Les principes de base du contrôle des éruptions
et les différentes procédures associées sont une part
permanente des UBO. Tant que l'UBD tend à laisser les fluides de
formation remonter en surface en même temps qu'il y une pression
exercée sur l'annulaire, il est important de comprendre comment
contrôler les influes venant de la formation. Avant d'aborder les
procédures de Well control, il est important de revoir certaines
bases.
Loi générale des gaz.
Il est important de comprendre l'effet d'une bulle de gaz dans un
puits. Dans un puits présentant un « gas cutting », le gas cut
peut ne pas changer la pression de fond significativement. Quand un bulle de
gaz sous pression se déplace dans le puits (parfois cela arrive pendant
les connections), la relation pression/volume prend place dans l'effet de
réduction de la pression au-dessus de la bulle en question. La loi
générale des gaz s'exprime comme suit :
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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes
Effet du gas cut sur la pression de fond.
Les études montrent qu'une invasion du fluide de forage
par le gaz ne réduit pas significativement la pression de fond
jusqu'à 50% de gaz dans la colonne. L'équation de Strong-White
simplifiée permet de calculer la réduction en statique de la
pression de fond due à l'effet du gaz. (Rehm, 2012)
hGp -- Patm = ~
ioo--n Ln(Patm + 1) (1.3)
Goins et O'Brien (1962) ont publiés un abaque
illustrant la réduction de la pression de fond en fonction du
pourcentage de gaz dans la colonne. (Figure 1.7)
La figure montre bien qu'avec un gas cut de moins de 25%, la
réduction de la pression de fond est presque négligeable.
Figure 1.7 : Effet du gas cut sur la pression au fond
du puits. (Rehm, 2012)
Well control en UBD. Quasiment
toutes les opérations en UBD marchent selon le principe de circuler le
puits dans un système fermé avec un débit des pompes
constant et un control de la pression à la duse. Ce principe est le
même que celui de la première circulation de la Driller's
method.
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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes
La pression de fond peut être contrôlée en
maintenant un débit constant des pompes et en contrôlant la
pression en tête de tiges avec la duse. Le changement de la pression de
fond en réponse à un changement de la production du
réservoir peut se faire de différentes manières.
· Augmenter ou diminuer la pression de la duse. Ceci
donne une réponse immédiate à une augmentation de la
production.
· Changement de la densité du la phase liquide
dans le cas du flow drilling.
· Changement du ratio liquide/gaz dans le cas dans le
cas du forage avec liquide gazeifié.
· Changement du débit des pompes
Dans le cas d'un fluide de forage monophasique, les
règles de base du Well Control peuvent être appliquées.
Débit constant et changement de la pression au fond par manipulation de
la pression en tête de tiges.
Dans le cas d'un fluide de forage biphasique, le changement
de la pression en surface n'est pas directement suivi par celui de la pression
de fond, et ce dû à la compression du gaz.
Temps de retard (Lag-Time). Ou.
C'est le temps pour que le changement de la pression à la duse montre
une réponse en tête de tige. Il est en général
estimé à 1minute/1000 feet de distance totale dans le cas
où on a 100% de liquide dans le puits.
Si on a une grande quantité de gaz dans le puits
(comme pour un liquide gazeifié), le Lag-time dépend de la somme
des vélocités dans un système mixte sous
différentes pression, plus le temps de compression et
décompression du gaz. Ce qui prend plus longtemps. Pour les liquides
gazefiés, il faut en moyenne prendre 5 à 8 minutes de plus.
La propagation de pression dans les fluides est analogue
à la vitesse du son dans ce milieu. Le temps, pour qu'une onde de
pression voyage de la duse vers un point défini est dit « pressure
transient lag-time ». Donc le fait d'appliquer une pression avec la duse
ne pressurise pas le puits instantanément, c'est un principe très
important à prendre en compte lors des opérations.
Changement de la BHP. Dans le cas
d'un fluide monophasique (Flow Drilling) le changement de pression au niveau de
la pression en tête de tiges est égal au changement au fond du
puits.
S'il n'y pas de gaz dans la garniture (injection concentrique
casing ou parasite) le changement de pression d'injection va affecter la
pression au point d'injection du gaz en premier lieu, et la pression de fond
suivra ensuite le changement (#177;).
S'il y a du gaz dans la garniture (injection par
l'intérieur des tiges), le changement de la pression en tête va
être moins important que celui de la BHP. Et ceci parce que le gaz
à l'intérieur des tiges est toujours comprimé au contraire
dans l'annulaire on le trouve détendu. La différence est lue en
pression en tête d'annulaire. (Figure 1.8)
Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes
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Figure 1.8 : Changement de la pression au fond est
inférieur à celui en tête.
Matrice de décision Well
Control. Même si, en UBD on laisse les fluides de formation
circuler dans l'annulaire jusqu'en surface. Le débit en surface est
prudemment controlé, et le contrôle du puits est maintenu en
faisant en sorte que les pressions en surface et la production soient aussi
faibles que possible. Une matrice de décision est toujours
élaborée montrant les pressions en tête et les volumes de
retour et les décisions à prendre dans chaque cas. (Figures 1.9
et 1.10)
Si, pendant les opérations, le puits doit être
tué pour raison de sécurité, cela pourrait être pour
l'une de ces raisons :
· Panne ou fuite d'un équipement de control de
pression en surface.
· Rupture de la garniture
· Remontée d'H2S inattendue
Figure 1.9 : matrice de décision, cas invasion
liquide. (Valeurs pour Weatherford)
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Chapitre1-Underbalanced Drilling : Theorie et Principes
Figure 1.10 : matrice de décision, cas invasion
gaz. (Valeurs pour Weatherford)
La matrice de décision dispose les paramètres
comme suit :
· Les pressions de surface sur l'axe des x :
i. Vert : 50% ou moins de la pression dynamique du RCD
ii. Jaune : de 50% à 90% de la pression dynamique du
RCD
iii. Rouge : au-dessus de 90%, nous avons une situation de Well
control.
· Les débits de retour sur l'axe des y :
i. Vert : jusqu'à 60% de la capacité du
système de séparation
ii. Jaune : de 60% à 90% de la capacité du
système de séparation
iii. Rouge : au-dessus de 90% nous avons une situation de Well
control.
