Le stick-slip dans le forage pétrolier

La plupart des forages pétroliers actuels sont forés suivant la technique dite « rotary » qui est apparue dans les années 30. Dans cette configuration, la garniture de forage est constituée d’un assemblage de tiges, vissées les unes aux autres par des connexions à filetage conique (Fig. 1.1). La garniture est entraînée en rotation par un moteur électrique suspendu ou une table de rotation, qui fournit le couple à l’outil de forage (TOB) nécessaire pour vaincre la résistance de la roche. La vitesse de rotation est exprimée en tr/min ou de manière équivalente RPM, suivant la notation anglo-saxonne. Pour forer la formation rocheuse, on doit appliquer un poids sur l’outil de forage (WOB, 10 t comme ordre de grandeur). Les garnitures de forage pesant typiquement 200 t, les équipements de surface sont conçus pour en retenir une grande partie. Le foreur ajuste la tension de surface, contrôlant ainsi l’avancement de l’outil de forage. Il effectue cette manœuvre à l’aide d’un frein, relié au moteur qui assure la translation de la garniture. Les tiges, qui constituent la plus longue section de la garniture (typiquement 90 %) mesurent environ 10 cm de diamètre extérieur, 2 cm d’épaisseur et 10 m de longueur. Les connexions mesurent typiquement 15 cm de diamètre extérieur, 5 cm d’épaisseur et 50 cm de longueur.

Comme il faut exercer un poids sur l’outil pour le faire avancer, la partie basse de la garniture est en compression. Aussi, on utilise des tiges plus lourdes et plus résistantes à la compression, les masses- tiges, qui assemblées, forme ce qu’on appelle la BHA. Ces tiges mesurent typiquement 25 cm de diamètre extérieur, 10 cm d’épaisseur et 10 m de longueur. La BHA a une longueur de quelques dizaines de mètres (50 à 200 m). Entre la partie en tension et la partie en compression de la garniture se situe le point neutre. Les garnitures verticales (voir Fig. 1.1), sont dimensionnées de sorte que ce point se situe dans le haut de la BHA. Mais dans le cas des puits horizontaux, l’intensité des frottements tangentiels limite le transfert de poids vers l’outil de forage. On est parfois obligé de mettre une partie des tiges en compression, avec les risques de flambement que cela comporte (§ 1.1.5). La boue de forage, dont la densité est généralement comprise entre 1.2 et 1.8, est injectée à l’intérieur des tiges avec un débit généralement compris entre 1000 et 4000 l/min, puis passe à travers les buses de l’outil de forage afin d’entraîner les débris du forage dans l’espace annulaire, depuis le fond vers la surface. Cette boue de forage est ensuite filtrée à travers des tamis vibrants, décantée dans des bacs à boue puis réinjectée dans le circuit. La boue de forage sert aussi à stabiliser les parois du puits et à limiter l’impact d’éventuelles venues de gaz ou d’huile en exerçant une contre-pression hydrostatique. Elle permet de refroidir non seulement l’outil de forage mais aussi tous les composants sensibles à la température comme les systèmes électroniques embarqués ou les joints d’étanchéité des composants à parties mobiles.

De nos jours, on cherche sans cesse à forer plus loin et plus profond pour découvrir de nouveaux gisements ou pour maximiser l’emprise sur des gisements existants. Ces évolutions se déroulent suivant trois axes principaux. D’une part, comme le montre la Fig. 1.2, on s’achemine vers des réservoirs de plus en plus profonds, appelés réservoirs très enfouis, qui peuvent atteindre 7000-8000 m de profondeur verticale, sous des températures du réservoir de 200-250 °C et des pressions allant jusqu’à 200 MPa. D’autre part, on fore des puits présentant un déport horizontal de plus en plus grand. Dans cette catégorie de forage, appelée forage directionnel, on distingue les puits fortement déviés et les puits à long déport horizontal. Ces forages complexes sont généralement effectués afin de maximiser la longueur d’interaction entre le puits et le réservoir et maximiser ainsi le taux de récupération ou bien afin de limiter l’emprise des installations pétrolières en surface. C’est particulièrement crucial dans le domaine du forage en eaux profondes où on cherche à maximiser le nombre de puits forés à partir d’un même point. Cela peut aussi être le cas lorsque les contraintes environnementales (forage arctique, forage sous les zones fortement peuplées), géographiques (reliefs difficiles d’accès) ou géopolitiques (réservoirs à la frontière entre deux pays) sont fortes. Ces puits atteignent 10000-11000 m de déport horizontal avec comme limite technologique principale, le transfert nécessaire du poids et du couple à l’outil pour le faire avancer ainsi que le nettoyage du fond du forage. Dans ces conditions où une portion plurikilométrique de la garniture repose et frotte contre la paroi inférieure du puits, le risque de flambage de la garniture de forage est très élevé. On renvoie le lecteur à (AKOWANOU, 2010) pour une analyse des problèmes de transfert de poids et de flambage.