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SEC -
CHAPITRE 2
•
Pression géostatique
•
Pression de pore
•
Causes des pressions anormales
•
Détection des pressions anormales
•
Pression de fracturation
•
LOT et Padm
•
Architecture du puits et Padm
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Pression géostatique
Pression exercée par le poids des sédiments sus-jacents,
Pression géostatique
contrainte verticale principale,
Pression de fracturation liée à
la pression géostatique,
Densité
des sédiments fonction de :–
Porosité,–
Densité
des fluides dans les pores,–
Nature chimique des solides (grains et matrice).
La porosité
diminue avec la profondeur (compaction),
le gradient géostatique augmente avec la profondeur
A terre, environ 0.23 bar / m à
3 500 m (1 psi / ft à
10 000 ft)
Offshore, dépends de la profondeur d’eau.
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Evolution de la porosité
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Gradient géostatique
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Gradient géostatique
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Structure d’une roche sédimentaire
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Pression des fluides à
l’intérieur des pores, Pression de formation, pression de gisement, de réservoir, …Fluides dans les pores :
–
Eau,
–
Hydrocarbures,
–
H2
S, CO2
, azote, …
Les fluides peuvent circuler dans une roche perméable,Relation entre pression géostatique et pression de pores :
v
:
contrainte effective verticale (fracturation lorsque = 0),S
: Pression géostatique,
PG
: Pression de formation.
GPS v
Pression de pore
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•
Pression de pore normale lorsque cette pression estseulement le fait de l’eau qui imprègne le sous-sol etformation en communication avec la surface,
•
Dans les autres cas : pression de pore anormale
–
Pression de pores anormale
système fermé
à l’atmosphère existence de
barrières de perméabilité,
–
Fluides de formation plus légers que l’eau (gaz, huiles).
Pression de pore
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•
Densité
de la boue pour forer une formation à
pression normale :
–
1.05 à
1.15 suivant la salinité
de l’eau de formation (exception faite
des problèmes de topographie),
–
9.60 ppg à
10.00 ppg suivant la salinité
de l’eau de formation
(exception faite des problèmes de topographie).
•
Pression de pore maximum dans une formation ≈
la plus faible des contraintes principales existant dans cette formation.
Pression de pore
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Effet de la topographie
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Effet de la topographie
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Pour avoir une pression de pore anormale, nécessité–
De barrières de perméabilité
pour piéger la pression,
–
De phénomènes pour générer de la pression.
Barrières de perméabilité
:–
Liées à
des causes géologiques :
*
Sédiments de faible perméabilité,
*
Activité
tectonique,
*
Phénomènes liés à
la diagenèse.
–
Qualité
de la barrière :
*
Barrière étanche
changement brutal de pression entre les couches,
*
Barrière pas totalement étanche zone de transition (variation progressive de la pression dans cette zone).
Causes des pressions anormales
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Barrière de perméabilité
parfaitement étanche
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Zone de transition
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Phénomènes générateurs de pression :
–
Présence d’hydrocarbures,
–
Sous -
compaction (considérée comme la cause principale),
–
Transformation des argiles,
–
Expansion thermique des fluides,
–
Osmose,
–
Dépôts d’évaporites,
–
Transformation de la matière organique,
–
Tectonique,
–
Hydrodynamique,
–
Opérations de forage.
Causes des pressions anormales
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•
Présence d’hydrocarbures :
–
Pression due à
la différence de densité
entre l’eau et les
hydrocarbures,
–
Effet plus important avec du gaz près de la surface.
•
Sous -
compaction :
–
Due à
un mauvais drainage des eaux de formation pendant
l’enfouissement des sédiments :
*
Si l’eau est évacuée des sédiments
pression de pore et compaction normales,
*
Si l’eau n’est pas ou partiellement évacuée des sédiments sous -
compaction et pression de pore anormales.
–
Sous -
compaction principalement dans les séries argileuses.
Causes des pressions anormales
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Presence d’hydrocarbures
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Compaction normale
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Sous -
compaction
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Transformation minéralogique des argiles :–
Aux environs de 100 °C : smectite
illite + eauSmectite : argile gonflante très réactive (bentonite),Illite : argile non gonflante, non réactive.
–
L’eau évacuée lors de la transformation peut modifier la pression de pore de la formation suivant sa perméabilité.
•
Expansion thermique des fluides :
–
Augmentation de température
augmentation de la pression des fluides à
l’intérieur de la roche si le système est fermé
(principe de la cocotte minute).
•
Osmose :–
Circulation de fluides due à
des différence de concentration en sels,
–
Les formations argileuses peuvent se comporter comme des argiles semi –
perméables.
Causes des pressions anormales
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Osmose
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•
Dépôt d’évaporites :–
Création de barrières de perméabilité
(roches non poreuses non perméables),
–
Création de dômes de sel
effets tectoniques et osmose,
–
Transformation du gypse en anhydrite avec 38 % d’eau évacuée,
–
Transformation de l’anhydrite en gypse
augmentation du volume de la roche augmentation des contraintes dans la roche.
•
Transformation de la matière organique (genèse des hydrocarbures) :
–
Molécules organiques
cassées par les bactéries et la température (matière organique solide
huiles
gaz),
–
Augmentation du volume des produits au cours de la transformation si le système est fermé
augmentation de la pression de pore.
Causes des pressions anormales
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Formations salifères
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•
Tectonique :–
Paléo –
pressions,
–
Action des failles.
•
Hydrodynamique :–
Pertes de charge modifiant les pressions dans les formations.
•
Pressions anormales produites par le forage :–
Programme de casing
éruption interne, ...
–
Cimentation défectueuse (migration du gaz le long des casings),
–
Caractéristiques de la boue
fracturation, ...
Causes des pressions anormales
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Tectonique
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Tectonique
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•
Avant le forage :–
Données sismiques,
–
Données géologiques,
–
Données des puits voisins.
•
Pendant le forage :–
ROP (vitesse d’avancement),
–
d exponent,
–
Autres formulations de la vitesse d’avancement,
–
Frottements dans le puits,
–
Salinité
du filtrat de la boue,
–
Gaz,
–
Température de la boue et gradient,
–
Déblais (cuttings),
–
MWD –
LWD.
Détection des pressions anormales
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Données sismiques
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Informations provenant des puits voisins
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•
ROP (vitesse d’avancement) :–
Influencée par P (pression différentielle)
et la compaction,
–
Augmente à
l’approche et / ou à
l’entrée d’une zone à
pression anormale,
–
Attention avec une augmentation progressive du ROP (pas toujours un avancement rapide !).
•
d exponent
:–
Formule de Bingham :ROP
: Vitesse d’avancementRPM
: Vitesse de rotationa
: Coefficient de lithologieWOB
: Poids sur l’outilD
: Diamètre de l’outil
–
Diminue à
l’approche et / ou à
l’entrée d’une zone à
pression anormale.
. d
DWOBaRPM
ROP
Détection des pressions anormales
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Variation du ROP en fonction de P
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•
d exponent
:
–
Formule de Bingham déduite d’expériences sur chantier avec des tricônes dans des puits verticaux,
résultats discutables avec PDC et puits déviés,
–
Évolution du d exponent à
prendre en considération dans des séries argileuses.
•
Autres relations avec le ROP (Sigmalog, A exponent, ..) :–
Difficiles à
utiliser (besoin de connaître les caractéristiques de la roche à
forer !!).
•
Frottements dans le puits :–
Augmentation du "
torque and drag " (effet sur la stabilité
du puits).
•
Salinité
du filtrat de la boue :–
Variation fonction de la salinité
de la boue et de l’eau de formation,
–
En général salinité
du fluide de formation plus faible que la normale.
Détection des pressions anormales
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Variation du ROP, du d exponent et de PG
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•
Gaz dans la boue :–
% de gaz dans la boue influencé
par P (pression différentielle),
–
A l’approche et / ou à
l’entrée d’une zone à
pression anormale contenant du gaz :
*
Augmentation du fond gazeux,*
Augmentation des bouchons de manœuvre et d’ajout de tiges,*
Variation des rapports C2
/C1
, C3
/C2
(augmentation).
•
Température de la boue :–
Une zone sous -
compactée agit comme un isolant
perturbation de l’évacuation de la chaleur du centre de la terre vers la surface,
–
Le gradient de température diminue avant d’entrer dans la zone à pression anormale, puis augmente plus rapidement qu’à
la normale,
–
Théoriquement, le seul moyen pour détecter à
l’avance une zone à pression anormale mais les variations de température sont difficiles
à
mesurer.
Détection des pressions anormales
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Gaz dans une formation sous -
compactée
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Informations provenant des déblais (cuttings) :
–
Nature des argiles : % anormalement élevé
d’argiles réactives(smectites),
–
Diminution de la densité
des argiles (% d’eau anormalement élevé),
–
Forme des cuttings
(influencée par la P),
–
Quantité
anormalement élevée de déblais (influencée par la stabilité des parois du puits),
–
Composition du gaz dans les cuttings (rapports C2
/C1
, C3
/C2
anormalement élevés).
Détection des pressions anormales
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•
Informations fournies par le MWD -
LWD
:Maintenant possibilité
d’avoir ces mesures en cours de forage,
Valeurs influencées par la formation, l’état du trou et la boue,
Informations intéressantes fournies par la plupart des outils :
–
Gamma Ray diminue
Porosité
élevée % de matériaux radioactifs plus faible
–
Résistivité
(ou induction) diminue
Plus d’eau dans la formation roche moins résistante
–
Sonique : mesure le temps de transit du son (t)
qui augmente car la porosité
diminue
–
Densité
diminue : augmentation de la porosité
diminution de la densité
de la roche
–
Neutron augmente : mesure directement la porosité
Comparer seulement les valeurs provenant des formations argileuses.
Détection des pressions anormales
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Informations fournies par le MWD -
LWD
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•
Pressions anormales plus difficiles à
détecter si absence de zone de transition,
•
Tous les indicateurs doivent être pris en compte,
nécessité
d’une bonne communication entre le mud logger, le
géologue, l’opérateur MWD et le driller,
•
Comparer seulement les informations collectées dans des formations ayant la même lithologie (formations argileuses),
•
Meilleurs indicateurs :–
Vitesse d’avancement (ROP),
–
Gaz,
–
MWD -
LWD (mesures influencées uniquement par la formation).
Détection des pressions anormales
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•
Pression de fracturation (Pfrac
) = pression à
appliquer en face d’une formation pour ouvrir par pression des fractures dans cette formation,
•
Important de connaître les limites de la formation :– Pour placer le sabot du casing à la bonne place,–
Pendant la circulation d’une venue.
•
Existence de fractures dans un puits peut conduire à
de sérieux problèmes (communication entre couches, avec la surface, ..) éviter de fracturer,
•
Fracturation liée à
la perméabilité
de la formation :– Si formation très perméable filtration, –
Si formation non perméable fracturation.
Pression de fracturation
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Distribution des contraintes dans le sous-sol
σv
: contrainte verticale
σH1
:
contrainte horizontale
σH2
:
contrainte horizontale
3 contraintes principales s’appliquent en chaque point du sous-sol. La contrainte verticale qui est égale à
la pression géostatique et 2
contraintes horizontales qui sont souvent égales entre elles et inférieures à
la contrainte verticale.
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Distribution des contraintes autour d’un puits
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La valeur de Pfrac
value dépend de :–
La valeur des
3 contraintes principales effectives
*
L’une verticale (pression géostatique) et les 2 autres horizontales (généralement contrainte verticale > horizontale),
*
Fracturation lorsque la plus faible des contraintes = 0,
*
Pfrac
entre
70 % et 120 % de la pression géostatique,
*
Le gradient géostatique augmente avec la profondeur
Le gradient de Pfrac
augmente aussi avec la profondeur
La formation juste sous le sabot est en général la plus fragile du découvert.
–
La cohésion de la roche (résistance à
la traction),
–
L’orientation du puits (inclinaison, azimut),
–
La température de la roche
: une augmentation de la température
augmentation de Pfrac
(jusqu’à
5 bar / °C, ≈
70 psi / °C),
–
Réactions entre la boue et la formation (filtration, qualité
du cake, ..).
Pression de fracturation
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Orientation des fractures
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Valeur de Pfrac en fonction de l’inclinaison
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Diagramme de fracturation hydraulique
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PLOT
: Pression de Leak Off Test : les fluides du puits commencent à
pénétrer dans la formation,
PFO
: Pression d’ouverture des fractures : pression à
laquelle les fractures apparaissent la première fois,
PFO'
: Pression à
laquelle les fractures apparaissent la
seconde fois,
PFP
: Pression de propagation des fractures : les fractures se propagent dans la formation,
PFC
: Pression de fermeture des fractures : les fractures se referment, les fluides n’entrent plus dans la formation,
Rt
: Résistance de la roche à
la traction.
Test de fracturation hydraulique
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Résistance de la roche réduite si fracturation éviter de fracturer
Tests :–
Pour déterminer la pression de début de fuite : Leak Off Test (L.O.T),
–
Pour vérifier si la formation résiste à
une pression donnée (limit
test, FIT : Formation Integrity Test).
Valeur obtenue avec le L.O.T
Pfrac
et marge de sécurité
inconnue
L.O.T réalisé
:–
Généralement dans la formation où
le sabot est posé
(devrait être fait dans la formation suivante),
–
Au démarrage d’une nouvelle phase de forage :
*
Le cake n’est peut être pas encore étanche,
*
La température de la formation est minimum.
Valeur obtenue peut être très éloignée de la valeur réelle de Pfrac
(si
L.O.T répété
plus tard pendant la phase, souvent valeur obtenue plus élevée).
Détermination de la pression de fracturation
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Par abus de langage, la valeur obtenue avec le L.O.T considérée comme Pfrac
Expression de Pfrac
:
Pfrac
:
Pression de fracturation au sabot en bar,
PLOT
: Pression de fuite mesurées en surface en bar,
Z sabot
: Profondeur vertical du sabot en m,
d LOT
: Densité
de la boue dans le puits au moment du LOT.
10.2dZPP LOTLOT sabotfrac .
Détermination de la pression de fracturation
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Par abus de langage, la valeur obtenue avec le L.O.T considérée comme Pfrac
Expression de Pfrac
:
Pfrac
:
Pression de fracturation au sabot en psi,
PLOT
: Pression de fuite mesurées en surface en psi,
VD shoe
: Profondeur vertical du sabot en pieds,
MW LOT
: Densité
de la boue dans le puits au moment du LOT en ppg.
Détermination de la pression de fracturation
LOTshoeLOTfrac MW . VD . 052.0 P P
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Densité
de fracturation
d frac
:
Densité
de fracturation
Pfrac : Pression de fracturation au sabot en bar
Z sabot
: Profondeur verticale du sabot en m
–
Si le puits est rempli de boue de densité
d frac
, la pression au sabot
est égale à
Pfrac
,–
Si le puits est rempli avec une boue de densité
d frac
, la pression au sabot est supérieure à
Pfrac
diminution du niveau de boue
dans l’annulaire.
sabotfrac frac Z
P10.2d
.
Détermination de la pression de fracturation
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Densité
de fracturation en unités anglo-saxonnes
MW frac
:
Densité
de fracturation en ppg
Pfrac : Pression de fracturation au sabot en psi
VD shoe
: Profondeur verticale du sabot en pieds
–
Si le puits est rempli de boue de densité
MW frac
, la pression au sabot
est égale à
Pfrac
,–
Si le puits est rempli avec une boue de densité
MW frac
, la pression au sabot est supérieure à
Pfrac
diminution du niveau de boue dans
l’annulaire.
Détermination de la pression de fracturation
0.052 . VDP MW
shoe
fracfrac
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•
Forer quelques mètres sous le sabot (une dizaine de m, ≈
30 ft),
•
Circuler et conditionner la boue pour avoir un fluide propre et homogène,
•
Remonter l’outil au sabot,•
Fermer le puits (ouvrir l’annulaire entre les deux derniers casings),
•
Pomper avec un débit très faible (40 à
80 l / min, 10 à
20 gpm)
avec la pompe de cimentation,
•
Enregistrer l’évolution de la pression en fonction du volume pompé, •
Suivant le type de test réalisé, pompe arrêtée :
–
Lorsque la pression atteint la valeur désirée (F.I.T, Limit Test),
–
Lorsque quelques points divergent de la courbe de compressibilité
de la boue (L.O.T).
•
Test terminé, purger le puits et déterminer le volume de boue restitué par le puits
donne le volume absorbé
par la formation.
Procedure de Leak Off Test
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Différentes façons de réaliser un L.O.T :–
Pomper en continu,
–
Pomper par paliers et attendre que la pression se stabilise,
–
Pomper par les tiges ou par l’annulaire (ou par les deux).
L’allure de la courbe de L.O.T dépend de la formation testée.
Procedure de Leak Off Test
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Enregistrement d’un LOT
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Padm = Pression maximum admissible en tête de l’annulaire
Padmd
: Pression maximum admissible en tête de l’annulaire avec une boue de densité
d exprimée en bar
d
: Densité
de la boue dans le tubage
Si Pa
Padm d
avec le tubage plein d’une boue de densité
d Injection dans la formation au sabot
La valeur de la Padm dépend de la densité
du fluide dans le tubage :–
Lorsque la densité
augmente, la valeur de la Padm diminue.
. 10.2dZPPadm sabotfracd
Pression maximum admissible à
l’annulaire
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Padm = Pression maximum admissible en tête de l’annulaire
MAASPMW : Pression maximum admissible en tête de l’annulaire avec une boue de densité
d exprimée en psi,
MW
: Densité
de la boue dans le tubage
exprimée en ppg,
Si Pa
MAASP MW
avec le tubage plein d’une boue de densité
MW Injection dans la formation au sabot,
La valeur de la Padm dépend de la densité
du fluide dans le tubage :–
Lorsque la densité
augmente, la valeur de la Padm diminue.
Pression maximum admissible à
l’annulaire
MW . DV . 0.052 P MAASP shoefracMW
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Expressions utiles de la Padm :
Padm d1 : Padm en bar avec une boue de densité
d1
Padm d2
: Padm en bar avec une boue de densité
d2
10.2ddZd 1
1fracsabotPadm ) ( .
10.2ddsabotZdd 12 12 PadmPadm ) ( .
Pression maximum admissible à
l’annulaire
10.2
1ddZd
LOTsabotLOT1 PPadm
) ( .
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Expressions utiles de la Padm en unités anglo-saxonnes
MAASP MW1 : Padm en psi avec une boue de densité
MW1
en ppg MAASP MW2 : Padm en psi avec une boue de densité
MW2
en ppg
)MW - (MW . VD. 0.052 AASPM 1fracshoeMW1
12shoe MW - MW . VD. 0.052 MW1MW2 AASPM AASPM
Pression maximum admissible à
l’annulaire
)MW - (MW . VD. 0.052 AASPM 1LOTshoeLOT MW1 P
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La valeur de Padm ainsi calculée est une valeur statique :
–
Lorsque l’on circule une venue, si les pertes de charge dans la choke
line (ou dans l’annulaire) ne sont pas négligeables, il faut en tenir
compte (cas des BOP sous-marins)
Padm statique = Padm en circulation + PC
après le sabot
Validité
de la Padm :
–
Valeur calculée en considérant une boue homogène dans le tubage
Pa peut et doit être comparée à
Padm uniquement si le tubage est plein d’une boue homogène (pas le cas si la boue est gazée, etc.),
–
Valeur de la Padm déduite du LOT
la valeur obtenue peut être loin de la vraie limite. Dans la plupart des cas, valeur plutôt conservatrice,
–
Souvent puits plus résistant que l’on pense.
Pression maximum admissible à
l’annulaire
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Sabot du casing positionné
pour : –
Résoudre les incompatibilités entre formations (pression, lithologie),
–
Maintenir les formations déjà
forées,–
Forer la phase suivante en sécurité,
–
Circuler une venue avec le risque de fracturation minimum.
Sabot positionné en considérant :–
Le puits plein de gaz (colonne de production),
–
Un volume maximum de venue (kick tolerance
10 m3,
60 bbl),
• Pour les puits de développement :– Normalement pressions bien connues,
• Pour les puits d’exploration :–
Les pressions peut être totalement inconnues
risque d’avoir des valeurs différentes de celles prévues
gain maximum, etc. doivent
être modifiés en accord.
Architecture du puits et Padm
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•
Pas de risque de " fracturation " si :–
Sabot placé
à
une profondeur permettant d’avoir le puits plein de gaz et L.O.T, pressions de pore en accord avec le programme de forage,
–
Gain inférieur au gain maximum admissible (kick tolerance),
–
Procédure correcte pour circuler une venue (Pf maintenue constante).
•
Risque de "fracturation" si :–
Volume du gain supérieur au gain maximum admissible,
–
Les résultats du L.O.T, les pressions de pore ne sont pas en accord avec le programme de forage,
–
Procédure incorrecte pour circuler une venue (Pf n’est pas maintenue constante pendant le contrôle).
Architecture du puits et Padm