Brevet FR2714108A1 — publié le 19950623

PROCEDÉ ET APPAREILLAGE DE FORAGE DIRECTIONNEL La présente invention concerne un procédé et un appareillage pour contrôler la direction d'avancement lorsque l'on effectue un forage d'un puits foré, comme par exemple un puits de pétrole ou à gaz. Lorsque l'on fore un puits pour un puits à gaz ou un puits de pétrole, il est souhaitable d'être capable de contrôler la direction d'avancement des trous forés durant le forage, car il est souvent impossible ou non souhaitable de forer verticalement à partir de la surface dans le but d'atteindre la formation visée. Par15 exemple, lorsque l'on effectue un forage en mer (" offshore ") il est de pratique courante de forer plusieurs puits à partir d'une location unique, lesdits puits étant disposés de manière à rayonner dans différentes directions; la raison en est qu'il est non souhaitable, d'un point de vue économique, d'être obligé de déplacer la structure de forage (plate- forme de forage, plate-forme élévatrice ou " jack-up ", ou plate- forme semi-submersible) pour forer plusieurs puits qui sont relativement proches les uns des autres. Egalement, lorsque les formations productrices s'étendent horizontalement mais sont relativement minces en épaisseur, il est souhaitable que le puits foré puisse rester dans la formation productrice sur une distance aussi longue que possible, plutôt que de passer au travers de cette formation selon une direction perpendiculaire, et ce afin d'optimiser la production obtenue à partir de la formation. A ce jour, les procédés utilisés le plus couramment pour contrôler la direction de forage consistent à utiliser un moteur de fonds de puits et un raccord coudé ou d'orientation (" bent sub ") au voisinage du trépan. Dans un tel cas, la partie initiale, verticale, du puits est forée en utilisant une technique de forage rotatif selon laquelle on met en rotation depuis la surface la5 totalité du train de tiges, portant le trépan à son extrémité. Lorsqu'il devient souhaitable de dévier le forage par rapport à la verticale, on retire le train de forage et on utilise une unité de forage directionnel en fonds de puits (" directional drilling bottom hole10 assembly (BHA) ") (la BHA comprend un raccord d'orientation, présentant de manière classique une courbure de 1/2-3 , et un moteur de fonds de puits qui est alimenté par l'écoulement de la boue de forage au travers dudit moteur, et qui sert à mettre le trépan en rotation sans qu'il soit nécessaire de mettre le train de tiges en rotation). Le train de tiges est alors à nouveau descendu, puis on le fait pivoter jusqu'à ce que le raccord coudé d'orientation dirige le trépan dans la direction souhaitée, et on recommence alors le forage20 par mise en rotation du trépan en utilisant le moteur de fonds de puits. Une fois que la déviation requise a été obtenue, on peut recommencer le forage rotatif, afin de maintenir, augmenter ou réduire la déviation (" hold, build or drop ") à partir de la nouvelle direction, en utilisant une BHA droite ou directe. Cette approche s'accompagne de certains problèmes. La vitesse de pénétration lorsque l'on effectue le forage avec le moteur de fonds de puits est inférieure à celle que l'on obtient avec le forage rotatif, il existe de plus une probabilité supérieure que le train de tiges soit affecté par un frottement ou coincement différentiel, et également le temps nécessaire pour changer la BHA réduit encore la vitesse de pénétration et d'avancement. En conséquence, il est souhaitable d'opérer un contrôle directionnel durant un forage rotatif. Il a été proposé dans le brevet des Etats Unis d'Amérique US 4, 637,479, dont le contenu est incorporé ici par référence, d'obtenir un contrôle directionnel en contrôlant l'écoulement du fluide de forage au travers de jets ou orifices ménagés dans le trépan, la force additionnelle provoquée par la poussée du jet rendant le trépan plus efficace dans une section du trou que dansno le reste du trou. Cette différenciation par sections ou secteurs est réalisée par l'ouverture et la fermeture en séquence des jets ou orifices ménagés dans le trépan au fur et à mesure que le trépan tourne, de telle façon que les jets opèrent seulement dans une section sélectionnée15 du trou foré et provoquent ainsi une coupe améliorée par le trépan dans ladite section ou ledit secteur; de cette façon, la trajectoire du trépan est déviée. Cependant, ce besoin pour des opérations séquentielles d'ouverture et de fermeture des jets du trépan nécessite20 un ensemble associé de vannes et d'alimentations en fluide, avec le coût supplémentaire qu'une telle complication entraîne; la présente invention cherche à proposer un système pour un contrôle directionnel pendant l'opération de forage rotatif, et qui utilise l'effet de l'écoulement de fluide de forage au travers du trépan, mais qui cependant ne nécessite pas les opérations séquentielles d'ouverture et de fermeture des jets ménagés dans le trépan (et ainsi ne nécessite pas les systèmes associés de vannes ou valves et d'alimentations en fluide des jets), et il est suggéré selon l'invention que l'écoulement de fluide peut très simplement être modulé plutôt qu'être dirigé différemment. Selon un premier aspect de l'invention, il est donc proposé un procédé pour provoquer la déviation d'un puits de forage qui est foré au moyen d'une technique de forage rotatif, utilisant un trépan présentant au moins une tuyère au travers de laquelle on fait passer un fluide de forage, de telle façon que, en opération,5 l'écoulement du fluide de forage au travers de cette tuyère permet un secteur du trépan de couper ou d'attaquer plus efficacement la formation que le reste du trépan, le procédé selon l'invention comprenant la modulation de l'écoulement du fluide de forage auo10 travers de cette tuyère lorsque le trépan est en rotation, de telle sorte que l'action de coupe du secteur choisi est optimisée lorsque l'on se trouve dans la direction souhaitée de déviation, et est réduite dans les autres orientations dans le puits foré.15 La présente invention présente l'avantage, par rapport à l'art antérieur, de ne pas nécessiter que chaque tuyère du trépan soit indépendamment contrôlable lorsque l'on utilise plus que un jet; selon l'invention, c'est l'intégralité de l'écoulement au travers du trépan qui est modulée et grâce à cette modulation l'écoulement au travers des tuyères crée une asymétrie dans l'action de coupe ou d'attaque que l'on peut utiliser pour contrôler la déviation. Un second aspect de l'invention propose un appareillage pour contrôler la direction de forage dans un puits foré, cet appareillage ou outil comprenant: un trépan de forage rotatif comportant au moins une tuyère pour l'écoulement d'un fluide de forage au travers de cette tuyère, de telle sorte que l'écoulement du fluide de forage au travers de cette tuyère, dirigé sur les structures de coupe portées par le trépan fait que l'une des sections (ou l'un des secteurs) du trépan présente une action de coupe comparativement améliorée par rapport au reste du trépan; et des moyens de modulation permettant de moduler l'écoulement du fluide de forage au travers de cette tuyère de façon à moduler l'action de coupe de la section ou du secteur considéré de telle sorte que l'action de coupe comparativement améliorée se produise dans une direction souhaitée de déviation du5 forage. Les moyens de modulation permettant de moduler l'écoulement forment de préférence une partie intégrante de la BHA, et peuvent incorporer d'autres moyens permettant de synchroniser la modulation avec la rotation du train de tiges. Lorsque plus d'une tuyère sont présentes, l'écoulement du fluide de forage est modulé au travers de toutes les tuyères au même moment. Les moyens pour moduler l'écoulement consistent de manière appropriée en dispositifs d'interruption de15 l'écoulement (" flow interrupter "). Les moyens supplémentaires permettant de synchroniser la modulation des fluides de forage peuvent comprendre des accéléromètres et/ou des magnétomètres permettant de détecter la position de rotation du train de tiges. Lesdits moyens supplémentaires peuvent également comprendre des moyens pour détecter des signaux en provenance de la surface, comme par exemple des pulsations de pression dans l'alimentation du fluide de forage, pour contrôler la modulation et par conséquent la direction de forage. Egalement, on peut incorporer des moyens permettant de communiquer la position du trépan vers la surface, et ce de nouveau comme par exemple par télémétrie appliquée pour pulsations de pression. La disposition des tuyères dans le trépan peut comprendre une tuyère unique qui dirige un écoulement vers une partie du trépan. Une option est cependant d'utiliser un certain nombre de tuyères disposées de telle sorte que l'écoulement en provenance des tuyères est dirigé de manière à produire l'effet souhaité en ce qui concerne l'action de coupe du trépan par exemple, le fait de diriger l'écoulement de l'une des tuyères vers la surface de travail ou d'attaque, et l'écoulement de toutes les autres tuyères vers les structures de5 coupe et le trépan pour y agir comme moyens d'enlèvement de la boue ou " chasse-boue " (" mud picks "). De plus, ou bien alternativement, la géométrie interne des tuyères peut être choisie de telle sorte que l'écoulement est plus important dans la section 10 appropriée du trépan par rapport au reste du trépan. La présente invention sera maintenant décrite, par des exemples non limitatifs, et en se référant aux dessins annexés, sur lesquels: - la Figure 1 représente une plate-forme de forage d'essai permettant de démontrer la présente invention; - la Figure 2 représente le tracé des résultats d'un essai de forage avec une déviation selon une direction; la Figure 3 représente un tracé correspondant à la Figure 2, o on a modifié durant l'essai la direction de déviation; - la Figure 4 représente un trépan permettant d'être utilisé dans un procédé et dans un appareillage selon la présente invention; et - la Figure 5 représente une vue schématique d'un appareillage ou outil selon la présente invention. Si l'on se réfère maintenant à la Figure 1, la plate-forme de forage d'essai comprend une chambre 10 dans laquelle pénètre un arbre de trépan 12. L'arbre de trépan 12 est relié à un moteur 14 et à une ligne d'alimentation 16 en fluide de forage. A l'intérieur de la chambre, on place un échantillon de roche 18 sous l'arbre de trépan 12. Un mécanisme 20 est prévu pour appliquer une contrainte de surcharge à l'arbre de forage/échantillon, et on prévoit également un système 22 de confinement de manière à contrôler la pression de pore des fluides dans l'échantillon. En fonctionnement, un trépan 24 est monté sur l'arbre de forage 12 et on lui fait forer l'échantillon sous l'influence du moteur 14. Le fluide de forage est mis en circulation autour de s l'arbre de forage 12 et du trépan 24 au moyen d'une pompe 26. Le fluide de forage sort du trépan et du trou foré dans l'échantillon, et on contrôle la pression effective dans le trou foré au niveau du trépan (pression de fonds de puits) au moyen d'un dispositif l0 d'intensification, lorsque le fluide de forage quitte la chambre. On détecte toute tendance du trépan à dévier du chemin rectiligne durant le forage grâce à des capteurs 28 de cisaillement monté sur l'arbre de forage au-dessus du trépan. Le débit à la sortie de la pompe est d'environ 1/min. Le débit au trépan est contrôlé par un clapet ou vanne de contrôle (non représenté). Ceci permet de faire passer la totalité de l'écoulement au travers du trépan ou de dévier une partie de l'écoulement vers l'annulaire du puits de forage par les tuyères (voir Figure 4). Les opérations d'ouverture et de fermeture de la vanne ou du clapet sont synchronisées avec la rotation du trépan; ainsi, l'écoulement dans le trépan est élevé ou plus fort (environ 90 % du débit) pour la position 120 degrés de la rotation du trépan et ensuite réduit ou faible (à environ 10 %) pour la position 240 degrés de rotation. Durant la période d'écoulement faible au trépan, le débit est dévié vers le puits au travers des tuyères, ce qui maintient une perte de charge constante entre la sortie de la pompe et le fonds de puits. La vanne s'ouvre et se ferme à chaque rotation du trépan. La vitesse de rotation est de 30 tr/min (RPM). La période séparant l'écoulement fort de l'écoulement faible dépend de la conception de l'élément de changement de position de la vanne ou du clapet. Pour les essais considérés, l'élément formant vanne ou clapet a été conçu pour un écoulement fort à 120 et un écoulement faible à 240 , cependant il existe un certain recouvrement entre les périodes correspondant à un écoulement fort ou à un écoulement faible, ce qui fait que la période réelle correspondant à l'écoulement fort est quelque peu supérieure à 120 . Détails de l'essai Echantillons: Calcaire de Richemont (limestone) Trépan: Trépan à 3 cônes de 0,42 cm (3/18"), modifié par 2 tuyères du type " chasse-boue " et une tuyère pour jet, projetant un jet dans le coin du trou foré. Boue: Polymère de carboxyméthylcellulose (CMC) à base d'eau avec une viscosité plastique PV de 12,5 et un seuil de cisaillement (YP) de 2,5. Poids sur le trépan (WOB): environ 4,5 kN. (weight on bit) SDPP: 7,6 MPa. (surface drill pipe pressure = pump discharge pressure; la pression du pipe de forage de surface = la pression de sortie ou de décharge de la pompe). SBHP: 3,0 MPa. (surface bottom hole pressure = annulus pressure; pression de fonds de puits à la surface = pression de l'annulaire). Pression de confinement des roches: 4 MPa. Pression de surcharge des roches: 1,5 MPa. Température de la boue: 18 à 24 C. L'installation d'essai a été utilisée pour fournir les résultats qui sont représentés sous forme de courbes sur les Figures 2 et 3. La Figure 2 représente un tracé du moment de s déviation comparé à la position en rotation du trépan de forage. Dans ce cas, la période d'écoulement fort a lieu lorsque la tuyère pour jet se trouve dans le segment 120 centré sur 0 (direction Est). Le moment de déviation est représenté par les points " + " sur la courbe, et coïncide avec les jets de boue en position préférée, l'action de coupe étant alors due à la pulsation de l'écoulement. L'essai représenté sur la Figure 3 comprend initialement une répétition de l'essai représenté sur la Figure 2 (et représenté par les points " o " sur la courbe), mais à mi- parcours de l'essai, on déplace la pulsation de l'écoulement de 180 de telle façon que l'écoulement fort se produit lorsque la tuyère pour jet se trouve dans le segment centré sur 180 (direction Ouest) ceci étant représenté par les points " + " sur la courbe. Le trépan utilisé dans ces essais est représenté sur la Figure 4 (vue de dessous), et comprend un trépan à cônes de coupe (" rollercone bit ") présentant trois cônes 30, 32, 34 montés sur un corps de trépan 36. Les tuyères pour fluide de forage 38, 40, 42 sont situées dans le corps de trépan 36 entre les cônes 30, 32, 34, et sont disposées de telle façon que deux des tuyères (38, 40) dirigent l'écoulement F, F' du fluide de forage directement sur les cônes adjacents 30, 32 pour y agir comme " chasse-boue " (" mud picks "), et ne dirigent aucun écoulement vers la surface de travail. La tuyère restante (42) dirige l'écoulement F" vers le coin de la surface de travail. Ainsi, l'écoulement du fluide de forage est asymétrique par rapport au trépan, et, en raison de la direction d'écoulement à partir des tuyères, la partie du trépan proche de la tuyère 42 va présenter une action de coupe relativement améliorée par rapport au reste du trépan lorsque l'on fait circuler le5 fluide de forage au travers des tuyères. Cette différence devient de plus en plus grande lorsque l'on augmente l'écoulement du fluide de forage au travers du trépan. Ainsi, si l'écoulement ou le débit du fluide de forage est pulsé de telle façon que l'écoulement estlo fort à chaque fois que la tuyère 42 passe devant le point A de la surface de travail, et est faible pour le reste de la période de rotation, le trépan va forer de préférence dans la direction du point A. Bien que le trépan exerce une action de coupe encore meilleure aui5 voisinage de la tuyère 42 lorsque l'écoulement est faible, la différence comparée au reste du trépan est faible, et est significativement inférieure à l'effet de coupe lorsque l'écoulement est fort. Il est clair que l'écoulement du fluide de forage doit être modulé en fonction de la position du trépan (tuyères) en relation avec la surface de travail, et ceci est réalisé au mieux une fois par révolution (bien que l'on puisse cependant choisir des fréquences plus faibles). L'homme de métier comprendra que l'on peut faire varier le nombre exact et le type des tuyères utilisées tout en maintenant l'effet qui a été décrit. Dans le cas le plus simple qui a été présenté, une seule tuyère est requise (par exemple la tuyère 42) mais ceci peut conduire à des problèmes du type de rebondissement du trépan (" bit balling ") dans certaines conditions, d'o la possibilité d'utiliser les autres deux tuyères 38,40. La BHA complète pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention est représentée schématiquement sur la Figure 5.La BHA est reliée à un train de tiges 50 au travers duquel on pompe un fluide de forage à partir de Il la surface, et comprend un outil de mesures durant le forage (MWD) et un assemblage 52 pour télémétrie appliquée aux pulsations de boue qui, inter alia, permet la communication entre la BHA et l'équipement de surface5 au moyen des pulsations de pression positives dans le fluide de forage. L'assemblage 52 de MWD comprend un générateur entraîné par l'écoulement de la boue, qui fournit de l'énergie aux divers éléments de la BHA. Audessous de l'assemblage 52 de MWD, se trouve un outil 54io de mesure ou détection de la direction, qui mesure la direction et l'inclinaison de la BHA dans le puits de forage et par conséquent fournit une indication de la direction de forage à un moment donné. L'information en provenance de l'outil 54 de mesure de direction est envoyée vers la surface via l'assemblage 52 de MWD. Un modulateur d'écoulement 56 est situé en position adjacente par rapport à l'outil de mesure de direction 54, et sert à moduler l'écoulement du fluide de forage au travers du trépan 58 de manière à provoquer la déviation dans la direction du forage. Le trépan 58 présente un schéma d'écoulement asymétrique au travers des tuyères comme décrit ci-dessus. Le modulateur d'écoulement 56 comprend un capteur qui indique la position du trépan dans le trou foré durant la rotation, et provoque la modulation de l'écoulement du fluide de forage au travers du trépan 58, en fonction de la position du trépan 58 par rapport à la surface de travail, comme cela a été décrit en relation avec la Figure 4. Les instructions sont obtenues à partir de la surface via l'assemblage 52 de MWD et sont dirigées vers le modulateur 56 afin de contrôler la direction de forage. L'outil 54 de mesure de direction fournit une indication concernant la trajectoire actuelle du trou foré, et le modulateur 56 est contrôlé de manière à provoquer la déviation du trépan 58 dans la direction souhaitée. REVENDICATIONS 1.- Appareillage ou outil pour contrôler la direction d'un forage d'un trou foré (12), qui comprend: un trépan (24) pour forage rotatif présentant au moins une tuyère (38, 40, 42) qui permet à un fluide de forage de les traverser de manière telle que l'écoulement du fluide de forage au travers de la tuyère (42), étant dirigé vers les structures de coupe du trépan (24), fait en sorte qu'une section ou un secteur du trépan présente une action de coupe comparativement améliorée par rapport au reste du trépan; caractérisé en ce que l'appareillage comporte des moyens de modulation permettant de moduler l'écoulement du fluide de forage au travers de la tuyère (42) de manière à moduler l'action de coupe de la section ou du secteur considéré de telle façon que l'action de coupe comparativement améliorée se produit dans la direction souhaitée de déviation du trou foré. 2.- Appareillage selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens de modulation consistent en un interrupteur d'écoulement qui forme une partie intégrante de l'assemblage de fonds de puits du train de tiges. 3. - Appareillage selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, comprenant des moyens de synchronisation qui synchronisent la modulation de l'écoulement du fluide de forage avec la rotation du train de tiges. 4. - Appareillage selon la revendication 3, selon lequel les moyens de synchronisation comprennent un détecteur- permettant de détecter et d'enregistrer des signaux provenant de la surface. 5. - Appareillage selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, comprenant de plus un dispositif (28) de transmission permettant de communiquer vers la surface des signaux indicatifs de la position du trépan (24). 6. - Appareillage selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, selon lequel la disposition de tuyères dans le trépan comprend une tuyère unique qui dirige un écoulement vers une partie du trépan (24). 7. - Appareillage selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, selon lequel la disposition de tuyères comprend un certain nombre de tuyères (38, 40, 42) et l'écoulement d'une tuyère (42) est dirigé vers la surface de travail du trépan, tandis que l'écoulement provenant des autres tuyères. (38, 40) est dirigé vers les structures de coupe du trépan (24) pour y agir comme " chasse-boue ". 8. - Appareillage selon la revendication 7, selon lequel la géométrie interne des tuyères (38, 40, 42) est telle qu'il se produit un écoulement plus important dans ladite section ou ledit secteur du trépan qui est considéré, par rapport au reste du trépan. 9. - Procédé pour provoquer une déviation d'un puits foré (12) qui est foré par forage rotatif utilisant un trépan (24) présentant au moins une tuyère (42) au travers de laquelle on fait passer un fluide de forage de telle façon que, en opération, l'écoulement du fluide de forage au travers de ladite tuyère (42) permet 2714108 un secteur ou une section du trépan (24) de présenter une action de coupe plus efficace que le reste du trépan, caractérisé en ce qu'il comprend la modulation de l'écoulement du fluide de forage au5 travers de ladite tuyère (42) lorsque le trépan (24) pivote ou est en rotation, de telle façon que l'action de coupe dans le secteur ou la section considérée est optimisée lorsque l'on se trouve dans la direction souhaitée de la déviation et est au contraire réduite10 dans les autres positions du puits foré (12). 10. - Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que la modulation de l'écoulement du fluide de forage est synchronisée avec la rotation du trépan (24) dans le trou foré (12) durant le forage.