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.
21
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.
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