Post on 18-Nov-2021
République Algérienne Démocratique et Populaire
Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique
Université Larbi Ben M'hidi - Oum El Bouaghi
Faculté des sciences de la Terre et de L’architecture
Département de Géologie
Mémoire de fin d’étude
En vue de l’obtention du diplôme de Master II
en
Géologie de l’environnement
Intitulé :
Etabli par :
Mlle : Selma SOLTANI
Soutenu publiquement le 13/05/2017 devant le jury :
Pr: Benzagouta Med Saïd Univ. Oum El Bouaghi Président
Dr : Zedam Rabah Univ. Oum El Bouaghi Remplaçant de l’encadreur
Mr : Aouissi Riadh Univ. Oum El Bouaghi Examinateur
Analyse du comportement des
fluides de forage à travers les
formations géologiques
de Gassi Touil
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ملخص
:الذي بین أیدینا ھو العمل من الرئیسیان الھدفان :ھي والتي المبینة الأساسیة الحفر خصائص عملیة المجتازة الجیولوجیة التكوینات بین إظھارالعلاقة 1 ft.lb وحدتھ – TRQ- عزم الفتل - - وحدتھ الطنWOBأداة الحفر- الثقل على - دقیقة/متر -. - المعكوس ساعة - والمعدل/ - مترROPالاختراق المعدل العادي أو الحفر في المحرز التقدم - . masterlogمن التسجیل الرئیسي الطین محتوى أو غاما أشعة تفسیر- 2
الـتسجیل الوحلي خدمة مع اتصال في خصائص الحفر تسجیل بیانات إلى استنادا البیانیة، رسوم إعداد طرقة العمل تتمثل فيmudlogging.
.أعلاه المذكورة معاییر للثلاثة وفقا واحد وقت في التكوینات الجیولوجیة ذلك في بما الحفر عمق الاعتبار في نأخذ أن علیناویزید منتظم غیر یصبح العزم الجیولوجیة بأن التكوینات عبر أعلاه المذكورة خصائص الحفر سلوك عن كشفت حالتنا دراسة نتیجة .الصعبة تشكیلات الأمر یتعلق عندما
فیزداد مرورا بھا. الحفر العادي ینقص باختراق التكوینات القاسیة، أما العكسي في المحرز كما أن التقدمالمعكوس، التسجیل والمعدلROPالاختراق ، المعدل العاديWOBأداة الحفر- ، الثقل علىTRQ –عزم الفتلكلمات مفتاحیة:
غاما. ، أشعةmudloggingالـتسجیل الوحلي ، خدمةmasterlogالرئیسي Résumé Les deux principaux buts de notre travail sont les suivants :
1- Montrer la relation et le rapport entre les formations géologiques traversées et les principaux paramètres de forage indiqués et qui sont :
Le Torque (TRQ) ft.lb Le poids sur l’outil ou Weight On Bit (WOB) Tonnes L’avancement du forage ou, Rate Of Penetration (ROP) minute/mettre et son inverse (ROP inv) mettre/heure.
2- Donner une interprétation du Gamma Ray ou de l’Argilosité à partir du Master Log. La méthode consiste à la réalisation des graphes, à partir des données d’enregistrement des paramètres de forage en relation avec le service du Mud Logging. Nous prenons en compte la profondeur forée y compris les formations traversées, simultanément en fonction des trois paramètres de forages mentionnées dessus. Le résultat de notre étude de cas révèle sur le comportement des paramètres de forage indiqués dessus à travers les formations géologiques forés et traversées. Nous concluons que le Torque devient erratique et augmente lorsqu’il s’agit de formations dures. Le WOB ainsi que ROP augmentent de leurs parts quand la formation géologique est friable et tendre par contre le ROP inv diminue en pénétrant cette dernière. Mot clés: Torque – Poids sur l’outil (WOB) –Rate Of Penetration (ROP et ROP inv)- Master Log – Mudlogging–Gamma Ray –Argilosité. Abstract The purpose of the study is divided into two parts: 1- To show the relation between the geological formations crossed and the mains pecified drilling parameters which
are : Le Torque (TRQ) / ft.lb Weight On Bit (WOB) / Tonnes Rate Of Penetration (ROP) m/h and/ or Rate Of Penetration reverse (ROP inv) m/h.
2- Give an interpretation of Gamma Ray or Argilosity from the Master Log.
The method consists in performing the graphs from the drilling parameters recording data in relation to the Mudlogging service. We take into account the drilled depth including the crossed formations, simultaneously according to the three drillingparameters mentioned above. The result of our case study reveals the behavior of the drilling parameters indicated above through the drilled and traversed geological formations. We conclude that the WOB as well as ROP increase their shares when the geological formation is friable and tend on the contrary the ROP inv diminishes by penetrating the inv. Key words : Torque – Weight On Bit(WOB) – Rate Of Penetration (ROP and ROP inv)- Master Log – Mudlogging –Gamma Ray – Argilosity.
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TABLEAU DE MATIERES Dédicace……………………………………………………………………….3 Remerciement…………………………………………………………………4 Préambule…………………………………………………………………..…5 Premier chapitre :
ARCHITECTURE DE L’APPAREIL DE FORAGE 1. Introduction………………………………………………………..…..5 2. Classification des appareils de forage………………………….............5 3. Fonctions de l’appareil de forage……………………………........6-23
Deuxième chapitre :
LES BOUES DE FORAGE 1. Introduction………………………………………………………….24-25 2. Circuit de la boue……………………………………………….......25-26 3. Principales fonctions de la boue……………………………..….....26-29 4. Les différents types de boues et constituants principaux…...….....29-34
Troisième chapitre :
LE MUDLOGGING 1. Définition………………………………………………………..........35 2. Activité du MudLogging………………………………….……....35-36 3. Equipements…………………………………………………..….36-42 4. Méthodes…………………………………………………….…...42-45
Quatrième chapitre LES PARAMETRES DE FORAGE
1. Les paramètres mécaniques……………………………………....46-47 2. Les paramètres hydrauliques………………………………….....47-49
Cinquième chapitre
RELATION ENTRE LES PARAMETRES DE FORAGE ET LES DIFFERENTES FORMATIONS GEOLOGIQUES
1. Introduction……………..…………………………………..……..…50-51
2. Première partie : Interprétation des graphes….………………....…52-65
3. Deuxième partie Lecture directe du Masterlog…………….............66-71
CONCLUSION GENERALE…………………..……………….………………72 Bibliographie…………………………………………….………………..….73-74
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REMERCIEMENT
Il m’est agréable d’exprimer ma reconnaissance à tous ceux qui ont
participé à la finalisation de ce modeste travail.
Je tiens à remercier mon encadreur Monsieur MAZOUZ El Hadi,
pour ses précieux conseils, son orientation, sa disponibilité ainsi que
pour son excellente méthodologie de travail.
Mes remerciements à Monsieur ZEDAM Rabah pour sa coopération
et surtout pour avoir accepter remplacer mon encadreur lors de son
absence le jour de la soutenance.
A mon ancien enseignant, Monsieur BENZAGOUTA Mohamed Said
pour sa précieuse orientation et son support durant tout mon cursus
universitaire.
Je lui remercie aussi avec Monsieur AOUISSI Riadh d’avoir examiné
et d’accepter de juger ce modeste travail.
Je vous remercie tous.
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Préambule
L’origine du pétrole remonte à des centaines de millions d’années. Le pétrole s’est formé, il y
a 20 à 350 millions d’années, dans les bassins sédimentaires peu profonds des océans.
A cette époque, comme de nos jours, des micro-organismes animaux et végétaux - le plancton
- flottaient dans les couches supérieures des étendues d’eau car la lumière est indispensable à
leur survie.
Lorsqu’ils mouraient, leurs restes se déposaient au fond des océans, où ils se sont accumulés
et mélangés aux boues sous-marines pour former des couches de sédiments riches en matières
organiques.
Après accumulation de la matière organique, préservation, enfouissement et sédimentation,
puis formation de pétrole ou de gaz, vient la migration.
Au cours de cette longue histoire, les composés ont subis de multiples transformations
physiques et chimiques.
Le pétrole se forme dans certaines roches sédimentaires (roches mères), par transformation de
la matière organique qui y est incorporée au moment du dépôt.
Par migration, le pétrole se déplace vers la (roche-réservoir), où il reste piégé, en fonction des
conditions géologiques. Les gisements pétroliers se situent donc dans des structures
géologiques caractéristiques.
La prospection pétrolière utilise de nombreuses méthodes. Parmi les plus courantes, la
prospection géophysique par sismique réflexion (marine ou terrestre) donne une image de la
structure du sous-sol.
Les résultats de la prospection géophysique permettent d'implanter au mieux les forages de
reconnaissances.
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1. INTRODUCTION
Le choix d'un appareil adapté aux besoins de capacité et de puissance requise par le
programme de forage constitue un préalable à toute opération de forage.Un appareil sous-
dimensionné reste loin de satisfaire les besoins en termes de puissance adaptés pour une
grande gamme de profondeur et entraîne un surcoût de location.La classification d’unappareil
de forage devrait se faire en fonction de la profondeur à forer.
Ainsi, un calcul de puissance, de résistance et de poids de garniture et de tubage devrait se
faire pour chaque programme de forage, il s'agit de définir les capacités et les puissances
requises des principaux équipements en fonction des valeurs calculées, tout en tenant compte
des coefficients de sécurité et des marges de traction choisis au préalable. L’appareil de forage
est un ensemble regroupant trois fonctions principales:
Fonction et matériel de levage.
Fonction et matériel de pompage et de circulation.
Fonction et matériel de rotation.
Il y a aussi d’autres fonctions auxiliaires définies comme suit :
Production d’énergie primaire (Fonction Puissance).
Fluides et traitement des rejets (traitements mécaniques de la boue).
Magasins, Ateliers et Bureaux.
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Fig.01: Appareil de forage
2. CLASSIFICATION DES APPAREILS DE FORAGE
Dans une première approche, la classification des appareils de forage se fait en fonction de la
capacité de profondeur maximale de forage (figure) :
●Appareil léger (2000 m) ●Appareil moyen (3500 m)
●Appareil lourd (6000 m) ●Appareil ultra lourd (10 000 m)
Ces performances de profondeur se traduisent par un poids au crochet de levage compte tenu
des poids des garnitures et des casings. En tenant compte des temps de manœuvre, nous
pouvons estimer la puissance maximale développée par le treuil de forage (Draw-works). Les
autres fonctions (pompage, rotation) sont dimensionnées par rapport au programme de forage
et au tubage classique d’un puits à la profondeur désignée.
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3. FONCTION DE L’APPAREIL DE FORAGE :
3.1. FONCTION DE LEVAGE :
La fonction levage doit assurer la manœuvre de la garniture de forage jusqu'à la profondeur
limite d'utilisation de la machine dans les meilleures conditions technico-économiques.
A. MAT DE FORAGE
Il est composé de deux montants reliés par des entretoisés et des croisillons qui reposent sur
une substructure. Ils permettent de réaliser les mêmes fonctions que les tours. Leur avantage
est le gain de temps qu'ils apportent lors de l’opération montage-démontage. Une plate-forme
installée au sommet, comportant des traverses de forte capacité, supporte le moufle fixe. Une
passerelle d'accrochage est installée à une hauteur de 26 mètres environ du plancher pour
permettre l'accrochage des longueurs de tiges.La longueur maximale d'une longueur de tiges à
stocker dans le mât ne doit pas dépasser les 30 mètres, si non les tiges risquent de se déformer
de façon permanente.
A environ 9 mètres du plancher est montée une passerelle de tubages qui permet le guidage de
ces derniers lors de leur vissage. La hauteur de cette passerelle est ajustable entre 6 et 12 m à
l’aide d’un treuil à air. Les tiges et tubages sont préparés sur des traîtresses situées de part et
d’autre d’un plan horizontal appelé (Walk-Way). Ces tiges et tubages sont roulés sur ces
tréteaux jusqu’à atteindre ce plan horizontal, puis ils sont remontés sur le plancher à l’aide du
treuil à air.
A.1. Différents types de mât
Selon la capacité de charge, nous distinguons :
a) Mâts libres
Type Lee C. Moore
Ces mâts comportent une chèvre pour le levage et participe à la résistance de l’ensemble. Ils
sont constitués de 2 poutres réunies par des traverses sur la face arrière, la face avant reste
ouverte.
Type EMSCO
Ces mâts comportent une chèvre utilisée pour le levage mais elle ne participe pas à la
résistance de l’ensemble. Ils sont constitués de 2 poutres réunies par des traverses sur la face
arrière et parfois sur la face avant pour les mâts de grande capacité.
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Type IDECO
Ces mâts comportent des jambes de force qui participent à la résistance de l’ensemble. Ils sont
constitués de deux poutres métalliques qui reposent sur des axes autour desquels elles peuvent
pivoter.
b) Mâts haubanés
Les mâts haubanés sont utilisés pour les forages de faible et moyenne profondeur. Ils ne se
démontent pas, mais se rabattent sur des camions ou des remorques.Nous distinguons : 1) Les
mâts télescopiques.2) les mâts non télescopiques
A.2. SUBSTRUCTURES
Le mât repose sur une substructure sous le plancher pour disposer d’un travail d'une hauteur
suffisante des obturateurs. La substructure est constituée de deux poutres horizontales en
treillis de fer, placées suivant le sens de la longueur et réunies par des traverses assemblées
par des broches goupillées. En plus du mât, la substructure supporte la table de rotation, le
treuil et la garniture de forage. Pendant la descente de tubage, elle supporte le poids du tubage
posé sur la table et celui de la garniture de forage stockée dans le gerbier. Pour la substructure,
le constructeur donne la capacité de stockage des gerbiers en fonction de la vitesse du vent et
la capacité de l’assise de la table de rotation.
B. MOUFLAGE
Le mouflage est un moyen de démultiplication des efforts afin de soulever de lourdes charges.
L’équipement de mouflage comprend : câble, moufle fixe, moufle mobile, réa et treuil de
forage. Le nombre de brins du mouflage peut varier de 4 à 14. Le brin actif est la partie du
câble comprise entre le tambour du treuil et le moufle fixe, Le brin mort est la portion de
câble sortant du moufle fixe et allant directement au point fixe (réa), c'est sur ce brin mort que
sont effectuées les mesures de tension du câble qui permettent de connaître le poids suspendu
au crochet. Le mouflage permet de :
Démultiplier l'effort de traction exercé sur le brin actif de façon à soulever de lourdes
charges.
Répartir sur plusieurs brins de câble les charges considérables soulevées.
Démultiplier la vitesse du moufle mobile.
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Fig.02 : Equipement de mouflage
.
Fig.03 : Moufle mobile et crochet.
C.TREUIL DE FORAGE
C'est le cœur d'un appareil de forage. Sa capacité indique la classe de profondeur des forages
que l'on pourra effectuer. Il doit assurer :
Le levage de la garniture de forage et du tubage.
Sur certains appareils, il assure l’entraînement de la table de rotation par
L’intermédiaire de cardans ou de chaînes de pignons.
L'entraînement d'un arbre secondaire permettant de dévisser et visser les
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Tiges et les tubages (cabestan).
Le déplacement de lourdes charges à de grandes vitesses.
Un treuil de forage est caractérisé par sa puissance maximale de levage.
Fig.04 : Treuil de forage.
C.1. Tambour de manœuvre
Le tambour de manœuvre peut être lisse ou cannelé. Les tambours cannelés permettent un
enroulement correct, ce qui réduit le risque d'écrasement du câble. Si la charge est trop
importante le diamètre d'un tambour doit être égal au moins à 20 fois le diamètre du câble.
Fig05 : Tambour de manœuvre.
C. CABLE DE FORAGE
Un câble de forage est constitué de plusieurs torons disposés en spirale autour d’une âme.
Chaque toron est lui-même constitué de plusieurs fils calibrés également disposés en hélice
sur plusieurs couches.
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3.2. FONCTION DE ROTATION
A .TABLE DE ROTATION
Au cours du forage, la table de rotation transmet le mouvement de rotation à la garniture de
forage, par l’intermédiaire de fourrures et de la tige d’entraînement, et cours de manœuvre,
elle supporte le poids de la garniture de forage, par l’intermédiaire de coins de retenue. La
dimension nominale est caractérisée par le diamètre de passage dans lequel est installé le
(master bushing) dont les rôles sont la suspension de la garniture par l’intermédiaire des cales
(slips) et l’entraînement du carré d’entraînement (Kelly drive bushing) en forage.
La table de rotation se compose de 3 parties :le bâti, la partie tournante et l'arbre
d'entraînement.
B.TOP DRIVE
Le top drive est une tête d’injection motorisée qui, en plus de l’injection, assure la rotation de
la garniture de forage. Ainsi, on n’a besoin ni de la tige d’entraînement ni de la table de
rotation pour faire tourner la garniture, c’est le top drive qui s’en charge. Plusieurs autres
options existent dans cet équipement :
Les bras de l’élévateur sont articulés hydrauliquement pour faciliter le travail de
l’accrocheur.
Une clé automatique et même une coulisse intégrées.
Des rails placés tout le long du mât le guident dans ses déplacements.
Fig.06 :Table de rotation.
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C. TIGE D’ENTRAINEMENT
De section carrée, hexagonale ou triangulaire, elle est entraînée en rotation par la table et par
l’intermédiaire du carré (Kelly Drive Bushing) monté autour de sa longueur courante. Ce
carré est constitué de quatre rouleaux à axe horizontal de forme appropriée pour transmettre le
couple à la tige et par conséquent à la garniture de forage vissée sous le raccord inférieur.
Pour des raisons de sécurité vis-à-vis d’éruption possible par l’intérieur de la garniture, on
monte des vannes à chaque extrémité de la tige d’entraînement. Ces deux vannes sont opérées
par rotation d’un quart de tour au moyen d’une clé que l’on conserve sur le plancher de
forage.
III.3. FONCTION DE POMPAGE
A. TETE D’INJECTION
C’est le composant suspendu par son anse au crochet de levage. Il doit être conçu à la fois
pour la charge maximale de garniture et pour la vitesse de rotation maximale. D’autre part, un
joint d’étanchéité rotatif permet l’injection sous pression du fluide de forage par le flexible de
forage relié au câble de cygne de la tête d’injection. Toutes les connexions au-dessus de la
section utile de la tige d’entraînement doivent être à filetage gauche afin de ne pas être
débloquées par la rotation droite de la table de rotation.
A.1. TETE D’INJECTION MOTORISEE
Il s’agit d’une tête d’injection qui remplit les mêmes rôles que les têtes d’injection
conventionnelles, elle permet de plus, une transmission mécanique sur l’arbre rotatif. Les
avantages de cet équipement sont d’une grande importance :
Pas de manipulation de kelly
Reconnexion sur la garniture en manœuvre à n’importe quelle hauteur
Remontée en rotation et circulation (Back Reaming)
Carottage en grande longueur.
B.. CIRCULATION DE BOUE
La circulation de la boue dans un forage nécessite l’utilisation de pompes puissantes. Une
bonne installation de pompage doit assurer :
Une vitesse de remontée des dé
Une pression de refoulement suffisante pour vaincre les pertes de charges dans le circuit.
Les pompes de forage peuvent être de type duplex à double effet ou triplex à simple
C. PARTIE MECANIQUE DES POMPES DE FORAGE
C.1. L'arbre à grande vitesse
C'est l'arbre d'entraînement de la pompe, il est supporté par deux paliers à roulements et
entraîne, par l'intermédiaire du pignon à denture oblique (en chevrons), la roue dentée de
l'arbre à petite vitesse (vilebrequin).
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Fig.09 : Pompe à boue.
B.. CIRCULATION DE BOUE
La circulation de la boue dans un forage nécessite l’utilisation de pompes puissantes. Une
bonne installation de pompage doit assurer :
Une vitesse de remontée des déblais suffisante pour éviter leur décantation.
Une pression de refoulement suffisante pour vaincre les pertes de charges dans le circuit.
Les pompes de forage peuvent être de type duplex à double effet ou triplex à simple
C. PARTIE MECANIQUE DES POMPES DE FORAGE
C.1. L'arbre à grande vitesse
C'est l'arbre d'entraînement de la pompe, il est supporté par deux paliers à roulements et
entraîne, par l'intermédiaire du pignon à denture oblique (en chevrons), la roue dentée de
'arbre à petite vitesse (vilebrequin).
La circulation de la boue dans un forage nécessite l’utilisation de pompes puissantes. Une
blais suffisante pour éviter leur décantation.
Une pression de refoulement suffisante pour vaincre les pertes de charges dans le circuit.
Les pompes de forage peuvent être de type duplex à double effet ou triplex à simple effet.
C'est l'arbre d'entraînement de la pompe, il est supporté par deux paliers à roulements et
entraîne, par l'intermédiaire du pignon à denture oblique (en chevrons), la roue dentée de
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C.2.. L'arbre à petite vitesse ou vilebrequin
Cet arbre a une forme coudée (excentrique) pour permettre le décalage des courses des
pistons, de 120° pour les pompes triplex et de 90° pour les duplex.
C.3.. Système d'entraînement
Deux moteurs sont montés sur le Skid de la pompe et entraînent par l’intermédiaire de
pignons et de chaînes l'arbre à grande vitesse.
D. PARTIE HYDRAULIQUE DES POMPES DE FORAGE
La partie hydraulique est constituée de deux (duplex) ou trois cylindres (triplex) identiques.
Dans chaque cylindre se trouve une chemise dans laquelle coulisse un piston prolongé par une
tige qui le relie à la rallonge de crosse. Au bout des cylindres se trouvent les clapets : un
clapet d’aspiration et un autre de refoulement pour chaque cylindre dans une pompe triplex,
deux clapets d’aspiration et deux autres de refoulement pour chaque cylindre dans une pompe
duplex. Dans les pompes duplex, un presse-étoupe assure l'étanchéité sur la tige de piston.
E.PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT DES POMPES
E.1. Pompes duplex à double effet
Ce sont des pompes qui comportent deux pistons à double effet. Chaque piston aspire et
refoule des deux côtés. Le même cycle se reproduit par l'autre piston avec un décalage de 1/4
de tour.
E.2. Pompes triplex à simple effet
Ce sont des pompes qui comportent trois cylindres dans lesquels coulissent trois pistons à
simple effet : chaque piston aspire et refoule d’un seul côté. Chaque cylindre comporte un
clapet d’aspiration et un autre de refoulement à l’avant seulement. Le même cycle se produit
par les autres pistons avec un décalage de 1/3 de tour.
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3.4. SYSTEME DE SECURITE
A. EQUIPEMENT D'OBTURATION [BLOW OUT PREVENTERS]
L'obturateur et ses accessoires servant à :
Assurer la fermeture du puits en cas de venue de fluides de formations.
Permettre la circulation sous pression contrôlée pour reconditionner la boue et évacuer
l'effluent ayant pénétré dans le puits.
Tester des éléments dans le puits.
Tester les formations.
Faire des circulations inverses.
A.1.. DIFFERENTS TYPES D'OBTURATEURS
a. Les obturateurs à mâchoires [Rams BOP]
Ces obturateurs ferment l'espace annulaire autour des tiges par le déplacement d’une paire de
mâchoires. Ils sont constitués de : Garniture frontale, Garniture supérieure d'étanchéité et Bloc
métallique. Ces mâchoires rendent étanche l'espace au-dessous d'elles. Elles peuvent être à :
fermeture totale, fermeture sur tiges ou fermeture variable.
b. Les obturateurs annulaires [Annular BOP]
Ces obturateurs emploient une membrane en caoutchouc synthétique, qui fait étanchéité sur
différents diamètres de la garniture de forage.
c. Les Obturateurs rotatifs
Placés au-dessus des obturateurs fixes, ils permettent la rotation et la manœuvre des tiges, ils
sont utilisés pour forer sous pression (comme dans le forage en underbalance).
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Fig.10 : Obturateur à mâchoires.
Fig.11 : Obturateur annulaire.
IV. EQUIPEMENTS DE FOND
Le forage rotary exige l'utilisation d'un arbre de forage creux appelé garniture, qui a pour
principales fonctions :
Entraîner l’outil en rotation.
Appliquer un certain effort.
Apporter l’énergie hydraulique nécessaire à l'évacuation des déblais.
Une garniture de forage est constituée des éléments suivants :
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4.1. LES TIGES
Les tiges de forage permettent la transmission de la rotation de la table à l’outil et le passage
du fluide de forage jusqu’à ce dernier. Elles doivent travailler en tension pour éviter leur
frottement contre les parois du puits, qui peuvent causer leur usure, les éboulements des
parois et la déviation. Lorsqu'une tige subit un effort de traction, elle s'allonge ; si on ne
dépasse pas une certaine valeur et si on relâche la force, la tige revient à sa position initiale :
on dit que l'acier a travaillé dans le domaine élastique. La limite élastique (contrainte
maximale admissible) est le rapport de la traction maximale sur la section du corps de la tige.
Fig.12 : Tiges de forage.
La classe d'une tige définit son degré d'usure après utilisation, donc la diminution de sa
section qui entraîne celle de ses caractéristiques mécaniques.
Classe 1 : Marquée d’une bande blanche. Les tiges de cette classe sont neuves
(Aucune trace d’usure).
Classe supérieure (premium) : Marquée de deux bandes blanches. L'usure est
caractérisée par : Réduction uniforme de l'épaisseur de 20%. Réduction excentrique de
l'épaisseur de 20%.
Classe 2 : Marquée d’une bande jaune. L'usure est caractérisée par : Réduction
uniforme de l'épaisseur de 20%. Réduction excentrique de l'épaisseur de 35%.
Classe 3 : Marquée d’une bande orange. L'usure est caractérisée par : Réduction
uniforme de l'épaisseur de 37.5%. Réduction excentrique de l'épaisseur de 45%.
Classe 4 : Marquée d’une bande verte. Plus usée que la classe 3.
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4.2. LES TOOL-JOINTS
Ce sont des joints qui assurent la liaison entre les tiges. Ils sont soudés et/ou vissés au corps
de tiges. Ils peuvent être rechargés extérieurement pour être protégés contre l'usure excessive.
Fig.13 : Tool-joints.
4.3. LES TIGES LOURDES
Les tiges lourdes ont une flexibilité plus grande que celle des masses tiges et plus petite que
celle des tiges normales. Dans les forages verticaux, les tiges lourdes sont fréquemment
utilisées comme intermédiaires entre les masses tiges et les tiges.
On utilise donc avantageusement une, deux ou trois longueurs de tiges lourdes, entre les
masses tiges et les tiges, chaque fois que les conditions de forage sont difficiles. Dans les
forages dirigés, les tiges lourdes sont utilisées soit au sommet des masses tiges, soit parfois en
les remplaçants totalement. Dans ce dernier cas la flexibilité sera suffisante pour que l'outil
continue dans la direction donnée par l'amorce de déviation.
4.4. LES MASSE – TIGES
Les masse tiges permettent de :
Mettre du poids sur l'outil pour éviter de faire travailler les tiges de forage en
compression. Le poids utilisable des masse-tiges ne devra pas excéder 80% de leur poids
total dans la boue.
Jouer le rôle de fil à plomb pour forer un trou aussi droit et vertical que possible.
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Fig.14 : Type de protecteurs.
Fig.15 : Tige lourde.
Fig.16 : Masse-Tiges.
4.4.1. DIFFERENTS TYPES DE MASSE-TIGES
Masse tiges classiques : L’utilisation du collier de sécurité pour leur manœuvre dans
le puits est obligatoire.
Masse tiges à rétreints : Deux retreints sont usinés dans la partie supérieure pour
permettre l’utilisation de la cale et l’élévateur sans collier de sécurité.
Masse - tiges lisses : Elles sont lisses sur toute leur longueur.
Masse tiges à partie centrale surdimensionnée : La partie supérieure est réduite
pour permettre le repêchage par l'extérieur avec un overshot standard.
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Masse - tiges carrées : Elles sont utilisées pour supprimer les dog legs et diminuer la
déviation. Les angles sont rechargés par un composite carbure diamant pour éviter leur usure
dans les terrains abrasifs.
Masse - tiges spiralées : Elles réduisent le risque de coincement par pression
différentielle en diminuant la surface de contact masse tige/trou.
Masse - tiges amagnétiques : Elles sont utilisées lorsqu'on veut faire des mesures de
déviation avec une référence par rapport au nord magnétique. On n’en utilise qu’une seule,
placée directement au-dessus de l'outil et centrée par un stabilisateur à sa partie supérieure.
4.5. LES STABILISATEURS
On appelle forage vertical, par opposition au forage dirigé, tout forage implanté à la verticale
de son objectif, la déviation maximale admissible étant limitée pour atteindre la cible. Afin de
limiter et de contrôler la déviation d'un puits, on intègre dans la garniture de forage des
stabilisateurs dont on choisit le nombre, le dimensionnement et la position pour répondre au
mieux aux problèmes posés. Il existe également autres types de stabilisateurs:
Stabilisateurs à chemise en caoutchouc non rotative utilisés dans les terrains durs.
Stabilisateurs à surfaces de contact importantes, utilisés en stabilisateur d'outil (Near Bit).
Stabilisateurs sous dimensionnés utilisés en forage dirigé, présentant un recouvrement
maximal des lames.
4.5.1. Stabilisation en trou vertical
Le but d'une bonne stabilisation en trou vertical est :
Maintenir un angle de déviation le plus faible possible.
Permettre un certain poids sur l'outil.
Garantir un diamètre correct du trou.
Eviter le collage par pression différentielle des masse-tiges.
A cet effet, Trois types de garnitures sont utilisés :
● Packedhole ● Pendulaire ● Lisse (sans stabilisateur).
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IV.5.2. Stabilisation en forage dirigé
Dans cas, les stabilisateurs supportent le poids de la garniture, en plus de leur rôle de centrage
et de guidage. Comme il n’existe pas actuellement de stabilisateurs non rotatifs
mécaniquement satisfaisants, alors nous utilisons des stabilisateurs peu agressifs que possible
afin d'éviter l'érosion des parois. Cependant, les stabilisateurs utilisés présentent de grandes
surfaces de contact (recouvrement ou élargissement des lames).
Fig 17 : Stabilisateurs.
Fig.18 : Types de garnitures.
4.6. RECOMMANDATIONS RELATIVES A L’UTILISATION DES TIGES
Un certain nombre de ruptures des tiges pourrait être évité par l'application de certains
contrôles et précautions :
• Utiliser un poids de masse-tiges suffisant pour éviter que les tiges ne travaillent en
compression.
• Utiliser des tiges droites, surtout au-dessus des masse-tiges.
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• Etablir une rotation périodique des tiges situées au-dessus des masse-tiges.
• Eviter de débloquer les tiges à la table de rotation (surtout si le poids de la garniture de
forage est faible).
• Placer les tool-joints à débloquer à une hauteur correcte au-dessus de la table de
rotation pour éviter de tordre la tige au-dessus des cales.
• Examiner les tiges périodiquement ou après une instrumentation au sono scope.
• Utiliser un raccord d'usure de tige d'entraînement en bon état.
• Nettoyer et graisser soigneusement les filetages et les portées.
• Eliminer les bavures sur les portées des tool-joints avec un outil adapté.
• Bloquer les filetages au couple recommandé.
• Au cours des manœuvres, éviter le choc du bas du filetage mâle contre la portée du
tool-joint femelle.
• Rompre régulièrement les longueurs formées (sinon, risque d'ennuis pour débloquer
les joints qui n'ont pas été débloqués depuis longtemps).
• Ne pas déplacer une tige stockée dans le mât en tapant sur la portée du tool-joint mâle.
• Eviter, lors du rangement d’une longueur dans le gerbier, de cogner le filetage du tool-
joint de la longueur à stocker contre la portée d’une autre déjà stockée.
• Mettre systématiquement des protecteurs de filetage pour le transport et le stockage.
IV.7. LE TREPAN
Le trépan de sonde est l'outil qu'on ajuste à la dernière allonge d'une sonde et qui, par
percussion vertical, s'enfonce dans le sol. C’est le seul élément dans la sonde qui est en
contact avec le fond et qui permet l’avancement dans le forage. L'outil ne peut pas forer
correctement si on n'exerce pas un poids qui le dirige vers le fond, dit masse-tige, qu’il faut
faire tourner, sans oublier la circulation de la boue de forage (nettoiement et refroidissement
du trépan).
28
1. INTRODUCTION
La boue de forage joue un rôle primordial dans la conduite d’un forage. L’amélioration
continue des techniques de préparation des boues et de leur injection, permet de forer plus
rapidement et plus profond. Au même titre que le poids sur l’outil, la vitesse de rotation et le
débit, la boue est un paramètre de forage indispensable. A cet effet, il est nécessaire
d’accorder tous les soins nécessaires et utiles ainsi que l’importance à leur fabrication, leur
contrôle et à leur entretien en cours d’utilisation. La mise en œuvre des boues nécessite un
personnel hautement qualifié, ayant l’expérience du chantier et les connaissances scientifico-
techniques requises pour maitriser l’ensemble des réactions physico-chimiques des fluides de
forage.
La boue de forage fût utilisée pour la première fois par le capitaine LUCAS dans le champ de
Spindletop, près de Beaumont au Texas. L’évolution de son utilisation s’est faite au fur et à
mesure des problèmes rencontrés et des possibilités de la technique, déjà bien avant 1901 on
utilisait un mélange d’eau et d’argiles. Ainsi, l’historique de la fabrication et synthèse des
boues de forage a évolué sur quatre périodes :
Avant 1901 Période artisanale
1901 - 1928 Période empirique
1928 - 1955 Période expérimentale
A partir de 1955 Période technique
Jusqu'en 1928, les données scientifiques concernant la boue étaient très insuffisantes, on
s’intéressait qu’à la densité (mesurée par pesée directe à l’aide d’une balance ordinaire), à la
viscosité (appréciée visuellement) et à l’eau libre surnageant.
En 1920, on commençait à utiliser le sulfate de Baryum pour alourdir et s’opposer aux
éruptions d’huile ou de gaz.
L’utilisation des bentonites a débuté en 1929 pour augmenter la viscosité et les phosphates
pour la diminuer. L’emploi du tanin de Québracho commence à se généraliser dès 1931 et la
boue au silicate de soude est employée pour forer les argiles gonflantes. En 1936, l’attapulgite
est employée pour augmenter la viscosité des boues salées. En 1944, apparaît la
carboxyméthylcellulose (CMC) comme réducteur de filtrat non fermentescible .En 1945, On
emploie pour la première fois, comme réducteur de viscosité, les lignosulfonates de calcium et
29
les lignines. Les premières boues à la chaux sont mises au point et vont dominer, pendant plus
de 15 ans toute la technologie des boues.
En 1955, la mise au point des lignosulfonates de ferrochrome permet l’emploi de la boue au
Gypse qui va progressivement détrôner la boue à la chaux. Cependant, les progrès deviennent
rapides et les produits dont nous disposons actuellement permettent de faire face pratiquement
à tous les problèmes.
2. CIRCUIT DE LA BOUE
1. La boue est mélangée puis conservée dans le bassin de décantation.
2. Une pompe achemine la boue dans la tige de forage qui descend jusqu'au fond du puits.
3. La boue sort de l'extrémité de la tige de forage et tombe au fond du puits où le trépan est en
train de forer la formation rocheuse.
4. La boue emprunte ensuite le chemin inverse en remontant à la surface les morceaux de
roche, appelés déblais, qui ont été arrachés par le trépan.
5. La boue remonte jusqu'à l'espace annulaire, entre la tige de forage et les parois du puits. Le
diamètre type d'une tige de forage est d'environ 10 centimètres (4 pouces). Au bas d'un puits
profond, le puits peut mesurer 20 centimètres (8 pouces) de diamètre.
6. A la surface, la boue circule dans la conduite d'aspiration de la boue, une tige qui mène au
tamis vibrant.
7. Les tamis vibrants se composent d'un ensemble de crépines métalliques vibrantes servant à
séparer la boue des déblais. La boue s'égoutte dans les crépines et est renvoyée vers le bassin
de décantation.
8. Un traitement plus élaboré est effectué par un ensemble d’équipements d’épuration
mécanique.
9. Les déblais de la roche glissent le long de la glissière du tamis pour être rejetés. En fonction
des impératifs environnementaux, notamment, ils peuvent être lavés avant leur rejet. Une
partie des déblais est prélevée pour être examinée par des géologues afin d'étudier les
propriétés des roches souterraines présentes au fond du puits.
30
Fig.20 : Circuit de la boue
3. PRINCIPALES FONCTIONS DES BOUES DE FORAGE
Les boues de forage doivent avoir des propriétés de façon qu’elles facilitent et accélèrent bien
le forage. Elles ne devraient pas réduire d’une manière sensible et permanente les possibilités
de production des sondages. Pour réunir ces qualités tout en tenant compte des prix de revient
en rapport avec les difficultés rencontrées, nous dévoilons les principales actions des boues de
forage comme suit :
3.1. NETTOYAGE DU PUITS
La boue doit débarrasser le trou des formations forées qui se présentent en débris de roches
dits “ cuttings ” ou “ déblais ”.L’aptitude de la boue à entraîner ces déblais dépend de sa
rhéologie, sa densité et sa vitesse de circulation dans l’espace annulaire.
31
3.2. MAINTIEN DES DEBLAIS EN SUSPENSION
La boue doit non seulement débarrasser le puits des déblais de forage durant les périodes de
circulation mais, elle doit également les maintenir en suspension pendant les arrêts de
circulation. Pendant longtemps on a pensé que seul un fluide possédant des gels élevés était
capable de s’opposer à la sédimentation des déblais ou des produits alourdissant en
suspension dans la boue.
3.3. SEDIMENTATION DES DEBLAIS FINS EN SURFACE
Bien que cette aptitude semble être contradictoire avec la précédente, mais toutes deux ne sont
pas incompatibles. En effet dans le cas du maintien en suspension dans le sondage, c’est à
tous les déblais que nous nous intéressons (quelle que soit leur granulométrie). En surface le
problème est différent car il s’agit d’une boue débarrassée des déblais éliminés sur les toiles
des vibrateurs que nous avons. Le fluide ne conserve donc en suspension que les particules les
plus fines et les plus denses dans un circuit favorisant la décantation pourront sédimenter, tout
au moins partiellement.
3.4. REFROIDISSEMENT ET LUBRIFICATION DE L’OUTIL ET DU TRAIN
SONDE
La boue en circulation se trouve à une température inférieure à celle des formations
traversées, ce qui lui permet de réduire efficacement l’échauffement de la garniture de forage
et de l’outil. Cet échauffement est dû d’une part à la température de fond (degré
géothermique) et d’autre part à la transformation d’une partie de l’énergie mécanique en
énergie calorifique.
La circulation de la boue au droit de l’outil assure aussi son nettoyage ainsi que sa
lubrification. Cette lubrification est bien sûr fonction du type de boue et de ses
caractéristiques, une addition d’huile émulsionnée dans la phase aqueuse est souvent un
élément favorable.
Des additifs ₺antifriction " et des lubrifiants ₺extrême pression " ont été mis au point,
additionnés à la boue, ils permettent de réduire considérablement les coefficients de
frottement, prolongeant ainsi la vie des outils, du train de sonde et de toutes les pièces
métalliques en mouvement dans le puits. De plus le dépôt d’un film de boue (cake) sur les
parois du puits diminue le frottement de la garniture de forage, en rotation et en manœuvre.
32
3.5. PREVENTION DU CAVAGE ET DES RESSERREMENTS DES PAROIS DU
PUITS
La boue possède des caractéristiques physico – chimiques, telles que le trou conserve un
diamètre voisin du diamètre nominal de l’outil. Le cavage est causé par des éboulements, par
la dissolution du sel si la boue n’est pas saturée en chlorures, par la dispersion des argiles si
les alcalinités sont exagérément élevées, par une érosion due à la circulation de la boue au
droit de formation fragiles, etc.…
Les resserrements ont souvent pour cause insuffisance de la pression hydrostatique de la
colonne de boue qui ne peut équilibrer la pression géodynamique des roches. Le remède
consiste à augmenter la densité.
Certains resserrements sont dus à des formations gonflantes et sont généralement causés par
des valeurs de filtration trop élevées. Le remède consiste à réduire le filtrat et à modifier la
composition électrolytique de la phase aqueuse.
3.6. DEPOT 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 sondage. Le film est appelé "cake₺.
Sa formation dépend, non seulement de la vitesse de filtration, mais de la distribution, de
la taille, de la compressibilité des particules solides, de la pression différentielle de
filtration et de la température.
Le dépôt du cake permet de consolider et de réduire la perméabilité des parois du puits.
De ce fait il est possible de réaliser des “ découverts ” importants, donc de réduire le
nombre des tubages techniques et réaliser ainsi une économie notable.
3.7. PREVENTION DES VENUES D’EAU, DE GAZ OU D’HUILE
Afin d’éviter le débit dans le sondage des fluides contenus dans les réservoirs rencontrés
en cours de forage, la boue doit exercer une pression hydrostatique suffisante pour
équilibrer les pressions de gisement.
33
La pression hydrostatique souhaitée est maintenue en ajustant la densité entre des valeurs
maximum et minimum. Un minimum afin de contrôler les pressions des couches et un
maximum afin de ne pas créer des suppressions qui pourraient endommager les
formations et les réservoirs.
3.8. AUGMENTATION DE LA VITESSE D’AVANCEMENT
Au même titre que le poids sur l’outil, la vitesse de rotation et le débit du fluide, le choix
du type et des caractéristiques de la boue conditionne les vitesses d’avancement
instantané, la durée de vie des outils, le temps manœuvre, en un mot les performances de
forage.
Un filtrat élevé augmente la vitesse d’avancement. Les très faibles viscosités sont aussi un
facteur favorable à la pénétration des outils.
3.9. APPORT DE RENSEIGNEMENTS SUR LE SONDAGE
La boue permet d’obtenir des renseignements et données concernant l’évolution des
formations et fluides rencontrés, à savoir :
- Cuttings remontés par la circulation de boue.
- Evolution des caractéristiques physiques et / ou chimiques de la boue.
- Détection des gaz ou autres fluides mélangés à la boue.
L’ensemble de ces examens parallèles au contrôle des boues est appelé diagraphies
instantanées.
3.10. CONTAMINATION DES FORMATIONS PRODUCTRICES
L’action de la boue sur la couche peut être simplifiée en deux phases :
La boue a un effet propre sur la proximité du sondage, elle l’envahit.
Le Cake se forme et le filtrat de la boue pénètre dans la formation.
Pour éviter la possibilité d’avoir des colmatages, il est indispensable de choisir le type de
boue ayant la composition et les caractéristiques les mieux adaptées à la nature de la
formation et du fluide qu’elle contient.
34
4. LES DIFFERENTS TYPES DE BOUES ET CONSTITUANTS
PRINCIPAUX
4.1. PRODUITS DE FLUIDES DE FORAGE
4.1.1. Produit viscosifiant
Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation
Argile pour eau douce
(Bentonite) Lit filtrant efficace Boues douces. Teneur en CL-< 25 g/l
Argile pour eau salée
(Attapulgite) Boue salée teneur CL-
Biopolymère Fluidification au
cisaillement Boue à faible teneur en solide
4.1.2. Produit réducteur de filtrat
Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation
Amidon Viscosifiant Boue salée saturée
Carboxyméthylcellulose
(CMC) technique
Basse viscosité
Haute viscosité
Léger viscosifiant
Fort viscosifiant
Teneur en Ca++< 500 mg/l
Teneur en Cl-< 30 mg/l
Carboxyméthylcellulose
(CMC) raffiné
Basse viscosité
Haute viscosité
Léger viscosifiant
Fort viscosifiant
Teneur en Ca++> 500 mg/l
Teneur en Cl-> 30 mg/l
Polymère polyanionique Viscosifiant,
Stabilisation des argiles Boue à l’eau de mer
Huile émulsionnée Lubrification Huile émulsionnée
35
4.1.3. Produit fluidifiant
Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation
Tanin
Boues douces
Teneur en Ca++< 530 mg/l
Teneur en Cl- < 20 mg/l
FCL
(Lignosulfonates
de fer et de chrome)
Réduction du filtrat
Inhibiteur de gonflement
des argiles à concentration
plus élevée.
Boues douces salées
Boues au FCL PH > 9
Température > 200 C°
LC (Lignites chromées)
4.1.4. Contrôle de PH
Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation
NaOH
Précipitation du calcium
Augmentation du rendement
des argiles
4.1.5. Précipitation du calcium
Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation
Na2CO3 Augmentation du
rendement des argiles
4.1.6. Produits alourdissants
- Baryte : densité moyenne 4.3
- Hématite : 4.9 < d < 3.9
- Sidérite : 3.7 < d < 3.9 : utilisé principalement dans les fluides de complétion
36
- Galène : 6.7 < d < 7
- Carbonate de calcium : 2.6 < d < 2.8 utilisé pour les fluides de faible densité
4.1.7. Produits colmatants
Ces matériaux sont utilisés pour colmater les zones perméables :
- Colmatants granuleux
- Colmatants fibreux
- Colmatants lamellaires
4.2. TYPES DE FLUIDE DE FORAGE
4.2. 1. Les boues à base d’eau
Ces boues sont constituées de trois groupes d’éléments :
L’eau : phase importante en volume pouvant contenir de l’huile émulsifiée et des
produits chimiques solubles.
Les argiles : ajoutées volontairement ou en provenance des formations forées.
Les solides inertes : sables, calcaires, dolomies, barytine, ... insensibles à l’action
chimique.
4.2.1.1. L’eau de fabrication
L’eau de fabrication peut être de l’eau douce contenant peu ou pas de sels de sodium,
calcium, magnésium…. Plus l’eau contient des ions Ca2+ et Mg2+ plus elle est dite “ dure
”.Une eau dure diminue le rendement des argiles et des produits chimiques. A cet effet,
l’addition de 1 à 2 kg de soude caustique ou de carbonate de soude par m3 d’eau permet de
“l’adoucir” par précipitation du Ca et du Mg.L’eau de fabrication peut avoir une certaine
salinité : de 7 à 35 g/l. Cependant la salinité d’une eau ne peut être atténuée que par dilution à
l’eau douce.
4.2.1.2. Les argiles
Mise en suspension dans l’eau, l’argile gonfle en absorbant de grandes quantités de liquide, il
en résulte alors, une viscosité du mélange plus ou moins élevée suivant la qualité de l’argile et
la composition électrolytique de l’eau ainsi qu’une réduction du filtrat. Les argiles les plus
37
couramment utilisées sont du type Montmorillonite (Montmorillon dans la Vienne), connues
chez la communauté des foreurs sous le nom de Bentonites (Fort Benton, Wyoming).
Au cours du forage, l’outil traverse des formations argileuses d’épaisseur variable, les
“cuttings” se dispersent et gonflent en augmentant la viscosité de la boue. De ce point de vue,
l’argile peut être considérée comme un contaminant que l’on devrait combattre par un certain
nombre de moyens : additions de produits fluidifiants et d’inhibiteur de gonflement…
4.2.1.3. Les solides inertes
Ce sont généralement des insolubles dans l’eau, ils n’agissent que par “ effet de masse ”.
Ainsi le sulfate de Baryum (BaSO4) ou Barytine, est employé pour augmenter la densité.
Parallèlement, la viscosité augmentera mais simplement parce qu’il faut de très grandes
quantités de Barytine pour faire augmenter la densité d’une boue.
4.2.2. Les boues à base d’huile
4.2.2.1. Les boues à l’huile
La boue à l’huile cause un minimum de dommages dans les couches productrices. Elle
possède des caractéristiques nécessaires au bon déroulement du forage. Elle a une Faible
filtration.
Ce genre de boue est utilisé en forage et carottage des réservoirs, aussi dans les reprises et
entretient des puits producteurs ainsi que dans le forage des zones difficiles en présence d’un
fluide à base d’eau (argiles gonflantes, problème de coincement, …).
4.2.2.2. Les boues à émulsions inverses
Ce sont des fluides de forage ou de complétion, constitués d’une phase continue huile et d’une
phase aqueuse dispersée d’au moins 50% de volume. Elles ont les mêmes caractéristiques que
celles des boues a base d’huile mais permettent de pallier à certains inconvénients (grande
épaisseur de sel ou anhydrite, Problème de forage haute température, Problème de
déviation,...).
38
4.2.3. Les boues vertes
Aujourd'hui, la préparation des fluides de forage doit résoudre une difficulté majeure. En
effet, il s’agit de satisfaire aux conditions de température et de pression de plus en plus
rigoureuses, requises dans certains puits profonds et dans les puits horizontaux, tout en
préservant l'environnement. Les composants des fluides de forage doivent être
rigoureusement sélectionnés afin que les rejets de boue ou de déblais aient un impact minimal
sur l'environnement. Les considérations environnementales sont un élément moteur des
initiatives de recherche et développement actuelles concernant les fluides de forage.
Le choix des fluides de forage est également dicté par les impératifs de santé des foreurs et les
produits sont sélectionnés de façon à minimiser les risques sanitaires. Alors que le rayon
d'action autour d'un site de puits est relativement restreint et reste confiné autour du lieu de
forage, l'effet de la plate-forme sur l'environnement peut être considérable. L'impact des
fluides de forage sur l'environnement dépend du type de boue utilisée et des principales
conditions environnementales.
40
1. DEFINITION
Le terme Mud-logging (Boue + Enregistrement des données), signifie techniquement,
l’enregistrement des données ou informations acheminées par la boue de forage. Il s’agit
d’une importante activité dans l'opération de forage, elle sert de dispositif de sécurité
(capteurs) aussi bien que de la réception des informations recueillies par les services.
Le Mud-logging permet de présenter certains services assurés par un équipement
spécial, la cabine géologique et son personnel, à savoir :
1. Le Contrôle géologique.
2. Les paramètres de forage et de la boue (qui est faite à l'aide des capteurs).
3. Les instruments de détection de gaz.
En 1931 John T. Hayward, Ingénieur en chef à BarnsdallOilCompany (Tulsa, Oklahoma)
commence à s’intéresser et à tester les cuttings de forage pour déterminer l’existence des
signes d'huile. Ses observations et expériences ont fait évoluer, la méthode qui a employé une
combinaison des mesures pour fournir une alternative quantitative permettant de décortiquer
les données recueillies par l’activité Mud-logging.
2. ACTIVITE DU MUD-LOGGING
2.1. CONTROLE GEOLOGIQUE
Le contrôle géologique doit être fait, chaque fois qu’un nombre de mètres foré est réalisé,
en se basant sur un échantillon de découpages des roches, nettoyé avec du gasoil puis analysé
au microscope.
Une description détaillée de l’échantillon doit être faite pour bien renseigner le Master log qui
devrait contenir les informations géologiques et leurs interprétations.
En plus, le contrôle géologique permet aussi d’entreprendre le processus décisionnel
en déterminant la profondeur de n’importe quelle phase. Sachant bien qu’au niveau de la
cabine du Mud-logging, la calcimétrie et la fluoroscopie sont deux procédés
chimiques importants qui permettent de déterminer respectivement le taux de
carbonates et la nature des hydrocarbures dans l’échantillon.
41
2.2. PARAMETRES DE FORAGE ET DE LA BOUE
Ces paramètres sont de deux types : paramètres mesurés et paramètres calculés. Les
paramètres mesurés sont évalués à l’aide des capteurs fixes sur différentes parties de la plate-
forme de forage et d’autres sont calculés, en utilisant différentes combinaisons entre
les paramètres mesurés.
2.3. DISPOSITIFS DE DETECTION DE GAZ
Le système de Gaz est géré par une série de dispositifs, reliés entre eux, pour séparer et
déterminer le pourcentage des gaz contenus dans le fluide de forage. Alors, la détection du
Gaz dans la boue de forage se fait par deux détecteurs :
Le Gaz detector : appareil installé dans la cabine MudLogging pour nous informer sur
la quantité du Gaz détecté.
Le Chromatographe : appareil qui nous donne des informations sur la qualité du Gaz
(C1, C2, C3……).
Le Gaz detector et le Chromatographe sont deux appareils reliés avec le Capteur du Gaz
(QGM, Quality Gas Meseurement), installés au niveau du shale shaker.
3. EQUIPEMENTS
3.1. LES CAPTEURS DE MUD LOGGING
Les capteurs sont installés d’une manière ordonnée dans un chantier de forage.
Les ingénieurs de Mud-logging peuvent contrôler et mesurer dans un temps réel
les paramètres engineering et les paramètres de boue de forage. Les capteurs sont classés
selon leur importance dans la surveillance des paramètres de forage :
Capteurs de pression (SPP ou Stand Pipe Pressure) et (CSG ou Casing pressure)
Capteur de la densité de boue
Capteur de la température de la boue (Température in and out)
Capteur de débit entrant et sortant de boue (Flow in and out)
Capteur de niveau de boue dans les bacs (Pitlevelsensor) …
Fig.21 : Distribution des capteurs dans le chantier pétrolier
3.1.1. Poids au crochet. Poids sur l'outil
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 (HookLoad = String Weight
Weight On Bit). Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, m
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
3.1.2. Vitesse de rotation (RPM) rate per minute
42
: Distribution des capteurs dans le chantier pétrolier
.1.1. Poids au crochet. Poids sur l'outil
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 (HookLoad = String Weight
Weight On Bit). Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, m
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
cuit 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
.1.2. Vitesse de rotation (RPM) rate per minute
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 (HookLoad = String Weight –
Weight On Bit). Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, mais certainement
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
cuit 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.
43
Une pulsation électrique est générée à chaque rotation de la table par un leurre solidaire de
celle-ci, ou de l’arbre d’attaque et 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.
3.1.3. Torque sur les tiges
Comme le poids, le couple en surface n'est pas transmis intégralement sur l'outil de forage,
mais la mesure de surface est le seul 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).
Il est à signaler que ce capteur ne marche pas sur les câbles blindés et à armature métallique.
Un capteur à effet hall donne un signal lorsqu' il détecte un champ magnétique ou une pièce
métallique. Les électrons sont déviés par le champ magnétique, créant une différence de
potentiel appelée tension de Hall.
Le champ magnétique déforme la trajectoire des électrons car il engendre une force (e). La
tension de HALL est beaucoup plus importante dans les semi-conducteurs que dans les
métaux.
3.1.4. Vitesse d'avancement / profondeur
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 (drawworks)
(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.
Le décalage des deux capteurs S1 et S2 permet d'avoir les émissions suivantes :
Dans le sens direct (aiguilles d'une montre), la séquence émise sera :
pour le capteur S1 : 0 1 1 0 0
44
pour le capteur S2 : 0 0 1 1 0
Ceci permet de comprendre qu'il s'agit d'une remontée, et le système comptabilise les
impulsions dans ce sens.
Dans l'autre sens :
pour le capteur S1 : 1 1 0 0 1
pour le capteur S2 : 0 1 1 0 0
Pour le système DATALOG, le moufle mobile doit être déplacé sur une distance connue dans
les deux directions (par exemple sur 10m). Enregistrer le nombre de pulses pour chacune des
directions. S’ils ne sont pas les mêmes, probablement un capteur n’enregistre pas un target
dans une direction.
Répéter 3 fois si possible, au cas où les pulses sont cohérents, on aura donc le nombre de
pulses pour la calibration. Ce nombre sera converti en ticks par 100m.
3.1.5. Pression entrée et sortie
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 pour obtenir la valeur
de sortie (CASING PRESSURE). 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.
3.1.6. Débit entrée et sortie
La mesure des débits est très importante, elle permet de connaître, par différence, les pertes ou
les venues qui peuvent se produire en cours de forage et de calculer aussi le temps de
remontée des informations (log time).
45
a) Débit entrée : on se base sur le nombre de coups de pompe. Connaissant le volume
injecté à chaque coup et le rendement de la pompe, le débit pourra être calculé.
b) Débit sortie : 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.
3.1.7. Densité entrée et sortie
Les appareils les plus courants utilisent la pression hydrostatique différentielle entre deux
capteurs placés à des hauteurs différentes dans une colonne de boue. 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 :
Un contrôle précis et continu de la densité de la boue sous forme d'un diagramme
corrélable avec les autres diagraphies.
La mise en évidence des bouchons de gaz.
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.
3.1.8. Température entrée et sortie
La température de la boue à l'entrée et à la sortie est enregistrée systématiquement à l'aide de
cannes thermométriques à filament de platine protégé par une gaine inoxydable d'acier. Les
valeurs différentielles et le gradient de température peuvent être calculés pour renseigner sur
la proximité d'intervalles à pression anormale. Ils renseignent également sur les venues de gaz
qui se manifestent par une baisse de la température due à la détente du gaz.
3.1.9. Résistivité entrée et sortie
L’évolution de cette mesure permet de détecter tous les phénomènes faisant varier la teneur en
ions dans la boue, en particulier la présence des formations salifères, les venues d’eau de
formation ou de gaz acides. La résistivité est facilement mesurable en continu grâce aux
boucles à induction qui sont montées sur une tige et plongées dans la boue. En fait, elles
46
mesurent la conductivité (0 300 m Siemens/cm), facilement convertie en résistivité plus
utilisée en interprétation.
3.1.10. Niveau des bassins
La mesure du niveau des bassins s'effectue à l'aide de flotteurs qui actionnent des
potentiomètres. Un certain jeu dans le mécanisme de transmission du mouvement permet
d'éviter un frottement permanent du curseur du potentiomètre par suite des vagues qui
prennent naissance sur les bassins. Il existe des capteurs plus sophistiqués ; les capteurs
soniques basés sur la mesure du temps de propagation d'une onde haute fréquence émise par
le capteur et lue par celui-ci après réflexion à la surface du fluide stockée dans le bassin.
Dans les deux cas, la mesure peut s'effectuer sur six ou même huit bassins selon les
installations. Un calculateur donne en permanence le volume total et sa variation. Un
contacteur permet la sélection d'un seul bassin au choix de l'opérateur. Une double alarme de
"bas niveau" et de "haut niveau" est généralement disponible pour alerter l'opérateur en cas de
perte de boue ou de venue de fluide.
3.2. DETERMINATION DE GAZ DE FORMATION
Il existe une relation entre la qualité et la quantité des hydrocarbures dans les fluides de
forage, remontant vers la surface, et les hydrocarbures dans la formation forée. Dans ce cas, si les
gaz sont présents, ils seront libérés d’après les cuttings dans la boue qui traverse l’annulaire (Mud
Stream). Dans la surface, il est nécessaire de détecter et de séparer ces hydrocarbures en
utilisant :
Un dégazeur (QGM) qui prélève sans interruption les fluides de forage.
Le Détecteur et chromatographe de Gaz qui transforment le mélange Air-Gaz en
concentration et donnent des lectures consécutives sur la quantité et la qualité de Gaz.
Echantillonnage
4. METHODES
4.1. MESURES SUR LES DEBLAIS
4.1.1. Pas de l’échantillonnage
47
L’intervalle d’échantillonnage est calculé suivant divers facteurs, il est déterminé par le
géologue de wellsite. La fréquence de prélèvement des échantillons est généralement de
5 mètres dans les formations moins importantes.
4.1.2. Collection des échantillons
Les cuttings ou les déblais passent par quatre étapes :
Quand l’échantillon est remonté vers le haut comme l(indiqué par
l’ordinateur Mudlogging ou par les calculs de feuille de travail (Lag- Time),
prendre le tamis, une coupelle métallique pour récupérer l'échantillon de la pile
accumulée sur la table. Prélever l'échantillon provenant de différents endroits dans
la pile pour obtenir un échantillon représentatif de tout l'intervalle.
4.1.3. Identification et description
La surveillance géologique incombe au Mudlogger d’identifier les cuttings remontés lors du
forage et en déterminer l'origine, de mettre en évidence la présence d'hydrocarbures et de
saisir le Master log.
4.1.4. Examen de la composition des cuttings
La description et l’examen des cuttings se font comme suit :
Reconnaissance des différentes roches qui renferment l’échantillon.
Estimation visuelle des pourcentages de chaque roche.
Description séparée de chaque roche (pourcentage › 10%).
Les roches à (pourcentage ‹ 10%) sont qualifiées d’adjectifs les caractérisant.
IV.2. PRODUITS CHIMIQUES ET LEUR UTILISATION
Parmi les produits chimiques utilisés pour le traitement et la description des cuttings nous
avons :
l’acide chlorhydrique (HCL) dilué à 10%.
Le rouge d’Alizarine : utilisé pour faire la distinction entre un calcaire et une
dolomie, test généralement utilisé en calcimétrie.
la phénolphtaléine : utilisée pour confirmer la présence du ciment dans l’échantillon.
IV.3. DETERMINATION DE LA FLUORESCENCE
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, avec
48
les yeux, les réflexions fluorescentes sont en fonction des couleurs émises, indiquant la
présence et la nature de l'hydrocarbure contenu dans l'échantillon. Cependant nous distinguons :
- Fluorescence directe : placer l'échantillon dans le fluoroscope et y déterminer directement.
- Fluorescence indirecte : ajouter à l’échantillon un solvant d’hydrocarbures (tri chloro-
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.
4.4. CAROTTAGE
Les déblais remontés peuvent provenir de différents niveaux (cas de retombées) dont
la vitesse de remontée est incertaine. Le carottage procure des exemples 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 des sources précieuses de données pour l'étude de
roches de sub-surface et de réservoirs.
La prise d'une carotte procure aux spécialistes :
Une certitude sur la côte et le terrain.
Une valeur du pendage.
Une appréciation de la dureté des terrains
Une possibilité de faire des mesures précises (porosité, perméabilité…).
Une possibilité de déterminer l'âge du terrain (micropaléontologie).
Les puits d'hydrocarbure peuvent être classés comme puits d'exploration,
d'estimation ou puits de développement, pour lesquels le carottage est une méthode fiable qui
permet d’acquérir les données nécessaires. Le passage de la phase d'exploration à la phase
de développement exige des informations plus détaillées concernant le réservoir.
4.5. MASTER LOG
Le pourcentage des lithologies, les tops de formations, les paramètres de forage et de boue, les
outils consommés pendant chaque phase et leur usure du Total gaz, la vitesse d’avancement, …
sont des informations nécessaires à l’interprétation de la colonne stratigraphique et la
description de l’intervalle. Par contre, les informations non géologiques (ROP, Gaz) Sont réalisées
par le système.
49
La colonne stratigraphique est le fruit de la surveillance géologique en cours de
forage, elle est établie à partir de la description des cuttings effectuée par le mudlogger.
Les cuttings récoltés sur les10 mètres sont mélangés et leur ordre vertical est perdu.
La calcimétrie, la vitesse d’avancement et les paramètres mécaniques de
forage permettent de remédier partiellement à cet impératif.
4.6. RAPPORT FINAL DE PUITS (END OF WELL REPORT)
C’est un rapport de fin de sondage qui devrait englober toutes les informations et les opérations
d’engineering effectuées durant la réalisation du puits, les opérations électriques, la description
géologique des couches traversées par le forage, le type de BHA utilisé dans chaque phase, les
outils et leurs performances en cours de forage (coincements, pertes de boue, venues, …).
Le rapport final de puits contient trois dossiers : Doc, Excel, et Wellwizard.
Le Dossier Doc contient les fichiers :
Introduction
Données de forage & boue
Données de géologie
Opérations électriques
Annexes.
Le Dossier Excel contient les fichiers :
Profil
Progress (Depth – Coûts – Timing –BHA – Casing lists….)
Le Dossier Wellwizard contient les fichiers :
Drilling Log
Gas Log
Master Log.
51
INTRODUCTION :
Les paramètres de forage sont les différents facteurs mécaniques et hydrauliques pouvant agir
sur la vitesse de progression notée ROP (Rate Of Penetration) ainsi que sur le comportement
directionnel. Le ROP correspond à la profondeur en mètres forée par heure. L’optimisation du
ROP est un aspect très important dans l’analyse du processus de forage, car il directement lié
au temps passé sur une installation onshore ou offshore.
Sur le plan pratique, les paramètres de forage peuvent être classés en deux catégories :
Ø Paramètres mécaniques
Ø Paramètres hydrauliques
1. LES PARAMETRES MECANIQUES
Il est bien évident que pour forer des roches de différentes duretés, nous utilisons des outils
bien spécifiques selon la nature lithologique de ces roches. Cependant, les avancements
peuvent varier de 80 mètres/heure à quelques dizaines de centimètres par heure.
1.1. LE POIDS SUR L’OUTIL WOB (WEIGHT ON BIT)
A une vitesse de rotation constante, l’augmentation du poids sur l'outil contribue à
l’augmentation de la vitesse d'avancement en proportion directe si le débit de circulation est
suffisant. Le WOB est calculé en tenant compte du poids de la garniture libre (WOHL) et du
poids de la garniture durant le forage (WOHF).
WOB = WOHL ̶ WOHF
Ce paramètre désigne la force appliquée par la garniture sur l’outil suivant son axe de
révolution. Cette force dépend du poids propre de la garniture, de la poussée d’Archimède due
au fluide de forage et de la tension du câble de soutien de la garniture en surface. Les
grandeurs usuelles de WOB s’étendent typiquement entre 10 kN et 103kN.
52
1.2. LA VITESSE DE ROTATION (RPM)
La vitesse de rotation (tours/min, ou RPM) est un paramètre qui indique le nombre de tour de
la table dans le rig-floor par minute, identifié à l’aide d’un capteur.
La vitesse de rotation croît en fonction de la dureté de la formation et le paramètre torque.
Elle peut être atténuée par les vibrations qui affect la garniture de forage.
Le choix de la vitesse de rotation dépend de celui du WOB. En surface elle peut être
précisément contrôlée mais elle peut être différente de la vitesse de rotation du trépan. Les
vitesses de rotation usuelles se situent entre 60et 250 RPM (tours / min).
1.3. LE COUPLE EXERCE SUR L’OUTIL TTOB (TORQUE ON BIT)
Il s’agit d’un paramètre enregistré au cours du forage par un capteur. Le torque et la force
opposite de rotation dépendent de la nature lithologique des roches traversées.
Ce paramètre correspond au couple transmis par la garniture au trépan suivant son axe de
révolution. Compte tenu des frottements du train de tiges contre la paroi du puits, ce couple
est nettement inferieur à celui mesuré en surface. Ainsi le couple Ttob représente les effets
combinés du couple réactif et des forces de frottement non linéaires sur la longueur du BHA.
2. LES PARAMETRES HYDRAULIQUES
2.1. DEBIT FLOW IN
Volume de boue déversé par les pompes de forage à travers le stand pipe et le drill string à
l’intérieur du trou de forage. La quantification du débit est basée sur le débit unitaire des
pompes (POP). 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
53
Diamètre 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
Débit unitaire / Chemisage des pompes
2.2. NOTION DE PRESSION
2.2.1. Pression hydrostatique
Ph = h x d / 10.2 (bar)
- h: hauteur du fluide (m)
- d: densité du fluide (kg/l)
2.2.2. Pression exercée sur le fond d’un puits
Pfond= Ph + Pc annulaire
- Ph : pression hydrostatique
- Pc annulaire : pertes de charge annulaire
2.2.3. Pression de pore et de fracturation (P pore) / (P frac)
Chaque formation géologique est caractérisée par :
Une pression de pore : pression de l’effluent qu’elle contient.
Une pression de fracturation : pression à exercer sur la formation jusqu’à initier
l’injection du fluide dans la formation, elle est déterminée par un leak off test.
2.2.4. La dépression et la surpression
Elles dépendent des facteurs suivants :
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
54
La pression de la boue est mesurée à l'aide de capteurs sur le manifold du plancher pour
obtenir la valeur d'entrée (Stand Pipe Pressure) et sur choke manifold pour obtenir la valeur
de sortie (Casing Pressure). 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.
D’une manière générale, on peut classer les paramètres de forage en quatre catégories
(Cailleux, 1986) :
a) les paramètres imposés par la méthode et non enregistrés numériquement
Type de l’outil et diamètre
Nature du fluide d’injection
Performances limites de la machine et du système d’injection
b) les paramètres fixés par l’opérateur
Poussée sur l’outil PO
Vitesse de rotation VR
Débit d’injection QI
c) les paramètres dépendant de la réponse du terrain
Vitesse d’avancement VA
Couple de rotation CR
Pression d’injection PI
Débit de retour QO
Pression de retenue PR
d) les paramètres évolutifs non maîtrisés
Usure des outils
Variation de la composition du fluide
55
Cinquième chapitre
RELATION ENTRE LES
PARAMETRES DE FORAGE
ET LES DIFFERENTES
FORMATIONS GEOLOGIQUE
56
INTRODUCTION :
Afin de caractériser les formations traversées par le forage du puits étudié de point de vue
lithologique, sédimentologique et pétrophysique, on a divisé le présent chapitre est en deux
parties :
- La première partie consiste en la lecture directe du masterlog en commentant
seulement la réponse du Gamma ray et le ROP inverse en face différentes formations
traversées. On a essayé aussi d’interpréter le Gaz Total et la calcimétrie présentés dans
le masterlog afin de bien comprendre les faciès en question.
- Dans la deuxième partie on s’est concentré sur les paramètres de forage en élaborant
des graphes illustrant les relations entre ces paramètres et la lithologie des formations
forées.
Les principaux paramètres de forage examinés sont :
- L’avancement de l’outil de forage en mètre/heure (Rate of pénétration «ROP»)
- L’avancement de l’outil de forage en minute/ mètre (ROP inverse)
- Le moment de flexion du train de tiges pendant le forage (Torque «TRQ »)
- Le poids sur l’outil (Weight on bit «WOB»)
Les données disponibles représentent un enregistrement continu pendant le forage d’un puits
de 3700m de profondeur. Il en résulte plusieurs formations (du Mio-pliocène au Silurien M1)
Le choix des formations présentées dans ce chapitre dépend en premier lieu de la qualité des
enregistrements puis de l’importance de la formation.
On a choisi 07 formations qui représentent des formations types pour l’étude des roches
sédimentaires en général et des réservoirs pétroliers en particulier.
Notre interprétation sera basée surtout sur le ROP inverse, calculé en minutes par mètre.
Nous avons choisi le ROP inverse, pour donner une meilleure interprétation qui traduit le
degré de dureté des formations traversées.
Dans les graphes présentés tous les paramètres sont à l’échelle sauf :
- Le poids sur l’outil (WOB) mesuré en tonne est amplifié 100 fois sa valeur,
- le ROP inverse calculé est amplifié 10 fois sa valeur.
57
Cette amplification des valeurs est faite seulement pour faciliter la lecture des paramètres en
question devant le torque (calculé en millier de Pieds X Livres « ft.lb ») dans un seul graphe.
Fig.22 : Colonne Litho stratigraphique du puits étudié
(Drilling Program-SONATRACH)
58
PREMIERE PARTIE : Interprétation des graphes
1. Le Sénonien Carbonaté @ 296m - (de 296 m 515m) 219 m forés
A- Description de la formation :
- Prédominance pour les dolomies qui prennent une couleur crème, grise claire parfois,
d’une dureté moyenne, occasionnellement argileuse.
- Dans les premières dizaines de mètres forés on trouve quelques bancs d’Argiles vertes,
plastiques, parfois sableuses et carbonatées.
- Les bancs des formations lagunaires (Gypse et Anhydrite) présentent quelques
intercalations dans les dolomites.
Fig.23 : Relation ROP-WOB-TRQ (Sénonien Carbonaté)
290
340
390
440
490
0 500 1000 1500 2000 2500
TRQ
WOB
ROP
59
Fig.24 : Relation ROP inv. WOB-TRQ (Sénonien Carbonaté)
B- Interprétation:
Dans l’intervalle du Sénonien carbonaté, on remarque qu’il y un rapport entre le poids sur
l’outil et le ROP inverse. Le WOB et ROP inverse baissent ou augmentent simultanément en
fonction de la friabilité de la formation traversée.
Par exemple à 308 m, le ROP inverse montre 85.8 minutes/ mètre, et le poids sur l’outil
balance entre 7 et 6 tonnes, on peut déduire que l’outil traverse une formation un peu friable à
un peu dure confirmée par la présence à ce niveau des dolomies calcaires moyennement
indurées et les anhydrites dures.
290
340
390
440
490
0 500 1000 1500 2000 2500
TRQ
WOB
ROP INV
60
2. Sénonien Salifère : @764m - De 764m à 885 m – (121 m forés)
A- Description de la formation :
- Le Sénonien Salifère et prédominé par des formations évaporitiques qui varient entre
l’Halite transparente, qui prend parfois une couleur orange, massive dans son aspect.
Aussi, la présence de l’Anhydrite blanche, qui tend vers la couleur crème, un peu dure.
- Les intercalations des Argiles, dès la Dolomite et aussi de la Dolomite calcareuse, restent
importantes surtout dans les derniers mètres de l’étage relatif.
Fig.25 : Relation ROP inv. WOB-TRQ (Sénonien Salifère)
760
780
800
820
840
860
880
0 500 1000 1500 2000
ROP INV
WOB
TRQ
61
Fig.26 : Relation ROP- WOB-TRQ (Sénonien Salifère)
B- Interprétation:
On observe dans le graphe de la figure 26, le Torque, le poids sur l’outil (WOB) ainsi que le
rate of pénétration (ROP) inverse, sont influencés par les formations géologiques forés
(Dureté et type de ciment).
Nous remarquons qu’à partir du début de l’étage Sénonien Salifère, les paramètres de forages
indiqués sont en relativité jusqu’à la profondeur de 790m, ou apparaissent des formations
760
780
800
820
840
860
880
0 500 1000 1500 2000
WOB
TRQ
ROP
62
carbonatés distinguée par un banc de dolomite calcareuse dur avec des Argiles dures, au sein
de la Halite massive.
Dans l’intervalle de 790m jusqu’à 793 m, On observe :
- Une baisse progressive (WOB : de 9 T à 6 T)
- ROP inv.: (de 5min/m à 3 min/m
- Torque : (de 6000ft.lb à 5000 ft.lb).
A 799 m le ROP inverse, ne change presque pas, tandis que le torque augmente de : 6000ft.lb
jusqu’à 14000 ft.lb ; le poids sur l’outil aussi augmente progressivement de : 6 tonnes
jusqu’à 15 tonnes.
A 881 m, ROP inverse montre une valeur maximale de 25.2 min/m. Le poids sur l’outil
monte jusqu’à 10 tonnes. La formation géologique rencontrée est une intercalation
relativement dure d’halite, anhydrite, dolomite et des argiles tendres.
A 883 m, le WOB, chute brutalement de 9 tonnes jusqu’à 1 tonne ; le Torque baisse de 9800
ft.lb jusqu’à 1000 ft.lb
63
3. Turonien : @885m De 885m à 978m 93 m mètres forés
A- Description de la formation :
Une prédominance pour les Marnes grise foncées, à aspect plastique
Fig.27: Relation ROP- WOB-TRQ (Turonien)
880
890
900
910
920
930
940
950
960
970
980
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
WOB
TRQ
ROP
64
Fig.28 : Relation ROP inv- WOB-TRQ (Turonien)
B- Interprétation :
On remarque que Le torque reste constant du 900m jusqu’à 910m, dont la valeur est de 15178
ft.lb
On peut constater que les données sont erronées.
A 910 m, on remarque que le poids sur l’outil (WOB) et le torque baissent simultanément de :
3,7 tonne jusqu’à 0,5 tonne et de 15174 ft.lb jusqu’à 6926 ft.lb, alors que le Rate Of
Penetration augmente de 9.1m/hr jusqu’à 15 m/hr.
A ce niveau (910 m) nous constatons un changement dans la formation géologique traversée
des calcaires un peu durs avec quelques intercalations d’argiles à des marnes plastiques, ce
qui explique les changements brutaux des paramètres cités ci-dessus.
880
890
900
910
920
930
940
950
960
970
980
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
WOB
TRQ
ROP INV
65
Entre 888 m et 893 m, ROP inverse augmente progressivement de 7 min/m jusqu’à 12
min/m
Le torque progresse aussi de : 7000 ft.lb jusqu’à 14000 ft.lb.
Dans cet intervalle, on remarque que la formation géologique change d’une halite en
prédominance à un calcaire relativement dur.
A noter que les calcaires durs, occupent les premières vingtaines de mètres forées du
Turonien.
66
4. Dogger Argileux @ 1960m : de 1960 m à 2072 m (112m) forés
A- Description de la formation :
Anhydrite- Les Silts - Argiles- Les Calcaires
- Les Anhydrites prennent une couleur blanche, parfois friable..
- Les Silts: sont d’une couleur grise claire à foncée ; Elles sont friable au touché.
- Les Argiles prédominent dans le Dogger Argileux, elles sont brunes, rougeâtres,
parfois verdâtres ; Occasionnellement plastique. Parfois Dolomitique.
- Les Calcaires sont en minorité, nous pouvons les observer dans les premiers mètres du
Dogger Argileux.
Fig.29 : Relation ROP-WOB-TRQ (Dogger Argileux)
1955
1975
1995
2015
2035
2055
2075
0 500 1000 1500 2000
TRQ
WOB
ROP
67
Fig.30: Relation ROP inv-WOB-TRQ (Dogger Argileux)
B- Interprétation :
De 1960 m jusqu’à 1974 m (14m), le torque montre une valeur constante (17000 ft.lb).
Dans cet intervalle, les données du torque semblent incorrectes, car le torque est un paramètre
qui dépend de la formation géologique et du poids de la garniture de forage (WOB) posé par
le foreur. Il en résulte que la monotonie de ce paramètre pendant une quinzaine de mètres (de
1961 à 1975m) serait illogique, surtout si on savait que cet intervalle montre une variété
lithologique (Grès, Argile, Anhydrite et calcaire)
1955
1975
1995
2015
2035
2055
2075
0 500 1000 1500 2000
TRQ
WOB
ROP INV
68
Fig.31 : Intervalle montrant la variété lithologique entre 1961 à 1975m
(Master Log)
A 2003m et 2035 m, le poids sur l’outil et le Torque augmentent brutalement
Le WOB, montre un pic de 13 tonnes
Le Torque augmente brutalement de 11000 ft.lb jusqu’à 17000 ft.lb
Le ROP inverse, augmente par rapport à sa moyenne jusqu’à 6 min/m
La formation dans cet intervalle est présentée par des argiles indurées, plastiques et
occasionnellement dolomitiques.
A 1976 m le ROP inverse, augmente jusqu’à 13 min/m, La présence d’un banc calcaire dur au
sein d’une argile explique cette augmentation.
5- Lias Anhydritique@2317m De 2317 m – 2395m (78m forés)
69
LD2 (Niveau H) - LS2 : Lias Anhydritique et carbonaté
- LD2 : (Niveau H) de 2395m – 2418m
- LS2 : De 2418 m - 2498 m
-
A- Description de la formation : Anhydrite-Calcaire - Argile- Halite (LS2)
De 2317m à 2498m (181 m)
Fig.32 : Relation ROP-WOB-TRQ (Lias Anhydritique)
2310
2330
2350
2370
2390
2410
2430
2450
2470
2490
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
ROP
TRQ
WOB
70
Fig.33 : Relation ROP inv-WOB-TRQ (Lias Anhydritique)
B- Interprétation :
2310
2330
2350
2370
2390
2410
2430
2450
2470
2490
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
TRQ
WOB
ROP INV
71
A 2320 m, ROP inverse baisse jusqu’à 10 min/m, le WOB égale une tonne et le torque
augmente à 7458 ft.lb. La roche est une intercalation d’anhydrite très dure et d’argile
indurées.
A 2324 m, ROP inverse augmente jusqu’à 41 min/m, le poids sur l’outil (WOB) indique une
valeur de 14 tonnes, tandis que le torque augmente de 5000 ft.lb jusqu’à 11000 ft.lb.
Dans cette profondeur, on rencontre comme formation géologique des grés quartzitiques et un
autre banc de Dolomite dure.
Au niveau de la profondeur de 2410 m (LD2 niveau H), ROP inverse augmente jusqu’à 13.8
min/m. La roche est une anhydrite dure et ferme.
Les valeurs du ROP inverse deviennent très basses dans l’halite (Lias LS2). Ce qui explique
l’avancement très rapide dans les sels.
DEUXIEME PARTIE : Lecture directe du masterlog
72
1- Turonien @885 m Section de 900 m – 960 m
Fig.34 : Représentation du Turonien sur le Masterlog
Les deux formations principales qui caractérisent le Turonien sont les Marnes et les calcaires.
On remarque qu’au niveau des calcaires et selon la calcimétrie établit au niveau de la cabine
MudLogging, le pourcentage des la CaCo3 atteint les 66 %.
73
Les courbes de la CaCo3 et celle de CaMg(Co3)2, apparaissent en concordance. Ce qui
indique que la dolomie présente est une dolomie secondaire.
En ce qui concerne Le Gamma Ray, on remarque que l’Argilosité est moyenne au niveau des
Marnes et presque nulle au niveau des Calcaires.
Le ROP inverse est trop faible, ce qui explique que l’avancement est rapide du à la formation
géologique tendre (Marnes plastiques et calcaire friable, rarement dur).
2- Lias Salifère@ 2522m / section de : 2550m -2600m
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Fig.35 : Représentation du Lias Salifère sur le Masterlog
Entre 2556 m et 2557m, ROP inverse augmente de 8.7 min/m jusqu’à 12.6 min/m, alors que
sa moyenne durant cet intervalle est à prédominance de roches dont la sédimentation est
d’origine lagunaire (ROP inverse = 6 min/m).
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Cette augmentation est traduite par la présence des anhydrites dures, donc l’outil met du
temps pour traverser cette formation géologique.
Quant à l’argilosité ou autrement dite l’indice de la présence des minéraux radioactifs dans les
roches traversées est presque nul, du fait de la prédominance de l’anhydrite et de l’halite.
A 2574 m, le Gamma Ray indique une valeur de 50 API (cette valeur devrait être indiquée
entre 2560m et 2570m, en raison de la présence assez importante des Argiles. (ce décalage
devrait être corrigé avant l’insertion du GR log dans le Masterlog ).
On note la profondeur enregistrée par les foreurs et celle enregistré par les diagraphistes est
toujours différente car les premiers se basent sur la longueur des tiges de forage et les seconds
se basent sur la longueur du câble électrique.
3- Lias Argileux @2882m section : de 2882m – 2921
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Fig.36 : Représentation du Lias Argileux sur le Masterlog
Au Lias Argileux on premarque que l’Argilosité est exprimée par le taux elevé du Gamma
Ray dans la roche, le GR atteint les 150 API. (Argiles pures)
Quant au remonté de Gaz, on obserbe que le TOT GAS atteint 0.11 %.
La calcimetrie est nulle, puisque les roches existantes ne contienne ni de calcite ni de
dolomite.
4- Trias Argilo-gréseux sup. @ 3075 m De 3075m - 3120m
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Figure 37 : Représentation du TAGS sur le masterlog
L’argile relativement pure montre un gamma Ray très élevé (de 100 à 150 API)
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CONCLUSION
GENERALE
Les deux parties de notre travail (Théorique et étude de cas), nous ont permis de faire une
bonne corrélation entre les paramètres de forages et les formations géologiques traversées en
matière de comportement des formations géologique devant le changement des paramètres
(Rate Of Penetration – Torque et Weight On Bit).
Nous avons pu constater que la rotation par minute inverse augmente et l’avancement
devient rapide quand la roche est friable et soft.
Le Torque devient erratique quand la formation est dure.
Quant au poids sur l’outil ou bien le WOB, ou autrement expliqué, quand le poids de la
garniture s’appuie sur l’outil de forage, cela nous permets de constater que la formation est
soft.
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