Forage Horizontal Enspm

Ingnierie du forage dirig

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SommaireIntroduction Chapitre 1 Chapitre 2 Chapitre 3 Chapitre 4 Gnralits Equipements de forage dirig Ingnierie du forage dirig Forage horizontal

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Chapitre 1

Gnralits

Applications du forage dirig Vocabulaire et dfinitions Profils des puits Coordonnes Contrle de la trajectoire Calculs de trajectoire Calculs d'incertitude Facteurs affectant la dviation

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Chapitre 2

Equipements de forage dirig

Matriel de forage Matriel standard Equipements spcifiques au forage dirig Equipement de mesure Outils en temps diffr Outils en temps rel

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Chapitre 3


Prparation des puits Design du train de tiges Programme de fluides

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Chapitre 4

Forage Horizontal

Histoire & Introduction Pourquoi le forage horizontal Planning des puits horizontaux Procdures et mthodes

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Introduction

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Introduction

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Chapitre 11.1

Gnralits

Applications du forage dirigPuits d'intervention Side-track Failles Dme de sel Drainage Locations inaccessibles Plate-formes multipuits Puits multilatraux

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Gnralits / Applications du forage dirigRelief well / Side tracking / Fault drilling / Salt dome drilling / Drain hole drilling / Inaccessible locations

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Gnralits / Applications du forage dirigEmplacements inaccessibles

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Gnralits / Applications du forage dirigPlate-formes Multipuits (Clusters)

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Gnralits / Applications du forage dirigPuits en R-entre (Re-entry wells)

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Gnralits / Applications du forage dirigPuits Multi Latraux (Multi-lateral wells)

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Chapitre 11.2

Gnralits

Vocabulaire et dfinitions

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Generalities / Vocabulaire et dfinitions

Position du puits Cible(s) Target(s) Direction de la cible

L'emplacement de la tte de puits Le(s) point(s) vis(s) en sous-sol L'azimut relatif entre la tte de puits et la ciblePoint de Kick-off KOP1 R1 Section de Build-Up EOB1 Section verticale

Rfrence de profondeur L' origine des mesures de profondeur Trajectoire Kick-off Inclinaison Azimut Profondeur mesure Profondeur verticale Le cheminement du puits depuis la tte de puits jusqu' sa profondeur finale. Le point o le puits quitte la verticale L'angle du puits par rapport la verticale La direction du puits par rapport au Nord Longueur du puits mesure le long de la trajectoire La distance verticale entre le plan horizontal contenant un point du puits et le plan de la rfrence de profondeur Distance horizontale entre un point du puits et la projection verticale de la tte de puits

Inclinaison

Section droite

KOP2 Section de Drop-off R2 EOB2

Dplacement horizontal

TVD Profondeur verticale

Dplacement horizontal

TD

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Build-up Gradient de monte Drop-off Gradient de chute Rayon de courbure Section droite Drain Dog-leg Azimut initial Station Mesure (Survey) Correction

Section du puits ou l'inclinaison augmente Gradient de monte deg/10m deg/30m deg/100 ft Section du puits ou l'inclinaison diminue Gradient de chute deg/10m deg/30m deg/100 ft Le rayon d'une section curviligne du puits Section rectiligne du puitsEOB1 Point de Kick-off KOP1 R1 Section de Build-Up Section verticale

Section du puits situe dans le rservoir Paramtre reprsentant un changement (3-d) de direction du puits Azimut du puits en fin de phase dorientation (voir garde ci aprs) Point du puits o est effectue une mesure des paramtres directionnels dun puits. Oprations permettant de mesurer linclinaison et lazimut du puits Modification de la trajectoireTVD Profondeur verticale Dplacement horizontal TD R2 Inclinaison Section droite

KOP2 Section de Drop-off EOB2

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Azimut initial

Nord

Garde

aDirection du puits (azimut moyen) Cible

Est

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Generalities / Vocabulaire et dfinitionsSection tangente Aterrissage Point dentre Point horizontal Section droite intermdiaire Procdure permettant datteindre les paramtres dsirs au point dentre et/ou au point horizontal Intersection de la trajectoire avec le toit du rservoir Point darrive lhorizontale (ou linclinaison en dbut de drain)

Section verticale

Forage Horizontal

KOP R1 Rayon de courbure

EOB Section tangente

R2 KOP

Point dentre Toit du rservoir Drain horizontal

TVD Profondeu r verticale Dplacement

EOB2 / Point horizontal

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Generalities / Vocabulaire et dfinitionsTool FaceAngle dtermin par deux plans : - le plan vertical passant par l'axe de la partie du moteur situe au dessus du raccord coud - le plan dtermin par ce mme axe et l'axe de la partie du moteur situe sous le raccord coud.

Le contrle du Tool Face permet d'orienter le puits dans la direction souhaite.

High Side

45 to the right

90 to the left Left Right

Axis of the well Well direction

140 to the right Low Side

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Chapitre 11.3

Gnralits

Profil des puitsPuits en J Puits en S

Puits double monte Puits Horizontaux Puits long dport (Extended reach) Puits inclins ds la surface Puits en Re-entre (re-Entry) Puits tridimensionnels Puits Multilatraux

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Gnralits / Profils des puits

J well

S wells

Double build well

Slant wells

Multilateral

Horizontal wells & Extended reach well____________________________________________ENSPM ____________________

Gnralits / Profils des puitsPuits long dport (extended reach)

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Gnralits / Profils des puitsPuits long dport (extended reach)

BP Wytch Farm Field

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Gnralits / Profils des puitsPuits en r-entre (re-entry well)

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Chapitre 11.4

Gnralits

Coordonnes

Systmes de CoordonnesUTM Lambert Gographique

Projections horizontalesLes diffrent Nord Dclinaison magntique Convergence

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Gnralits / Systmes de coordonnes / UTM (Universal Transverse Mercator)Le sphrode terrestre est "projet de l'intrieur" sur un cylindre horizontal enveloppant la sphre terrestre et en contact tangent avec un mridien. Le dveloppement du cylindre donne alors une reprsentation de plus en plus dforme au fur et mesure que l'on s'loigne du mridien de contact. Afin de limiter ces imprcisions, diffrents mridiens de contact sont utiliss

Des mridiens de rfrence sont dfinis tous les 6 degrs de longitude, en partant du mridien de Greenwich, divisant le globe en 60 fuseaux numrots de 1 60 en partant du mridien 180 degrs. > Le fuseau 31 est donc situ l'Est du mridien de Greenwich Chaque fuseau est divis en "secteurs" couvrant 8 degrs de latitude. identifis par des lettres allant de C X (excluant I et O), entre les parallles 80 deg.Sud et 80 deg.Nord. > Un secteur couvre donc une surface d'environ 666 km par 888 km

Dans chaque secteur les coordonnes UTM sont exprimes en mtres partir d'origines ainsi dfinies : > l'axe des X (longitude) a pour origine une ligne trace 500 km l'Ouest du mridien central (mdidien de contact) (lui-mme situ 3 degrs l'Est du mridien de rfrence) > l'axe des Y (latitude) a pour origine - l'quateur dans l'hmisphre Nord - le pole Sud dans l'hmisphre Sud Secteur 31-U (Mer du Nord) X= 410,250.00 Y = 6,850,500.00

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Gnralits / Systmes de coordonnes / UTM (Universal Transverse Mercator)

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Gnralits / Systmes de coordonnes / UTM (Universal Transverse Mercator)

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Gnralits / Systmes de coordonnes / La projection LambertLa projection Lambert est une projection de la sphre terrestre sur un cne dont l'axe concide avec l'axe de rotation de la Terre.

La surface du cne tangente la sphre terrestre au "Parallle de rfrence". Les dformations sont minimum au voisinage du parallle de rfrence et augmentent vers le Nord et vers le Sud. Les projections Lambert sont donc mieux adaptes des petites superficies. Elles sont en gnral dfinies au niveau d'un pays. Afin de rduire les dformations, diffrentes projections peuvent tre dfinies pour un mme pays (cas de la France) Les coordonnes sont exprimes en mtres partir de lignes de rfrence dfinies comme suit, avec le souci d'avoir n'utiliser que des nombres positifs: - En fonction de la surface couvrir, un mridien est dfini en tant que "Mridien de rfrence" et numrot "600", et donc dfinissant une origine virtuelle situe 600 km l'Ouest de ce mridien de rfrence - Le parallle de rfrence est numrot "200" dfinissant une origine virtuelle situe 200 km au Sud de ce parallle. X = 435,253.00 E Y = 126,785.50 N

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Gnralits / Systmes de coordonnes / La projection Lambert

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Gnralits / Systmes de coordonnes / Coordonnes Gographiques ou SphriquesLes coordonnes gographiques (ou sphriques) sont exprimes en degrs - minutes - secondes, Avec des origines situes: - Au mridien de Greenwich pour la longitude - A l'Equateur ou au ple Sud pour la latitude X = 22 26' 15'' E Y = 52 41' 32'' N

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Gnralits / Systmes de coordonnes / Le champ magntique terrestreLa plupart des instruments utiliss pour dterminer la position d'un puits utilisent le champ magntique terrestre. Ce champ magntique varie en direction et en intensit, la fois dans le temps et selon la position gographique.

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Gnralits / Systmes de coordonnes / Les "diffrents" Nord

Le Nord GographiqueC'est la direction entre tout point situ la surface de la Terre et le Pole Nord Gographique (intersection de l'axe de rotation avec le sphrode terrestre). Le Nord Gographique est une direction fixe.

Le Nord MagntiqueC'est la direction entre tout point situ la surface de la Terre et le Pole Nord Magntique. C'est la direction obtenue en utilisant les instruments de mesures "magntiques" tels que boussoles, compas ou magntomtres. La position du pole magntique varie dans le temps. L'angle entre les Nord magntique et gographique est appel "Dclinaison magntique".

Le Nord CartographiqueC'est la direction indique par l' axe des ordonnes du systme cartographique slectionn. Elle dpend du systme de projection utilis. L'angle entre les Nord cartographique et gographique est appel "Convergence".

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Gnralits / Systmes de coordonnes / Les "diffrents" Nord

Nord Magntique

Nord Gographique

Nord Projection

Nord Gographique, Nord Projection, Nord Magntique

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Gnralits / Systmes de coordonnes / Dclinaison magntique

La "Dclinaison magntique" est l'angle entre le Nord gographique (NG) et le Nord magntique (NM) Elle dpend de la position de la tte de puits et de la date Elle est exprime comme un angle orient Est ou Ouest

Les cartes isogoniques joignent les points de mme dclinaison une date indique

NG NM

NG NM

4.50

7.25

Dclinaison Ouest4.50 deg. Ouest ou - 4.50 deg.

Dclinaison Est7.25 deg. Est or + 7.25 deg.

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Gnralits / Systmes de coordonnes / Dclinaison magntique

Dclinaison Magntique en lan 2000

Variation Annuelle - minute/an____________________________________________ENSPM ____________________

Gnralits / Systmes de coordonnes / ConvergenceLa "convergence" est l'angle entre le Nord gographique (NG) et le Nord Cartographique (NP) Elle dpend de la situation de la tte de puits sur la projection de rfrence. Elle est exprime comme un angle orient Est ou Ouest.

NG NP

NG NP

0.75

1.25

Convergence Ouest0.75 deg. Ouest ou - 0.75 deg.

Convergence Est1.25 deg. Est ou + 1.25 deg.

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Gnralits / Systmes de coordonnes

NG Nord Gographique NM Nord Magntique NP Nord Projection

NG NM NPDirection du puits

3.50 Dclinaison magntique

2.25 Convergence

Azimut Projection Azimut Gographique Azimut Magntique

Les diffrents Azimuts d'un puits

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Ingnierie du forage dirigChapitre 11.4But: Moyen: Mesures:

Gnralits

Contrle de la trajectoire

Dterminer la position du puits dans l'espace tridimensionnel Obtenir suffisamment de paramtres pour pouvoir effectuer un calcul Comment ? Quand ? Frquence ? Prcautions Sources d'erreurs Dterminer la position du puits Obtenir: les coordonnes X & Y et la profondeur verticale Z Tracer les rsultats sur les projections verticales et horizontales Extrapoler la trajectoire Anticiper les tendances naturelles Considrer les possibilits 'raisonnables" de correction Continuer Changer de garniture Effectuer une correction de trajectoire

Calculs:

Reprsentation: Extrapolation:

Prise de dcision:

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Chapitre 11.6

Gnralits

Calculs de trajectoire

Principe du calcul Mthodes de calculsAngle moyen Rayon de courbure Courbure minimum

Dog leg

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire

Principe du calculLe but est de dterminer les coordonnes X,Y,Z de tout point de la trajectoire Le principe est un calcul de proche en proche partir de la position de la surface ou dun point de rfrence (Tie-on) Le moyen est la ralisation de mesures permettant d'obtenir suffisamment de paramtres afin de pouvoir effectuer un calcul mathmatique Chaque mesure permet de calculer la variation par rapport la mesure prcdente Les valeurs lmentaires ainsi obtenues sont additionnes pour obtenir une position relative par rapport au point de rfrence

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoirePrincipe du calcul

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire

ParamtresLes paramtres pouvant tre mesurs en fond de trou sont: l'inclinaison du puits (inclinomtres ou acclromtres) l'azimut du puits (compas, magntomtres ou centrales inertielles) La profondeur mesure des instruments de mesure (longueur corrige du train de tiges)

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoireMthodes de calculsCompte tenu du principe du calcul "point par point" et de l'ignorance de la forme relle de la trajectoire entre deux mesures diverses mthodes ont t tablies pour effectuer les calculs requis. Leurs diffrences et donc leurs prcisions rsident dans l'hypothse relative la trajectoire. Tangentielle assume section droite entre deux mesures conscutives calculs simples, imprcision importante Tangentielle moyenne assume deux sections droites entre deux mesures conscutives calculs manuels complexes, bonne prcision Angle moyen utilise des valeurs moyennes de l'inclinaison et de l'azimut entre deux mesures conscutives calculs simples, assez bonne prcision tait trs utilises pour les calculs manuels Rayon de courbure assume une section courbe entre deux mesures conscutives bonne prcision, communment utilise Courbure minimum aussi appele mthode de l'arc circulaire assume une section courbe de rayon minimum entre deux mesures conscutives bonne prcision, communment utilise Mercury aussi appele mthode de l'acclration compense assume une combinaison de sections droites tangentielles et de sections courbes calculs complexes, peu utilise dans l'industrie ptrolire

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Angle moyenLa section fore est assimile un segment de droite ayant une inclinaison gale la moyenne des inclinaisons et un azimut gal la moyenne des azimuts. Les calculs lmentaires sont donns par les formules suivantes:

V = L x cos ( (I1+I2) / 2 ) H = L x sin ( (I1+I2) / 2 ) X = L x sin ( (I1+I2) / 2 ) x sin ( (A1+A2) / 2 ) Y = L x sin ( (I1+I2) / 2 ) x cos ( (A1+A2) / 2 )

metres ou feet metres ou feet metres ou feet metres ou feet

P1

a1

i1

Erreur en latitude

P2

a2 Erreur verticale

i2

Erreur horizontale

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Rayon de CourbureLa section fore est assimile un arc inscrit sur un cylindre vertical. Les projections horizontale et verticale sont assumes tre des arcs de courbure constante,

gradient dinclinaison = I / L gradient dazimuth = A / LP1 a1

Les calculs lmentaires sont donns par les formules suivantes:

V = (180/) x L x ( sin I2 - sin I1 ) / ( I2 - I1 ) H = (180/) x L x ( cos I1 - cos I2 ) / ( I2 - I1 ) X = (180/) x H x ( cos A1 - cos A2 ) / ( A2 - A1 ) Y = (180/) x H x ( sin A2 - sin A1 ) / ( A2 - A1 )Y(Nord X(Est) P1 a Rh a P P Y P2 i X i Rv

i1 a2 P2 i2

V

Z

Projection Horizontale

Projection Verticale____________________________________________ENSPM ____________________

Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Courbure MinimumLa section fore est assimile un arc sphrique de courbure minimum ( rayon maximum)

Avec:

DL = cos-1 [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos ( A2 - A1 ) ]et:P1 a1

DL/2 DL/2

K = (180/) x ( L / DL ) x tan ( DL / 2 )Les calculs lmentaires sont donns par les formules suivantes:i1 DL

V = K x ( cos I2 + cos I1 ) H = K x ( sin I2 + sin I1 ) X = K x ( sin I1 x sin A1 + sin I2 x sin A2 ) Y = K x ( sin I1 x cos A1 + sin I2 x cos A2 )O S P2 N E i2 a2

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire Calculs complmentairesL'obtention des trois paramtres de position

Z = profondeur verticale X = coordonne relative Est/Ouest Y = coordonne relative Nord/Sudpermet le calcul de paramtres complmentaires: Dplacement horizontal:

HD = ( X 2 + Y 2 ) 1/2Direction du puits:

Aav = atn ( X / Y ) =

if Y > 0 if Y < 0

180 + atn ( X / Y )

Projection horizontale sur l'azimut slectionn:

HP = HD x cos ( Ath - Aav )Coordonnes absolues:

E = Ewh + X N = Nwh + Y

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire Calculs complmentaires

North

Well Direction at point P Y

Target

PHorizontal dispacement Trajectory

Azimut at point P

Target Direction (Projection Plan)

Horizontal Projection

Well Head

X

East

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Dog legs

Dog-leg "normal" (courbure du puits)

Dog-leg "anormal"

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Dog leg

Dog leg (true dog leg)Le dog-leg caractrise une variation de direction du puits dans l'espace. Diverses formules permettent son calcul, diffrant par leurs hypothses de base.

Formule 1:

DLS = ( 10 / L ) x cos [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos (A2 - A1) ] DLS = ( 100 / L ) x cos [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos (A2 - A1) ]-1

-1

deg/10m deg/100ft

L en m L en ft

Formule 2:

DLS = ( 10 / L ) x [ I 2 + ( A x sin ((I2+I1) /2) ) 2 ] 1/2 DLS = ( 100 / L ) x [ I 2 + ( A x sin ((I2+I1) /2) ) 2 ] 1/2

deg/10m deg/100ft

L en m L en ft

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Dog leg

Dog leg horizontalLe dog leg horizontal est le dog leg de la projection horizontale du puits :

Dog leg horizontal DLH = ( 10 / L ) x A x sin ((I2+I1)/2) deg/10m

Dog leg verticalLe dog leg vertical est assimil au gradient d'inclinaison:

Dog leg vertical DLV = ( 10 / L ) x I deg/10m

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire /

ReprsentationsLes rsultats des calculs peuvent tre prsents sous de multiples formes:

Valeurs numriques Liste des paramtres mesurs et calculs

Graphiques Projection verticale La trajectoire du puits est projete sur un plan vertical dans un azimut dtermin Projection horizontale La trajectoire du puits est projete dans un plan horizontal Reprsentation tridimensionnelle

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Reprsentations

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Reprsentations

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Reprsentations multipuits

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Plot Polaire (Travelling Cylinder)____________________________________________ENSPM ____________________


Chapitre 1

Gnralits

1.7

Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeSources d'erreurs de mesure Dtermination des paramtres d'incertitude Etude anti-collision

Le calcul de trajectoire tant bas sur des paramtres rsultant de mesures physiques, ses rsultats sont soumis aux incertitudes affectant les mesures de ces diffrents paramtres. Une estimation de l'erreur potentielle sur la position relle du puits est donc ncessaire.

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitude /

Sources d'erreursErreurs dues aux instruments de mesures eux mmes Erreurs dues la position de l'outil de mesure dans le puits Erreurs dues aux conditions locales Erreurs dues au facteur humain Erreurs dues aux types de calculs

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitude / Sources d'erreursErreurs dues aux instruments de mesuresErreurs dues aux caractristiques des capteurs

Erreurs dues la position de l'outil de mesure dans le puitsProfondeur des mesures Alignement des outils de mesuresLes capteurs de mesures doivent tre aligns avec le puits Alignement des capteurs dans l'outil de mesure Alignement de l'outil dans le puits

Mouvements des capteursCertains capteurs sont trs sensibles aux vibrations Le train de tiges doit tre immobile et la circulation stoppe pendant la dure de la mesure

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitude / Sources d'erreursErreurs dues aux conditions locales de mesuresErreurs dues aux interfrences magntiques (si outils "magntiques") > interfrences dues aux train de tiges > perturbation magntique locale > proximit du casing > puits voisins > quipement amagntique dfectueux ("hot spots")

Erreurs dues au facteur humainErreurs de lecture Erreurs de transcription des paramtres

Erreurs dues aux types de calculs- Erreurs dues aux approximations faites selon la mthode de calculs

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeParamtres d'incertitude

Inclinaison

Equipement de mesure Single Shot magntique Steering tool MWD Gyroscope

Erreur en Inclinaison +/- 0.25

Erreur en Azimut

< 5 degrs

+/- 5.0

+/- 0.25 +/- 0.25 +/- 0.25 +/- 0.20

+/- 5.0 +/- 5.0 +/- 5.0 +/- 2.0

> 5 degrs

Single Shot magntique Steering tool MWD Gyroscope

+/- 0.15 +/- 0.10 +/- 0.10

+/- 1.50 +/- 1.25 +/- 1.25

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeDtermination des paramtres d'incertitudeLes paramtres d'incertitude seront pris en compte dans les calculs d'incertitude Ils rsultent de l'estimation des diffrents erreurs potentielles Ils dpendent essentiellement du type d'outil utilis (et donc des capteurs utiliss) Valeurs typiquement utilises: Erreurs sur l'inclinaison: Erreurs sur l'azimut: +/- 0.25 degrs +/- 1.50 degrs

Erreur sur la longueur mesure: 1/500 1/1000

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeParamtres d'incertitude - Fiche technique outil

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeEllipses d'incertitudeLa combinaison systmatique des erreurs en inclinaison et en azimut conduit l'obtention de diffrentes trajectoires "corriges" L'enveloppe de ces trajectoires est assimile un cne dit cne d'incertitude ayant pour axe la trajectoire thorique ("non corrige") L'intersection de ce cne avec un plan perpendiculaire la trajectoire thorique dfinit le cercle d'incertitude La projection de cercle avec le plan horizontal dfinit l'ellipse d'incertitude

Calcul du rayon du cercle d'incertitude- calculer Xt, Yt et Zt de la trajectoire thorique - calculer Xm, Ym and Zm en utilisant les erreurs positives en inclinaison et en azimut (erreur maximum) le rayon du cercle s'crit alors:

R =

[ ( Xt - Xm ) 2 + ( Yt - Ym ) 2 + ( Zt - Zm ) 2 ] 1/2

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitude

X Trajectoire calcule Cne d'incertitude Y Cercle d'incertitude

Plan de projection Ellipse Z

Domaine d'incertitude

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeEtude anti-collisionUne tude anti-collision rsulte de lassociation de diffrentes techniques permettant d'valuer la distance entre deux ou plusieurs puits, Ces techniques incluent: Calcul de la distance horizontale entre les puits Dtermination des paramtres d'incertitude Dtermination des ellipses d'incertitude Compilation des diffrents rsultats

Une tude anti-collision est souvent complexe

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudePlateforme multipuits

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeDistance horizontale entre puits

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudePlot Polaire

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudePlot Polaire

At 280 mVD

At 360 mVD

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeEllipses d'incertitude

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Gnralits / Contrle de trajectoire / Calculs d'incertitudeEllipses d'incertitude

@ 300 mVD

@ 320 mVD

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Ingnierie du forage dirigChapitre 1 Gnralits

1.8

Facteurs affectant la dviation

Facteurs naturels Procdures & Equipements de forage

Consquences

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Gnralits / Facteurs affectant la dviation

Facteurs naturelsPendage des formations Alternances de formations dures et tendres

Procdures & Equipements de forageType d'outil Type de garniture Mthode de forage Poids excessif sur l'outil

ConsquencesTrou spiral Trou ovalis Trou largi Marches Dog leg Key seat

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Gnralits / Facteurs affectant la dviation / Facteurs naturels

< 45 degrees

> 45 degrees

Pendage des formations

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Gnralits / Facteurs affectant la dviation / Facteurs naturels

Diamtre de forage

Diamtre apparent

Alternance de formations dures et tendres

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Gnralits / Facteurs affectant la dviation / Consquences

Trous Ovaliss

Marches

Trous Spirals

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Dog-Leg

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Drill pipes OD

Tool-joint OD

Formation d'un Key Seat____________________________________________ENSPM ____________________

Chapitre 2


2.1 Equipements de forageEquipements standards de forage Equipements spcifiques au forage dirig

2.2 Equipements de mesureOutils de mesure en temps diffr Outils de mesure en temps rel

2.3 Equipements les plus rcents

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Chapitre 2


2.1 Equipements standards de forageMasse-tiges Tiges de forage Coulisses Elargisseurs Alseurs rouleaux Absorbeurs de vibrations Raccords Alseurs de Key seat

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /Masse tiges (drill-collars)

Lisses

Spirales

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /Masse-tiges (drill-collars)

121/4 8

10

Asymtriques

Carres

27 31

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /Tiges de forage (drill-pipes)

Drill pipes

Heavy weight drill pipes

Spiralled heavy weight drill pipes

Compressive drill pipes

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /Tiges vs Tiges lourdes

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /Renforcement des tiges lourdes

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /Coulisses de forage (drilling jars)Mcaniques Hydrauliques Hydro-mcaniques

Coulisse Mcanique Dailey

Coulisse Hydraulique Dailey

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /Amortisseurs de vibration (shock absorbers)L'objet de ces instruments est d'amortir les vibrations produites au niveau de l'outil de forage Ils augmentent la dure de vie des outils de forage ainsi que celle des lments du train de tiges et du rig. Leur prsence dans la garniture doit tre prise en compte quand au comportement directionnel en raison d'une rigidit rduite.

Bumper subsLes Bumper subs sont essentiellement utiliss en tant que compensateurs de pilonnement sur les appareils flottants Ils peuvent galement tre utiliss comme amortisseurs de vibrations.

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards / ElargisseursLes largisseurs sont destins augmenter le diamtre de trous dj fors Cette opration peut tre ncessaire pour diffrentes raisons: scurit du puits valuation modification de programme

Elargisseurs bras fixes (hole openers)Les largisseurs bras fixes ont de deux quatre bras (le plus souvent trois) supportant des molettes Ces molettes sont interchangeables et disponibles pour des terrains de duret diffrentes La partie infrieure de l'outil possde un filetage permettant de connecter, soit un outil de forage, soit un "pilote" permettant d'liminer les risques de sortie du trou initial (side-track)

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards / ElargisseursElargisseurs hydrauliques (under-reamers)Les largisseurs hydrauliques permettent d'augmenter le diamtre des puits au del du diamtre intrieur du tubage prcdent Ils consistent en un jeu de molettes supportes par des bras rtractables actionns hydrauliquement par la circulation du fluide de forage

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards / AlseursAlseurs rouleaux (roller reamers)

L'objet des alseurs rouleaux est - d'aider maintenir le diamtre d'un trou - de centraliser la garniture de forage Ils sont galement utiliss pour rduire les dog legs, key seats en cours de formation ou les marches d'un puits Ils consistent en un lment tubulaire sur lequel sont fixs de deux six rouleaux monts sur roulements usins ou revtus en fonction de la duret des formations (dents mtalliques ou boutons de carbure de tungstne)

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards /RaccordsFloat valves & Float Subs Cross-over Saver subs Extension subs Side entry subs Junk subs

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards / AlseursAlseurs de Key-seatLe but de ce type d'outil est d'liminer un key seat en cours de formation ou dj form Un alseur de key seat est constitu d'une chemise coulissant sur un mandrin La chemise est quipe de lames spirales au revtement agressifs Elle tourne et coulisse librement pendant la descente du train de tiges et le forage Elle est bloque par un ergot et tourne avec le train de tiges lors de la remonte Les alseurs de key seat peuvent tre simple ou double action en fonction du mode de coulissement sur le mandrin Ils sont le plus souvent installs dans les tiges ou tiges lourdes une position ou ils peuvent efficacement attaquer la section affecte du puits. Ils peuvent galement tre installs dans les masse-tiges Le diamtre extrieur des lames est slectionn de 1/8 1/2 de pouces suprieur au diamtre des masse-tiges ou des joints des tiges dans lesquelles l'alseur sera install .

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Equipements de forage dirig / Equipements Standards / Alseurs de Key seatOprations

RemonteErgot engag La chemise tourne avec les tiges

Rotation

Descente

Ergot dsengag La chemise est libre (sans action)

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Drill pipes OD

Tool-joint OD

Formation d'un Key Seat

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Formation d'un Key Seat____________________________________________ENSPM ____________________

Chapitre 2


Equipements spcifiques au forage dirigMoteurs de fonds Stabilisateurs Equipement amagntique Raccords d'orientation Raccords couds Sifflet dviateur

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs de fond

Moteurs dplacement positifLes moteurs de fond aussi appels moteurs dplacements positifs (PDM, DHM) sont les outils sans lesquels le forage dirig n'aurait pu voluer aussi rapidement au cours des dernires annes. Ils drivent de la "pompe cavit progressive" invente par le Franais "Moineau" en 1934, inverse dans les annes 50 pour en faire des moteurs, et depuis en volution continuelle

TurbinesRelativement peu utilises en forage dirig

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs dplacement positifPrincipe / Elment moteur

La partie moteur d'un PDM est constitu de deux lments: - Rotor: arbre hlicodal (hlice externe en queue de cochon) fabriqu en acier inoxydable, - Stator: lastomre moul en forme d'hlice interne, (avec une spire supplmentaire par rapport au rotor) Le rotor et le stator correspondent troitement et engendrent des cavits A l'tat statique ces cavits sont tanches les unes des autres.

Un fluide pomp lentre du moteur, gnre une monte de pression entranant la rotation du rotor et permettant ainsi le passage du fluide dans la cavit voisine.

Le fluide progresse alors de cavit en cavit crant une rotation rgulire du rotor. La vitesse de rotation rsultante est proportionnelle au dbit.

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs dplacement positifDescriptionLes diffrents lments d'un PDM sont: Un tage moteur Un tage de roulement Un joint de cardan L'arbre de transmission Une valve pression diffrentielle est optionellement installe en haut du moteur

by-pass valve

motor stage

universal joint

bearing stage

drive shaft

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs dplacement positifDiffrents types de moteurs / Puissance, Couple & Vitesse- single lobe motors (1/2 lobes) - multi lobes motors > High speed - low torque motors > Low speed - high torque motors

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs dplacement positifDiffrents types de moteurs / Courbes caractristiques

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs dplacement positifDiffrents types de moteurs / Gometrie des moteursStraight motor DTU motors (Double Tilted Unit) Single bent housing ( fixed or adjustable ) Dual bent housings

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs dplacement positif

Adjustable Bent Housing

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Moteurs dplacement positifOprations et limitations

Les moteurs de fond sont des outils relativement fragiles, en particulier leurs stator et roulements. Ceci entrane quelques limites de fonctionnement. Les paramtres d'utilisation fournis par le fabricant doivent tre scrupuleusement respects . Faute de quoi la dure de vie dun moteur peut tre considrablement rduite.

Couple ractif Calage (stall out) Bouchage Contenu en solides Temprature Boues inverses Dure de vie des outils

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateurs lames soudes Stabilisateurs intgraux Stabilisateurs chemise Stabilisateurs chemise non rotative Stabilisateurs diamtre variable Stabilisateurs "clamp-on"

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateur Near Bit et Stabilisateur String

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursRevtements de surface (hardfacings)

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateurs intgraux (integral blades stabilisers)

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateurs chemise (sleeve stabilisers)

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateurs diamtre variable (adjustable stabilisers)

Varistab (IFP-SMFI)

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateurs diamtre variable (adjustable stabilisers)

AnderGauge____________________________________________ENSPM ____________________

Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateurs chemise non rotative

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / StabilisateursStabilisateurs Clamp-On

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Equipements amagntiques

ZONE 190 I N C L I N A T I O N 80 70 60 50 40 30 20 10 10 20 30 40 50 60 70 80 90 18' 25' 30' 90 80 70 60 50 30'

ZONE 260' 90' 90 80 70 60 50 40 30 20 10 10 20 30 40 50 60 70 80 90 60'

ZONE 360' 90'

C B A

C B A

B A

C

40 30 20 10

10 20 30 40 50 60 70 80 90

DIRECTION FROM MAGNETIC NORTH OR SOUTH

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Equipements amagntiquesDrill collars Stabilisateurs Raccords

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Equipements amagntiquesRaccords couds & Raccords d'orientation

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Equipements amagntiquesRaccord Couds & Raccords d'orientation Raccord CoudsLes raccords couds sont utiliss en combinaison avec un moteur de fond droit de manire le dsaxer par rapport l'axe du puits, dsaxant ainsi l'outil de forage. L'angle est obtenu en dsaxant le filetage mle et sa porte par rapport l'axe du corps Ils sont installs immdiatement au-dessus du moteur. IIs sont fabriqus soit en acier standard, soit en acier amagntique. La valeur de l'angle est grave dans le corps du raccord et une ligne de reprage (dite "scribe line") est usine le long du corps afin de permettre un reprage prcis de l'angle. La valeur de l'angle dtermine le gradient de monte et/ou de rotation du puits, Cette valeur dpend aussi des diamtres du trou et du moteur, de la longueur de celui-ci, ainsi que de la formation fore. Le rendement du raccord est donc difficilement prvisible moins de disposer d'une exprience locale. Il est donc ncessaire de disposer sur site de raccords de diffrentes valeurs afin de couvrir une gamme de gradients adapte au programme de forage. L'utilisation des raccords couds tend disparatre avec le dveloppement des coudes incorpors dans le moteur ("bent-housing").

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Equipements amagntiquesRaccords couds & Raccords d'orientation Raccords d'orientationLes raccords d'orientation sont conus pour recevoir une chemise dans laquelle viendra se loger l'extrmit infrieure ("mule shoe") de l'outil de mesure (systme UBHO). La chemise doit tre positionne et bloque dans une position permettant d'orienter l'outil de mesure en fonction de la position du raccord coud ("scribe line"). Ils sont fabriqus en acier amagntique en raison de leur proximit par rapport au compas ou aux magntomtres.

Les raccords couds et les raccords d'orientation sont frquemment combins en seul raccord appel "raccord coud d'orientation".

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Equipements amagntiquesRaccords couds & Raccords d'orientation

Scribe line

Raccord coud

Raccord d'orientation

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Outils de dflexionSifflets dviateursLes sifflets dviateurs sont communment appels "Whipstock". Le but d'un sifflet dviateur est d'initier la dviation d'un puits ou d'une branche d'un puits, soit en trou ouvert, soit partir de l'intrieur d'un tubage. Un sifflet dviateur est un sabot d'acier dans lequel est usin un sillon concave. Ce sillon forcera l'outil de forage vers la paroi du puits crant ainsi une force latrale permettant soit d'initier une branche secondaire d'un puits, soit d'ouvrir une fentre dans un tubage. Les sifflets dviateurs peuvent tre: permanent ou rcuprables poss ou ancrs orients ou non

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Equipements de forage dirig / Equipements spcifiques / Sifflets dviateurs

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Chapitre 2


2.2 Les quipements de mesuresLa ncessit de dterminer la positon du puits conduit raliser rgulirement des mesures d'inclinaison et d'azimut. De plus le besoin de contrler la direction du puits conduit le ncessit de mesurer le tool face de l'outil de forage. Ces diffrentes mesures sont ralises par des outils de mesures en fond de trou, qui diffrent la fois par leur mode de mesure et par leur mode de transmission de l'information. Les mesures peuvent tre effectues l'aide de diffrents capteurs:

Mesures d'inclinaison:bases sur la mesure du champ gravimtrique terrestre pendules acclromtres

Mesures d'azimutbases sur la mesure du champ magntique terrestre : compas magntomtres bases sur la mesure d'une direction connue : gyroscopes plates-formes inertielles On distingue les outils transmission diffre et les outils transmission en temps rel

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesuresMesure du champ magntique

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Chapitre 2


2.2 Les quipements de mesuresOutils de mesures en temps diffr

Inclinomtres Single shot magntiques Multi shot magntiques Gyroscopes

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrInclinomtresLes inclinomtres sont les plus simples des instruments de mesures directionnelles ne mesurant que l'inclinaison du puits. Ils sont constitus d'un pendule ou d'un peson uniquement affect par le champ gravimtrique terrestre. Ils sont essentiellement utiliss pour contrler la verticalit des puits.

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrSingle-shot MagntiqueUn Single-shot magntique est conu pour effectuer une unique mesure de l'inclinaison et de l'azimut du puits, l'enregistrer et la conserver jusqu' sa lecture. Il doit tre positionn dans une masse-tige amagntique. Utilis conjointement avec un raccord d'orientation index (UBHO) il fournit simultanment une mesure du tool-face

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrSingle-shot MagntiqueUn Single-shot magntique est constitu des composants suivants:

un systme de mesure,L'inclinaison est mesure l'aide d'un pendule ou d'un peson flottant, L'azimut est mesur l'aide d'un compas flottant - ensemble d'acclromtres et de magntomtres - unit d'angles:

un systme d'enregistrement des mesures- camra, conue pour photographier une image des instruments de mesure, incluant une lentille et une lampe permettant d'exposer un disque sensible - mmoire lectronique

un systme de dclenchementconu pour dclencher la prise de vue un instant donn ou quand l'outil est en position pour la mesure. - horloge, mcanique ou lectronique, permettant de dclencher la prise de vue aprs un dlai ajustable en surface selon le temps ncessaire pour amener l'outil en position de mesure. - dtecteur de mouvement, dclenchant la prise de vue aprs une priode dtermine sans aucun mouvement. - dtecteur de Monel, dtectant la prsence de l'outil dans un environnement non magntique et dclenchant la prise de vue aprs une priode dtermine dans cet environnement.

un systme d'alimentationprocurant l'nergie ncessaire au fonctionnement de l'outil, habituellement constitu d'un ensemble de piles de 1.5 Volts.

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Single-shot Magntique

Image typique (diamtre rel 25 mm)

Composants dun Single Shot

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Single-shot Magntique

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrSingle-shot Magntique

Raccord dorientation (Systme UBHO)

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrSingle-shot & Multi-shots Magntiques

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrSingle-shot & Multi-shots Magntiques

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrGyroscopes

L'azimut est mesur l'aide d'un systme gyroscopique ou inertiel indpendant du champ magntique terrestre. Ils peuvent donc tre utiliss dans un environnement mtallique. L'inclinaison reste mesure l'aide d'inclinomtres ou d'acclromtres. Associs un systme d'orientation (UBHO), ils fournissent le tool-face. Les gyroscopes sont fragiles et ne supportent pas les conditions de forage.

Principales utilisations- pour orienter un outil de dviation dans un tubage (side-tracks, puits en r-entre) - pour contrler la dviation des tubes conducteurs sur une plate-forme multi-puits. - en fin de forage, pour effectuer une mesure complte entre le fond et la surface. L'outil est alors descendu au cble, centr dans le tubage de production.

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrGyroscopesLes lments constitutifs d'un "gyroscope" sont: - un systme de mesure d'inclinaison (pendule, acclromtres) - un systme de mesure d'azimut (voir ci-dessous) - un systme de mmorisation (film, mmoire lectronique) et/ou de transmission des mesures (cble lectrique). - un systme de dclenchement des mesures (horloge mcanique ou lectronique) - une source d'nergie (batteries ou cble lectrique) Deux types de systmes:

Les gyroscopes "conventionnels" ou "libres"Mis en uvre ds les annes 1930. Ces systmes fournissent une mesure relative de l'azimut partir de leur orientation initiale. Avant leur descente dans le puits ils doivent tre aligns sur un repre de surface d'orientation connue. Soumis aux forces rsultant de la rotation terrestre, ces systmes subissent une "drive" de leur orientation.

Les "centrales inertielles" (rate-gyro) ou "gyroscopes recherche automatique du Nord" (North-seeking gyro)dvelopps depuis 1970 partir des systmes de navigation ariens. La combinaison gyro-acclromtres permet de dterminer le vecteur-force rsultant de la rotation de la Terre. Cette valeur associe la latitude et l'inclinaison du puits permet de calculer la direction du Nord gographique, et donc de dterminer l'azimut du puits.

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps diffrGyroscopes

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Chapitre 22.2

Equipements de forage dirigEquipements de mesures

Outils de mesures en temps relSteering tools MWD & LWDCes outils sont en permanence au fond du puits

GyroscopesCes outils sont descendus dans le train de tiges au moment de leur utilisation

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relSteering tools

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relSteering tools

Cable lectrique

Side Entry Sub

Steering tool

Side-Entry Sub

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relSteering toolsCable lectrique

Steering tool

Cble travers les tiges et la tige carre

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relAffichage en surface

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD (Measurement While Drilling) / PrincipeLes premiers MWD sont apparus dans les annes 70, permettant une volution considrable du forage dirig. A la diffrence des outils prddent, ils sont situs en permanence au fond du puits et transmettent les informations mesures en temps quasi rel Les MWD mesurent l'inclinaison et l'azimut du puits l'aide des capteurs les plus sophistiqus, acclromtres et magntomtres. Indexs un systme dorientation ils dterminent galement le tool-face. Une seconde gnration d'outils mesure des paramtres dvaluation des formations et /ou de forage. Ces outils sont appels LWD (Logging While Drilling) Les diffrents paramtres mesurs sont cods (numrotation binaire) et transmis en surface l'aide de divers systmes de tlmtrie. Ces informations sont recueillies en surface, dcodes, interprtes et affiches. Les paramtres dvaluation sont galement mmoriss pour tre rcuprs lors du retour de loutil en surface. Les composants de base d'un MWD sont: - un tage d'alimentation - un ou plusieurs tages de mesures - une lectronique de controle - un tage de tlmtrie____________________________________________ENSPM ____________________

Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / Etage(s) de mesures

Paramtres de dviationInclinaison Azimut Tool face

Paramtres dvaluationGamma ray (orient) Rsistivit (oriente) Densit

Paramtres de forageTorque Vibrations

Temprature

Porosit

Pression annulaire

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / Etage de TlmtrieL'tage de tlmtrie a pour fonction de transmettre les paramtres selectionns vers la surface

Deux systmes de transmission sont disponibles:

Transmission par impulsions dans la boue (Mud pulses)Un systme mcanique (le "pulser ") gnre des changements de pression dans la colonne de boue: - pulses positifs: augmentation de pression - pulses ngatifs: dpression Ces "trains" de pulses remontent vers la surface travers le train de tiges jusqu la colonne montante o ils sont dtects l'aide d'un capteur de pression. Les systmes "Mud pulses" sont trs dpendants du fluide de forage.

Transmission ElectromagntiqueUn courant lectrique est inject dans la formation et mesur en surface. Ce type de transmission est indpendant du fluide de forage, mais dpend troitement de la rsistivit des formations traverses.

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION MUD PULSES Installation de surface

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION MUD PULSES

Pulses ngatifs

Pulses positifs

Continuous wave

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION MUD PULSES Pulses Ngatifs

Injection Pressure

Time

Port Closed

Port Open

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION MUD PULSES Pulses Positifs

Injection Pressure

Time

Valve Open

Valve Closed

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION MUD PULSES Pulses Positifs Continuous Wave

Injection Pressure

Time

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / TELEMETRIE / TRANSMISSION ELECTROMAGNETIQUE

Aprs codage, un courant lectrique est inject dans la formation au niveau de l'outil, et transmis travers les formations dj fores et le train de tiges. Ce signal est mesur en surface, par: - une connection sur la tte de puits, - une connection sur une "antenne" installe proximit du puits

Ce type de transmission est totalement indpendant du fluide de forage, de sa nature ou mme de son existence (air, mousse, azote).

Il dpend troitement de la rsistivit des formations traverses (attnuation du signal) Le champ d'opration de ces outils est limit en fonction de ces rsistivits. La communication est parfaitement bi-directionnelle

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesure s / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / FONCTIONNEMENT GENERAL

ACQUISITION CODAGE

MEMORISATION

TRANSMISSION

Wire-Line

RECUPERATION

Surface TRANSFERT

DECODAGE CONTROLE DE QUALITE

CALAGE EN CONTROLE DE QUALITE

INTERPRETATION

INTERPRETATION

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / TRANSMISSION DES PARAMETRES

Certaines mesures (Tool face, Evaluation,) sont excutes et sont ncessaires pendant le forage (GeoSteering). Pour une meilleure prcision les mesures de dviation ncessitent larrt du forage. Ceci conduit la ncessit de considrer deux modes de fonctionnement (mesures et transmissions) distincts :

DRILLING MODEMesure et transmet en cours de forage selon un mode pr-programm en surface

SURVEY MODEExcute et transmet une Survey (Inclinaison & Azimuth)

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DRILLING MODELe DRILLING MODE est le mode de fonctionnement par dfaut des MWD. Selon les priorits du futur run (conduite du forage, valuation,), une Squence est programme en surface, dterminant les paramtres devant tre transmis (nature & ordre). Cette squence est rpte cycliquement tant que dure le DRILLING MODE.

Ex 1 - Priorit Conduite Forage Ex 2 - Priorit Evaluation

TF

GR

TF

RHO1

TF

RHO2

TF

GR

RHO1

RHO2

VIB

TF

GR

DENS

PORO

AP

Les outils disposant dune communication Surface

Fond permettent une reprogrammation en cours de forage.

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SURVEY MODELe SURVEY MODE est demand sur requte de loprateur. Selon le systme de tlmtrie de loutil, un ordre est envoy depuis la surface, demandant loutil de commuter en SURVEY MODE et donc dexcuter et de transmettre une mesure dinclinaison et dazimut. Loutil repasse en DRILLING MODE ds la fin de cette squence. Si ncessaire, une seconde Survey doit tre nouveau demande.

Lenvoi de la requte dpends du systme de tlmtrie : Squence hydraulique dans le cas des MWD mud pulses (typiquement : Arrt de la circulation redmarrage arrt ) Tlcommande dans le cas des MWD lectromagntiques

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / VITESSE DE TRANSMISSION

Taux de transmission standards : Electromagntique Pulses Positifs Pulses Ngatifs Continuous Wave 1 bps 1 bps 2 bps 3 12 bps

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / MEMORISATION

Tous les paramtres mesurs ne peuvent pas tre transmis. Ils sont mmoriss au fond, selon une frquence dfinie en surface, en fonction : - de leur nature - de la vitesse davancement attendue Cette mmoire est transfre vers un ordinateur lors du retour de loutil en surface. Certains MWD permettent un transfert - sans remonte - laide dun cable wire-line.

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / Etage d'alimentation

Batteries Turbine / alternateur actionne par le dbit Combinaison des deux

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps relMWD & LWD / Gometrie des outils

Style drill-collar Style tube intrieur

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Equipements de forage dirig / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps rel Real-time Gyroscopes

Alimentation et transmission par cable mono conducteur

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Chapitre 2


2.3 Les quipements rcents

Systmes mesures avances (au plus prs de l'outil de forage) Systmes de navigation en rotation ("RSS - Rotary Steerable Systemes")

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents /Systmes mesures avances Measures at bit Systmes effectuant certaines mesures entre loutil et le moteur de fond Essentiellement linclinaison, le Gamma Ray et la Rsistivit

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable RSS - Rotary Steerable SystemesOutils de forage permettant de dvier la trajectoire en maintenant la rotation de la garniture de forage Avantages Rotation continue de la garniture de forage en mode orient, do moins de frottements tiges/trou, meilleur transfert du poids sur loutil , et par consquence accroissement de lavancement et du potentiel grand dport Qualit de trou trs suprieure par rapport au forage au Moteur Steerable - Parois du trou mieux calibres et nettement moins spirale contribuant une rduction des frottements - Oprations de tubage, wire line et compltion facilites - Cimentation de meilleure qualit Meilleur contrle de trajectoire (correction permanente) donc profil de puits moins tortueux et conditions de Torque & Drag optimum Meilleur nettoyage du trou (risques de coincement rduits)

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable RSS - Rotary Steerable Systemes

BHI SLB HPSL

AutoTrak PowerDrive ( Xtra X5 Xceed ) GeoPilot

PDS PATHFINDER GYRODATA NOBLE Technology ANDERGAUGE

Revolution PathMaker Well-Guide WellDirector & ExpressDrill DART (Downhole Adjustable Rotary Tool)

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable BHI AutoTrak( Systme Push the Bit ) Principe: Une pousse latrale sur les parois puits gnre une Side Force loutil Cette pousse est cre par des patins installs sur une chemise non rotative

Bearing Housing Sleeve

High Side

Sleeve Orientation

P2

P3

P1

Drive

Shaft____________________________________________ENSPM ____________________

Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable BHI AutoTrak

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable BHI AutoTrakRCLS - Rotary Closed Loop System La trajectoire est programme dans loutil qui assure automatiquement une correction permanente

Modes Opratoires HOLD STEER RIBS OFF Maintien automatique dune inclinaison de consigne (RCLS) Forage orient selon un Tool Face de consigne Les patins inactifs sont rtracts (manuvre garniture de forage) Communications Fond-Surface ET Surface-Fond

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable BHI AutoTrakCommunication Surface-Fond

Mud Pulses ngatifs, (chute de la pression dinjection) 15% du dbit est dvi Le processus de transmission dune consigne prend 5 minutes Il nest pas ncessaire dinterrompre le forage

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable BHI AutoTrak

Systme intgr AutoTrak - LWD

Azimuthal Gamma Ray

Azimuth 30ft

Inclination 3.1ft

Annular Resistivity Pressure 22ft 16ft

Vibration & Stick-Slip 28ft

Density 54ft

Caliper 56ft

Porosity 59ft

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive( Systme Push the Bit ) Principe: Une pousse latrale sur les parois puits gnre une Side Force loutil Cette pousse est cre par des patins rotatifs Tout ce qui est extrieur tourne la mme vitesse que le train de tiges

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Schlumberger Power DriveBias Unit : Trois patins dflecteurs activs chacun par un piston Chaque patin est activ chaque rvolution du train de tiges Un distributeur hydraulique commande les pistons actuateurs en fonction du Tool Face ncessaire

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Schlumberger Power DriveBias Unit :

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Schlumberger Power DriveControl Unit : Elle contient : Llectronique de controle Un lment gostationnaire Cet lment est maintenu gostationnaire par deux roues aubages inverss qui assurent galement la gnration puissance Un jeu dacclromtres et de magntomtres permettant de mesurer linclinaison et de dterminer le Tool Face (gravitationnel ou magntique)

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Schlumberger Power DriveControl Unit :

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive Xceed( Systme Point the Bit ) Tous les lments tournent la mme vitesse que le train de tiges La dflexion de larbre de transmission (solidaire de loutil de forage) est obtenue par un excentrique tournant en sens inverse du train de tiges Deux paulements filets sur le corps permettent le montage de stabilisateurs Une turbine type MWD permet la gnration de la puissance requise

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Schlumberger Power Drive XceedLexcentrique cr un raccord coud permanent de lordre de 0.6 degrs Maintenu fixe par rotation inverse la rotation de la garniture, il matrialise un Tool Face fixe et donc une orientation de loutil de forage Dbray (tournant avec la garniture de forage), le systme se comporte comme un moteur coud en rotary, forant un trou lgrement surdimensionn. Llectronique de type MWD directionnel permet le contrle et lopration de loutil Xceed

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Halliburton GeoPilot( Systme Point the Bit ) La dflexion de larbre de transmission (solidaire de loutil de forage) est obtenue par un jeu de 2 bagues excentriques pivotantes lune dans lautre

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Equipements de forage dirig / Les quipements rcents / Systmes Rotary Steerable Halliburton GeoPilotLe Stabilisateur Non Rotatif est llment gostationnaire rfrentiel ncessaire au reprage de la gnratrice haute du trou. Il est quip de roulettes radiales limitant sa rotation mais favorisant le glissement axial sur les parois du puits

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Chapitre 3


3.1 Programme de forageEmplacement de surface Dfinition de la (des) cible(s) Dtermination de la trajectoire Programme de tubages Mthode de forage Train de tiges et garniture de forage Plates-formes multipuits Slection des quipements Slection de l'appareil de forage

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Emplacement de surface

Systme de CoordonnesConvergence locale Coordonnes de la tte de puits X Y Z Coordonne Est-Ouest Coordonne Nord-Sud Altitude du sol

Dclinaison magntique

la date des oprations

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Dfinition des ciblesLa ou les cibles d'un forage dirig conventionnel sont gnralement dfinies comme des surfaces planes cercle ellipse carr polygone dfini par son rayon (rayon de la cible) et son centre dfinie par ses axes, la direction du grand axe et son centre dfini par les coordonnes X & Y des sommets dfini par les coordonnes X & Y des sommets

Elles peuvent tre dfinies tridimensionnellement en ajoutant une: Tolrance verticale ou en dfinissant un volume autour d'un point: sphre ellipsode

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Dfinition des cibles Cible d'un puits horizontal

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Dtermination de la trajectoire

La dtermination de la trajectoire d'un puits doit intgrer les paramtres suivants: Le puits doit atteindre la ou les cibles. Le puits doit pouvoir tre for > Minimiser les dog legs > Minimiser les frottements potentiels Le puits doit pouvoir tre complt

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Dtermination du profil du puitsLe profil du puits doit tre dtermin en fonction des critres noncs ci dessus mais aussi En anticipant le comportement des formations traverses > dans la phase de monte en inclinaison - Considrer la facult de la formation monter et le risque de formation de key- seats. > en fonction de l'inclinaison - La stabilit d'une formation peut tre compltement diffrente selon l'inclinaison laquelle elle est traverse. - Les problmes d'instabilit augmentent avec l'inclinaison. Si le puits fait partie d'une plate-forme multipuits le choix du profil d'un puits doit tenir compte des trajectoires des autres puits.

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Kick-off point Choisir une formation favorable Toutes les formations ne sont pas favorables au dmarrage de la monte en inclinaison. Des formations trop dures ou trop tendres de permettent pas une monte efficace. Tenir compte du systme de mesure > L'orientation d'un puits est une procdure qui peut tre longue. > A grande profondeur les divers frottements rencontrs et la torsion ncessaire du train de tiges rendent l'orientation plus longue sinon plus difficile. Si un MWD est utilis la profondeur du kick-off n'aura que peu d'influence sur la dure de la procdure d'orientation. Par contre si un systme single-shot est utilis la dure de l'orientation sera proportionnelle la profondeur du KOP. Si le puits fait partie d'une plate-forme multipuits le choix de la profondeur du kick-off doit aussi Prendre en compte les trajectoires des autres puits.

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Orientation - Azimut initial - GardeLa direction initiale du puits doit tre dtermine en fonction: de la mthode de forage dirig des types d'outils de forage

Azimut initial

Nord

Garde

aDirection du puits (azimut moyen) Cible

Est

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Rayons de courburesLes quipements daujourdhui permettent la ralisation de rayons de courbure allant du long rayon lUltra short. Le choix du(des) rayon(s) de courbure doit tre fait en tenant compte des diffrents objectifs du puits, y compris sa compltion. Les lments suivants doivent tre pris en compte: La facult des formations permettre la dflexion Certaines formations ne permettent pas d'obtenir des gradients importants. La facult des formations supporter la dflexion Certaines formations auront tendance crer des key-seats ou autres irrgularits du puits. La mthode de forage dirig choisie Un gradient important dans la premire phase rendra la rotation impossible. Les diffrents quipement qui seront descendus dans le puits Certains quipements pourraient ne pas accepter une flexion importante, particulirement si leur diamtre extrieur est proche du diamtre intrieur du puits (par exemple un hanger ou un packer). Les phases de monte sont gnralement plus lentes et plus difficiles que les sections droites. Il peut tre intressant de rduire la longueur des phases de monte et/ou de rotation en utilisant des gradients importants.

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Drop-offIf a drop of the inclination is required, it will be useful to remember that: - Dropping is generally more difficult than building-up. - To come back to the vertical may be impossible.

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Programme de tubagesThe basic parameters to design the casing programme remain the same for a vertical or for a directional well: - Geological considerations - Pressure considerations But while designing a directional well, additional conditions will have to be considered: - To protect the sensitive sections of the hole such as build up - Longer sections to be cemented - Drag forces opposing the descent of the casing For each casing and in addition of the usual calculations, simulations will have to be done to determine the required characteristics of the casing joints and connections, including: - Simulation of drag forces - Computation of efforts - Casing buckling - Resistance to compression - Resistance to flexion/bending - Resistance to rotation if required

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Programme de tubages

Conductor pipe

Surface casing

Intermediate casing

Production casing

Reservoir Production liner

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Programme de tubages / Centralisation

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Mthode de forageForage dirig conventionnel Forage de navigation Geosteering Considrations conomiques

Rotary mode

Sliding mode

Hole size Sliding

Hole size Rotary

Hole size versus Drilling mode

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Dtermination du train de tigesWhile preparing the drilling programme of a directional well, the design of the different drill strings which will be used is obviously of primary importance. Two distinctive parts must be considered: - the design of the BHA (Bottom Hole Assembly) The BHA is the section of the drill string going from the bit to the top of the drill collars or the heavy weight drill pipes if any. The lower part of the BHA is the "active" section of the drill string, allowing to "conduct" the well. For a conventional BHA it has been shown that only the first 50 meters can have an actual effect on the direction of the hole. - the design of the complete drill string This will consider the section of the string above the BHA, being more "passive" but having to support the efforts. It does not act on the direction of the hole. If these two parts are more or less distinct one from each other for a conventional well, they are tightly linked for the horizontal and long reach wells.

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / MultipuitsWhen planning a well on a cluster, more considerations must made regarding the selection of the trajectory and the accuracy of its monitoring. The basic concern is to avoid a collision between two wells.

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / MultipuitsWhen thinking to develop a field using a multiwell platform, the design of the wells of a cluster should be done globally and not one by one. If several clusters are projected, the impacts of the wells must be determined well in advance to obtain a proper draining of the field.

Then knowing: - the surface coordinates - the objective coordinates and having selected the best suitable well profiles, the following parameters must be selected: - the best slots according to the required azimuths - the kick-off depths This is relatively easy if the distance between the well heads exceed 5 meters. This is a lot more intricate if this distance is 2 meters. The design of a cluster includes not only the design of the wells but also the design of the cluster itself: - number of wells - number of rows - distance between the well heads - pre-drilling of conductors - use of non vertical conductors - drilling well after well or drilling phase by phase

Good measurements, a close monitoring,and a good reporting and filing are necessary when drilling multiwell platforms.

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Slection des services & quipments complmentairesIn addition of the standard drilling equipment, the implementation of a directional well involves specific equipment. The selection of this equipment directly results from the previous considerations: - The well profile - The selected directional drilling method - The drill string design To avoid down time, all potential problems must be anticipated and the equipment selected accordingly. Particularly, a sufficient quantity of equipment must be supplied, specially when working in remote areas. It must always be remembered that: - A directional well increases the various constraints and wears on the equipment. - The use of some equipment is limited in time (motors, jars) Not only the drilling operations are concerned but also the complementary operations such as: - Electric logging This may require the use of pipe conveyed equipment as it is difficult to run a cable beyond 60 degrees of inclination. - Cementation Increased length of cement require a pump with more power and more reliability. - Running casing or liners The grade and thickness of casing joints and collars as well as the type of connections must be selected function of the well profile.

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Slection des services & quipments complmentaires

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Slection de l'appareil de forageRig power Hydraulic power Top drive Solids control equipment

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Slection de l'appareil de forage / Capacit de levage

Pw = Power at winch Pw = Th x Ts / Rve where: Th Ts = Hook load = Hook speed N m/s none W

Rveff = Reeving efficiency

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Ingnierie du forage dirig / Programme de forage / Slection de l'appareil de forage / Puissance hydraulique

HPt = Required hydraulic power (true hydraulic power) HPt = p x Q / 60000 HPr = Required mechanical power HPr = HPt / ( Meff x Ceff ) where: p = Pump pressure Q = flow rate Meff = Mechanical efficiency of the pump Ceff = Compound efficiency Pa litre/min 0.85 to 0.95 0.70 to 0.90 for a torque converter 0.95 to 0.97 for belts or chains W W

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Chapitre 3


3.2 Train de tiges et garniture de forage

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Ingnierie du forage dirig / Train de tiges & Garniture de forage /Bilan des forces prsentes dans un puits

Les lments du train de tiges sont soumis aux phnomnes suivants: 1 2 3 4 5 6 7 8 Efforts de tension (traction-compression) Pression Efforts de torsion Efforts de flexion Fatigue Ecrasement Abrasion / Erosion Corrosion

Lun quelconque de ces phnomnes peut lui seul entraner une rupture du train de tiges Des efforts combins de tension, torsion, flexion et pression sont les conditions normales du forage. Les diffrentes considrations qui suivent s'appliquent aussi bien aux lments du train de tiges qu'aux tubages.

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Ingnierie du forage dirig / Train de tiges & Garniture de forage /TensionLes efforts de tension rsultent: - des forces de gravit - de chocs - des forces de frottements - de la temprature Tous ces paramtres doivent tre pris en considration, cependant: - il est assum que les chocs et les frottements ne surviennent pas simultanment - L'effet de la temprature est habituellement nglig (sauf dans les puits HP-HT, haute temprature et haute pression).

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Ingnierie du forage dirig / Train de tiges & Garniture de forage /Chocs (shock loads)Shock loads will occur if the drill string is suddenly stopped or picked-up This create shock stresses through the body of the pipe, affecting only a part of the pipe for a very short time. Combined with other stresses (weight, bending,...), the total force may lead to rupture the pipe. The shock force is given by the following equation:

This equation is given assuming that the nominal weight is proportional to the cross sectional area (drill collars or most of the casings with less than a 2% Erreur). Fk = 1040 x Wa x V Fk = Shock load avec: Wa V = Linear weight i

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Forage Horizontal Enspm