6.5 Pression à la Duse
La Figure-6.7 montre l'évolution de la pression de fond
en fonction du temps pour différents pourcentages de fermeture de la
Duse. On rappelant que plus on ferme la Duse plus la pression appliquée
en surface est élevée. (Simulation faite avec 650 l/min de
liquide et 53m3/min de gaz)
Il est observé que plus le pourcentage d'ouverture de la
duse diminue, plus la pression se stabilise rapidement. Toutefois puisque la
pression de fond dépend de la pression appliquée en surface,
celle-ci se stabilise à chaque fois à une pression superieur.
Ceci s'explique par le fait que plus on ferme la Duse, plus on limite
l'évacuation rapide du gaz du puits. Et donc la colonne hydrostatique
reste plus longtemps allégée avec du gaz.
Une ouverture de 40% par exemple du puits dans ce cas-ci donne
une stabilisation idéale pour la BHP, mais toutefois elle se stabilise
au-dessus de la pression de formation, créant ainsi une situation
d'overbalance.
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Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la
BHP
Figure 6.7 : Evolution de la BHP en fonction du temps
pour différents pourcentages de fermeture de la
Duse.
0
20 30 40 50 60 70 80 90 100
Ouverture de la Duse %
550 lpm 650 lpm Linéaire (650 lpm)
Durée de stabilisation (min)
450
400
350
300
250
200
150
100
50
Figure 6.8 : Relation entre l'ouverture de la Duse et
la durée de stabilisation de la BHP.
6.6 Influence de la production
La production à vraisemblablement un effet sur la
stabilité de la pression de fond. D'un côté si le fluide de
formation est à fort GOR, le gaz échappé va alléger
encore plus la colonne de liquide et « aider » l'azote, une
réduction de la BHP conduit à une meilleure stabilité et
une atténuation des fluctuations.
D'un autre côté, un afflux non
contrôlé peut entrainer une baisse trop grande de la pression de
fond entrainant une augmentation des fluctuations. Et donc avoir un effet
inverse.
Cependant dans la région de Hassi Messaoud, avec un GOR
faible (< 150m3/m3), l'influence de la production
n'est pas très élevée. (Figure 6.9)
74
Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la
BHP
Toutefois, dans le cas où il a possibilité de
rencontrer des zones à gaz, il faut prendre en considération leur
influence, un moyen rapide de détecter l'intrusion d'une grande
quantité de gaz dans le puits est par l'incorporation d'un capteur de
pression de fond avec le MWD. Qui donne instantanément les variations de
la BHP.
Figure 6.9 : Variation de la BHP en fonction du temps
dans le cas avec production et sans.
6.7 Viscosité de la phase liquide
Durant la phase de forage en underbalance, le fluide de
réservoir qui va affluer dans le puits va se combiner avec le fluide de
forage et modifier la viscosité du fluide sortant. Il est donc
nécessaire d'étudier l'effet de la fluctuation de la
viscosité sur la stabilisation de la BHP.
D'après les travaux de Myktiw (2003), il est clair que la
viscosité de la phase liquide a un impact direct sur la stabilité
de la BHP. Plus la viscosité croit plus on a une meilleure
stabilité de la BHP, ceci est dû au fait que la viscosité a
tendance à générer une résistance à la
montée des bulles de gaz et donc à diminuer leur vitesse de
migration dans le puits, et donc la BHP s'en trouve diminuée pour une
plus longue durée, augmentant la possibilité de passer d'un
régime sous-critique à un régime critique. D'un autre
point de vue, une grande viscosité provoque de plus grandes pertes de
charge à la sortie des points d'injection, la vitesse du gaz s'en trouve
diminuée, l'écoulement est régulé. Les bulles de
gaz sortantes tendent à se rassembler, ce qui en résulte un
écoulement continu.
Cependant, une forte viscosité a tendance à
augmenter les pertes de charge dues aux effets de friction dans l'annulaire,
augmentant ainsi la BHP, et donc contribue à l'effet de slugging.
(Figure 6.11)
Pour les fortes valeurs de viscosités, l'augmentation des
pertes par friction contre les parois va finir par vaincre la tendance «
stabilisante » de la viscosité. Il est donc nécessaire de
faire des simulations pour déterminer l'influence du changement de la
viscosité sur la BHP. (Figure-6.10)
Les simulations pour l'influence de la viscosité ont
été faites pour un débit de liquide de 650 l/min et un
débit de gaz de 45m3/min.
On remarque sur la Figure-6.12 qu'il y a un optimum autour de
50cp, au-delà de cette valeur, l'action d'amplification des forces de
frottements l'emporte sur l'effet stabilisant de la viscosité.
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Chapitre6-Facteurs Influençants la stabilité de la
BHP
Conclusion. L'étude de
l'influence de chaque paramètre est très intéressante car
il permet à l'ingénieur spécialiste en UBD d'optimiser la
conception du puits pour de meilleures performances et un gain de temps.
Figure 6.10 : Variation de la BHP en fonction du temps
pour différentes viscosités.
0 50 100 150 200
Viscosité (cp)
Pertes de charge annulaires (bar)
45
40
50
35
30
25
20
15
10
5
0
Figure 6.11 : Evolution des pertes de charge annulaires
en fonction de la viscosité de la phase liquide.
0 50 100 150 200 250
Viscosité (cp)
Durée de stabilisation (min)
400
700
600
500
300
200
100
0
Figure 6.12 : Influence de la viscosité du
liquide sur la durée de stabilisation de la BHP.
Chapitre7-Etude de cas ONIZ-40
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