optimisation des paramètres de forage dans les réservoirs cambro

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR

ET

DE LA RECHERCHESCIENTIFIQUE

UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA

Faculté des Sciences et Technologie

et des Sciences de la Matiere

Département hydrouquarbure et la chimié Mémoire fin d'études

MASTER PROFESSIONNEL

Domaine : hydrocarbures et la chimie

Filière : hydrocarbures

Spécialité : Forage

Thème

Présenté par :

Zehri Ilyes Belghit chafik : Encadreur Kadri Md mehdi : Co-Encadreur

Slimani Samir

2011/2012

Optimisation des paramètres de forage dans les Réservoirs cambro- ordoviciens

(périmètre Tidikelt la région d’In-Salah)

Je dédie ce modeste travail

A ma très chère Mère et mon très cher Père

A ceux qui m’ont toujours encouragé pour que je

réussisse dans mes études

A ceux qui m’ont soutenu dans les moments les

plus difficiles de ma vie

A ceux que j’aime et je respecte infiniment

ilyes-samir

SOMMAIRE

Université kasdi merbah

INTRODUCTION GENERALE ………………………………….. 01 CHAPITRE I : présentation de la région d’étude

I : présentation de la région d’étude…………………………………………… 03 I.1 : Cadre géographique ………………………………………………….. 03 I.2 : Carte Géologique ……………………………………………….. 05 I.3 : Aperçu stratigraphique ……………………………………………… 07 I.3.1 : Paléozoïque…………………………………………………….. 07

I.3.1.1 : Dévonien Supérieur………………………………….. 07 I.3.1.2 : Dévonien Moyen ……………………………………. I.3.1.3 : Dévonien Inferieur……………………………………

07 07

CHAPITRE II : LES ÉQUIPEMENTS DU FOND II.1 : LA GARNITURE …………………………………………………….. II.1.1 : ses principaux rôles sont……………………………………….

12 12

II.1.2 : La garniture de forage est composée de……………………… II.1.2.1 : les tiges de forage…………………………………..

12 12

II II.1.2.2 : Les Tiges Lourdes Ou Heavy Weight (DPHW)…….. II II.1.2.3 : Les Masses-Tiges Ou Drill Collars………………….. II.1.2.4 : Tige d’entraînement ou Kelly………………………. II.1.2.5 : Les Coulisses De Forage (Drilling Jars)……………. II.1.2.5.1 : Principe…………………………….. II.1.2.5.2 : Utilisation………………………….. II.1.2.5.3 : Positionnement………………………... II.1.2.5.4 : Différents Types ……………………

II.1.2.6 : Vannes de sécurité…………………………………..

13 14 14 15 15 16 16 16 17

II.1.2.7 : Les stabilisateurs…………………………………… II.2 : LA PHASE (6")……………………………………………………… II.2.1 : L’objectif de la phase …………………………….……

II.2.2 : Les considérations principales pour cette section sont….

17 18 18 18

II.2.3 : Préparation avant le forage …………………………… II.2.4 : Recommandations durant le forage…………………….

18 19

II.2.5 : Garniture de forage (ROTARY)……………………….. II.3 : Etude de la garniture de forage ……………………..………………..

19 20

II.3. 1 : La garniture en cours de forage……………………. II.3.2 : La garniture pendant les manœuvre…………………. II.3.3 : Calculs Théoriques…………………………………….

CHAPITRE III : Les Outils de forage

20 20 21

III : Les Outils de forage …………………………………………………

23

SOMMAIRE


IV.2.1.3-Choix des duses et débit de forage pour l’outil ……….. 49

IV.2.2 -Notion de pression …………………………………………… 49

IV.2.2 .1 -Pression hydrostatique………………………………. 49

IV.2.2.2-Pression exercée sur le fond d’un puits………………. 49

IV.2.2.3-A l’état statique ……………………………………… 49

IV.2.2.4-Pression de pore et de fracturation (Ppore) / (Pfrac)... 49

IV.2.2 .5-La dépression et la surpression dépendent ………….. 50

III.1- Les outils à molettes …………………………………………. III.1.1. Mode de travail d’un tricône ……………………..

23 23

III. 1. 1.1-Percussion et pénétration ……………. III. 1. 1.2-Arrachage……………………………..

23 24

III.1.2-Principe général ……………………………………. III.1.3- Différents types d’outils…………………………….

III.1.3.1- A dents en acier ………………………. 24 25 25

III.1.4- Classification III.2-Les Outils à Eléments De Coupe Fixes ………………………. III.2.1-Introduction ………………………………………..

25 26 26

III.2.2-Types des diamants utilisés ……………………….. III.2.1.1-Les diamants naturels industriels ……… III.2.1.2-Diamants synthétiques………………….. III.2.1.3-Les outils diamant naturel ……………... III.3- Amélioration de la stabilité de l’outil …………………… III.4- L’usure des outils……………………………………….

26 27 27 30 33 35

CHAPITRE IV : Les paramètres de forage

IV : Les paramètres de forage …………………………………………………….. IV.1 - Les paramètres mécaniques…………………………………………..

IV .1.1-Poids sur l'outil ………………………………………………..

IV .1.2-Vitesse de rotation ………………………………………

43 43 43 44

IV .1.3-torque………………………………………………………. IV .2-Paramètres hydrauliques…………………………………………

IV.2.1-Débit flow in ………………………………………………. 45 46 46

IV.2.1.1-Procédure pour le comptage de l’efficacité des pompes.

IV.2.1.2-Notion de pertes de charge ………………...............

48 48

SOMMAIRE


CHAPITRE V : Etudes des paramétré de forage V : Etudes des paramétré de forage …………………………….. 53 V.1 : Pour DMS1 …………………………………………………………. 53 V.1.1 : FLOW…………………………………………………… 53 V.1.2 : RPM …………………………………………………………… 54 V.1.3 : WOB……………………………………………… 54 V.2 : Pour DMS2 …………………………………………………………. 56 V.2.1 : FLOW………………………………………………… 56 V.2.2 : RPM ………………………………………………… 56 V.2.3 : WOB …………………………………………… 57 V.3 : Pour thn1 …………………………………………………………. 58 V.3.1: FLOW …………………………………………………… 58 V.3.2 : RPM ………………………………………………………… 59 V.3.3 : WOB ……………………………………………………… 59 V.4 : Pour thn2 …………………………………………………………. 60 V.4.1 : FLOW ………………………………………………………… 60 V.4.2 : RPM ……………………………………………………… 61 V.4.3 : WOB ………………………………………………………… 61

CONCLUSION ……………………………………………….. 63 Recommandations………………………………………….. 65

Le jour est venu pour leur dire Merci…

A mon Dieu, Tout Puissant, de nous avoir donné la force et le courage

de venir à bout de ce travail.

Ainsi qu’à mes chers frères, Et mes chères sœurs

A toute la famille zehri et slimani

A tous mes amis qui ont toujours été présents et qui n’ont ménagé

aucun effort pour me bénéficier avec leur aide et leurs suggestions,

A tous mes camarades du Groupe Master 02 Forage.

Nos sincères remerciements vont à Mr k mahdi ET Ch.Belghit pour

nous avoir consacré assez de son temps et pour ses conseils.

Nous tenons aussi à exprimer nos profonds remerciements à nos

Enseignants de l’université de kasdi merbah (Ouargla).

Enfin nos remerciements s’adressent aux membres de jury qui nous

feront l’honneur de juger notre travail.

ilyes-samir

ilyes-samir

Résumé


Résumé

Notre étude est basé essentiellement sur les paramètres de forage, où on a essayé de comparer

l’évolution de ROP en fonction d’autre paramètre comme (WOB-FLOW-RPM) a fin d’estimer

les meilleures conditions pour aboutir a un ROP de plus en plus rapide.

Pour l’optimisation on a choisi 4 puits (THN1/2 ET DMS 1/2) du périmètre Tidikelt qui

renferme d’importantes réserves en gaz avec les paramètres enregistré dans l’intervalle du cambro-

ordovicien, où on a constaté que ROP a presque des teneuses minime vue la nature géologique de cet

intervalle qui est composé essentiellement par des Grès compact dur, quartzitique.

Resume

Our study is based essentially on the drilling parameters, or we tried to compare the evolution

of ROP based on other parameters such as (WOB-FLOW-RPM) was end to estimate the best

conditions to achieve a ROP faster and faster.

For optimization we chose four wells (THN1 /2 AND DMS 1/2) of the perimeter Tidikelt

which contains large reserves of gas with the parameters recorded in the interval of the Cambrian-

Ordovician, and it was found that ROP almost minimal teneuses view the geological nature of this

interval is composed primarily of compact hard sandstone, quartzite.

ملخص

على أساس معاییر سرعة التقدموتستند الدراسة لدینا في المقام األول على المعلمات الحفر، حیث حاولنا مقارنة تطور

أسرع وأسرع سرعة التقدم ونھایة لتقدیر أفضل الظروف لتحقیق )سرعة الدوران-تدفق–الثقل على األداة (أخرى مثل

الذي یحتوي على احتیاطیات كبیرة من الغاز تدكلت من محیط DMS 1/2] و[THN1/2اخترنا أربع آبارلتحسین المردود

نظرا األدنى تقریبا تصل إلى الحد سرعة التقدم الكمبري، اوردوفیكي، حیث وجد أن في الخزان سجلت التيمع المعلمات

.الكوارتز والحجر الرمليالذي یحتوي أساسا على الجیولوجیة لھذا الفاصلللطبیعة

Liste des tableaux


Liste des tableaux

Chapitre II : LES ÉQUIPEMENTS DU FOND

Tableau. II.2.5 : Garniture de forage (rotary)..................………………………………...page 19

Chapitre III : Les Outils de forage

Tableau. III.1. : Les 8 colonnes qui utilisées pour rapporter l’usure de l’outil…………page 35

Tableau. III.2 : Caractéristique de l’usure des structures de coupe..................................page 36

Tableau. III.3 : Localisation de l’usure des structures de coupe.......................................page 37

Tableau. III.4 : Code utilisé pour la raison de remontée de l’outil....................................page 39

Chapitre IV : Les paramètres de forage

Tableau. IV.1: Débit unitaire / Chemisage des pompes.....................................................page 47

Liste des figures


Liste des figures

Chapitre I : Présentation de la région d’étude

Figure. I.1 : Carte géographique des bassines sédimentaire..………….......…………. page03

Figure I.2 : Carte structurale du positionnement des puis........................................... .page04

Figure. I.3 : Carte géographique de la structure de BAHAR EL HAMMAR..............page05

Figure. I.4 : Stratigraphie synthétique de la structure de BAHAR EL HAMMAR......page10

Chapitre II : LES ÉQUIPEMENTS DU FOND

Figure. II.1 : Les tiges de forage.............................................................................. .. page12

Figure. II.2 : Les tiges lourdes.................................................................................. . page13

Figure. II.3 : Les masses tiges...................................................................................... page14

Figure.II.4 : Hexagonale.............................................................................................. page15

Figure. II.5 : Carrée.................................................................................................... . page15

Figure. II.6 : Les lames de stabilisateurs.................................................................... . page17

Figure. II.2.6 : La garniture en cours de forage........................................................... page20

Chapitre III : Les Outils de forage

Figure. III.1 : Outil Tricône............................................................................................page24

Figure. III.2 : Mode de travail des outils PDC..............................................................page30

Figure. III.3 : Outils diamant naturel ............................................................................page31

Figure. III.4 : Description D’un Outil diamant naturel..................................................page32

Figure. III.5 : Empreinte laissée lors de Vibration latérale...................…..................... page33

Figure. III.6 : Empreinte laissée Travaillant Correctement...............................................page33

Figure. III.7 : Codification de l’usure des dentes…………………………………… page36

Figure.III.8 : BC... Rupture de cône..............................................................................page40

Figure.III.9 : BT... Rupture de dents/élément De coupe................................................page40

Figure.III.10 : BU.. Outil bloqué (bourrage).................................................................. page40

Figure.III.11 : CC... cône fissuré....................................................................................page40

Figure.III.12 : FC... Dents aplaties.................................................................................page41

Figure.III.13 : LC...Perte de cône...................................................................................page41

Figure.III.14 : SS ... Usure avec auto – affûtage............................................................page41

Figure.III.15 : WT.... Dents usées.................................................................................. page41

Liste des figures


Chapitre IV : Les paramètres de forage

Figure. IV.1:¨Poids sur l’outil ..................................…....................................................page 44

Figure. IV.2 : Capteur de fréquence SPM RPM...........................................................page 44

Figure. IV.3 : Placement de capteur a la table de rotation ….......................................page 45

Figure. IV.4 : Capteur de fréquence torque............. ........................................................page 46

Figure. IV.5 : Placement de capteur dans les pompes …………………………….........page 47

Figure. IV.6 : Check manifold......................................................................................page 51

Chapitre V : Etudes des paramétré de forage

Figure. V.1 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(DMS1).................page 53

Figure. V.2 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(DMS1) ................page 54

Figure. V.3 : La courbe de variation de ROP en fonction du Wob(DMS1) ................page 54

Figure. V.4 : Drilling log(DMS1) ................................................................................page 55

Figure. V.5 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(DMS2) ................page 56

Figure. V.6 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(DMS2) ............... .page 56

Figure. V.7 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(DMS2) ................page 57

Figure. V.8 : Drilling log (DMS2) ...............................................................................page 58

Figure. V.9 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(THN1) ................page 58

Figure. V.10 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(THN1)...............page 59

Figure. V.11 : La courbe de variation de ROP en fonction du Wob(THN1)...............page 59

Figure. V.12 : Drilling log (THN1)...........................................…………...................page 60

Figure. V.13 : La courbe de variation de ROP en fonction du Flow(THN2)..............page 60

Figure. V.14 : La courbe de variation de ROP en fonction du Rpm(THN1)...............page 61

Figure. V.15 : La courbe de variation de ROP en fonction du Wob(THN1)...............page 61

Figure. V.16 : Drilling log (THN2)…………………………………………………..page 62

INTRODUCION GENERALE

Université kasdi merbah Page 1

Introduction générale

L’environnement pétrolier du périmètre Tidikelt qui renferme d’importantes réserves en gaz

dans les Réservoirs du cambro-ordoviciens est rehaussé par le relancement de L’activité

d’exploration dans la partie sud de ce périmètre (blocs 338a et 340b) par Sonatrach, en effort

propre.

Sur la totalité des forages réalisés dans se périmètre on a constaté pas mal de problèmes durant le

forage, parmi eux ; la vitesse d’avancement (ROP) dans les formations cambro-ordoviciens

Dans ce contexte on va essayer d’optimiser des meilleurs Paramètres de Forage pour forer cet

intervalle dans les meilleurs délais.

Nous suivent dans ce travail, les étapes suivantes :

Au débit en a fait la présentation de champ d’étude région (Tidikelt Ain Salah), après en a

expliqué les équipements de fond, les outils de forage et les paramètres de forage qui nous utilsé.

Dans ce travaille en a basé essentiellement sur ces paramètre, ou on a essayé de comparer

l’évolution de ROP en fonction d’autre paramètre a fin d’estimer les meilleures conditions pour

aboutir a un ROP mieux que ROP précédent.

Chapitre I présentation de la région d’étude


I- Présentation de la région d’étude :

Dans le cadre du projet de développement gazifière de la région d’IN SALAH nous avons

jugé utile de reprendre l’étude de la structure de BAHAR EL HAMMAR afin de mieux définir son

architecture et de localiser sur cette vaste structure les zones favorables à l’implantation de

nouveaux forages qui permettront une meilleure connaissance géologique, structurale et une

précision sur la délimitation spatiale des réservoirs productifs de gaz.

I.1. Cadre géographique :

Le bassin de Ahnet sur le bloc 338a du permet Tidikelt. Il se trouve à environ 155km au

sud de la ville d’In Salah (W. Tamanrasset)

Ø Les parallèles : 26° 06’ 07’’ 07174N

Ø Les méridiens : 02° 59’ 04’’02244 E

(N)

Fig. I.1 : Carte géographique des bassines sédimentaire

BASSIN

D’AHNET



(N)

Fig. I.2 : Carte structurale du positionnement des puis

DMS

THN



I.2- carte Géologique :

La structure de BAHAR EL HAMMAR est bordée au Nord par l’ensellement de djoua, au

sud par le môle d’In Quzzan, à l’Est par un synclinal profond de Tirechoumine où le Carbonifère

affleure (Namurien Inférieur) et à l’Ouest par un important synclinal d’Oued-Kerrane où affleure le

Viséen. (N)

Fig. I.3 : Carte géologique de la structure de Bahar El Hammar.



I.3- Aperçu stratigraphique :

La coupe stratigraphique de la région de BAHAR EL HAMMAR est représentée par des

terrains d’âge Paléozoïque, dont la partie supérieure affleure en surface jusqu’au Dévonien

Inférieur. La série est essentiellement détritique, incluant quelques épisodes carbonatés; notamment

vers le sommet du Silurien, au passage Frasnien-Givétien et à la base du Famennien.

Les variations latérales de faciès représentent une des plus importantes particularités de la coupe,

surtout pour l’Ordovicien, principal objectif dans cette zone.

I.3.1- PALEOZOIQUE :

I.3.1.1- Dévonien Supérieur :

§ Famenien :

Argile grise, gris-clair à gris-noir, indurée, silteuse, micacée, fines passés de grés gris-

beige, fins, silico-argileux, moyennement dure légèrement carbonaté, traces de pyrite.

§ Frasnien :

Argile grise à gris foncée indurée feuilletée silteuse et micacée avec fines passées de

dolomie grise à gris clair cristalline argileuse Présence de Pyrite et de calcite.

I.3.1.2-Dévonien Moyen :

§ Givetien :

Calcaire Gris blanc à beige microcristallin dur fossilifère et gris à gris clair argileux.

§ Couvenien :

Argile grise à gris foncé indurée légèrement feuilletée silteuse et micacée avec Passées

de ores gris à gris clair très fin silico-argileux et carbonaté et de calcaire gris clair à gris beige

microcristallin. Présence de Pyrite et de Calcite

I.3.1.3-Dévonien Inferieur :

§ Emsien :

Grés blanc à gris blanc et beige très fin quartzitique dur et blanc moyen grossier silico-

carbonaté arrondi à subarrondi.

Argile grise à gris foncé indurée feuilletée silteuse et micacée avec fines passées de grés très

fin silico-argileux. Inclusions de grains de quartz arrondis .Traces de Pyrite.

§ Siegenien :



Grés blanc à beige moyen à grossier siliceux et gris blanc à beige fin siliceux à quartzitique

compact dur, Passée d’Argile grise à gris foncé indurée légèrement feuilletée.

§ Gédinnien :

Grés blanc très fin à fin silceux à quartzitique et gris blanc à beige fin siliceux à quartzitique

compact dur, Passée d’Argile grise à gris foncé indurée légèrement feuilletée.

§ Silurien :

Argile gris foncé à gris noir silteuse et micacée indurée feuilletée avec passées de grés gris

clair et gris brun et gris brun à gris sombre très fin à fin Silico-argileux à argileux pyriteux parfois

blanc, siliceux.

§ ORDOVICIEN :

Subdivisée en deux unités (III et IV) d’après la nomenclature du colloque (GEOL Saharienne

1962) : (Fig.6.1)

ü UNITE IV :

· Dale De M’kratta :

Grès gris beige et foncé fin siliceux à silico-quartzitique devenant grossier vers la base

· Grés D’el Golea :

Grés gris beige à gris blanc très fin à fin compact dur siliceux à silco-quartzitique parfois gris

à gris foncé slico-argileux à argileux moyennement consolidé Passées d’Argile gris foncé indurée

silteuse abondance de cristaux de quartz.

ü UNITE III :

· Grés D’oued Saret :

Grés gris beige et blanc parfois gris clair fin à silico-argileux à argileux moyennement

consolidé. Passées d’Argile gris foncé indurée silteuse et micacée.

· Argile De Tiferouine :

Argile gris foncé à gris noire tendre à indurée silto-gréseuse avec fines passées de grès gris

foncé fin argileux à silico-argileux moyennement consolidé.

· Quartzite De Hamra :

Grés blanc à gris clair fin à moyen parfois grossier arrondi à subarrondi compact dur siliceux à

silico- quartzitique Abondance de Tigillites.

§ CAMBRIEN:

· Zone des Alternances :



Grés gris clair à gris beige et blanc fin à moyen arrondi à subarrondi moyennement consolidé

siliceux à silico- quartzitique avec quelques intercalations d’Argile gris foncé à noire indurée

silteuse micacée.

· Cambrien:

Grés gris clair à gris beige à blanc fin à grossier et micro conglomératique à la base, arrondi à

subarrondi moyennement consolidé siliceux a silico quartzitique avec rares fines intercalations

d’argile indurée silteuse gris foncé à noire et micacée. Passées de Siltsone gris verdâtre.



Fig. I.4 : Stratigraphie synthétique de la structure de BAHAR EL HAMMAR

Chapitre II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND


II LES ÉQUIPEMENTS DU FOND :

II.1-LA GARNITURE :

La garniture de forage (Drill string) est également appelée "train de tiges ou train de sonde".

Elle assure la liaison entre l’outil de forage et la surface.

II.1.1-ses principaux rôles sont :

Permettre la rotation de l’outil pour détruire la roche

Guider et contrôler la trajectoire de l’outil

Mettre du poids sur l’outil

Permettre la circulation du fluide de forage

II.1.2-La garniture de forage est composée de :

Tige d’entraînement ou Kelly

Tiges de forage ou Drill Pipe

Tiges Lourdes au Heavy Weight Drill Pipe

Masses-Tiges ou Drill Collar

Accessoires tels que : Réductions, Aléseurs, Stabilisateurs les coulisse de forage (drilling jars)

La partie supérieure de la garniture travaille en traction tandis que la partie inférieure travaille en

compression pour appliquer le poids sur l’outil.

Les tiges lourdes, les masses-tiges, d'autres accessoires et le trépan constituent l'assemblage de

fond communément appelé BHA (Bottom Hole Assembly)

II.1.2.1-LES TIGES DE FORAGE

Fig. II.1 : Les tiges de forage

§ Description

Ce sont des tubes métalliques fabriqués selon les normes API. Elles sont constituées d'un corps

généralement uniforme et de 2 Tool-Joint de part et d'autre (1 Tool-Joint mâle ou PIN et 1 Tool-

Joint femelle ou BOX). Ces Tool-Joints sont filetés de manière à ce que les tiges soient vissées les

unes sur les autres pour former un train de tiges.



Les tiges présentent à leurs extrémités un refoulement extérieur ou intérieur ou les deux. Elles sont

appelées External Upset (E U), Internal Upset (I U) ou Internal External Upset (IEU). Les

dimensions des Upsets sont celles des extrémités des tiges avant soudage des connexions.

II.1.2.2.LES TIGES LOURDES OU HEAVY WEIGHT : DPHW

Fig. II.2 : DPHW

§ Description

Les DPHW sont plus épaisses que les tiges simples. Elles se distinguent par :

- Tool Joint plus long : mâle 68.6 cm ; femelle 53.3 cm

- Un Upset central ou " coussin d'usure " de 61 cm pour les tiges de range II

- 2 Upsets centraux de 86.4 cm pour les tiges de range III

Ce sont des tiges conçues à travailler en compression. Elles sont placées juste au dessus des Drill

collars et sont des tiges de transition. Elles assurent une meilleure continuité mécanique entre ces

deux éléments de la garniture afin de diminuer les concentrations de contraintes. Celles-ci sont dûes

aux efforts de flexion alternée et des vibrations transversales au cours de la rotation de la garniture.

En forage horizontal, elles sont utilisées dans le drain et dans la partie courbe.

Les tiges lourdes 5’’ ont les mêmes dimensions que les tiges de forage 5’’ sauf une surépaisseur

centrale et des tool joints plus longs. Leur diamètre intérieur est de 3’’. Elles sont donc plus lourdes

et plus résistantes au flambage.

Les tiges lourdes 5’’ ont un poids nominal de 50 #

Dans les puits verticaux, les tiges Heavy Weight (6 à 7 longueurs) sont utilisées uniquement comme

tiges de transition.



Elles sont également utilisées dans les puits déviés comme tiges de transition en remplacement des

masses-tiges. De part leur résistance et leur flexibilité, elles permettent d’appliquer le poids sur

l’outil sans créer de flambage.

II.1.2.3.LES MASSES-TIGES OU DRILL COLLARS

Fig. II.3 : Les masses-tiges

§ Désignation

Ce sont des tubes d'aciers très épais, beaucoup plus lourds que les tiges de forage. Elles sont

destinées à être utilisées en compression pour appliquer du poids sur l'outil.

Les Drill Collars normalisés par l'API sont désignés par les lettres NC suivies de 4 chiffres.

Exemple NC 26-35

NC : numbered connection ou Connexion numérotée

26 : les 2 premiers chiffres représentent le diamètre en dixième de pouce du filetage mâle au point

de jauge. ( ØConnection = 2.6" )

35 : représente le diamètre extérieur en dixième de pouce de la masse tige

(OD = 3.5")

Certaines connections NC sont interchangeables avec les connections IF ou FH

II.1.2.4-Tige d’entraînement ou Kelly

Elle assure la liaison entre la table de rotation et la garniture de forage. Elle supporte également

la charge totale de la garniture. Ces principales fonctions sont :

relier la tête d’injection et la dernière tige de forage

Transmette la rotation au train de tiges

Permettre le mouvement longitudinal de la garniture en maintenant la rotation

conduire le fluide de forage de la tête d’injection à l’intérieur du train de tige



La tige d’entraînement peut être de section carrée ou hexagonale.

Fig. II.4 : hexagonale Fig. II.5 : carrée

II.1.2.5-LES COULISSES DE FORAGE (DRILLING JARS)

Nous n'aborderons dans ce paragraphe que les généralités sur les coulisses de forage. Ce sujet

sera traité entièrement dans le module Superviseur (M3).

II.1.2.5.1-PRINCIPE

Une coulisse de forage est un outil de fond intégré dans la garniture chaque fois que des

problèmes de coincement peuvent se manifester.

Elle permet de battre soit vers le haut, soit vers le bas ; les systèmes de battage peuvent être soit

mécaniques, soit hydrauliques.

.Battage vers le haut

Le déclenchement se fait en exerçant une traction vers le haut. A un moment donné, soit lorsque

la traction atteint une certaine limite (cas des coulisses mécaniques), soit après un certain temps

de temporisation (cas des coulisses hydrauliques), le joint de friction de la coulisse va se libérer

rapidement, occasionnant un choc violent du marteau sur l'enclume, le train de tiges réagit alors

comme un élastique et transmet l'onde de choc et les vibrations dans la garniture.

.Battage vers le bas

Il existe deux types de coulisses pour le battage vers le bas :

Ø Le système où les tiges sont mises en compression suivant le même-principe que pour le

battage vers le haut : soit à un poids donné, soit après un certain laps de temps, le

mécanisme de la coulisse se libère rapidement en délivrant un violent choc vers le bas.

Ø Le système "Bumper Sub" où le choc n'est obtenu que par la chute libre du poids selon la

course de la coulisse.

L'intensité des coups dépend de nombreux facteurs :

Ø la force initiale de traction ou compression

Ø la longueur de masse-tiges ou tiges lourdes au dessus de la coulisse



Ø la position de la coulisse dans le train de tiges

Ø la longueur de la course de la coulisse.

II.1.2.5.2-UTILISATION

L'emploi d'une coulisse de forage est systématiquement recommandé dans :

Ø tous les puits d'exploration (offshore ou onshore)

Ø tous les puits de forage dirigé

Ø les puits où il y a un risque de coincement en développement.

II.1.2.5.3-POSITIONNEMENT

Ø Les coulisses, suivant leur position dans le train de tiges, peuvent être descendues soit en

tension soit en compression (Voir recommandations du constructeur).

Ø Certains outils ne peuvent être utilisés qu'en tension, ce qui oblige à les placer très haut

dans le train de tiges, au détriment de l'efficacité de battage et avec des risques de

coincement accrus dus à la plus grande longueur des masse-tiges.

Ø Du fait que les coulisses ne peuvent pratiquement pas résoudre les coincements par

pression différentielle, mais par contre sont très efficaces en cas de coincement à l'outil ou

aux stabilisateurs, la meilleure position de la coulisse est en compression à une masse-tige

au dessus du dernier stabilisateur, surmontée d'autres masse-tiges et tiges lourdes.

Ø Dans les cas de puits difficiles risque de coincement à l'outil et en haut de l'assemblage de

fond on peut être amené à descendre une deuxième coulisse en haut des masse-tiges.

Pour éviter un double battage on règle le déclenchement à des tensions différentes, si les

modèles utilisés le permettent.

Les positions à éviter sont :

Ø aux nœuds, entre masse-tiges et tiges lourdes ou tiges, car l'effet de battage est

considérablement amorti.

Ø dans la zone du point neutre, ce qui entraînerait sa destruction rapide.

II.1.2.5.4-DIFFERENTS TYPES

De nombreuses coulisses sont disponibles sur le marché.

Parmi les coulisses de forage les plus utilisées on peut citer :

ü pour les coulisses mécaniques :

· L’EARTHQUAKER

· La DAILEY

ü pour les coulisses hydrauliques :

· La JARCO



· La MASON

· La BOWEN

II.1.2.6.Vannes de sécurité :

La Kelly est munie des éléments suivants (de haut en bas):

Une vanne de sécurité Upper Kelly Valve ou Kelly Cock : Elle permet de fermer l’intérieur de la

garniture en cas de venue.

Une vanne inférieure manuelle, jouant le même rôle, empêche l’écoulement de la boue sur le

plancher pendant l’ajout de simple.

Un raccord d’usure ou Kelly Saver Sub (KSS) pour protéger le filetage de la Kelly.

II.1.2.7.Les stabilisateurs :

Les stabilisateurs sont installés soit directement au-dessus de l'outil de forage et sont alors

appelés"near-bit" ou plus haut dans la BHA où ils sont appelés"string".

Différents types de stabilisateurs sont disponibles, variant essentiellement par la conception de leurs

lames :

Ø lames soudées,

Ø lames intégrales,

Ø à chemise,

Ø à chemise non rotative.

Les lames sont : droites, spiralées à droite et spiralées à gauche.

Fig. II.6 : Les lames de stabilisateurs



II.2- LA PHASE (6")

§ La boue de forage : KCL polymer

II.2.1-L’objectif de la phase

Il est programmé de traverser les réservoirs qui constituent l’objectif de ce prospect en

une seule phase. La phase 6’’ a pour but de forer les formations du Cambro ordovicien et

l’infra Cambrien et d’évaluer leur potentiel en hydrocarbure ainsi que les couvrir avec un liner

4½’’.

Le réservoir sera foré avec le minimum safty margin (7 bar - 100 Psi) pour réduire l'affaiblissement

de la formation avec des éventuelles pertes de boue. Pour ce fait une attention particulière doit être

prise durant le forage de cette section.

II.2.2-Les considérations principales pour cette section sont:

Ø Très faible avancement durant le forage des niveaux gréseuse du top Ordovicien (ROP<0.8

m/hr)

Ø Reaming important durant les manœuvres.

Ø Risque de perte partielle dans les micros fracture de l’ordovicien.

Ø Puits THN-1 (des pertes partielle en été enregistré de l’ordre de 0.5 à 2 m3 /h).

Ø Risque de formation des bouchons de fond.

Ø Risque de swabing en cas d’une manœuvre rapide de la garniture.

II.2.3.Préparation avant le forage :

Ø S’assurer, avant de démarrer la phase de la disponibilité d’une réserve suffisante de boue

KCL suivant le programme MI.

Ø L’utilisation de la baryte est proscrite dans cette phase. Utiliser une boue alourdie au CaCO3

afin d’éviter l’endommagement des réservoirs traversés.

Ø Faire calibrer les capteurs de Gaz ainsi que le chromatographe de l’unité de mud logging.

Ø S’assurer d’une réserve minimale de produits pour l’alourdissement de la boue en cas de

venue.

Ø Calibrer les outils 6" et vérifier les duses.

Ø S’assurer de la disponibilité des carottiers 4 ¾’’ pour les opérations de carottage.

Ø Vérifier le bon fonctionnement du TOTCO.

Ø Préparer la coulisse 4 ¾ " et s’assurer d’avoir sur chantier un jeu de stabilisateur 5 7/8" en

back up.



Ø Prévoir des tiges 3 ½ " 13.5# G105 d’une longueur équivalente du trou à la cote finale

soit +/- 1500m.

II.2.4.Recommandations durant le forage :

Ø Forage des équipements du liner 7’’ avec un rr PDC.

Ø Continuer le forage de 1 à 2 m dans la formation jusqu’au le premier point de carottage.

Ø Descendre un 4 ¾’’ CBBL avec 02 sections, et couper une carotte de 18m.

Ø Forage du top Ordovicien avec TCI bit et rotary BHA. (Des faibles ROP ont été

enregistrés au Top Ordovicien en THN-1)

Ø Continuer le forage avec TCI bit et rotary BHA jusqu’au 2eme point de carottage.

Ø Travailler les endroits de tirage (attention au risque de coincement mécanique).

Ø Pendant les opérations de logging, surveiller le niveau statique du puits.

Ø En fonction des conditions du trou lors de la remontée et de la durée du logging, faire un

contrôle trou.

Ø Pendant les manœuvres s’assurer le remplissage du puits pour garder la pression de la colonne

hydrostatique.

Ø Minimiser les vitesses des manœuvres dans le découvert afin d’éviter le swab etsurge

(voir annexe)

Ø Une fois à TD, les réservoirs principaux seront évalués avec des opérations électriques.

II.2.5.Garniture de forage (ROTARY):

QTY DESCRIPTION OD (in) ID (in) CONNECTION

1 Bit (TCI) 6 - 3"½ REG Pin

1 N bit stabiliser 5 7/8 2.375 3’’½ REG B x 3½’’ IF Box

1 S DC (3m) 4 3/4 2.250 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box

1 IB stabiliser 5 7/8 2.375 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box

1 Drill collar 4 3/4 2.250 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box

1 IB stabiliser 5 7/8 2.375 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box


1 Drilling Jars 4 3/4 - 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box


12 HWDP 3 ½″ 2.00 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box

Xx D P G105 13.5# 3½″ - 3½’’IF Pin x 3½’’ IF Box

ü NB: A float valve to be set into the NBS



String Stab must be integral oblique blades

ü NB: un moteur ou une turbine peut être programmé dans le cas ou les avancements avec une

BHA packed hole sont faibles.

II.3-Etude de la garniture de forage :

II.3. 1- La garniture en cours de forage

Pendant le forage, la garniture se subdivise en deux parties qui travaillent à deux actions

opposées :

Ø Une partie travaille en traction.

Ø Une partie en compression.

Ø Le point d’intersection entre ces deux parties s’appelle le point neutre.

Fig. II.7 : La garniture en cours de forage

II.3.2- La garniture pendant les manœuvre

Pendant la manœuvre la garniture est soumise à la traction.

§ La longueur des masses tiges :

Pour le forage d’un puits vertical la longueur des masses tiges est donnée par la formule suivante :

· Ks : coefficient de sécurité = 1.25

· PDC : Charge axiale WOB max

· qDC : la masse nominale des masses tiges [kg/m].



· Ff : facteur de flottabilité.

II.3.3-Calculs Théoriques

A- Densité de la boue et coefficient de flottabilité:

Pour une boue de densité d, le coefficient de flottabilité K est

K = 1 – (d / 7.85)

B- Poids de la garniture de forage

WOH = Poids du Moufle + P (réelles garnitures) x K

Ou K est le coefficient de flottabilité de la boue

C- Overpull & Drag (Triage Et Pose)

OVERPULL & DRAG = WOH - CMPT WEIGHT

SI (WOH - CMPT WEIGHT) > O ------- OVERPULL

SI (WOH - CMPT WEIGHT) < O ------- DRAG

d- cmpt volume et volume +/-

CMPT VOLUME = volume acier de la garniture dans le puits

· En remontée de la garniture:

Vol +/- = |var cmpt vol| – |var sum 2|

· En descente de la garniture

Vol +/- = -|var cmpt vol| + |var sum2|

Si VOL +/- > O, il y’a une venue

Si VOL +/- < O, il y’a une perte de boue

Si VOL +/- = O, Condition normale

Chapitre III Les Outils de forage


III. Les Outils de forage :

En raison de la grande variété de dureté des formations ainsi que celle des outils, il n’est

pas facile de choisir le meilleur outil pour le terrain que l’on traverse.

Dans les forages d’exploitation les terrains sont inconnus par contre dans les forages de

développement les formations sont connues. Pour une formation donnée plusieurs types

d’outils capables d’assurer un bon service.

Une étude comparative de la performance des outils et des paramètres d’utilisation des outils

(mécaniques : le type et la forme de l’outil, WOB, RPM ; et hydrauliques : le débit, la pression, la

nature de fluide de forage) effectués au cours des premiers forages permettra d’effectuer les autres

forages de développement dans les meilleures conditions de rapidité et d’économie. Le meilleur

outil étant celui qui permet d’obtenir le prix du mètre foré (Pm) le plus bas dans des bonnes

conditions techniques et de sécurité.

On utilise la formule suivante :

Pm= [Po+Ph× (Tr+Tm)]/m

Avec :

Po : prix de l’outil ;

Tm : temps de manœuvre ;

Tr : temps de rotation ;

M : nombre de mètres forés ;

Ph : le prix de location de l’appareil.

III.1- Les outils à molettes :

Les outils à molettes ont été introduits dans le forage rotary par H.R. HUGUES en 1909 : ils en

constituent aujourd’hui l’outil de base.

Il existe plusieurs types d’outils à molettes à dents en acier (Fig. V.1), notamment :

Ø Les bicônes (2 cônes)

Ø Les tricônes (3 cônes)

Ø Le tricône est le plus utilisé. Le bicône utilisé auparavant pour la déviation est aujourd’hui

peu utilisé.

III.1.1. Mode de travail d’un tricône :

L’efficacité d’un outil à molettes dépend de sa capacité à broyer la roche et à évacuer les

morceaux. Le tricône travaille par :

III. 1. 1.1-Percussion et pénétration :



De la dent dans la formation pour avoir un meilleur avancement il est donc logique que : plus

le terrain est tendre, plus la dent devra être grande. L’outil produit une série de petits cratères

résultant de la pression exercée par chaque dent sur le front de taille. La contrainte de compression

appliquée sur la formation induit une fracture

III. 1. 1.2-Arrachage

Du « copeau » de terrain par glissement de la molette sur elle-même (ripage). Ce « glissement»

devra être plus important en terrain tendre qu’en terrain dur.

Ces deux effets sont gouvernés par la géométrie des cônes (décalage angulaire et bombement).

Pour privilégier l’effet de ripage, la rotation du bicorne doit s’éloigner de façon significative d’une

rotation vraie (axes des cônes se joignant au centre et cônes « coniques »).

Pour balayer entièrement le « front de taille », il faut un décalage des rangées de dents (indenteurs

sur chaque molette (couverture complète du front de taille)

Description D’un Outil Tricône à dent acier à pastilles (insert)

Fig.III.1 : Outil Tricône

III.1.2-Principe général :



Plus le terrain à forer est tendre et plus la divergence des axes molettes (offset) est importante

Mais la forme de la denture et l’espacement des dents dans chaque rangée joue également un rôle

important. Plus les dents sont hautes et espacées et plus il est facile de dégager les éléments de

roche détruits par l’action des dents. En outre, le grand espacement des dents diminue le nombre

d’arêtes en contact avec le fond du trou et par conséquent, augmente la pénétration dans la roche.

Dans ces terrains, la divergence des axes aide à « déchirer » la roche et à rejeter les déblais hors

de la denture.

Pour un terrain dur et compact on n’a pas intérêt à obtenir pour chaque dent une pénétration

importante, qui pourrait provoquer, du fait de la grande résistance de la roche, des ruptures des

dents. On prévoit donc dans ce cas des molettes munies d’un grand nombre de dents, petites, peu

espacées

Dans certains extrêmement durs, il est impossible d’y faire pénétrer les dents d’un outil. Pour

forer ces terrains, on a supprimé les dents pour les remplacer par des pastilles de carbure de

tungstène emmanchées à la presse dans des alvéoles cylindriques ménagées dans les molettes.

Ce type d’outil travaille par percussion et surtout écrasement qui fracture la roche sans qu’il y

ait pénétration importante.

III.1.3- Différents types d’outils

III.1.3.1- A dents en acier :

Les outils à dent en acier sont généralement employés avec des vitesses de rotation

relativement élevées dans les formations de surface ou les outils en carbure de tungstène, avec leurs

avancements plus lents, sont peu économiques.

III.1.4- Classification

Trois classifications de formation, moyennes et dures sont associées aux types d’outil à dents en

acier correspondants.

§ Les outils pour formations tendres :

Sont caractérisés par leurs longues dents largement espacées. Ils pénètrent la formation et

maintiennent une vitesse d’avancement de forage élevée en raison de l’action d’écrasement et de

balayage produite par le profil de la molette et l’excentricité des cônes (offset).

La conception est basée sur un petit roulement, mais la structure agressive des éléments de coupe

assure des vitesses de pénétration élevées.

D’une façon générale, les poids sur l’outil sont faibles, alors que les vitesses de rotation sont

élevées.

Un renforcement des faces d’attaques des dents est recommandé pour améliorer la résistance à

l’usure et pour prolonger la vie des structures de coupe.



§ Formation Mi-dures (ou moyennes):

Afin d’être efficace dans une roche plus ferme, les outils pour formations moyennes ont des

dents plus courtes, plus nombreuses et plus rapprochées. Les dents plus courtes offrent plus de

résistance aux contraintes élevées qui sont un résultat direct d’un poids sur l’outil plus important

dans un environnement plus dur et plus abrasif. Le renforcement des faces d’attaques de la dent

augmente la résistance à l’usure, mais réduit la résistance de la dent à l’ébrèchement et à la cassure,

cet effet est du à la faible résistance à l’impact du renforcement par rapport à l’acier du corps de la

dent.

§ Les formations dures:

Exigent encore des dents plus courtes et plus étroitement rapprochées pour additionner les

forces nécessaires pour broyer la roche dure. Le renforcement des dents est réduit au minimum pour

empêcher la cassure, alors que le poids sur l’outil est élevé, alors que les vitesses de rotation sont

faibles. Ces conceptions permettent un temps de contact adéquat pour écraser la formation.

Le « rouler vrai » de l’outil du à la& réduction de l’excentricité des molettes (offset nul) réduit au

minimum l’usure par abrasion de la structure du coupe.

III.2-Les Outils à Eléments De Coupe Fixes

III.2.1-Introduction :

Les outils diamants ont fait leur apparition vers 1870 pour la recherche du charbon.

L’utilisation du diamant s’est étendue au forage pétrolier vers 1930 (carottage). En Europe, les

trépans diamantés sont apparus vers 1953.

Le diamant (carbone cristallisé) est le matériau le plus dur que l’on connaisse parmi les

minéraux. Sa résistance à l’écrasement est de l’ordre de 80.000 bar (carbure de tungstène : 50.000

bar ; acier C. 45 : 15.000 bar).

C’est la substance la plus résistante à l’usure (10 fois plus que le carbure de tungstène). Il a le

plus faible coefficient de friction (le diamant est plus glissant que le téflon). C’est le meilleur

conducteur de chaleur.

Le diamant a un coefficient de dilatation très faible. Ce faible pouvoir de dilatation pose des

problèmes lorsqu’il est associé à d’autres matériaux (voir stabilité thermique des PDC).

Son point de fusion est très élevé (3650°), mais il se transforme superficiellement en graphite

vers 1450°.

Le diamant se mesure en « poids » dont l’unité est le CARAT (1 carat = 0.2 gramme).

Pour les outils de forage, la taille des pierres se mesure en nombre de pierres par carat et varie

généralement entre 2 et 15 pierres au carat.

III.2.2-Types des diamants utilisés :



Deux catégories de diamants sont utilisé par les fabricants d’outils : les diamants naturels et les

diamants synthétiques.

III.2.1.1-Les diamants naturels industriels :

§ Structure du diamant :

La structure cristalline du diamant est sa caractéristique la plus importante, puisque c’est cette

propriété qui est responsable de sa dureté, de sa forme, de son clivage et autres propriétés. Les trois

structures cristallines majeures pour les diamants industriels sont :

Ø Le cube (6 faces carrées, chaque face croise un axe cristallographique et est parallèle aux

deux autres).

Ø L’octaèdre (8 faces triangulaires équilatérales).

Ø Le dodécaèdre (12 faces en forme de losange), appelé aussi « rhombic dodecahedron ».

III.2.1.2-Diamants synthétiques

En 1971, General Electric a réussi à faire la synthèse du diamant en laboratoire à partir d’un

mélange de graphite, de nickel et de cobalt soumis à des conditions de pression et de température

très élevées (100 000 bar et 1500 °C). Cette découverte a permis à l’industrie des diamants de faire

un énorme pas en avant.

Il a fallu cependant attendre la fin des années 70 et l’avènement des matériaux polycristallins

artificiels (les diamants obtenus par synthèse sont monocristallins et minuscules ; pour cette raison,

dans un deuxième temps, ils sont agglomérés pour former un ensemble polycristallin) pour aboutir à

une véritable révolution dans le domaine des forages pétroliers.

Actuellement, deux produits polycristallins sont utilisés :

§ Les PDC (polycristalline Diamond Compact) :

Diamant synthétique basse température.

Le PDC dont le plus connu est le Stratapax de General Electric, se présente en général sous la

forme d’une fine lamelle de diamant synthétique (épaisseur : 0,5 mm) avec des impuretés de cobalt,

placée sur un substrat de carbure de tungstène.

La couche de diamant est constituée de petits cristaux qui se sont développés dans des directions

aléatoires (structure comparable à celle du carbonado). Le cobalt, utilisé pour catalyser la synthèse,

sert également de liant entre les cristaux. Cette structure polycristalline confère au diamant

synthétique une résistance à la compression (pas de plans de clivage) et à l’usure plus élevée que

celle du diamant naturel de qualité standard.

La couche de diamant s’use par micro-écaillage et par graphitisation, causés par les températures

très élevées qui se développent au contact avec la formation forée, ce qui entraîne un auto-affûtage

du PDC qui maintient l’efficacité de l’arête de coupe. Les performances du taillant seront donc peu



ou pas diminuées au cours de la vie de l’outil, tant que la surface de contact avec la formation située

derrière le PDC reste dans des proportions raisonnables et que la roche n’est pas trop dure.

Cependant, les coefficients de dilatation thermique du liant et du diamant sont très différents

(coefficient du liant beaucoup plus élevé). A partir de 400 °C, la dilatation différentielle des

différents constituants commence à produire des ruptures de liaisons entre cristaux et le PDC perd

progressivement sa résistance, la structure n’est plus stable aux environs de 750 °C. Il est donc

essentiel de maintenir le PDC à une température la plus faible possible.

Les premiers compacts à être synthétisés avaient un diamètre de 8 mm, actuellement on sait

fabriquer des compacts de 2 pouces et plus. Les diamètres les plus couramment utilisés sont 13 mm,

19 mm et 24 mm. Les compacts peuvent être brasés sur le corps de l’outil ou peuvent être fixés sur

des supports (crampons) cylindriques de carbure de tungstène emmanches en force a froid dans le

corps de l’outil.

§ Les TSP (Thermally Stable polycristalline):

Diamante synthétique haute température appelé aussi TSP (thermally stable diamond).

Pour pallier à l’instabilité thermique des PDC, et pour trouver une solution à une raréfaction

préoccupante en Carbonado, General Electric a mis au point un diamant synthétique ou le

catalyseur est éliminé par acidification. Le produit obtenu est stable jusqu’à des températures de

l’ordre de 1200 °C. Cependant l’élimination du cobalt fait qu’il n’est pas possible de fixer le

diamant obtenu sur un support quelconque. Le TSP devra donc être maintenu en place

mécaniquement comme le diamant naturel.

Il existe un autre procédé de fabrication ou le cobalt et le nickel sont remplacés par du silicium.

Le produit obtenu est encore plus stable du point de vue thermique, mais comme dans le cas

précédant, il ne peut pas être fixé sur un support.

Les TSP n’atteignent pas la résistance aux chocs ni la résistance à l’abrasion des carbonado car

ils sont beaucoup plus poreux et contiennent toujours des traces de liants et catalyseurs qui

induisent des graphitisations à températures élevées (roches dures et applications turbine).

Les TSP sont disponibles sous plusieurs formes :

Ø Triangulaire dont les tailles standard sont de 3 à 1 pierres par carat. Il est utilisé pour

forer des formations moyennement dures à dures mais non abrasives (Argilites,

dolomies et calcaires) dans lesquelles la forme pointue permet de pénétrer mieux.

Ø Disque dont la taille est de l’ordre d’une pierre par carat. Il est utilisé pour forer le

même type de formation mais est plus performant dans les situations où une plus

grande résistance à l’usure et au choc est demandée. Cette forme permet d’avoir une



vitesse d’avancement et une durée de vie plus élevées dans des formations dures et

abrasives ou fracturées.

Les TSP peuvent être regroupés pour former des structures en mosaïque de la dimension des

PDC. Cette structure a permis d’augmenter la vitesse d’avancement et d’allonger la durée de vie de

l’outil dans des formations tendres, abrasives et dans les intercalations d’argiles et de roche plus

dures, la où les PDC n’étaient pas rentables ; de telles structures sont actuellement concurrencées

par l’apparition de PDC à table diamantées très épaisses.

Le TSP présente de nombreux avantages sur les autres types de diamant :

Ø Il résiste mieux à la température que le PDC.

Ø Sa petite taille comparée aux PDC permet une meilleure répartition des diamants sur

la face d’attaque et autorise des designs à concentration diamantée plus forte.

Ø Grâce à sa structure poly cristalline, il résiste mieux au choc que le diamant naturel (à

l’exception du carbonado qui est également polycristallin).

Ø Son usure irrégulière produit des faces tranchantes alors que le diamant naturel

s’émousse. De ce fait, les performances des TSP diminuent peu au cours de la vie de

l’outil.

En définitive, le TSP permet de combler le vide qui existe entre les applications type PDC et

diamant naturel.

§ Mode de travail des outils PDC :

- Actions de coupe :

Nous avons vu dans le chapitre concernant les outils à molettes que ceux-ci forent en écrasant

et en éclatant la roche avec du poids élevé sur l’outil. La charge de compression verticale provoque

l’éclatement de la roche approximativement sur un plan à 40° de l’horizontal.

En revanche les outils PDC forent en coupant la formation par cisaillement, pareillement à

l’action de coupe d’un outil de tour.

Les outils diamant naturels, bien que classés comme outils de coupe le PDC, forent avec une

action de meulage et ne cisaillent pas la formation.

L’action de coupe des outils joue un rôle clé dans l’énergie nécessaire pour forer une formation

donnée. Cette caractéristique est généralement présentée en terme ‘d’énergie spécifique’ qui est

définie comme l’énergie exigée pour couper un volume unitaire de formation. Un outil qui brise la

roche directement par cisaillement plutôt que d’utiliser la charge compressive, dépense une énergie

spécifique inférieure. Ce qui donne au PDC l’action de coupe la plus efficace. En règle générale la

résistance au cisaillement est approximativement la moitié de la résistance compressive.

- Auto-affûtage du cutter PDC :



Pour garder l’efficacité de l’énergie du mécanisme de cisaillement à un niveau élevé, il est

essentiel que les bords des éléments de coupe du PDC restent tranchants. Comme la dent s’use et

développe un méplat, l’énergie spécifique du système de coupe augmente autant que le poids qui est

exigé pour maintenir une profondeur constante de coupe.

Les taillants PDC maintiennent un bord tranchant pendant qu’ils s’usent parce que le carbure du

tungstène qui est directement derrière la couche de diamant s’use plus rapidement que le diamant du

polycrystalline, du à sa résistance à l’abrasion plus faible. Cela a pour résultat la formation d’une

lèvre de diamant qui reste tranchant durant la vie du PDC.

Contrairement à cela, les diamants sur un outil diamant naturel s’émoussent avec l’usage, prenant

une apparence lisse et polie. De même, les dents sur un outil à molette produisent une usure

similaire. Cela résulte en un mécanisme de coupe qui devient moins efficace lorsque l’outil fore.

Par conséquent, les outils à molette et outil diamant tendent à forer à une vitesse d’avancement

inférieure lorsqu’ils s’usent, tandis que les outils PDC maintiennent une vitesse d’avancement plus

élevée dans l’intervalle totale foré.

Fig.III.2 : Mode de travail des outils PDC

III.2.1.3-Les outils diamant naturel :

· Fabrication :

Il n’y a pas de « série » et la fabrication est « artisanale » (Fig. V.4).

Principe de fabrication :

Ø On procède d’abord à la fabrication au tour du moule en graphite.

Ø A l’intérieur de ce moule), on trace la position de chaque diamant et des lignes d’eau

(canaux d’irrigation).

Ø Chaque emplacement de diamant est creusé à l’aide d’une petite fraise.

Ø Les canaux d’irrigation appelés aussi lignes d’eau sont représentés en relief dans le moule

par des pierres en graphite ou en sable.

On procède ensuite à la mise en place des diamants, un par un, dans chaque logement, où

ils sont maintenus en place par une légère couche de colle.



Ø Après mise en place d’une monture en acier (steel blank), le moule est rempli de carbure de

tungstène (dont le point de fusion est de 3600 °C) auquel on ajoute un « liant » à base de

cuivre et de nickel dont la composition reste le secret de chaque fabricant.

Ø Le point de fusion du liant se situe entre 400 °C et 1400 °C selon sa composition et varie

selon la dureté de la matrice que l’on veut obtenir.

Ø Après mise en place de la monture en acier et compression de la poudre de carbure de

tungstène, l’ensemble est placé dans un four à induction. Sous l’action de la chaleur le liant

devenu liquide pénètre parfaitement entre les grains de carbure et autour des diamants. Puis

en se refroidissant, l’ensemble se solidifie.

Ø On ajoute un raccord fileté API en acier au carbone (API) sur la monture en acier qui elle est

en acier doux (pour éviter la trempe et la carburation dans le moule en graphite lors du

passage au four) le raccordement se fait par filetage et soudure.

- Un autre type de fabrication existe également : les diamants imprégnés

Pour l’imprégnation, on utilise des diamants de très petite taille (150 pierres par carat, ce

qui correspond à un diamètre de l’ordre de 0.8 mm).

- L’imprégnation se fait :

Ø Soit dans la masse de la matrice sur une épaisseur de l’ordre du cm. Au fond du moule, on

place un mélange de diamants et de poudre servant à la fabrication de la matrice et

l’ensemble est passé au four.

Ø Soit l’on fabrique des segments de carbure de tungstène imprégnés de diamants. Ces

segments sont soit brasés, soit emmanches en force dans le corps de l’outil.

Ces outils sont utilisés pour forer des formations très dures et abrasives ou pour augmenter la

durée de vie de l’outil en tant qu’élément de renfort derrière les PDC (outils hybrides). Au fur et à

mesure de l’usure de la matrice, les diamants exposés se déchaussent et de nouveaux taillants

apparaissent.

Fig.III.3 : outils diamant naturel



Fig.III.4 : Description D’un Outil diamant naturel

· Différents types :

Comme pour les outils à molettes il existe de nombreux types d’outils. Il faut se rappeler qu’un

outil est défini par :

ü Le nombre de « carats » que contient l’outil,

ü Le nombre de « pierres au carat » qui définit la taille des pierres.

Ø Grosses pierres : 1 à 4 au carat.

Ø Petites pierres : plus de 6 au carat.

ü La disposition et l’exposition des pierres.

Il est évident que les outils pour :



ü Terrains tendres auront :

Ø Des grosses pierres

Ø Une exposition plus grande (jusqu’à 45% de la pierre).

ü Terrains dures

Ø Petites pierres

Ø Très faible exposition

III.3- Amélioration de la stabilité de l’outil :

Les vibrations de fond peuvent être extrêmement nuisibles à la performance de l’outil, en

particulier dans les formations plus dures. Les vibrations peuvent causer des chocs importants sur

les taillants PDC qui souvent induisent un ébrèchement, un morcellement et une réduction de la

durée de vie du taillant. L’usure accélérée même seulement de quelques taillant dans les régions

critiques d’un outil peut réduire grandement la durée de vie de l’ensemble des taillants.

Deux types distincts de vibration peuvent être considérés :

ü Vibration latérale.

ü Vibration axiale.

§ Vibration latérale :

Plus connu sous le nom « bit whirl », la vibration latérale est le mouvement périodique oblique

de l’outil dans un plan X-Y. Le « bit whirl » est un phénomène spécifique qui se produit quand les

forces dynamiques de fond déplacent le centre instantané de rotation de l’outil de son centre

géométrique. Quand un outil PDC se met à vibrer latéralement, il coupe un modèle de fond de trou

caractérisé par une empreinte multi-lobes à l’inverse des cercles concentriques engendrés par un

outil travaillant dans les bonnes conditions de forage.

Fig.III.5 : Empreinte laissée lors de Fig.III.6 : Empreinte laissée par un PDC

Vibration latérale travaillant correctement



Quand un taillant PDC accroche individuellement la formation, le centre de rotation instantané

de l’outil est déplacé au point de contact taillant/formation qui à son tour crée un mouvement

tourbillonnant qui transmet l’impact des taillants PDC sur le cote opposé du centre de rotation. Les

dommages induits du tourbillonnement de l’arrière les taillants.

Dans la technologie des outils hybrides, les taillant PDC sont protégés par les éléments de

diamants imprégnés situés derrière eux. Un outil hybride fore mieux qu’un PDC conventionnel

parce que les « imprégnés » agissent pour stabiliser l’outil au fond du trou et atténuer sa tendance à

vibrer latéralement. De plus, parce que chaque imprégné est situé en arrière et séparément du

principal taillant PDC, l’imprégné est positionné de manière à accepter le choc de chaque impact

arrière laissant le taillant PDC intact.

La capacité d’un outil PDC hybride à contrôler les vibrations latérales a été démontré sur les

champs d’application par la comparaison des performances réalisées, ainsi que par les essais

réalisés en laboratoire.

§ Contrôle du torque :

Pour minimiser les effets du torque sur la résistance à l’usure de l’outil, les fabricants des

outils PDC hybrides s’arrangent pour placer chaque imprégné à une distance précise de la pointe du

taillant PDC qu’il protège. Cet emplacement produit un plus grand degré du contrôle du torque que

sur un outil PDC conventionnel.

Au dessus d’un niveau de vitesse de pénétration, les imprégnés servent de contrôleur de

pénétration. En effet, pour une formation donnée, le torque est principalement fonction du poids sur

l’outil et de la profondeur de coupe. En limitant la pénétration, les imprégnés situés à l’arrière du

taillant PDC servent ainsi à éliminer les pics de torques élevés souvent rencontrés dans les

formations dures et non-homogènes.

Le contrôle du torque est particulièrement important dans les applications de forage directionnel

avec moteur PDM (positive displacement motor). Si le torque généré par l’outil PDC excède le

torque maximum fixé pour le PDM, le moteur calera, ce qui à son tour accroît le torque réactif dans

la BHA lequel peut entraîner la perte de l’angle du « tool face » et causer du retard dans le forage.

Une alternative pour résoudre les problèmes de torque élevé est d’utiliser un outil PDC moins

agressif qui produit un changement donné de poids sur l’outil, cependant cet approche permet

d’obtenir un torque maximum plus bas mais en sacrifiant la vitesse d’avancement. Les outils PDC

hybrides permettent de résoudre ce problème en maintenant l’efficacité des paramètres

opérationnels en réduisant les pics de torque.

§ Amélioration de la protection du diamètre :



Les imprégnés produisent un moyen de protection supplémentaire des surfaces critiques du

diamètre de l’outil. Les applications de forage directionnel au moteur « steer able » peuvent

transmettre des charges latérales considérables sur un outil et exposer les « gauge cutters » à des

dégâts par impact. Les imprégnés produisent une mesure supplémentaire de protection en

maintenant une capacité effective de coupe aux sections du diamètre.

III.4- L’usure des outils

La détermination de l’usure des outils est une opération difficile, elle peut varier d’une

personne à l’autre. Cependant, une détermination précise et objective est très importante car elle

servira à :

Ø Sélectionner l’outil le mieux adapté au type de formation à forer.

Ø Optimiser les conditions de forage (paramètres de forage, garniture, reprise du fond, temps

de rotation, etc.).

Ø Obtenir le prix de revient du mètre foré le plus faible.

Ø Améliorer la conception des outils.

§ La détermination de l’usure se fait en considérant :

Les structures de coupe.

Ø Les roulements.

Ø Le diamètre de l’outil.

Ø Elle sera grandement facilitée en comparant l’outil à évaluer avec u outil neuf.

L’ancienne façon de rendre compte de l’usure de l’outil ne considérait que l’usure globale des

élément de coupe, l’état des roulements et le diamètre de l’outil. La façon actuellement utilisée

introduite en 1987 est plus complète. Elle s’applique aussi bien aux outils à molettes (dents et

picots) qu’aux outils diamants (naturels, PDC, TSP).

8 colonnes d’information sont utilisées pour rapporter l’usure de l’outil. Les 4 premières

colonnes concernent les structures de coupe.

Tableau. III.1. Les 8 colonnes d’information qui utilisées pour rapporter l’usure de l’outil

Structure de coupe B G Remarques

Rangées intérieures

Rangées extérieures

Caractéristique de l’usure

localisation Roulements /étanchéités

Calibrage en 1/16

in

Autres caractéristiques

Raison de la

remontée

Chiffre de 0 à 8

Chiffre de 0 à 8 Voir tab III.2

Voir tab

III.3

Chiffre ou lettre

Lettre ou

chiffre Voir tab III.2

Voir tab III.4

§ La première colonne :



Indique par un chiffre de 0 à 8 l’usure des éléments de coupe des rangées intérieures (soit les 2/3

intérieures des éléments de coupe).

Pour les outils à dents en acier, 0 indique qu‘il n’y a pas de perte de hauteur des dents et 8

indique qu’il y a une perte totale de hauteur (Fig. V.6)

Fig. III.7 : Codification de l’usure des dentes

Pour les outils à picots, la perte, la rupture et l’usure des picots sont prises en compte. 0 indique

qu’il n’y a pas de perte des éléments de coupe et 8 indique une perte totale.

Pour les outils diamant, le chiffre indique la perte de hauteur du taillant (0 = le taillant n’a pas

perdu de hauteur, 8 = perte totale de la hauteur disponible de taille).

Les éléments de coupe ne s’usent pas nécessairement de façon uniforme, l’usure devra être la

moyenne des valeurs mesurées sur plusieurs éléments.

§ La deuxième colonne (rangées extérieures) :

Indique, également par un chiffre de 0 à 8, l’usure des éléments de coupe de rangées extérieures

(soit les 1/3 extérieures des éléments de coupe).

§ La troisième colonne (caractéristique de l’usure) :

Utilise un code à 2 lettres pour indiquer la caractéristique principale de l’usure des structures de

coupe.

Tableau.III.2.Caractéristique de l’usure des structures de coupe

code explication

BC

BT

BU

CC*

CD*

CI

CR

Rupture de cône

Rupture de dents/élément de coupe

Outil bloqué (bourrage)

cône fissuré

cône bloqué

Interférence entre cônes

Outil torée



§ La quatrième chiffre (localisation) : utilise une lettre ou un chiffre (tableauIII.3.) pour

indiquer l’emplacement de l’usure reportée dans la 3e colonne.

Tableau.III.3 : Localisation de l’usure des structures de coupe

Outils à éléments de coup fixes

outils tricônes

C : cone

N : face

T : flanc

S : épaulement

G : diamètre

A : tout la surface /rangées

M : ragées intermédiaires

N : rangées du nez cône n° 1

M : rangée intermédiaire 2

H : rangées arrières 3

A : toutes les rangées

CT

ER

FC

HC

JD

LC*

LN

LT

OC

PB

PN

RG

RO

SD

SS

TR

WO

WT

NO

Dents/éléments de coupe écaillés

Erosion

Dents aplaties

Echauffement

Endommagement par de la ferraille

Perte de cône

Perte de Duse

Perte de dents/éléments de coupe

Usure excentrique

Outil pincé

Duse bouchée

Usure périphérique

Joint d’étanchéité endommagé

Endommagement du bras

Usure avec auto - affûtage

Usure entre les dents

Outil sifflé

Dents usées (SS/FC)

Sans usure

N

C

T

S

G



§ La cinquième colonne (roulements, étanchéité) :

Utilise une lettre ou un chiffre (suivant le type de roulement) pour indiquer l’état des

roulements.

Pour les roulements non étanches, une échelle de 0 à 8 permet de reporter le pourcentage de

durée de vie utilisé : 0 indique que le % de durée de vie utilisé est 0 (roulements neufs), 8

indique que le % de durée de vie utilisé est 100 (cône bloqué ou perdu). Cette estimation est

difficile car subjective.

Pour les roulements étanches, une lettre est utilisée pour indiquer l’état de l’étanchéité :

· E : indique que l’étanchéité est en état.

· F : indique que l’étanchéité est hors d’état.

· N : est utilisé quand il n’est pas possible de déterminer l’état de l’étanchéité.

· X : est utilisé pour les outils sans roulements (diamant, PDC, etc.).

§ La sixième colonne (calibrage en 1/16 de pouce) :

Indique la perte de diamètre :

· I : indique qu’il n’y a pas de perte de diamètre.

Si l’outil a perdu en diamètre, la valeur est indique en 1/16 de pouce. Il y a deux façons de

déterminer cette perte de diamètre :

Ø La règle de la 2/3. la perte de diamètre est obtenue en multipliant par 2/3 la distance mesurée

entre le calibre et le 3e cône, le calibre étant en contact avec les points les plus extérieures

des deux cônes.

Ø L’autre façon (moins précise) consiste à mesurer la distance entre le bord d’un cône tout en

maintenant le calibre à égale distance entre les 3 cônes et à multiplier la valeur obtenue par

2.

Pour les outils tricônes, il préférable d’utiliser la règle des 2/3.

La détermination précise de la perte de diamètre est importante : elle permet de savoir s’il sera

nécessaire de reforer avec l’outil suivant pour atteindre le fond. Ce facteur doit être pris en compte

pour la sélection de l’outil à descendre.

§ La septième colonne (autres caractéristiques) :

Est utilisée pour reporter toutes usures supplémentaires, en complément de celle reportée dans

la colonne 3. Cette colonne ne se limite pas uniquement aux structures de coupe. Elle utilise les

mêmes codes due la colonne 3.

§ La huitième colonne (raison de la remontée) :



Indique la cause da la remontée de l’outil. Le tableau suivant donne les différents codes

possibles (Tableau. V.4.).

.

Tableau.III.4. Code utilisé pour la raison de remontée de l’outil

L’IADC fournit deux petits guides avec des photos des caractéristiques d’usure et des

exemples de détermination.

code explication

BHA

DMF

DSF

DST

DTF

LOG

RIG

CM

CP

DP

FM

HP

HR

PP

PR

TD

TQ

TW

WC

WO

Changement BHA

Panne moteur de fond

Problème de garniture

Drill stem test

Problème outil de fond

Diagraphies électriques

Réparation appareil de forage

Reconditionnement de la boue

Début de carottage

Forage d’un bouchon

Changement de formation

Problème de forage

Nombre d’heurs

Pression à la pompe

Vitesse d’avancement

Profondeur finale /pose d’un tubage

Couple

Dévissage garniture

Problème météorologique

Sifflage garniture



Fig. V.8. BC : Rupture de cône Fig. V.9. BT : Rupture de dents/élément De coupe

Fig. V.10.BU : Outil bloqué (bourrage) Fig. V.11. CC : cône fissuré



Fig. V.12. FC : Dents aplaties Fig. V.13. LC : Perte de cône

Fig. V.14. SS : Usure avec auto - affûtage Fig. V.15. WT : Dents usées

Chapitre IV LES PARAMETRES DE FORAGES


IV -Les paramètres de forage

On appelle paramètres de forage les différents facteurs qui conditionnent la vitesse

d'avancement d'un outil de forage.

Ils peuvent être classés en deux catégories :

Ø Les paramètres mécaniques

Ø Les paramètres hydrauliques

IV.1-Les paramètres mécaniques :

Les terrains traversés présentent une grande variété de dureté. Les avancements peuvent

varier de 80 mètres/heure à quelques dizaines de centimètres par heure. Il est évident que pour

forer des roches de différentes duretés on utilise des outils bien spécifiques selon la nature

géologique.

IV .1.1-Poids sur l'outil :

A une vitesse de rotation constante, l’augmentation du poids sur l'outil contribue une

augmentation de la vitesse d'avancement, à peu prés en proportion directe si le débit de Circulation

est suffisant.

Le poids sur l’outil(WOB) c’est un paramètre calculer selon un principe physique, prenons on

considération le poids de la garniture libre(WOHL) et le poids de la garniture durant le

forage(WOHF).

WOB= WOHL - WOHF

La charge de touts la garniture est supportée par le corps du cône qui s’applique contre la

formation et il en résulte une diminution de la vie de l’outil. Cette charge est d’autant plus

importante dans les terrains de plus en plus durs.

le range maximale et minimale du poids sur l’outil (WOB) est limité par le constricteur.



(WOHL) (WOHf)

Fig. IV.1 :¨poids sur l’outil

IV .1.2-Vitesse de rotation :

La vitesse de rotation (RPM) c’est un paramètre physique qui indique le nombre de tour de la

table dans le rig-floor par minute, identifié a l’aide d’un capteur

Fig. IV.2 : Capteur de fréquence SPM RPM.

80 T

80 T

20 T

Point neutre

Poids sur l’outil

100 T

100 T

100 T100 T

100 T

100 T



La vitesse de rotation croît en fonction de la dureté de la formation et le paramètre torque.

Et peut être limitée également par Les vibration qui affect la garniture de forage (phénomène de

résonance qui peut être la cause de fatigues et de ruptures)

Fig. IV.3 : placement de capteur a la table de rotation

IV .1.3-torque :

C’est un paramètre physique enregistré au cour du forage par un capteur, a vrai dire le torque

et la force opposite de la rotation touts dépend aussi de la nature géologique des roche traversés

comme le poids, le couple en surface n'est pas transmis intégralement sur 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).

Le torque indique :

Ø l'état de l'outil et surtout de ses roulements

Ø les changements de lithologie

Ø molette coincée

Ø éboulement sur l'outil

Ø transmission du couple lors d'un back-off

Ø tentative de décoincement



Fig. IV.4 : Capteur de fréquence torque

IV .2-Paramètres hydrauliques :

IV.2.1-Débit FLOW IN :

c’est un volume de boue diverse par les pompes de forage a travers le stand pipe et le drill string

à l’intérieur du trou de forage.

La quantification du débit est baser sur le débit unitaire de des pompes(POP)

Calcul du débit unitaire:

Volume d’un cylindre de diamètre D (chemise) et de hauteur H (course)

POP= ¶ x D2 / 4 x H

Débit unitaire = 3 x V (3 pistons)

Et le nombre de coup par minute contribue par les pompes(SPM), le SPM il est enregistré a l’aide

d’un capteur de fréquence similaire a celle de la rotation

L’unité de débit est le L/mn

Les pompes de forage sont caractérisées par:

Ø Le nombre de pistons (02 duplex, 03 triplex)

Ø Le diamètre de la chemise (piston)

Ø La Course (10 ‘’ ou 12’’)

Ø Le débit unitaire et son efficacité



Fig. IV.5 : placement de capteur dans les pompes

Tableau. IV.1. Débit unitaire / Chemisage des pompes

Diamétre des pistons

Débit unitaire

Litre/ coup Efficacité % Débit réel

6’’ 1/2 19.57 97 18.98

6’’ 16.68 97 16.17

5’’ 1/2 14.01 97 13.59



IV.2.1.1-Procédure pour le comptage de l’efficacité des pompes

- On pompe à partir d’un bac actif environ 250 (à 300) coups de pompes et

Le retour dans un autre bac

On mesure la variation de volume en centimètre dans le bac actif

duquel on a pompé

Connaissant le volume unitaire de la pompe (exemple 19.57 l/ coup)

et le volume linéaire du bac actif

Alors

250 x 19.57 ---------à 100 %

X = Var Vol actif x 100 / 250 x 19.57 (%)

Var Vol actif -------à X

IV.2.1.2-Notion de pertes de charge :

§ Définition :

C’est la résistance à l’écoulement des fluides Les pertes de charge dépendent:

Ø de l’écoulement

Ø du circuit

Ø du fluide

Elles sont essentiellement dues aux frottements fluides avec fluide et fluide avec parois, il faut

noter aussi qu’En l’absence d’écoulement les pertes de charge sont nulles.

§ Les pertes de charge dépendent:

Ø du débit

Ø de la longueur du circuit

Ø du diamètre du circuit

Ø de la densité et la rhéologie du fluide

§ Elles sont données par la formule approchée:

Pc = K x (d x L x Q2) / D5

- K : Constante

- d : densité du fluide

- L : longueur du circuit

- Q : débit dans le circuit

- D : diamètre du circuit



IV.2.1.3-Choix des duses et débit de forage pour l’outil :

Les duses de l’outil doivent être choisies dans une simulation hydraulique de façon à transmettre

le maximum de puissance pour l’outil. L’idéal est d’avoir le HHP ~ 65 %.Selon la disponibilité des

duses sur chantier, choisir le maximum de HHP pour l’outil

IV.2.2 -Notion de pression

IV.2.2 .1 -Pression hydrostatique :

Ph = h x d / 10.2 (bar)

- h est la hauteur de fluide (m)

- d est la densité (kg/l)

IV.2.2.2-Pression exercée sur le fond d’un puits :

P fond = Ph + Pc annulaire

Ou :

- Ph est la pression hydrostatique

- Pc annulaire = pertes de charge annulaire

IV.2.2.3-A l’état statique: (pas de circulation)

Pfond = Ph (pc annulaires = 0)

- En circulation:

Pfond = Ph + Pc annulaires > Ph

Pc annulaires #

IV.2.2.4-Pression de pore et de fracturation (Ppore) / (Pfrac) :

§ Chaque formation est caractérisée par:

1/ La pression de pore

2/ la pression de fracturation

La pression de pore d’une formation est la pression de l’effluent qu’elle contient, La pression de

fracturation est déterminée par un leak off test, c’est la pression à exercer sur la formation jusqu’à

initier l’injection du fluide dans la formation cette pression est la pression admissible qu’on ne doit pas

atteindre

§ Densité équivalente:

C’est la densité correspondant à la pression exercée sur le fond du puits

En statique (pas de circulation): d eq = d (densité de la boue)

En dynamique (avec circulation) d eq = ECD ( densité équivalente en circulation)



§ Densité requise:

C’est la densité nécessaire pour équilibrer la pression de pore de la formation

§ Surge & Swab

En manœuvre:

A/ Remontée

Pfond = Ph – Depression

B/ Descente

Pfond = Ph + Surpression

IV.2.2 .5-La dépression et la surpression dépendent:

Ø la profondeur

Ø la taille de l’espace annulaire BHA / trou

Ø la rhéologie de la boue

Ø la vitesse de remontée ou descente

La boue doit être alourdie afin d’avoir une marge de sécurité h = Ppore + S (ou S est la marge

de sécurité)

La pression de la boue est mesurée à l'aide de capteurs sur le manifold de plancher pour

obtenir la valeur d'entrée (Stand Pipe Pressure) et sur choke manifold p) pour obtenir la valeur de

sortie (CASINGPRESSURE).

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.

Les jauges utilisées transforment la pression en signal électrique.

Les capteurs de pression nous permettent de savoir :

Ø perte ou bouchage d'une Duse

Ø sifflage ou rupture

Ø surveillance de déplacement des bouchons de densité différente

Ø manœuvre hydraulique d'équipements de fond

Ø contrôle de kick

Ø déroulement des opérations lorsque le puits est mis sous pression (étanchéité d'un packer)



Fig. IV.6 : choke manifold

Chapitre V Etudes des paramétré de forage


V-Etudes des paramétré de forage :

La variation des paramètres de forage en fonction de ROP va nous aidée à optimiser les

meilleurs paramètres de forage pour forer les cambro-ordovicien.

Selon les résultats obtenus durant le forage des quatre puits d’études on a constaté que :

V.1-Pour DMS1 :

V.1.1-FLOW

Fig. V.1- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(DMS1)

-D’après la courbe de variation de ROP en fonction du Flow on a remarqué deux stades :

ü pour un débit faible ROP est nulle : vu qu’ya pas un forage sans circulation

ü a un débit bien déterminer on commence a enregistré les variations de ROP, mais se

qui important de noter, ya pas vraiment une relation ou bien corrélation entre ces deux

paramètres, alors on va conclure que ROP elle ne dépend pas du FLOW.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0 200 400 600 800 1000

RO

P m

/h

FLOW lpm



V.1.2. RPM

Fig. V.2- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM(DMS1)

-L’évolution des ROP en fonction du RPM peut-être subdivisé ont deux stades :

ü À partir de 50rpm on commence à enregistrer un avancement, avec une corrélation presque

positive jusqu’à un rpm 80

ü Une augmentation du rpm amène a un abaissement de rop, se qui explique une difficulté de

traversée cet intervalle.

V.1.3-WOB

Fig. V.3- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB (DMS1)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0 50 100 150 200

RO

P m

/h

RPM tr/min

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0 1 2 3 4 5 6

RO

P m

/h

WOB T



- L’allure de la courbe de l’évolution des ROP en fonction du WOB montre une légère

corrélation négative, ou on a constaté sur tout les points enregistré que rop tend a s’abaisser une fois

on augmente le WOB.

Fig. V.4- Drilling log (DMS1)



V.2-Pour DMS2 :

V.2.1-FLOW

Fig. V.5- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(DMS2)

-L’évolution de ROP en fonction du FLOW, montre une légère corrélation positive, où on a

constaté qu’une augmentation du flow explique le débit de forage. Alor on peut conclure que le

FLOW à jouer un rôle très important sur le régime d’avancement.

V.2.2-RPM

Fig. V.6- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM (DMS2)

-0,5

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 200 400 600 800 1000

FLOW lpm

RO

Pm

/h

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 500 1000 1500 2000

RO

Pm

/h

RPM tr/min



-L’évolution de ROP vis-à-vis RPM marqué par deux stades d’evolution

ü des valeurs ROP important a des teneurs moyenne d’RPM ( 50-90 T/m)

ü le teneur maximale du rpm due a l’ajout d’une turbine a la BHA, mai se qui est

important a noter que ROP a marqué des valeurs minime.

V.2.3-WOB

Fig. V.7- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB(DMS2)

-Comme dans le dms1 la variation du ROP en fonction du WOB caractériser par 2 stades d’évolution :

ü Stade de la corrélation positive : ou on a constaté que ROP augmente légèrement une fois

ont augment le poids sur l’outille sur un intervalle de (2-7 T).

ü Stade de la corrélation négative ; haut de la valeur 7t on remarque une diminution de ROP.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 2 4 6 8 10 12

RO

Pm

/h

WOB T



Fig. V.8- Drilling log (DMS2)

V.3-Pour thn1 :

V.3.1-FLOW

Fig. V.9- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(THN1)

-D’après la courbe d’évolution de ROP en fonction du flow dans le puis THN-1 on a pas

constaté un corrélation claire entre les deux paramètres, se qui nous a menés a conclure que

l’avancement ne dépend pas au FLOW.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0 500 1000 1500

RO

P m

/h

FLOW lpm



V.3.2-RPM

Fig. V.10- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM(THN1)

-L’évolution de ROP face au RPM montré par deux stades d’évolution

ü des valeurs ROP important a des teneurs moyenne d’RPM (50-90 T/m)

ü le teneur maximale du rpm due a l’ajout d’une turbine à la BHA, implique

l’augmentation de ROP

V.3.3-WOB

Fig. V.11- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB (THN1)

- D’après les valeurs du WOB enregistré dans le puis THN-1 on a remarqué que poids maximale et de l’ordre de 7T se qui a donné une corrélation presque positive entre les deux paramètres.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0 500 1000 1500 2000

RO

P m

/h

RPM Tr/m

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0 1 2 3 4 5 6 7

RO

P m

/h

WOB T



Fig. V. 12- Drilling log (THN1)

V.4-Pour thn2 :

V.4.1-FLOW

Fig. V.13- La courbe de variation de ROP en fonction du FLOW(THN2)

-D’après la courbe d’évolution de ROP en fonction du flow dans le puis THN-2 on peut dire que il y a pas vraiment une corrélation entre les deux paramètres, se qui nous a menés a synthétisé que l’avancement elle est indépendant du FLOW.

V.4.2-RPM

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

0 500 1000 1500

RO

P m

/h

FLOW lpm



Fig. V.14- La courbe de variation de ROP en fonction du RPM(THN2)

-L’évolution des ROP en fonction du RPM peut-être subdivisé ont deux stades :

ü À partir de 50rpm on commence à enregistrer un avancement, avec une corrélation presque

positive jusqu’à un rpm 80.

ü Une augmentation du rpm conditionne un abaissement de rop.

V.4.3-WOB

Fig. V.15- La courbe de variation de ROP en fonction du WOB(THN2)

-La courbe de l’évolution de ROP en fonction du WOB caractérisé par une corrélation

négative ou on a constaté que une augmentation du WOB cause une diminution remarquable

dans l’avancement.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

0 50 100 150

RO

Pm

/h

RPM tr/min

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

0 2 4 6 8 10

RO

P m

/h

WOB T



Fig. V.16. Drilling log (THN2)

Recommandations


Recommandations

Pour foré cet intervalle dans les meilleurs délais avec un avancement rapide, on a proposé

les recommandations suivantes :

ü Type d’outille : imprégné

ü WOB: entre (2 et 4) T

ü FLOW: supérieur a 1000 lpm

ü RPM : entre (50- 90) tr/min

Conclusion


CONCLUSION :

L’enregistrement des paramètres de forage au cours de leur réalisation nous a

permettez d’avoir une aidée sur le comportement des outilles dans les formations du cambro-

ordovicien

Notre étude est basé essentiellement sur ces paramètre, où on a essayé de comparer

l’évolution de ROP en fonction d’autre paramètre comme WOB FLOW RPM a fin d’estimer

les meilleures conditions pour aboutir a un ROP de plus en plus rapide.

Pour l’optimisation on a choisi 4 puits (THN1/2 ET DMS 1/2) avec les paramètres

enregistré dans l’intervalle du cambro-ordovicien, ou on a constaté que ROP a presque des

teneuses minime vue la nature géologique de cet intervalle qui est composé essentiellement

par des Grès compact dur, quartzitique.

L’étude corrélative des ROP en fonction du WOB, FLOW RPM À révéler les résultats

suivants ;

· Corrélation négative entre ROP et WOB ou on a remarqué dans les quatre

puits que ROP diminue avec l’augmentation du WOB

· Variation du ROP ne dépend pas à la variation du FLOW

· Pour un RPM qui varie entre (50_90) t/min on constate une corrélation positive

avec ROP

· Pour un RPM supérieur à 90 la corrélation négative et aussi claire ou ROP

diminue avec l’augmentation du RPM.

· L’utilisation de la turbine n’a aucun effet sur ROP.

· Le meilleur outille pour forer cet intervalle est l’outille imprégné

Bibliographie


BIBLIOGRAPHIE

[01] « les outils de forage » F. grondin, sonatrach - division forage département

formation -, édition janvier 2004.

[02] «formation jdf module M1» Sonatrach (division forage) réalisé par : A.

slimani-M. daddou édition mars 2004.

[03] «formation jdf module M2» Sonatrach (division forage) réalisé par : A.slimani

édition juin 2006.

[04] «cours de technologie de forage de» Dr. Mellak Abderrahmane promotion

ingénieur d’état, année universitaire 2007-2008.

[05] «cours de forage. Tome 02. Paramètres et contrôle du forage »A. choquin,

publication de l’institut français du pétrole, édition octobre 1975.

[06] «les rapports des outils "bit record" » de la société Sonatrach (division forage

direction régionale des opérations).

[07] «les rapports de drilling paramètres log (dms1/2-thn1/2) de la société Baker

Hughes et Sonatrach (division forage).

[08] «programme de forage (thn1/2) »Sonatrach division forage direction régionale

des opérations.

[09] «rapport d’implantation du sondage» djebel Mouima sud (dms1-2) département

Ahnet – Gourara Sonatrach (direction Assets ouest division exploration).

optimisation des paramètres de forage dans les réservoirs cambro

Documents