Préparation d'une unité mudlogging en vue d'une surveillance géologique d'un forage pétrolier.

ECOLE SUPERIEURE DE TECHNOLOGIE DU LITTORAL

EST-Littoral

MEMOIRE DE FIN D'ETUDE

En vue de l'obtention de la Licence Professionnelle

Option: Génie de l'Amont Pétrolier

Theme:

PREPARATION D'UNE UNITE MUD LOGGING EN VUE D'UNE SURVEILLANCE GEOLOGIQUE D'UN FORAGE PETROLIER

Réalisé par : Le-Roy Yane Bethel NGOMA
Soutenu Publiquement le : 1/02/2019

Tuteur : Mr Amza EL'YHOMBOS, géologue data engineer SCHLUMBERGER

Devant le jury:

Mr Réné faustin MABIALA Docteur Patrick NGAMI Mr Alfred EKENGA Mr Distel YOUNGOU

Président du jury Examinateur Membre du jury Membre du jury

Année Universitaire: 2017-2018

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AVANT-PROPOS

Le-Roy Yane Béthel NGOMA, Etudiant en quatrième année de Licence en Génie de l'Amont Petrolier à l'Ecole Supérieure de Technologie du LITTORAL en sigle (EST-L).

EST-L est une école supérieure de technologie, créée en 2000 à Pointe-Noire (Congo Brazzaville) sous le partenariat avec l'UIT d'EVRY (France) et propose plusieurs formations techniques et qualifiantes à double compétences pour répondre aux bésoins en main d'oeuvre qualifiante des entreprises de la place.

La fin de la formation à EST-L est caracteriséé par une immersion en entreprise afin de valider le diplôme.

C'est dans ce cadre que j'ai effectué mon immersion à SCHLUMBERGER LOGELCO INC sous la tutelle de Mr Amza EL'YHOMBOS Géologue Data Engineer à SCHLUMBERGER LOGELCO (Congo)

Suite à l'importance des activités mud logging lors d'un forage petrolier à savoir la detection d'indices d'hydrocarbures à l'aide des outils disposés sur le rig de forage et dans la cabine géologique, mon tuteur et moi ,nous sommes convenu d'orienter notre projet d'étude vers : `'Préparation d'une Unité Mud logging en vue d'une surveillance géologique d'un forage petrolier».

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DEDICACES

Je dédis ce mémoire de fin d'étude à:

Mon très chèr Père;
Ma très chère Mère;
Tous mes Frère et Soeurs;
Tous mes Amis et Connaissances;
Toute la famille NGOMA & SISSOU.

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REMERCIEMENTS

Mes remerciements sont adressés au professeur Delphin LOUEMBE, Promoteur de l'école supérieure de technologie du Littoral;

À Monsieur Servet BIYOKO, Administrateur Général de EST-LITORAL ; À la société SCHLUMBERGER ;

À Monsieur Amza EL'YHOMBOS, géologue data engineer SCHLUMBERGER; pour m'avoir accompagné dans la réalisation de mon mémoire à travers son encadrement, sa disponibilité et ses qualités scientifiques ;

À Monsieur Patrick NGAMI, Chef du Departement GAP à EST-LITTORAL; Au corps enseignant de EST-LITTORAL;

À tous les étudiants du Génie de l'Amont Pétrolier de EST-LITTORAL;

En espérant que je n'oubliérais personne, je tiens à remercier tous mes amis et connaissances qui m'ont aidé de prés ou de loin à la réalisation de ce présent memoire;

Quand aux membres de ma famille, je leur dis merci pour leur soutien moral et matériel ainsi que leur encouragement sans faille et sans relâche.

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TABLE DE MATIERES

AVANT-PROPOS 2

DEDICACES 3

REMERCIEMENTS 4

GLOSSAIRE 7

LISTE DES SIGLES OU ABREVIATIONS 8

RESUME 11

ABSTRACT 11

INTRODUCTION 12

PREMIERE PARTIE: CADRE THEORIQUE 13

CHAPITRE I: ASPECTS THEORIQUES SUR LA SURVEILLANCE

GEOLOGIQUE 14

I-1-Introduction: 14

I-1-2-Definition de la surveillance géologique: 14

I-1-3-Equipe de Surveillance: 14

I-1-4-Fonctions des differents acteurs de l'unité Mud Logging: 15

I-1-5- Le Suivi des variations des parametres mecaniques de Forage: 17

I-2- Le Mud Logging: 20

I-2-1-Introduction: 20

I-2-2-Définition: 21

I-2-3-Historique du mud logging: 21

I-2-4-Importance du mud logging: 22

I-2-5- Les données mud logging: 24

I-2-6-Le carottage: 26

CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA CABINE GEOLOGIQUE 29

II-1-Introduction: 29

II-1-2-Rôles de la cabine géologique: 29

II-1-3-Les differents types de cabine géologique: 30

II-1-4-Le système d'acquisition des données: 33

II-1-5-Entrée des données: 33

II-1-6-Le stockage des données: 34

II-1-7-Les Capteurs: 35

DEUXIEME PARTIE: CADRE PRATIQUE 43

CHAPITRE III: PRESENTATION DE L'UNITE MUD LOGGING 44

III-1-Equipements et systemes d'analyse de gaz: 44

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III-1-1-Equipements: 44

III-1-2-Système d'analyse de gaz: 49

III-1-3-Traitement des deblais en surface 54

III-2- Les Principaux Capteurs D'une Unité Mud Logging: 62

III-2-1-Définition d'un capteur: 62

III-2-2-Types de capteurs et Principe de fonctionnement: 62

III-3- LE MASTERLOG: 70

III-4-LES RESULTATS DU MUD LOGGING 72

CONCLUSION 73

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES: 74

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GLOSSAIRE

Master Log : Représentation graphique en fonction de la profondeur des informations

de géologie, de forage, de gaz et autres;

Mud logging : Surveillance géologique de forage;

Logging : Enregistrement (des données);

Lag time : Temps nécessaire pour qu'un échantillon de roche se trouvant au fond du

puits puisse atteindre la surface;

Mud logger : Technicien spécialisé dans le contrôle géologique de forage;

Data engineer : Ingénieur des données;

Sensor : capteur;

Unit : Unité (ou Cabine Mud logging);

Depth : Profondeur;

Pit level : Niveau des bacs à boue;

Kicks : Venues incontrôlées des fluides;

Cuttings : Débris des roches (déblais);

Coring = Carottage;

Shaker : Tamis vibrant;

Torque : Mesure de la garniture de forage;

Pump strokes: coups de pompe.

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LISTE DES SIGLES OU ABREVIATIONS

TGD : Total Gaz Detector(le détecteur du total gaz) ;

DPU : Depth Processor Unit;

DAU : Data Acquisition Unit;

CPU : Center Processor Unit;

WOB : Weight On Bit = Poids appliqué sur l'outil(Trepan);

RMP : Révolution par minute;

ROP : Rate of penetration= vitesse de pénétration (avancement) d'outil ;

TDC : Technician Drilling Control= Technicien de Contrôle de forage ou Data

Engineer ;

WOH : Weight On Hook=Poids sur le crochet;

Bit : Trépan (Outil de forage) ;

QDM : Quantitative gas measurement= Quantité de gaz mesurée ;

MD : Mud Drilling = Boue de Forage ;

SPM : Stroke per minute= Nombre de coup par unité de temps ;

CSP : Casing Presssure;

SPP : Stand Pipe Pressure = Pression au niveau de la Stand Pipes ;

HKLD= Hook Load;

UML= Unit Mud Logging: Unité Mud Logging;

WHP= Well Head Pressure : Pression en tête de puits ;

SPM= Stockage par minute;

BRF= Bouchon de reprise de forage ;

BHA= Bottom Hole Assembly : Garniture de forage;

OBM= Oil Based Mud= Boue à Base d'huile;

WBM= Water Based Mud= Boue à base d'eau.

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LISTE DES FIGURES

Figure 1: Organisation du personel 15

Figure 2: Suivi sur ecran des parametres mécaniques de forage 17

Figure 3: Mud logging 22

Figure 4: Capteurs et emplacement sur le rig de forage 24

Figure 5: Opération de Carottage 28

Figure 6: Preparation des carottes pour analyse 28

Figure 7: Cabine géologique 30

Figure 8: Coin de travail 30

Figure 9: Cabine standard 31

Figure 10: Cabine Off Line 32

Figure 11: Cabine One Line 33

Figure 12: Cabine mud logging 44

Figure 14: Coupelle métallique 44

Figure 13: Coupelle en bois 44

Figure 16: Etuve 45

Figure 15: Demi-fûts de Gas-oil 45

Figure 18: Balance 45

Figure 17: Four 45

Figure 20: Chromatographe 45

Figure 19: Source de Lumiere 45

Figure 21: Ordinateurs 45

Figure 22: Aquisition des données de forage 46

Figure 23: Gaz trap 47

Figure 24: Fonctionnement d'un Gas trap dans le flow line 48

Figure 25: Principe de fonctionnement d'un gaz trap 49

Figure 26: Analyse de gaz 49

Figure 27: Principe d'un détecteur à ionisation 50

Figure 28: Chromatographe 51

Figure 29: H2S Sensor 52

Figure 30: Background 53

Figure 31: BFR 54

Figure 32: Prise d'echantillonnage 54

Figure 33: Confection des deblais 55

Figure 34: Lavage des cuttings 56

Figure 36: Conditionnement de cuttings 57

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Figure 37: Mésures et observations spécifiques 57

Figure 38: Fluoroscope 58

Figure 39: Calcimètre Bernard 61

Figure 40: Capteur pression d'injection sur stand pipe « SPP » 63

Figure 41: Capteur de poids «WOH » 64

Figure 42: Position du capteur RMP 65

Figure 43: Mud density sensor 66

Figure 44: Mud temperature sensor 67

Figure 45: Mud conductivity sensor 68

Figure 46: Capteur flow out 69

Figure 47: Capteur de Torque à effet Hall 70

Figure 48: Modèle d'entête d'un masterlog 71

LISTE DE TABLEAUX

Tableau 1: Pourcentage de fluorescence 59

Tableau 2: Couleur de la zone fluorescence 59

Tableau 3: Les calcimétries de quelques roches carbonatées pures. 61

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RESUME

Lors de la réalisation d'un forage pétrolier, plusieurs compagnies de services y participent. Le mud logging est l'activité de l'enregistrement des paramètres, de la boue, de la détermination de gaz de formation et donc de la surveillance géologique. Les géologues (Sample catcher, mud logger, et le data engineer) assurent la démarche des activités de mud logging à l'aide d'une unité mud logging équipée de matériels et des capteurs installés sur le rig. Les géologues jouent un rôle très important dans le forage car c'est eux qui font la surveillance géologique de forage à travers les capteurs. Leurs principaux objectifs sont : contrôler et surveiller les opérations de forage ainsi que les autres opérations telles que le tubage, la sécurité du puits, recueillir et enregistrer les données pour les investigations prochaines, la détermination du toit et du mur de formation réservoir et savoir les zones de pertes pour éviter les éruptions de gaz.

Mots clés: Mud Logging, Boue, Unité mud logging, Capteurs, Forage, Géologue

ABSTRACT

At the time of the realization of drilling, severals compagnies of sevices participate there. The mud logging is an activity that consists in making the registration of the drilling parameters, of the mud, of the determination of formation gas and therefore of the geological control.

The geologists (Sample catcher, mudlogger, and data engineer) assure the process of the activities of mud logging with the help of a mud logging unit equipped with materials and sensors installed on the rig. The geologists play a very important role in the drilling because they make the geological survey of drilling through the sensors. Their main objectives are: surveillance the operations of drilling and the other operations as the intubation, the security of the well , collecting and recording the data for the next investigation, the determination of the roof and the wall of the formation of the reservoir and to know the zones of losses to avoid the blowout of gas.

Key words: Mud, Mud logging, Drilling, Unit mud logging, Sensor, Geologist

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INTRODUCTION

L'exploration pétrolière vise la decouverte des hydrocarbures dites économiquement rentable, cette decouverte est liée aux activités de mud logging par le biais d'une cabine géologique controlant l'opération de forage.

Les activités mud logging se résument essentiellement à la surveillance géologique de forage; les opérateurs pilotant l'unité mud logging sont responsables du bon fonctionnement des équipements et de certains paramètres de communication entre le géologue et le personnel du rig. De plus, beaucoup d'informations exigées par le géologue de sonde sont obtenues à travers l'unité mud logging.

La cabine mud logging peut être une unité standard simple ou une unité informatisée plus sophistiquée. Un des aspects les plus importants d'inspection initiale est le contrôle de la qualité de l'installation de la cabine mud logging et vérifier qu'à toute la compagnie et les exigences du gouvernement concernant la sécurité ont été satisfaites. Cela tombera habituellement sous la direction du département du forage, mais le géologue de sonde sera très probablement la personne la plus impliquée dans la certification et le contrôle du bon fonctionnement de l'unité. De ce fait, Comment s'effectue la preparation d'une unité mud logging?

C'est dans ce cadre que s'intitule ce présent mémoire:» préparation d'une Unité mud logging en vue d'une surveillance géologique d'un forage petrolier»

Pour ce faire, nous nous sommes fixés deux objectifs suivants à savoir :

? Que vise la préparation d'une Unité Mud logging ?

? Et quels sont les principaux équipements que l'on retrouve dans une cabine géologique et sur le Rig up ?

Ce mémoire s'articule comme suit: le cadre théorique ayant deux chapitres (Aspects théoriques sur la Surveillance géologique, Généralités sur la cabine géologique) et le cadre pratique comprenant un seul chapitre (Présentation de l'unité Mud logging).

PREMIERE PARTIE: CADRE THEORIQUE

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14

CHAPITRE I: ASPECTS THEORIQUES SUR LA SURVEILLANCE GEOLOGIQUE

I-1-Introduction:

La surveillance géologique des forages à pour but d'élaborer le dossier géologique au niveau de chaque plate-forme, d'apporter les éléments d'information géologiques indispensables aux mésures et tests qui y seront réalisés, et de participer à la caractérisation géologique régionale des différents sites.

Dans ce cadre, la surveillance géologique à donc pour objectifs:

· De recueillir, sur chantier, l'information géologique sur les terrains traversés (description de déblais, analyse des carottes,...), puis de la transcrire sur des documents définis;

· De prélever, d'enregistrer, de conditionner et d'envoyer les échantillons destinés aux laboratoires chargés des analyses minéralogiques des échantillons hors sit;

· D'assurer la sauvegarde et la transmission de données acquises.

I-1-2-Definition de la surveillance géologique:

La surveillance géologique c'est l'évaluation des formations traversées pour fournir des informations sur la lithologie et les hydrocarbures rencontrés en cours de forage. Cette évaluation ce fait suivant les paramètres de forage, des diagraphies instantannées et les indices en surface remontés par le biais de la boue de forage. (Schlumberger, 2010, page 18)

I-1-3-Equipe de Surveillance:

Sa composition et son fonctionement dépendent de la nature, de la fréquence et des diverses opérations à effectuer (Figure 1). En generale, ils sont trois:

· Ingénieur de données (Data Engineer);

· Ingénieur de boue (Mud logger);

· Collectionneur d'échantillon (Sample catcher).

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Figure 1: Organisation du personel (Arnaud Torres, 2009)

I-1-4-Fonctions des differents acteurs de l'unité Mud Logging:

Data Engineer:

Représentant l'exploration sur site, il est le responsable des opérations de:

· Surveillance géologique;

· Application du programme d'exploration;

· La transmission des données à la base;

Outre cela, le Data Engineer est habilité à:

- Arreter le forage apres concertation avec la base pour:

· Prendre une carotte;

· Effectuer un test de formation;

· Effectuer les diagraphies differées;

- Decider de la cote de pose d'un tubage en accord avec la subsurface et le forage;

- Proposer du forage à la base selon les critères définie dans le rapport d'implantation; - Il participle aussi à la sécurité du puits par:

· La detection des indices de gain et pertes;

· Le suivi des paramètres mécaniques et physiques de forage;

· La transmission des informations sur toutes anomalies au foreur résident.

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Le Mud Logger:

Le mud logger joue un rôle très important sur le chantier de forage, et sa responsabilité est

comme suit:

· Assure la surveillance continue du forage 24h/24h;

· Ordonne la collecte les déblais remontés, selon le pas d'échantillonnage recommandé par le géologue de sonde;

· Identifie la nature géologique des formations traversées, effectue certaines mesures telles que la calcimétrie et la fluorescence;

· Saisit le MasterLog;

· Vérifie la fiabilité des mésures;

· Participe au prélèvement, la mise en caisse et le marquage des carottes et échantillons au laboratoire pour détecter toutes variations anormales des paramètres dans les plus brefs délais;

· Contrôle l'état des capteurs ainsi que la ligne gaz;

· Participe à la surveillance de certains paramètres de forage sur écran (pression, niveau des bacs, gaz...).

Sample catcher :

Le sample catcher a pour rôle l'échantillonnage, c'est à dire de:

· Collecter;

· Prélever;

· Nettoyer et emballer les échantillons ainsi que la préparation pour l'observation microscopique des échantillons.

NB: En cas d'anomalies, l'équipe doit:

· Vérifier qu'elle n'est pas due à une défaillance de mésure;

· Informer immédiatement le superviseur;

· Expliquer l'anomalie et contribuer à identifier les causes;

· Noter les commentaires en temps réel sur la charte.

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I-1-5- Le Suivi des variations des paramètres mécaniques de Forage:

Figure 2: Suivi sur écran des paramètres mécaniques de forage (H Mohammed, 2014)

Les paramètres de forage sont très nombreux, les appareils de forage sont munis de capteurs qui permettent l'enregistrement et le suivi des paramètres principaux qui sont discutés ci-dessous. Pour certains forages à caractère exploratoire, le client peut être amené à prendre un éventail plus large de diagraphies instantanées comme par exemple les services de surveillance géologique (« mud logging »). Ces sociétés peuvent disposer d'une panoplie de capteurs dont la liste non exhaustive suivante:

Poids su l'outil:

Afin de pouvoir creuser les formations, le trépan fixé à l'extrémité de la garniture doit tourner mais également appuyer sur la roche. C'est en lâchant partiellement le train de tiges à l'aide du frein que l'on peut mettre la partie basse de la garniture (BHA) en compression et exercer ainsi la force qui permettra le forage.

Ce paramètre a un impact direct sur la vitesse d'avancement, il est contrôlé par le Martin Decker qui mesure la tension du brin mort du câble de forage par le biais d'une cellule à pression hydraulique : un capteur à jauge de contrainte transforme la pression hydraulique en un signal électrique qui est facilement rendu par des cadrans à galvanomètres. Cette tension donne le poids de tout ce qui est suspendu au crochet, y compris le moufle mobile.

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Avant de reprendre le forage, le foreur note toujours soigneusement la lecture du Martin Decker qui reflète le poids apparent de tout ce qui se trouve sous le crochet (poids apparent = poids dans l'air moins la poussée d'Archimède exercée sur la partie de garniture immergée dans la boue). Lorsque le foreur lâche le frein et fait « poser» l'outil au fond du trou, la lecture est diminuée du poids mis sur l'outil. (Paramètres de forage, paris 1982).

Vitesse de rotation:

La vitesse de rotation du trépan est liée à celle de la table de rotation ou à celle de la tête motorisée. Ne pas croire que plus la vitesse de rotation est élevée, plus la vitesse de pénétration du trépan sera elle-même importante.

Une pulsation électrique est générée à chaque rotation de la table par un leurre solidaire de celle-ci et un détecteur de proximité. L'intégration du nombre de pulsations indiquera la vitesse de rotation Ce paramètre est nécessaire au foreur car il influe sur la longévité du trépan.

Couple:

Le couple mesuré en surface est la mesure de la force nécessaire pour maintenir la rotation du train de tiges. Différentes forces s'opposent à cette rotation. Certaines sont liées à des paramètres mécaniques comme le poids sur l'outil, la vitesse de rotation ou la nature de l'outil. D'autres sont liées à la nature du terrain. Pour optimiser le forage, il conviendrait de pouvoir contrôler le couple à l'outil, ce que nous ne savons pas encore bien faire: la transmission du couple depuis la table jusqu'à l'outil est imparfaite du fait de l'inertie de la garniture et des frottements, notamment au droit des stabilisateurs. En fait, ce sont surtout les variations relatives de couple qui sont intéressantes: pour le foreur, c'est l'évolution de la valeur moyenne du couple qui le renseigne sur l'état de l'outil et surtout des roulements. Des variations fréquentielles du couple peuvent signifier des problèmes de coincement d'une molette ou des éboulements sur l'outil. On utilise la lecture du couple pour:

? Détecter des changements de lithologie;

? Déceler les zones à compaction anormale;

? Envisager la présence de terrains fracturés lorsque les variations sont brutales.

La prise de mesure du couple se fait en général par un système hydraulique dont la pression varie en fonction de la tension de la chaîne d'entraînement de la table. Si la table ou la tête est alimentée par un moteur électrique, un capteur à effet Hall enregistre directement les variations de consommation de courant par le moteur. (Paramètres de forage, paris 1982)

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Debit de pompe:

Le débit de boue est un paramètre fixé pour assurer un bon nettoyage du trou et de l'outil ainsi que son refroidissement; mesuré en sortie de pompe est facilement obtenu si l'on connaît le nombre de coups de pompe et le volume de chacun de ces coups.

Le débit retour en surface (ou débit sortie) est contrôlé soit directement par des débitmètres, soit plus empiriquement et plus souvent par le contrôle de niveau des bacs mais le temps de réponse est évidemment plus lent.

Pression de fluide:

Le foreur est concerné par les mesures de pression d'injection pour:

· Contrôler les conditions de fonctionnement du circuit boue (problèmes de Duse, de garniture, de pompes);

· surveiller le déplacement des bouchons de boue dans le puits;

· Détecter des problèmes de tenue des parois dans le puits. Le contrôle de la pression annulaire ne devient pertinent que lors de la circulation sous Duse suite à une venue de fluide dans le puits. Des jauges de pression à contrainte sont placées sur la colonne montante pour la lecture de pression d'injection et sur le manifold de duses pour la pression annulaire.

Vitesse de pénétration

Il s'agit là d'une mesure très importante car elle lui permet de disposer d'une diagraphie instantanée sensible aux variations de lithologie et corrélable avec les diagraphies différées, ce qui autorise:

· La corrélation avec les puits voisins;

· La localisation des réservoirs et donc une aide pour le déclenchement du carottage;

· La détection des pressions anormales;

De plus, elle est utilisée par le foreur pour:

· Vérifier le fonctionnement de l'outil de forage (bourrage, usure des dents, ferraille au fond, etc...);

· Optimiser les autres paramètres de forage (compromis avancement, poids, rotation).

On détermine la vitesse de pénétration en enregistrant la descente du moufle.

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Cette descente est liée à la quantité de câble de forage dévidé par le treuil:

On mésure donc la longueur de câble qui sort du treuil et cette quantité est intégrée pour obtenir la vitesse.

NB: Dans le déroulement du Forage:

La vitesse d'avancement (ROP), La vitesse de rotation (RPM), le poids sur l'outil, le couple Torque sont les paramètres qui gouvernent la destruction de la roche.

Ils vont permettre au géologue de sonde de connaitre la nature des terrains forés (ou formations) tout en sachant que:

? La ROP augmente lorsque l'on est en face des formations poreuse et par conséquent elle va diminuer en face des formations moins poreuse ;

? Généralement la vitesse d'avancement augmente si l'on augmente le poids sur l'outil, mais il existe des exceptions comme dans le cas des argiles peu indurées;

Face à ces informations, le Géologue de sonde saura comment conduire le Forage. On peut aussi ajouter comme paramètre instantanée :

? La pression annulaire, pression d'injection et niveau de Boue dans les Bassins,

détection des indices informent sur les venues de fluide dans l'annulaire ou le bac à boue

et la perte de boue ou de fluide lui permettent de mener à bien la sécurité du puit;

? Cuttings et/ou déblais : informent sur la lithologie, la calcimétrie et fluorescence ; ? Les Paramètres de boue (Densité, Température, Conductivité, Débit) ;

Le Géologue connaissant ces paramètres peut (en cas de venue ou perte de fluides), les modifier afin de contre-balancer la pression.

I-2- Le Mud Logging:

I-2-1-Introduction:

Le Mud logging est un service alloué à une compagnie pétrolière lors de la réalisation d'un forage. La fonction "instrument de mesure" doit être examinée avec autant d'attention que les trois autres fonctions classiquement prises en compte par les foreurs: pompage, levage, rotation.

Ces mésures permettent le suivi:

· De l'application des paramètres de consigne par le chef de poste;

· Des variables de surveillance, pour le contrôle des conditions de fonctionnement et de Sécurité au cours des diverses opérations de forage: pompage, manoeuvres, tubage ;

En général, le contrôle de la qualité de la cabine mud logging inclut:

· S'assurer que la cabine mud logging et le matériel sont installés correctement et sont maintenus. Les calibrages du matériel réguliers devraient être exécutés et devraient être témoignés;

· Détecteurs du gaz (TGD, Chromatographe, H2S, et CO2) devrait être vérifié régulièrement. L'alarme mis, les points devraient être notes;

· Les détecteurs du gaz sont mis à zéro correctement avec l'air pur et sont étalonnés par le gaz de composition connue. Un enregistrement devrait être gardé de ces calibrages.

· Tous les enregistreurs du paramètre de forage doivent fonctionner et lire correctement. Les paramètres enregistrés les plus importants sont : le WOB, le RMP, la ROP, le Torque, la pression, la densité, Température et le retour du taux d'écoulements.

I-2-2-Définition:

Etymologiquement, le terme mud logging est composé de deux mots: « Mud » qui signifie boue et «Logging » qui signifie enregistrement (des données). Encore appelé surveillance ou contrôle géologique de forage, le mud logging est l'ensemble des opérations qui consistent à surveiller, enregistrer et analyser continuellement toutes les informations ramenées par la boue de forage pendant les opérations de forage et de complétions.

I-2-3-Historique du mud logging:

Il ne s'agit, ni des Américains ni les Russes, mais un indigène de Liverpool (Angleterre), qui a eu l'idée d'intégrer l'ensemble des mésures, pour établir, une mésure complète qui s'appela Mud logging.

Les résultats de ses mesures ont été rendus compte ensemble, par un graphique à barres de papier continu.

21

Il porta du matériel, de puits en puits, sur la banquette arrière de sa voiture, composé:

22

? Un plongeur rotatoire continu pour écoper vers le haut des échantillons de boue, et pour remplir des échantillons en verre cogne;

? Une centrifugeuse pour extraire l'huile;

? Une pompe, pour déterminer le contenu de gaz, en mesurant la compressibilité de la boue de forage;

? Un outil de résistivité électrique pour détecter, l'entrée de l'eau salée dans la boue.

Il porte aussi, une pompe mécanique pour mesurer le débit de boue et pour calculer lag time. Plus tard, un mélangeur a été utilisé pour extraire les gaz combustibles, et les cuttings ont été inspectés avec la lumière ultra-violette pour assurer les traces d'huile.

I-2-4-Importance du mud logging:

Le mud logging est directement lié au forage et permet de fournir multiples informations telles que : Le lag time, la profondeur, la vitesse d'avancement de l'outil (ROP), la description lithologique des formations traversées, détection et analyse du gaz

Figure 3: Mud logging (M. BANZOUZI 2015)

Une fois en surface, la boue se sépare des déblaies au niveau des shales shakers (tamis vibratoire) ou elle repart vers les bacs pour un traitement et une nouvelle réintroduction dans le système de pompage.

Cette boue de composition physico-chimique assez particulière doit répondre aux principaux impératifs parmi lesquels:

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Nettoyage du puits:

· La boue doit débarrasser le trou des formations forées qui se présentent sous forme de débris de roche appelés plus couramment `' cuttings `';

· L'aptitude de la boue à entrainer les déblais dépend des paramètres suivants: Sa vitesse de circulation dans l'espace annulaire, sa densité, sa viscosité.

Maintien des déblais en suspension:

La boue doit non seulement nettoyer le puits pendant le forage, mais elle doit aussi les maintenir en suspension pendant les arrêts de forage, ce phénomène est appelé THIXOTROPIE, il est caractérisé par une gélification (augmentation de sa viscosité) de la boue lorsque elle est au repos.

Refroidissement et lubrification de l'outil:

Du fait de son passage en surface, la boue en circulation se trouve à une température inférieure à celle des formations, ce qui lui permet de réduire efficacement l'échauffement de la garniture de forage ainsi que celle de l'outil.

Cet échauffement est dû d'une part à la température de fond (degré géothermique: 3 degré par 100 mètres en moyenne) et d'autre part à la transformation d'une partie de l'énergie mécanique frottement dû à la rotation) en chaleur.

Prévention du cavage et des resserrements des parois du puits:

La boue doit posséder des caractéristiques physiques et chimiques pour minimiser au maximum le cavage et essayer de maintenir le puits à un diamètre voisin du diamètre de l'outil.

Les resserrements ont souvent pour cause une insuffisance de la pression hydrostatique, ou à des formations gonflantes, comme les argiles plastiques, ou à un cake trop épais en face de formations perméables.

Dépôt d'un cake impermeable:

La filtration dans les formations perméables d'une partie de la phase liquide de la boue crée un film sur les parois du puits. Ce film est appelé CAKE.

Le dépôt du cake permet de consolider les parois du puits et de réduire la perméabilité, de ce fait il est possible de réaliser des `'découverts `' plus importants, de réduire le nombre des tubages.

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Prévention des venues d'eau de gaz ou d'huile:

Afin d'éviter le débit dans le sondage des fluides contenus dans les réservoirs rencontrés pendant le forage, la boue doit exercer une pression hydrostatique légèrement supérieure à la pression de gisement.

Toutes ces informations sont obtenues à travers les capteurs mud logging présentés dans la figure ci-dessous.

Figure 4: Capteurs et emplacement sur le rig de forage (M. BANZOUZI 2015)

I-2-5- Les données mud logging:

Le système d'acquisition de données (partie data engineering) assure les mesures directes de tous les paramètres de forage et le calcul d'autres paramètres très importants.

Les parametres mésurés:

? Profondeur de puits;

? Couple torque;

? Vitesse de rotation RPM; ? Poids au crochet;

·

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Coup de pompe de boue;

· Debit de la boue (mud flow in; mud flow out);

· Position du moufle (Hooke Position);

· Pression d'injection de boue de forage SPP;

· Pression dans l'annulaire;

Paramètres de Fluide de forage :

· Densité de la boue entrée et sortie;

· Conductivité de la boue entrée et sortie;

· Température de la boue entrée et sortie;

· Volumes dans les bacs;

· Total gas, chromatographe et H2S.

Paramètres calculés :

· Poids sur l'outil (WOB) calculé à partir du poids au crochet;

· Vitesse d'avancement (ROP) à partir de la position du moufle;

· Débit d'injection ou d'entrée (Flow in) à partir de nombre de coups de pompes SPM (Flow in= Nbre stroks * V stroks);

· Les volumes: espace annulaire (ou volume annulaire) et le volume du puits total (Hole volume);

· Down time: Temps nécessaire pour qu'un objet arrive au fond de puits (lancement pour mesurer l'inclinaison, pompage d'un bouchon hight viscosité pour nettoyage de fond);

· Temps de remonté (Lag time ou bottom up) calculé en fonction du débit et les volumes d'espace annulaire;

Lag time: Est le temps nécessaire mis par la boue à l'intérieur de puits entre deux points spécifiques de profondeur.

Le lag time peut être divisé en:

· Le temps pris entre la surface au fond du trou s'appelle lag down ou lag in;

· Le temps pris entre le fond du trou à la surface s'appelle lag up ou bottem's up;

· Le temps du surface jusqu'à la surface s'appelle le cycle complet ou le temps d'In/Out;

Comme, il varie suivant la variation des principaux facteurs de:

· Volume de la boue dans l'annulaire;

· Débit de boue;

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Les propriétés physiques des cuttings:

· La forme;

· Densité;

· La taille...

Pour le calculer, il existe deux méthodes:

· Lag time (XX min) = Volume d'espace annulaire / débit entrée de la boue;

· Lag time (XX STrks) = Volume d'espace annulaire / volume d'un coup de pompe d'injection de boue;

I-2-6-Le carottage:

En forage, les déblais remontés par la circulation des fluides ne sont pas toujours représentatifs pour le géologue, les renseignements sont incomplets. Ces déblais peuvent provenir de niveaux différents (cas de retombées) dont la vitesse de remontée des déblais est incertaine.

Dans l'industrie de l'huile et du gaz, carotter peut être défini comme «couper et enlever un échantillon cylindrique de roche de la parois du puits." Il procure des spécimens intacts de la formation. C'est la seule méthode pour faire des mesures directes sur la roche et connaître les propriétés des fluides contenus. Ces échantillons de carotte sont une des sources les plus précieuses de données pour l'étude de roches de sub-surface et de réservoirs. Par conséquent, carotter est une méthode très importante d'obtention de données pour les géologues, les ingénieurs de forage, les pétrophysiciens et les ingénieurs de réservoir.

La prise d'un échantillon massif (carotte), important, procure au géologue:

· Une certitude sur la côte et le terrain;

· Une valeur du pendage;

· Une appréciation de la dureté des terrains (important également pour le foreur);

· Une possibilité de faire des mesures précises, de porosité, perméabilité;

· Une possibilité de reconnaître avec certitude l'âge du terrain par l'étude des fossiles (micropaléontologie);

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Le carottage est réalisé pour différentes raisons et selon le type de puits. Les puits d'hydrocarbure peuvent être classés comme suit:

· Puits d'exploration;

· D'estimation ou puits de développement;

Le passage de la phase d'exploration à la phase de développement exige des informations plus détaillées concernant le réservoir.

Dans chacun des types de puits, le carottage peut être la méthode utilisée pour acquérir les données nécessaires. Il y a deux types de carottage:

· Carottage axiale;

· Carottage lateral;

Après l'extraction de la carotte le géologue de sonde ou le mud loggeur doit assister au plancher pour:

· L'extraction de la carotte du carottier sur le plancher;

· Déterminer le taux de récupération ou de carottage;

· Découpage de la carotte chaque 1m et mentionner le pied, tête, cote et orientation de chaque mètre coupé;

· Prélever ou gratter des chips à partir de pied et de tête de la carotte pour faire des analyses et description primaires dans la cabine;

· Tester la fluorescence de la carotte dans la cabine (signaler les niveaux a indices pétroliers);

· Description lithologique de la carotte;

· Remplir la fiche technique pour chaque caisse (fiche de carotte), parmi les informations identificatrices :

· Le nom de la société pétrolière;

· Le nom et le numéro de puits;

· L'intervalle de la carotte (X jusqu'à Y);

· Le nombre de la caisse;

· Les carottes manquant dans les cases;

· L'emballage des caisses dans une boite et envoi aux destinataires.

Figure 5: Opération de Carottage (Arnaud Toress, 2009)

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Figure 6: Preparation des carottes pour analyse (Arnaud Toress, 2009)

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CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA CABINE GEOLOGIQUE

II-1-Introduction:

Avant d'entamer toute étape, il est indispensable de mettre en évidence l'importance primordiale de la cabine géologique (ou unité mud logging) dans n'importe quel chantier de forage.

A l'origine, le suivi des paramètres de forage dans une "cabine géologique" concernait uniquement la vitesse d'avancement d'outil qui permettait au géologue de faire des corrélations et de positionner les outils ainsi les tops des formations traversées. D'où le terme de "surveillance géologique" attribué à l'activité qui est exercée dans ces cabines. Le reste de cette activité est en effet, purement géologique et se résumes-en:

· L'échantillonnage (prélèvement des échantillons tous les 5m en début de forage, 10m dans les terrains inconnus et tous les 1m mètres dans le réservoir) selon le programme du puits;

· La description des cuttings (nature, constituants, couleur, forme, dureté,...);

· La description des carottes (présence d'indices importants ou carottage stratigraphique pour datation);

· La calcimétrie et la fluorescence;

· La détection des gaz et la chromatographie.

II-1-2-Rôles de la cabine géologique:

Le lieu de travail du Data Engineer, son organisation et la disposition de son équipement sont propre à chaque société opératrice, par contre les principes mêmes de la surveillance respondent à des impératrices immuables: La principale mission de la cabine mud logging est la détection de gaz.

A cela s'ajoute:

· Collecte, étude et conditionnement des deblais;

· Enregistrement et saisi des paramètres de forage et de boue;

· Dectection des indices;

· Traitement systematique à la demande des données recueillis;

· Moyens informatiques (Ecran, logiciel...).

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Figure 7: cabine géologique (J. Beaume, 2004)

Outre cela, le coin de travail du Data Engineer doit comporter:

? Une table de travail de dimension suffisante pour etaler les logs ou diagrammes; ? Un meuble permettant le rangement des documents.

Figure 8: coin de travail (Charlotte Guerin, 2006)

II-1-3-Les differents types de cabine géologique:

L'opportunité d'élargir la surveillance à d'autres paramètres de forage est apparue, afin de prévenir les différents problèmes, ce qui permettra de forer avec un maximum de sécurité, d'où gain de temps, donc réduction des coûts du forage : c'est l'utilisation des cabines géologiques. L'utilisation d'un ordinateur sur ces unités permettra d'enregistrer les données mésurées et d'en calculer d'autres. L'évolution remarquable de l'outil informatique contribuera à celle du Mud logging en permettant l'informatisation totale de l'acquisition des paramètres de forage.

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Il existe différentes sortes des cabines mud logging parmi lesquelles on peut citer: Cabine mud logging manuelle dite "Standard ", la Cabine mud logging équipée des ordinateurs Système "Off Line" - type TDC, Cabine mud logging équipée des ordinateurs Système "On Line". (M. BANZOUZI 2015)

Cabine mud logging manuelle dite "Standard " :

C'est la plus simple, elle est composée:

D'une partie laboratoire destinée à la préparation et à la description des échantillons. C'est le lieu de travail du Mud logger et contient :

· La détermination de la lithologie;

· La détection de l'huile par fluorescence;

· La détermination de la calcimetrie;

· L'analyse des carottes.

Un espace réservé aux appareillages destinés à :

· La détection et enregistrement du "total" gaz - type GD12 ;

· L'analyse chromatographique - type GAL21.

Une partie de bureau pour l'élaboration des différents documents (Masterlogs, rapports...).

Figure 9: Cabine standard (H Laggoune, 2014)

Cabine mud logging équipée des ordinateurs Système "Off Line" - type TDC : Elle assure toutes les fonctions de détermination des paramètres de forage, la saisie des données est effectuée par l'opérateur sur l'ordinateur. Celui-ci est doté d'enregistreurs magnétiques (disque dur, bandes, disquettes) et de périphériques permettant la visualisation sur écran et l'impression sur papier des données enregistrées.

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Certaines données concernant la boue et l'avancement peuvent être entrées directement dans l'ordinateur. Deux opérateurs sont généralement requis en permanence pendant le forage. Les équipements disponibles sont les suivants:

· La détection de gaz - type GD12;

· Chromatographe - type GAL21;

· Speedographe (vitesse d'avancement);

· Densité de boue entrée et sortie;

· Restor (niveau des bacs);

· Calorimud (température);

· Parafor RV et CP (rotation, volume - couple, pression);

· Rotomatic - weightmatic (Poids au crochet);

· Température de boue entrée et sortie.

Figure 10: cabine Off Line (S Mohammed, 2013)

Cabine mud logging équipée des ordinateurs Système "On Line»:

L'entrée des données est automatique et se fait "en temps réel" (instantanément). L'ordinateur ou les ordinateurs effectuent le calcul, l'affichage, l'impression et l'enregistrement sur support magnétique de tous les paramètres relatifs à la boue ou au forage en fonction du temps et/ou de la profondeur. (M. BANZOUZI 2015).

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Figure 11: Cabine One Line (S Mohammed, 2013)

II-1-4-Le système d'acquisition des données:

La liaison Capteur / Cabine:

Elle est constituée par des câbles permettant l'alimentation du capteur et la mésure des variations de potentiel émises par celui-ci.

Deux types de montage peuvent être mis en oeuvre sur chantier:

? Un câble par capteur relié directement à la cabine;

? Un câble par capteur relié à une des deux boîtes de connexion fixées, l'une sur le plancher de la tour de forage, l'autre sur les bassins, par lesquelles, un câble multi-conducteur relie chacune de ces boites de connexion à la cabine de mud logging.

II-1-5-Entrée des données:

Elle s'effectue en automatique sur les cabines dotées d'un ordinateur, par l'intermédiaire d'un système de cartes d'acquisition qui permettent de transformer les signaux émis par les capteurs en signaux digitaux que l'ordinateur peut lire.

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L'entrée des données relatives aux analyses (calcimétrie, indices...) et descriptions géologiques (lithologie, granulométrie...) s'effectue au clavier de l'ordinateur.

II-1-6-Le stockage des données:

Il s'effectue sur des bases de données installées sur le disque dur de l'ordinateur. Les bases de données sont de deux types:

· Base de données Temps : les valeurs y sont enregistrées en fonction du temps (Ex: toutes les 20 secondes);

· Base de données Profondeur: les valeurs y sont enregistrées en fonction de la côte du fond du puits suivant une incrémentation de 0.5 ou 1 mètre;

Dans les cabines géologiques, l'acquisition des données se fait à travers plusieurs systèmes tels que: ANAX500, LS2, LS3...

Mais quel que soit, le mode de fonctionnement des systèmes, le rôle principal est l'enregistrement, l'affichage et le traitement des données acquises par les capteurs qui sont placés dans les différents endroits au chantier pétrolier.

L'ANAX500 est le système central de collecte des données pour Weatherford et Datalog. Il combine les informations en temps réel, se compose de cinq unités principales, et s'appelle (RackMount) qui comprend:

· Un Serveur ou centre processing unit (CPU);

· Une Data Acquisition Unit (DAU);

· Une Depth Processor Unit(DPU), Cette unité contient des cartes analogiques (32 channels);

· Un Total Gas Detector (TGD);

· Un Chromatographe.

Par définition: CPU= Centre processing unit.

Il contient le système d'exploitation. Il reçoit les valeurs de DAU et assure: l'exécution des logiciels, l'affichage numérique et graphique sur les stations, le stockage de la base de données température et profondeur.

Il alimente les cartes sur la DAU (en 12v) et les digitales (8 channels) correspondant aux capteurs externes installés. Il alimente les capteurs (en 24V), reçoit et traiter leurs signaux (en 4-20mA).

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DPU=Depth Processor Unit: Cette unité s'occupe de l'enregistrement de la profondeur et du poids.

TGD: C'est le seul espace réservé pour la détection de gaz par les colonnes CC (CataligneCombution / TCD (ThernelCombution). Il aspire l'échantillon de gaz depuis le dégazeur (installé dans le « mud Box »), il marche par la pression, les gaz extraits sont aspirés à travers les lignes de gaz, par une pompe au niveau de TGD.

Chromatographe: Permet l'analyse chromatographique des gaz (Méthane, Ethane, Propane...), qui arrive de TGD. (M. BANZOUZI 2015)

II-1-7-Les Capteurs:

Les capteurs:

? Définition :

Un capteur est un instrument de mesure physique permettant de transformer une variation physique ou chimique, du milieu dans lequel il est installé en une différence de potentiel ou de résistance électrique du circuit sur lequel il est branché. Le capteur doit donc être alimenté par une tension électrique. Le signal émis par le capteur peut être analogique (variation continue du signal) ou en pulses.

? Capteur de poids (WOH)/(WOB) :

- Définition:

Le poids sur l'outil est l'un des principaux paramètres à mesurer pendant le forage. Le capteur de poids installé pour contrôler ce paramètre.

- Principe de fonctionnement:

On assimile la différence de poids mesuré au crochet à la différence entre le poids de la garniture suspendue dans la boue et le poids avec l'outil posé. La mesure du poids au crochet est effectuée à partir des mesures de tension du brin mort par une cellule à pression hydraulique. En général, le capteur utilisé (50 bars) est directement branché sur le circuit de mesure du foreur. La traction exercée sur le câble est transformée en une pression dans un circuit hydraulique. Le capteur constitué par une jauge hydraulique de contrainte installée sur ce circuit, donne un signal électrique que l'on peut calibrer.

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- Intérêt de mesure :

- Détecter les frottements de la garniture; - Les coincements;

- Suivre les consignes;

- Rechercher les paramètres d'avancement optimal (par exemple drill-off test) Au cours des tractions exercées pour dégager la garniture, le poids sera surveillé pour respecter la limite de traction des tiges;

- En cas de rupture de la garniture, la variation de poids au crochet donne une indication sur la longueur de garniture perdue;

- En manoeuvre des outils de fond;

- En tubage Il existe un grand nombre d'outils de fond dont le fonctionnement est assuré en partie par une modification du poids appliqué sur l'outil, donc par une variation du poids au crochet (par exemple: pose de packer, de hanger, d'outils de tests, de repêchage, etc.);

- La mesure du poids au crochet au moment de la pose sur les coins de la tête de tubage permet la mise en tension du tubage en fonction de la hauteur non cimentée.

? Capteur de Torque :

- Définition :

Le torque représente la résistance de la formation à l'arrachement ajouté à cela les frictions garniture/ parois du puits. Comme le poids, le couple en surface n'est pas transmis intégralement pour l'outil de forage, mais la mesure de surface est la seule possible actuellement.

Un capteur à effet Hall est installé autour du conducteur d'amenée du courant (mesure de la consommation de courant électrique par le moteur de la table de rotation) principe de fonctionnement :

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Si un matériau conducteur est placé dans un champ magnétique perpendiculaire à un champ électrique (courant d'excitation), alors un voltage perpendiculaire au courant et au champ magnétique se produira.

Ce voltage est appelé Voltage Hall. Il résulte de la déflection des charges mobiles constituant le courant (D Belkhir et B Mohamed, 2014)

Emplacement dans le rig: Placé sur le câble d'alimentation du moteur d'entrainement de la table de rotation)

- Intérêt de mesure :

- Changements de lithologie;

- Transmission du couple lors d'un back-off Molette coincée;

- L'état de l'outil et surtout de ses roulements ;

- Tentative de décoincement;

- Eboulement sur l'outil.

? Capteur de rotation RPM: - Définition:

Une pulsation électrique est générée à chaque rotation de la table par un leurre solidaire de celle-ci ou de l'arbre d'attaque: c'est un détecteur de proximité. L'intégration du nombre de pulses électriques en un temps donné indique la vitesse de rotation. Bien entendu dans le cas d'un moteur de fond, la vitesse de rotation peut être déduite des mesures de débit pour les moteurs volumétriques) principe de fonctionnement: Même principe que les capteurs de pulse. (D Belkhir et B Mohamed, 2014)

Emplacement dans le rig: Ce capteur est installé sur un leurre de l'arbre de la table de rotation

- intérêt de mesure :

- Position du capteur RPM ;

- Recherche des paramètres d'avancement optimum;

- Corrélation de vitesse d'avancement entre différents puits;

- Interprétation de lithologie.

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? Capteur de pression stand pipe et dans l'annulaire : (Stand Pipe Pressure et Casing Pressure)

- Définition:

La pression SPP est mesurée à l'aide d'un capteur sur le manifold de plancher (Stand Pipe Pressure) qui est la pression de refoulement et sur choke manifold (Casing Pressure Ou Bien Well Head Pressure) pour la pression en tête d annulaire utilisée surtout lors des contrôles de venues et des éruptions. Le capteur à l'injection doit être compatible avec la pression maximum de fonctionnement du système de refoulement (400 bars).

Le capteur annulaire doit être aussi compatible avec la série de la tête de puits pour permettre des mesures correctes (750 bar)

- Principe de fonctionnement:

Les jauges utilisées transforment la pression en signal électrique. Les types des capteurs: Deux types de capteurs (Geoservice, data log).

- Emplacement dans le rig :

- WHP / Capteur de pression de tubage installée sur choke manifold (Casing Pressure);

- SPP / Capteur installé sur le Manifold du plancher pour obtenir la pression de refoulement (Stand Pipe Pressure);

- Intérêt de la mesure:

- Déroulement des opérations lorsque le puits est mis sous pression
(étanchéité d'un packer) ;

- Surveillance du déplacement des bouchons de densités différentes
(ciment, boue lourde, venues, etc.);

- Manoeuvre hydraulique d'équipements de fond (gonflement de packer,
cisaillement de goupille);

- Perte ou bouchage d'une duse;

- Siflure ou rupture de garniture;

- Contrôle de kick;

- Déplacement des bouchons de cementation;

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- Détection de pertes importantes dans le découvert par surveillance de

la chute de pression.

? Capteur de débit sorti FLOW out :

- Définition :

Débit de sortie est un paramètre difficile à mesurer de manière précise. Les débitmètres existants, mesurent le pourcentage de passage du fluide en fonction de la déflection de la palette (0-100%). Si la section de passage au droit du débitmètre est partiellement obstruée par des dépôts de déblais, la mesure est erronée. La mesure, combinée du débit d'entrée et du débit de sortie, permet d'obtenir une mesure de débit différentiel. Une résistance variable d'un potentiomètre indique la valeur de débit de sortie de boue. Placé sur la goulotte.

? Capteur de profondeur (Vitesse d'avancement / profondeur) :

- Définition :

La vitesse d'avancement est l'un des principaux paramètres enregistrés en cours de forage. Elle est assimilée à la rotation d'un organe mécanique en supposant un lien direct entre l'outil et le mouvement observé en surface.

Le capteur de proximité (ou capteur de profondeur) est placé soit sur le treuil (draw works) (Geoservices - Halliburton), ou en face de targets (polyester enveloppé de papier aluminium) collés sur la poulie du crown block (DATALOG), en indiquant la profondeur, le ROP, le Hook position, la position de l outil, le sens et la vitesse de déplacement du moufle

Emplacement dans le rig: Le capteur de profondeur est placé sur le treuil (draw works)

- intérêt de mesure :

- Capteurs de Profondeur;

- Le sens de déplacement du moufle;

- La vitesse de déplacement du moufle HOOK SPEED;

- Connaitre la profondeur Total depth Position du moufle (HOOK

position);

- La vitesse d'avancement ROP;

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- La profondeur de l'outil Bit depth. ? Capteurs de niveau des bassins :

- Définition :

La mesure du niveau des bassins s'effectue habituellement à l'aide de flotteurs qui actionnent des potentiomètres

- Principe de fonctionnement:

Basé sur la mesure du temps de propagation d'une onde de haute fréquence émise par le capteur et lue par celui-ci après réflexion à la surface du fluide stockée dans le bassin pour les capteurs soniques et la variation potentiométrique pour les capteurs à flotteurs

Emplacement dans le rig: Généralement tous les bacs actifs ont des capteurs de niveau Actif1 et Actif2, Décantation 1 et 2

- Intérêt de la mesure: Le contrôle de:

- Disponibilité de la boue dans chaque bassin;

- perte de boue en surface pertes partielles pouvant mettre en

évidence des formations fractures;

- modifications de circuit (mise en route des équipements
d'épuration mécanique);

- manipulations sur le volume en circulation (ajout de boue,
mise en service de bassins différents);

? Capteurs de densité MUD Weight IN and OUT: - Définition:

Un capteur équipé de deux membranes pour mesurer les pressions hydrostatiques - Principe de fonctionnement:

Les appareils les plus courants utilisent la pression hydrostatique différentielle entre deux capteurs placés à des hauteurs différentes dans une colonne de boue)

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Emplacement dans le rig: On peut placer les capteurs dans:

- Le bac actif (aspiration) MWin;

- Le Mud Box MW out.

- Intérêt de la mesure:

- En cas de venue: chute de densité;

- Le contrôle continu du traitement de la boue.

? Capteurs de Température in et out : - Définition:

La température de la boue à l'entrée et à la sortie est maintenant enregistrée systématiquement à l'aide de cannes thermométriques à filament de platine protégé par une gaine inoxydable d'acier)

- principe de fonctionnement :

Basée sur la variation d'une résistance: Une augmentation de résistance implique une augmentation de température)

Emplacement dans le rig: Un capteur est placé dans le bac actif T In Un capteur placé dans le mud box T Out.

- Intérêt de la mesure:

Le capteur renseigne également sur:

- Les zones anormalement compactées;

- Température élevée ;

- Les venues de gaz qui se manifestent par une baisse de

la température due à la détente du gaz.

? Capteurs de Résistivité In, out : - Définition:

L'évolution de cette mesure permet de détecter tous les phénomènes faisant varier la teneur en ions dans la boue, en particulier: Présence des formations salifères Venues d'eau de formation ou de gaz acides.

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- Principe de fonctionnement:

La résistivité est maintenant facilement mesurable en continu grâce aux boucles à induction. Ces boucles sont montées sur une tige et plongées dans la boue. En fait, elles mesurent la conductivité (0-300 m Siemens/cm), mais cette dernière est facilement convertie en résistivité qui est plus utilisée en interprétation. On notera la compensation automatique qui ramène les lectures à une température de 25 C).

Emplacement dans le rig: Deux capteurs placés sur les bacs de rig:

- Dans le bac actif (aspiration); - Dans le mud box.

- Intérêt de mesure:

Au cours d une opération électrique la résistivité de la boue est parmi les principaux paramètres à mesurer avant la réalisation de cette opération. Pour faire la déférence entre la résistivité de fluide de forage et le fluide de formation traversée. (M kheir et S Redouane, 2013)

.

DEUXIEME PARTIE: CADRE PRATIQUE

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CHAPITRE III: PRESENTATION DE L'UNITE MUD LOGGING

Figure 12: cabine mud logging (M. BANZOUZI, 2015)

III-1-Equipements et systemes d'analyse de gaz:

III-1-1-Equipements:

L'unité mud logging dispose de plusieurs accessoires parmi lesquels :

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Figure 13: Coupelle en bois (H Mohammed, 2014) Figure 14: Coupelle métallique (H Mohammed, 2014)

			Figure 15: Demi-fûts de Gas-oil (H Mohammed, 2014)
Figure 16: Etuve (H Mohammed, 2014)

			Figure 17: Four (H Mohammed, 2014)
Figure 18: Balance (H Mohammed, 2014)

			Figure 19: Source de Lumiere (H Mohammed, 2014)
Figure 20: Chromatographe (H Mohammed, 2014)

Figure 21: Ordinateurs (H Mohammed, 2014)

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46

Pour obtenir les données de gaz, le mud logging utilise un circuit gas traps, gas line, gas detector et chromatographe (situé dans la cabine mud logging).

Détermination du gaz de la formation :

Pendant le forage, le gaz remonte en surface incorporé dans le fluide de forage (boue). Une fois en surface un dispositif de suction et d'analyse extrait le gaz de la boue pour l'envoyer vers l'unité mud logging pour son analyse. Cette analyse à la fois quantitative et qualitative nous renseigne sur la concentration et la nature des gaz.

Dans la surface, il est nécessaire de détecter et de séparer ces hydrocarbures. On utilise les équipements suivants:

? Un dégazeur qui sans interruption prélève les fluides de forage, simultanément en séparant les gaz solubles;

? Équipements pour transport et réglage du mélange air-gaz libéré dans le dégazeur vers la cabine mud logging;

? Détecteur et chromatographe de gaz qui transforment le mélange air-gaz en concentration et lecteurs compositionnels de gaz.

Figure 22: Aquisition des données de forage (M. BANZOUZI, 2015)

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Gas trap ou dégazeur:

Le gas trap est composé d'un cylindre qui a un moteur et un agitateur qui permet à la boue de le traverser de façon continue à travers un puits à sa base et agite la boue qui passe afin de récupérer le gaz contenu dans la boue.

Le gaz est mélangé avec de l'air qui entre dans le piège à travers une prise d'air. Le mélange est tiré dans l'unité mud logging

Figure 23: Gaz trap (M. BANZOUZI, 2015)

Fonctionnement d'un gas trap (dégazeur):

Le dégazeur agite la boue provenant du puits au niveau du possum belly dans un corps cylindrique, l'agitateur tournant à grande vitesse a pour but de séparer la boue du gaz. L'air balaie l'intérieur du dégazeur et transporte l'échantillon de gaz par l'intermédiaire de la ligne de gaz jusqu'au détecteur de gaz se trouvant dans la Cabine mud logging.

Le procédé communément utilisé sur chantier est le dégazage par agitation.

Le dégazeur est installé le plus près possible de la sortie de la boue du puits au niveau de la goulotte. Il agite violemment la boue afin de séparer le gaz de la phase liquide.

Pour répondre aux exigences uniques de logging (enregistrements) extérieur, le dégazeur doit exécuter ou effectuer les fonctions importantes suivantes: Extraction des gaz contenus dans le fluide de forage indépendamment de la densité, la viscosité, et la force de gel de la boue. L'échantillonnage compatible ou logique, est indépendamment du débit, pendant la circulation du système. Les principaux gaz extraits de la boue sont essentiellement de la série des paraffines (CnH2n+2):

? Méthane CH4 (C1);

? Ethane C2H6 (C2);

? Propane C3H8 (C3);

? Isobutane C4H10 (iC4);

? Butane normal C4H10 (nC4);

· 48

Pentane C5H12 (C5).

Occasionnellement, on peut avoir:

· De l'hydrogène sulfuré (H2S);

· Le dioxyde de carbone (CO2);

· De l'azote (N);

· Et des gaz rares (hélium).

En général, les gaz sont classés comme suit:

· Gaz secs: exclusivement C1;

· Gaz humides: essentiellement C1 avec des proportions variables de C2, C3, C4 et rarement des traces de C5;

· Gaz acides: contenant l'H2S qui agit comme acide sur les métaux et perturbe les caractéristiques boues;

Figure 24: Fonctionnement d'un Gas trap dans le flow line (M. BANZOUZI, 2015)

L'échantillon de gaz est desséché dans un flacon absorbeur d'humidité avant d'être destiné pour les analyses ultérieures.

L'échantillon de gaz sera donc composé de:

· De l'air continu dans la boue;

· Du gaz contenu dans la boue;

· De l'air entrant dans le dégazeur;

Figure 25: Principe de fonctionnement d'un gaz trap (M. BANZOUZI, 2015)

III-1-2-Système d'analyse de gaz:

Le système de gaz est une série de dispositif relié entre eux, pour permettre la séparation et la détermination du pourcentage des gaz contenus dans le fluide de forage.

D'abord, une pompe centrifuge doit être installée sur le puits contenant la boue de renvoi pour permettre l'extraction du gaz. Après le mélange de ce gaz avec CaCl2 et au glycol, un appareil électronique permettra de déterminer sa quantité .Ce gaz passe par un autre dispositif appelé chromatographe, pour la détermination de la séparation et du contenu détaillé. (C1, C2.... C5, CO2).

Le système d'analyse de gaz est composé de deux panels:

? Total gas (gaz total) : étude quantitative en contenu dans la boue;

? Chromatographe: étude qualitative déterminant les différents composants de gaz (C1, C2, C3, iC4, nC4, iC5, nC5).

Figure 26: Analyse de gaz (M. BANZOUZI, 2015)

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50

Système FID (flame ionisation detector) :

L'échantillon de gaz arrivant dans le gas line est identifié par le détecteur dans lequel les ions sont formés par des flammes de combustion de l'hydrogène dans l'air. Si une substance organique est présente dans cette flamme, le nombre d'ion formé augmente considérablement.

La buse du bruleur étant une des bornes d'un circuit et une électrode collectrice de l'autre, les ions produits captés par cette dernière permettent le passage du courant et indique le fait même de la présence d'un gaz.

Quand un échantillon contenant des hydrocarbures est introduit dans la chambre, il se produit un craquage des composés organiques de la zone chaude de la flamme, puis ionisation chimique avec de l'oxygène de l'air. Ces ions produits entrainent une variation de potentiel au niveau du circuit. Cet appareil nécessite un compresseur à air et une source d'hydrogène qui est fourni par un générateur permettant la fabrication de l'hydrogène par l'hydrolyse de l'eau.

Figure 27: Principe d'un détecteur à ionisation (M. BANZOUZI, 2015)

51

Chromatographe :

La chromatographie consiste à déterminer le pourcentage de chaque élément contenu dans l'échantillon de gaz.

Le gaz brulé dans le FID system est analysé dans le chromatographe afin de déterminer le pourcentage en hydrocarbure (C1, , C3, C4, C5).

Figure 28: Chromatographe (M. Samir, 2014)

Détecteur de H2S :

L'hydrogène sulfuré est un gaz très dangereux à la santé de l'homme. Son odeur repoussante très caractéristique d'oeufs pourris est perceptible dès 0,03ppm et devient très intense à partir de 1ppm. L'odeur désagréable disparaît vers 200ppm en raison de l'anesthésie du système olfactif, et l'inhalation d'air pollué à cette concentration ou plus peut être mortelle.

Les effets de H2S sur l'organisme humain dépendent de sa concentration dans l'air:

? 100ppm=0.01%: Perte de l'odorat en 3 à 15min;

? 200ppm=0.02%: Paralysie de l'odorat;

? 500ppm=0.05%: Perte d'équilibre et de conscience-trouble respiratoire dans les 2 à

15 min qui suivant;

? 700ppm=0.07%: Evanouissement, arrêt respiratoire;

? 1000ppm=0.1%: Concentration mortelle si la respiration artificielle n'est pas

pratiquée;

Un capteur pour l'hydrogène sulfuré est en permanence connecté à différents endroits lors d'un forage. Il a pour rôle de détecter et quantifier la présence du h2s dans le fluide de forage. On le trouve installé à différents endroits:

·

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Rig floor;

· Flow line;

· Shakers;

· BOP area;

· Mud logging unit.

Figure 29: H2S Sensor (M. BANZOUZI 2015)

Détecteur de CO2 :

Le CO2 pur est un gaz sans couleur, inodore, inerte et non-combustible. Le poids moléculaire aux conditions standard est 44.010 g/mol.

Comme les autres gaz toxiques, le CO2 est très dangereux à la santé humaine et aussi sur l'environnement. La détection de CO2 au cours du forage est nécessaire pour éviter les incidents.

Les différents gaz détectés en surface:

· Background gaz: C'est la ligne de base de la courbe du total gas (gaz total), relativement constant le long d'un intervalle donné au cours de forage;

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Figure 30: Background (H Mohammed, 2014)

? Gaz produit par la différence de pression de formation et la pression hydrostatique (produced gas): Pression de formation supérieure à la pression hydrostatique, ce gaz provient d'une situation anormale provoquée par un déséquilibre du puits à cause des venues éruptives;

? Gaz libéré (cutting gaz ou drill gaz): C'est la proportion du total gas libéré par une formation nouvellement traversée par l'outil de forage;

? Gaz recyclé (recycled gas) : Dans le cas où le gaz n'a pas été complétement volatilisé ou le dégazage en surface a été insuffisant, mais pompé à nouveau dans le puits, le détecteur de gaz peut enregistrer une deuxième apparition d'une venue préexistante;

? Gaz de connexion ou bouchon d'ajout de tige (connexion gas): Ce gaz nous renseigne sur l'équilibre statique du puits.

Il est important de le signaler, lorsque sa valeur dépasse le background, ce qui signifie le puits est en underbalance et a tendance à débiter en statique, d'où il sera nécessaire d'alourdir la boue de forage pour éviter les venues éruptives;

? Gaz de bouchon de reprise de forage: C'est le gaz généré par la formation en raison de long temps de manoeuvre;

Figure 31: BFR (H Mohammed, 2014)

? Gaz de contamination: C'est le gaz qui est produit à travers la contamination des produits chimiques de la boue. La dégradation des additifs comme les Lignon sulfonâtes, le lignite, la résigne peut créer du gaz.

D'autres gaz peuvent être détectés en surface comme l'hydrogène sulfuré (H2S), le dioxyde de carbone (CO2), l'Azote (N) et les gaz rares (Hélium).

III-1-3-Traitement des deblais en surface

? Prise d'echantillons au tamis vibrant:

Figure 32: Prise d'echantillonnage (Arnaud Toress, 2009)

54

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La collecte des déblais se fait à l'aide du crible plein. La taille des déblais dépend de la dentition de l'outil. Il faudra donc les chercher dans les endroits correspondants: Aux tamis vibrant (shale shacker) si la dentition de l'outil est grande, Au dessableur (desander) si, la dentition est fine, Au dessilteur (desilter) si, la dentition est encore plus fine. Le Tamis vibrant doit être muni d'une planche fixée au droit de la pente du Tamis pour récupérer tous les déblais remontés au cours du pas d'échantillonnage (10m, 5m ou autre). Le pas d échantillonnage est défini dans le programme d'échantillonnage avec les détails techniques des échantillons, qui sont le nombre, le poids, le type ou l'état physique. En général, pour les puits d'exploration, le client requière deux échantillons frais pour la palynologie (géochimie) de poids 250 g chacun, trois échantillons lavés dont un pour la coupelle.

? Confection:

Figure 33: confection des deblais (Arnaud Toress, 2009)

Juste après la collecte de l'échantillon et avant le lavage et le tamisage, un nombre défini d'échantillons frais sont mis dans des sachets spéciaux. Ils sont envoyés au laboratoire pour des études de géochimie. Une fiche est agrafée au sachet comportant les informations suivantes: palyno, mud logging, contractor Company, well et la profondeur. Les sachets sont emballés ensuite dans des boites pour le dispath. Une fiche est collée à chaque boite et comporte les informations suivantes: palyno, mud logging contractor, Company, Well, interval de profondeur et l'adresse du destinataire.

? Lavage et sechage:

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Figure 34: Lavage des cuttings (Arnaud Toress, 2009) Figure 35: Sechage (Arnaud Toress, 2009)

L'autre partie de l'échantillon est mise dans le plus gros tamis et soumise au lavage tamisage qui consiste à superposer les tamis du plus gros au plus fin, puis verser de l'eau ou du gasoil sur l'échantillon. L'échantillon récupéré à partir du Tamis de trame 0,125 um est appelé l'échantillon lavé. A partir de cet échantillon, on prépare une coupelle pour l'examen binoculaire et on prélève un certain nombre de petites quantités pour préparer les échantillons lavés séchés. NB: Le Lavage se fait à l'eau douce ou salée saturée si la boue de forage est de type WBM et au gasoil si la boue de forage est de type OBM.

Séchage: Le séchage intéresse la partie restante de l'échantillon lavé tamisé qui n'a pas été utilisé pour l'examen binoculaire. Une fois séché, le nombre demandé d'échantillons lavés séchés sont mis en sachets et seront dispatchés. Le reste est laissé pour un traitement ultérieur (calcimétrie). Le séchage se fait à l aide de la plaque chauffante si, l'avancement est lent ou de l'étuve si, l'avancement est rapide. Mise en sachet de l'échantillon lavé et séché: Le nombre et le poids des échantillons lavés et séchés sont dictés par le client. La mise en sachets des échantillons lavés et séchés consiste à mettre des échantillons du poids demandés dans des sachets prévus à cet effet. Etiquetage et emballage des échantillons lavés et séchés Une fiche est agrafée au sachet comportant les informations suivantes: washed and dried, mud logging contractor, Company, well et la profondeur. Les sachets sont emballés ensuite dans des boites en bois pour le dispatch.

? Conditionnement de cuttings pour analyse:

Le technicien géologue reduit en poudre les cuttings pour mesurer la teneur en carbonates dans les fragments de roches remontées du fond

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Figure 36: Conditionnement de cuttings (Arnaud Toress, 2009)

? Mesures et observations spécifiques

Figure 37: Mesures et observations spécifiques (Arnaud Toress, 2009)

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- Description et interpretation:

L'échantillon lavé est ensuite examiné à l'oeil nu puis à la loupe binoculaire. La fabrication d'information géologique commence à partir de cette étape par l'identification partielle de la nature de la roche. Les grès, les argiles et les sels sont déjà identifiés lors de cette étape. L'échantillon destiné pour l'examen binoculaire est prélevé dans une coupelle, puis imbibé suffisamment d'eau pour éliminer totalement la boue avant d'incliner la coupelle de façon à ce qu'elle s'égoutte. Les déblais doivent former une mince couche sur un seul plan pour une bonne estimation des pourcentages de chaque type de lithologie. Une fois l'échantillon est débarrassé de son eau, on pose la coupelle sous la loupe binoculaire pour la description.

- Utilisation de la loupe binoculaire :

La loupe binoculaire est composée de deux oculaires à écartement réglable, un axe porteur attaché à la base, un système de réglage des grossissements et l'objectif. Son entretien consiste à nettoyer toutes ses parties en se servant d'un coton et alcool régulièrement. Avant son utilisation, il faut régler très bien l'écartement des oculaires, la distance de vision et le grossissement adéquat. En raison de la fixation de l'oculaire gauche, on le règle toujours avant l'oculaire droit. Après chaque utilisation, il faut éteindre la lampe associée à la binoculaire servant de source de lumière, sinon elle va se bruler, lors de l'examen binoculaire, un test à l'acide HCl dilué à 10% est systématiquement réalisé. Si l échantillon montre une effervescence immédiate ou après trois minutes, le passage à la calcimétrie est indispensable pour déterminer la nature lithologique de l échantillon.

Le Suivi des Indices

? Détermination de la fluorescence:

Fluoroscope: Le fluoroscope est une boite noire éclairée par des rayons ultraviolets (lampe de WOOD). En introduisant l'échantillon à l'intérieur et en regardant à travers une ouverture appropriée aux yeux, les réflexions fluorescentes sont en fonction des couleurs émises indiquant la présence et la nature de l'hydrocarbure contenu dans l'échantillon.

Figure 38: Fluoroscope (Arnaud Toress, 2009)

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- Fluorescence directe :

Procédure de test:

? Prendre une coupelle, y placer une petite quantité de cuttings lavés; ? Placer l'échantillon dans le fluoroscope et y déterminer:

Le pourcentage de fluorescence (observation quantitative): Surface fluorescente /Surface totale de l'échantillon en % :

1-20% : Traces	5-20% : moyen		50-70% : Très bon	2-5% : Faibles
20-50% : bon	70-100% : Excellent

Tableau 1: Pourcentage de fluorescence

La couleur de la zone fluorescente (observation qualitative)

Marron brun : Très lourd	5-20% moyen		Bleu blanche à violette : Très léger	Orange-Or : Lourd
20-50% bon

Tableau 2: Couleur de la zone fluorescence

- Fluorescence indirecte :

L'échantillon lavé et broyé est mis dans un tube à essai avec le solvant d'hydrocarbures le trichloro-éthane ou chloroforme. La formation d'une auréole fluorescente, qui se distingue du reste du liquide, est un indicateur de la présence d'un hydrocarbure. Dans le cas contraire, la fluorescence est minérale.

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Calcimétrie: - Principe:

Les mesures de calcimétrie s'effectuent avec un calcimètre Bernard ou bien autocalcimétre, afin de déterminer la teneur en carbonates [CaCO3) et (Ca, Mg) (CO3)2 des échantillons de roche. On enregistre, l'augmentation de pression due au dégagement de gaz carbonique, en attaquant un échantillon de roche par l'acide chlorhydrique dans une cellule à volume constant.

La forme et l'amplitude des courbes obtenues permettent de caractériser l'échantillon. La réaction chimique en jeu est la suivante: CaCO3+2HClCaCl2 + CO2 + H2O

- Mode d'emploi:

L'échantillon à analyser doit être au préalable lavé et séché puis moulu finement dans un mortier. La fraction à retenir doit être de 2 décigrammes et mise dans un flacon Erlmeyer.

L'acide chlorhydrique HCl (dilué à 50%) est rempli dans un tube et mie dans le même flacon que l'échantillon (sans qu'il y ait le moindre contact HCl-échantillon).

Fermé hermétiquement ce flacon à l'aide du bouchon raccordé au flexible du calcimètre, on lit le repère '0' sur le tube gradué mettant en contact l'acide et l'échantillon.

On assiste alors à la réaction acide / carbonates, lectures à effectuer à 1; 3 et 15 minutes. Les lectures seront corrigées à partir d'un tableau de correction (T° / lecture brute).

La saisie Des valeurs de calcimétrie sur ordinateur se feront seulement pour celles obtenues pour 1 et 10 mm, afin de retracer les courbes de calcimétrie et de dolomimétrie dans la Master log par exemple.

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Figure 39: Calcimètre Bernard (M. BANZOUZI 2015)

? Interprétation des résultats de la calcimetrie:

Pour l'interprétation des lectures, on utilise le tableau suivant. Sur celui -ci, les roches décrites sont pures.

Roche pure	1min	3min		10min	Calcaire
90	95	100		Calcaire argileux
70	80	90		Calcaire dolomitique
45	70	100		Dolomie calcaire
25	50	95		Dolomie
10	30	90		Marne
35	50	65		Argile calcaire
05	06	10		Argile dolomitique
00	07	15

Tableau 3: Les calcimétries de quelques roches carbonatées pures.

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III-2- Les Principaux Capteurs D'une Unité Mud Logging:

III-2-1-Définition d'un capteur:

Un capteur est un instrument de mesure physique permettant de transformer une variation physique ou chimique, du milieu dans lequel il est installé en une différence de potentiel ou de résistance électrique du circuit sur lequel il est branché.

Le capteur doit être alimenté par un circuit électrique. Le signal émis par le capteur peut être analogique (variation continue du signal) ou en pulses.

Suivant le type, les capteurs sont classés comme suit:

· Capteurs de pression hydraulique (HKLD, SPP, CSP...);

· Capteurs torque électriques;

· Capteur de la densité de boue;

· Capteur de la température de la boue;

· Capteur de H2S;

· Capteur de débit entrée et sortie de boue, etc.

Les capteurs sont installés d'une manière ordonnée dans un chantier de forage. Les ingénieurs mud logging peuvent contrôler et mésurer dans un temps réel, les paramètres de boue de forage.

III-2-2-Types de capteurs et Principe de fonctionnement:

Capteur de pression Stand pipe et dans l'annulaire:

· Définition :

La pression SPP est mesurée à l'aide de capteurs sur le manifold de plancher pour obtenir la valeur d'entrée (Stand Pipe Pressure) et sur le choke manifold pour obtenir la valeur de sortie (casing pressure ou well head pressure) pour la pression en tête d'annulaire utilisée surtout lors des contrôle des venues et des éruptions.

Le capteur à injection doit être compatible avec la pression maximum de fonctionnement du système de refoulement (400 bars). Le capteur annulaire doit être aussi compatible avec la série de la tête de puits pour permettre des mesures correctes (750bars).

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? Principe de fonctionnement:

Les jauges utilisées transforment la pression en signal électrique

Figure 40: Capteur pression d'injection sur stand pipe « SPP » (M. BANZOUZI, 2015)

? Emplacement sur le rig

WHP/Capteur de pression de tubage installé sur le choke manifold (Casing Pressure)

SPP/Capteur installé sur le manifold du plancher pour obtenir la pression de refoulement (Stand Pipe Pressure)

? Intérêt de mesure :

- Perte ou bouchage d'une duse;

- Siflure ou rupture de garniture;

- Contrôle de kick;

- Déplacement de bouchon de cementation;

- Déroulement des opérations lorsque le puits est mis sous pression (étanchéité d'un

packer);

- Surveillance de déplacement des bouchons de densités différentes (ciment, boue

lourde, venue...);

- Manoeuvre hydraulique d'équipements de fond (gonflement de packer, cisaillement

des goupilles);

- Détection des pertes importantes dans le découvert par surveillance de la chute de

pression.

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Capteur de Poids au crochet/ Poids sur l'outil : ? Principe de fonctionnement :

On assimile la différence de poids mesuré au crochet, la différence entre le poids de la garniture suspendue dans la boue et le poids avec l'outil posé (Hook Load=String Weight-Weight on Bit).

Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, mais certainement faux dans les puits très déviés. La mesure du poids au crochet est effectuée à partir des mesures de tension du brin mort par une cellule à pression hydraulique.

En général, le capteur utilisé (50 bars) est directement branché sur le circuit de mesure du foreur. La traction exercée sur le câble est transformée en une pression dans un circuit hydraulique.

Le capteur constitué par une jauge hydraulique de contrainte Installée sur ce circuit, donne un signal électrique que l'on peut calibrer en poids.

Figure 41: Capteur de poids «WOH » (M. BANZOUZI 2015)

? Intérêts de mesure :

- Détecter les frottements de la garniture;

- Les coincements;

- Suivre les consignes;

- Rechercher les paramètres d'avancement optimal (par exemple drill-off test) :

Au cours des tractions exercées pour dégager la garniture, le poids sera surveillé pour respecter la limite de traction des tiges.

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? En cas de rupture de la garniture, la variation de poids au crochet donne une indication sur la longueur de garniture perdue;

? En manoeuvre des outils de fond en tubage.

Il existe un grand nombre d'outils de fond dont le fonctionnement est assuré en partie par une modification du poids appliqué sur l'outil, donc par une variation du poids au crochet (par exemple: pose de packer, de hanger, d'outils de test, de repêchage...).

La mésure du poids au crochet au moment de la pose sur les coins de la tête de tubage permet la mise en tension du tubage en fonction de hauteur non cimentée.

Capteur de rotation RMP :

? Définition :

Une pulsation électrique est générée à chaque rotation de la table par un leurre solidaire de celle-ci ou de l'arbre d'attaque: c'est un détecteur de proximité. L'intégration du nombre de pulsation électriques en un temps donné, indique la vitesse de rotation.

Bien entendu, dans le cas d'un moteur de fond, la vitesse de rotation peut être déduite des mesures de débit pour les moteurs volumétriques.

? Emplacement sur le rig :

Le capteur est placé sur un leurre de l'arbre de la table de rotation

Figure 42: Position du capteur RMP (M. BANZOUZI 2015)

Intérêt de mesure:

- Recherche de paramètre d'avancement optimum;

- Corrélation de vitesse d'avancement entre différents puits; - Interprétation de lithologie.

Capteur de densité de la boue :

La mesure est faite en comparant la différence dans la pression hydrostatique à deux points verticalement séparés dans la boue de forage et en convertissant la valeur en lecture de densité. On peut placer un capteur sur le bac actif et un second à la sortie du puits, dans le <Mud Box > du tamis vibrant, et avoir ainsi un enregistrement permanent.

Les mesures permettent:

- La détermination d'un enrichissement en solides entraînant une augmentation de la densité;

- La mise en évidence des bouchons de gaz entraînant une chute très importante de la densité;

- La mise en évidence de venue d'eau ou d'huile provoquant en général, une diminution de la densité;

- La seule exception, est le cas d'une venue d'eau salée (d < 1.20) dans une boue légère;

- La détermination et le contrôle rapide des durées de cycles au moyen des bouchons d'ajout de tige;

- Le contrôle continu du traitement de la boue.

Figure 43: Mud density sensor (M. BANZOUZI 2015)

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Capteur de température de la boue

Il existe deux types des capteurs de température, un pour la température de boue entrée et l'autre pour la sortie. La température mesure à l'aide de Cannes thermométriques à filament de platine protégé par une gaine inoxydable d'acier. La température de boue est faite en résistance de fil de platine. La résistance changera, quand sa température change.

Le capteur de température de boue entrée, devrait être installé dans le réservoir d'aspiration, près de la prise de pompe où s'effectue un bon écoulement et dont, la boue ne stagne pas ; mais le capteur de température de boue sortie est installé dans les tamis, dans un domaine actif de boue qui ne contient pas de cuttings. Le capteur renseigne également sur les venues de gaz qui se manifestent par une baisse de la température due à la détente du gaz, ou par les venues d'eau, se caractérisant par une augmentation de la température sortie.

Figure 44: Mud temperature sensor (M. BANZOUZI 2015)

Capteur de conductivité de la boue :

Il y a deux types de capteurs de conductivité de la boue: un utilisé pour la boue entrée et l'autre, pour la boue sortie.

Ce capteur adopte un inducteur électromagnétique, de non contact pour mesurer la résistivité. Il y a deux bobines, quand la première bobine envoie un courant alternatif, la deuxième produira un potentiel. Ce potentiel est en rapport directement avec la capacité transmise du fluide de forage.

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La mesure permet de détecter tous les phénomènes faisant varier la teneur en ions dans la boue, en particulier:

- la présence des formations salifères;

- Venues d'eau de formation, de gaz ou acides.

Les capteurs mesurent la conductivité entre (0 et 300 m Siemens/cm), mais cette dernière est facilement convertie en résistivité qui est plus utilisée en interprétation.

Figure 45: Mud conductivity sensor (M. BANZOUZI 2015)

Capteur de débit entrée et sortie :

La mesure des débits est très importante. Elle permet en effet de:

- Connaître les pertes ou les venues qui peuvent se produire en cours de forage; - Calculer le temps de remontée des informations (lag time).

Capteur de débit entré :

La méthode la plus simple consiste à compter le nombre de coups de pompe. Connaissant le volume injecté à chaque coup et le rendement de la pompe, le débit pourra être calculé. Il est facile de mesurer le nombre de coups de pompe par des détecteurs de proximité ou des contacteurs électriques.

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Débit de sortie :

C'est un paramètre difficile à mesurer de manière précise. Les débitmètres existants, mesurent le pourcentage de passage du fluide en fonction de changement de la direction de la palette (0-100%).

Si, la section de passage au droit du débitmètre est partiellement obstruée par des dépôts de déblais, la mesure est erronée. La mesure combinée du débit d'entrée et du débit de sortie, permet d'obtenir une mesure de débit différentiel.

Figure 46: Capteur flow out (M. BANZOUZI 2015)

Capteur de Torque :

? Définition :

Le torque représente la résistance de la formation à l'arrachement ajouté à cela les frictions, la garniture/parois du puits. Comme le poids, le couple en surface n'est pas transmis intégralement pour l'outil de forage, mais la mesure de surface est la seule possible actuellement. Un capteur effet à hall est installé autour du conducteur pour connecter le courant (mesure de consommation du courant électrique par le moteur de table de rotation).

? Principe de fonctionnement:

Si un matériau conducteur est placé dans un champ magnétique perpendiculaire à un champ électrique (courant d'excitation), alors un voltage perpendiculaire au courant et au champ

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magnétique se produira. Ce voltage est appelé Voltage Hall. Il résulte de la déflection des charges mobiles constituant le courant.

Les types de Torque :

Figure 47: Capteur de Torque à effet Hall (M. BANZOUZI 2015)

? Emplacement sur le rig :

Placé sur le câble d'alimentation du moteur d'entrainement de câble de rotation.

? Intérêt de mesure :

- Changements de lithologie;

- Transmission du couple lors d'un back-off;

- Molette coincée;

- L'état de l'outil et surtout de ses roulements;

- Tentative de décoincement;

- Eboulement sur l'outil.

III-3- LE MASTERLOG:

Le système UML permet l'insertion des informations géologiques fabriquées (Figure 32), dont la synthèse forme le masterlog (représentation graphique en fonction de la profondeur des informations de géologie, de forage, de gaz et autres):

? Les lithologies et leur pourcentage; ? La description des cuttings;

? Les tops de formation;

? Les paramètres de forage et de boue;

? Les outils consommés pendant chaque phase et leur usure; ? Le Total gaz.

En se basant sur ces informations et sur la vitesse d'avancement, on peut interpréter la colonne stratigraphique (synthèse des descriptions) et la description de l'intervalle. Par contre, les informations non géologiques (ROP, gaz) sont réalisées par le système.

La colonne stratigraphique est le fruit de la surveillance géologique en cours de forage. Elle est établie à partir de la description des cuttings effectués par le mudlogger, c'est-à-dire: les lithologies et pourcentages, la calcimétrie et aussi les vitesses d'avancement et parfois les paramètres mécaniques de forage. Cependant, cette colonne stratigraphique est interprétée car basée sur un échantillonnage ponctuel (pas d'échantillonnage)

La description géologique des formations doit être la synthèse des descriptions de tous les échantillons prélevés lors de leur forage.

Figure 48: Modèle d'entête d'un masterlog (Sontrach-exploration 2009)

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III-4-LES RESULTATS DU MUD LOGGING

Les rapports de mud logging en cours de forage sont:

? L'assurance de la sécurité des personnes et du puits par la prévision des éruptions;

? La réduction de cout de revient du forage en évitant des opérations supplémentaires (repêchage, side track, bouchons de colmatant de ciment) par le suivi continu des paramètres de forage;

? Une meilleure compréhension des niveaux de réservoir dont la caractérisation de ces derniers en temps reel;

? La possibilité de transfert de données acquises par les capteurs;

? Le rapport du puits, ce dernier fournit des informations sur toutes les opérations effectuées durant la réalisation du puits, les formations ou couches traversées, les intervalles carottés et testés, les problèmes et évènements rencontrés en cours de forage (coincements, pertes de boue, venues, etc.).

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CONCLUSION

L'évaluation des formations géologiques traversées en cours de forage est une phase primordiale dans l'industrie pétrolière. Pendant les opérations de forage d'un puits pétrolier, le système qui est lié à la circulation de fluide et qui permet de fournir multiples informations est appelé : mud logging.

Le service mud logging est assuré par des professionnels qui accompagnent les activités de forage en fonction des couches traversées.

En effet, les opérations de forage sans la surveillance geologique seraient risquées. De ce fait, la préparation d'une Unité mud logging est très importante. Elle s'effectue par une selection des capteurs après plusieurs test, une maintenance de la cabine et enfin l'installation des différents capteurs sur le rig de forage (Rig up).

Le premier objectif est atteint dans le sens où la préparation de la cabine géologique vise à assurer la sécurité du personnel du puits, elle vise aussi la réalisation d'une bonne surveillance géologique dans la comprehension des niveaux forés et enfin une réduction des coûts de revient du forage. Le deuxième objectif est atteint du fait que les différents outils mud logging cités et illustrés dans la seconde partie de notre travail se révèlent d'une importance capitale dans l'acquisition et le traitement des données en cours de forage (capteurs, dégazeur, loupe binoculaire, calcimetre, fluoroscope, ordinateurs standards ou sophistiqués...etc).

Or ces outils suscitent un réel contact visuel pour mieux les comprendre et les utiliser dans le but d'assurer une bonne surveillance géologique ; De ce fait, ce sujet pourrait etre développer suivant un aspect pratique concernant la maintenance de la cabine geologique, la maintenance des accessoires, le test des differents capteurs avant leur installation sur le rig en vue d'une surveillance géologique. D'où l'importance de la préparation d'une unité mud logging et de sa mise à la disposition aux activités de forage.

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REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES:

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Mémoire En vue de l'obtention du Diplôme de Licence Professionnelle (Muelci Dilsen NKONDI BANZOUZI) 2014-2015 ; Thème: Préparation de la cabine mud logging : cas de la cabine 294 ;

Bourget M., Rat M. (1995) Interprétation semi-automatique des enregistrements Des paramètres de forage (sondeuses hydrauliques en rotation), Revue Française de Géotechnique n°73 pp 3 14;

Memoire de Find'etude En vue de l'obtention Du Diplôme Master en Géologie pétrolière KASDI MERBAH-OUARGLA (2013);

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David Morodolu, Cours MDL equipment and Sensors weatherford SLS: les Capteurs et leurs roles;

Mémoire de fin de cycle Master (2014) « de DOKKAR Belkhir et BOUAINI Mohamed » en Géologie pétrolière (Thème : surveillance géologique durant la réalisation d'un forage d'un puits TFG (région de Aoulef), université Kasdi merbah Ouargla (Algérie) : Mud Logging Data;

Mémoire de fin d'étude de Master (2013) en Géologie (Soutenu par MOULATI kheir et SADAOUI Redouane « Thème : Application de la surveillance géologique sur le chantier) université Kasdi merbah Ouargla (Algérie) : Définition Mud Logging;

Sontrach-exploration 2009 : masterlog;

Cours Annax 500 server Health technologie and Annax operators Weatherford SLS: CPU, DAU, ET TGD;

Cours H2S Total E&P : Hydrogène sulfuré;

HACINI Samir et LAGGOUNE Mohammed (2013-2014), Memoire De Fin D'étude En Vue De L'obtention Du Diplôme De Master En Géologie.