APPLICATION DU NOUVEAU MODELE A LA PREDICTION DES PERTES EN FROTTEMENT DANS LES PUITS PETROLIERS

Nous proposons dans ce chapitre une analyse de la validité du modèle tridimensionnel de calcul du comportement mécanique des garnitures de forage à l’intérieur des puits pétroliers, que nous avons présenté au chapitre précédent et cela à partir de sa confrontation d’une part aux modèles classiques de calcul des frottements et d’autre part à des mesures réelles de forage pétrolier. Pour cela, nous disposons de mesures sur plusieurs puits à différentes trajectoires. la troisième et dernière partie est consacrée à la simulation numérique du couple de torsion en surface “Torque ” et des tensions de remontée et de descente “Drag” des tiges ainsi que les forces de contact structure-parois du puits ; la confrontation aux mesures de terrain permet de vérifier les prédictions de notre modèle et sa comparaison avec les modèles classiques permet d’évaluer son apport par rapport aux modèles existants.  IV-2.1.1 La trajectoire Les fichiers de données de la trajectoire (connus sous le nom de fichiers survey ) que nous avons traité, comportent l’évolution, en fonction de la profondeur forée, de l’inclinaison et de l’azimut (en degrés). Les fréquences classiques de mesures de la trajectoire varient généralement entre 10 et 30 m (à chaque rajout d’une, deux ou de trois tiges de forage) ; nous disposons également de certaines mesures en “continu” (chaque mètre voire même chaque 50 cm) . L’incertitude sur la mesure d’inclinaison varie de ± 0.18° (pour les valeurs > 5°) à ± 0.25° (pour les valeurs < 5°). L’incertitude sur la mesure de l’azimut est plus élevée que celle sur l’inclinaison. Elle varie de ± 1.5° (pour les valeurs > 5°) à ± 1.0° (pour les valeurs < 5°). IV-2.1.2 La garniture Les phases 17 ½, 12 ¼ et 8 ½ de forage ont été réalisées le plus souvent en mode rotary avec des garnitures à symétrie de révolution comportant plusieurs éléments (outil de forage, masses tiges (DC), stabilisateurs, tiges lourdes (HWDP), tiges de forage (DP) et beaucoup d’autres éléments complémentaires de longueur réduite (connexions, moteurs, appareils de mesure, etc,… ).

Pour chaque élément, nous disposons des caractéristiques géométriques (diamètre extérieur, diamètre intérieur, diamètre extérieur maximal, longueur de l’élément). Le diamètre extérieur maximal est une donnée importante car comme nous le verrons plus loin, c’est ce paramètre qui conditionne le contact garniture-parois du puits. En effet, pour les tiges de forages, le diamètre maximal est celui au niveau du raccord (“Tool Joint”), sa connaissance est indispensable car c’est là que s’établit généralement le contact avec les parois du puits. Ainsi, pour faciliter la simulation, les données réelles de la garniture sont pré-traitées de manière à garder tel quels les éléments importants (DP, HWDP, DC) et à transformer les nombreux petits éléments de moindre importance en un nombre très réduit d’éléments avec des caractéristiques équivalentes. Cette procédure de “moyennisation” s’effectue en terme de poids et de rigidité. Cette transformation n’a pas d’influence sur le calcul du “Torque&Drag” dans le puits de forage car la partie transformée représente une partie négligeable de toute la garniture ; nous donnons dans la partie consacrée aux simulations numériques un exemple de calcul du “Torque&Drag” avec garniture réelle et garniture “simplifiée” qui montre que le résultat est pratiquement identique pour les deux cas.

Structure du puits de forage

Pour chaque puits de forage, nous disposons également de données sur le diamètre du puits et sur le programme de tubage (côte inférieure, côte supérieure, diamètres intérieur et extérieur du tubage). Ces données permettent entre autres de différencier les sections tubées des sections trou-ouvert du puits (ayant généralement des coefficients de frottement différents contre la structure de forage) . le poids à l’outil (WOB), le couple à l’outil (TOB) pendant la phase de forage pour pouvoir appliquer correctement les condition aux limites dans cette phase. Notons que contrairement au WOB, le TOB n’est pas toujours mesuré, il peut être mesuré que si l’on dispose d’un dispositif de mesure fond de trou, et peut être estimé à partir du WOB par une loi d’interaction outil-roche. Ceci dit, la majorité de nos simulations sont faîtes quand l’outil ne fore pas la formation (“Off Bottom”), et donc à WOB et TOB nuls. mesures effectuées par la société de “mud logging” utilisant des enregistrements automatiques et en continu avec une fréquence beaucoup plus importante (nous disposons de valeurs moyennées tous les mètres). Ceci dit, les enregistrements du poids au crochet en surface (WOH) doivent subir un traitement préalable, pour distinguer les différentes opérations (descente des tiges, remontée de tiges, forage, suspension, etc,…) et savoir de quelle phase et de quelle garniture il s’agit. Cette distinction est possible en analysant en même temps les autres paramètres enregistrés (“Bit Depth”, WOB, TOB, RPM, ROP).