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Ing�nierie du forage dirig�

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Ing�nierie du forage dirig� Powered By Docstoc
					Ingénierie du forage dirigé




               ____________________________________________ENSPM ____________________
 Ingénierie du forage dirigé


             Sommaire

             Introduction


Chapitre 1   Généralités

Chapitre 2   Equipements de forage dirigé

Chapitre 3   Ingénierie du forage dirigé

Chapitre 4   Forage horizontal




                            ____________________________________________ENSPM ____________________
Ingénierie du forage dirigé


    Chapitre 1        Généralités



  Applications du forage dirigé

  Vocabulaire et définitions

  Profils des puits

  Coordonnées

  Contrôle de la trajectoire

  Calculs de trajectoire

  Calculs d'incertitude

  Facteurs affectant la déviation




                           ____________________________________________ENSPM ____________________
    Ingénierie du forage dirigé


Chapitre 2    Equipements de forage dirigé



   Matériel de forage

     Matériel standard

     Equipements spécifiques au forage dirigé


   Equipement de mesure

     Outils en temps différé

        Outils en temps réel




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  Ingénierie du forage dirigé


Chapitre 3   Ingénierie du forage dirigé



         Préparation des puits

         Design du train de tiges

         Programme de fluides




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Ingénierie du forage dirigé


Chapitre 4     Forage Horizontal


       Histoire & Introduction

    Pourquoi le forage horizontal

   Planning des puits horizontaux

      Procédures et méthodes




                         ____________________________________________ENSPM ____________________
Introduction




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Introduction


      ²




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Ingénierie du forage dirigé



      Chapitre 1     Généralités


1.1    Applications du forage dirigé


          Puits d'intervention

              Side-track

                Failles

             Dôme de sel

               Drainage

        Locations inaccessibles

        Plate-formes multipuits

           Puits multilatéraux




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                             Généralités / Applications du forage dirigé


Relief well / Side tracking / Fault drilling / Salt dome drilling / Drain hole drilling / Inaccessible locations




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Généralités / Applications du forage dirigé


        Emplacements inaccessibles




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Généralités / Applications du forage dirigé


      Plate-formes Multipuits (Clusters)




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Généralités / Applications du forage dirigé


      Puits en Ré-entrée (Re-entry wells)




                            ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Applications du forage dirigé


   Puits Multi Latéraux (Multi-lateral wells)




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Ingénierie du forage dirigé




  Chapitre 1    Généralités


1.2   Vocabulaire et définitions




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                                         Generalities / Vocabulaire et définitions




Position du puits        L'emplacement de la tête de puits

Cible(s) Target(s)       Le(s) point(s) visé(s) en sous-sol                                          Section verticale

                                                                                 Point de
Direction de la cible    L'azimut relatif entre la tête de puits et la cible     Kick-off     KOP1

                                                                                                                R1
Référence de profondeur L' origine des mesures de profondeur
                                                                                                        Section de Build-Up
Trajectoire              Le cheminement du puits depuis la tête de puits
                         jusqu'à sa profondeur finale.
                                                                                                              EOB1
Kick-off                 Le point où le puits quitte la verticale

Inclinaison              L'angle du puits par rapport à la verticale
                                                                                                             Inclinaison       Section droite
Azimut                   La direction du puits par rapport au Nord

Profondeur mesurée       Longueur du puits mesurée le long de la trajectoire                                                                    KOP2
                                                                                                                                                 Section de Drop-off
Profondeur verticale     La distance verticale entre le plan horizontal                                                                            EOB2
                         contenant un point du puits                                                                                   R2
                         et le plan de la référence de profondeur

Déplacement horizontal   Distance horizontale entre un point du puits
                         et la projection verticale de la tête de puits             TVD                                                                 TD
                                                                                 Profondeur                       Déplacement horizontal
                                                                                  verticale




                                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
                                       Generalities / Vocabulaire et définitions




Build-up             Section du puits ou l'inclinaison augmente

Gradient de montée   Gradient de montée deg/10m deg/30m deg/100 ft                          Section verticale

Drop-off             Section du puits ou l'inclinaison diminue          Point de
                                                                        Kick-off     KOP1

Gradient de chute    Gradient de chute deg/10m deg/30m deg/100 ft                                      R1

Rayon de courbure    Le rayon d'une section curviligne du puits
                                                                                               Section de Build-Up

Section droite       Section rectiligne du puits
                                                                                                     EOB1
Drain                Section du puits située dans le réservoir

Dog-leg              Paramètre représentant un changement (3-d)
                                                                                                    Inclinaison       Section droite
                     de direction du puits

Azimut initial       Azimut du puits en fin de phase d’orientation
                     (voir ‘garde’ ci après)                                                                                           KOP2
                                                                                                                                        Section de Drop-off
Station              Point du puits où est effectuée une ‘mesure’                                                                         EOB2
                     des paramètres directionnels d’un puits.                                                                 R2


Mesure (Survey)      Opérations permettant de mesurer l’inclinaison
                     et l’azimut du puits
                                                                           TVD                                                                 TD
                                                                        Profondeur                       Déplacement horizontal
Correction           Modification de la trajectoire
                                                                         verticale




                                                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
      Generalities / Vocabulaire et définitions




                                 Azimut initial                                       Nord




  Garde

                 a
          Direction du puits (azimut moyen)

                                                          Cible




Est




                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
                 Generalities / Vocabulaire et définitions
Section tangente             Section droite intermédiaire
Aterrissage                  Procédure permettant d’atteindre les paramètres désirés
                             au point d’entrée et/ou au point horizontal
Point d’entrée               Intersection de la trajectoire avec le toit du réservoir
Point horizontal             Point d’arrivée à l’horizontale (ou à l’inclinaison en début de drain)




                             Section verticale                                  Forage Horizontal


                       KOP
                                    R1
                                         Rayon de courbure



                                  EOB


                                         Section tangente



                                                                          Point d’entrée
                                                            R2
                                      KOP                                                  Toit du réservoir

                                                                                              Drain horizontal
            TVD
         Profondeu                                               EOB2 / Point horizontal
         r verticale
                              Déplacement




                                                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
                          Generalities / Vocabulaire et définitions

Tool Face     Angle déterminé par deux plans :
                - le plan vertical passant par l'axe de la partie du moteur située au dessus du raccord coudé
                - le plan déterminé par ce même axe et l'axe de la partie du moteur située sous le raccord coudé.

            Le contrôle du Tool Face permet d'orienter le puits dans la direction souhaitée.



                                                          High Side



                                                                                 ”45 to the right”




                      ”90 to the left”
                   Left                                                                               Right



                 Axis of the well

                                         Well direction



                                                                            ”140 to the right”

                                                          Low Side




                                                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
Ingénierie du forage dirigé



 Chapitre 1         Généralités


     1.3      Profil des puits


              Puits en J

              Puits en S

       Puits à double montée

           Puits Horizontaux

Puits à long déport (Extended reach)

    Puits inclinés dès la surface

    Puits en Re-entrée (re-Entry)

       Puits tridimensionnels

        Puits Multilatéraux




                           ____________________________________________ENSPM ____________________
                             Généralités / Profils des puits




J well                  S wells                   Double build well                         Slant wells




                                                                                         Multilateral


         Horizontal wells & Extended reach well
                                                         ____________________________________________ENSPM ____________________
 Généralités / Profils des puits


Puits à long déport (extended reach)




                       ____________________________________________ENSPM ____________________
 Généralités / Profils des puits


Puits à long déport (extended reach)




       BP Wytch Farm Field




                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Profils des puits


Puits en ré-entrée (re-entry well)




                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Ingénierie du forage dirigé


 Chapitre 1          Généralités


     1.4       Coordonnées


   Systèmes de Coordonnées
                 UTM

               Lambert

            Géographique




    Projections horizontales
           Les différent Nord

      Déclinaison magnétique

             Convergence




                           ____________________________________________ENSPM ____________________
        Généralités / Systèmes de coordonnées / UTM (Universal Transverse Mercator)

 Le sphéroïde terrestre est "projeté de l'intérieur" sur un cylindre horizontal enveloppant la sphère terrestre et en contact
                                                   tangent avec un méridien.
   Le développement du cylindre donne alors une représentation de plus en plus déformée au fur et à mesure que l'on
                                         s'éloigne du méridien de contact.
                       Afin de limiter ces imprécisions, différents méridiens de contact sont utilisés



Des méridiens de référence sont définis tous les 6 degrés de longitude,
en partant du méridien de Greenwich, divisant le globe en 60 fuseaux
numérotés de 1 à 60 en partant du méridien 180 degrés.
> Le fuseau 31 est donc situé à l'Est du méridien de Greenwich
Chaque fuseau est divisé en "secteurs" couvrant 8 degrés de latitude.
identifiés par des lettres allant de C à X (excluant I et O),
entre les parallèles 80 deg.Sud et 80 deg.Nord.
> Un secteur couvre donc une surface d'environ 666 km par 888 km



Dans chaque secteur les coordonnées UTM sont exprimées en mètres à partir d'origines ainsi définies :
> l'axe des X (longitude) a pour origine une ligne tracée à 500 km à l'Ouest du méridien central (médidien de contact)
  (lui-même situé 3 degrés à l'Est du méridien de référence)
> l'axe des Y (latitude) a pour origine                                                    Secteur 31-U (Mer du Nord)
     - l'équateur dans l'hémisphère Nord                                                          X=     410,250.00
     - le pole Sud dans l'hémisphère Sud                                                          Y = 6,850,500.00


                                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Systèmes de coordonnées / UTM (Universal Transverse Mercator)




                                         ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Systèmes de coordonnées / UTM (Universal Transverse Mercator)




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                  Généralités / Systèmes de coordonnées / La projection Lambert

                             La projection Lambert est une projection de la sphère terrestre sur un cône
                                         dont l'axe coïncide avec l'axe de rotation de la Terre.



La surface du cône tangente la sphère terrestre au "Parallèle de référence".
Les déformations sont minimum au voisinage du parallèle de référence
et augmentent vers le Nord et vers le Sud.
Les projections Lambert sont donc mieux adaptées à des petites superficies.
Elles sont en général définies au niveau d'un pays.
Afin de réduire les déformations, différentes projections peuvent être définies
pour un même pays (cas de la France)
Les coordonnées sont exprimées en mètres à partir de lignes de référence
définies comme suit, avec le souci d'avoir à n'utiliser que des nombres positifs:
  - En fonction de la surface à couvrir, un méridien est défini en tant que
  "Méridien de référence" et numéroté "600", et donc définissant
  une origine virtuelle située 600 km à l'Ouest de ce méridien de référence
  - Le parallèle de référence est numéroté "200" définissant
  une origine virtuelle située 200 km au Sud de ce parallèle.


                    X = 435,253.00 E
                    Y = 126,785.50 N


                                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Systèmes de coordonnées / La projection Lambert




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Généralités / Systèmes de coordonnées / Coordonnées Géographiques ou Sphériques

      Les coordonnées géographiques (ou sphériques) sont exprimées en degrés - minutes - secondes,


                                    Avec des origines situées:

           - Au méridien de Greenwich pour la longitude                X = 22° 26' 15'' E

           - A l'Equateur ou au pôle Sud pour la latitude              Y = 52° 41' 32'' N




                                                            ____________________________________________ENSPM ____________________
      Généralités / Systèmes de coordonnées / Le champ magnétique terrestre

La plupart des instruments utilisés pour déterminer la position d'un puits utilisent le champ magnétique terrestre.
Ce champ magnétique varie en direction et en intensité, à la fois dans le temps et selon la position géographique.




                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
   Généralités / Systèmes de coordonnées / Les "différents" Nord



Le Nord Géographique

         C'est la direction entre tout point situé à la surface de la Terre et le Pole Nord Géographique
         (intersection de l'axe de rotation avec le sphéroïde terrestre).

         Le Nord Géographique est une direction fixe.


Le Nord Magnétique

         C'est la direction entre tout point situé à la surface de la Terre et le Pole Nord Magnétique.

         C'est la direction obtenue en utilisant les instruments de mesures "magnétiques" tels que
         boussoles, compas ou magnétomètres.

         La position du pole magnétique varie dans le temps.

         L'angle entre les Nord magnétique et géographique est appelé "Déclinaison magnétique".


Le Nord Cartographique

         C'est la direction indiquée par l' axe des ordonnées du système cartographique sélectionné.

         Elle dépend du système de projection utilisé.

         L'angle entre les Nord cartographique et géographique est appelé "Convergence".




                                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Systèmes de coordonnées / Les "différents" Nord




             Nord
           Magnétique                           Nord
                                             Géographique




                                                    Nord Projection




       Nord Géographique, Nord Projection, Nord Magnétique




                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Systèmes de coordonnées / Déclinaison magnétique


 La "Déclinaison magnétique" est l'angle entre le Nord géographique (NG) et le Nord magnétique (NM)

                      Elle dépend de la position de la tête de puits et de la date

                       Elle est exprimée comme un angle orienté Est ou Ouest


          Les cartes isogoniques joignent les points de même déclinaison à une date indiquée




                                NG                                      NG

                          NM
                                                                             NM




                         4.50                                                 7.25




                     Déclinaison Ouest                         Déclinaison Est

                4.50 deg. Ouest ou - 4.50 deg.            7.25 deg. Est or + 7.25 deg.




                                                            ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Systèmes de coordonnées / Déclinaison magnétique




                    Déclinaison Magnétique en l’an 2000




                       Variation Annuelle - minute/an


                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
  Généralités / Systèmes de coordonnées / Convergence


La "convergence" est l'angle entre le Nord géographique (NG) et le Nord Cartographique (NP)

        Elle dépend de la situation de la tête de puits sur la projection de référence.

                  Elle est exprimée comme un angle orienté Est ou Ouest.




                             NG                                     NG

                          NP                                             NP




                       0.75                                              1.25




                  Convergence Ouest                        Convergence Est

               0.75 deg. Ouest ou - 0.75 deg.          1.25 deg. Est ou + 1.25 deg.




                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
            Généralités / Systèmes de coordonnées



                                                              NG Nord Géographique
                                                              NM Nord Magnétique
                                                              NP Nord Projection


                         NG

                NM            NP
                                                                      Direction
                                                                      du puits



                              2.25
                              Convergence
                  3.50
Déclinaison magnétique


                                              Azimut Projection
                                        Azimut Géographique
                                   Azimut Magnétique




                          Les différents Azimuts d'un puits




                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
                       Ingénierie du forage dirigé

                          Chapitre 1            Généralités


                        1.4      Contrôle de la trajectoire

But:                    Déterminer la position du puits dans l'espace tridimensionnel

Moyen:                  Obtenir suffisamment de paramètres pour pouvoir effectuer un calcul

Mesures:                Comment ?
                     Quand ?
                     Fréquence ?
                     Précautions
                     Sources d'erreurs

Calculs:               Déterminer la position du puits
                     Obtenir: les coordonnées X & Y
                                 et la profondeur verticale Z

Représentation:         Tracer les résultats sur les projections verticales et horizontales

Extrapolation:         Extrapoler la trajectoire
                     Anticiper les tendances naturelles
                     Considérer les possibilités 'raisonnables" de correction

Prise de décision:      Continuer
                     Changer de garniture
                     Effectuer une correction de trajectoire




                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Ingénierie du forage dirigé




 Chapitre 1        Généralités

  1.6    Calculs de trajectoire


         Principe du calcul


        Méthodes de calculs

           Angle moyen

         Rayon de courbure

         Courbure minimum


              Dog leg




                         ____________________________________________ENSPM ____________________
                Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire




                                                   Principe du calcul


                         Le but est de déterminer les coordonnées X,Y,Z de tout point de la trajectoire

     Le principe est un calcul de proche en proche à partir de la position de la surface ou d’un point de référence (Tie-on)

                  Le moyen est la réalisation de mesures permettant d'obtenir suffisamment de paramètres
                                      afin de pouvoir effectuer un calcul mathématique

                      Chaque mesure permet de calculer la variation par rapport à la mesure précédente

Les valeurs élémentaires ainsi obtenues sont additionnées pour obtenir une position relative par rapport au point de référence




                                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire




                               Paramètres de calculs


                Les paramètres pouvant être mesurés en fond de trou sont:

• l'inclinaison du puits (inclinomètres ou accéléromètres)

• l'azimut du puits (compas, magnétomètres ou centrales inertielles)

• La profondeur mesurée des instruments de mesure (longueur corrigée du train de tiges)




                                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire


                                 Méthodes de calculs
                     Compte tenu du principe du calcul "point par point"
          et de l'ignorance de la forme réelle de la trajectoire entre deux mesures
           diverses méthodes ont été établies pour effectuer les calculs requis.
Leurs différences et donc leurs précisions résident dans l'hypothèse relative à la trajectoire.

  Tangentielle
            assume section droite entre deux mesures consécutives
            calculs simples, imprécision importante
  Tangentielle moyennée
            assume deux sections droites entre deux mesures consécutives
            calculs manuels complexes, bonne précision
  Angle moyen
            utilise des valeurs moyennes de l'inclinaison et de l'azimut entre deux mesures consécutives
            calculs simples, assez bonne précision
            était très utilisées pour les calculs manuels
  Rayon de courbure
            assume une section courbe entre deux mesures consécutives
            bonne précision, communément utilisée
  Courbure minimum          aussi appelée méthode de l'arc circulaire
            assume une section courbe de rayon minimum entre deux mesures consécutives
            bonne précision, communément utilisée
  Mercury                   aussi appelée méthode de l'accélération compensée
            assume une combinaison de sections droites tangentielles et de sections courbes
            calculs complexes, peu utilisée dans l'industrie pétrolière




                                                         ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Angle moyen


                          La section forée est assimilée à un segment de droite
   ayant une inclinaison égale à la moyenne des inclinaisons et un azimut égal à la moyenne des azimuts.

                   Les calculs élémentaires sont donnés par les formules suivantes:

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




                                           P1        a1




                                                i1




                  Erreur en latitude                              P2
                                                                          a2

                                                                                    Erreur verticale
                                                                   i2


                                                          Erreur horizontale




                                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Rayon de Courbure


La section forée est assimilée à un arc inscrit sur un cylindre vertical.

Les projections horizontale et verticale sont assumées être des arcs de courbure constante,

gradient d’inclinaison = ∆I / ∆L
gradient d’azimuth       = ∆A / ∆L
                                                                                                                 P1
                                                                                                                           a1
Les calculs élémentaires sont donnés par les formules suivantes:

∆V = (180/π) x ∆L x ( sin I2 - sin I1 ) / ( I2 - I1 )                                                                 i1

∆H = (180/π) x ∆L x ( cos I1 - cos I2 ) / ( I2 - I1 )
                                                                                                                                          a2
∆X = (180/π) x ∆H x ( cos A1 - cos A2 ) / ( A2 - A1 )                                                                           P2
                                                                                                                                     i2
∆Y = (180/π) x ∆H x ( sin A2 - sin A1 ) / ( A2 - A1 )


        Y(Nord


                                     X(Est)
                                                                                    Rv
                                                                     P1

                                       a


                 Rh              P                                    i                             Z
                                                              ∆V
                                              ∆Y
                            a

                        P                                                            P2

                                                                                      i

                                ∆X


              Projection Horizontale                                 Projection Verticale

                                                                            ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Courbure Minimum


                La section forée est assimilée à un arc sphérique de courbure minimum ( rayon maximum)




   Avec:
                                                                                                                          DL/2
   DL = cos-1 [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos ( A2 - A1 ) ]                                                        DL/2


   et:                                                                                  P1        a1

   K = (180/π) x ( ∆L / DL ) x tan ( DL / 2 )

                                                                                             i1
   Les calculs élémentaires sont donnés par les formules suivantes:
                                                                                             DL
   ∆V = K x ( cos I2 + cos I1 )
   ∆H = K x ( sin I2 + sin I1 )
                                                                                                                     a2
   ∆X = K x ( sin I1 x sin A1 + sin I2 x sin A2 )                                                          P2

                                                                                                                i2
   ∆Y = K x ( sin I1 x cos A1 + sin I2 x cos A2 )                                                 N

                                                                                O                      E

                                                                                    S




                                                                        ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire

                     Calculs complémentaires

             L'obtention des trois paramètres de position

               Z = profondeur verticale
               X = coordonnée relative Est/Ouest
               Y = coordonnée relative Nord/Sud

             permet le calcul de paramètres complémentaires:


                           Déplacement horizontal:

             HD = ( X 2 + Y 2 ) 1/2

                               Direction du puits:

             Aav = atn ( X / Y )      if Y > 0
                 =    180 + atn ( X / Y )   if Y < 0

                Projection horizontale sur l'azimut sélectionné:

             HP = HD x cos ( Ath - Aav )

                            Coordonnées absolues:

             E = Ewh + X
             N = Nwh + Y




                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire


                                   Calculs complémentaires




              North



                                                                                            Target
                                                    Well Direction at point P

                                                         P       Azimut at point P
              Y
                      Horizontal dispacement

                      Trajectory
                                                                        Target Direction
                                                                        (Projection Plan)



                                     Horizontal Projection



                                                                                        East
                                                         X
  Well Head




                                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
      Généralités / Contrôle de trajectoire / Dog legs




      Dog-leg "normal"                              Dog-leg "réel"
(courbure du puits)




                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
                     Généralités / Contrôle de trajectoire / Dog leg


                                              Dog leg (true dog leg)

                  Le dog-leg caractérise une variation de direction du puits dans l'espace.

              Diverses formules permettent son calcul, différant par leurs hypothèses de base.



                                                     Formule 1:
                         -1
DLS = ( 10 / ∆L ) x cos [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos (A2 - A1) ]                 deg/10m     L en m
                          -1
DLS = ( 100 / ∆L ) x cos [ cos I2 x cos I1 + sin I2 x sin I1 x cos (A2 - A1) ]                deg/100ft   L en ft




                                                     Formule 2:

DLS = ( 10 / ∆L ) x [ ∆I 2 + ( ∆A x sin ((I2+I1) /2) ) 2 ] 1/2                                deg/10m     L en m

DLS = ( 100 / ∆L ) x [ ∆I 2 + ( ∆A x sin ((I2+I1) /2) ) 2 ] 1/2                               deg/100ft   L en ft




                                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Dog leg



                                          Dog leg horizontal


        Le 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 vertical

        Le dog leg vertical est assimilé au gradient d'inclinaison:

              Dog leg vertical

              DLV = ( 10 / ∆L ) x ∆I                                  deg/10m




                                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire /



                                 Représentations

       Les résultats des calculs peuvent être présentés sous de multiples formes:


                                 Valeurs numériques

  • Liste des paramètres mesurés et calculés


                                       Graphiques

  • Projection verticale

    La trajectoire du puits est projetée sur un plan vertical dans un azimut déterminé

  • Projection horizontale

    La trajectoire du puits est projetée dans un plan horizontal

  • Représentation tridimensionnelle




                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations




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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations




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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations multipuits




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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations multipuits




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Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs de trajectoire / Représentations multipuits




                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
                        Ingénierie du forage dirigé


                             Chapitre 1           Généralités



            1.7      Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

                               Sources d'erreurs de mesure

                      Détermination des paramètres d'incertitude

                                     Etude anti-collision




   Le calcul de trajectoire étant basé sur des paramètres résultant de mesures physiques,
ses résultats sont soumis aux incertitudes affectant les mesures de ces différents paramètres.


   Une estimation de l'erreur potentielle sur la position réelle du puits est donc nécessaire.




                                                        ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude /




                            Sources d'erreurs


             Erreurs dues aux instruments de mesures eux mêmes

           Erreurs dues à 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




                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude / Sources d'erreurs


                          Erreurs dues aux instruments de mesures

                               Erreurs dues aux caractéristiques des capteurs




             Erreurs dues à la position de l'outil de mesure dans le puits

                                          Profondeur des mesures


                                    Alignement des outils de mesures

                          Les capteurs de mesures doivent être alignés avec le puits

                               Alignement des capteurs dans l'outil de mesure

                                      Alignement de l'outil dans le puits


                                         Mouvements des capteurs

                             Certains capteurs sont très sensibles aux vibrations

          Le train de tiges doit être immobile et la circulation stoppée pendant la durée de la mesure




                                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude / Sources d'erreurs


                  Erreurs dues aux conditions locales de mesures

                 Erreurs dues aux interférences magnétiques (si outils "magnétiques")

                          > interférences dues aux train de tiges

                          > perturbation magnétique locale

                          > proximité du casing

                          > puits voisins

                          > équipement amagnétique défectueux ("hot spots")



                             Erreurs dues au facteur humain

                                            Erreurs de lecture

                               Erreurs de transcription des paramètres



                           Erreurs dues aux types de calculs

                 - Erreurs dues aux approximations faites selon la méthode de calculs




                                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude


                      Paramètres d'incertitude


        Inclinaison   Equipement       Erreur en     Erreur en Azimut
                      de mesure       Inclinaison

        < 5 degrés    Single Shot      +/- 0.25            +/- 5.0
                      magnétique

                      Steering tool    +/- 0.25            +/- 5.0

                         MWD           +/- 0.25            +/- 5.0

                       Gyroscope       +/- 0.25            +/- 5.0

        > 5 degrés    Single Shot      +/- 0.20            +/- 2.0
                      magnétique

                      Steering tool    +/- 0.15           +/- 1.50

                         MWD           +/- 0.10           +/- 1.25

                       Gyroscope       +/- 0.10           +/- 1.25




                                            ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude


              Détermination des paramètres d'incertitude


   Les paramètres d'incertitude seront pris en compte dans les calculs d'incertitude

             Ils résultent de l'estimation des différents erreurs potentielles


   Ils dépendent essentiellement du type d'outil utilisé (et donc des capteurs utilisés)


                             Valeurs typiquement utilisées:

                   • Erreurs sur l'inclinaison:   +/- 0.25 degrés

                   • Erreurs sur l'azimut:     +/- 1.50 degrés

                   • Erreur sur la longueur mesurée:       1/500 à 1/1000




                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
     Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude


                                      Ellipses d'incertitude

                 La combinaison systématique des erreurs en inclinaison et en azimut
                      conduit à l'obtention de différentes trajectoires "corrigées"

             L'enveloppe de ces trajectoires est assimilée à un cône dit cône d'incertitude
                        ayant pour axe la trajectoire théorique ("non corrigée")

            L'intersection de ce cône avec un plan perpendiculaire à la trajectoire théorique
                                      définit le cercle d'incertitude

              La projection de cercle avec le plan horizontal définit l'ellipse d'incertitude



                               Calcul du rayon du cercle d'incertitude

                            - calculer Xt, Yt et Zt de la trajectoire théorique

- calculer Xm, Ym and Zm en utilisant les erreurs positives en inclinaison et en azimut (erreur maximum)

                                     le rayon du cercle s'écrit alors:

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




                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude




                                                              X

                     Trajectoire calculée
                                  Cône d'incertitude
      Y
                                             Cercle d'incertitude




                                                      Plan de projection

                                            Ellipse

             Z




                   Domaine d'incertitude




                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude




                            Etude anti-collision

      Une étude anti-collision est le rassemblement des différentes techniques
           permettant d'évaluer la distance entre deux ou plusieurs puits
                                incluant notamment:


              • Détermination des paramètres d'incertitude

              • Détermination des ellipses d'incertitude

              • Calcul de la distance horizontale entre les puits

              • Compilation des différents résultats



                    Une étude anti-collision peut être complexe




                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

                     Plateforme multipuits




                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

                Distance horizontale entre puits




                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

                         Plot Polaire




                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

                         Plot Polaire




  At 280 mVD                                             At 360 mVD



                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

                     Ellipses d'incertitude




                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Contrôle de trajectoire / Calculs d'incertitude

                     Ellipses d'incertitude




    @ 300 mVD                                              @ 320 mVD




                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
      Ingénierie du forage dirigé

       Chapitre 1    Généralités



1.8    Facteurs affectant la déviation


            Facteurs naturels

  Procédures & Equipements de forage



             Conséquences




                         ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Facteurs affectant la déviation



                 Facteurs naturels
                 Pendage des formations
        Alternances de formations dures et tendres




      Procédures & Equipements de forage
                       Type d'outil
                    Type de garniture
                   Méthode de forage
                 Poids excessif sur l'outil




                  Conséquences
                       Trou spiralé
                       Trou ovalisé
                        Trou élargi
                         Marches
                         Dog leg
                         Key seat




                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Facteurs affectant la déviation / Facteurs naturels




                         < 45 degrees                               > 45 degrees




                     Pendage des formations




                                        ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Facteurs affectant la déviation / Facteurs naturels




                                   Diamètre de forage




                                                                             Diamètre apparent




             Alternance de formations dures et tendres




                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences




                       Trous Ovalisés




                          Marches




                       Trous Spiralés



                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences




                          Dog-Leg


                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences




               Drill pipes OD           Tool-joint OD




                       Formation d'un Key Seat

                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 2       Equipements de forage dirigé



     2.1     Equipements de forage
           Equipements standards de forage

           Equipements spécifiques au forage dirigé



     2.2     Equipements de mesure
           Outils de mesure en temps différé

             Outils de mesure en temps réel


     2.3     Equipements les plus récents




                                   ____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 2   Equipements de forage dirigé



  2.1 Equipements standards de forage

                   Masse-tiges

                 Tiges de forage

                    Coulisses

                   Elargisseurs

               Aléseurs à rouleaux

             Absorbeurs de vibrations

                    Raccords

               Aléseurs de Key seat




                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements Standards /


                Masse tiges (drill-collars)




                          Lisses




                         Spiralées




                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements Standards /

                 Masse-tiges (drill-collars)




                                                                        12’’1/4


           8’’                                                              10’’




                                                                  27’
                                                                  31’
Asymétriques                                                  Carrées




                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements Standards /


               Tiges de forage (drill-pipes)




                          Drill pipes




                   Heavy weight drill pipes




               Spiralled heavy weight drill pipes




                   Compressive drill pipes




                                        ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements Standards /


             Coulisses de forage (drilling jars)


                    Coulisses mécaniques

                   Coulisses hydrauliques

                 Coulisses Hydro-mécaniques

                        Accélerateurs




                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements Standards /


                         Coulisses


         Mécaniques – Hydrauliques - Hydro-mécaniques




                  Coulisse Mécanique Dailey




                  Coulisse Hydraulique Dailey




                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
                    Equipements de forage dirigé / 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 durée de vie des outils de forage ainsi que celle des éléments du train de tiges et du rig.

          Leur présence dans la garniture doit être prise en compte quand au comportement directionnel

                                           en raison d'une rigidité réduite.



                                                   Bumper subs

Les Bumper subs sont essentiellement utilisés en tant que compensateurs de pilonnement sur les appareils flottants

                       Ils peuvent également être utilisés comme amortisseurs de vibrations.




                                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
       Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Elargisseurs
                Les élargisseurs sont destinés à augmenter le diamètre de trous déjà forés

                      Cette opération peut être nécessaire pour différentes raisons:

                                         • sécurité du puits
                                         • évaluation
                                         • modification de programme




  Elargisseurs à bras fixes (hole openers)

 Les élargisseurs à bras fixes ont de deux à quatre
bras (le plus souvent trois) supportant des molettes

Ces molettes sont interchangeables et disponibles
     pour des terrains de dureté différentes

 La partie inférieure de l'outil possède un filetage
              permettant de connecter,

              soit un outil de forage,

soit un "pilote" permettant d'éliminer les risques de
          sortie du trou initial (side-track)




                                                           ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Elargisseurs


                 Elargisseurs hydrauliques (under-reamers)

     Les élargisseurs hydrauliques permettent d'augmenter le diamètre des puits

                 au delà du diamètre intérieur du tubage précédent

      Ils consistent en un jeu de molettes supportées par des bras rétractables

           actionnés hydrauliquement par la circulation du fluide de forage




                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
                 Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Aléseurs


                                         Aléseurs à rouleaux (roller reamers)


L'objet des aléseurs à rouleaux est

  - d'aider à maintenir le diamètre d'un trou
  - de centraliser la garniture de forage

Ils sont également utilisés pour réduire les dog legs,
key seats en cours de formation ou les marches d'un puits


        Ils consistent en un élément tubulaire sur lequel sont fixés de deux à six rouleaux montés sur roulements
    usinés ou revêtus en fonction de la dureté des formations (dents métalliques ou boutons de carbure de tungstène)




                        Equipements de forage dirigé / Equipements Standards /

                                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
      Raccords


Float valves & Float Subs

       Cross-over

      Saver subs

    Extension subs

    Side entry subs

       Junk subs




                    ____________________________________________ENSPM ____________________
     Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Aléseurs


                                           Aléseurs de Key-seat


              Le but de ce type d'outil est d'éliminer un key seat en cours de formation ou déjà formé

                   Un aléseur de key seat est constitué d'une chemise coulissant sur un mandrin

              • La chemise est équipée de lames spiralées au revêtement agressifs

              • Elle tourne et coulisse librement pendant la descente du train de tiges et le forage

              • Elle est bloquée par un ergot et tourne avec le train de tiges lors de la remontée


Les aléseurs de key seat peuvent être simple ou double action en fonction du mode de coulissement sur le mandrin


Ils sont le plus souvent installés dans les tiges ou tiges lourdes à une position ou ils peuvent efficacement attaquer
               la section affectée du puits. Ils peuvent également être installés dans les masse-tiges


  Le diamètre extérieur des lames est sélectionné de 1/8 à 1/2 de pouces supérieur au diamètre des masse-tiges
                           ou des joints des tiges dans lesquelles l'aléseur sera installé

                                                           .




                                                                   ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements Standards / Aléseurs de Key seat


                                 Opérations




                Remontée           Rotation                    Descente

               Ergot engagé              Ergot désengagé
             La chemise tourne          La chemise est libre
               avec les tiges              (sans action)




                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences




               Drill pipes OD           Tool-joint OD




                       Formation d'un Key Seat
Généralités / Facteurs affectant la déviation / Conséquences

                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Formation d'un Key Seat




                ____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 2    Equipements de forage dirigé



  Equipements spécifiques au forage dirigé


                Moteurs de fonds

                  Stabilisateurs

             Equipement amagnétique

              Raccords d'orientation

                Raccords coudés

                 Sifflet déviateur




                                ____________________________________________ENSPM ____________________
       Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs de fond


                                       Moteurs à déplacement positif


                 Les moteurs de fond aussi appelés moteurs à déplacements positifs (PDM, DHM)
sont les outils sans lesquels le forage dirigé n'aurait pu évoluer aussi rapidement au cours des dernières années.

           Ils dérivent de la "pompe à cavité progressive" inventée par le Français "Moineau" en 1934,
            inversée dans les années 50 pour en faire des moteurs, et depuis en évolution continuelle




                                                   Turbines

                                   Relativement peu utilisées en forage dirigé




                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
  Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif


                                                Principe / Element moteur


La partie moteur d'un PDM est constitué de deux éléments:
     - Rotor: arbre hélicoïdal (hélice externe en queue de cochon)
               fabriquée en acier inoxydable,
     - Stator: élastomère moulé en forme d'hélice interne,
               (avec une spire supplémentaire par rapport au rotor)

     Le rotor et le stator correspondent étroitement et engendrent des cavités
     A l'état statique ces cavités sont étanches les unes des autres.




Un fluide pompé à l’entrée du moteur, génère une montée de pression
entraînant la rotation du stator
et permettant ainsi le passage du fluide dans la cavité voisine.



Le fluide progresse alors de cavité en cavité créant une rotation régulière du rotor.
La vitesse de rotation résultante est proportionnelle au débit.



                                                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif


                                               Description

                                 Les différents éléments d'un PDM sont:

                                        • Un étage moteur

                                        • Un étage de roulement

                                        • Un joint de cardan

                                        • L'arbre de transmission


             Une valve à pression différentielle est généralement installée en haut du moteur




           by-pass valve              motor stage          universal joint            bearing stage          drive shaft




                                                            ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif


                 Différents types de moteurs / Puissance, Couple & Vitesse
                  - single lobe motors (1/2 lobes)   > High speed - low torque motors
                  - multi lobes motors               > Low speed - high torque motors




                                                         ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Moteurs à déplacement positif


                       Différents types de moteurs / Géometrie des moteurs

          Straight motor      DTU motors            Single bent housing             Dual bent housings
                           (Double Tilted Unit)   ( fixed or adjustable )




                                                         ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                 Adjustable Bent Housing




                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                          Opérations et limitations

       Les moteurs de fond sont des outils relativement fragiles, en particulier leurs stator et roulements.
                               Ceci entraîne quelques limites de fonctionnement.

          Les paramètres d'utilisation fournis par le fabricant doivent être scrupuleusement respectés
                 Faute de quoi la durée de vie d’un moteur peut être considérablement réduite.




                                                  Couple réactif

                                                Calage (stall out)

                                                    Bouchage

                                               Contenu en solides

                                                  Température

                                                 Boues inverses

                                             Durée de vie des outils




                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs

  Stabilisateurs à lames soudées         Stabilisateurs à chemise non rotative
      Stabilisateurs intégraux             Stabilisateurs à diamètre variable
     Stabilisateurs à chemise                 Stabilisateurs "clamp-on"




                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
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                   Revêtements de surface (hardfacings)




                                         ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs


             Stabilisateurs intégraux (integral blades stabilisers)




                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs


                Stabilisateurs à chemise (sleeve stabilisers)




                                           ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Stabilisateurs


           Stabilisateurs à diamètre variable (adjustable stabilisers)




                              Varistab (IFP-SMFI)



                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
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           Stabilisateurs à diamètre variable (adjustable stabilisers)




                                 AnderGauge


                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
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                            ZONE 1                              ZONE 2                                    ZONE 3
                   18' 25' 30'                        30'       60'       90'                       60'   60' 90'
              90                                90                                         90

          I   80                                80                                         80
          N   70                                70                                         70
          C
          L   60                                60                                         60                       C
          I   50                                50                         C               50
          N
          A   40                 C              40                    B                    40                 B
          T   30            B                   30                                         30             A
          I
          O   20        A                       20          A                              20
          N                                                                                10
              10                                10

                   10 20 30 40 50 60 70 80 90        10 20 30 40 50 60 70 80 90                 10 20 30 40 50 60 70 80 90

                                           DIRECTION FROM MAGNETIC NORTH OR SOUTH


                                                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques

                                    Drill collars

                                   Stabilisateurs

                                     Raccords




                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques


                      Raccords coudés & Raccords d'orientation




                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
  Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques


                                    Raccord Coudés & Raccords d'orientation

                                                   Raccord Coudés
 Les raccords coudés sont utilisés en combinaison avec un moteur de fond droit de manière à le désaxer par rapport à
                                    l'axe du puits, désaxant ainsi l'outil de forage.

                L'angle est obtenu en désaxant le filetage mâle et sa portée par rapport à l'axe du corps

                                 Ils sont installés immédiatement au-dessus du moteur.

                           IIs sont fabriqués soit en acier standard, soit en acier amagnétique.

                                 La valeur de l'angle est gravée dans le corps du raccord
 et une ligne de repérage (dite "scribe line") est usinée le long du corps afin de permettre un repérage précis de l'angle.

                    La valeur de l'angle détermine le gradient de montée et/ou de rotation du puits,
Cette valeur dépend aussi des diamètres du trou et du moteur, de la longueur de celui-ci, ainsi que de la formation forée.

        Le rendement du raccord est donc difficilement prévisible à moins de disposer d'une expérience locale.

                      Il est donc nécessaire de disposer sur site de raccords de différentes valeurs
                         afin de couvrir une gamme de gradients adaptée au programme de forage.

                                  L'utilisation des raccords coudés tend à disparaître
                    avec le développement des coudes incorporés dans le moteur ("bent-housing").



                                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques


                               Raccords coudés & Raccords d'orientation


                                           Raccords d'orientation


                       Les raccords d'orientation sont conçus pour recevoir une chemise
     dans laquelle viendra se loger l'extrémité inférieure ("mule shoe") de l'outil de mesure (système UBHO).

      La chemise doit être positionnée et bloquée dans une position permettant d'orienter l'outil de mesure
                           en fonction de la position du raccord coudé ("scribe line").

Ils sont fabriqués en acier amagnétique en raison de leur proximité par rapport au compas ou aux magnétomètres.




                 Les raccords coudés et les raccords d'orientation sont fréquemment combinés
                             en seul raccord appelé "raccord coudé d'orientation".




                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Equipements amagnétiques


                      Raccords coudés & Raccords d'orientation




                                      Scribe line




                      Raccord coudé                                                    Raccord d'orientation




                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Outils de déflexion

                                        Sifflets déviateurs

                 Les sifflets déviateurs sont communément appelés "Whipstock".


   Le but d'un sifflet déviateur est d'initier la déviation d'un puits ou d'une branche d'un puits,

                     soit en trou ouvert, soit à partir de l'intérieur d'un tubage.

         Un sifflet déviateur est un sabot d'acier dans lequel est usiné un sillon concave.

 Ce sillon forcera l'outil de forage vers la paroi du puits créant ainsi une force latérale permettant

    soit d'initier une branche secondaire d'un puits, soit d'ouvrir une fenêtre dans un tubage.


                                Les sifflets déviateurs peuvent être:

                                     • permanent ou récupérables

                                     • posés ou ancrés

                                     • orientés ou non




                                                           ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements spécifiques / Sifflets déviateurs




                                          ____________________________________________ENSPM ____________________
                         Chapitre 2           Equipements de forage dirigé


                                    2.2 Les équipements de mesures

La nécessité de déterminer la positon du puits conduit à réaliser régulièrement des mesures d'inclinaison et d'azimut.
De plus le besoin de contrôler la direction du puits conduit à le nécessité de mesurer le tool face de l'outil de forage.

                 Ces différentes mesures sont réalisées par des outils de mesures en fond de trou,
          qui diffèrent à la fois par leur mode de mesure et par leur mode de transmission de l'information.

                         Les mesures peuvent être effectuées à l'aide de différents capteurs:

                                               Mesures d'inclinaison:
                               basées sur la mesure du champ gravimétrique terrestre
                                                       pendules
                                                    accéléromètres

                                                  Mesures d'azimut
                                basées sur la mesure du champ magnétique terrestre :
                                                       compas
                                                    magnétomètres
                                    basées sur la mesure d'une direction connue :
                                                     gyroscopes
                                               plates-formes inertielles

              On distingue les outils à transmission différée et les outils à transmission en temps réel




                                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 2   Equipements de forage dirigé


      2.2 Les équipements de mesures


     Outils de mesures en temps différé


                  Inclinomètres

             Single shot magnétiques

             Multi shot magnétiques

                  Gyroscopes




                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures


                      Mesures




                                ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé


                                                   Inclinomètres


                Les inclinomètres sont les plus simples des instruments de mesures directionnelles
                                       ne mesurant que l'inclinaison du puits.


       Ils sont constitués d'un pendule ou d'un peson uniquement affecté par le champ gravimétrique terrestre.


                        Ils sont essentiellement utilisés pour contrôler la verticalité des puits.




                                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé


                                            Single-shots Magnétiques

     Un Single-shot magnétique est conçu pour effectuer une unique mesure de l'inclinaison et de l'azimut du puits,
                                    l'enregistrer et la conserver jusqu'à sa lecture.

                               Il doit être positionné dans une masse-tige amagnétique.

                           Utilisé conjointement avec un raccord d'orientation indexé (UBHO)
                                     il fournit simultanément une mesure du tool-face




                                                                   ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé

                                              Single-shots Magnétiques
                             Un Single-shot magnétique est constitué des composants suivants:

                                                 un système de mesure,
                 - unité d'angles:   L'inclinaison est mesurée à l'aide d'un pendule ou d'un peson flottant,
                                     L'azimut est mesuré à l'aide d'un compas flottant
                 - ensemble d'accéléromètres et de magnétomètres

                                       un système d'enregistrement des mesures
                 - caméra,       conçue pour photographier une image des instruments de mesure,
                                 incluant une lentille et une lampe permettant d'exposer un disque sensible
                 - mémoire électronique

                                             un système de déclenchement
         conçu pour déclencher la prise de vue à un instant donné ou quand l'outil est en position pour la mesure.
                 - horloge, mécanique ou électronique,
                 permettant de déclencher la prise de vue après un délai ajustable en surface
                 selon le temps nécessaire pour amener l'outil en position de mesure.
                 - détecteur de mouvement,
                 déclenchant la prise de vue après une période déterminée sans aucun mouvement.
                 - détecteur de Monel,
                 détectant la présence de l'outil dans un environnement non magnétique
                 et déclenchant la prise de vue après une période déterminée dans cet environnement.

                                               un système d'alimentation
 procurant l'énergie nécessaire au fonctionnement de l'outil, habituellement constitué d'un ensemble de piles de 1.5 Volts.



                                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Single-shots Magnétiques




                 Image typique
             (diamètre réel 25 mm)




                                                 Composants d’un Single Shot



                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Single-shots Magnétiques




                           ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé

                                 Single-shots Magnétiques




                                     Raccord d’orientation
                                       (Système UBHO)




                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé

                       Single-shots Magnétiques & Multi-shots Magnétiques




                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé

                     Single-shots Magnétiques & Multi-shots Magnétiques




                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé


                                                     Gyroscopes


     L'azimut est mesuré à l'aide d'un système gyroscopique ou inertiel indépendant du champ magnétique terrestre.

                            Ils peuvent donc être utilisés dans un environnement métallique.

                        L'inclinaison reste mesurée à l'aide d'inclinomètres ou d'accéléromètres.

                        Associés à un système 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 déviation dans un tubage (side-tracks, puits en ré-entrée)

                      - pour contrôler la déviation des tubes conducteurs sur une plate-forme multi-puits.

                      - en fin de forage, pour effectuer une mesure complète entre le fond et la surface.
                        L'outil est alors descendu au câble, centré dans le tubage de production.




                                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                        Gyroscopes

                                       Les éléments constitutifs d'un "gyroscope" sont:

                       - un système de mesure d'inclinaison (pendule, accéléromètres)
                       - un système de mesure d'azimut (voir ci-dessous)
                       - un système de mémorisation (film, mémoire électronique)
                         et/ou de transmission des mesures (câble électrique).
                       - un système de déclenchement des mesures (horloge mécanique ou électronique)
                       - une source d'énergie (batteries ou câble électrique)


                                                   Deux types de systèmes:

                                    Les gyroscopes "conventionnels" ou "libres"

                                             Mis en œuvre dès les années 1930.
               Ces systèmes fournissent une mesure relative de l'azimut à partir de leur orientation initiale.
          Avant leur descente dans le puits ils doivent être alignés sur un repère de surface d'orientation connue.
        Soumis aux forces résultant de la rotation terrestre, ces systèmes subissent une "dérive" de leur orientation.

Les "centrales inertielles" (rate-gyro) ou "gyroscopes à recherche automatique du Nord" (North-seeking gyro)

                            développés depuis 1970 à partir des systèmes de navigation aériens.
       La combinaison gyro-accéléromètres permet de déterminer le vecteur-force résultant de la rotation de la Terre.
      Cette valeur associée à la latitude et à l'inclinaison du puits permet de calculer la direction du Nord géographique,
                                             et donc de déterminer l'azimut du puits.



                                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps différé

                                       Gyroscopes




                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 2   Equipements de forage dirigé


        2.2 Equipements de mesures


      Outils de mesures en temps réel


                Steering tools

                MWD & LWD

                Gyroscopes




                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel

                                    Steering tools




                                     Side-Entry Sub



                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel

                                        Steering tools




                            Câble à travers les tiges et la tige carrée


                                                        ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel

                                    Steering tools




                                   Affichage en surface
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel

                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
                            MWD (Measurement While Drilling) / Principe

                              Les premiers MWD sont apparus dans les années 70
                            permettant un développement important du forage dirigé.

                                Les MWD mesurent l'inclinaison et l'azimut du puits,
              à l'aide des capteurs les plus sophistiqués tells qu' accéléromètres et magnétomètres.
                                             Ils déterminent le tool-face.

               Une seconde génération d'outils mesure certains paramètres de formation, appelée
                                        LWD (Logging While Drilling)

                                Les paramètres mesurés sont codés (en binaire)
                       et transmis en surface à l'aide de différents systèmes de télémétrie.

                      En surface ces informations sont décodées, interprétées et affichées.



                                    Les composants de base d'un MWD sont:

                                       - un ou plusieurs étages de mesures
                                       - un étage de télémétrie
                                       - un étage d'alimentation




Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel

                                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
                     MWD & LWD / Etage(s) de mesures



Paramètres de déviation    Paramètres d’évaluation          Paramètres de forage


       Inclinaison               Gamma ray                           Torque
                                  (orienté)
        Azimut                                                      Vibrations
                                 Résistivité
       Tool face                 (orientée)

                                  Densité

      Température                 Porosité                     Pression annulaire




                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel


                                      MWD & LWD / Etage de Télémétrie
                                         L'étage de télémétrie a deux fonctions:
                                  - coder les paramètres mesurés en information binaire
                                  - transmettre cette information vers la surface

                                        Deux systèmes de transmission existent:

                                               Impulsions (Mud pulses)

                    Un système mécanique (le "pulser ") génère des ondes dans la colonne de boue:
                                          - pulses positifs:   augmentation de pression
                                          - pulses négatifs: dépression

         Ces "trains" de pulses remontent vers la surface à travers le train de tiges jusqu’à la colonne montante
                                  où ils sont détectés à l'aide d'un capteur de pression.

                        Les systèmes à "Mud pulses" sont très dépendants du fluide de forage.

                                          Transmission Electromagnétique

                        Un courant électrique est injecté dans la formation et mesuré en surface.

                              Ce type de transmission est indépendant du fluide de forage,
                          mais dépend étroitement de la résistivité des formations traversées.




                                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel


                 MWD & LWD / Télémétrie / transmission à Mud Pulses




                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
           Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel


                               MWD & LWD / Télémétrie / Transmission Electromagnétique




  Un courant électrique est injecté dans la formation au niveau de l'outil,
    et transmis à travers les formations déjà forées et le train de tiges.
                       Il est mesuré en surface, par:
                   - une connection sur la tête de puits,
     - une connection sur une "antenne" installée à proximité du puits
 Ce type de transmission est totalement indépendant du fluide de forage,
             sa nature ou même son existence (air, mousse).
      Il dépend étroitement de la résistivité des formations traversées
                          (atténuation du signal)
Le champ d'opération de ces outils est limité en fonction de ces résistivités.




                                                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel


                          MWD & LWD / Etage d'alimentation


                                            Batteries

                           Turbine / alternateur actionnée par le débit

                                     Combinaison des deux




                                                        ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel


                                 MWD & LWD / Géometrie des outils




           Style drill-collar


          Style tube intérieur




                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Equipements de mesures / Outils de mesures en temps réel


                                   Real-time Gyroscopes



                      Alimentation et transmission par cable mono conducteur




                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 2      Equipements de forage dirigé


          2.3 Les équipements récents




  Systèmes à mesures avancées (à l'outil de forage)


Systèmes de navigation en rotation ("Rotary Steerable")




                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes à mesures avancées




                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable




                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable




                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
Equipements de forage dirigé / Les équipements récents / Systèmes Rotary Steerable




                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
____________________________________________ENSPM ____________________
____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 3       Ingénierie du forage dirigé

        3.1 Programme de forage

               Emplacement de surface

             Définition de la (des) cible(s)

             Détermination de la trajectoire

                Programme de tubages

                  Méthode de forage

        Train de tiges et garniture de forage

               Plates-formes multipuits

              Sélection des équipements

         Sélection de l'appareil de forage




                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage /

             Emplacement de surface


             • Système de Coordonnées

               Convergence locale


             • Coordonnées de la tête de puits

               X   Coordonnée Est-Ouest

               Y   Coordonnée Nord-Sud

               Z   Altitude du sol


             • Déclinaison magnétique

               à la date des opérations




                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage /

                    Définition des cibles

          La ou les cibles d'un forage dirigé conventionnel

       sont généralement définies comme des surfaces planes


    • cercle        défini par son rayon (rayon de la cible) et son centre

    • ellipse       définie par ses axes, la direction du grand axe et son centre

    • carré         défini par les coordonnées X & Y des sommets

    • polygone      défini par les coordonnées X & Y des sommets


  Elles peuvent être définies tridimensionnellement en ajoutant une:

    • Tolérance verticale


           ou en définissant un volume autour d'un point:

                             • sphère

                             • ellipsoïde




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Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage / Définition des cibles

                       Cible d'un puits horizontal




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   Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage /

                   Détermination de la trajectoire



La détermination de la trajectoire d'un puits doit intégrer les paramètres suivants:

                    • Le puits doit atteindre la ou les cibles.

                    • Le puits doit pouvoir être foré

                    > Minimiser les dog legs

                    > Minimiser les frottements potentiels

                    • Le puits doit pouvoir être complété




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                         Détermination du profil du puits

Le profil du puits doit être déterminé en fonction des critères énoncés ci dessus mais aussi


 • En anticipant le comportement des formations traversées


    > dans la phase de montée en inclinaison
    - Considérer la faculté de la formation à monter et le risque de formation de key- seats.


    > en fonction de l'inclinaison
    - La stabilité d'une formation peut être complètement différente selon l'inclinaison
     à laquelle elle est traversée.
    - Les problèmes d'instabilité 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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                                             Kick-off point


• Choisir une formation favorable
    Toutes les formations ne sont pas favorables au démarrage de la montée en inclinaison.
    Des formations trop dures ou trop tendres de permettent pas une montée efficace.


• Tenir compte du système de mesure
    > L'orientation d'un puits est une procédure qui peut être longue.
    > A grande profondeur les divers frottements rencontrés et la torsion nécessaire du train de tiges
     rendent l'orientation plus longue sinon plus difficile.


    Si un MWD est utilisé la profondeur du kick-off n'aura que peu d'influence sur la durée
    de la procédure d'orientation.
    Par contre si un système single-shot est utilisé la durée de l'orientation sera proportionnelle
    à 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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            Orientation - Azimut initial - Garde


  La direction initiale du puits doit être déterminée en fonction:

                  • de la méthode de forage dirigé

                  • des types d'outils de forage




                                       Azimut initial                               Nord




        Garde

                       a
                Direction du puits (azimut moyen)

                                                             Cible




      Est




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                                     Rayons de courbures

           Les équipements d’aujourd’hui permettent la réalisation de rayons de courbure
                               allant du ‘’long rayon’’ à l’’’Ultra short’’.

Le choix du(des) rayon(s) de courbure doit être fait en tenant compte des différents objectifs du puits,
                                       y compris sa complétion.

Les éléments suivants doivent être pris en compte:
  • La faculté des formations à permettre la déflexion
    Certaines formations ne permettent pas d'obtenir des gradients importants.
  • La faculté des formations à supporter la déflexion
    Certaines formations auront tendance à créer des key-seats ou autres irrégularités du puits.
  • La méthode de forage dirigé choisie
    Un gradient important dans la première phase rendra la rotation impossible.
  • Les différents équipement qui seront descendus dans le puits
    Certains équipements pourraient ne pas accepter une flexion importante,
    particulièrement si leur diamètre extérieur est proche du diamètre intérieur du puits
    (par exemple un hanger ou un packer).
  • Les phases de montée sont généralement plus lentes et plus difficiles que les sections droites.
    Il peut être intéressant de réduire la longueur des phases de montée et/ou de rotation
    en utilisant des gradients importants.



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                                  Drop-off

    If 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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                                Ingénierie du forage dirigé / Programme de forage /

                                                      Programme de tubages

                  The 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



                                                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
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             Programme de tubages


                Conductor pipe




              Surface casing




                          Intermediate casing




                                                   Production casing



              Reservoir

                                                             Production liner




                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
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     Programme de tubages / Centralisation




                              ____________________________________________ENSPM ____________________
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                 Méthode de forage

                 Forage dirigé conventionnel
                    Forage de navigation
                         Geosteering
                 Considérations économiques




 Rotary mode                                             Sliding mode



               Hole size Sliding




                       Hole size Rotary


                   Hole size versus Drilling mode


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                                                  Détermination du train de tiges

While 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.




                                                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                            Multipuits

                                 When 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.




                                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                                       Multipuits
                                                  When 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.



                                                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
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                     Sélection des services & équipments complémentaires
In 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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Sélection des services & équipments complémentaires




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         Sélection de l'appareil de forage

                 Rig power

                 Hydraulic power

                 Top drive

                 Solids control equipment




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Sélection de l'appareil de forage / Capacité de levage


          Pw = Power at winch

          Pw = Th x Ts / Rve                          W

          where:

          Th    = Hook load                           N
          Ts    = Hook speed                          m/s
          Rveff = Reeving efficiency                  none




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Sélection de l'appareil de forage / Puissance hydraulique


        HPt = Required hydraulic power (true hydraulic power)
        HPt = p x Q / 60000                           W

        HPr = Required mechanical power
        HPr = HPt / ( Meff x Ceff )                   W

        where:

        p = Pump pressure                             Pa
        Q = flow rate                                 litre/min
        Meff = Mechanical efficiency of the pump      0.85 to 0.95
        Ceff = Compound efficiency                    0.70 to 0.90 for a torque converter
                                                      0.95 to 0.97 for belts or chains




                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
Chapitre 3    Ingénierie du forage dirigé



  3.2 Train de tiges et garniture de forage




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                             Bilan des forces présentes dans un puits


                     Les éléments du train de tiges sont soumis aux phénomènes suivants:


                                      1   Efforts de tension (traction-compression)
                                      2   Pression
                                      3   Efforts de torsion
                                      4   Efforts de flexion
                                      5   Fatigue
                                      6   Ecrasement
                                      7   Abrasion / Erosion
                                      8   Corrosion


           L’un quelconque de ces phénomènes peut à lui seul entraîner une rupture du train de tiges


      Des efforts combinés de tension, torsion, flexion et pression sont les conditions normales du forage.


Les différentes considérations qui suivent s'appliquent aussi bien aux éléments du train de tiges qu'aux tubages.




                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                       Tension

                           Les efforts de tension résultent:


                               - des forces de gravité
                               - de chocs
                               - des forces de frottements
                               - de la température


               Tous ces paramètres doivent être pris en considération, cependant:


         - il est assumé que les chocs et les frottements ne surviennent pas simultanément
         - L'effet de la température est habituellement négligé
          (sauf dans les puits HP-HT, à haute température et haute pression).




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                                           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                                  kgf            lbf

                  avec:

                  Wa      = Linear weight in air                   kg/m           lbs/ft

                  V       = Average running speed                  m/s            ft/s


   While running-in the string must be decelerated during the last 2 mètres before to set on slips

                                   Picking-up must be done smoothly.

                  For casings a good average running speed is 1 meter per second.
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                                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
                                                      Frottements

            Les frottements résultents des contacts entre les éléments du train de tiges et la paroi du puits.


                                  Les facteurs générant ou influençant les frottements sont:

- la nature du contact entre les éléments du train de tiges et les parois du puits.

- les dog legs présents dans le puits :
         Ils augmentent les frottements par l'intermédiaire de la flexion du train de tiges, en augmentant la force de contact.

- les épaulements des éléments du train de tiges
         Les épaulements des joints augmentent les frottements de même que les stabilisateurs.

- la rotation du train de tiges
         Elle réduit considérablement les frottements

- les caractéristiques de la boue
         Un fluide ayant une bonne lubricité contribue à la diminution des frottements.

- le mud cake
         Un mud cake épais augmente les frottements

- Les accumulations de déblais ("lits de déblais")
         Des accumulations de déblais augmentent considérablement les frottements,
          jusqu'à provoquer le collage du train de tiges.


                Les Frottements peuvent être mesurés et/ou évalués par un modèle de simulation




                                                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                             Mesure des frottements

                   Au cours du forage d'un puits dévié le foreur et le déviateur doivent régulièrement
(au moins une fois par poste et avant chaque manœuvre, avant chaque ajout de tiges dans le cas des puits très déviés)
  observer et noter les valeurs de l'indicateur de poids correspondantes aux différents mouvements du train de tiges.


                    - Poids suspendu                 Train de tiges dégagé du fond et immobile
                    - Poids en rotation (ROTW)       Train de tiges dégagé du fond en rotation (au moins 30 rpm)
                    - Poids en montée (PUW)          En remontant le train de tiges
                                                     (en vitesse établie de 5 à 15 mètres par minute)
                    - Poids en descente (SOW)        En descendant le train de tiges
                                                     (en vitesse établie de 5 à 15 mètres par minute)
Si une top drive est utilisée les deux dernières mesures doivent être effectuées avec et sans rotation (au moins 30 rpm).


                              Les différentes mesures ci-dessus permettent de calculer :
                                 - Les frottements en rotation     (rotational weight)
                                 - Les frottements en montée      (pick-up drag)
                                 - Les frottements en descente    (slack-off drag)




                                                                   ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                  Forces à la paroi – Forces latérales


   Les forces à la paroi sont les forces latérales exercées par le train de tiges sur la paroi du puits.

                                               Elles résultent:

                                        - de la gravité
                                        - des courbure ou dog legs du puits
                                        - du flambage
                                        - des forces centrifuges

La distribution de ces forces varie selon le profil du puits et le sens des mouvements du train de tiges.

                                                       .

                                                                   Drill String
                                                                    Tension




                                                                                           Wall force




                            Hook load

          Wall force
                       Buoyed                                                     Buoyed                Drill String
                       weight                                                     weight                 Tension




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                 Forces à la paroi – Forces latérales




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                             Estimation des frottements


      Dg = Σ [ Ff x Bf x Wa x L x sin ( i ) + 2 x Ff x T x sin ( Gc x L / 2 ) + Bp ]
               _______________________        _______________________           ___
                           |                                |                    |
                        gravité                     courbure du puits                déblais


 Dg = Force de frottement                                                    kgf          lbs
 avec:
 Ff     = Coefficient de friction
 L      = Longueur d'un élément du train de tiges                            m            ft
 Wa = Poids linéaire dans l'air                                              kg/m         lbs/ft
 Bf     = Facteur de flottabilité
 T      = Tension axiale de l'élément                                        kgf          lbs
 i      = Inclinaison du puits                                               degré
 Gc = Gradient of courbure de la section (valeur absolue)                    deg/m        deg/ft
 Bp      = Composante axiale due aux déblais                                 kgf          lbs

L'effet des déblais ne peut qu'être estimé et est le plus souvent omis dans les calculs


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                                              Coefficients de frictions


Les frottements entre les éléments du train de tiges et le puits dépendent étroitement de la nature des contacts et donc:
                                  - de la nature des parois du puits, tubage ou trou ouvert
                                  - du type de boue
                                  - en trou ouvert de la nature de la formation traversée
                                  - de l'épaisseur du mud cake

Les coefficients de friction théoriques utilisés pour les simulations doivent refléter ces différents paramètres.



                                        Valeurs typiques des coefficients de frictions :

            - Sections tubées :               0.20 to 0.25 en boue à l’eau         0.15 to 0.20 en boue à l’huile

            - Sections en trou ouvert         0.25 to 0.35 en boue à l’eau         0.20 to 0.25 en boue à l’huile



                     Des coefficients différents sont quelquefois utilisés selon le sens de manoeuvre.


                    L’expérience locale aide grandement à la determination des coefficients de frictions.




                                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                           Torsion



                               Les efforts de torsion sont dus :


           - à la rotation du train de tiges


           - au flambage des tiges, qu'il y ait ou non rotation du train de tiges




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                                                          Vitesses critiques de rotation

       In some case, while drilling, rough drilling conditions can be observed, resulting in shaking of the drill string and of the rig .

       It is assumed that this phenomena occurs when the vibrations of the bit are in phase with the vibrations of the drill string.
       These vibrations are both longitudinal and torsional.


Natural longitudinal frequencies of a drill string:                          The vibrational frequency of a bit is three times the rotary
speed:

Fl = ( 0.076 / L ) x ( E / d )^0.5 x h            Hertz                   where:

Fl = 1284 / L         (for steel and h=1)                                 L = length of the BHA                        meters

                                                                          E = Modulus of elasticity
Natural torsional frequencies of a drill string:
                                                                          G = Shear modulus
Ft = ( 0.076 / L ) x ( G / d )^0.5 x h            Hertz
                                                                          d = density of metal

Ft = 812 / L          (for steel and h=1)
                                                                          h = number of harmonic frequencies (1,3,5,...)



                The rotary speed will be critical when the frequency of the bit equals the resonant frequency of the BHA

                                            ncl     = critical rotary speed for longitudinal vibrations
                                            ncl     = 25676 / L

                                            nct     = critical rotary speed for torsional vibrations
                                            nct     = 16234 / L



                                                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                             Flambage
Lors de manoeuvres dans les puits ou les frottements sont conséquents, l'outil de forage descend plus lentement que les tiges de surface,
                                      entraînant une compression des éléments situés les plus bas.

                        En réaction ces éléments ont alors tendance à occuper un maximum de place dans le trou
                                      et à décrire une courbe d’abord sinusoïdale puis hélicoïdale.

              Le flambage est un effort de compression et sera conventionnellement représenté par des valeurs négatives.

                                                          Flambage critique
                Le flambage critique est la valeur à laquelle le phénomène introduit un risque de déformation permanente
                               dans les éléments du train de tiges et par conséquent un risque de rupture.




                          Statique (pas de compression)




                                  Début de compression




                                         Compression maximum


                                                                           ____________________________________________ENSPM ____________________
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                               Flambage Sinusoïdal


Bkc = Flambage Sinusoïdal                        tons               lbs



Bkc = 3.5 x [ E x I x ( Wa x Bf )2 ]1/3                          (formule de Lubinsky)

Bkc = 2 x [ E x I x Wa x Bf x sin i / 12 x Ac ]1/2               (formule de Dawson)


        avec:
        Ac = ( Hd - OD ) / 2
        E = Module d'Young                           psi
        I = Moment d'inertie                         inch4          inch4
        Wa = Poids linéaire dans l'air               kg/m           lbs/ft
        Bf = Facteur de flottabilité
        i = Inclinaison du puits                     deg            deg
        Ac = Espace annulaire                        inch           inch
        OD = Diamètre extérieur de l'élément         inch           inch
        Hd = Diamètre intérieur du puits             inch           inch




                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                   Flexion




                                                         Compression




                                         Stretch




                                               Tubular bending




           Les efforts de flexion résultent des différentes courbures du puits, normales ou dog legs.

      La surface "externe" de la tige est en extension alors que la surface "interne" est en compression.

Le phénomène et les calculs de flexion sont compliqués par la présence des joints (tiges de forage ou tubages).




                                                                 ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                             Efforts de flexion

                                             (équation simplifiée)



                 Bn = Force de flexion                           kgf               lbf
                 Bn = K x OD x Wa x Gc


                 avec:
                 K = Coefficient d'unités                        2.4815            63.05
                 Wa = Poids linéaire dans l'air                  kg/m              lbs/ft
                 OD = Diamètre extérieur de l'élément            mm                inch
                 Gc = Gradient de courbure                       deg/10m           deg/100ft



Cette équation assume:
- Une flexion pure
(contact continu entre le corps de l'élément et la paroi du puits, c'est à dire ignorant la présence des joints)
- Un poids linéaire proportionnel à la section
(ceci est vrai pour les masses tiges ou pour les tubages, avec moins de 2 % d'erreur)




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                                                            Fatigue


                       Le phénomène de "fatigue" survient principalement dans les tiges de forage.


Les tige de forage fatiguent quand elles tournent dans des trous ayant des courbures importantes ou de nombreux dog legs.
                      Il est alors recommandé d'éviter les rotations rapides en étant dégagé du fond.


                    Il se traduit par une usure du corps conduisant à l'apparition de criques (washout),
                   reconnaissables par l'apparition d'une surface polie perpendiculaire à l'axe de la tige.


                           La plupart des ruptures de tiges sont le résultat direct de leur fatigue.


                                       Le risque de fatigue dépends essentiellement:
                        - des efforts de traction exercés sur la tige se trouvant au niveau du dog leg
                        - de la sévérité du dog leg
                        - de l'usure de la tige de forage
                        - des caractéristiques mécaniques de la tige de forage




                                                                      ____________________________________________ENSPM ____________________
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                        Maximum dog-leg admissible


   Mdlg = maximum dog leg admissible                                   deg/100ft

   Mdlg = 137500 x ( Sb / E x OD ) x ( tanh( K x L ) / K x L )         (Lubinski)


          where:

          K = ( T / E x I )^1/2

          Sb = Allowable bending stress                             psi
          E    = Young' modulus                                     psi
          I    = Moment of inertia                                  inch4
          T    = Buoyed weight of DS below dog leg                  lbs
          OD = Element of Drill string OD                           inch
          ID = Element of Drill string ID                           inch
          L    = Half the distance between tool joints                 inch         (180")
          Hd = True hole diameter                                   inch


                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                           Ecrasement
Le risque d'écrasement concerne essentiellement les tiges de forage et ceci pendant la mise sur cales ou des essais de pression.

                             Des équations ont été établies (Vreeland) pour quantifier le problème.

        Hors l'utilisation de tiges anormalement usées ce risque reste limité et d'autres limites le précède généralement.


                                                     Abrasion & Erosion
      L'abrasion et l'érosion résultent des frictions entre les éléments du train de tiges et les autres composantes du puits:

                     - frictions entre parties métalliques (usure du tubage due aux joints des tige de forage)
                     - frictions entre le train de tiges et le puits (usure des joints et des corps)
                     - frictions entre le train de tiges et le les solides contenus dans le fluide de forage.


                                                            Corrosion
            La corrosion résulte de l'action chimique des fluides rencontrés, fluide de forage ou fluides de formation.

                                                   L'hydrogène sulfureux (H2S),
                                                     le gaz carbonique (CO2),
                                                          l'oxygène (O2)

                        peuvent réduire considérablement la durée de vie des éléments du train de tiges.




                                                                           ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                            La Garniture de forage


La garniture de forage est la partie "active" du train de tiges. Elle doit assurer différentes fonctions:

                            - le contrôle de l'inclinaison

                            - le contrôle de l'azimut

                            - permettre le forage (appliquer une poussée sur l'outil de forage)

                            - permettre les mesures de déviation


Elle incorpore également certains équipements permettant d'assurer des fonctions additionnelles:

                            - coulisses de forage

                            - absorbeurs de vibration



 Les garnitures de forage diffèrent considérablement selon les fonctions demandées et le type de puits à forer.


  Seuls les éléments inclus dans les 40 à 50 premiers mètres ont un effet sur le comportement directionnel.




                                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                Diamètres des éléments (Tapered BHA)


       Le design des garnitures conduit à utiliser des tubulaires de diamètres différents
                             ayant donc des inerties différentes.

       Le passage brutal d'une section de gros diamètre à une section de petit diamètre
               peut conduire à une fatigue excessive allant jusqu'à la rupture.

                          L'introduction d'un raccord n'élimine pas le problème.

Le rapport entre les "modules de section" de deux sections consécutives ne doit pas excéder 5.5

       Le module de section d'un élément tubulaire est donné par la formule:

             Sm        = ( π / 32 ) x ( OD4 - ID4 ) / OD                  inch3

             avec:
             OD        = diamètre extérieur de l'élément                  inch
             ID        = diamètre intérieur de l'élément                  inch


     Le tableau suivant montre les modules de section de divers éléments de train de tiges

                  OD         9.00      8.00      6.50      5.00   5.00    4.75       3.50

                  ID         3.00    2.8125    2.8125      3.00   4.276   2.50      2.992

                  Sm         70.7      49.5      26.0      10.7   5.70    9,71       1.96




                                                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
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                           Réalisation d'un forage dirigé


   Différentes phases peuvent être distinguées pendant la réalisation d'un forage dirigé:


                         1 - Montée en inclinaison et orientation

                         2 - Continuation de la montée en inclinaison

                         3 - Maintien de l'inclinaison

                         4 - Chute d'inclinaison

                         5 - Changement de direction du puits




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                             Build-up


    Down hole motor                                        Garniture rotary




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                             Contrôle de l'inclinaison



Down hole motor avec “Bent Housing”                     Garniture rotary (“Packed Hole”)




                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
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                              Drop-off


     Down hole motor                               Garniture rotary (“Pendulaire”)




                                         ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                            Contrôle de l'azimut
                  Le contrôle d l'azimut est un besoin constant pendant le forage d'un puits.

         Un contrôle efficace de l'azimut ne peut être obtenu que par l'utilisation d'un moteur de fond


                                            Forage Conventionnel

                      there is little to do to control the azimuth during the rotary phases.
If during these phases an unexpected variation of azimuth occurs it may be necessary to correct the trajectory.
                   A correction may also be due to a modification of the objective of the well.


    Different approaches can be used to monitor the azimuth between the kick-off point and the objective:

                              - Orienting the well in a given direction (lead angle),
               having anticipated the possible variations of azimuth during the rotary phases.
                       This can be done when a strong local experience is available,
            knowing the azimuth behaviour of the bits in the formations they are supposed to drill.

                - Orienting the well in the direction of the target and maintaining this direction.
             This can be done with the navigational method at the condition to use continuously
                             a down hole motor equipped with a bent housing.
                                              Le "Rebel" tool:
                     If only a limited correction is required, the "Rebel" tool may be used.




                                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                Kick-off & Orientation


Jetting                            Forage au moteur                                 Outil de déflexion




                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                  Garnitures Rotary


Le principe fondamental est de créer et de contrôler - au niveau de l'outil de forage - une force latérale à la paroi du puits.


                      Chacun des éléments de la BHA est soumis au champ gravimétrique terrestre.


                                                         Il en résulte:

                       - Une force axiale résultant des éléments situé au dessus

                       - Des déformations, en particulier pour les éléments mis en compression.

                       Ces déformations dépendent de la rigidité de l'élément, donc de sa géométrie.

                       - Des contacts avec la paroi du puits


                     Le contrôle de ces déformations (" la déformée") et donc des points de contact
                  permet de contrôler la force latérale résultante à l'outil, et donc l'inclinaison du puits.




                                                                          ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                   Garnitures Rotary


                       Le contrôle des déformations peut être obtenu en:

   • considérant la rigidité des éléments constitutifs de la garniture:

         - diamètre extérieur
         - diamètre intérieur
         - longueur

   • en créant des points de contact supplémentaires grâce à l'utilisation de "stabilisateurs":

         - en jouant sur la distance entre lames
         - en jouant sur le diamètres des lames


 En conséquence d'autres facteurs influencent le comportement directionnel de la garniture

- la poussée sur l'outil               par influence sur les déformations
- la vitesse de rotation               par influence sur la rigidité des éléments
- l'effet du champ gravimétrique    dont l'influence varie en fonction de l'inclinaison du puits




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                                                Garnitures Rotary




                                          Tangency Point

                                                                                                                       Point de
                                                                                                                      tangence




                                                                   Point de
                                                                  tangence




Weight on bit


                DC Weight




                                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
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      D
            D

D
                               Garnitures Rotary / Montée en inclinaison (build-up)


                                                   Garnitures de montée

      D                                            Garnitures "cracker"
            D
D




      FGS




            D


D     D




            X




            Undersized
D     D




            X

FGN   FGN   FGN




                                            ____________________________________________ENSPM ____________________
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           Garnitures Rotary / Maintien de l'inclinaison


                          Garnitures stabilisées




                   ____________________________________________ENSPM ____________________
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        Garnitures Rotary / Chute d'inclinaison (drop-off)


                         Garnitures pendulaires




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                                          Poids (poussée) sur l'outil



L'une des fonctions essentielles de la garniture est de fournir la poussée sur l'outil de forage nécessaire à l'avancement


        Cette poussée est fournie par la composante verticale du poids des éléments situés au dessus de l'outil

                  Un certain nombre d'éléments doivent donc être mis en compression et la supporter


                      Lors du forage d'un puits vertical ou d'un forage dirigé à inclinaison limitée,
                           cette poussée ("poids sur l'outil") est fournie par les masse-tiges


                        Lors du forage de puits horizontaux ou de puits à long déplacement,
             la composante verticale des éléments situés immédiatement au dessus de l'outil devient nulle
                            et la poussée doit provenir d'une autre partie du train de tiges

                                                 La poussée est fournie
        soit par des masse-tiges installées dans une section à faible inclinaison du puits ("garniture inversée")
                                        soit par les tiges de forage elles mêmes

                              La considération du flambage critique est alors primordiale




                                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
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                          Poussée maximum disponible à l'outil de forage


La poussée maximum pouvant être appliquée à l'outil est égale à la somme des contributions des différentes sections du
                                train de tiges pouvant être mises en compression

           Cette poussée est dite maximum car ne considérant pas les frottements intervenant dans le puits

                   MWOB = Poussée maximum disponible à l'outil
                   MWOB = Σ Ws                                                      kg          lbs
                   Avec :

                   Ws = Poussée fournie par une section du train de tiges
                   Ws = LW x Bf x L x cos (i)                                       kg          lbs
                   ou:
                   Ws = LW x Bf x Hv                                                kg          lbs

                   Avec :
                   LW = Poids linéaire (réel) des éléments de la section            kg/m        lbs/ft
                   Bf = facteur de flottaison
                   L     = Longueur de la section                                   m           ft
                   i     = Inclinaison moyenne de la section                        deg         deg
                   Hv = Hauteur verticale de la section                             m           ft




                                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
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    Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à inclinaison limitée


  La formule ci-dessus peut être utilisée pour des puits allant jusqu'à 50 à 60 degrés d'inclinaison,

          avec une marge de sécurité destinée à compenser les vibrations et frottemnents

             et assurer que le point neutre reste dans les masse-tiges ou tiges lourdes


              Les masse-tiges restent le meilleur moyen de fournir le poids sur l'outil.




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      Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à grande inclinaison

                        Afin de fournir la poussée nécessaire, l'idée initiale est de
      relocaliser les masse-tiges dans une partie peu ou pas inclinée du puits (garniture inversée),
à condition que les éléments situés entre ces masse-tiges et l'outil supportent la compression résultante.

  La poussée résulte alors de l'ensemble du train de tiges et non plus seulement de sa partie inférieure

                       Il est donc nécessaire de déterminer une combinaison de:
                                           - masse-tiges
                                           - tiges lourdes
                                           - tiges de forage

                pouvant pourvoir la poussée requise en fonction de la géométrie du puits
                    - en évitant le risque de rupture (par flambage ou traction)
                    - en minimisant les frottements




                                                             ____________________________________________ENSPM ____________________
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         Poussée disponible à l'outil de forage / Puits à grande inclinaison


        Reconsidérant le problème de compression, il a été montré (calculs de flambage critique) que
                       les tiges de forage peuvent supporter une certaine compression
                  dépendant de leur position dans le puits, en particulier de leur inclinaison.

          Ceci conduit à concevoir des "garnitures" n'utilisant plus ni masse-tiges, ni tiges lourdes.


Au delà de 60 degrés seule la modélisation des frottements permet d'évaluer correctement la poussée disponible




                                                                ____________________________________________ENSPM ____________________
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                         Sélection et positionnement des coulisses de forage

                                                     Type de coulisse

                                        Mécanique, hydraulique ou hydromécanique


                                                       Running Jars

                                                         en tension
                                                             ou
                                                      en compression


              Jars should better be run in tension to avoid the risk of unexpected jarring while running down


                                             Positionnement des coulisses

                  La coulisse doit être positionnée à un endroit où elle-même ne risque pas d’être coincée

Aucun équipement de diamètre supérieur (stabilisateur, masse-tiges, etc..) ne doit pas être installé au dessus d’une coulisse

            Une masse suffisante de tubulaires doit être disponible au-dessus pour l'actionner en compression

                            Une coulisse ne doit pas être intallée aux alentours du point neutre




                                                                     ____________________________________________ENSPM ____________________
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          Sélection et positionnement des coulisses de forage




                               Point neutre                                Point neutre
                               en forage                                   en forage

                                                                           Point neutre
                               Point neutre                                en descente
                               en descente




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                           ZONE 1                              ZONE 2                                    ZONE 3
                  18' 25' 30'                        30'       60'       90'                       60'   60' 90'
             90                                90                                         90

         I   80                                80                                         80
         N   70                                70                                         70
         C
         L   60                                60                                         60                       C
         I   50                                50                         C               50
         N
         A   40                 C              40                    B                    40                 B
         T   30            B                   30                                         30             A
         I
         O   20        A                       20          A                              20
         N                                                                                10
             10                                10

                  10 20 30 40 50 60 70 80 90        10 20 30 40 50 60 70 80 90                 10 20 30 40 50 60 70 80 90

                                          DIRECTION FROM MAGNETIC NORTH OR SOUTH

                                                                               ____________________________________________ENSPM ____________________
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                  Sélection des outils de forage




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                  Sélection des outils de forage




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Chapitre 3      Ingénierie du forage dirigé


    3-3 Programme de fluide de forage

             Sélection du fluide de forage

                Lubrification du puits

                 Stabilité des parois

                 Nettoyage du puits

         Endommagement de la formation




                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                  Sélection du fluide de forage


les fonctions demandées au fluide de forage sont basiquement les mêmes que le forage soit dirigé ou vertical:


                                       Assurer un bonne lubrification

                                        Maintenir les parois du puits

                                     Assurer un bon nettoyage du puits

                                Minimiser l'endommagement de la formation



                   Cependant l'inclinaison des puits aggrave les problèmes liés au fluide




             Un bon fluide de forage est la clé du succès d'un forage à haute inclinaison




                                                              ____________________________________________ENSPM ____________________
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                 Lubrification du puits



    In deviated drilling, friction are bigger due to:

     - the increased length of the hole

     - the increased surface of contact between the drill string and the well bore


          Lubrication can be improved by:

     - creating a lubricating film at the surface of contacts

     - building a self-lubricating cake

     - decreasing the surface of contacts




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                                            Stabilité des parois


     Unstability of the well bore is the main cause of failure while drilling at high angle.


The unstability of the well bore is a complex phenomena and drilling at high angle modify drastically the behaviour
of certain formations.

The basic reasons of unstability are similar to those of vertical wells:

> due to the formations themselves:
   - unconsolidated formations
   - fractured formations

It can be assumed that if a formation is unstable while vertically drilled, this phenomena will proportionally increase
with the inclinaison of the well.

> due to the mechanical effects of drilling:
   - mud weight and differential pressure
   - friction at the well bore
   - drill string rotation
   - axial movement of the drill string (mainly while tripping)

> due to a chemical effect between the drilling fluid and the formation




                                                                  ____________________________________________ENSPM ____________________
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                       1


                           2
                                            Inclination zones
                               3


                                     4




          Cuttings natural tendency to deposit




                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
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                                                    Nettoyage du puits

The cleaning of the hole i.e. the transportation of the cuttings is of primary importance while drilling a deviated hole
                                   and this problem emphasises with the inclinaison.

              In such holes the cuttings have a tendency to accumulate on the lower part of the hole,
                                              building "cutting beds"
           and a most important function of the drilling fluid is to avoid their formation and development.


       Depending on the inclinaison of the hole, four zones were determined characterising the behaviour of the cuttings:

       Zone 1      from vertical to 10/20 degrees

          Cuttings have a uniform distribution in the annulus.
          Most of the cuttings are submitted to the average ascensional speed of the fluid.

       Zone 2      from 10/20 to 30/45 degrees

          The distribution of the cuttings is less regular, with a tendency to accumulation in the lower part of the annulus.
          There is a risk of formation of a cuttings bed.
          Only a part of the cuttings are submitted to the average ascensional speed of the fluid.

       Zone 3      from 30/45 to 55/70 degrees

          There is a strong tendency of a cuttings bed formation.
          The fluid speed is low on the lower part of the annulus and the cuttings may slip down in the hole.
          The cuttings bed is "unstable"

       Zone 4      from 55/70 to 90 degrees

          The tendency to form a cuttings bed still exist.
          The fluid speed is very low on the lower part of the annulus and the cuttings do not slip but accumulate.
          The cuttings bed is "stable"




                                                                        ____________________________________________ENSPM ____________________
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                         Nettoyage du puits



The main paramètres influencing the transportation capacity of a drilling fluid are:

                  - flow rate (annular speeds)
                  - rheology of the fluid
                  - density of the fluid
                  - quantity of cuttings (function of bit size and drilling rate)
                  - size and shape of the cuttings
                  - relative density of cuttings
                  - inclinaison of the hole
                  - shape of the hole
                  - rotation of the drill string




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Mini < Speed > Maxi                                 Cuttings


             Annular speeds of the drilling fluid




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                     Endommagement de la formation


Solids and mud filtrate can be the cause of irreversible damage to the reservoir.

      Reservoir engineers characterise this damage by the "skin effect".


                   Solids invasion

                   An invasion of the pores or fractures will occur:
                   - if large differential pressure exist
                   - if bridging solids of incorrect size are present


                   These solids can be
                   - produced from the formation (fines)
                   - being the result from regrinded cuttings
                   - come from the mud products



                     Keep a minimum differential pressure

               Use correct size of solids (< 1/3 of pore openings)




                                                       ____________________________________________ENSPM ____________________
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                   Endommagement de la formation



                             Filtrate invasion

           The mud filtrate can cause several types of damage:
                 - clay swelling
                 - fines migration
                     fines are small particles less than 5 microns
                 - water invasion
                    > clean up problems
                 - scale formation
                     > precipitation of compounds such as calcium carbonate
                 - change of wettability
                     > clean up problems


                          Minimise solids content

                             Minimise fluid loss

          Prevent hydratation of clay (KCl or Potassium chloride)

Ensure that the mud filtrate is chemically compatible with the connate water




                                                    ____________________________________________ENSPM ____________________
Directional Drilling Engineering




       Part 4 Horizontal Drilling

                History & Introduction

  Advantages & inconveniences of horizontal drilling

                Horizontal well types

             Horizontal Drilling Practices




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Horizontal Drilling / History




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       Horizontal Drilling / History




Rospomare 6d – Drilled offshore Italy by Elf Aquitaine




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       Horizontal Drilling / History




Rospomare 6d – Drilled offshore Italy by Elf Aquitaine




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Horizontal Drilling / Applications




         Fractured reservoirs




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Horizontal Drilling / Applications




         Layered reservoirs




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Horizontal Drilling / Applications




            Water coning




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Horizontal Drilling / Well types




 Horizontal Build-up Rate Comparison




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    Horizontal Drilling / Well types




Extended Reach Wells - BP WytchFarm Development




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Horizontal Drilling / Applications




          Extended Reach




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Horizontal Drilling / Well types




     Multilateral "Fishbone" Well



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                    Horizontal Drilling / Equipment




Long radius         Medium radius                    Short radius
AKO motor     AKO motors & double AKO motor           Pre-stressed Curved Guide
                                                                              & Articulated system

                        Typical Bottom Hole Assemblies



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Horizontal Drilling / Equipment




   Steerable Bottom Hole Assembly




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Horizontal Drilling / Equipment




Articulated Motor for Short Radius Drilling




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       Horizontal Drilling / Equipment




Pre-stressed Short Radius System - "Curved Drill Guide"


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Horizontal Drilling / Equipment




 Short Radius Articulated Motor System


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Horizontal Drilling / Equipment




          Motor Coring




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Horizontal Drilling / Equipment




     Horizontal Electric Logging




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Horizontal Drilling / Completion




        Various Completions




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Horizontal Drilling / Completion




         Dual Completion




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Horizontal Drilling / Completion




            Acid wash




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Description: Ing�nierie du forage dirig�