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.
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