Chapitres 1.2.2bis.3.4.5

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PM

Formation Industrie - IFP

Training

• Unités

• Hydrostatique

• Pertes de charge

• Relation entre les pressions dans le puits en

circulation

• Loi des gaz

CHAPITRE 1- Physique pour le well control

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Training

• Pression :1 bar = 14.5 psi 1 psi = 0.069 bar1 bar = 100 000 Pa 1 bar = 100 kPa = 0.1 MPa

• Longueur :1 m = 3.28 ft 1 ft = 0.3048 m

• Densité, masse volumique :1kg / litre = 8.345 ppg 1 ppg = 0.1198 kg / litre

• Gradient de pression : 1 bar / m = 4.421 psi / ft 1 psi / ft = 0.226 bar / m

• Volume :1 litre = 0.2642 US gallons = 0.006289 barrels1 barrel = 42 US gallons = 158.98 litres1 gallon US = 3.7854 litres

Conversions d’unités

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Training

• Capacité :1 litre / m = 0.0805 gallons US / ft = 0.00192 barrels / ft

1 gallon / ft = 12.419 litres / m

1 barrel / ft = 521.6 litres / m

Conversions d’unités

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Training

• Pour le réservoir : arrondir au dessus

densité requise = 1.241 1.25

Pression de formation = 514.3 515 bar

• Pour le sabot : en dessous

d frac = 1.788 1.78

Padm = 128.9 bar 128 bar

Pfrac = 534.78 bar 534 bar

Calculs et arrondis

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Training

• Pour le réservoir : arrondir au dessus

densité requise = 10.451 ppg 10. 46

Pression de formation = 7500.3 psi 7501 psi

• Pour le sabot : en dessous

d frac = 15.768 ppg 15.76 ppg

Padm (MAASP) = 1534. 8 psi 1534 psi

P frac = 10 834.78 psi 10 834 psi

Calculs et arrondis

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Training

SEC -

Hydrostatique

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Training

SEC -

• Concerne les fluides immobiles, seulement soumis aux forces de pesanteur

• Relation fondamentale : – Dans le système international :

PHA : Pression hydrostatique en A exprimée en Pascal (N / m2)

PHB : Pression hydrostatique en B exprimée en Pascal (N / m2)

: Masse volumique du fluide en kg / m3 entre A et B

g : Accélération de la pesanteur (= 9.81 m / s2 )

H : Différence de hauteur (verticale) entre A et B en m

H . g . P P HAHB

Hydrostatique

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Training

SEC -

• Relation fondamentale :

– En unités métriques usuelles :

PHA : Pression hydrostatique en A exprimée en bar

PHB : Pression hydrostatique en B exprimée en bar

H : Distance verticale entre A et B exprimée en md : Densité du fluide entre A et B

(par rapport à l ’eau, sans dimension)

10.2 : Facteur de conversion (prenant en compte la valeur de g et les unité utilisées)

.

10.2d H = P P HAHB

Hydrostatique

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Training

SEC -

• Relation fondamentale :

– En unités anglo-saxonnes :

PHA : Pression hydrostatique en A exprimée en psi

PHB : Pression hydrostatique en B exprimée en psi

VD : Profondeur verticale entre A et B exprimée en pieds

MW : Densité du fluide entre A et B exprimée en ppg

0.052 : Facteur de conversion (prenant en compte la valeur de g : accélération de la pesanteur sur terre et les unité utilisées)

0 MW . VD. .052 = P P HAHB

Hydrostatique

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Training

SEC -

• Lorsque A en surface :

– PHA = 0 pression relative

– PHA = 1 atm ( 1 bar 14.5 psi) pression absolue

– Pressions relatives utilisées en forage

En unités métriques :

En unités anglo-saxonnes :

10.2

d . H = HBP

Hydrostatique

0 MW . VD. .052 = PHB

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Training

SEC -

• Pour calculer PH entre 2 points, il faut connaître :– La pression hydrostatique en l’un des points,

– La hauteur verticale entre les 2 points considérés,

– La densité du fluide entre les 2 points,

– S’il y a plusieurs fluides de densité différente, il faut calculer en

plusieurs étapes.

• PH augmente avec la profondeur,

• Les fluides transmettent la pression, principe utilisé pour le well control.

Hydrostatique

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Training

SEC -

Hydrostatique - tube en U

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SEC -

• Avec un seul fluide (ou fluides de même densité) :– Même niveau dans les 2 branches si le puits est ouvert,– Même pression en surface si le puits est fermé,– Même PH sur une même horizontale.

• Fluides de différente densité :– Différence de niveau dans les 2 branches si le puits est ouvert,

– Différence de pression en surface si le puits est fermé,

– Même PH sur une même horizontale seulement sous AB (même fluide

dans les 2 branches sous AB).

• Un puits avec des tubes ouverts à l’intérieur du puits est un tube en U.

Hydrostatique - tube en U

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Training

SEC -

Pertes de charge dans une conduite

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Training

SEC -

• Perte de pression le long du circuit avec un fluide en circulation,

• Chute de pression due à :– Friction à l’intérieur du fluide et entre le fluide et la paroi de la

conduite,

– Réduction de la section de la conduite.

• Pression transformée en énergie cinétique et chaleur,• Pertes de charge exprimées en unités de pression,

• (PA - PB) proportionnel à l’énergie nécessaire pour vaincre les frottements lorsque le fluide se déplace de A vers B :

P : Puissance consommée pour déplacer le fluide de A à BQ : Débit

Pertes de charge

Q . P P BA P

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SEC -

• Expression des pertes de charge dans une conduite– PC proportionnelles à d, L, Q2 (ou au carré de la vitesse de la pompe),

– PC inversement proportionnelles à D5,

d : Densité du fluide,L : Longueur de la conduite,Q : Débit, D : Diamètre intérieur de la conduite.

• Formule approximative valeurs approximatives– Toujours prendre en considération les valeurs données par le circuit.

D

D .

Q

Q .

d

d .

L

LP = P

2

15

1

22

1

2

1

2 . C1C2

Pertes de charge par friction dans une conduite

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Training

SEC -

Changement de section

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SEC -

• Énergie de pression transformée en énergie cinétique, • Expression de la chute de pression :

PA : Pression en A exprimée en Pascal (N / m2),

PB : Pression en B exprimée en Pascal (N / m2),

: Masse volumique du fluide en kg / m3,

VA : Vitesse du fluide en A exprimée en m / s,

VB : Vitesse du fluide en B exprimée en m / s.

• Se produit au niveau des duses de l’outil et du manifold, • Dans la duse du manifold, possibilité de faire varier la

chute de pression en ajustant l’ouverture de la duse.

Pertes de charge par changement de section

-

. - 2

VV)P(P

2A

2B

BA

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SEC -

• En cours de forage (puits ouvert) : – PC S : Pertes de charge dans l’équipement de surface,

– PC DP : Pertes de charge dans les tiges,

– PC DC : Pertes de charge dans les drill collars,

– PC O : Pertes de charge dans l’outil,

– PC I = PC S + PC DP + PC DC + PC O (PC I : pertes de charge à

l’intérieur de la garniture),– PC EA : Pertes de charge dans l’espace annulaire.

• En circulation à travers le choke manifold, en plus :– PC CL : Pertes de charge dans la choke line,

– PC Duse : Pertes de charge dans la duse,

– Pression en tête d’annulaire (Pa) mesurée sur le manifold juste avant la duse Pa PC Duse.

Répartition des pertes de charge dans le circuit

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SEC -

PC DP 4 à 5 bar / 1 000 m / 1 000 l / min / d = 1.10 pour tiges 5",

(≈ 60 psi / 3 000 ft /260 gpm / 10 ppg avec des tiges 5 ")

PC DC 4 à 5 bar / 100 m / 1 000 l / min / d = 1.10,

(≈ 60 psi / 3 000 ft /260 gpm / 10 ppg)

PC O 50 à 70 % des pertes de charge dans le circuit,

PC EA : Variables suivant les phases de forage, peuvent être négligées lorsque l’on circule à débit réduit Qr,

PC CL : Négligeables avec les BOP en surface,

Ne peuvent plus être négligées avec les BOP sous- marins lorsque la profondeur d’eau est

importante.

Pertes de charge dans le circuit

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SEC -

• En circulation dans un puits, PC (pertes de charge) et PH (pression hydrostatique) doivent être prises en compte,

• Notation :

Pf : Pression de fond (pression au fond à l’intérieur du puits),

PR : Pression de refoulement,

Pa : Pression en tête d’annulaire (pertes de charge dans la duse),

PHEA : Pression hydrostatique crée par la colonne de fluide dans

l’espace annulaire,

PHI : Pression hydrostatique crée par la colonne de fluide à l’intérieur

de la garniture.

Relations entre les pressions en circulation

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SEC -

• Relations entre Pf, PR et Pa lorsque le puits est ouvert :

– Si fluide homogène dans le puits : PHEA = PHI

PR égale à la somme des PC (pertes de charge) dans le circuit,

– Si PHEA PHI Effet de tube en U

* Si PHEA > PHI Augmentation de PR,

* Si PHI > PHEA Réduction de PR (injection de ciment, ...).


CEA CI HI HEA R P+P+)P-(P=P

CEA HEA f P +P = P

CI HI f R PP - P=P

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Training

SEC -

• Relations entre Pf, PR et Pa lorsque l’on circule sous duse :

• Remarque : Même relation entre Pf et PR dans les deux cas.


a CLC CEA HEA f P P P +P = P

a CLC CEA CI HI HEA R P P P+P+)P- (P=P

CI HI f R PP - P=P

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SEC -

• La pression en un point dépend de PH et des PC après ce point :

– Si pas de variation de PHEA et des PC dans l’annulaire pas de variation de Pf.

• Toute variation des PC en un point du circuit modifie les pressions avant ce point (amont) et laisse inchangées les pressions après ce point (aval) :

– Duse utilisée pour modifier les pressions dans le puits,

– Toute variation des pertes de charge dans la duse variation de la pression de fond et de la pression de refoulement.

• La variation de pression hydrostatique prévaut toujours sur la variation de pertes de charge (sauf dans l’outil).


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Training

SEC -

• Lors d’un contrôle de venue avec des BOP surface :– Les PCEA peuvent être négligées à débit réduit Qr,

– Les PC CL sont négligeables,

– Relations à utiliser :


a CI HI HEA R P P)P-(P=P

aHEA f P P = P

CI HI f R PP - P=P

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SEC -

• Lors d’un contrôle de venue avec des BOP sous-marins et une profondeur d’eau importante :

– Les PCEA peuvent être négligées à débit réduit,

– Grande longueur de choke line, les PC CL ne peuvent plus être

négligées,

– Relations à utiliser :

• Dans tous les cas, même PR mais différents Pa.


a CL C HEA f P P P = P

aP P P)P-(P=P CL C CI HI HEA R

CI HI f R PP - P=P

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SEC -

Loi des Gaz

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SEC -

• Loi de Boyle - Mariotte :

Valable seulement pour les gaz parfaits (les gaz réels suivent cette relation à faible pression),

Pour le well control, la loi de Boyle - Mariotte est suffisante.

• Cas des gaz réels :

T : Température absolue en ° Kelvin (°K = 273 + °C)

Z : Facteur de compressibilité du gaz

• Formules valables seulement en pression absolue.

. . = .

. 2222

1111

TZVP

TZVP

Constante 2V . 2P 1V . 1P

Loi des Gaz

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SEC -

CHAPITRE 2

• Pression géostatique

• Pression de pore

• Causes des pressions anormales

• Détection des pressions anormales

• Pression de fracturation

• LOT et Padm

• Architecture du puits et Padm

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Structure d’une roche sédimentaire

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SEC -

Pression géostatique

Pression exercée par le poids des sédiments sus-jacents,

Pression géostatique contrainte verticale principale,

Pression de fracturation liée à la pression géostatique,

Densité des sédiments fonction de :– Porosité,– Densité des fluides dans les pores,– Nature chimique des solides (grains et matrice).

La porosité diminue avec la profondeur (compaction),

le gradient géostatique augmente avec la profondeur

A terre, environ 0.23 bar / m à 3 500 m (1 psi / ft à 10 000 ft)

Offshore, dépends de la profondeur d’eau.

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SEC -

Evolution de la porosité

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SEC -

Gradient géostatique

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SEC -

Pression des fluides à l’intérieur des pores, Pression de formation, pression de gisement, de réservoir, …Fluides dans les pores :

– Eau,

– Hydrocarbures,

– H2S, CO2, azote, …

Les fluides peuvent circuler dans une roche perméable,Relation entre pression géostatique et pression de pores :

v : contrainte effective verticale (fracturation lorsque = 0),

S : Pression géostatique,PG : Pression de formation.

GPS v

Pression de pore

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SEC -

• Pression de pore normale lorsque cette pression estseulement le fait de l’eau qui imprègne le sous-sol etformation en communication avec la surface,

• Dans les autres cas : pression de pore anormale

– Pression de pores anormale système fermé à l’atmosphère existence de barrières de perméabilité,

– Fluides de formation plus légers que l’eau (gaz, huiles).

Pression de pore

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SEC -

• Densité de la boue pour forer une formation à pression normale :

– 1.05 à 1.15 suivant la salinité de l’eau de formation (exception faite

des problèmes de topographie),

– 9.60 ppg à 10.00 ppg suivant la salinité de l’eau de formation

(exception faite des problèmes de topographie).

• Pression de pore maximum dans une formation ≈ la plus faible des contraintes principales existant dans cette formation.

Pression de pore

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SEC -

Effet de la topographie

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SEC -

Effet de la topographie

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SEC -

Pour avoir une pression de pore anormale, nécessité – De barrières de perméabilité pour piéger la pression,

– De phénomènes pour générer de la pression.

Barrières de perméabilité :– Liées à des causes géologiques :

* Sédiments de faible perméabilité,

* Activité tectonique,

* Phénomènes liés à la diagenèse.

– Qualité de la barrière :

* Barrière étanche changement brutal de pression entre les couches,

* Barrière pas totalement étanche zone de transition (variation progressive de la pression dans cette zone).

Causes des pressions anormales

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SEC -

Barrière de perméabilité parfaitement étanche

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SEC -

Zone de transition

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SEC -

Phénomènes générateurs de pression : – Présence d’hydrocarbures,

– Sous - compaction (considérée comme la cause principale),

– Transformation des argiles,

– Expansion thermique des fluides,

– Osmose,

– Dépôts d’évaporites,

– Transformation de la matière organique,

– Tectonique,

– Hydrodynamique,

– Opérations de forage.


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SEC -

• Présence d’hydrocarbures :

– Pression due à la différence de densité entre l’eau et les hydrocarbures,

– Effet plus important avec du gaz près de la surface.

• Sous - compaction :

– Due à un mauvais drainage des eaux de formation pendant

l’enfouissement des sédiments :* Si l’eau est évacuée des sédiments pression de pore et

compaction normales,

* Si l’eau n’est pas ou partiellement évacuée des sédiments sous - compaction et pression de pore anormales.

– Sous - compaction principalement dans les séries argileuses.


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Presence d’hydrocarbures

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SEC -

Compaction normale

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SEC -

Sous - compaction

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SEC -

• Transformation minéralogique des argiles :– Aux environs de 100 °C : smectite illite + eau

Smectite : argile gonflante très réactive (bentonite),Illite : argile non gonflante, non réactive.

– L’eau évacuée lors de la transformation peut modifier la pression de pore de la formation suivant sa perméabilité.

• Expansion thermique des fluides :

– Augmentation de température augmentation de la pression des fluides à l’intérieur de la roche si le système est fermé (principe de la cocotte minute).

• Osmose :– Circulation de fluides due à des différence de concentration en sels,

– Les formations argileuses peuvent se comporter comme des argiles semi – perméables.


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SEC -

Osmose

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SEC -

• Dépôt d’évaporites :– Création de barrières de perméabilité (roches non poreuses non

perméables),

– Création de dômes de sel effets tectoniques et osmose,

– Transformation du gypse en anhydrite avec 38 % d’eau évacuée,

– Transformation de l’anhydrite en gypse augmentation du volume de la roche augmentation des contraintes dans la roche.

• Transformation de la matière organique (genèse des hydrocarbures) :

– Molécules organiques cassées par les bactéries et la température (matière organique solide huiles gaz),

– Augmentation du volume des produits au cours de la transformation si le système est fermé augmentation de la pression de pore.


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Training

SEC -

Formations salifères

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SEC -

• Tectonique :– Paléo – pressions,

– Action des failles.

• Hydrodynamique :– Pertes de charge modifiant les pressions dans les formations.

• Pressions anormales produites par le forage :– Programme de casing éruption interne, ...

– Cimentation défectueuse (migration du gaz le long des casings),– Caractéristiques de la boue fracturation, ...


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PM


Training

SEC -

Tectonique

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Training

SEC -

Tectonique

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Training

SEC -

• Avant le forage :– Données sismiques,

– Données géologiques,

– Données des puits voisins.

• Pendant le forage :– ROP (vitesse d’avancement),

– d exponent,

– Autres formulations de la vitesse d’avancement,

– Frottements dans le puits,

– Salinité du filtrat de la boue,

– Gaz,

– Température de la boue et gradient,

– Déblais (cuttings),

– MWD – LWD.

Détection des pressions anormales

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Training

SEC -

Données sismiques

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SEC -

Informations provenant des puits voisins

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Training

SEC -

• ROP (vitesse d’avancement) :– Influencée par P (pression différentielle) et la compaction,

– Augmente à l’approche et / ou à l’entrée d’une zone à pression anormale,

– Attention avec une augmentation progressive du ROP (pas toujours un avancement rapide !).

• d exponent :– Formule de Bingham :

ROP : Vitesse d’avancement RPM : Vitesse de rotation a : Coefficient de lithologie WOB : Poids sur l’outil D : Diamètre de l’outil

– Diminue à l’approche et / ou à l’entrée d’une zone à pression anormale.

. d

DWOBaRPM

ROP


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Training

SEC -

Variation du ROP en fonction de P

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SEC -

• d exponent :– Formule de Bingham déduite d’expériences sur chantier avec des

tricônes dans des puits verticaux,

résultats discutables avec PDC et puits déviés,

– Évolution du d exponent à prendre en considération dans des séries argileuses.

• Autres relations avec le ROP (Sigmalog, A exponent, ..) :– Difficiles à utiliser (besoin de connaître les caractéristiques de la

roche à forer !!).

• Frottements dans le puits :– Augmentation du " torque and drag " (effet sur la stabilité du puits).

• Salinité du filtrat de la boue :– Variation fonction de la salinité de la boue et de l’eau de formation,– En général salinité du fluide de formation plus faible que la normale.


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SEC -

Variation du ROP, du d exponent et de PG

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SEC -

• Gaz dans la boue :– % de gaz dans la boue influencé par P (pression différentielle),

– A l’approche et / ou à l’entrée d’une zone à pression anormale contenant du gaz :

* Augmentation du fond gazeux,* Augmentation des bouchons de manœuvre et d’ajout de tiges,* Variation des rapports C2/C1, C3/C2 (augmentation).

• Température de la boue :– Une zone sous - compactée agit comme un isolant perturbation

de l’évacuation de la chaleur du centre de la terre vers la surface,

– Le gradient de température diminue avant d’entrer dans la zone à pression anormale, puis augmente plus rapidement qu’à la normale,

– Théoriquement, le seul moyen pour détecter à l’avance une zone à pression anormale mais les variations de température sont difficiles à mesurer.


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Training

SEC -

Gaz dans une formation sous - compactée

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SEC -

• Informations provenant des déblais (cuttings) :

– Nature des argiles : % anormalement élevé d’argiles réactives(smectites),

– Diminution de la densité des argiles (% d’eau anormalement élevé),

– Forme des cuttings (influencée par la P),

– Quantité anormalement élevée de déblais (influencée par la stabilité des parois du puits),

– Composition du gaz dans les cuttings (rapports C2/C1, C3/C2 anormalement élevés).


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SEC -

• Informations fournies par le MWD - LWD :Maintenant possibilité d’avoir ces mesures en cours de forage,Valeurs influencées par la formation, l’état du trou et la boue,

Informations intéressantes fournies par la plupart des outils :

– Gamma Ray diminuePorosité élevée % de matériaux radioactifs plus faible

– Résistivité (ou induction) diminuePlus d’eau dans la formation roche moins résistante

– Sonique : mesure le temps de transit du son (t) qui augmente car la porosité diminue

– Densité diminue : augmentation de la porosité diminution de la densité de la roche

– Neutron augmente : mesure directement la porosité

Comparer seulement les valeurs provenant des formations argileuses.


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Training

SEC -

Informations fournies par le MWD - LWD

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Training

SEC -

• Pressions anormales plus difficiles à détecter si absence de zone de transition,

• Tous les indicateurs doivent être pris en compte,

nécessité d’une bonne communication entre le mud logger, le géologue, l’opérateur MWD et le driller,

• Comparer seulement les informations collectées dans des formations ayant la même lithologie (formations argileuses),

• Meilleurs indicateurs :– Vitesse d’avancement (ROP),– Gaz,– MWD - LWD (mesures influencées uniquement par la formation).


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SEC -

• Pression de fracturation (Pfrac ) = pression à appliquer en face d’une formation pour ouvrir par pression des fractures dans cette formation,

• Important de connaître les limites de la formation :– Pour placer le sabot du casing à la bonne place,– Pendant la circulation d’une venue.

• Existence de fractures dans un puits peut conduire à de sérieux problèmes (communication entre couches, avec la surface, ..) éviter de fracturer,

• Fracturation liée à la perméabilité de la formation :– Si formation très perméable filtration, – Si formation non perméable fracturation.

Pression de fracturation

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SEC -

Distribution des contraintes

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Training

SEC -

La valeur de Pfrac value dépend de :

– La valeur des 3 contraintes principales effectives* L’une verticale (pression géostatique) et les 2 autres horizontales

(généralement contrainte verticale > horizontale),* Fracturation lorsque la plus faible des contraintes = 0,* Pfrac entre 70 % et 120 % de la pression géostatique,

* Le gradient géostatique augmente avec la profondeur Le gradient de Pfrac augmente aussi avec la

profondeur La formation juste sous le sabot est en général la plus fragile

du découvert.

– La cohésion de la roche (résistance à la traction),

– L’orientation du puits (inclinaison, azimut),

– La température de la roche : une augmentation de la température

augmentation de Pfrac (jusqu’à 5 bar / °C, ≈ 70 psi / °C),

– Réactions entre la boue et la formation (filtration, qualité du cake, ..).

Pression de fracturation

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Training

SEC -

Orientation des fractures

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Training

SEC -

Valeur de Pfrac en fonction de l’inclinaison

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Training

SEC -

Diagramme de fracturation hydraulique

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Training

SEC -

PLOT : Pression de Leak Off Test : les fluides du puits commencent à pénétrer dans la formation,

PFO : Pression d’ouverture des fractures : pression à laquelle les fractures apparaissent la première fois,

PFO' : Pression à laquelle les fractures apparaissent la

seconde fois,

PFP : Pression de propagation des fractures : les

fractures se propagent dans la formation,

PFC : Pression de fermeture des fractures : les fractures se referment, les fluides n’entrent plus dans la formation,

Rt : Résistance de la roche à la traction.

Test de fracturation hydraulique

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Training

SEC -

Résistance de la roche réduite si fracturation éviter de fracturer

Tests :– Pour déterminer la pression de début de fuite : Leak Off Test (L.O.T),

– Pour vérifier si la formation résiste à une pression donnée (limit test,

FIT : Formation Integrity Test).

Valeur obtenue avec le L.O.T Pfrac et marge de sécurité inconnue

L.O.T réalisé :– Généralement dans la formation où le sabot est posé (devrait être fait

dans la formation suivante),– Au démarrage d’une nouvelle phase de forage :

* Le cake n’est peut être pas encore étanche,* La température de la formation est minimum.

Valeur obtenue peut être très éloignée de la valeur réelle de Pfrac (si

L.O.T répété plus tard pendant la phase, souvent valeur obtenue plus élevée).

Détermination de la pression de fracturation

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PM


Training

SEC -

Par abus de langage, la valeur obtenue avec le L.O.T considérée comme Pfrac

Expression de Pfrac :

Pfrac : Pression de fracturation au sabot en bar,

PLOT : Pression de fuite mesurées en surface en bar,

Z sabot : Profondeur vertical du sabot en m,

d LOT : Densité de la boue dans le puits au moment du LOT.

10.2dZPP LOTLOT sabotfrac .


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Training

SEC -

Par abus de langage, la valeur obtenue avec le L.O.T considérée comme Pfrac

Expression de Pfrac :

Pfrac : Pression de fracturation au sabot en psi,

PLOT : Pression de fuite mesurées en surface en psi,

VD shoe : Profondeur vertical du sabot en pieds,

MW LOT : Densité de la boue dans le puits au moment du LOT en

ppg.


LOTshoeLOTfrac MW . VD . 052.0 P P

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SEC -

Densité de fracturation

d frac : Densité de fracturationPfrac : Pression de fracturation au sabot en barZ sabot : Profondeur verticale du sabot en m

– Si le puits est rempli de boue de densité d frac , la pression au sabot

est égale à Pfrac,– Si le puits est rempli avec une boue de densité d frac , la pression

au sabot est supérieure à Pfrac diminution du niveau de boue

dans l’annulaire.

sabotfrac frac Z

P10.2d

.


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SEC -

Densité de fracturation en unités anglo-saxonnes

MW frac : Densité de fracturation en ppgPfrac : Pression de fracturation au sabot en psi

VD shoe : Profondeur verticale du sabot en pieds

– Si le puits est rempli de boue de densité MW frac , la pression au sabot

est égale à Pfrac,– Si le puits est rempli avec une boue de densité MW frac , la pression au

sabot est supérieure à Pfrac diminution du niveau de boue dans

l’annulaire.


0.052 . VDP MW

shoe

fracfrac

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SEC -

• Forer quelques mètres sous le sabot (une dizaine de m, ≈ 30 ft),

• Circuler et conditionner la boue pour avoir un fluide propre et homogène,

• Remonter l’outil au sabot,• Fermer le puits (ouvrir l’annulaire entre les deux derniers casings),

• Pomper avec un débit très faible (40 à 80 l / min, 10 à 20 gpm) avec la pompe de cimentation,

• Enregistrer l’évolution de la pression en fonction du volume pompé, • Suivant le type de test réalisé, pompe arrêtée :

– Lorsque la pression atteint la valeur désirée (F.I.T, Limit Test),– Lorsque quelques points divergent de la courbe de compressibilité de la

boue (L.O.T).

• Test terminé, purger le puits et déterminer le volume de boue restitué par le puits donne le volume absorbé par la formation.

Procedure de Leak Off Test

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SEC -

Différentes façons de réaliser un L.O.T :– Pomper en continu,

– Pomper par paliers et attendre que la pression se stabilise,

– Pomper par les tiges ou par l’annulaire (ou par les deux).

L’allure de la courbe de L.O.T dépend de la formation testée.

Procedure de Leak Off Test

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Enregistrement d’un LOT

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Padm = Pression maximum admissible en tête de l’annulaire

Padmd : Pression maximum admissible en tête de l’annulaire avec

une boue de densité d exprimée en bar

d : Densité de la boue dans le tubage

Si Pa Padm d avec le tubage plein d’une boue de densité d

Injection dans la formation au sabot

La valeur de la Padm dépend de la densité du fluide dans le tubage :– Lorsque la densité augmente, la valeur de la Padm diminue.

. 10.2dZPPadm sabotfracd

Pression maximum admissible à l’annulaire

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Padm = Pression maximum admissible en tête de l’annulaire

MAASPMW : Pression maximum admissible en tête de l’annulaire avec

une boue de densité d exprimée en psi,

MW : Densité de la boue dans le tubage exprimée en ppg,

Si Pa MAASP MW avec le tubage plein d’une boue de densité MW

Injection dans la formation au sabot,

La valeur de la Padm dépend de la densité du fluide dans le tubage :– Lorsque la densité augmente, la valeur de la Padm diminue.


MW . DV . 0.052 P MAASP shoefracMW

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Expressions utiles de la Padm :

Padm d1 : Padm en bar avec une boue de densité d1

Padm d2 : Padm en bar avec une boue de densité d2

10.2ddZd 1

1fracsabotPadm ) ( .

10.2ddsabotZdd 12 12 PadmPadm ) ( .


10.2

1ddZd

LOTsabotLOT1 PPadm

) ( .

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Expressions utiles de la Padm en unités anglo-saxonnes

MAASP MW1 : Padm en psi avec une boue de densité MW1 en ppg

MAASP MW2 : Padm en psi avec une boue de densité MW2 en ppg

)MW - (MW . VD. 0.052 AASPM 1fracshoeMW1

12shoe MW - MW . VD. 0.052 MW1MW2 AASPM AASPM


)MW - (MW . VD. 0.052 AASPM 1LOTshoeLOT MW1 P

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La valeur de Padm ainsi calculée est une valeur statique :

– Lorsque l’on circule une venue, si les pertes de charge dans la choke

line (ou dans l’annulaire) ne sont pas négligeables, il faut en tenir

compte (cas des BOP sous-marins)

Padm statique = Padm en circulation + PC après le sabot

Validité de la Padm :

– Valeur calculée en considérant une boue homogène dans le tubage Pa peut et doit être comparée à Padm uniquement si le tubage est plein d’une boue homogène (pas le cas si la boue est gazée, etc.),

– Valeur de la Padm déduite du LOT la valeur obtenue peut être loin de la vraie limite. Dans la plupart des cas, valeur plutôt conservatrice,

– Souvent puits plus résistant que l’on pense.


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Sabot du casing positionné pour : – Résoudre les incompatibilités entre formations (pression, lithologie),

– Maintenir les formations déjà forées,– Forer la phase suivante en sécurité,

– Circuler une venue avec le risque de fracturation minimum.

Sabot positionné en considérant :– Le puits plein de gaz (colonne de production),

– Un volume maximum de venue (kick tolerance 10 m3, 60 bbl),

• Pour les puits de développement :– Normalement pressions bien connues,

• Pour les puits d’exploration :– Les pressions peut être totalement inconnues risque d’avoir des

valeurs différentes de celles prévues gain maximum, etc. doivent être modifiés en accord.

Architecture du puits et Padm

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SEC -

• Pas de risque de " fracturation " si :– Sabot placé à une profondeur permettant d’avoir le puits plein de gaz

et L.O.T, pressions de pore en accord avec le programme de forage,

– Gain inférieur au gain maximum admissible (kick tolerance),– Procédure correcte pour circuler une venue (Pf maintenue constante).

• Risque de "fracturation" si :– Volume du gain supérieur au gain maximum admissible,

– Les résultats du L.O.T, les pressions de pore ne sont pas en accord avec le programme de forage,

– Procédure incorrecte pour circuler une venue (Pf n’est pas maintenue constante pendant le contrôle).

Architecture du puits et Padm

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• Causes des venues

• Signes de venues

• Procédure pour fermer le puits

• Observation des pressions

• Calculs préliminaires

CHAPITRE 3CHAPITRE 3

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• Venue : entrée d’un fluide (liquide ou gaz) dans un puits

• Venue lorsque la pression Pf en face d’une formation poreuse perméable inférieure à PG (pression de pore de cette formation)

Venue lorsque P 0 en face d’une formation poreuse perméable

P = (Pf - PG) : pression différentielle

• Rôle de la boue : maintenir les fluides de formation en place Boue = première barrière de sécurité

• BOP utilisés si première barrière de sécurité défaillante • La boue maintient le contrôle primaire, les BOP le contrôle

secondaire

Causes des venues

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• Venue due à :– Densité de boue insuffisante :

* A l’entrée d’une zone à pression anormale

– Réduction de la pression de fond due à :

* Disparition des PC EA (lorsque la circulation est arrêtée)

* Réduction de la densité de la boue* Réduction de la hauteur de boue dans l’annulaire* Pistonnage (swab et surge)* Collision avec un puits en production * Déconnexion accidentelle du riser (BOP sous-marins)

Causes des venues

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Densité de boue insuffisante - évolution de P

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• Réduction de la densité de la boue due à :– Erreurs en surface (erreur de circuit, fuite sur des vannes, etc...),

– Boue gazée :

Pf : Diminution de la pression de fond en bardin : Densité de la boue à l’entrée du puits (densité in)

dout : Densité de la boue gazée en surface (densité out)

Log : Logarithme Népérien

* Présence de gaz généralement faible diminution de Pf,

* Réduction plus importante dans les puits peu profonds.

fout

outinf PLogddd2.3P . - .

Causes des venues

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• Réduction de la densité due également à :– Température de la boue :

Température élevée diminution de la viscosité de la boue sédimentation de la baryte diminution de la densité

Se produit principalement dans les puis HP/HT déviés.

– Pendant la prise du ciment :

La densité du ciment liquide ( 1.90, 15.85 ppg) diminue et atteint environ 1.00 ( 8.35 ppg) avant la prise.

• Réduction de la hauteur de boue dans le puits :– Pertes,– Pendant la remontée de la garniture si le puits n’est pas correctement

rempli,– Rupture du clapet pendant la descente de la garniture si l’on ne remplit

pas régulièrement la garniture.

Causes des venues

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Causes des venues

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• Pistonnage :Existe toujours (garniture en mouvement PC dans l’annulaire)

Pistonnage à la remontée de la garniture (swab) :

– Diminution de la pression dans l’annulaire et sur le fond

Surpression à la descente de la garniture (surge) :

– Augmentation de la pression dans l’annulaire et sur le fond peut entraîner des pertes une venue.

Le pistonnage dépend :

– De la vitesse de manœuvre (la variation de pression est approximativement proportionnelle au carré de la vitesse de manœuvre),

– Du jeu entre le trou et la garniture,– Des caractéristiques de la boue,– De la longueur de la garniture dans le puits.

Causes des venues

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• Pistonnage :

Pour réduire le pistonnage :

– Réduire la vitesse de manœuvre,– Ajuster les caractéristiques de la boue si possible,– Remonter en circulation (ce qui assure aussi un remplissage correct

du puits),

Le pistonnage est maximum au début de la remontée de la garniture.

Causes des venues

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• En cours de forage (environ 40 % des venues) :– Densité de boue trop faible,

– Pertes.

• En cours de manœuvre (environ 40 % des venues) :– Normalement ce n’est pas un problème de densité,

– Mauvais remplissage du puits pendant la remontée,

– Pistonnage,

– Rupture du clapet anti-retour en cours de descente avec une garniture qui n’a pas été remplie correctement.

• Cimentation– Venue dans l’espace annulaire trou-casing pendant la prise du ciment

très difficile à contrôler.

Causes des venues

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• Pendant le forage :– Maintenir le puits plein d’une boue de densité correcte,– Suivre tous les indicateurs de pression anormale de pore,

– Suivre tous les indicateurs de venue (équipement en bon état et en fonctionnement, ...),

– Éviter les transferts de boue,– Contrôler la trajectoire du puits (programme anti-collision).

• Avant la manœuvre :– Densité de boue correcte (pistonnage inclus !),

– Caractéristiques de la boue ajustées pour limiter le risque de pistonnage,

– Équipement lié à la manœuvre en bon état (trip tank, etc.…),

– Subs, kelly cock, Gray valve, etc.. près sur le plancher,– Flow check avant de commencer la manœuvre.

Comment éviter une venue

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• Pendant la manoeuvre :– Puits maintenu toujours plein de boue, – Flow check (sabot, DC, ..),

– Suivi des volumes in et out,

– Éviter le pistonnage (adapter la vitesse de manœuvre, remontée en circulation),

– Si risque de pistonnage, éviter d’utiliser des bouchons lourds,– Éviter les transferts de boue,

– Remplir la garniture à la descente si elle est équipée d’un clapet anti-retour.

Comment éviter une venue

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• Certains indiquent un risque de venue• D’autres montrent qu’il y a une venue

– En absence d’informations géologiques, tous les considérer comme indicateurs de venue.

• Signes indiquant un risque de venue en cours de forage :* Vitesse d’avancement ROP (),* d exponent (), * Gaz (), C2 / C1, C3 / C2 (), gradient de température () puis (), * Frottements (),* Densité des argiles (), quantité et forme des déblais,* Gamma Ray (), * Log de résistivité (), * Densité (), Neutron (),* Sonique (transit time).

– Pour d exponent, GR, log de résistivité, densité et sonique, prendre en considération uniquement les valeurs des séries argileuses.

Signes de venues

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• Signes de venues en cours de forage :– Augmentation du débit à la goulotte, – Augmentation du niveau des bassins,– Effluent à la surface,– Débit à la goulotte lorsque la circulation est stoppée.

• Autres signes de venues en cours de forage :– Variation de la pression de refoulement (normalement diminution,

mais la plupart du temps pas de changement) : information pas très fiable.

• Signes de venue en cours de manœuvre :– Retour de boue sur le trip tank :

* Toute anomalie de remplissage et de retour de boue, * Prendre en considération la capacité "réelle" de la garniture !

– Attention avec les puits HP/HT (effet de ballooning).

Signes de venues

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• Premier signe à apparaître en surface dépend de :– Perméabilité du réservoir,– Équipement de détection et réglages, – Nature de la boue.

• Détection d’une venue avec une boue à l’huile :– Une partie du gaz peut être dissoute dans l’huile,

* Migration du gaz libre mais pas du gaz dissous.

– % de dissolution dépend de la pression, de la température, de la composition et de la nature des fluides, etc.

– Plus difficile de détecter une venue de gaz dans une boue à l’huile que dans une boue à base d’eau :

* Si PG 100 bar ( 1 500 psi) : gain mesuré en surface 30 % du volume de gaz ayant effectivement pénétré dans le puits,

* Si PG 600 bar ( 8 500 psi) : gain mesuré en surface volume of gaz ayant effectivement pénétré dans le puits.

Signes de venues

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• Détection d’une venue avec une boue à l’huile :– Quelque soit le cas (valeur de PG, dissolution, ..) , il y a toujours un

signe visible en surface,

– Gaz libre au dessus du point de bulle (pression sous de la pression de bulle),

– Position du point de bulle dans le puits dépend des composants du mélange et de leur proportions, ...

* Peut être près de la surface dans certains cas, * Peut être près du fond dans d’autres.

– Puits ouvert, dès que du gaz libre apparaît, la pression hydrostatique dans l’annulaire diminue, position du point de bulle de plus en plus profond dans le puits, de plus en plus de gaz libre dans le puits.

– Importante quantité de gaz dans la boue en surface n’est pas nécessairement signe d’un important volume de gaz dans le puits.

Signes de venues

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Dans tous les cas, vérifier si le puits débite en statique : – Arrêter la rotation,

– Dégager du fond, placer le tool-joint 1 m au dessus de la table, pour pouvoir fermer les BOP sans risque (surtout avec les BOP à mâchoires),

– Arrêter les pompes (à faire en dernier pour maintenir la pression de fond maximum et réduire le gain),

– Observe le puits (faire un flow check),

– Fermer le puits le plus rapidement possible s’il débite,

– Informer le superviseur.

FERMER LE PUITS RELEVE DE LA RESPONSABILITE DU DRILLER

LORSQUE LE PUITS EST FERME, LA SITUATION EST SOUS CONTRÔLE. C’EST LA PREMIERE CHOSE A FAIRE, ENSUITE PREVENIR LE SUPERVISEUR LE PLUS RAPIDEMENT POSSIBLE !!!

Procédure en cas de signe de venue en forage

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• Slim hole :– Fermer le puits le plus rapidement possible dès que les pompes sont

arrêtées (importante réduction de Pf à cet instant),

– Si possible fermer le puits en circulation : * Ouvrir la HCR et la duse (si pas déjà ouverte), fermer un BOP,* Puis arrêter la circulation en fermant progressivement la duse.

• Réservoir avec une forte perméabilité :– Fermer le puits dès l’arrêt des pompes.

• Gaz de surface (shallow gas) :– Ne pas fermer le puits, ne pas arrêter les pompes, utiliser le diverter

* Voir procédure pour les gaz de surface.

• BOP sous-marins :– Appliquer la procédure de hang off,– Arrêter rapidement les pompes pour ne pas avoir le gaz dans le riser.

Procédure en cas de signe de venue en forage

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Dans tous les cas, vérifier si le puits débite en statique :• Arrêter la manœuvre, élévateur au niveau de la table de rotation,• Mettre un BOP intérieur (kelly cock + Gray valve, kelly cock + DICV)

– Attention avec TDS, Reggan Fast Shut Off Coupling, DICV, etc..

• Observer le puits et informer le superviseur :

– Si le puits débite :* Fermer le plus rapidement possible,* Redescendre au fond en stripping.

– Si le puits ne débite pas :* Redescendre au fond, puits ouvert,* Circuler le volume annulaire (sous duse si nécessaire).

FERMER LE PUITS RELEVE DE LA RESPONSABILITE DU DRILLER

LORSQUE LE PUITS EST FERME, LA SITUATION EST SOUS CONTRÔLE. C’EST LA PREMIERE CHOSE A FAIRE, ENSUITE PREVENIR LE SUPERVISEUR LE PLUS RAPIDEMENT POSSIBLE !!!

Procédure en cas de signe de venue en manœuvre

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• Kelly cock– Doit être utilisé avec un autre équipement (Gray valve ou DICV).

• Gray valve– Une fois en place, impossible de passer avec le wire line,

– Si le puits débite, difficile à mettre en place placer en premier un kelly cock.

• DICV (Drop In Check Valve)– Nécessité d’avoir un landing sub (en bon état !) dans la garniture,– Doit être chasser pour mettre mis en place besoin de circuler sous

duse opération de contrôle déjà en cours,– Attention avec le diamètre intérieur du kelly cock.

• Rigs équipés d’une TDS (Top Drive System)– Difficulté avec certains modèles pour déconnecter au dessus du kelly

cock de la TDS intérêt de mettre en place un kelly cock.

Mise en place d’un BOP intérieur

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Deux méthodes définies par l’API : Hard et Soft

• Méthode soft :– Position des vannes et duses en cours de forage :

* Vanne opérée à distance (HCR) sur la choke line fermée,* Une duse grande ouverte,

* Circuit manifold près pour évacuer en direction du séparateur atmosphérique.

– Pour fermer le puits :* Ouvrir la vanne opérée à distance (HCR), * Fermer un BOP (soit le BOP annulaire soit un BOP à mâchoires),* Fermer progressivement la duse.

Comment fermer le puits

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• Méthode Hard :– Position des vannes et duses en cours de forage :

* Vanne opérée à distance (HCR) sur la choke line fermée,* Duse fermée,

* Circuit manifold près pour évacuer en direction du séparateur atmosphérique.

– Pour fermer le puits :* Fermer un BOP (soit le BOP annulaire soit un BOP à mâchoires),

* Ouvrir la vanne opérée à distance (HCR).

• Méthode Fast : méthode hard avec le BOP annulaire.


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• Dans les deux méthodes (hard et soft), n’importe quel BOP peut être utilisé :

– BOP à utiliser dépend de l’équipement dans le puits et des BOP, – Doit être clairement défini auparavant.

• Avec la garniture dans le puits– Plus facile de fermer d’abord avec le BOP annulaire,

– Puis de positionner les tool joints et de fermer éventuellement sur rams (en particulier sur les flottants).


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• Méthode Hard :

– Plus rapide que la soft réduction du volume du gain !!– Moins de risque d’erreur : 2 actions (HCR, BOP) à effectuer sur le

même panneau,

– Faible risque de coup de bélier,

– Doit être utilisée si le rig n’est pas équipé d’une duse opérée à distance.

• Méthode Soft :– Plus douce en théorie pour le point fragile (généralement au sabot du

dernier tubage),– Meilleur contrôle de la pression annulaire !!

– Mais 3 actions (HCR, BOP, duse) sur 2 panneaux différents (BOP et duse),

– Ce n’est pas une mauvaise méthode pour fermer le puits !!

Comparaison entre la méthode hard et la soft

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• Méthode de fermeture doit être décidée :–

Avant de commencer le puits,

– D’un commun accord entre la compagnie et le contracteur de forage.

• Une duse n’est pas nécessairement étanche la vanne avant la duse est souvent fermée,

• Si le stack BOP est équipé de 2 choke lines :– Commencer le contrôle en utilisant la ligne supérieure.


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• Remontée de pression due à l’équilibrage de la pression entre la couche et le puits et à la migration du gaz libre :

– Pt1 (SIDPP) = Pression stabilisée en tête de tiges,– Pa1 (SICP) = Pression stabilisée en tête de l’annulaire.

• Pt1 et Pa1 au début de la ligne droite,• Pt reste égale à 0 si la garniture est équipée d’un clapet

anti-retour,

• Taux d’augmentation de pression (build up) lié à :– Principalement la perméabilité du réservoir,– Nature de l’effluent,– Caractéristiques de la boue,– Volume de la venue (gain).

• Migration du gaz libre par différence de densité dès que le gaz entre dans le puits.

Remontée de pression

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Détermination des pressions stabilisées

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• Lorsque la pression en tête de tiges = Pt1 (ou lorsque la pression en tête d’annulaire = Pa1), la pression de fond Pf est égale à la pression de formation PG et la formation cesse de débiter dans le puits,

• Peut être difficile de déterminer Pt1 (SIDPP) et Pa1 (SICP)

risque d’erreur sur la valeur de PG et de dr,• Important de suivre l’évolution des pressions en tête de

puits dès la fermeture,

• Durée de l’observation des pressions fonction de :– La perméabilité de la formation,– Du type de boue (boue à l’huile ou à l’eau),– Pas nécessairement 15 min !!

Observation des pressions

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• La valeur de Pt1 (SIDPP) dépend de :

– Pression de formation PG,

– Densité de la boue à l’intérieur de la garniture.

• La valeur de Pa1 (SICP) dépend de :– Pression de formation PG,

– Densité des fluides dans l’annulaire (boue, cuttings et effluent),– Volume de la venue,

– Quantité de cuttings dans l’annulaire.


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• Normalement Pa1 > Pt1,

• Pt1 = Pa1 si venue dans un drain horizontal et effluent entièrement dans le drain,

• Toujours utiliser Pt1 pour les calculs, • Pa1 nécessaire pour :

– Démarrer la circulation,– La méthode volumétrique.

• Les pressions en tête augmentent si migration du gaz :– Vitesse de migration de 0 à 2 000 m/h (0 to 6 000 ft / h) dépend de :

* Caractéristiques du gaz et de la boue, de l’inclinaison du puits,* Diamètre des bulles et de leur position dans le puits.

– Augmentation de pression en surface donne environ 300 m/h (1000 ft / h) :* ≈ 0.5 bar / min (7 psi / min) avec des boue légères (d ≈ 1.10, ≈ 9.10

ppg),* ≈ 1.0 bar / min (14 psi / min) avec des boues lourdes (d ≈ 2.10, ≈

17.50 ppg).


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• Nécessité de suivre l’évolution de la pression annulaire Pa lorsque la venue est dans le découvert pour estimer les risques de fracturation,

• Les pressions en tête de puits restent constantes après la stabilisation si :

– Venue de liquide (huile ou eau),

– Dissolution du gaz dans la boue à l’huile,– Gaz libre dans la partie horizontale du puits.


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Évolution des pressions dans un puits fermé

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• Si puits considéré comme un système fermé, étanche– Lorsque le gaz arrive en surface

* Pa PG

* Pf 2 PG

– Plus le volume de gaz est petit, plus la pression est élevée dans le puits.

• Cas réel– La boue est un fluide compressible,– Lorsque la pression augmente, le puits augmente de volume,

– Le cake est étanche pour une pression donnée filtration lorsque la pression augmente,

Ces phénomènes compensent en partie l’augmentation de pression dans le puits qui est en définitive beaucoup plus faible que prévue.


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• Risque de fracturation si le puits est maintenu fermé suite à une venue de gaz,

• Si le puits est maintenu fermé, pour maintenir la pression de fond Pf constante :

– Si garniture sans clapet anti-retour :

* Maintenir la pression en tête de tiges constante et légèrement au dessus de Pt1 en purgeant par la duse,

– Si garniture avec clapet anti-retour étanche :

* Utiliser la méthode volumétrique.

• Expansion du gaz pendant la remontée de la venue dans l’espace annulaire avec la pression de fond Pf maintenue constante.


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• Pression de pore de la formation (PG) :

• Densité requise dr :

d1 : Densité initiale de la boue,

dr : Densité requise,

Z venue : Profondeur verticale de la formation qui a débité en m,Pt1 (SIDPP) et Pa1 (SICP) en bar.

. venue10.2

ZdPP 1G 1t

.

venue

tZ

P10.2drd 11

Calculs en unités métriques

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• Pression de pore de la formation (PG ou FP) :

• Densité requise dr (KMW) :

d1 (OMW) : Densité initiale de la boue en ppg,

dr (KMW) : Densité requise en ppg,

TVD kick : Profondeur verticale de la formation qui a débité en pieds, Pt1 (SIDPP) et Pa1 (SICP) en psi.

Calculs en unités anglo-saxonnes

kick TVD . 1d . 0.052 t1P GP

kick TVD . 052.0

t1P 1d rd

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• Calcul de PR1 (ICP) et de PRr (FCP) :

PR1 (ICP) : Pression initiale de circulation en bar

PRr (FCP) : Pression finale de circulation en bar

PC1 (PL SCR) : Pertes de charge à débit réduit avec la boue d’origine (soit

toutes les pression en bar ou en psi).

11R1 CPtPP

d

dr . 1 P R P

1Cr

Calculs

SCR LP SIDPP ICP

OMW

KMW . SCR LP FCP

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PM


Training

SEC -

Dans un puits vertical, il est possible d’avoir une idée de la densité de l’effluent :

Entre 0.10 et 0.30 : gazEntre 0.80 et 1.00 : huileEntre 1.00 et 1.20 : eau

Le type d’effluent peut être déduit de l’évolution de la pression en tête de l’annulaire.

Calcul pas très précis (beaucoup de choses ne sont pas prises en compte).

Calculs additionnels en unités métriques

venuela de Hauteur

t1P 1aP . 2.10 1d effld

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Training

SEC -

Dans un puits vertical, il est possible d’avoir une idée de la densité de l’effluent :

Entre 0.80 et 2.50 ppg : gazEntre 2.50 et 8.35 ppg : huileEntre 8.35 et 9.50 ppg : eau

Le type d’effluent peut être déduit de l’évolution de la pression en tête de l’annulaire.

Calcul pas très précis (beaucoup de choses ne sont pas prises en compte).

Calculs additionnels en unités anglo-saxonnes

0.052 . venuela de auteurH

t1P a1P 1d effl d

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Training

SEC -

• Puits d’exploration :– PG inconnue ou mal connue,

– Valeurs obtenues à partir de la remontée de pression peuvent être fausses,

– Logique de calculer dr sans sécurité et d’ajuster si nécessaire par la suite.

• Puits de développement :– PG normalement connue,– dr peut être ajustée directement à la valeur correcte.

• Choix IWCF :– Calcul de dr sans sécurité,

toutes les autres valeurs calculées sans sécurité

– Mais nécessité d ’avoir une sécurité lors de la manipulation de la duse sur le simulateur et évidemment sur le chantier.

Calculs de la densité requise

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Training

SEC -

• Généralités sur les méthodes de contrôle• Driller's method

• Wait and Weight method

• Comparaison Driller's et Wait and Weight

• Détermination de Pt1 avec une soupape

• Choix des débits réduits

• Mesure des pertes de charge à débit réduit

Chapitre 4 - Méthodes de contrôleChapitre 4 - Méthodes de contrôle

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Training

SEC -

• Méthodes consistant à maintenir la pression de fond constante :

– En circulation directe à un débit constant Qr l’outil au fond du puits :

* Driller's method : évacuation de la venue avec la boue initiale puis circulation avec la boue de densité requise,

* Wait and Weight method : circulation avec la boue de densité requise dès le début du contrôle.

– Sans circulation (outil au fond ou non) :

* Méthode volumétrique quand le gaz migre dans l’annulaire (méthode qui peut être utilisée en toutes circonstances mais peu précise),

* Lubricating method pour évacuer le gaz sous les BOP,

– Pf = PG pour IWCF mais en fait Pf maintenue légèrement supérieure à PG pendant la circulation de la venue.

Méthodes de contrôle

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SEC -

• Bull - heading : la pression de fond n’est pas maintenue constante (P dans le puits Pfrac). Procédure utilisée :

– Si problème avec l’effluent en surface (H2S, pression trop élevée, ...),

– Si problème de circulation (garniture bouchée, ...).

Attention :– Nécessité de fracturer une formation dans le découvert, ce sera la

plus faible (pas nécessairement la zone de la venue) risque de blow out interne méthode qui peut être très dangereuse,

– Nécessité de connaître la résistance du puits (appliquer de préférence dans un puits profond avec faible découvert !!),

– Nécessité de commencer rapidement après la venue (pour réduire le volume à réinjecter),

– Débit de pompage suffisant pour avoir une vitesse de boue dans l’annulaire > vitesse de migration du gaz,

Remarque : bull - heading surtout utilisé en workover.

Méthodes de contrôle

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Training

SEC -

• Hypothèses :– Venue en forage au fond du puits

– Circulation directe à débit constant

– Venue de gaz sans dissolution dans la boue

– BOP de surface PC CL = 0

– Pertes de charge dans l’annulaire négligeables (PC EA = 0)

– Pas de sécurité sur le fond (Pf = PG)

Circulation avec Pf constante - Outil au fond

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Training

SEC -

• Quatre phases à considérer :

– Phase de transition : le débit varie : * Au démarrage de la circulation,* A l’arrêt de la circulation,* Lors d’un changement de débit.

– Circulation avec la boue initiale d1 (circulation directe) :* Garniture pleine de boue d1, * Presque un cycle complet avec la Driller's method,

* Déplacement de la boue d1 uniquement dans les lignes de surface pour la Wait and Weight.

– Remplacement de la boue d1 dans la garniture par la boue dr,

– Remplacement des fluides dans l’annulaire par la boue dr,* La garniture est remplie de boue dr.

Circulation avec Pf constante - Outil au fond

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Training

SEC -

• En statique, avant de commencer la circulation :Pa1 + PHEA = PG

• En circulation :Pf = PHEA + Pa

• On veut avoir Pf = PG

• Sur une courte période, PHEA constante au démarrage, pour avoir Pf égale à PG, il suffit de maintenir (avec la duse) Pa constante et égale à Pa1,

• Au démarrage, à l’arrêt de la circulation, au changement de débit, pour maintenir Pf constante et égale à PG, il suffit de maintenir, avec la duse, Pa constante (valeur lue sur la manomètre à l’instant considéré).

Phase de transition (variation du débit)

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Training

SEC -

• En statique (garniture pleine de boue d1) :Pt1 + PHI = PG (1)

• En circulation à débit réduit : Pf = PHI + PR - PCI (2)

• On veut avoir Pf = PG, (3)

• En combinant (1), (2) et (3), on obtient PR = Pt1 + PCI

Or PC1 = PCI + PCEA

PC1 = Pertes de charge dans le circuit au débit réduit avec la boue d1

Avec un débit réduit les PCEA sont négligeables

• En définitive, pour maintenir Pf = PG, il faut que : PR = Pt1 + PC1.

Circulation avec la boue d1

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Training

SEC -

• Pour avoir Pf constante et égale à PG, il suffit de maintenir avec la duse

• (Pt1 + PC1) : valeur constante appelée "pression initiale de circulation" (PR1, ICP),

• Pendant la circulation avec la boue de densité d1, pour maintenir la pression de fond constante et égale à PG, il suffit de maintenir, à l’aide de la duse, la pression de refoulement constante et égale à PR1 avec PR1 = (Pt1 + PC1).

C1 1 PtPPR

Circulation avec la boue d1

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Training

SEC -

• En statique (garniture pleine de boue dr) :PHI = PG (1)


• On veut avoir Pf = PG (3)

• En combinant (1), (2) et (3) , on obtient PR = PCI

or

d ’où

. 1

CCI ddrPP 1

. à égale êtredoit 1

C1 ddrPPR

Replacement des fluides par dr dans l’annulaire

dr bouela avec à égale êtredoit CIR PP

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SEC -

• Pour avoir Pf constante et égale à PG, il suffit de maintenir avec la duse

• PC1 . dr / d1 : valeur constante appelée "pression finale de circulation" (PRr, FCP),

• Pendant le remplacement des fluides dans l’annulaire par la boue de densité de dr, pour maintenir la pression de fond constante et égale à PG, il suffit de maintenir, à l’aide de la duse, la pression de refoulement constante et égale à PRr avec PRr = PC1 . dr / d1.

Replacement des fluides par dr dans l’annulaire

. 1d

drPrP C1R

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Training

SEC -

• En statique :Pt + PHI = PG (1)


• On veut avoir Pf = PG (3)

• En combinant (1), (2) et (3), on obtient :

On retrouve bien :

PR = PR1 avant l’arrivée de la boue dr au plancher

PR = PRr lorsque la boue lourde passe à l’outil

Replacement de d1 par dr dans la garniture

) - (à égale êtredoit CIHIGR PPPP

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SEC -

• Pendant cette phase, PHI et PCI varient de façon différente suivant le profil du puits et la garniture utilisée

– Dans un puits vertical :* PHI augmente progressivement avec la profondeur,* Plus forte variation des PCI dans les DC, encore plus forte dans

l’outil.

– Dans un puits horizontal :* PHI augmente jusqu’à l’entrée du drain, puis reste constante,* Les PCI varient de façon différente tout le long de la garniture

suivant la garniture utilisée.

• Nécessité de calculer PHI et PCI en différents points de la garniture :

– A chaque changement de l’inclinaison du puits (KOP, fin du build up, etc..),

– A chaque changement du diamètre intérieur de la garniture (DP, DC, HWDP, outil, etc..).


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SEC -

• La ligne droite correspond à un puits vertical avec des tiges de la surface au fond,

• La ligne 1 correspond à un puits vertical • La ligne 2 correspond à un puits dévié


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SEC -

• Différence entre la ligne droite et la réalité : peut être d’une vingtaine de bar,

• Mais faible différence si débit réduit faible et faible différence entre d1 et dr,

• A prendre en compte dans des puits déviés spécialement si la marge de sécurité est faible,

• Dans la pratique :– Maintenir la pression de refoulement égale à PR1 jusqu’à l’arrivée de

dr au plancher ( le volume des lignes de surface doit être connu),

– Remettre les compte - coups à 0 lorsque dr arrive au plancher,– Avec la driller's method, pendant cette phase :

* Pas besoin de faire un calcul détaillé,* Si effluent totalement évacué, Pa restera constante et égale à

Pt1,

* Normalement pas besoin de toucher à la duse, PR va suivre les bonnes valeurs.


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Training

SEC -

• Démarrage, arrêt et changement de débit :– Maintenir Pa constante (garder la même Pa lorsque l’on passe d’une

situation statique à une situation dynamique ou inversement),

• Circulation avec la boue d1 :– Maintenir la pression de refoulement constante et égale à PR1,

• Remplacement de d1 par dr dans la garniture : – Suivre la variation de PR1 à PRr, ou avec la Driller's method maintenir

la pression en tête de l’annulaire constante et égale à Pa1,

– Maintenir la pression de refoulement constante et égale à PR1 jusqu’à l’arrivée de dr au plancher !!

• Remplacement des fluides dans l’annulaire par dr :

– Maintenir la pression de refoulement constante et égale à PRr.

Résumé

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SEC -

Driller’s method - Première partie

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Training

SEC -

Driller’s method - seconde partie

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SEC -

• Première partie : évacuation de l’effluent avec la boue d1 :– Phase 2 :

* Lorsque la pompe est au débit réduit, la pression de refoulement doit être égale à PR1. Si non, maintenir la pression de refoulement constante et égale à la valeur fournie par le circuit

• Seconde partie : remplacement de la boue d1 par dr : – Phase 3 :

* Si l’annulaire est propre et la duse correctement ajustée rien à faire,

* Cependant vérifier que la pression de refoulement est correcte (suit les valeurs prévues) et que la pression annulaire reste égale à Pt1,

* Si l’annulaire n’est pas propre, se référer à la ligne (PR1 - PRr), * Si variation anormale de PR, voir le paragraphe "incidents".

Driller's method

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SEC -

Wait and weight method

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SEC -

• Évacuation de l’effluent avec dr– phase 2 :

* Lorsque la pompe est au débit réduit, la pression de refoulement doit être égale à PR1. Sinon, maintenir la pression de refoulement constante et égale à la valeur fournie par le circuit.

– phase 3 :* Si l’effluent est encore loin de la surface presque pas

nécessaire de toucher à la duse,* Tracer une ligne droite entre PR1 et PRr et se maintenir quelques

bar (≈ 70 psi) au dessus de cette ligne, ne pas faire de paliers !!* Nécessaire de connaître les valeurs exactes et de les suivre dans

le cas d’un puits dévié fragile.

• Au démarrage de la circulation, si possible, plus simple :– De démarrer avec la boue d1 et d’ajuster la duse correctement,

– De vérifier que toutes les valeurs sont correctes,

– Puis ensuite de pomper la boue dr.

Wait and weight method

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SEC -

• Avantages de la Driller's method :– Plus facile (toujours une valeur constante : si problème, plus facile de le

détecter et d’analyser la situation),

– La circulation peut être démarrée juste après la lecture des pressions stabilisées Pt1 et Pa1.

• Inconvénients de la Driller's method :– Pression maximum dans l’annulaire (principalement sous les BOP !!),

– Deux cycles de circulation nécessaires pour reprendre le contrôle primaire.

Avantages et inconvénients

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SEC -

• Avantages de la Wait and Weight method :– Moins de pression dans l’annulaire qu’avec la driller’s method

méthode à utiliser de préférence lorsque le découvert est important,

– Un seul cycle de circulation.

• Inconvénients de la Wait and Weight method :– Attendre que la boue soit prête pour commencer la circulation

(nécessité d’utiliser la méthode volumétrique pendant cette période si la

garniture est équipée d’une soupape étanche),

– Semble plus "compliquée" : (évacuation de l’effluent et pompage de la

boue lourde en même temps),

– Nécessité de déterminer les valeurs de PR entre PR1 et PRr.

Avantages et inconvénients

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SEC -

• Wait and Weight method :– Souvent, réduction de pression plus faible que l’on peut espérer

* Pression annulaire probablement très voisine de celle obtenue avec la driller's method même si le temps pour préparer la boue lourde est court,

* Probablement (et même certainement) ne diminuera pas la pression au sabot sauf peut-être si long découvert,

– Méthode intéressante si boue lourde déjà prête et / ou moyens rapides et fiables pour baryter.

• La driller's method peut être utilisée pour démarrer la circulation rapidement. Cela donne du temps pour préparer la boue lourde,

• Quand la boue dr est prête, on peut continuer avec la Wait & Weight,

• Le choix peut être différent suivant les circonstances (conditions météo, quantité de baryte à bord, compétence du personnel, ..).

Méthode à utiliser

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SEC -

• Considération sur la Padm :– Lorsque la venue est dans le découvert, la comparaison de Pa à Padm

donne la sécurité dont on dispose au sabot ,– Valeur de la Padm avec la boue d1 à prendre en compte uniquement

lorsque la venue est dans le découvert (jusqu’à l’arrivée du "haut de la bulle" au sabot),

– Garder à l’esprit :* Effluent déplacé avec la circulation avant de fermer le puits,* Le gaz libre migre dès son entrée dans le puits,

– Donc, "haut de la bulle" toujours plus haut que l’on imagine (au début de la circulation, peut se trouver 400 - 500 m au dessus du fond !),

– Si gain volume du découvert : comparer Pa à Padm n’a pas de sens,– Position du sabot déterminée en considérant :

* Puits plein de gaz pas de risque de fracturer au sabot si procédure de contrôle correcte,

* Un gain maximum admissible pas de risque de fracturer si procédure correcte et gain inférieur au gain admissible.

Considérations générales - Driller's et W & W

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SEC -

• Considération sur la Padm :– La Padm peut être une valeur très conservatrice,

– Réduction de la pression au sabot dès que le gaz (libre) entre dans le casing,

– Être réaliste :

* Généralement, si Pa < Padm à la fermeture du puits et au démarrage de la circulation, pas de risque de fracturation,

* Si Pa > Padm pendant l’observation des pressions et dr < dfrac possible de contrôler le puits, ne pas purger le puits mais circuler de suite !

* Si Pa > Padm pendant l’observation des pressions et dr > dfrac bull-heading et bouchage du puits doivent être considérés

* Toujours un risque de fracturation si la procédure de contrôle n’est pas correcte !!


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SEC -

• Considération sur la Padm :– La pression au sabot peut être "contrôlée" en utilisant la pression de

refoulement lorsque le découvert est plein d ’une boue de densité bien connue :

PR max : Pression de refoulement maximum admissible en bar, Pfrac : Pression maximum admissible au sabot en bar,

PHA dec : Pression hydrostatique produite par la colonne de fluide dans le découvert en bar,

PHI : Pression hydrostatique produite par la colonne de fluide à l’intérieur de la garniture en bar,PCI : Pertes de charge à l’intérieur de la garniture en bar.

(Toutes les pressions peuvent être exprimées en psi).

CIHIHAMAXR PPPPP decfrac


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SEC -

• Action à la duse :– L’ouvrir progressivement au démarrage de la circulation,

– Nécessité d’augmenter l’ouverture de la duse progressivement jusqu’à l’arrivée du gaz en surface,

– Nécessité de réduire l’ouverture de la duse lorsque le gaz arrive en surface,

– Nécessité d’augmenter l’ouverture de la duse à la fin de l’évacuation du gaz,

– Nécessité d’augmenter l’ouverture de la duse progressivement lorsque la boue lourde remonte dans l’espace annulaire,

– Retard entre la manipulation de la duse et la variation de la PR ( 3 s / km) nécessité d’anticiper les actions,

– Important d’ajuster correctement le régulateur hydraulique de la duse (s’il existe),

– Si nécessité d’ajuster tout le temps l’ouverture de la duse toujours dans le même sens, penser à un problème dans le circuit (sifflure, duse bouchée, sifflée, etc..) !!


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SEC -

• Sécurité :– Nécessaire sur le chantier et sur le simulateur,– Suivant la marge dont on dispose au sabot, – 5 à 10 bar (≈ 70 à 150 psi) si possible, pour être à l’aise à la duse,– Pas de sécurité dans le test théorique IWCF.

• Volume des lignes de surface :– Besoin de connaître ce volume lorsque l’on pompe la boue dr,

– Remettre les comptes-coups à 0 lorsque la boue lourde arrive au plancher !!

• Choix du débit de circulation Qr :– On peut choisir une valeur plus faible pour les plus phases délicates

du contrôle,

– On peut choisir une valeur plus élevée lorsqu’il n’y a plus de gaz dans le puits.


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SEC -

• Évolution du niveau des bassins :– Augmente jusqu’à l’arrivée du gaz en surface (pas de changement de

volume avec une venue de liquide),

– Diminue pendant l’évacuation du gaz,

– A la fin de l’évacuation du gaz, le niveau doit revenir à la valeur d’avant la venue (au transfert, à l’évacuation, à l’augmentation de volume

dû au barytage, etc., de la boue près),

– Important de faire suivre l’évolution par le chef de poste pendant la circulation de la venue (pertes, expansion du gaz,…).

• Phases délicates :– A démarrage, à l’arrêt de la pompe, au changement de débit de

circulation,

– Pendant l’évacuation du gaz en surface,

– Nécessité d’avoir une bonne coordination entre le chef de poste et l’opérateur à la duse.


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SEC -

• Fin du contrôle :– Vérifier le retour de la boue lourde en surface (sinon, continuer la

circulation jusqu’à son arrivée en surface !),

– Lorsque la boue lourde est en surface, arrêter la circulation et fermer le puits,

– Observer les pressions en tête, la présence de pression peut être due * A de la pression piégée dans le circuit,* A une densité dr insuffisante (erreur sur la valeur de Pt1).

– Pour savoir la cause de cette pression, purger le circuit par la duse et refermer le puits :

* Si pression piégée, les pressions en tête restent à 0,* Si la pression en tête augmente le contrôle n’est pas terminé (dr

incorrecte ou puits mal nettoyé) observer les pressions, analyser la situation, ajuster la valeur de dr si nécessaire.

– Lorsque pressions en tête égales à 0, purger par la duse et les tiges, puis ouvrir les BOP. Attention au gaz piégé dans les BOP.


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SEC -

• GARDER A L’ESPRIT :– LE CIRCUIT DONNE TOUJOURS DES VALEURS CORRECTES,

– TOUJOURS PRENDRE EN CONSIDERATION LES VALEURS DONNEES PAR LE CIRCUIT, PAS LES VALEURS CALCULEES (valeurs calculées avec des formules approximatives et des termes négligés) !!

Mais elles ne doivent pas être vraiment différentes des valeurs calculées. Si différence importante, penser à un incident.

– LES PRESSIONS EN SURFACE MONTRENT EXACTEMENT CE QUI SE PRODUIT DANS LE CIRCUIT,

– LE MOINS ON TOUCHE LA DUSE, LE MIEUX LE CONTRÔLE

SE PASSE !!


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SEC -

• Deux possibilités pour déterminer Pt1 :

– Première méthode : Pomper très doucement (quelques dizaines de litres

par minute), puits fermé,

Lorsque la soupape s’ouvre : Pt Pt1 (lorsque la soupape est ouverte,

Pt et Pa augmente à la même vitesse),

Garniture équipée d’une soupape

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SEC -

• Deux possibilités pour déterminer Pt1 :

– Seconde méthode : Démarrer avec la driller’s method au débit Qr

* Pt1 obtenue par différence (PR - PC1)

PR : valeur de la pression de refoulement lue en tête de tige lorsque la pompe est au débit de circulation Qr et que Pa = Pa1

PC1 = pertes de charge au débit Qr avec la boue d1

• Seconde méthode plus facile et plus rapide, mais si la valeur PC1 n’est pas correcte, la valeur de Pt1 sera fausse,

• La première méthode nécessite : – D’utiliser un débit de circulation très faible (20 à 40 l / min, 5 à 10 gpm),

– D’avoir des enregistreurs précis.

• Dans les 2 cas, nécessité de connaître la valeur de Pa1.

Garniture équipée d’une soupape

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SEC -

• Raisons pour circuler à débit réduit Qr :– Plus facile pour ajuster la duse,

– Réduit les risques d’avoir des problèmes avec les équipements :* Moins de pression dans le circuit,* Une seule pompe nécessaire pour circuler.

– Limite du dégazeur atmosphérique (pression maximum admissible dans

le dégazeur déterminée par la hauteur du col de cygne. Pression dans le

dégazeur égale aux pertes de charge dans la ligne d’évacuation du gaz),

– Facilités pour alourdir la boue,

– PCEA peuvent être négligées simplification des relations utilisées pendant le contrôle et des procédures,

– Plus faible variation de la pression de fond s’il se produit un incident et que ce dernier n’est pas détecté,

– Plus faible déviation de la ligne (PR1 - PRr) pendant le remplacement de d1 par dr dans la garniture.

Choix du débit de circulation

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• Choix du débit réduit Qr : – 1/4 à 1/2 du débit de forage, soit environ 600 l / min (≈ 160 gpm),

– Suivant l’habileté de l’opérateur à la duse,

– Suivant les équipements (duses, capacité pour alourdir la boue,...),

– Suivant le volume de la venue (limite du dégazeur atmosphérique),

– Peut être modifié pendant le contrôle :

* Peut être augmenté lorsque le gaz a été évacué du puits (normalement, pas nécessaire d’ajuster l’ouverture de la duse lorsque l’on circule des liquides),

* Peut être réduit pendant les phases délicates (évacuation du gaz, dr dans la choke line avec les BOP sous - marins, ...).

• Seuls inconvénients d’avoir un débit faible :– Limite de fonctionnement des pompes,

– Temps de circulation.


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Training

SEC -


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SEC -

• A quel moment faire les mesures :– En début de poste,

– Lorsque les caractéristiques de la boue changent (densité, viscosité, ...)

– Lorsque il y a un changement dans la garniture (duses de l’outil, changement de BHA, etc...),

– Tous les 150 m (500 pieds) forés (recommandation API),

• Doivent être mesurées :– A différents débits (au moins deux),

– Avec chaque pompe,

– Puits ouvert pour les BOP de surface,

– Puits ouvert et puits fermé pour les BOP sous-marins.

Mesure des pertes de charge à débit réduit

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SEC -

• Lecture des pressions :– Sur le manomètre utilisé pendant la circulation de la venue.

• BOP sous-marins :– PC mesurées en circulant par le riser (puits ouvert) PC riser,

– PC mesurées en circulant à travers la choke line (duse grande ouverte)

PC choke line,

– La différence entre les 2 valeurs donne la valeur PC CL des pertes de

charge dans la choke line.

Mesure des pertes de charge à débit réduit

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SEC -

CHAPITRE 5 - Cas particuliers

• Incidents

• Shallow gas

• Méthode volumétrique

• Lubricating method

• Stripping

• Puits déviés et horizontaux

• Contrôle avec BOP sous- marins

• Cas où Pa dépasse Padm

• Instructions : superviseur et chef de poste

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• Différents incidents pendant la circulation d’une venue :– Problèmes de pompe ( diminution du débit),

– Sifflure, bouchage de la duse du manifold,

– Sifflure, bouchage partiel ou total de la garniture,

– Bouchage partiel ou total, effondrement du puits, pertes dans l’annulaire.

• Manifestation et détection des incidents :– Variation des pertes de charge variation de PR

* Soit variation lente (sifflure, pertes, ...),* Soit brutale (bouchage d’une duse d’outil, problème de pompe, ..).

– Nécessité d’ajuster la duse de façon continue ou anormale,

– Variation anormale du niveau des bassins,

– Signes de mauvais fonctionnement des pompes (vibrations, bruits),

• Difficiles à détecter si duse manipulée trop brutalement – Plus faciles à détecter si enregistreurs de pression.

Incidents

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• Si variation de PR, vérifier si problème avec la pompe :– Si problème avec la pompe :

* Arrêter la circulation (en maintenant Pa constante si possible) et fermer le puits,

* Redémarrer avec l’autre pompe.– Si la pompe n’est pas au débit correct :

* Ajuster la pompe à la bonne vitesse (première chose à faire dans tous les cas),

– Si pas de problème de pompe et vitesse correcte, vérifier Pa.

• Vérifier si Pa a varié :– Si pas de variation de Pa en général Pf n’a pas varié

normalement continuer avec la nouvelle PR, (s’arrêter pour IWCF)

– Si variation de Pa Pf a varié* Ajuster la duse si possible pour maintenir Pf correcte,* Généralement, nécessaire d’arrêter la circulation et de modifier le

circuit.

Que faire en cas d’incidents

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• En cas de doute : – Arrêter la circulation et fermer le puits, – Analyser le problème.

• Demande IWCF avec incidents ne modifiant pas Pf :– Arrêter la circulation dans tous les cas et fermer le puits,– Analyser le problème,– Puis redémarrer la circulation.

• Si arrêt de la circulation, pour redémarrer : – Utiliser la méthode volumétrique (voir méthode volumétrique) :

* Si arrêt court, redémarrer en utilisant la valeur de Pa d’avant l’incident,

* Si long arrêt, la migration du gaz (si venue de gaz) doit être considérée.

• Problème de pertes : – Les pertes doivent être contrôlées pour contrôler la venue,

– Il faut circuler pour contrôler les pertes.

Que faire en cas d’incidents

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Problème Signes Variationde PR

Variationde Pa

Variationde Pf Que faire ?

Garniturepartiellementbouchée (duse outil,..)

Stabilisation de PR aprèsune de pression

= =Continuer la circulation avecla nouvelle PR

Garniturecomplètementbouchée

Augmentation brutale dePR, chute de Pa

Arrêter la pompe, fermer lepuits. Utiliser la méthodevolumétrique

Perte d’une duse àl’outil

Stabilisation de PR aprèsune brutale

= = Continuer la circulation avecla nouvelle PR

Sifflure de lagarniture

Besoin de fermerprogressivement la dusepour maintenir PRconstante

= =

Normalement continuer lacirculation avec PR d’avantl’incident. Mais peut-êtrepréférable de continuer avecla nouvelle PR

Fuite sur la pompeou sur le circuit desurface

Chute de PR et de Pa,fonctionnement anormal dela pompe

Arrêter la pompe, fermer lepuits. Modifier le circuit

Circuit de surfacebouché

brutale de la PR Arrêter la pompe, fermer lepuits. Modifier le circuit

Incidents - manifestations et actions

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PM


Training

SEC -

Problème Signes Variationde PR

Variationde Pa

Variationde Pf Que faire ?

Sifflure de la duse(manifold)

Nécessité de fermercontinuellement la duse dumanifold

Arrêter la pompe, fermer lepuits. (vanne avant la duse).Modifier le circuit

Bouchage de laduse (manifold)

Nécessité d’ouvrircontinuellement la duse dumanifold

Arrêter la pompe, fermer lepuits. Modifier le circuit

Pertes importantesDébit retour, augmentationdu niveau des bassins plusfaibles que prévus

Contrôler les pertes (circuleren limitant les pertes et lesgains)

Annulairepartiellement bouché Augmentation de PR =

Normalement continuer lacirculation avec la PRd’avant l’incident.

Annulaire totalementbouché Augmentation de PR

Arrêter la pompe, fermer lepuits. Utiliser la méthodevolumétrique

Incidents - manifestations et actions

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SEC -

• Méthane (et H2S) piégés près de la surface dans des formations très perméables et peu consolidées,

• Origine du shallow gas :

– Formation de gaz dans les premiers stades de la transformation de la matière organique par les bactéries,

– Gaz migrant le long de failles (naturelles ou artificielles).

• Causes des venues de shallow gas (habituelles) :– Densité de boue insuffisante,– Pistonnage en remontant la garniture,– Remplissage incorrect du puits à la remontée de la garniture,– Migration du gaz pendant la cimentation.

Shallow gas

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SEC -

• Avant de commencer le forage : – Faire une reconnaissance sismique Haute Résolution,

– Si signes de shallow gas, déplacer le site de forage,

– Adapter le programme de forage (casing supplémentaire, ...).

• Sélection du rig :– Équipement pour faire face aux problèmes de shallow gas :

* Diverter équipé de lignes d’évacuation de diamètre suffisant et les plus directes possible pour réduire l’érosion,

* Diverter de nouvelle génération (vannes latérales incorporées dans le diverter, ball valves, etc.),

* Système et procédure pour éviter d’avoir le gaz au plancher (subsea diverter, forage sans riser, ...).

Que faire dans les zones à shallow gas

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SEC -

Diverter avec vannes incorporées

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SEC -

• En forage – Utiliser une boue de densité suffisante,– Forer un avant-trou (pilot hole) (MWD et dynamic killing),

– Utiliser des duses d’outil de grand diamètre pour faciliter le dynamic killing,

– Utiliser un clapet anti-retour dans la garniture pour éviter le débit par les tiges,

– Limiter le ROP (pour limiter la longueur de réservoir mise en production),

– Remonter la garniture en circulation pour éviter le pistonnage,

– Garder l’annulaire le moins chargé possible en cuttings.

Que faire dans les zones à shallow gas

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SEC -

• Si venue de shallow gas : – Ne pas fermer le puits, utiliser le diverter,

Si fermeture du puits risque de fracturation jusqu’en surface gaz autour du rig et risque de formation de cratère,

– Ne pas arrêter les pompes mais au contraire circuler avec le débit maximum (dynamic killing),

– Se souvenir que la situation peut devenir incontrôlable en quelques secondes, être prêt pour le pire,

– Ne pas espérer contrôler la situation si l’annulaire est plein de gaz,

– Dynamic killing = procédure qui permet seulement de gagner du temps et d’évacuer le rig, mais pas de tuer définitivement le puits,

– En toute circonstance, évacuer le rig.

Que faire en cas de venue de shallow gas

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SEC -

• Méthode qui permet de maintenir la pression de fond constante sans circulation,

• Utilisation de la pression en tête de tiges pour ajuster Pf :– Lorsque l’outil est au fond et que la garniture n’est pas équipée d’un

clapet anti-retour,

– Maintenir la pression en tête de tiges constante et égale à * Pt1 si la garniture est pleine de boue d1,

* 0 si l’intérieur de la garniture est plein de boue dr, * Entre Pt1 et 0 si d1 et dr dans la garniture.

• Utilisation de la pression annulaire pour ajuster Pf :– Lorsque la pression tiges ne peut pas être utilisée,

* Garniture bouchée et / ou équipée d’un clapet anti-retour,

* Outil loin du fond (venue en cours de manœuvre).

• Méthode à utiliser lorsque le gaz migre dans l’annulaire.

Méthode volumétrique

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SEC -

• En théorie, pressions dans l’annulaire avec cette méthode égales aux pressions obtenues avec la driller’s method pas plus de risques de fracturation qu’avec la driller’s method,

• Alternance de phases de purges à pression annulaire constante et de remontées de pression,

• Nécessité de connaître Pa1 pour démarrer le contrôle,

• Pour expliquer le principe de la méthode, on considérera – Pas de garniture dans le puits,

– Puits vertical avec la même capacité du fond à la surface (trou 8.5),

– Sécurité égal à 0.

Méthode volumétrique

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SEC -

• Choisir un palier de travail P en accord avec la marge de sécurité dont on dispose au sabot du casing :

– Pf va varier entre PG et (PG + P),– En théorie, la pression en tout point de l’annulaire est, au maximum,

égale à la pression obtenue en ce point avec la driller’s method + P.

• Calcul du volume de boue V dans l’annulaire correspondant à P :

Cea : Capacité de l’annulaire en litres / m,P : Palier de travail en bar,V : Volume de boue en litres,d1 : Densité de la boue.

. . CeadP10.2V

1

Principe de la méthode volumétrique

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SEC -

• Choisir un palier de travail P en accord avec la marge de sécurité dont on dispose au sabot du casing :

– Pf va varier entre PG et (PG + P),– En théorie, la pression en tout point de l’annulaire est, au maximum,

égale à la pression obtenue en ce point avec la driller’s method + P.

• Calcul du volume de boue V dans l’annulaire correspondant à P :

Cea : Capacité de l’annulaire en bbl / pieds,P : Palier de travail en psi,V : Volume de boue en bbl,d1 : Densité de la boue en ppg.

Cea . d . 052.0

P V

1


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SEC -

• Laisser Pa augmenter de Pa1 à (Pa1 + P),

• Purger le puits pour maintenir la Pa constante et égale à (Pa1 + P),

• Lorsque un volume V de boue a été évacué du puits, laisser Pa augmenter de (Pa1 + P) à (Pa1 + 2 P),

• Puis purger le puits pour maintenir la Pa constante et égale à (Pa1 + 2 P),

• Répéter la procédure jusqu’à l’arrivée du gaz sous les BOP en augmentant Pa de P à chaque fois qu’un volume V est évacué du puits.


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Training

SEC -


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SEC -


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SEC -

Evolution des pressions driller’s- volumétrique

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SEC -

Nombre de paliers en fonction de P

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SEC -

Nombre de paliers en fonction de Pa

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SEC -

• Données : – PG = 335 bar, Pa1 = 40 bar, d1 = 1.25, profondeur verticale = 2 500 m, – Gain = 2 300 litres, palier de travail P = 1bar,

– Quand le gaz est au sabot (1 700 m profondeur verticale) : Pa = 45 bar, pression au sabot = 253 bar et volume de gaz = 3 045 litres,

– Avec le gaz sous les BOP : Pa = 80 bar et volume de gaz = 9 630 litres,

– Pressions en tête d’annulaire calculées en considérant :

* Densité du gaz négligeable (= 0),* Gaz considéré comme parfait,

* Capacité de l’espace annulaire constante du fond à la surface et égale à 23 l / m.

• Calculer le volume à purger pour réduire Pa de 1 bar

– Lorsque le gaz est au fond,

– Lorsque le gaz arrive au sabot,

– Lorsque le gaz est sous les BOP.

Volume de boue à purger

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SEC -

• Volume à purger lorsque le gaz est au fond :– La pression du gaz varie de 336 à 335 bar,

– Volume de gaz correspondant à une réduction de pression de 1 bar :

2300 336 / 335 = 2 307 litres

– Volume à purger du puits :

2 307 - 2 300 = 7 litres

• Volume à purger lorsque le gaz arrive au sabot :– La pression du gaz varie de 254 à 253 bar,

– Volume de gaz = 3 045 litres,


3 045 254 / 253 = 3 057 litres.


3 057 - 3 045 = 12 litres.


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SEC -

• Volume à purger lorsque le gaz arrive sous les BOP– La pression du gaz varie de 81 à 80 bar,

– Volume de gaz = 9 630 litres,


9 360 81 / 80 = 9 417 litres.


9 417 - 9 360 = 57 litres.

• Volume de boue correspondant à un palier de 1 bar– 1 bar 1 10.2 / 1.25 = 8.16 m de boue dans l’annulaire

– 8.16 m de boue 8.16 23 = 188 litres,

– 188 litres correspond au volume de boue à évacuer du puits pour réduire la pression hydrostatique dans l’annulaire de 1 bar.


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SEC -

• Conclusions– Valeurs approximatives mais donnant une bonne idée de la réalité,

– Pour une réduction de pression de 1 bar, différents volumes (7, 12 et 57 litres) doivent être purgés suivant la position du gaz dans le puits,

– Volume de boue correspondant à un palier de travail de 1 bar : 188 litres,

– Donc, le volume de boue correspondant à un palier de travail de 1 bar n’est pas évacué en une seule fois, mais progressivement par une série de purges successives.


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SEC -

• Problèmes rencontrés avec la méthode volumétrique – Variation de la capacité de l’espace annulaire :

* Pour la même valeur du palier de travail, le volume de boue à purger est différent suivant la position du gaz,

* Comme la position de la venue est inconnue, pour éviter tout problème, le volume V à purger est en général calculé en tenant compte de l’annulaire trou – DC,

* Mais volume à purger trop petit lorsque le gaz n’est pas en face des DC augmentation de la pression dans l’annulaire,

* Problème dans les puits déviés (hauteur du gaz fonction de la position et du volume de gaz),

* Peut-être plus logique de calculer V en considérant l’annulaire trou - DP

Prendre le volume V le mieux adapté à la situation.

Problèmes avec la méthode volumétrique

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SEC -

Volume à purger suivant la position du gaz

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SEC -

Volume à purger suivant la position du gaz

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SEC -

• Problèmes rencontrés avec la méthode volumétrique– Diminution de Pf lorsque le gaz passe en face de la BHA

* Besoin de prendre une sécurité DC (SDC )

Gain en litresCapacité trou / DC en litres / mCapacité trou en litres / md1(OMW) : densité de la boueSDC : Sécurité DC en bar

/ .

trou Capacité

GainDCtrou Capacité

GaindSDC 10.21


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SEC -

Diminution de Pf lorsque la BHA croise le gaz

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Training

SEC -

• Problèmes rencontrés avec la méthode volumétrique– Diminution de Pf lorsque le gaz passe en face de la BHA

* Besoin de prendre une sécurité DC (SDC )

Gain en bbl,Capacité trou / DC en bbls / piedsCapacité trou en bbls / pieds(OMW) : densité de la boue en ppgSDC : Sécurité DC en psi

trou Capacité

Gain

DC/ trou Capacité

Gain . OMW . .0520 DCS


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SEC -

Diminution de Pf lorsque la BHA croise le gaz

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Training

SEC -

• Choisir la valeur du palier de travail P en fonction de la résistance du puits,

• Calculer le volume de boue correspondant à P,• Calculer la sécurité SDC,

• Choisir une sécurité S pour la manipulation de la duse, • Laisser Pa augmenter de Pa1 à Pa2 = (Pa1 + P + SDC + S),

• Purger progressivement pour maintenir Pa constante et égale à Pa2,

• Lorsqu’un volume V a été purgé, laisser la pression annulaire augmenter de Pa2 à Pa3 = (Pa2 + P),

• Purger progressivement pour maintenir Pa constante et égale à Pa3,

• Répéter la procédure jusqu’à l’arrivée du gaz sous les BOP.

Réalisation pratique de la volumétrique

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SEC -

• Méthode à utiliser pour évacuer le gaz lorsqu’il se trouve sous les BOP et qu’il n’est pas possible de circuler par les tiges,

• Principe de la méthode (inverse de la volumétrique) : – Choisir la valeur du palier de travail P (en accord avec la résistance du

puits, des volumes, de la boue, ..),– Pomper un volume V de boue correspondant à P par la kill line,– Attendre que la boue " ait sédimenté " dans l’annulaire,– Purger du gaz pour réduire Pa de P,– Répéter l’opération jusqu’à l’évacuation complète du gaz,

– Si lubricating method utilisée suite à une venue en manœuvre, lorsque tout le puits est plein de boue d1, Pa doit être égale à 0,

– Si lubricating method utilisée suite à une venue en forage et injection de boue d1 dans le puits, lorsque le puits est plein de boue d1, Pa doit être > 0.

Lubricating method

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SEC -

Principe de la lubricating method

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SEC -

• Méthode utilisée suite à une venue en manœuvre (pistonnage et / ou problème de remplissage du puits),

• En théorie, Pf maintenue constante pendant le contrôle,

• Combinaison de la méthode volumétrique et de la descente de la garniture :

– Pa1 nécessaire pour démarrer l’opération (normalement la valeur de Pa1 sera faible : quelques bar),

– Tous les calculs (P, V, SDC) de la volumétrique nécessaires pour le

stripping.

• Opération demandant une bonne coordination entre tout le personnel du rig

– En même temps, descente de la garniture à travers un BOP fermé, purge du puits et relevé de volumes dans le trip tank.

Stripping

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• Procédure – Choisir la valeur du palier de travail P et calculer le volume de boue V à

purger,– Calculer SDC et choisir la sécurité S,

– Laisser Pa augmenter de Pa1 à Pa2 = (Pa1 + P + SDC + S) :

* Soit en attendant la garniture étant immobile, * Mais plus rapide en descendant la garniture sans purger le puits,

– Lorsque Pa égale à Pa2, continuer la descente de la garniture en purgeant le puits pour maintenir la Pa constante et égale à Pa2

– Lorsqu’un volume V a été purgé (volume extérieur de la garniture déduit), laisser Pa augmenter de Pa2 à Pa3 = (Pa2 + P),

* Descendre la garniture sans purger le puits jusqu’à ce que Pa atteigne Pa3,

– Lorsque Pa atteint Pa3, purger le puits pour maintenir la Pa constante et égale à Pa3 pendant que la garniture est descendue.

Procédure de stripping

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SEC -

• Procédure (suite)– Répéter alternativement les 2 dernières étapes (Pa augmente par

paliers de P ), – Procédure arrêtée lorsque :

* Outil en dessous de la venue,* Ou outil au fond,* Ou venue sous les BOP.

– Si gaz évacué sans circulation, nécessité d’utiliser la lubricating method

* Injecter de la boue au lieu de purger.

– Circulation de la venue :

* Circulation avec la boue d1 (venue en cours de manœuvre d1 suffisante),

* Maintenir la pression de refoulement PR constante et égale aux pertes de charge mesurées avec d1 au débit utilisé pour évacuer la venue.

Procédure de stripping

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SEC -

• Amortisseur sur la ligne de fermeture du BOP annulaire pour absorber les variations de pression lorsque les tool joints passent à travers le BOP,

• Système d’égalisation de pression entre les BOP pour le stripping entre rams et / ou entre rams et annulaire

• Tank de stripping pour séparer le volume de boue purgé du puits provenant de la descente de la garniture de celui provenant de l’expansion du gaz :

– Volume provenant de l’expansion du gaz conservé dans le trip tank,

– Volume extérieur de la garniture transféré dans le stripping tank.

Équipement supplémentaire pour le stripping

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SEC -

• Seule différence avec les puits verticaux : la valeur de PR lorsque la boue lourde dr remplace la boue initiale d1 à l’intérieur de la garniture

– La valeur de PR dépend de la trajectoire du puits et de la garniture utilisée,

– Si l’on utilise la driller’s method pour le contrôle : * Pendant cette phase, Pa reste constante et il n’est pas

nécessaire de toucher à la duse, * En fait, pas besoin de calculer exactement les valeurs de PR

pour le contrôle (mais mieux de les connaître .. en cas de problèmes, ..).

– Si l’on utilise la wait and weight method pour le contrôle :* Besoin de calculer les valeurs de PR en utilisant la relation

PR = PG - PHI + PCI

Puits déviés et horizontaux

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SEC -

• Données : – Trajectoire du puits :

* Kick off point à 2 000 m * Premier build up de la verticale à 45° avec BUR de 1° / 10 m* 1 000 m de section déviée à 45°* Second build up de 45° à l’horizontal avec BUR de 1° / 10 m* 1 000 m de drain horizontal

– Garniture utilisée :* Tiges 5” de la surface au top des DC, * 200 m de DC 6.5”, dernier DC au début du second build up, * HWDP de l’extrémité inférieure des DC (début du second build

up) à 600 m de la fin du drain,* Puis tiges 5”,* 50 m de BHA (MWD, moteur de fond, etc..),* Outil.

Calcul de PR dans un puits dévié

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Trajectoire du puits dévié

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• Données– d1 = 1.35,– Pt1 = Pa1 = 70 bar, gain = 2500 litres,– Venue circulée à 30 coups / min,– PC avec la boue d1 à 30 coups / min :

* Dans les DP : 2.5 bar / km,* Dans les DC : 2.5 bar / 100 m,* Dans les HWDP : 2 bar / 100 m,* Dans l’équipement de fond (BHA) : 2 bar / 10 m,* Dans l’outil : 10 bar.

– Capacités intérieures :* DP : 9 l / m,* HWDP : 4.5 l / m,* DC : 4 l / m,* Équipement de fond : 4 l / m.


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• Calculs– Profondeur verticale de la venue : 3 280 m,– Déplacement latéral total : 2 280 m,– Profondeur totale forée : 4 900 m,– densité de la boue lourde : 1.57,– Volume de la garniture à partir de la surface :

* Au premier KOP : 18 000 litres 600 coups,* A la fin du premier build up : 22 050 litres 735 coups,* Au top des DC : 29 250 litres 975 coups,* Au début du second build up : 30 050 litres 1 002

coups,* A la fin du second build up : 32 075 litres 1 070 coups,* A l’entrée des tiges : 33 875 litres 1 130 coups,* A l’entrée de la BHA : 38 825 litres 1 295 coups,* A l’outil : 39 025 litres 1 300 coups.


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SEC -

• Calculs :– Pertes de charge avec la boue d1 :

* De la surface au premier KOP : 5 bar* Du début à la fin du premier build up : 1 bar* De la fin du premier build up au top des DC : 2 bar* Dans les DC : 5 bar* Dans les HWDP jusqu’à la fin du second build up : 9 bar* Dans les HWDP dans le drain horizontal : 8 bar* Dans les DP dans le drain horizontal : 1.5 bar* Dans la BHA : 10 bar* Dans l’outil : 10 Bar

– Pertes de charge dans la garniture avec la boue d1 : 52 bar– PR1 : 120 bar– PRr : 60 bar


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SEC -

• Calcul de PR– Boue lourde au plancher (PR1) : 120 bar– Boue lourde au début du premier build up : 78 bar– Boue lourde à la fin du premier build up : 69 bar– Boue lourde à l’entrée des DC : 57 bar– Boue lourde au début du second build up : 55 bar– Boue lourde à la fin du second build up : 53 bar– Boue lourde à la sortie des HWDP : 54 bar– Boue lourde au top de la BHA : 55 bar– Boue lourde à l’outil : 57 bar– Boue lourde au fond (PRr) : 60 bar


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Évolution de PR dans un puits dévié

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SEC -

• Calculs longs– Nécessité de calculer à chaque point où il y a un changement de

diamètre intérieur et / ou de trajectoire (KOP, fin du build up, etc..).

• Mais calculs simples– Calculs d’hydrostatique et de pertes de charge à chaque point,– Ensuite appliquer la relation PR = PG - PHI + PCI.

• Éloignement de la ligne droite (PR1 - PRr) lié à la valeur du débit, à différence de densité (dr par rapport à d1), au déplacement horizontal :

– Environ 15 bar au maximum dans l’exemple précédent

* Si l’on suit la ligne droite avec la wait and weight method, surpression de 15 bar appliquée sur le fond,

Problème ou non suivant la résistance du découvert,

* Dans tous les cas, important d’avoir une idée de la surpression appliquée sur le fond.

Conclusion concernant les puits déviés

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SEC -

• Coté théorie, seule différence avec les BOP de surface : pertes de charge dans la choke line prises en compte

– Avec les forages par grand profondeur d’eau, la valeur des PC CL peut être proche de la valeur des PC dans le reste du circuit,

– Avec les BOP sous-marins, si PC CL égale à quelques bar

appliquer la procédure de contrôle utilisée avec les BOP de surface (PC CL sert de sécurité).

• PC CL non négligeables les différences suivantes :– Mesure des pertes de charge à débit réduit,

– Procédure de démarrage, d’arrêt et de changement de débit,

– Évolution de Pa lorsque le gaz entre dans la choke line,

– Évolution des pressions dans l’annulaire (fond, sabot) quand la boue lourde remplit la choke line.

• Par contre, les valeurs de PR1 et PRr ne changent pas !!

Contrôle avec BOP sous-marins

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• Mesure des pertes de charge à débit réduit :– Mesures faites, puits ouvert (par le riser) PC Riser

– Mesures faites à travers le circuit sous duse (BOP fermé et duse grande ouverte) PC Choke Line

* Attention, les pressions dans l’annulaire sous les BOP augmentent de PC CL si puits fragile, il peut être impossible de faire les mesures de cette façon.

– La différence (PC Choke Line - PC Riser ) donne la valeur de PC CL

– La valeur de PC CL peut être déterminée en circulant

* De la kill line vers la choke line au dessus d’un BOP fermé,

* De la choke line vers le riser au dessus d’un BOP fermé.

– Mesures faites pour chaque ligne (kill et choke),

– Attention au contenu des lignes !!* Valeur correcte de PC CL si lignes remplies de boue d1,

* Dans l’autre cas, les valeurs doivent être corrigées.


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• Procédure de fermeture du puits– Généralement, puits fermé avec l’upper annular BOP (procédure la

plus rapide “fast procedure”),– Procédure de hang off :

* Tool joint positionné au dessus du pipe rams, * Fermer le pipe rams et poser la garniture dessus,* Ajuster le compensateur de pilonnement pour limiter le

mouvement de la garniture.

– Détermination de Pa1 et Pt1 * Soit avant de suspendre la garniture pression piégée entre les

BOP,* Soit après erreurs possibles sur les valeurs de Pa1 et Pt1.


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• Padm– Padm statique

* Même définition que pour les BOP de surface

– Padm dynamique à un débit donné* Égal à la Padm statique - PC CL à ce débit,

Comparer Pa à la bonne Padm !!

Pa en circulation à Padm dynamique,

Pa en statique à Padm statique.


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• Démarrage de la circulationChoke et kill line supposées pleines de boue d1

– Au démarrage de la pompe (débit = 0)

* Pour avoir Pf = PG, Pa doit être égale à Pa1

– Lorsque la pompe est au débit réduit Qr* Pour avoir Pf = PG, Pa doit être égale à (Pa1 - PC CL)

Besoin de réduire Pa de Pa1 à (Pa1 - PC CL) lorsque le débit de circulation varie de 0 à Qr

• Arrêt de la pompe– Pa doit augmenter de PC CL l’opérateur de la duse doit anticiper

• Changement de débit – Lorsque l’on augmente la vitesse de la pompe, la différence de PC CL

entre les 2 débits doit être enlevée à la valeur de Pa– Lorsque l’on diminue la vitesse de la pompe, la différence de PC CL

entre les 2 débits doit être ajoutée à la valeur de Pa


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SEC -

Démarrage de la circulation

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SEC -

• Comment maintenir Pf constante et égale à PG lors du démarrage de la circulation :

– Diminuer progressivement Pa de PC CL pendant que la pompe est amenée

au débit Qr,

– S’il n’y a pas de risque de fracturation (Padm Pa1), pas de problème pour avoir pendant une courte période une surpression dans l’annulaire sous les BOP,

* Possible de démarrer la circulation avec Pa constante et égale à Pa1* Puis ajuster à (Pa1 - PC CL) lorsque la pompe est à Qr,

– S’il y a risque de fracturation (Pa1 proche de Padm), important de limiter l’augmentation de pression dans le découvert,

* Préférable d’ajuster la duse pour avoir Pa égale à (Pa1 - PC CL) dès le

démarrage de la pompe,

Risque d’avoir une venue supplémentaire (mais probablement boue gelée à cause de la température transmission des pressions retardée).

Démarrage de la circulation

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• Comment maintenir Pf constante et égale à PG lors du démarrage de la circulation :

– En utilisant le manomètre de la kill lineLorsque les HCR de la kill line sont ouvertes :

* En statique, la pression en tête de la kill line est égale à Pa1 * En circulation, la colonne de boue dans la kill line reste statique

la pression en tête de la kill line doit rester égale à Pa1 pour avoir Pf égale à PG

Donc, pour maintenir Pf constante et égale à PG, il suffit de maintenir la pression en tête de kill line constante et égale à Pa1

Solution la plus facile si la lecture de la pression en tête de la kill line est visible par l’opérateur de la duse

– Si mesure de la pression sous les BOP disponible en surface* Maintenir la pression sous les BOP constante pendant le démarrage

de la pompe.


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• Coté tige, pressions de refoulement égales à celles appliquées avec les BOP de surface :

– Lorsque l’on pompe la boue d1, maintenir PR constante et égale à PR1 avec PR1 = Pt1 + PC Riser

– Lorsque la boue dr dans l’annulaire, maintenir PR constante et égale à PRr avec PRr = PC Riser dr / d1

– Lorsque dr remplace d1 à l’intérieur de la garniture, PR varie de PR1 à PRr

– PC Riser = pertes de charge mesurées puits ouvert (retour en surface par

le riser) au débit Qr

– Tout ce qui a été dit concernant PR1 et PRr pour les BOP de surface reste valable pour les BOP sous-marins.


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• Arrivée du gaz dans la choke line :– Capacité du trou tubé capacité de la choke line augmentation

de la hauteur du gaz dans la choke line augmentation de Pa– Augmentation de Pa dépend de

* Volume de gaz * Capacité de la choke line par rapport à celle du trou tubé* Densité du gaz par rapport à celle de la boue* Longueur de la choke line

– Action à la duse : maintenir PR constante et égale à PR1 si l’on pompe de la boue d1, égale à PRr si dr dans l’annulaire, etc.

* Nécessaire de refermer légèrement la duse lorsque le gaz remonte dans la choke line

* Pas nécessaire de modifier la vitesse de la pompe !!

– L’augmentation de Pa indique l’arrivée du gaz dans la choke line et donne une bonne idée de l’arrivée du gaz en surface


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Gaz dans la choke line

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• Boue lourde dans la choke line– Normalement, pour maintenir Pf constante et égale à PG, PR doit être

maintenue constante et égale à PRr,

– A partir d’un certain stade de la circulation (dr dans la choke line), duse grande ouverte et impossibilité de maintenir PR constante et égale à PRr,

– Lorsque la boue lourde est en surface et que l’on circule sous duse, la duse étant grande ouverte, la pression dans l’annulaire sous les BOP augmente de PC CL (valeur calculée avec dr),

– Les pressions dans le circuit avant les BOP augmentent progressivement de PRr à PRr + PC CL (valeur calculée avec dr)

Risque de fracturation au point fragile.


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Boue lourde dans la choke line

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• Que faire lorsque PR commence à augmenter :– S’il n’y a pas de risque de fracturation au débit de circulation utilisé :

* Garder ce débit de circulation jusqu’à la fin du contrôle augmentation des pressions de PC CL (valeur calculée avec la boue lourde) en tout point du circuit avant les BOP.

– S’il y a un risque de fracturation avec le débit de circulation utilisé :* Réduire le débit de circulation (à la fin de la circulation, les

pressions en tout point du circuit avant les BOP auront augmenter de la valeur des PC CL avec le nouveau débit),

* Garder le même débit, Ouvrir une deuxième ligne en passant par la même duse, Ouvrir une deuxième ligne et duse et continuer le contrôle en

ajustant PR avec la seconde duse (première duse grande ouverte).

* Arrêter la circulation lorsque dr arrive dans la choke line, puis remplacer la boue dans la kill line, la choke line et le riser par dr en circulant au dessus d’un BOP fermé.


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• Que faire lorsque PR commence à augmenter :– Si plusieurs lignes et / ou duses utilisées, besoin de circuler avec un

débit plus faible en cas de problème sur un équipement,

– Besoin de remplir la choke et la kill line, le riser à la fin du contrôle avant d’ouvrir les BOP,

– Meilleures solutions :

* Utiliser un débit réduit tel qu’il n’y ait pas de risque de fracturation et circuler par une seule ligne, mais ajuster le débit avant d’avoir la duse grande ouverte !!

* Arrêter la circulation lorsque la boue dr arrive dans la choke line, fermer un BOP et remplir la kill line, la choke line et le riser en circulant au dessus du BOP fermé.


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Graphe driller’s method avec BOP sous-marins

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Graphe driller’s method avec BOP sous-marins

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• Cas d’une venue en cours de manœuvre :– Possible que PC CL soit supérieure à Pa1

Dans ce cas, nécessité d’ajuster le débit pour avoir une augmentation de pression minimum dans le découvert

Circulation duse grande ouverte.


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• Rappels importants : – Padm d1 définie avec l’annulaire tubé plein d’une boue de densité

homogène d1,

– Pa et Psab varient de la même façon uniquement lorsque la venue est dans le découvert,

– Si Pf maintenue constante, « risque maximum de fracturation » lorsque la venue est dans le découvert,

– La comparaison de Pa à Padm n’a de sens et donne une indication de la marge de sécurité au sabot uniquement lorsque la venue est dans le découvert,

Première question à se poser en cas de venue : la comparaison de Pa à Padm a-t-elle un sens dans la situation présente

Nécessité d’estimer la position de la venue (se souvenir que la venue dans un puits « vertical » est souvent bien plus haut que l’on imagine : voir exercice)

Cas où Pa dépasse Padm

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• Si véritable risque de fracturation avec la venue dans le découvert :

– Ne pas purger

* Purge augmentation du volume de gaz dans le découvert,

augmentation de Pa et du risque de fracturation,

– Au contraire, démarrer la circulation le plus rapidement possible

* En maintenant Pa inférieur à Padm d1

* Lorsque les pressions sont stabilisées dans le circuit, circuler en maintenant la PR constante (valeur donnée par le circuit),

Diminution du volume de gaz dans le découvert, Diminution du risque de fracturation,

* Intérêt même de circuler avec le débit le plus élevé possible !!

Cas où Pa dépasse Padm

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• Données – Venue de gaz en cours de forage 8.5,

– Vitesse de la boue en circulation : * En face des DC : 90 m : min, * En face des DP : 50 m / min (soit un débit d’environ 1150 l / min),

– Longueur de DC : 200 m,

– Temps :* Pour détecter la venue : 5 min, * Entre la fermeture du puits et le début de la circulation : 15 min,

– Vitesse de migration du gaz dans la boue : 10 m / min.

Estimation de la position d’une venue

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• Distance parcourue par le gaz lorsque l’on arrête la circulation :

– Vitesse du gaz égale à 100 m / min face aux DC première bulle en haut des DC au bout de 2 minutes

– Vitesse de 60 m / min en face des DP au bout de 5 min, haut de la bulle à (200 + 3 60) = 380 m au dessus du fond,

• Distance parcourue par le gaz pendant l’attente avant le démarrage de la circulation :

15 10 = 150 m

• Position du haut de la venue lorsque l’on démarre la circulation

150 + 380 = 530 m au dessus du fond.


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• Conclusion– Bulle 530 m au dessus du point d’entrée du gaz dans le puits,

– Valeurs prises plutôt conservatrices,

Dans la plupart des cas, haut de la bulle environ 500 m au dessus du fond lorsque l’on démarre la circulation d’une venue,

– Si drain horizontal, le gaz ne migre pas mais il est toujours entraîné par la circulation.


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• Instructions au chef de poste :– Paramètres de forage, réglage des alarmes,– Mesure des PC à différents débits et avec chaque pompe,

– Que faire en cas de signe de venue,– Méthode à utiliser pour fermer le puits,– Fermer le puits le plus rapidement possible en cas de venue ou de

doute,

– Enregistrer l’évolution de Pa et de Pt dès la fermeture du puits, – Déterminer Pa1 et Pt1 et relever le gain,– Que faire si Pa Padm,– Comment maintenir Pf constante pendant une phase d’attente,– Informer si quelque chose d’anormal.

• Vérifier :– Les circuits et les panneaux de commande (choke et BOP),

– Le réglage des alarmes de débit et de niveau des bassins.

Que doit faire le superviseur (BOP de surface)

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• Avant de commencer le forage :– Préparer les circuits (stand pipe et choke manifolds),

– Vérifier le panneau de commande des BOP (position des vannes et pressions) et la position de la duse,

– Enregistrer les PC à différents débits réduits et avec chaque pompe, lire les pressions sur les manomètres utilisés pendant le contrôle,

– Ajuster les alarmes de débit et de niveau de bassins

• Pendant le forage :– Avoir une kill sheet à jour,

– Suivre tous les indicateurs de venue (contact étroit avec le géologue, l’opérateur de déviation, ...),

– En cas de signe de venue, observer le puits (ou fermer directement),

– Fermer le puits le plus rapidement possible s’il débite (la fermeture du puits est la responsabilité du chef de poste !!),

– Informer le superviseur dès qu’il y a quelque chose d’anormal.

Que doit faire le chef de poste (BOP de surface)

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• Avant de commencer la circulation de la venue :– Choisir le débit de circulation, faire les calculs (dr, PR1, PRr, etc..),

– Choisir la méthode de contrôle et informer le chef de poste,

– Remettre les comptes-coups à 0 (spécialement lorsque la boue lourde arrive au plancher),

– Demander au chef de poste de :* Préparer la boue lourde,

* Maintenir la pression de fond constante pendant les périodes d’attente et lui indiquer comment le faire.

– Demander au chef de poste pendant la circulation de :* Suivre l’évolution du niveau des bassins, * Maintenir un débit constant et de surveiller la pompe,

* Enregistrer les pressions, le niveau des bassins à intervalles réguliers (tous les 100 coups),

* Informer immédiatement en cas de problèmes.


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• Avant de commencer la circulation de la venue :– Vérifier les circuits, que le puits est bien fermé, s’assurer qu’il n’y a

pas de fuites, etc. (dès la fermeture du puits !),– Prendre les dispositions nécessaires pour fabriquer la boue lourde– Suivre l’évolution des pressions en tête,– Instructions :

* Concernant Padm,

* Comment maintenir la pression de fond constante pendant les attentes :

Avec Pt s’il n’y a pas de soupape dans la garniture, Avec Pa s’il y a une soupape dans la garniture.

– Informer en cas de problèmes.


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• Pendant la circulation de la venue :– Suivre une procédure de contrôle correcte (Pf maintenue constante),

– Se baser sur les valeurs données par le circuit !!

– Coordination avec le chef de poste,

– Manipulation « douce » de la duse,

– Garder en mémoire le temps de réponse du circuit (environ 3 s / km, 1 s / 1 000 ft),

– Essayer d’anticiper l’arrivée de l’effluent à la surface, la fin de l’évacuation, ...

– Suivre l’évolution de Pa et de PR, être prêt à réagir en cas d’incidents,

– Ne pas hésiter à arrêter la circulation si quelque chose semble anormal (souvent plus facile de comprendre ce qui se passe en statique qu’en circulation).


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• Pendant la circulation de la venue :– Suivre les instructions du superviseur,

– Démarrage « doux et progressif » de la pompe,

– Superviser la fabrication de la boue lourde,

– S’assurer du bon fonctionnement de la pompe, du débit de circulation, etc..

– Enregistrer à intervalles réguliers Pa, PR, le niveau des bassins et transmettre les valeurs au superviseur,

– Informer le superviseur en cas d’anomalies,

– Coordonner toutes les actions avec le superviseur (ne jamais faire quelque chose sans l’informer).


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• Instructions supplémentaires :– Vérifier le contenu des kill and choke lines,

– Procédure pour fermer le puits et suspendre la garniture,

– Mesurer les PC en circulant par le riser et par la choke line, la duse étant grande ouverte, pour déterminer la valeur de PC CL .

• Pendant le contrôle de la venue :– Si possible, considérer le manomètre kill line pour le démarrage,

l’arrêt de la pompe et les changements de débit,

– Si nécessaire de modifier la vitesse de la pompe lorsque la boue lourde est dans la choke line, ne pas attendre la dernière minute pour le faire,

– Lorsque le contrôle est terminé, ne pas oublier de remplir le riser et la kill line (et la choke line) avec la boue lourde.

Instructions spécifiques pour BOP sous-marins

Documents

Chapitres 1.2.2bis.3.4.5