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

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.

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)

Conservation de masse du gaz dissous :

yi z{(1 - |)É~DV~ = - y

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

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

Conservation de masse des cuttings :

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 :

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 3^1/2de 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)

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.

Chapitre3-Modélisation des écoulements bi-phasiques

Chapitre4-Initiation à la geomécanique en Forage