Structure de Forage

Le procédé essentiel de l’exploration et de l’exploitation des gisements pétrolifères reste le forage rotary qui permet d’atteindre de grandes profondeurs dans de bonnes conditions techniques et de sécurité. Cette technique consiste à utiliser un outil de forage vissé à l’extrémité basse d’un train de tiges (garniture de forage) et sur lequel sont appliquées une force et une rotation. La force, appelée poids sur l’outil (WOB1) et la rotation, combinées, permettent de couper la roche. La rotation est appliquée le plus souvent en surface. Le poids est assuré par un ensemble de tiges lourdes (masses-tiges) qui constituent la partie inférieure de la garniture (Figure 1.1). Les tiges permettent aussi d’acheminer sous pression du fluide de forage (la boue). Celle-ci refroidit l’outil et assure l’évacuation des débris de roche. Pour assurer la solidité à long terme du puits et le préserver contre les venues d’eau, des tubages sont descendus et cimentés à la paroi du puits.

Eléments d’une Garniture de Forage

La profondeur des forages est généralement comprise entre 2000 m et 4000 m. Dans certains cas extrêmes, la profondeur forée peut atteindre 10000 m. Le diamètre du trou foré est compris entre 10 et 50 cm. Sur toute sa longueur, la garniture de forage est constituée par des tiges d’acier de 9 m de long chacune raccordées entre-elles par des joints filetés (Figure 1.2). La partie inférieure de la garniture constitue la BHA2 dont les éléments sont : – Masse-tiges : ce sont des tiges lourdes et de plus grand diamètre qui assurent non seulement la transmission du poids sur l’outil mais aussi l’encaissement des chocs. – Stabilisateurs (Figure 1.3) : ils servent à centrer la tige dans le trou et permettent également de contrôler le comportement directionnel de la garniture suivant leurs nombre et position. Les stabilisateurs continuent à jouer ce rôle malgré l’utilisation croissante des nouveaux systèmes de plus en plus sophistiqués de contrôle de la direction du forage.- Equipements de mesure (MWD3) : ils sont placés au fond (à quelques mètres au-dessus de l’outil de forage) ou bien en surface. Ces équipements contiennent des instruments sophistiqués pour la mesure des différents paramètres, en particulier les paramètres de la direction du forage (inclinaison, azimut du puits au point de mesure). Les données mesurées au fond sont transmises à la surface sous forme de pulse de pression.- Equipements d’amortissement des chocs : ils amortissent les vibrations axiales pour protéger les tiges et l’outil contre des chocs violents (Cobern et al., 2007). 

– Moteur fond de trou : c’est un moteur de type moineau qui utilise la puissance hydraulique de la boue de forage pour fournir à l’outil de forage plus de couple en rotation. C’est un élément indispensable du forage directionnel mais il peut entrainer des vibrations latérales à l’outil (Warren et al., 1990). – Outil de forage (Figure 1.4) : il existe deux classes principales d’outils; les outils tricônes et les outils PDC4. Les outils tricônes (RC5) possèdent trois molettes coniques qui tournent librement autour de leurs axes qui détruisent la roche suite à son poinçonnement par les dents du tricône. L’outil PDC est un monobloc constitué par des taillants fixés sur le corps de l’outil. L’outil tricône est utilisé essentiellement pour forer les roches dures et abrasives (Judzis et al., 2007). Jusqu’à 1985, 95% des longueurs forées l’ont été avec des outils tricônes (Spanos et al., 2003). Depuis, les outils PDC sont de plus en plus utilisés ; environ 60% des longueurs forées en 2004 ont été réalisées avec des outils PDC (Francis, 2006).

Contrôle de la Structure

Le poids sur l’outil qu’il faut fournir pour forer la roche peut atteindre 25 tonnes, sachant que le poids total de la garniture peut atteindre 300 tonnes. Il faut alors ajuster la force de tension en surface pour assurer un poids sur l’outil convenable (Jansen, 1993). Ce poids, et donc cette force de compression, ne doit pas dépasser une certaine limite pour éviter le phénomène de flambage des tiges (Akgun et al., 1996) et la force de tension en surface doit rester en dessous de la résistance à la traction des tiges (Stall et al., 1962). La partie inférieure de la garniture de forage est donc en compression alors que la partie supérieure est en traction (Figure 1.5). Typiquement, la longueur des masse-tiges est calculée de telle sorte que le point neutre soit toujours situé au niveau des masses tiges qui ont une résistance plus importante au flambage que les tiges (Blick et al., 1989). Les fluctuations du poids sur l’outil entrainent des fluctuations de la position du point neutre. On parle donc plutôt de « zone de transition » dans laquelle la tige est soumise à des cycles de traction/compression ce qui peut induire un phénomène de fatigue. Bien évidemment, la détermination de cette zone doit prendre en compte les interactions et les frottements de la garniture de forage avec la paroi du puits en particulier pour les forages déviés.La vitesse de rotation de la garniture est généralement comprise entre 60 et 250 RPM6 ; elle est choisie en fonction de la nature de la roche à forer et de l’outil de forage utilisé (Omojuwa et al., 2011). Les interactions de la garniture avec la paroi du puits et de l’outil avec la roche au front de taille induisent des vibrations importantes pouvant altérer la vitesse de rotation à l’outil. Afin d’assurer son contrôle, des équipements de mesure au fond de trou peuvent être utilisés en boucles fermées avec le moteur fond (Poli et al., 1998) qui sont parfois non-linéaires (Al-Hiddabi et al., 2003). Le comportement directionnel de la garniture dépend du type d’outil utilisé (O’Bryan et al., 1990). Les stabilisateurs jouent aussi un rôle important dans le processus de déviation. La Figure 1.6 montre trois configurations de garnitures à comportements directionnels différents (Payne, 1992). La garniture montante permet d’augmenter la déviation (tendance à s’éloigner de la verticale) ; la stabilisante a une tendance à forer une section rectiligne alors que la descendante a une tendance à diminuer la déviation. Cette technique de déviation, peu coûteuse, basée sur l’utilisation des stabilisateurs reste peu déterministe et ne permet pas de contrôler les départs en azimut du forage. Pour remédier à cet inconvénient, de nouveaux systèmes de déviation sont apparus récemment. Ces systèmes appelés RSS7 permettent un meilleur contrôle de la déviation en trois directions et une meilleure qualité du trou foré notamment pour les puits complexes (Jones et al., 2008). Les trajectoires de forage se complexifient de plus en plus, l’enjeu dans ce cas est d’assurer le contrôle de la structure et son intégrité mécanique dans des conditions parfois extrêmes (profondeur, extension horizontale, pression, température, nature des roches très enfouies,…). Outre ces difficultés, la transmission des efforts depuis la surface à l’outil devient problématique à cause des vibrations (Conran, 2008). Les équipements de mesure, élément indispensable dans les opérations de forage complexe, sont vulnérables aux vibrations sévères et aux impacts de la garniture sur la paroi du puits (Suginura et al., 2007). 

Dynamique des Tiges de Forage

Le phénomène de vibrations est récurrent au cours des opérations de forage pétrolier, et constituent la cause majeure de la fatigue des systèmes de forage. Les vibrations de la garniture sont décomposées selon trois modes : axial, de torsion et latéral (Figure 1.7). Figure

Modes de Vibration, (gauche: Axial, milieu: Torsion, droite: Latéral)

Généralement, les trois types de vibrations se produisent simultanément durant le processus de forage et dans certains cas il est difficile de les identifier séparément. Les vibrations les plus sévères se produisent au niveau de la BHA (Spanos et al., 2003). Elles sont responsables de la réduction de la vitesse du forage et donc de l’augmentation des coûts. 1.2.1. Vibrations Axiales Les vibrations axiales (Figure 1.7) sont les premières à être observées puisque ce mode de vibrations se propage facilement vers la surface et sont à l’origine des fluctuations du poids sur l’outil. Ces fluctuations affectent le taux de pénétration (ROP8) de l’outil dans la roche et mènent à l’interruption du forage (Spanos et al., 2003). Les vibrations axiales sont dues essentiellement aux rugosités des roches forées et aux effets de la pompe à boue et du moteur fond du trou (couplage et résonances). Le « bit bounce » est une forme sévère des vibrations axiales, ces vibrations peuvent se propager à la surface et engendrent un phénomène de résonance de l’installation de surface. Ce phénomène se produit quand l’outil est en contact intermittent avec le fond du trou. L’outil tricône est plus propice pour développer ce type de vibrations. Le bit-bounce est considéré comme un mode de vibrations forcées qui peuvent être contrôlées en changeant la fréquence d’excitation, ce qui revient à faire varier la vitesse de rotation (Dykstra, 2011).

Vibrations de Torsion

Des variations du couple de torsion en surface sont souvent observées au cours du forage. Par ailleurs, même si la vitesse de rotation est maintenue constante en surface, des mesures fond de trou montrent que la vitesse de rotation de l’outil de forage peut présenter des fluctuations. Ces observations mettent en évidence l’existence des vibrations de torsion au niveau de la garniture (Figure 1.7). L’interaction garniture-formation est la cause primaire de ces vibrations. Les vibrations de torsion sont aussi nocives que les vibrations axiales puisqu’elles causent l’usure de tiges, l’endommagement des raccords de tiges et de l’outil de forage (Spanos et al., 2003). Le phénomène de stick-slip est la forme sévère des vibrations de torsion, il se produit généralement au niveau de l’outil et est caractérisé par une alternance de phases d’arrêt et d’accélération de l’outil. Pendant la phase d’accélération, la vitesse de rotation de l’outil peut atteindre plusieurs multiples de la vitesse de consigne en surface (Figure 1.8). Le stick-slip est un phénomène auto entretenu, donc une fois initié il ne sera pas atténué naturellement. Les vibrations de torsion et le stick-slip se développent surtout lors de l’utilisation des outils PDC, plus consommateurs de couple que les outils tricônes.