh + qg
(3.21)
40

41

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

3.4 Rapports de volume

Water Oil Ratio. Paramètre adimensionnel qui décrit le volume fractionnaire de l'eau comparé au volume d'huile.

gf, = jk,sc (3.22)

j1,sc

Gas Oil Ratio. C'est une mesure de combien le volume de gaz est présent dans les conditions standards comparé au volume d'huile. Peut être exprimé en plusieurs unités en [m³/m³] ou en [scf/stb] :

df, = j0,sc (3.23)

j1,sc

Holdup (pas de glissement). C'est la fraction de volume dans une conduite occupée par la phase liquide dans le cas où il n'y a pas d'effet de glissement. Dans le cas où les deux phases ont la même vélocité et la valeur du holdup est donnée par la fraction du débit de liquide sur le débit total. Le holdup pour le gaz est au pourcentage restant dans la conduite.

[V = j^ (3.24)

jl

[_g = 1 - [V (3.25)

Holdup (avec glissement). C'est une valeur très importante utilisée en modélisation des écoulements diphasiques pour déterminer certaines propriétés comme la densité des mixtures, leur viscosité. Il est défini comme étant la fraction de volume de conduite occupée par la phase liquide. Pour une section totalement pleine de gaz le liquid holdup est nul et le gas holdup est 1.

V^jmntoH opqs ^H sH0rHql

YV = (3.26)
VsH0rHql

Le gas holdup est défini comme suit : Y₉ = 1 - YV (3.27)

Fractions liquides. Représentent les fractions volumiques de l'huile et de l'eau, peuvent être estimées à partir des débits actuels :

W_$ = j1 (3.28)

j^

W_X = 1 - W_$ (3.29)

Les fractions sont aussi dites WLR (water liquid ratio) et OLR (oil liquid ratio).

3.5 Vélocités et effet de glissement

Le glissement est utilisé pour décrire les conditions d'écoulement quand les deux phases ont des vitesses différentes. Les vitesses sont nécessaires au calcul du facteur de friction qui est proportionnel aux pertes de charge qui sont utilisés pour calculer la pression en chaque point du système.

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Vitesse superficielle. La vitesse superficielle d'une phase est celle qu'elle pourrait avoir s'il n'y avait qu'une seule phase en écoulement dans la conduite. Il est calculé en divisant le débit actuel par la section d'écoulement. Les vitesses superficielles pour le liquide et le gaz sont données comme suit :

j^

v-V = (3.30)
N

~-~ =

j0 (3.31) N

Vitesse actuelle. C'est un terme de vitesse qui a été ajusté pour le holdup et donne une représentation plus réelle de la vitesse de chaque phase dans le segment. Plus le holdup sera petit plus il y aura de grandes vitesses.

ss^ (3.32)

V =

a^

ss0 (3.33)

~~ =

a₀

42

Effet de glissement. C'est une mesure de comment les bulles de gaz dans une mixture peuvent surpasser la phase liquide. C'est un facteur qui dépend de la densité, des vitesses et de la section d'écoulement. Peut être exprimé de différentes manières, l'une d'elle est la vitesse de glissement qui représente la différence entre les vitesses actuelles des deux phases. C'est également celle qui est le plus utilisées dans les corrélations.

~- = ~ - V (3.34)

Ou alors le ratio de glissement, ou slip ratio.

s₀

t = (3.35)

s^

3.6 Viscosité

Elle représente la résistance d'un fluide à son écoulement. C'est un paramètre très important qu'il faut connaitre. C'est un avantage de pouvoir la mesurer au laboratoire, mais il existe beaucoup de corrélations qui pallient cette nécessité.

Viscosité du gaz. Augmente avec la température au contraire des liquides, à cause de l'augmentation de la densité des collisions intermoléculaires, phénomène négligeable pour les liquide mais non pour les gaz. (Figure 3.5)

43

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Figure 3.5 : Viscosités pour plusieurs gaz à pression 200 psi. (Leirkaer, 2014)

Viscosité de l'huile. Pour le brut, la viscosité est proportionnelle à sa densité, ou inversement proportionnelle à son degré API (Figure 3.6).

Figure 3.6 : Viscosité de l'huile morte en fonction de sn degré API. (Leikaer, 2014)

44

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

3.7 Rappel sur la modélisation d'un écoulement monophasique incompressible

Le but de modéliser l'écoulement dans le puits est de pouvoir calculer la pression en chaque point. Depuis l'équation de conservation d'énergie avec un volume de contrôle entre le fond du puits et la surface (l'annulaire). En négligeant la compressibilité du fluide, le transfert de chaleur et les phénomènes d'accélération. La pression de fond (BHP) est relatée à la pression de surface (SP) par la formule suivante : (Blade)

SP = BY: - ?:vwic-?:gwxs (3.36)

?:gwxs Représente la perte de pression par gravité. Dans le cas d'un fluide incompressible, elle est égale à la pression hydrostatique du fluide en question.

?:vwic Illustre les pertes de charge par effet de friction. Dépend de plusieurs paramètres ; le diamètre de la section d'écoulement, la densité du fluide, le débit, la hauteur mesurée du puits et le facteur de friction. Ce dernier est plus difficile à évaluer, il est en général calculé à partir du nombre de Reynolds et de la rugosité des parois du puits.

Extension aux fluides non-Newtoniens. Sont d'un grand intérêt dans les applications en engineering. Un fluide non-Newtonien est caractérisé par une relation non linéaire entre la contrainte et le taux de cisaillement. Plusieurs modèles ont été proposés pour décrire leur comportement (Bingham, Hershel-Bulkley). La différence avec les fluides Newtoniens dans la description de l'évolution de la pression dans le puits est qu'il faut rajouter un terme d'accélération.

t: = BY: - ?:vwic-?:gwxs - ?:xcc (3.37)

3.8 Simulation des écoulements Bi-phasiques

Beaucoup d'approches pour la détermination du profile de pression dans le cas d'un fluide biphasique étaient des corrélations empiriques, les premières ont été développées pour des puits verticaux comme celle de Poettman et Carpenter ou Hagedorn et Brown. Dans les années 1960' le forage directionnel a immergé, rendant les corrélations précédentes obsolètes. En 1973 Beggs et Brill ont développés le premier modèle d'écoulement multiphasique pour les puits inclinés.

Modèles d'écoulement. Quand deux phases ont présentes dans un même système, le modèle d'écoulement dépend des vitesses superficielles du gaz et du liquide. Le mécanisme de transfert d'énergie et de quantité de mouvement diffère d'un modèle à l'autre. Il est donc très important d'identifier ces derniers pour connaitre l'évolution de l'écoulement dans le puits.

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Modèles pour puits vertical. Les régimes d'écoulement observés dans une conduite verticale sont illustrés dans la Figure-3.7, les modèles observés sont :

? Bulle dispersées. Se passe dans le cas de faible débit de gaz. La phase liquide est continue et on a un écoulement en spirale depuis le centre de la conduite.

? Ecoulement Slug. Une augmentation du débit de gaz entraine la coalescence des bulles et génère de grandes bulles dans la conduite. La bulle est dite de Taylor, ces dernières n'ont pas assez de pression pour supporter la phase liquide. En conséquence, le liquide glisse sous la bulle et se rassemble en attendant la prochaine bulle de Taylor. Le débit minimum de gaz pour soulever la phase liquide est donné par la corrélation de Turner (1968).

? Ecoulement Churn. C'est un Slug flow chaotique, se passe dans des domaines de débit supérieurs à ceux du Slug flow. La bulle de Taylor est déformée et les bulles ont une forme aléatoire.

? Ecoulement Annulaire. Dans des hauts débits de gaz, il s'écoule en phase continue au milieu de la conduite.

? Ecoulement Mist. A des débits de gaz très élevés, le gaz brise la tension liquide/conduite et enlève le film liquide sur la conduite, le gaz est une phase continue et le liquide sous forme de gouttelettes dispersées.

Les modèles d'écoulement observés dans l'annulaire sont les mêmes que dans une conduite. Mais la géométrie de l'annulaire, parfois excentrique, et la présence de lits de cuttings influe énormément sur le régime d'écoulement. La pression appliquée en surface affecte aussi grandement les changements de régime.

Figure 3.7 : Régimes d'écoulement en conduite verticale. (Rehm, 2012)

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Modèles pour puits horizontal. Les classifications des régimes d'écoulement varient selon la littérature (Figure 3.8), les modèles présentés ci-dessous sont ceux reconnus dans le design des puits en UBD :

? Ecoulement en bulles dispersées. A des débits de gaz très faibles, le gaz se déplace dans la conduite sous forme de bulles dispersées. Les bulles de gaz n'ont pas la même taille, et elles tendent à aller dans la section superieur de la conduite par effet de gravité.

? Ecoulement stratifié lisse (smooth) le gaz et le liquide se séparent, le gaz se déplace au-dessus et le liquide en dessous. Avec une interface non courbée entre eux.

? Ecoulement stratifié ondulatoire (wavy) une augmentation du débit de gaz fait que l'interface devient ondulée.

? Ecoulement Slug. Quand l'effet ondulé de l'interface liquide/gaz prend de l'ampleur, le gaz de scinde en poches séparés par des Slugs de liquide.

Le premier pas dans la modélisation d'un écoulement biphasique, est de connaitre le régime d'écoulement in-situ, des abaques sont disponibles basés sur les vélocités superficielles du liquide et du gaz, pour différentes inclinaison, la Figure-3.9 montre le modèle de Mandhane pour les conduite horizontales.

La prochaine étape concerne l'utilisation d'un modèle ou une corrélation pour l'estimation de la pression aux différents points du puits. La présentation des différents modèles ne fait pas l'objet de ce mémoire, le lecteur est redirigé vers des ouvrages plus spécialisés pour plus de détail. (Voir modèle de Beggs and Brill, et modèle de Guo)

Le travail de simulation a été fait avec le logiciel Drillbench, propriété du groupe SPT, qui contient deux modules de simulation multiphasiques spécifiés pour l'UBD. Le Steadyflodrill simule les paramètres de forage en régime permanent (en fonction du débit d'injection de gaz), et le Dynaflodrill donne l'évolution des paramètres dans le temps (transitoire)

Figure 3.8 : Régimes d'écoulement en conduite horizontale. (Rehm, 2012)

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Figure 3.9 : Modèle de régime de Mandhane. (Rehm, 2012)

3.9 Planification et modélisation des opérations en underbalance

Pression de fond. La pression de fond doit être contrôlée à tout moment des opérations. Pour ce faire, une planification des actions rigoureuse doit être entreprise. En définissant tout d'abord la fenêtre de drawdown (exemple 7%-9%). En faisant cela, il y beaucoup de paramètres à prendre en jeu : la pression hydrostatique nécessaire pour avoir un underbalance suffisant, mais également le nettoyage du trou, la stabilité des parois, capacité d'injection de gaz en surface.

Différence de pression. Il faut considérer la pression nécessaire pour avoir un underbalance suffisant, et ainsi contrer les forces capillaires qui agissent entre le fluide de forage et la roche et qui causent le phénomène d'imbibition. Et en même temps ne pas avoir un drawdown trop élevé qui pourrait causer des problèmes de stabilité des parois ou bien alors un afflux trop important de la formation qui serait difficile à maitriser en surface.

Zone opérationnelle. Pour trouver les débits de liquide et de gaz qui conviennent il est nécessaire de construire un graphe comme celui de la Figure-3.10, qui montre l'évolution de la BHP en fonction du débit d'injection de gaz pour plusieurs débits d'injection de liquide. Et montrant également la fenêtre de drawdown désirée en plus de la courbe de limite de nettoyage des parois, au-dessus de cette courbe toute combinaison de paramètres donne un bon nettoyage, en dessous de cette dernière, on n'aura pas un écoulement turbulent dans l'annulaire ce qui peut entrainer un effet de dune dans le cas d'un forage horizontal.

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Figure 3.10 : influence du débit de gaz sur la BHP et enveloppe UBD.

Cette figure a été développée avec le simulateur Steadyflodrill qui est un simulateur en régime permanent, une simulation en régime transitoire peut être faite avec le Dynaflodrill pour une meilleure compréhension des phénomènes.

Remarque : l'effet d'accumulateur (Chapitre 5) dont traite ce mémoire n'est pas décelable avec une simulation en régime permanent, il est nécessaire d'utiliser le Dynaflodrill pour mettre en évidence ce problème. Ceci illustre l'importance des simulations en régime transitoire dans la détection des fluctuations de pression leur prévention.

3.10 Dynaflodrill

Dans ce mémoire, l'utilisation du logiciel Drillbench, et en particulier du module Dynaflodrill a joué une part primordiale dans la mise en évidence du problème posé et dans la simulation des solutions à ce problème. Le paramètre le plus étudié est l'évolution de la pression de fond (BHP) en fonction du temps.

Présentation du système physique. Dans un système en underbalance typique, le fluide de forage est pompé à travers la garniture où il passe par un moteur de fond, et ressort par les duses de l'outil et remonte par l'annulaire. Le fluide de forage peut être un liquide, un liquide gazeifié ou un mousse dans ce cas-ci. Dans l'annulaire, le fluide de forage va être mélangé avec les cuttings et les fluides de formation, en plus du gaz injecté par concentrique ou par parasite.¹

¹ La source d'information dans ce paragraphe est issue d'un papier SPE écrit par (Rommetveit et Lage, 2001)

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

En surface, l'annulaire est fermé par un système de BOP rotatif et les fluides venants du puits sont dirigés vers un système de duse régulée qui applique une certaine pression de surface est appliquée pour maintenir les conditions de fond désirées et réguler le flux sortant.

Pendant le forage, la profondeur du puits augmente en fonction du ROP. Les manoeuvres seront nécessaires également, ces deux procédures vont entrainer le changement de la géométrie de l'écoulement dans le puits.

Tous les phénomènes physiques relatés aux opérations citées sont modélisés.

Représentation mathématique. Le coeur du simulateur est basé sur les équations de conservation de masse et de quantité de mouvement qui décrivent le comportement des composants du fluide le puits dans une situation de forage.

Les équations suivantes sont la base du code source du simulateur : Conservation de masse du gaz produit :

a [A as

agnpgn] = -- a [A

at agng}Dg}~ - {rim _g} + {bvg} (3.38)
Conservation de masse du gaz injecté :

yi z{|gVDgV~ = - y

y y- z{|~V~VD~V~ - {m _yV + {b_gV (3.39)
Conservation de masse de la phase liquide de forage :

yi {(1 - |)DV = - yy- {(1 - |)VDV + {m_y (3.41)

y

Conservation de masse du gaz dissous :

yi z{(1 - |)É~DV~ = - y

y y- z{(1 - |)É~VDV~ + {~€ ~ + {b_~ (3.42)

y

yyi z{(1 - |)ÉvXDV~ = - y- z{(1 - |)ÉvXVDV~ + {bv_X (3.44)

Conservation de masse des cuttings :

y

yi {(1 - |)É_cDV = - yy- {(1 - |)ÉccDV + {b_c (3.45)

Pour la conservation de la quantité de mouvement, l'équation générale n'est pas employée, on utilise une version simplifiée qui décrit l'équilibre des pressions :

yy- ... = -Wi - W> + z(1 - |)DV + |D_g~co†‡ (3.46)

Conservation de masse de l'huile de formation :

yi z{(1 - |)Év$DV~ = - y

y y- z{(1 - |)Év$VDV~ + {bv$ (3.43)

Conservation de masse de l'eau de formation :

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Tableau 7 : Paramètres dans les équations de conservation					A
Section de l'annulaire		p	Pression	f1
Terme de perte de charge par frictions		s	Distance	f2
Terme de pertes de pression localisées		v	Vitesse	~€
Débit de dissolution du gaz		x	Fraction massique	~g€
Débit total de dissolution du gaz		c	Cuttings	q
Influx massique		a	Fraction de gaz	qg1
Influx massique pour le gaz injecté		p	Densité	qfgp
Influx massique pour le gaz produit non dissolu		8	Inclinaison du puits
fo
Huile de formation		gl	Gaz injecté	fw
Eau de formation		gp	Gaz produit	g
Gaz		l	Liquide	gd
Gaz dissous

Pour pouvoir résoudre ces équations, des informations supplémentaires doivent être acquises. Des sous-modèles intégrés dans le logiciel décrivent d'autres processus dans le fluide mathématiquement.

Sous-modèles. Les sous-modèles les plus importants sont décrits ci-dessous :

· Densité de la phase liquide, incluant l'effet du gaz dissous, des cuttings et des fluides de réservoir.

· Densités du gaz injecté, incluant le gaz injecté l'annulaire et celui par l'intérieur des tiges séparément.

· Densité du gaz produit.

· Transport du gaz dans le puits, la vitesse de déplacement du gaz dépend des propriétés du système au point où se trouve le gaz.

· Débit d'injection du gaz, varie selon les conditions du trou et son emplacement.

· Rhéologie de la phase liquide.

· Pertes de charge dans l'annulaire : plusieurs modèles mathématiques sont disponibles, qui prennent en compte la rugosité des parois.

· Pertes de pression localisées.

Précision du logiciel de simullation. Des expériences ont été effectuées sur un puits vertical de hauteur 1300m avec injection par parasite, avec une garniture de 3^1/2 de diamètre. L'expérience a été faite dans les mêmes conditions d'un forage normal. On a effectués des variations du débit d'injection d'azote, et on a mesurés les variations de la pression au fond avec un capteur installé é cet effet. Une simulation des mêmes manipulations fut entreprise avec le Dynaflodrill, les résultats sont représentés dans la Figure-3.11. (Rommetveit, 2001)

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Figure 3.11 : Injection par parasite : données experimentales Vs. Données simulées à l'aide du
Dynaflodrill (Rommetveit, 2001)

On remarque que le simulateur donne d'assez bons résultats et qu'il suit les mêmes variations de pression que pour les cas réels.

Remarque : le graphe ci-dessus a été réalisé avec une version ancienne du logiciel, qui a été amélioré au fil du temps et donne une bien meilleure précision avec la nouvelle version (6.1) utilisée dans ce travail.

Utilisation du logiciel de simulation. Une illustration de l'interface est présentée dans la Figure-3.12.

Le simulateur nécessite un certain nombre de données, sur le profil du puits (Survey), la géometrie du puits, les spécifications de la garniture de forage, le fluide de forage, sur les équipements de surface, sur le système d'injection, en plus des détails sur le réservoir (Perméabilité, porosité, GOR...).

Une fois entré tous les paramètres nécessaires demandés, on peut passer à l'interface de simulation (Figure-3.13), il est demandé d'entrer les paramètres opérationnels, tels que le débit des pompes, le débit d'injection, le ROP.... En commençant la simulation il est possible d'obtenir l'évolution des paramètres en fonction du temps.

Figure 3.12 : Interface de travail Dynaflodrill

Figure 3.13 : Interface de simulation Dynaflodrill.

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Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

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Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage

Chapitre-4 Initiation à la geomécanique en forage

Ce chapitre offre une introduction à l'étude de stabilité des parois en cours de forage, c'est un pas essentiel dans le design des puits en underbalance, et ce dans le but de fixer les limites de dépression (drawdown) et éviter les problèmes de collapse du puits. Il sera d'abord présenté une explication de l'état des contraintes dans le puits, suivi des principes de l'analyse de stabilité des parois pour puits verticaux et horizontaux respectivement. Pour terminer une méthode de calcul des contraintes in-situ. Ce chapitre sera essentiel dans le suivi de ce travail qui a pour sujet principal le design des puits en UBD. Ce chapitre est tiré de Fundamentals of Drilling Engineering, Mitchell (2011), le lecteur y est redirigé pour plus de clarté dans les principes et fondements exposés.

4.1 Introduction, description du problème

L'étude de stabilité des parois est devenue une discipline reconnue au début des années 1980 avec l'avènement des forages déviés. Bradley (1979) est considéré comme le premier à avoir introduit les calculs de mécanique des roches dans le domaine du forage pétrolier.

La majorité des problèmes rencontrés en cours de forage sont reliés directement à la stabilité mécanique des parois.

? Collapse mécanique du puits, se produit avec des pressions de fond insuffisantes, liés à une densité de boue trop faible.

? Particulièrement avec les argiles, des phénomènes chimiques peuvent induire un élargissement du trou ou un collapse, surtout avec les boues à base d'eau, les argiles réagissent avec le filtrat

(Les problèmes liés des pressions de boue trop fortes ne seront pas abordés, sortant du sujet du mémoire)

4.2 Etat des contraintes dans le puits

Les roches sont soumises à des contraintes à toute profondeur, ils sont définis comme suit :

? Une contrainte verticale principale, liée au poids des minéraux sus-jacents. Il est

obtenu par intégration de la densité des minéraux par la profondeur. Noté o,.

o = ? J' ~~~ d

Zt+l

~ (4.1)
~~

? Deux contraintes horizontales principales, la première dite contrainte maximum et la seconde minimum notées respectivement a_H et ah (Figure-4.1)

On définit également les notions suivantes :

? Dans les milieux de dépôts (bassins sédimentaires) les contraintes horizontales sont moins élevées que la contrainte verticale, ce qui nous donne une faille dite normale. ? Du aux mouvements tectoniques, nous pouvons avoir les deux cas suivants :

· ah < a < a_H ; on appel cet état faille de décrochement.

· a < a_h < a_H ; cet état est dit faille inverse.

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Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage

Figure 4.1 : Etat des contraintes dans le puits. (Mitchell, 2011)

Contrainte effective. Il faut également considérer les propriétés du milieu poreux. Terzaghi (1943) a défini le principe de contrainte effective. La contrainte totale subie est la somme de la contrainte effective plus la pression de pore.

atot = a' + Ppore (4.2)

Ce principe est essentiel dans l'étude de la destruction de la roche, car on calcul la contrainte effective, à appliquer à la roche elle-même.

On peut également voir les contraintes agissant sur le puits en coordonnées cylindriques comme suit, on prend le cas où a_H = ah, ce qui est le plus souvent le cas : (Figure-4.2)

Figure 4.2 : Contraintes agissant sur le puits. (Mitchell, 2011)

· Contrainte radiale a_r, qui est la pression appliquée par le fluide de forage Pw.

· Contrainte tangentiellea9, avec a9 = 2ah -- P_w

· Contrainte axiale, ou verticale, a qui est la même que a_vpour un puits vertical.

Dans le cas où a_H * ah, la contrainte tangentielle dépend de l'angle 8

Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage

4.3 Analyse de stabilité des parois pour puits verticaux

Collapse. Prend place habituellement dans les cas de pression de fond faibles, le contraste élevé entre la contrainte tangentielle et la pression appliquée au fond par le fluide de forage va engendrer une contrainte de cisaillement. En conséquence, le collapse est définit comme étant une rupture par cisaillement.

Parfois au lieu d'une rupture on a un resserrement des parois, phénomène dit « Tight hole », ce phénomène nécessite plusieurs passes de reforage.

La Figure 4.3 illustre des ruptures par cisaillement typiques, les plans de cisaillement sont courbés du fait de la géométrie circulaire du trou, la première illustration montre le cas où les plans de cisaillement se connectent, résultant une fragmentation des roches qui vont tomber dans le trou.

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Figure 4.3 : Modes de collapse du trou. (Mitchell, 2011)

Analyse de la rupture par collapse. Le mécanisme de la rupture a été définit comme étant une rupture par cisaillement, les résistances de la roche sont estimées à partir des essais sur carottes avec une pression de confinement constante. La discussion sur les tests sur échantillons ne fait pas l'objet de ce mémoire, le lecteur est dirigé vers un cours sur l'essai triaxial pour plus de détails.

Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage

Plusieurs modèles de ruptures ont été élaborés pour décrire les mécanismes de rupture de la roche, il est cité les plus utilisés : Critère de Von Mises, Critère de Mogi-Coulomb et aussi Critère de Lade modifié. Cependant la description classique du modèle de Mohr-Coulomb donne de très bons résultats dans l'estimation de la pression de collapse.

Modèle de Mohr-Coulomb. En 2 dimensions, les contraintes peuvent être estimées par le biais du cercle de Mohr. Ceci est fait par la construction d'un cercle dont le diamètre est égal à la différence entre la contrainte maximale et minimale à la rupture. (Figure-4.4)

Le modèle de rupture de Mohr-Coulomb est cette ligne de rupture, est décrite mathématiquement comme suit :

# = #$ + a't&'( (4.3)

Où ( est définit comme étant l'angle de friction interne de la roche.

La courbe est obtenue avec des données de laboratoire, pour appliquer ce modèle au puits, il faut dériver les expressions pour les contraintes agissant sur le trou.

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Figure 4.4 : Illustration des contraintes pour le modèle de Mohr-Coulomb (Mitchell, 2011)

Avec ) = * + + 45° (4.4)

Les coordonnées à la rupture sont définies comme suit :

# =

+ 0a'/ - a'12345( / (4.5)

I = + / 0^,_{/ 1}2 ~ + / 0_/ --a'₁256'( (4.6)

La pression de collapse est directement tirée de l'expression de l'équation (4.3) égal (4.5), en y insérant l'équation (4.6), on cherche Pw pour que l'égalité soit correcte.

La contrainte a'_/ étant égale à la contrainte tangentielle effective, et a₁ à la contrainte radiale effective.

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Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage

4.4 Analyse de stabilité des parois pour puits déviés

Contraintes déviées. Avant d'entamer l'étude de stabilité des parois pour les puits déviés, on doit tout d'abord définir la notion de contrainte déviée. Ces dernières sont le produit de la transformation par matrice de passage des contraintes déjà connus (2 horizontales et une verticale) à des contraintes équivalentes dans un autre système de coordonnées. (Figure-4.5)

Figure 4.5 : Orientation des contraintes déviées. (Mitchell, 2011)

On définit les contraintes orientées :			6x = (6Hcos^2a + 6hsin^2a)cos^2a + 6sin^2Cp
(4.7)		6y = (6Hsin^2a + 6hcos^2a)
(4.8)		6z = (6Hcos^2a + 6hsin^2a)sin^2a + 6cos^2Cp
(4.9)

En plus des contraintes de cisaillement :			ixy = 0.5(6h -- 6H)sin2a cosCp (59)
(4.10)		iyz = 0.5(6h -- 6H)sin2a sinCp (60)
(4.11)		ixz = 0.5(6Hcos^2a + 6hsin^2a -- 6)sin2Cp (61)
(4.12)

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Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage

On définit les contraintes agissant sur le puits :

Contrainte radial 6_r = P_w (4.13)

Contrainte tangentielle 6 = 6_x + 6_y -- P_w -- 2(6_x -- 6_y)cos28 - 4T_xysin28 (4.14)

Contrainte axiale a_z = 6_z -- 2v(6_x -- 6_y)cos28 - 4VT_xysin28 (4.15)

Contrainte de cisaillement iez = 2(T_yzcosG -- T_xzsinG) (4.16)

avec les contraintes sur les autres plans considérées nulles.

Analyse pour le Collapse. Les contraintes dans le cas d'un puits dévié deviennent :

6_i = 0.5(a9 + a_z) + 0.5/(69 - a_z)² + ⁴1-9z (4.17)

6₃ = P_w (4.18)

Le résultat du calcul de la pression de collapse pour le cas d'étude est présenté dans le chapitre 8, le principe de calcul est le même que pour un puits vertical. Les étapes de calcul étant trop fastidieuses et n'entrant pas dans le but de ce mémoire il a été préféré les négliger.

4.5 Estimation des contraintes in-situ1

Le but de cette partie est d'estimer les contraintes horizontales pour un puits quelconque, pour cela l'algorithme suivant est proposé :

Si c_y < a_x

Pwf+Ppore			+ sin^2(p = (3sin^2a - cos^2a cos2(p) QH Qv		+ (3cos^2a - sin^2a cos^2(p)^Qh Qv (4.19)
Qv

Pwf+Ppore			3sin^2(p = (3cos^2a cos^2(p - sin2a )QH Qv		+ (3sin^2a cos^2(p - cos2a )Qh Qv
Qv
					(4.20)

Dans les deux cas elle peut s'écrire sous la forme :

P' = a QH Qv P', a et b étant des termes adimensionnels.

+ b Qh (4.21) Qv

En insérant les données d'un puits comme sont azimuth, inclinaison, on obtient les matrices suivantes :

¹ Aiyeru, 2014.

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Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage

~~/&/ O/ ~~ ~~

~~+ &+ O+ U

P S = P S T ?? ~~ ~~ V (4.22)

? U

P R &_R O_R

Qui peut s'exprimer comme suit :

WP'X = WYXWQX (4.23)

Cette équation peut se résoudre avec autant de données que ce soit, avec un minimum de 2. Cependant un grand nombre de données risque d'entrainer des erreurs de calcul, et donc pour cela il faut minimiser l'erreur e :

WeX = WYXWaX - WP'X (4.24)

On utilise la méthode des moindres carrés et on minimise le carré de l'erreur :

e+ = WeX^ZWeX (4.25)

Pour le minimiser, on le dérive par rapport à WaX et on prend la dérivée égale à 0 pour chercher un extrema.

[ e² [WJX

= 0 (4.26)

En substituant l'équation (4.24) dans (4.26) on obtient :

W0X = \WYX^ZWYX]^^/WYX^ZWP'X (4.27)

Le résultat donne toujours deux valeurs, on prend la plus grande comme étant a_H et la plus petite ah.

Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

Chapitre-5 Effet d'accumulateur : définition et explication

5.1 Description du phénomène, Illustration du phénomène de Slugging

La méthode d'injection par tubage concentrique présente nombre d'avantages, mais un contrôle inapproprié du débit de gaz peut générer des fluctuations de la pression d'injection qui va influencer la quantité de gaz qui entre dans le puits. Un flux irrégulier qui va entrainer des problèmes en surface et des variations de la BHP, ce qui affecte grandement le bon déroulement des opérations.

Avec l'utilisation du tubage concentrique, les compagnies de services se heurtent parfois à des oscillations énormes de pression dues à l'effet d'accumulateur. En injectant un fluide incompressible dans l'annulaire crée par les deux tubages concentriques, le gaz commence à s'accumuler, on observe alors une augmentation de la pression dans l'annulaire jusqu'à ce que celle-ci soit supérieur à la pression du puits au point d'injection. A ce moment-là le gaz commence à rentrer dans l'annulaire Tubage/Tiges avec un débit qui est supérieur au débit d'injection en surface.

Le débit d'injection au fond va augmenter avec l'allègement de la colonne de fluide dans le puits donc la diminution de la pression au point d'injection. Ceci continue jusqu'à ce que la pression du concentrique soit en dessous de celle du puits et que l'afflux s'arrête. Le concentrique se recharge à nouveau, et le cycle se répète, ce phénomène est connue sous le nom de « Accumulator Bottle Effect ». Le comportement de la pression est oscillatoire et le débit de gaz est intermittent. Ce dernier arrive en surface sous forme de bouchons dits « slugs » (voir Figure 5.1), ce qui induit qu'à un moment donné, entre deux bouchons, il n'y a pas de gaz dans le puits pour alléger la colonne hydrostatique. On a alors une fluctuation de la BHP ce qui entraine la remontée en Overbalance temporaire. (Figure 5.2)

60

Figure 5.1 : Débit de gaz sortant, illustration du phénomène de slugging.

Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

A chaque remontée de pression, le liquide rentre et remonte dans le concentrique, donnant les signes d'une perte de circulation (Figure 5.4), au fur et à mesure de l'injection du gaz, ce dernier chasse le liquide hors du concentrique, le phénomène se répète à chaque fois. Les variations du niveau de liquide donnent l'impression d'un ressort, ce phénomène est dit « Spring effect ».

La figure 5.3 illustre les variations de débits d'injection de gaz, on remarque que malgré que le débit sortant des boosters soit constant, le débit rentrant dans l'annulaire fluctue, les pics correspondants à la sortie d'une grande quantité de gaz, et les zones plates aux phases de recharge du concentrique où la pression de fond au point d'injection sera supérieur à la pression à l'intérieur de l'annulaire Tubage/Tubage.

Figure 5.2 : Evolution de la pression de fond pendant le phénomène de slugging.

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Figure 5.3 : Evolution du débit d'injection de gaz pendant le phénomène de slugging.

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Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

Ce phénomène est non souhaité mais parfois prévu, il engendre un certain nombre de problèmes et de risques.

Risques de pertes de circulation. Le retour momentané dans les conditions d'overbalance peut entrainer des pertes surtout dans les réservoirs fracturés où la fenêtre opérationnelle est très mince. A ne pas confondre avec le « Spring effect » qui peut feindre les mêmes signes.

Instabilité des parois. La libération d'une grande quantité de gaz en un coup provoque une dépression qui diminue la BHP plus que prévu, ce qui peut causer un éboulement (collapse) du trou. D'un autre côté, le retour brusque en overbalance dans une zone qui ne doit pas subir une grande pression de la part du fluide de forage peut causer une fracturation. Ceci peut arriver dans les grés non consolidés où le gradient de fracturation et d'intégrité des parois sont très proches.

Contamination du réservoir. Le passage même momentané en overbalance suffit à perdre l'avantage de non altération de la formation et permet au filtrat de boue, en plus de particules solides de pénétrer dans la formation productrice. Ce problème est souvent résolu par l'utilisation du brut comme phase liquide de forage, étant le liquide le moins contaminant pour un réservoir pétrolier, à condition qu'il y ai compatibilité entre le brut utilisé et le fluide de formation, et ce, pour éviter la formation d'émulsions et la réduction de la perméabilité autour du puits.

Contrôle des retours en surface. Le contrôle de bouchons de gaz en surface pose un vrai défi aux opérateurs de service. Qui doivent gérer alternativement les bouchons de gaz et les afflux de liquide qui excèdent parfois la capacité du séparateur en surface. (Voir Figure 5.1 et 5.4)

Nettoyage du trou. Pour les puits horizontaux, la dépression engendrée par le gaz dans la partie tubée du puits (en général verticale) va créer un effet de succion dans la partie horizontale qui va tendre à aspirer les déblais de cette partie. Toutefois, le phénomène d'oscillation va faire que les cuttings sont aspirés périodiquement, en finalité ils se déposent à des zones différentes créant un effet de Dune. Ce phénomène entraine des problèmes lors des remontées de la garniture, et les cuttings déposés vont boucher les pores et microfractures, causant une baisse de productivité.

Figure 5.4 : Evolution du niveau des bacs de pendant le phénomène de slugging.

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Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

5.2 Vélocité critique du gaz

Pour la définir simplement elle serait le débit minimal de gaz à la sortie du point d'injection pour garantir un flux ininterrompu dans le puits. Ceci implique que le volume de gaz sortant des points d'injection ne dépend pas des variations de la pression de puits au même point mais seulement des conditions régnants dans le concentrique. Pour un fluide compressible (gaz), cela veut dire qu'il faut atteindre un écoulement dit sonique, pour une vitesse du gaz au-dessus de la vitesse du son (supersonique), on observe une stabilisation rapide de la pression de fond ; pour un débit d'injection donné, le débit de gaz sortant est constant, ceci est connu comme l'effet de blocage d'un écoulement compressible (Ryhming, 2009)

Figure 5.5 : Régimes d'écoulement du gaz à travers un orifice et effet de blocage (Ryhming, 2009).

On verra par la suite que le ratio critique pour l'azote est égal à 0.528.

Les figures 5.1 à 5.4 ont été obtenues avec les données d'un puits foré à Hassi-Messaoud (ONIZ-40) avec un réajustement des paramètres pour des raisons de temps de simulation. Une simulation réelle du cas d'ONIZ-40 est présentée dans le chapitre 7.

Détermination de la vélocité critique. Dans le but de déterminer le débit critique d'injection du gaz, une simulation en régime transitoire s'impose, les données du puits simulé sont illustrées dans le tableau ci-contre, on a utilisés un débit d'injection de liquide de 550 l/min et une variation d'injection de gaz entre 36.5 et 50 m³/min.

Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

Tableau 8 : données du puits utilisé pour la simulation			Profondeur
		Profondeur verticale
3434.2 m		Profondeur mesurée
3572 m		Inclinaison max
89.5°		Openhole mesuré
60 m		Géométrie du puits
		Tubage de production
95/8		Tie Back
7»		Tiges de forage
31/2		Point d'injection
		Profondeur verticale
2439 m		Profondeur mesurée
2440 m		Inclinaison
0.8°		Fluide d'injection
		Liquide injecté
Brut		Densité
0.83		Viscosité plastique
4 cp		Gaz injecté
Nitrogène		Densité
0.003 sg		Temperature injection
70° Celsius		Fluide de réservoir
		GOR
183 m3/ m3		Temperature
115° Celsius		Pression
206.8 bars		Viscosité
4 cp		Densité
0.85 sg		Equipement surface
		Diamètre Duse
3»		Variation des paramètres
		Injection de liquide
550-750 lpm		Injection de gaz
36.5-55 m^3/min

-- Régime sous-critique (36,5 m³/min). (Figures 5.1 à 5.4) comme illustré dans la Figure-6.1, l'intermittence est inévitable et va continuer infiniment sans intervention de l'opérateur. La réponse de la pression du concentrique montre qu'il se charge cycliquement. Il est aussi intéressant de constater que la première bulle de gaz qui sort est injectée met environ 16 minutes à arriver en surface alors que le temps de recharge du concentrique est de l'ordre de 38 minutes, ce qui veut dire que pendant un période, il n'y a pas de gaz dans le puits.

-- Régime critique (38 m³/min). (Figures 5.6 à 5.8) comme illustré avant, 36.5m³/min est en dessous de la vélocité critique nécessaire pour assurer un écoulement continue du gaz à travers les orifices d'injection. Des simulations en plus ont été faites, et on observe qu'avec un débit de 38 m³/min, il y a début de stabilisation, la BHP converge lentement et il y a continuité de gaz malgré une oscillation importante au début, cet état est le point où le temps de chargement du concentrique est égal ou légerement superieure au temps que met la bulle de gaz pour arriver en surface. Toutefois il n'y a toujours pas stabilisation de la condition d'underbalance après 8 heures d'injection. Il est donc nécessaire d'aller plus loin pour trouver un débit qui stabilise la pression dans des temps raisonnables.

-- Régime sur-critique (41 m³/min). (Figures 5.9 à 5.11) on remarque que la réponse de la pression est plus applati et que le débit de gaz sortant tend à être constant. Le débit d'injection de l'azote par l'annulaire oscille autour de la valeur du débit d'injection en surface. Toutefois, la pression de fond ne se stabilise pas totalement malgré que la

64

condition d'underbalance puisse être maintenue après 6 heures d'injection, ce qui n'est pas toujours le cas. Il est donc nécessaire d'aller plus loin dans la simulation pour trouver un débit qui stabilise la pression dans un temps raisonnable

-- Régime idéal (47 m³/min). (Figures 5.12 à 5.14) avec ce débit la BHP se stabilise en une seule oscillation. Avec une période de stabilisation d'à peine deux heures après la première bulle de gaz sortie. Le débit d'injection du concentrique converge rapidement vers le débit entrant dans ce dernier en surface.

65

Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

Figure 5.6 : Evolution du débit sortant de gaz, régime critique.

Figure 5.7 : Evolution de la pression de fond, régime critique.

Figure 5.8 : Evolution du débit d'injection de gaz, régime critique.

Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

Figure 5.9 : Evolution du débit sortant de gaz, régime sur-critique.

Figure 5.10 : Evolution pression de fond, régime sur-critique.

Figure 5.11 : Evolution du débit d'injection de gaz, régime sur-critique.

66

67

Chapitre5-Effet d'Accumulateur : définition et expliquation

Figure 5.12 : Evolution du débit de gaz sortant, régime idéal.

Figure 5.13 : Evolution de la pression de fond, régime idéal.

Figure 5.14 : Evolution débit d'injection de gaz, régime idéal.

68

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

Chapitre-6 Facteurs influençants la stabilité de la pression de fond

6.1 Volume du concentrique

Dû au phénomène d'accumulation, le volume du concentrique est directement proportionnel à la tendance de fluctuation de la BHP. Plus grand est le volume du concentrique, plus grande sera la durée de stabilisation. Ceci est illustré dans la Figure-6.1, ce paramètre est varié simplement par variation de la profondeur du point d'injection, qui a été placé à 2440m comme dans l'exemple Tableau-7 ensuite à 2000m de profondeur, une comparaison de l'évolution de la BHP a été faite. (Simulation faite avec débit de gaz 53m³/min et débit de liquide 650 l/min)

Remarque : le point d'injection peut être mis plus haut avec l'incorporation d'un packer avec le Tie-Back 7» durant sa descente et mise en place de la circulating sub au-dessus de ce dernier. (Figure 6.5).

Figure 6.1 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différents points d'injection.

Le volume du concentrique au point d'injection 2440m est de 35.58m³, alors que si on met le point à 2000m, on aura une diminution de 6.4m³ de volume à remplir, la Figure ci-dessus illustre l'effet significatif du volume sur la stabilisation de la pression.

Cependant, mettre le point d'injection plus haut signifie que la colonne à alléger est moins importante, et donc la pression de fond stable sera plus élevée, il sera donc nécessaire d'augmenter le débit d'injection de gaz ou bien de diminuer le débit de liquide.

Un autre moyen pour diminuer le volume du concentrique de façon significative serait de descendre un tubage 7^5/8 au lieu d'un tubage 7», dans le puits exemple il diminuerait le volume à remplir de 11.3m³ ce qui engendrerais une meilleure stabilisation de la BHP.

6.2 Débit de gaz

Il est évidemment inversement proportionnel à la tendance de fluctuation de la BHP. Un débit élevé augmente la poussée du gaz, et donc sa vitesse au point d'injection. Et donc de meilleures chances d'atteindre le régime critique. (Simulation faite avec un débit de liquide 550 l/min et une pression de surface de 5 bars)

69

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

Figure 6.2 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différents débits de gaz (m³/min)

On remarque dans la Figure 6.2 que pour un débit d'injection de 47m³/min, la pression de fond gagne une certaine stabilité au bout de 4 heures, alors que pour 41m³/min, on n'atteint vraiment un underbalance qu'après 5 heures d'injection, et la pression ne se stabilise pas au bout de 7 heures.

6.3 Débit de liquide

Le débit des pompes a une influence directe sur la pression de fond, et sur la pression du puits appliquée au point d'injection du gaz, et donc est directement proportionnel au phénomène de fluctuation de la BHP. (Simulation faite avec un débit de gaz 50m³/min et une pression de surface de 5 bars) (Figure 6.3)

Figure 6.3 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différents débits de liquide.

En plus, un débit important aux pompes entraine une augmentation de la BHP, et donc le risque perdre définitivement la condition d'underbalance. Le Figure 6.4 montre la variation du temps de stabilisation en fonction de la variation du débit de liquide pour différents débits de gaz, la stabilisation étant prise comme l'état où les fluctuations de pression ne dépassent pas un bar d'amplitude. On remarque une pente linéaire ascendante. Le fait qu'il y a une relation directe entre ces deux paramètres facilite grandement la compréhension de l'influence d'un sur l'autre et ouvre la voie pour l'établissement de corrélations qui pourront aider les ingénieurs sur chantier à mieux contrôler le phénomène.

70

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

DUREE DE STABILISATION (MINUTES)

450

400

500

350

300

250

200

150

100

50

0

400 450 500 550 600 650 700 750 800

DEBIT DE LIQUIDE EN LITRE PAR MINUTE

53000 m3/min 50000 m3/min Linéaire (53000 m3/min)

Figure 6.4 : Relation entre le débit de liquide et le temps de stabilisation de la BHP.

6.4 Surface d'injection TFA (Total Flow Area)

Pour minimiser les fluctuations de pression, il est nécessaire de garantir un flux constant de gaz à travers les orifices d'injection. D'après les équations d'écoulement de gaz à travers un orifice (Buse de Laval, Ryhming, 2009), le débit critique est directement proportionnel à la section d'écoulement. Une methode déjà utilisée au Moyen-Orient est d'installer une Duse de fond, ou restriction sur les ports d'injection, ce qui provoque des pertes de charge et réduit la quantité de gaz qui sort à chaque pic, régulant ainsi le débit sortant dans le puits.

Le calcul de la TFA de par le diamètre des orifices, nécessite en premier de connaitre la pression en amont de ces derniers (P1). Connaissant la pression en aval qui est égale à la pression dynamique exercée par la colonne de fluide de forage en circulation (P2) (Figure-6.5). Pour cela, on utilise le concept du ratio critique du gaz (Ryhming, 2009) qui donc le rapport entre la pression en aval et en amont d'un orifice pour une onde de choc. Au point critique, ce ratio s'écrit :

k

Yc = p2 = 1 2 k+1p1

k-1 (6.1)

Où k : ratio des chaleurs spécifiques pour le gaz en question, est égal à 1.4 pour l'azote (gaz diatomique)

Le ratio critique est donc toujours égal à 0.528 pour un gaz diatomique.

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

Pour l'exemple simulé en chapitre 5, la pression dynamique au point d'injection est égale à 2886 psi, ce qui nous donne une pression en amont égale à :

P

₁ = = 5465 psi Ce qui dépasse la capacité du matériel en surface. Donc le point

0.528

critique peut être difficilement atteint dans les conditions de ce puits.

Figure 6.5 : llustration d'un point d'injection de gaz. (Rehm, 2012)

Pour calculer le diamètre du point d'injection on applique la formule suivante : (Rehm, 2012)

71

= Qsc*JYgTi%i

DPI I k 2 k+1 (6.2)
844P₁4 (k+1)(Yck-Yc k )

Avec :

Qsc : débit condition standards (Mscf/day)		2288 (équivalent à 45m^3/min)	yg : masse spécifique du liquide
0.83		T1 : temperature en amont (Rankine)
699		Z1 : facteur de compressibilité du gaz
0.76

L'application numérique donne DPI=0.229in. Ce qui nous donne une TFA=0.04in². Donc si 4 ports sont installés, le diamètre de chaque port devra être égal à 0.1145in (environ 3mm).

Une autre méthode de calcul basée sur l'expérience stipule que le problème de Slugging peut être évité totalement avec une TFA=1% de la section du concentrique. Comme illustré dans la

8.53²-7t

Figure-6.6, la surface de la section est égale à : if = 18.66 n^t.

&

Ce qui nous donne une TFA de 0.1866in². Donc un diamètre de 0.48in, pour 4 ports installés on a un diamètre de 0.24in (6.1 mm).

72

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

Figure 6.6 : Illustration section du concentrique.

On remarque bien que les diamètres des orifices sont assez petits, ce qui augmente les chances de bouchage par les cuttings ou par des particules solides de la boue. Les compagnies de services préfèrent de loin avoir une fluctuation de pression qu'un bouchage des points d'injection, car c'est un problème très délicat qui peut entrainer des complications sévères (jusqu'à l'abandon de l'injection de gaz).

Pour éviter le risque de bouchage des orifices, une TFA de 40% de la section du concentrique est recommandée, soit un diamètre pour 4 orifices de 1.54in (soit 3.9 cm). Mais un diamètre pareil amplifie le phénomène de Slugging, en plus de provoquer une intrusion de fluides dans le concentrique (voir 6.1 « Spring effect »). Pour remédier à ce phénomène, il peut être nécessaire d'installer une valve anti-retour à chaque orifice (voir 8.2)

6.5 Pression à la Duse

La Figure-6.7 montre l'évolution de la pression de fond en fonction du temps pour différents pourcentages de fermeture de la Duse. On rappelant que plus on ferme la Duse plus la pression appliquée en surface est élevée. (Simulation faite avec 650 l/min de liquide et 53m³/min de gaz)

Il est observé que plus le pourcentage d'ouverture de la duse diminue, plus la pression se stabilise rapidement. Toutefois puisque la pression de fond dépend de la pression appliquée en surface, celle-ci se stabilise à chaque fois à une pression superieur. Ceci s'explique par le fait que plus on ferme la Duse, plus on limite l'évacuation rapide du gaz du puits. Et donc la colonne hydrostatique reste plus longtemps allégée avec du gaz.

Une ouverture de 40% par exemple du puits dans ce cas-ci donne une stabilisation idéale pour la BHP, mais toutefois elle se stabilise au-dessus de la pression de formation, créant ainsi une situation d'overbalance.

73

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

Figure 6.7 : Evolution de la BHP en fonction du temps pour différents pourcentages de fermeture de la

Duse.

0

20 30 40 50 60 70 80 90 100

Ouverture de la Duse %

550 lpm 650 lpm Linéaire (650 lpm)

Durée de stabilisation (min)

450

400

350

300

250

200

150

100

50

Figure 6.8 : Relation entre l'ouverture de la Duse et la durée de stabilisation de la BHP.

6.6 Influence de la production

La production à vraisemblablement un effet sur la stabilité de la pression de fond. D'un côté si le fluide de formation est à fort GOR, le gaz échappé va alléger encore plus la colonne de liquide et « aider » l'azote, une réduction de la BHP conduit à une meilleure stabilité et une atténuation des fluctuations.

D'un autre côté, un afflux non contrôlé peut entrainer une baisse trop grande de la pression de fond entrainant une augmentation des fluctuations. Et donc avoir un effet inverse.

Cependant dans la région de Hassi Messaoud, avec un GOR faible (< 150m³/m³), l'influence de la production n'est pas très élevée. (Figure 6.9)

74

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

Toutefois, dans le cas où il a possibilité de rencontrer des zones à gaz, il faut prendre en considération leur influence, un moyen rapide de détecter l'intrusion d'une grande quantité de gaz dans le puits est par l'incorporation d'un capteur de pression de fond avec le MWD. Qui donne instantanément les variations de la BHP.

Figure 6.9 : Variation de la BHP en fonction du temps dans le cas avec production et sans.

6.7 Viscosité de la phase liquide

Durant la phase de forage en underbalance, le fluide de réservoir qui va affluer dans le puits va se combiner avec le fluide de forage et modifier la viscosité du fluide sortant. Il est donc nécessaire d'étudier l'effet de la fluctuation de la viscosité sur la stabilisation de la BHP.

D'après les travaux de Myktiw (2003), il est clair que la viscosité de la phase liquide a un impact direct sur la stabilité de la BHP. Plus la viscosité croit plus on a une meilleure stabilité de la BHP, ceci est dû au fait que la viscosité a tendance à générer une résistance à la montée des bulles de gaz et donc à diminuer leur vitesse de migration dans le puits, et donc la BHP s'en trouve diminuée pour une plus longue durée, augmentant la possibilité de passer d'un régime sous-critique à un régime critique. D'un autre point de vue, une grande viscosité provoque de plus grandes pertes de charge à la sortie des points d'injection, la vitesse du gaz s'en trouve diminuée, l'écoulement est régulé. Les bulles de gaz sortantes tendent à se rassembler, ce qui en résulte un écoulement continu.

Cependant, une forte viscosité a tendance à augmenter les pertes de charge dues aux effets de friction dans l'annulaire, augmentant ainsi la BHP, et donc contribue à l'effet de slugging. (Figure 6.11)

Pour les fortes valeurs de viscosités, l'augmentation des pertes par friction contre les parois va finir par vaincre la tendance « stabilisante » de la viscosité. Il est donc nécessaire de faire des simulations pour déterminer l'influence du changement de la viscosité sur la BHP. (Figure-6.10)

Les simulations pour l'influence de la viscosité ont été faites pour un débit de liquide de 650 l/min et un débit de gaz de 45m³/min.

On remarque sur la Figure-6.12 qu'il y a un optimum autour de 50cp, au-delà de cette valeur, l'action d'amplification des forces de frottements l'emporte sur l'effet stabilisant de la viscosité.

75

Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la BHP

Conclusion. L'étude de l'influence de chaque paramètre est très intéressante car il permet à l'ingénieur spécialiste en UBD d'optimiser la conception du puits pour de meilleures performances et un gain de temps.

Figure 6.10 : Variation de la BHP en fonction du temps pour différentes viscosités.

0 50 100 150 200

Viscosité (cp)

Pertes de charge annulaires (bar)

45

40

50

35

30

25

20

15

10

5

0

Figure 6.11 : Evolution des pertes de charge annulaires en fonction de la viscosité de la phase liquide.

0 50 100 150 200 250

Viscosité (cp)

Durée de stabilisation (min)

400

700

600

500

300

200

100

0

Figure 6.12 : Influence de la viscosité du liquide sur la durée de stabilisation de la BHP.

Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40

Chapitre-7 Etude de cas ONIZ-40

7.1 Présentation du puits

ONIZ-40 est un puits de développement horizontal foré dans la subdivision ONI du champ de Hassi Messaoud. Le puits a été foré à une profondeur totale de 3439m/4070m TVD/MD, l'objectif principal était de forer un drain de 900m en underbalance à travers le réservoir Cambrien RaD2. Le puits est situé dans une zone très compartimentée entre les puits ONIZ402, ONMZ572, ONIZ411 et ONIZ301 (Sonatrach).

Figure 7.1 : Localisation ONIZ-40. (Sonatrach)

76

Figure 7.2 : Survey et illustration profil du puits ONIZ-40. (Bleu : Tubage et Rouge : Openhole)

77

Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40

Ports d'injection du
concentrique
2440m MD/TVD

Top Liner 7»
2457 m MD/TVD

Openhole 6» jusqu'à
4020 m MD/3437m TVD
Inc 89°

Figure 7.3 : Architecture du puits ONIZ-40

Les objectifs de Sonatrach pour ce puits sont :

· Forer 900 m en 6» après pose du Liner 7» à travers le Drain RaD2 dans des conditions d'underbalance.

· Minimiser l'endommagement de la formation productrice.

· Caractérisation du réservoir en cours de forage en effectuant un flow test suivi d'un test Build up après obtention des premiers signes de production.

· Augmentation de la vitesse d'avancement.

78

Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40

Cependant il n'a été foré que 693 m sous le sabot, la production ayant atteint 8m³/heure, il a été jugé qu'il n'était pas nécessaire de continuer plus loin.

L'objectif de minimisation de l'endommagement n'a pas été totalement respecté car il a été nécessaire de tuer le puits plusieurs fois avec une boue lourde avant de remonter la garniture (Mud cap)

Tableau 9 : Récapitulatif informations sur le puits ONIZ-40				Champ
Hassi Messaoud
Développement		Opérateur
Sonatrach		Contracteur de forage
ENAFOR		Appareil
ENF#47		Localisation
Latitude		N 31° 48' 18.3111»
		E 06° 14' 20.57»
		X=806673.976 m
			Elévation
Niveau du sol		161.393m au-dessus du niveau de la mer
		9.14m au-dessus du sol
		170.53m au-dessus du niveau de la mer	Profondeur puits
TVD/MD		3439/4070 m

7.2 Paramètres opérationnels

Les considérations suivantes doivent être prises en compte pour la simulation :

· Système biphasique, le brut comme phase liquide et le gaz N2 comme phase gazeuse.

· Une vitesse annulaire d'au minimum 50m/min dans la partie horizontale pour assurer une bonne remontée des cuttings et un bon nettoyage des parois (environ 650 l/min) (Weatherford)

· Densité des cuttings 2.71 sg, avec un diamètre moyen de 0.12 cm.

· La fenêtre drawdown est comprise entre 7% et 9%

Les paramètres relatifs au puits sont décrits dans le Tableau-10.

7.3 Modélisation statique de la pression de fond

Une simulation de la pression de fond en fonction du débit de gaz injecté a été faite en utilisant le logiciel Drillbench, les résultats sont illustrés dans la Figure-7.4.

La simulation est faite après 60 mètres forés sous le sabot, à l'entrée du drain. L'opération d'injection de gaz a commencée.

Dans le cas ONIZ-40, un débit de liquide de 650 l/min a été choisi pour pallier aux risques de mauvais nettoyage du trou. Avec un débit initial de gaz de 41m³/min ce qui correspond au drawdown minimal exigé de 7%.

79

Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40

Tableau 10 : Paramètres relatifs au puits ONIZ-40 nécessaires à la simulation.						Profondeur Top réservoir (MD)
Pression réservoir		Production d'huile estimée	GOR	WOR	3561 m
196 bars		8m^3/min	183	0	IPR
0.00153 bbl/jour/psi/ft			Profil de température dans le tubage
43°C à 0m - 117°C à 3420 TVD			Ports d'injection
2440 MD/TVD			Densité du brut utilisé pour le forage
0.83			Propriétés du Nitrogène
96% N2 + 4% O2			Pertes de charge à travers le MWD
200 psi			Pertes de charge à travers le moteur de fond
400 psi			Duses de l'outil ( /32 in)
13, 13, 13			Pression à la tête de puits
14.6 psi

Figure 7.4 : Modélisation de la pression de fond en fonction du débit de gaz injecté.

80

Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40

Tableau 11 : Etapes de réduction de la BHP pour 650 l/min					Débit de gaz
Pression de fond		Drawdown	Drawdown2	m3/min
psi		%	psi	30000
194,87		0,57	1,13	32142,85612
192,36		1,86	3,64	34285,71582
190,00		3,06	6,00	36428,57194
187,76		4,20	8,24	38571,42806
185,66		5,27	10,34	40714,28418
183,70		6,28	12,30	42857,14388
181,88		7,20	14,12	45000
180,20		8,06	15,80	47142,85612
178,63		8,86	17,37	49285,71582
177,18		9,60	18,82	51428,57194
175,83		10,29	20,17	53571,42806
174,58		10,93	21,42	55714,28418
172,42		12,03	23,58	57857,14388
171,36		12,57	24,64	60000
171,33		12,58	24,67

7.4 Modélisation Dynamique : illustration du problème

Après avoir foré 60m MD sous le sabot, on a commencé l'injection de gaz dans le but de passer en underbalance avant de débuter la phase de forage de la zone productrice. Avec un débit initial de gaz à 41 m³/ min. au bout de deux heures on observait des bouchons de gaz qui atteignaient 100 m³/min, la duse a été fermée à plusieurs reprises pour réguler le flux de gaz en surface. (Figure 7.7 et 7.8)

La Figure 7.5 montre les fluctuations de pression qui se sont produites et qui ont été simulées avec le module Dynaflodrill. Après 7 heures, la décision d'augmenter le débit de gaz à 47 m³/min par palier de 0.5 m³/min.

On observe sur le graphe d'injection de gaz (Figure 7.6) une oscillation du débit autour de la valeur du débit d'injection en surface après passage à 47 m³/min, on entre dans une situation d'underbalance permanente après 7h 30min d'injection. Cependant la BHP fluctue toujours après 12 heures d'injection et n'est pas encore entrée dans la fenêtre exigée de 7-9%.

Les principaux problèmes rencontrés :

- Difficultés dans le contrôle des effluents en surface ; une alternance rapide entre gaz et liquide au séparateur.

- Dû à l'augmentation de la BHP pendant l'état de fermeture de la duse¹, un grand volume de liquide est rentré dans le concentrique quand il s'est déchargé du premier bouchon de gaz, donnant les signes d'une perte de circulation.

¹ La pression de fond ayant atteint plus de 320 bars après 4 heures d'injection, la fermeture de la duse pour endiguer l'afflux vers le séparateur a causé un pic de pression.

81

Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40

? Impossibilité de forer dans ces conditions, l'état d'underbalance n'étant pas assuré lors du

forage, la décision d'attendre la stabilisation de la pression fut prise². Ce qui implique un temps non productif.

? Pendant le forage, les fluctuations de pression ont occasionnées un effet de dune, ce qui a eu pour conséquence des tirages excessifs lors des remontées de la garniture.³

Figure 7.5 : Evolution BHP cas ONIZ-40

Figure 7.6 : Débit d'injection de gaz ONIZ-40

² Le temps d'attente total fut environ 24 heures.

³ Le gaz, même injecté dans le tubage, va créer une dépression dans la partie openhole qui va aider au nettoyage des parois, une fluctuation de l'injection de ce dernier va entrainer la retombée des cuttings dans la zone des 60° car la dépression nécessaire pour transporter les cuttings dans cette zone disparait momentanément.

82

Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40

Figure 7.7 : Débit sortant en sortant de l'annulaire en surface.

Figure 7.8 : Ouverture de la duse pendant la phase d'injection du gaz, ONIZ-40.

Chapitre8- Solutions et Propositions

Chapitre-8 Solutions et Propositions

8.1 Manipulation de la pression de la duse

L'un des moyens les plus habiles pour contrôler la pression de fond est par l'application d'une pression en surface (Back Pressure) avec la duse. Si la TFA est trop grande pour garantir la stabilité, un bon moyen pour contrôler la pression du puits est par la manipulation de la duse en surface. En prenant en compte le temps de retard de la réponse de pression.

Un contrôle dynamique de la pression à la duse permet donc d'atténuer au fur et à mesure les fluctuations de pression, la pression de surface peut être augmentée en fermant la duse avant le pic de pression pendant le déchargement du concentrique, et inversement pendant son chargement.

Une simulation avec les mêmes paramètres d'injection que le problème vue au chapitre 7 a été faite, avec un contrôle précis de l'ouverture de la duse, et une anticipation des variations de pression et de débit à la sortie des puits d'injection. En prenant en compte un temps de retard de la réponse de 20 minutes en moyenne. Cette manipulation est basée sur le fait d'anticiper l'évolution du débit de gaz au point d'injection et non en surface.

Figure 8.1 : Evolution de la BHP pour une pression de duse contrôlée.

Figure 8.2 : Evolution du pourcentage d'ouverture de la duse.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Figure 8.3 : Evolution des débits d'injection de gaz pour pression de duse contrôlée.

De par la Figure-8.1, une manipulation précise du degré d'ouverture de la duse suffit à contrôler les variations de pression. Au moment de la sortie de la première bulle de gaz, une pression de surface appliquée sert à endiguer l'entrée de gaz dans le puits. Le gaz qui est relâché ensuite avec une ouverture progressive de la duse en prenant en compte le fait qu'un débit de gaz de plus de 120m³/min serait au-dessus de la capacité du séparateur en surface, et donc il faut essayer de ne pas laisser le gaz entrant dépasser 100m³/min (marge de sécurité).

Après stabilisation de la pression le débit de gaz ajusté à 47m³/min pour avoir une BHP dans la fenêtre exigée de drawdown entre 7% et 9%. On constate avec cette méthode qu'on entre dans la fenêtre après 7 heures d'injection de gaz ce représente une évolution significative par rapport au présenté dans le chapitre 7.

Cependant cette methode nécessite une manipulation précise et une bonne communication entre l'opérateur de duse et l'ingénieur UBD. Il serait également indispensable d'incorporer une duse dite semi-automatique utilisée en général pour les opérations MPD où il faut garder une pression de surface constante et contrôler avec précision le pourcentage d'ouverture de la duse avec un panel numérique.

8.2 Mise en place d'un clapet anti-retour

L'installation d'une vanne anti-retour ou « check valve » permettrait d'empêcher le liquide d'entrer dans le concentrique, minimisant ainsi le « Spring effect ». Et donc le flux de gaz s'en trouve régulé, car il n'y a plus de communication de pression entre le puits en le concentrique du moment que la pression de ce dernier est inférieure à celle de la colonne hydrostatique dans le puits au point d'injection.

Ce qui implique un temps de rechargement plus rapide pour le gaz et donc une meilleure stabilité de la BHP. La Figure 8.4 montre une comparaison de ce que serait l'évolution de la BHP dans le puits ONIZ-40 avec et sans incorporation d'un clapet anti-retour, sans aucune manipulation de la duse et avec un débit de gaz de 45m³/min. On remarque une grande différence entre les profils de pression, avec une vanne anti-retour on a des oscillations avec une amplitude plus faible que pour le deuxième cas.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Figure 8.4 : Evolution BHP ONIZ-40 avec incorporations d'une check valve sans manipulation de la duse.

Mais ce cas est évidemment impossible à avoir en réalité, car en réalité il faut prendre en compte la quantité de gaz qui arrive en surface et qui est contrôlée par fermeture de la duse et donc application d'une pression en surface, ce qui a un effet stabilisant sur la pression.

Figure 8.5 : Evolution BHP ONIZ-40 avec check valve, cas avec manipulation de la duse.

Figure 8.6 : Evolution du débit de gaz au séparateur, check valve avec manipulation de la duse.

Les Figures suivantes montrent les résultats de la simulation en prenant en compte un débit de gaz maximum admissible en surface de 100m³/min et un débit d'injection initial de 41m³/min.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Figure 8.7 : Ouverture de la duse, check valve.

On observe une stabilisation de la pression au bout de 5h 30min, ce qui donne un résultat significatif par rapport au cas ONIZ-40.

Au contraire du premier cas où il était proposé de contrôler la pression de la duse, cette manipulation n'exige pas une grande expertise, elle n'est pas basée sur l'anticipation des fluctuations de pression au point d'injection mais simplement sur la maitrise des effluents en surface (Figure 8.6 débit de gaz en surface).

Cette solution présente nombre d'avantages :

? Simple d'utilisation, n'exige pas des calculs avancés.

? Un temps de stabilisation très réduit, 6 heures dans le cas étudié.

? Pas de « Spring effect », donc pas d'intrusion de liquide dans le concentrique qui pourrait simuler une perte.

Cette technique exige l'installation de clapets anti-retour sur les ports d'injection avant descente de la Circulating sub. Cependant elle présente un risque d'usure rapide des clapets dû au phénomène d'érosion.

8.3 Injection duale

L'un des facteurs qui influent sur le phénomène de slugging est la pression qui est appliqué sur les ports d'injection par le fluide présent dans le puits qui est directement proportionnelle à la BHP. On a bien vu que plus la BHP est élevée, plus le débit entrant de gaz présente des instabilités. Ceci est dû au fait que le fluide « pousse » le gaz dans le concentrique, ne le laissant pas entrer dans le puits (ce problème peut être résolu avec un clapet anti-retour). Une solution donc serait de diminuer la BHP d'une façon à ce que le gaz rencontre une pression moins faible à sa sortie dans le puits.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Une méthode habile serait de faire une injection double, l'une par l'intérieur de la garniture, la deuxième par concentrique. On commence avec l'injection par tiges, dont le but est de faire descendre rapidement la BHP¹, et pour ne pas perdre de temps on commence au même moment à charger le concentrique et à chasser le liquide à l'intérieur avec le gaz.

Avant que le concentrique ne commence à débiter, il faut arrêter l'injection de gaz par tiges, et par la suite augmenter le débit dans le concentrique. (Initialement à 32.5m³/min ensuite à 47m³/min).

Figure 8.8 : Principe injection duale.

La simulation a été faite en prenant en considération la capacité maximale du séparateur en surface à 100m³/min, et le contrôle des débits en surface s'est fait par manipulation de la duse.

Cette technique ne présente pas de contraintes pratiques, car les compresseurs sont divisés en deux blocs, chacun avec son refroidisseur et son générateur de Nitrogène. Chaque bloc refoule dans une ligne d'injection, et les deux lignes se rencontrent pour être connectés au concentrique.²

Une ligne auxiliaire est toujours installée qui est raccordée à la colonne montante au cas où il faudrait injecter par tiges. Donc il est possible de raccorder un bloc au concentrique et le deuxième à la colonne montante.

La procédure suivie est de commencer par injecter 20m³/min de gaz par l'intérieur des tiges, ce qui va diminuer la pression de fond, tout en injectant dans le concentrique un débit de 32.5m³/min afin de le charger. Avant que la première bulle de gaz ne commence à sortir du concentrique, il faut diminuer le débit d'injection par tiges graduellement de façon à ce que au moment où commence l'injection par concentrique, l'injection de gaz par tiges devient nulle.

A ce moment il faut connecter la deuxième ligne d'injection au concentrique pour monter le débit à 47m³/min.

1 Car l'injection par tige n'entraine pas de phénomène de slugging quel que soit le débit d'injection du gaz, ceci dû au faible volume interieur des tiges.

² Chaque bloc de compresseurs possède une capacité maximum de refoulement de 32.5m³/min, ceci a été pris en compte lors de la simulation.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

On observe une stabilisation à l'intérieur de la fenêtre de drawdown (7%-9%) au bout de 5h 30min. ce qui est équivalent au cas avec clapet anti-retour.

L'avantage de cette methode c'est qu'elle peut être réalisée avec les moyens présents déjà sur chantier, et qu'elle procure une stabilisation rapide de la BHP. En revanche, elle implique une bonne coordination des opérations en surface pour que le BHP ne remonte pas avant le début de l'injection par concentrique, et également pour ne pas avoir un trop grand débit de gaz dans le puits qui pourrait entrainer un drawdown trop élevé et des difficultés à contrôler les effluents en surface.

Figure 8.9 : Evolution BHP ONIZ-40 avec injection double.

Figure 8.10 : Evolution débit de gaz au séparateur, injection double.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Figure 8.11 : Ouverture de la duse, injection double.

8.4 Injection par parasite string

La proposition ici est de changer totalement la méthode d'injection d'azote, on opte plutôt pour l'injection via parasite, qui un tubing de petit diamètre (2» dans le cas simulé) descendu avec le tubage, le point d'injection se trouve dans la partie tubée du trou.

La simulation de l'évolution de la BHP en fonction du débit de gaz injecté est présentée dans Figure-8.12

Figure 8.12 : modélisation statique de la BHP, cas injection par parasite.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Avec cette technique on réduit le volume à remplir de 15m³ par rapport à celui du concentrique. L'évolution de la BHP est présentée dans la Figure-8.13.

Figure 8.13 : Evolution BHP, cas injection par parasite.

On constate un underbalance permanent au bout de 1h 30min et une stabilisation au bout de 2h 30min dans la zone exigée (7%-9%).

Cette technique présente un avantage certain en termes de temps gagné, mais quelques difficultés liées à son installation.

- Précaution à suivre pendant la descente du tubage raccordé au parasite, risques d'endommagement de ce dernier pendant les connections.

- Besoins d'une tête de tubage spéciale pour prendre en compte l'extension du parasite sur le tubage.

8.5 Injection par Drill Pipe

C'est une solution très intéressante, elle présente de nombreux avantages :

- Ne nécessite pas de grandes modifications par rapport aux puits conventionnels. - Moins d'équipements et personnel nécessaire sur chantier.

- La quantité de gaz à envoyer pour alléger la colonne est moindre car puisque le point d'injection se trouve plus bas, et donc l'expansion du gaz à travers la colonne va faire qu'elle s'allège plus.

Cependant elle présente un certain nombre de problèmes :

- La pression de fond ne peut pas être contrôlée avec précision en cours de forage, il est

donc nécessaire d'appliquer les paramètres optimaux dès le début de la phase en underbalance.

- En puits horizontal, le gaz a tendance à se séparer du liquide et à gagner la partie superieur du trou, ce qui crée un drawdown plus élevé à la partie superieur du trou, qui peut entrainer un effondrement du trou.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Fenêtre opérationnelle. Dans le but de choisir les paramètres d'injection adéquats débit de gaz et débit de liquide), il est nécessaire de construire une certaine limite qui impose un ratio entre ces deux débits, et ce dans but d'éviter certains problèmes. Les différents problèmes rencontrés sont :

· Problème d'instabilité des parois (Collapse).

· Maintien de la condition d'underbalance.

· Problème de nettoyage.

· Problème de cavage (washout) dû à l'érosion des parois.

La zone à l'intérieur de ce diagramme représente l'ensemble des combinaisons de débit de gaz et de liquide qui évite ces 4 problèmes. La construction du diagramme se fait comme suit :

Limite droite. Représente le problème d'instabilité des parois, dans le cas de l'UBD on parle plutôt de collapse. L'estimation de la pression de collapse dans le cas du puits passe d'abord par la détermination des contraintes horizontales et verticale (chapitre 4)

La contrainte verticale est déterminée par l'équation (4.1), par intégration d'un log de densité d'un puits voisin sur la hauteur TVD du puits ONIZ-40.

On trouve a = 876.09 bars au TD (3437m), soit 0.255 bar/m.

~~

o -_v

Et par application de l'algorithme section-4.5 au puits ONIZ-40, on trouve :

= 0.7148 et ° = 0.7035 Soit cr_H = 626.43 bars et ah = 616.32 bars

o -_v

La valeur de ah = 616.32 bars = 8936.77 psi donne une très bonne approximation par rapport aux valeurs proposées par (Koceir, 2000) qui était de 8450 psi résultat d'une étude sur l'influence des contraintes sur la fracturation hydraulique (voir références), elle nous donne une erreur de 5.76%. On admet donc que les valeurs trouvée sont correctes.

Le calcul de la pression de collapse s'est fait en utilisant le modèle de Mohr-Coulomb (équation 4.5 et 4.6) et les équations (4.17) et (4.18), on trouve

1c ttapse = 160.011 bars ce qui correspond à un drawdown de 18.36% par rapport à la pression de réservoir.

L'étape suivante est de faire une simulation avec Drillbench et de prendre pour chaque débit de liquide le débit de gaz qui correspond à cette pression. (Figure 8.14)

Limite gauche. Cette limite peut être définie de deux manières, c'est soir l'ensemble des débits de liquide et de gaz qui sont capables de maintenir un underbalance, soit on impose un drawdown précis, par exemple 7%. L'ensemble est déterminé directement par simulation avec Drillbench pour différents débits. (Figure-8.14)

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Limite inférieure. C'est la limite de nettoyage des parois, une élaboration plus précise de cette courbe pourrai faire l'objet d'une étude très interessante.

Elle définit comme la capacité à remonter les cuttings du fluide de forage, elle est calculée suivant l'énergie cinétique du fluide.

*+^2

(9.1)

E = 0.5^Ym

g

V_m étant la vitesse du mélange liquide/gaz et Y_m la masse volumique du mélange.

Des études montrent (Guo, 2002) qu'une énergie cinétique minimum de 3 lbf-ft/ft³ suffi à transporter les cuttings jusqu'en surface dans des conditions de puits normales.

Et pour aller dans le cas le plus défavorable, on prendre en compte seulement la phase liquide, car la phase gazeuse crée une turbulence qui va aider à remonter les cuttings.

Et donc par calcul simple, avec un diamètre du trou de 6» et un diamètre extérieur des tiges de 3^1/2, cette énergie cinétique correspond à un débit de liquide de 423 l/min.

Figure 8.14 : Modélisation statique de la BHP et illustration des pressions de collapse et de formation.

Limite supérieure. C'est la limite de cavage par érosion des parois, il n'existe pas de modèle pour modéliser le phénomène, les limites de « washout » sont surtout basées sur l'expérience locale de forage. Dans le cas du réservoir RaD2, qui est essentiellement formé de quartzites, on considère que cette limite n'est pas nécessaire à déterminer, les risques d'érosion étant très faible.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Construction du diagramme. Le diagramme en prenant en compte les 4 limites présentées est illustré dans la Figure 8.15, les deux lignes de balance et de 7% drawdown y sont plotées.

Débit de liquide l/min

450

400

750

700

650

600

550

500

350

300

10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 55000 60000

Washout 7% Drawdown

Débit de gaz l/min

Figure 8.15 : Diagramme opérationnel.

Le point indiqué sur le diagramme correspond à (650,40000) est un point opérationnel, la simulation en dynamique est présentée sur la figure 8.16.

Figure 8.16 : BHP en fonction du temps pour injection par tiges.

La pression se stabilise à 180.1 bar, ce qui correspond à un drawdown de 8.11% ce qui est acceptable.

Cependant en puits horizontal, le gaz a tendance à adopter un écoulement stratifié, dans ce cas il faut également examiner le régime d'écoulement, le plus appréciable étant le régime à bulle dispersées ou régime Slug, il faut à tout prix éviter le régime stratifié (SS et SW). Il présenté sur les Figures 8.17 et 8.18 un rappel sur les différents régimes d'écoulement et les diagrammes pour puits horizontaux et presque horizontaux, ce dernier point est essentiel car en forage on ne peut pas avoir une horizontalité parfaite.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Figure 8.17 : Différents régimes d'écoulement pour conduites horizontales (Falcone, 2009)

Figure 8.18 : Diagrammes d'écoulement pour conduites horizontales (Falcone, 2009)

Vérification du régime d'écoulement. On va vérifier le régime d'écoulement pour le cas (650,40000), d'abord il faut calculer le débit de gaz dans les conditions de fond, à cause de la compression, ce dernier voit son débit diminuer en quelque sorte. Pour cela on applique la loi des gaz réels (équation 1.2), l'indice 1 représente les conditions en surface et 2 représente les conditions au fond.

On prend P1 = 200 psi bar et P2 =2886 psi, T1=158°F et T2=242.6°F,

Le facteur de compressibilité est déterminé en utilisant l'abaque de Standing et Katz (Tarek, 2010) Figure-9.20, on trouve Z1=1 et Z2=1.05. (Données pour l'azote : Température critique 227 R, pression critique 493.1 psi, Tarek, 2010)

On trouve un débit de gaz de 4.43m³/min.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

On applique les équations (3.30) et (3.31) pour trouver les vitesses superficielles du liquide et du gaz. En prenant une section annulaire de 0.015322m² et un diamètre de 6», le diamètre hydraulique est de 0.128m et donc on a une section de 0.0128m².

On trouve

*$! = 0.85./s et *$) = 5.76./s, et ce sans prendre en compte le Holdup.

L'estimation du Holdup pour le cas présent est présentée dans la Figure 8.19. On trouve un Holdup pour le liquide de 53.53%.

En appliquant les équations (3.32) et (3.33), il en résulte *! = 1.60./s et *) = 12.5./s

En mettant ces valeurs dans les diagrammes Figure 8.18, on remarque qu'on est dans le régime Slug pour une inclinaison de 89° et 90° et dans le régime en bouchons pour 91°.

Ces valeurs ne sont donc pas acceptables car elles occasionnent une séparation entre le liquide et le gaz.

Il faut donc changer de paramètres. On prend un deuxième point sur le diagramme 8.15 : (750,45000) et on refait les calculs dans ce cas. Le Holdup dans ce cas est présenté dans la Figure 9.19. Le Holdup est égal à 53.07% pour le liquide.

On trouve *! = 3.92./s et *) = 10.7./s.

Dans ce cas-ci, on entre dans le régime de bulles dispersées pour 89° d'inclinaison. Et dans le régime Slug pour 90° et 91°. Ce qui est acceptable.

Figure 9.19 : Evolution du Holdup pour le liquide avec 650 et 700 l/min de débit.

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Chapitre8- Solutions et Propositions

Conclusion. Une élaboration d'un diagramme de référence pour le choix des paramètres d'injection avec injection par tiges, en plus d'une vérification du point choisi pour atteindre un régime de bulles dispersées, pourrai se montrer comme un outil très intéressant pour l'ingénieur spécialiste en UBD dans la conception et le suivi des opérations.

Figure 8.20 : Abaque de Standing Katz pour la determination du facteur de compréssiblité pour le gaz

(Tarek, 2012)

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Conclusion

Le but premier de ce mémoire fut de mettre en évidence l'effet d'accumulateur, qui est un problème récurrent en Algérie, et d'exposer les phénomènes physiques le régissant. Tout en proposant plusieurs solutions pour limiter les oscillations de la pression de fond et mieux contrôler cette dernière en UBD.

Toutefois, les solutions proposées présentent une certaine lacune ; ils ne traitent que d'un point de vue pratique sans prendre en compte le côté économique du problème. Ce dernier point n'ayant pas été abordé par manque de donnés en la matière.

Ce travail montre également l'importance d'une simulation dynamique dans la planification des opérations en underbalance. En comparaison avec la simulation en régime permanent qui n'illustre pas les fluctuations des différents paramètres et donc la réalité de la chose.

Afin d'entreprendre convenablement de remédier au problème de l'effet d'accumulateur, il peut être nécessaire, soit de jouer sur les paramètres influençants l'écoulement de gaz à travers les orifices, ou bien alors adopter une des solutions proposées au chapitre 8. On propose ce qui suit :

? Utilisation d'une phase liquide plus visqueuse. Les opérations en underbalance n'empêchent pas l'ajout d'un produit viscosifiant au brut pour atteindre une viscosité d'environ 30 à 50 cp. (la viscosité initale du brut étant de 2 cp)

? Mettre les points d'injection plus haut dans le Tie back, en plus de l'incorporation d'un packer sous le niveau des point d'injection, ce qui va limiter le volume du concentrique, et donc permettre un meilleur contrôle de la BHP.

? L'incorporation d'une duse semi-automatique permettrait un contrôle plus précis de la pression appliquée en surface et donc la possibilité de manipuler depuis la surface le débit qui sort des points d'injections au fond.

? L'installation d'un clapet anti-retour à la sortie des points d'injection, ce qui limite le temps de rechargement du concentrique et donc le temps entre deux bulles relâchées. Cependant, cette option présente le risque de bouchage des clapets par les particules solides de la boue. En plus du fait qu'une usure au niveau des clapets rend cette option nettement moins interessante d'un côté pratique quoique théoriquement elle semble la plus adaptée et la moins contraignante.

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? L'injection par parasite est un moyen efficace et radical de mettre fin au problème, mais il faudrait s'interrogPer sur la disponibilité de la technologie, en plus des contraintes liées à son utilisation :

· Risque d'endommagement du parasite pendant sa descente avec le tubage.

· Besoin d'une tête de tubage (casing hanger) spéciale qui prend en compte la forme du parasite.

? Envisager l'injection duale comme solution au problème, car la procédure ne demande pas des équipements supplémentaires à ceux déjà présents sur chantier. Elle requiert surtout une bonne coordination de l'équipe en place et peut vraiment se présenter comme une solution rapide au problème rencontré.

? Pour ce qui est de la dernière proposition, qui est l'injection par l'intérieur des tiges, la fenêtre opérationnelle est un outil très intéressant pour la conception des paramètres d'injection. Cependant, la fenêtre modélisée dans ce mémoire n'est pas complete, il reste à ajouter les limites de performance du moteur de fond. En y ajoutant également les considérations liées aux vibrations au niveau de l'outil induites par l'intermittence de l'écoulement.

? Installation d'une DDV dans le puits, permet de minimiser l'endommagement de la formation par rapport au Mud Cap. En plus cela représente un gain de temps dans les manoeuvres, car on élimine le temps de déplacer le brut par une boue lourde.

? Dans le cas d'un long drain horizontal, les performances de nettoyage du trou sont réduites, il est alors nécessaire de pomper un bouchon dit HighVis, très visqueux, qui va nettoyer le trou et éviter les problèmes lors de la remonté de la garniture.

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Références

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10. Koceir, M., Tiab, U (2000).''Influence of Stress and Lithology on Hydraulic Fracturing in Hassi Messaoud Reservoir, Algeria''. SPE 62608, présenté à la SPE/AAPG conférence régionale ouest, Long Beach, Californie, USA

11. Leirkjaer, R. S (2014). `'Simulating Underbalanced Drilling''. Université de Stavanger, Norvège

12. Mitchell, R., Miska, S (2011).''Fundamentals of Drilling Engineering''. SPE, USA

13. Moore, D. D., Bencheikh, A., Chopty, J. R (2004).''Drilling Underbalanced in Hassi Messaoud''. SPE 91519, présenté à la conférence IADC/SPE sur les technologies en UBD, Houston, Texas, USA

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17. Rehm, B., Haghshenas, A., Paknejad, A., Al-Yami, A., Hughes, J., Schubert, J (2012).»Underbalanced Drilling : Limits and Extrems». IADC, Houston, Texas, USA

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20. Weatherford. `'Downhole Isolation Valve».

Annexes

Données de Survey du puits ONIZ-40

MD (m)	Inclinaison (°)					Azimuth (°)		TVD (m)	Offset Nord (m)					Offset sud (m)	Section verticale (m)
2770	0,58					133,67		2769,87	-15,95					10,05	-18,52
2780	0,43					143,26		2779,87	-16,01					10,11	-18,6
2781,43	0,41					145,2		2781,3	-16,02					10,12	-18,61
2790	0,25					279,29		2789,87	-16,05					10,12	-18,63
2793,56	0,49					293,75		2793,43	-16,04					10,1	-18,61
2800	0,96					297,73		2799,87	-16					10,02	-18,53
2808,39	1,57					299,35		2808,25	-15,91					9,86	-18,36
2810	1,7					300,1		2809,86	-15,89					9,82	-18,31
2820	2,53					303		2819,86	-15,7					9,51	-17,96
2827,07	3,11					304,12		2826,92	-15,5					9,22	-17,62
2830	3,32					304,67		2829,84	-15,41					9,08	-17,46
2838,35	3,93					305,91		2838,18	-15,1					8,65	-16,94
2840	4,03					305,99		2839,82	-15,04					8,56	-16,83
2850	4,65					306,38		2849,79	-14,59					7,95	-16,09
2853,4	4,86					306,49		2853,18	-14,42					7,72	-15,81
2860	5,03					309,55		2859,76	-14,07					7,27	-15,25
2867,47	5,23					312,76		2867,2	-13,63					6,77	-14,58
2870	5,23					313,05		2869,72	-13,48					6,6	-14,35
2879,2	5,25					314,09		2878,88	-12,9					5,99	-13,51
2880	5,22					314,36		2879,67	-12,85					5,94	-13,44
2890	4,88					317,98		2889,64	-12,21					5,33	-12,56
2895,28	4,71					320,1		2894,9	-11,88					5,04	-12,12
2900	4,46					320,14		2899,6	-11,59					4,8	-11,74
2910	3,93					320,23		2909,58	-11,03					4,33	-11,01
2910,5	3,9					320,24		2910,07	-11					4,31	-10,98
2920	3,68					321,02		2919,55	-10,52					3,91	-10,35
2924,49	3,58					321,42		2924,03	-10,29					3,73	-10,07
2930	3,36					320,43		2929,53	-10,04					3,52	-9,74
2939,1	2,99					318,47		2938,62	-9,65					3,2	-9,23
2940	2,99					318,53		2939,52	-9,62					3,17	-9,19
2950	2,95					319,19		2949,51	-9,23					2,82	-8,67
2953,63	2,94					319,44		2953,13	-9,09					2,7	-8,48
2960	3					319,83		2959,49	-8,83					2,49	-8,15
2966,32	3,06					320,2		2965,8	-8,58					2,27	-7,82
2970	3,15					319,14		2969,48	-8,43					2,15	-7,62
2978,36	3,36					316,95		2977,82	-8,07					1,83	-7,14
2980	3,38					317		2979,46	-8					1,76	-7,05
2990	3,47					317,32		2989,44	-7,57					1,36	-6,45
2995,47	3,52					317,49		2994,9	-7,32					1,13	-6,12
3000	3,82					317,88		2999,42	-7,11					0,94	-5,83
3010	4,49					318,55		3009,4	-6,56					0,45	-5,1
3010,42	4,52					318,57		3009,82	-6,54					0,43	-5,07
3020	5,17					318,78		3019,36	-5,93					-0,1	-4,26
3023,48				5,4	318,84		3022,83					-5,69	-0,31				-3,94
3030				5,86	318,7		3029,32					-5,21	-0,74				-3,3
3039,61				6,55	318,54		3038,87					-4,43	-1,42				-2,26
3040				6,58	318,59		3039,26					-4,4	-1,45				-2,22
3050				7,23	319,82		3049,19					-3,49	-2,24				-1,02
3053,47				7,46	320,2		3052,63					-3,15	-2,52				-0,57
3060				7,81	320,83		3059,1					-2,48	-3,07				0,29
3067,48				8,22	321,48		3066,51					-1,66	-3,73				1,33
3070				8,39	321,2		3069					-1,38	-3,96				1,69
3080				9,05	320,21		3078,88					-0,21	-4,92				3,21
3082,01				9,18	320,03		3080,87					0,04	-5,12				3,52
3090				9,78	319,87		3088,75					1,04	-5,97				4,84
3097,05				10,31	319,75		3095,69					1,98	-6,76				6,07
3100				10,46	320,03		3098,59					2,39	-7,1				6,6
3110				10,99	320,93		3108,42					3,83	-8,29				8,46
3111,55				11,07	321,06		3109,94					4,06	-8,47				8,75
3120				11,84	319,64		3118,22					5,35	-9,54				10,43
3125,42				12,33	318,82		3123,52					6,21	-10,29				11,56
3130				12,72	318,53		3127,99					6,95	-10,94				12,55
3138,61				13,46	318,02		3136,38					8,41	-12,24				14,5
3140				13,59	318		3137,73					8,65	-12,46				14,83
3150				14,55	317,85		3147,43					10,45	-14,09				17,26
3154,51				14,98	317,79		3151,79					11,31	-14,86				18,41
3160				15,52	317,64		3157,09					12,37	-15,83				19,85
3168,39				16,35	317,44		3165,15					14,07	-17,38				22,15
3170				16,49	317,41		3166,7					14,41	-17,69				22,61
3180				17,4	317,23		3176,26					16,55	-19,67				25,52
3182,72				17,64	317,19		3178,86					17,15	-20,22				26,34
3190				18,04	317,44		3185,79					18,79	-21,74				28,57
3196,49				18,4	317,65		3191,95					20,29	-23,11				30,6
3200				18,59	317,79		3195,28					21,11	-23,86				31,72
3210				19,12	318,19		3204,74					23,51	-26,02				34,95
3211,61				19,21	318,25		3206,27					23,91	-26,37				35,47
3220				19,82	317,99		3214,17					26	-28,24				38,28
3225,13				20,19	317,84		3218,99					27,3	-29,42				40,03
3230				20,55	317,94		3223,56					28,56	-30,55				41,73
3240				21,3	318,15		3232,9					31,21	-32,94				45,3
3240,65				21,35	318,16		3233,51					31,39	-33,1				45,53
3250				22,27	318,03		3242,19					33,97	-35,42				49,01
3256,09				22,87	317,95		3247,81					35,71	-36,98				51,34
3260				23,24	317,98		3251,41					36,85	-38,01				52,87
3269,68				24,14	318,05		3260,27					39,74	-40,61				56,76
3270				24,16	318,05		3260,56					39,84	-40,7				56,89
3280				24,64	318,02		3269,67					42,91	-43,46				61,02
3283,81				24,83	318,01		3273,13					44,09	-44,53				62,62
3290				25,69	318,03		3278,73					46,06	-46,29				65,26
3297,45				26,73	318,06		3285,41					48,5	-48,49				68,55
3300				27,07	318,12		3287,69					49,36	-49,26				69,7
3310				28,42	318,36		3296,54					52,83	-52,36				74,36
3311,35			28,6		318,39		3297,72				53,32		-52,79				75
3320			29,54		318,59		3305,28				56,46		-55,58				79,2
3330			30,63		318,82		3313,94				60,23		-58,89				84,21
3331,63			30,81		318,85		3315,34				60,86		-59,43				85,05
3340			33,23		318,62		3322,43				64,19		-62,36				89,48
3349,76			36,05		318,38		3330,46				68,35		-66,04				95,03
3350			36,11		318,35		3330,66				68,45		-66,13				95,17
3360			38,73		317,24		3338,6				72,95		-70,21				101,24
3364,75			39,97		316,75		3342,27				75,15		-72,27				104,25
3370			41,35		317,19		3346,25				77,65		-74,6				107,67
3380			43,97		317,96		3353,61				82,66		-79,17				114,45
3384,29			45,1		318,27		3356,66				84,9		-81,18				117,46
3390			46,69		318,7		3360,64				87,97		-83,9				121,56
3395,48			48,21		319,09		3364,34				91,01		-86,55				125,59
3400			49,38		319,07		3367,32				93,58		-88,78				128,99
3409,79			51,91		319,02		3373,53				99,29		-93,74				136,55
3410			51,94		319,01		3373,66				99,42		-93,85				136,72
3420			53,14		318,75		3379,74				105,4		-99,07				144,65
3423,02			53,51		318,67		3381,55				107,22		-100,67				147,07
3430			55,1		318,01		3385,62				111,45		-104,44				152,74
3437,97			56,93		317,29		3390,07				116,34		-108,89				159,35
3440			57,25		317,25		3391,17				117,59		-110,05				161,05
3450			58,83		317,07		3396,47				123,81		-115,81				169,53
3451,3			59,03		317,05		3397,14				124,62		-116,57				170,65
3460			59,96		317,1		3401,56				130,11		-121,68				178,14
3466,53			60,66		317,13		3404,79				134,27		-125,54				183,82
3470			60,7		317,09		3406,49				136,49		-127,6				186,84
3480			60,83		316,99		3411,37				142,87		-133,54				195,57
3481,82			60,85		316,97		3412,26				144,03		-134,63				197,16
3490			62,66		316,61		3416,13				149,29		-139,56				204,36
3497,76			64,38		316,27		3419,59				154,32		-144,35				211,31
3500			64,52		316,46		3420,56				155,78		-145,74				213,33
3510			65,17		317,3		3424,81				162,39		-151,93				222,38
3512			65,3		317,47		3425,64				163,73		-153,16				224,2
3520			70,32		317,76		3428,67				169,2		-158,15				231,6
3530			76,59		318,11		3431,51				176,31		-164,57				241,18
3540			82,86		318,43		3433,3				183,65		-171,11				251,01
3550			89,13		318,75		3433,99				191,13		-177,71				260,98
3550,59			89,5		318,77		3434				191,57		-178,1				261,56
3560			89,5		318,75		3434,08				198,65		-184,3				270,97
3570			89,5		318,72		3434,17				206,16		-190,9				280,97
3580			89,5		318,7		3434,26				213,68		-197,49				290,96
3590			89,51		318,68		3434,34				221,19		-204,1				300,96
3600			89,51		318,65		3434,43				228,7		-210,7				310,95
3610			89,51		318,63		3434,51				236,2		-217,31				320,95
3620			89,51		318,6		3434,6				243,7		-223,92				330,94
3630			89,51		318,58		3434,68				251,2		-230,53				340,94
3640			89,51		318,56		3434,77				258,7		-237,15				350,93
3650			89,52		318,53		3434,85				266,2		-243,77				360,93
3660		89,52			318,51		3434,94			273,69			-250,39			370,92
3670		89,52			318,48		3435,02			281,18			-257,02			380,92
3680		89,52			318,46		3435,11			288,66			-263,65			390,92
3690		89,52			318,44		3435,19			296,14			-270,28			400,91
3700		89,52			318,41		3435,27			303,63			-276,92			410,91
3710		89,53			318,39		3435,36			311,1			-283,56			420,9
3720		89,53			318,36		3435,44			318,58			-290,2			430,9
3730		89,53			318,34		3435,52			326,05			-296,85			440,9
3740		89,53			318,32		3435,6			333,52			-303,49			450,89
3750		89,53			318,29		3435,68			340,99			-310,15			460,89
3760		89,53			318,27		3435,77			348,45			-316,8			470,89
3770		89,54			318,24		3435,85			355,91			-323,46			480,88
3780		89,54			318,22		3435,93			363,37			-330,12			490,88
3790		89,54			318,2		3436,01			370,82			-336,78			500,88
3800		89,54			318,17		3436,09			378,28			-343,45			510,88
3810		89,54			318,15		3436,17			385,73			-350,12			520,87
3820		89,54			318,12		3436,25			393,17			-356,79			530,87
3830		89,55			318,1		3436,33			400,62			-363,47			540,87
3840		89,55			318,08		3436,41			408,06			-370,15			550,87
3850		89,55			318,05		3436,49			415,5			-376,83			560,86
3860		89,55			318,03		3436,56			422,93			-383,52			570,86
3870		89,55			318		3436,64			430,37			-390,21			580,86
3880		89,55			317,98		3436,72			437,8			-396,9			590,86
3890		89,56			317,95		3436,8			445,22			-403,6			600,85
3900		89,56			317,93		3436,88			452,65			-410,3			610,85
3910		89,56			317,91		3436,95			460,07			-417			620,85
3920		89,56			317,88		3437,03			467,49			-423,7			630,85
3930		89,56			317,86		3437,11			474,9			-430,41			640,85
3940		89,56			317,83		3437,18			482,32			-437,12			650,85
3950		89,56			317,81		3437,26			489,73			-443,83			660,84
3960		89,57			317,79		3437,34			497,14			-450,55			670,84
3970		89,57			317,76		3437,41			504,54			-457,27			680,84
3980		89,57			317,74		3437,49			511,94			-464			690,84
3990		89,57			317,71		3437,56			519,34			-470,72			700,84
4000		89,57			317,69		3437,64			526,74			-477,45			710,84
4010		89,57			317,67		3437,71			534,13			-484,18			720,84
4020		89,58			317,64		3437,78			541,52			-490,92			730,83