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1 CERTIFICATION IWCF LEVEL 2 COURS ET EXERCICES 2 PRINCIPES ET PROCEDURES 1. IN

1 CERTIFICATION IWCF LEVEL 2 COURS ET EXERCICES 2 PRINCIPES ET PROCEDURES 1. INTRODUCTION 1. Problèmes causés par les venues non contrôlées Durant le forage d'un puits pétrolier, des couches contenant des fluides, tels que l'eau, le pétrole ou le gaz sont traversées. Ces fluides sont emprisonnés dans les pores de cette roche sous une forte pression. Dès que l'outil perce la roche, les fluides qui y sont contenus ont tendance à sortir. Il est nécessaire de les en empêcher, sinon ils sortent dans le puits, chassent complètement la boue, et sortent à l'air libre où ils peuvent commettre des dégâts importants, surtout le gaz qui s'enflamme et complique ainsi le contrôle de la situation. En effet, arrivant d'une façon non contrôlée jusqu'en surface, le gaz prend feu, créant ainsi une éruption entraînant :  Un dégât matériel important, en détruisant complètement dans l'incendie l'appareil de forage,  Des blessures du personnel pouvant être très graves et entraînant même le décès,  Des sommes colossales dépensées pour arrêter cette éruption,  De grandes quantités de gaz sont parties en fumée, représentant un manque à gagner colossal et détruisant l'environnement,  La suspension ou même l'abandon du forage du puits. Un incident de cette envergure a un impact négatif important sur le personnel, la réputation de la compagnie, l'environnement,… 2. Formation et certification en contrôle de venues Afin d'éviter des catastrophes pareilles, il est nécessaire que le personnel intervenant sur les puits, durant ou après le forage, doive être suffisamment formé pour prévenir et contrôler une venue, avant qu'elle ne se dégénère en éruption. Pour cela, l'IWCF (International Well Control Forum), un organisme international à but non lucratif, possède les compétences nécessaires pour contrôler que le personnel intervenant sur les puits en forage ou en production sont en mesure de prévenir et contrôler une venue, en:  Etablissant les règles standards sur le contrôle de venues,  Accréditant les centres de formation et les formateurs sur le contrôle de venues,  Certifiant les candidats ayant passé avec succès l'examen de contrôle de venues. 3 2. INTRODUCTION AU CONTROLE DE VENUES 1. Pression hydrostatique Elle est définie comme étant le poids d'une colonne verticale de fluide par unité de surface. Elle dépend de la hauteur ou la profondeur verticale de la colonne de fluide, sans tenir compte de sa forme. Avec : PH= (Z x d)/10.2 PH = pression hydrostatique en bar Z = hauteur verticale en m d = densité du fluide Exemples de calcul: Calculer la pression hydrostatique dans les cas suivants : a) L = 3000 m, Z = 2800 m, d = 1.20 b) L = 4000 m, Z = 4000 m, d = 1.25 c) L = 3600 m, Z = 3200 m, d = 1.15 2. Pression de formation C'est la pression du fluide contenu dans les pores d'une formation. Elle est également appelée pression de réservoir, pression de pores ou pression de gisement. Cette pression est dite normale lorsqu'elle a pour seule cause la pression hydrostatique des eaux contenues dans les pores d’une roche réservoir qui communiquent avec l’atmosphère. 4 La densité des eaux est, en fonction de la salinité, généralement comprise entre 1.00 et 1.15. Une formation à pression normale contient de l'eau ayant une densité moyenne de 1.07 (gradient = 0.105). La pression de pore est dite anormale lorsqu'elle ne répond pas à la règle ci- dessus. Elle est générée par un agent créateur de pression, liée à une couche imperméable qui empêche le fluide contenu dans les pores de s’échapper. Exemple de pressions anormales : Puits artésiens Puits A : la pression de formation est élevée parce que le réservoir affleure à une altitude supérieure à la côte d'implantation du puits. Puits B : la pression de formation est faible parce que le réservoir affleure à une altitude inférieure à la côte d'implantation du puits. Colonne d'hydrocarbure La pression de formation est générée par la présence du gaz qui applique une surpression au toit du réservoir. Puits A Puits B 5 Relief et structuration Forces tectoniques latérales Les forces latérales peuvent engendrer des contraintes horizontales additionnelles qui augmentent la vitesse de compaction des argiles ce qui provoque une réduction du taux d'expulsion de l'eau et création d'une pression anormale Sous l'effet des contraintes tectoniques, le soulèvement des formations contenant des fluides en présence d'une roche couverture imperméable, suivi de l'érosion des formations sus-jacentes pourrait conduire à des pressions anormalement élevées à faible profondeur. Bancs de sel et d'argile Durant le processus de sédimentation, les dépôts de sel et d'argile jouent le rôle d'une roche couverture empêchant ainsi le mouvement des fluides des formations sous- jacentes. L'augmentation du poids géostatique en présence de ce type de formations caractérisées par une perméabilité très réduite ou presque nulle peut générer des pressions anormalement élevées. Failles Les failles résultant d'un état de contraintes combinées (contraintes verticales et latérales) ont généralement un effet de drainage facilitant ainsi la communication entre une formation profonde et une formation peu profonde. Cependant, la présence d'une barrière de perméabilité empêche la circulation des fluides et par conséquent la création des pressions anormalement élevées. Un piège d'hydrocarbure résultant d'une faille dans le bloc de droite est surélevé par rapport à celui du gauche. 10 Diapir de sel ou d'argile Argiles sous compactées Le diapir de sel ou d'argile est le résultat d'un fluage des formations sous-jacentes sous l'effet des mouvements tectoniques. Le soulèvement des formations à une faible profondeur est toujours accompagné par une conservation de la pression de pores en présence d'une barrière de perméabilité. Souvent, les dômes de sel entraînent la déformation des couches sus- jacentes. L’absence de drainage avec l’augmentation de la contrainte géostatique ou contrainte tectonique conduis à des pressions anormales. Minéralisation La transformation d'anhydrite en gypse augmente le volume de plus de 30%.Le même phénomène se passe au niveau de certaines composantes argileuses. Effet géothermique et forme du réservoir Conduisent à des pressions anormales. Prévention des pressions anormales Il est nécessaire, durant tout le forage, de surveiller de près, d'un côté la densité de la boue, de l'autre, ce qui sort du puits, son débit et le niveau des bacs, pour déceler une éventuelle formation à pression anormale. La densité de la boue devrait être suffisante pour empêcher une venue, mais, surtout en exploration, on peut tomber sur une formation à pression anormale, et la pression hydrostatique devient insuffisante, même si la densité de la boue n'a pas changé. 3. Pression de fracturation C’est la pression à laquelle il y aurait fracturation de la roche. La formation sous le sabot représente en général le point le plus fragile du puits. La densité du fluide de forage doit être adaptée aux formations à forer. Elle doit être suffisante pour maintenir les fluides de formation et les parois du trou en place, sans toutefois être trop élevée pour ne pas fracturer les formations les plus fragiles. Il est donc nécessaire de connaître les pressions de pore et de fracturation des formations pour établir le programme de forage, tubage et boue. 11 4. Le contrôle primaire Ce contrôle consiste à maintenir, durant toutes les phases de réalisation du puits, une pression hydrostatique appliquée par la colonne de boue égale ou légèrement supérieure à la pression de pores sans toutefois dépasser la pression de fracturation au niveau du point le plus fragile (en général : la formation sous le sabot). Lorsque ce contrôle est réduit, même durant une courte durée, un écoulement du fluide de formation se produit du réservoir vers le puits. La gravité de cette intrusion dépend du volume et de la nature du fluide intrus. En effet, si ce fluide est de l'eau ou du brut, la colonne hydrostatique s'allège mais l'effet de la pression de pore sur le puits n'est pas trop important. Par contre, une venue de gaz allège la colonne en continu lorsqu'elle se déplace dans le puits avec expansion, ce qui augmente son volume (donc sa hauteur) et diminue sa densité. Si le puits est fermé, sa migration sans expansion, par le fait de la loi des gaz, déplace la pression de pore tout le long du puits, ce qui entraîne la présence de pressions très importantes en tous points. 5. Le contrôle secondaire Lorsque la pression appliquée sur le fond du puits (contrôle primaire) devient inférieure à la pression de pores, le fluide contenu dans le réservoir commence à s'écouler dans le puits. Le contrôle secondaire consiste en la fermeture de l'obturateur du puits pour stopper cet écoulement. 6. Les obturateurs Les obturateurs servent à fermer rapidement le puits en cas de venue. Cette fermeture peut s'effectuer aussi bien de l'intérieur des tubulaires dans le puits que l'extérieur (espace annulaire). Il existe alors des obturateurs externes et d'autres internes, toujours disponibles et en bon état de fonctionnement, et sont testés périodiquement. Leur configuration doit : • Fermer le puits totalement vide ou contenant du matériel tubulaire, • Fermer sur le matériel tubulaire contenu dans le puits quelque soient son diamètre et sa forme uploads/Management/ iwcf-level-2-francais.pdf