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

Nomenclature

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

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

c₀ compressibilité de l'huile [R/psi]

E_~ Energie cinétique [lbf-ft/ft³]

f Fraction volumique

g constante gravitationnelle [32.2 ft/s²]

Gp Gradient de pression Hydrostatique [atm/ft]

H Holdup

h hauteur [feet]

k ratio des chaleurs spécifiques

lpm litre par minutes = l/min

P Pression [Psi|bars]

Patm Pression [atm]

¹pore pression de formation [bars]

P Pression de fond [bars]

'wf Pression de fracturation [bars]

MD hauteur mesurée [ft]

n Fraction de gaz dans la boue [%]

q débit [ft³/s]

r rayon [ft]

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

SP pression de surface [psi]

T Température [Rankine]

TVD hauteur réelle [ft]

V Volume [m³]

v9 vitesse superficielle du gaz [ft/s]

v1 vitesse superficielle du liquide [ft/s]

y₉ vitesse actuelle du gaz [ft/s]

vl vitesse actuelle du liquide [ft/s]

v_s vitesse de glissement [ft/s]

WC water cut [%]

Wds Poids de la garniture [lbf]

Z Facteur de compressibilité

a azimuth

y_o densité de l'huile

y_g densité du gaz

p masse volumique [lbm/ft³]

A Holdup sans glissement

o, contrainte verticale [bars]

aH contrainte horizontale maximale [bars]

ah contrainte horizontale minimale [bars]

To cohésion de la roche [bars]

0 angle de friction interne de la roche

V inclinaison du puits

Abréviations

BHP BottomHole Pressure

BOP Blowout Preventer

DDV Downhole deployment

Valve

ECD Equivalent Circulating

Density

FV Facteur de volume

IADC International Association of

Drilling Contractors

MPD Managed Pressure Drilling

MD Measured Depth

MWD Measurments While Drilling

NPT Non-Productive Time

NRV Non-Return Valve

PDM Positive Displacement

Motor

RCD Rotating Control Device

ROP Rate Of Penetration

TFA Total Flow Area

TVD True Vertical Depth

UBD Underbalanced Drilling

UBO Underbalanced Operations

WOB Weight On Bit

Liste des figures

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

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

and Young, 1991) 6

Figure 1.3 : Schéma équipements de surface pour UBO 8

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

Figure 1.5 : ESD valve 9

Figure 1.6 : Schéma NRV deux types. 10

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

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

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

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

Figure 1.11 : Principe du Mud Cap 16

Figure 1.12 : DDV, principe de fonctionnement. 16

Figure 1.13 : Illustration DDV dans le puits. 17

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

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

Figure 1.16 : Principe Jet sub. 20

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

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

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

liquide 23

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

Figure 1.21 : Injection par parasite. (Blade) 25

Figure 1.22 : Injection par concentrique. (Blade) 26

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(Rommetveit, 2001) 51

Figure 3.12 : Interface de travail Dynaflodrill 52

Figure 3.13 : Interface de simulation Dynaflodrill. 52

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figure 6.6 : Illustration section du concentrique. 72

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

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

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

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

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

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

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

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

Figure 7.3 : Architecture du puits ONIZ-40 77

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

Figure 7.5 : Evolution BHP cas ONIZ-40 81

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figure 8.8 : Principe injection duale. 87

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

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

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

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

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

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

Figure 8.15 : Diagramme opérationnel. 93

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

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

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

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

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

compressibilité pour le gaz (Tarek, 2012) 96