Brevet FR3038933A1 — publié le 20170120

Forage en sous-pression à travers des formations à lithologies variées Contexte [0001] Les pressions interstitielles et les pressions de fracture dans les puits de gaz et de pétrole varient avec la profondeur. La pression interstitielle à une profondeur donnée est définie comme la pression exercée par le fluide dans la formation à cette profondeur dans un trou de forage d'un puits. Les fluides de la formation s'échapperont dans le trou de forage si la pression exercée par les fluides de forage dans le trou de forage du puits est inférieure à la pression interstitielle. La pression de fracture à une profondeur donnée représente la pression des fluides de forage dans le trou de forage qui peut fracturer la formation à cette profondeur. [0002] Un puits de pétrole qui est foré est considéré comme étant en sous pression si la pression exercée par les fluides de forage est légèrement inférieure à la pression interstitielle. Le forage d'un puits en sous pression représente un défi lorsque le puits passe à travers un certain nombre de formations ayant des lithologies différentes. 1. Un procédé comprenant : la préparation d'un modèle de forage d'un trou de forage avec un module de fond de puits (« BHA ») à travers une pluralité de formations comprenant une première formation et une seconde formation ; la définition : d'un toit de formation d'une première formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera dans la première formation, d'un toit de formation d'une seconde formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera dans la seconde formation, dans lequel le toit de formation de la première formation se trouve à une profondeur inférieure au toit de formation de la seconde formation, d'une lithographie de la première formation pour la première formation, et d'une lithographie de la seconde formation pour la seconde formation ; le calcul avec un processeur d'un premier paramètre de fonctionnement d'une première formation au niveau du toit de la première formation dans lequel une pression de fond de puits de la première formation (« FFBHP ») dans un volume annulaire de la première formation à l'intérieur du trou de forage adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la première formation se trouve dans une condition 3038933 2 en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation est calculé comme une fonction de la lithologie de la première formation ; le calcul avec un processeur d'un second paramètre de fonctionnement d'une seconde 5 formation au niveau du toit de la seconde formation dans lequel une pression de fond de puits de la seconde formation (« SFBHP ») dans un volume annulaire de la seconde formation à l'intérieur du trou de forage adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la seconde formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la seconde 10 formation est calculé comme une fonction de la lithologie de la seconde formation le forage du trou de forage selon le modèle ; et l'ajustement des paramètres de forage : pour maintenir le FFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la 15 première formation lors du forage à travers la première formation, et pour maintenir le SFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. 2. Un procédé selon le point 1, dans lequel le FFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits 20 par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation. 3. Un procédé selon le point 2, dans lequel la vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la première formation ; 25 de la vitesse apparente des particules des déblais de la première formation ; de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation ; et du régime de flux des particules des déblais de la première formation. 3038933 3 4. Un procédé selon le point 3, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la première formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 5. Un procédé selon le point 2, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le 5 puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 6. Un procédé selon le point 1, dans lequel le SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde formation. 10 7. Un procédé selon le point 6, dans lequel la vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde formation est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la seconde formation ; de la vitesse apparente des particules des déblais de la seconde formation ; 15 de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation ; et du régime de flux des particules des déblais de la seconde formation. 8. Un procédé selon le point 7, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la seconde formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 9. Un procédé selon le point 6, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : 20 une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 10. Un procédé comprenant : la préparation d'un modèle de forage d'un trou de forage avec un module de fond de puits 25 (« BHA ») à travers une pluralité de formations comprenant une première formation et une seconde formation ; la définition : 3038933 4 d'une première profondeur qui doit être la profondeur à laquelle le BHA passe à travers la première formation, d'une seconde profondeur qui doit être une profondeur à laquelle le BHA passe à travers la seconde formation, dans lequel la première profondeur est à une 5 profondeur inférieure à la seconde profondeur, d'une lithographie de la première formation pour la première formation, et d'une lithographie de la seconde formation pour la seconde formation ; le calcul avec un processeur d'un premier paramètre de fonctionnement à l'intérieur duquel une pression de fond de puits de la première formation (« FFBHP ») dans 10 un volume annulaire d'une première formation à l'intérieur du puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la première formation dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la première formation ; 15 le calcul avec le processeur d'un paramètre de fonctionnement d'une seconde formation à l'intérieur duquel une pression de fond de puits d'une seconde formation (« SFBHP ») dans un volume annulaire de la seconde formation à l'intérieur du puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la seconde formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de 20 fonctionnement de la seconde formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la seconde formation ; le forage du puits selon le plan de forage du puits ; et l'ajustement des paramètres de forage : pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la première 25 formation lors du forage à travers la première formation, et pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. 3038933 5 11. Un procédé selon le point 10, dans lequel le FFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation. 12. Un procédé selon le point 11, dans lequel la vitesse de glissement des déblais de la première 5 formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première profondeur est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la première formation ; de la vitesse apparente des particules des déblais de la première formation ; de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation ; et 10 du régime de flux des particules des déblais de la première formation. 13. Un procédé selon le point 12, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la première formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 14. Un procédé selon le point 11, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le 15 puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 15. Un procédé selon le point 10, dans lequel le SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde formation. 20 16. Un procédé selon le point 15, dans lequel la vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde profondeur est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la seconde formation ; de la vitesse apparente des particules des déblais de la seconde formation ; 25 de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation ; et du régime de flux des particules des déblais de la seconde formation. 17. Un procédé selon le point 16, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la seconde formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 3038933 6 18. Un procédé selon le point 15, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 5 19. Un support de stockage non-transitoire lisible par ordinateur, sur lequel est enregistré un programme informatique qui, lorsqu'il est exécuté, permet de réaliser le procédé comprenant : la préparation d'un modèle de forage d'un trou de forage avec un module de fond de puits (« BHA ») à travers une pluralité de formations comprenant une première formation et une seconde formation ; 10 la définition : d'un toit de formation d'une première formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera dans la première formation, d'un toit de formation d'une seconde formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera dans la seconde formation, dans lequel le toit de 15 formation de la première formation se trouve à une profondeur inférieure au toit de formation de la seconde formation, d'une lithographie de la première formation pour la première formation, et d'une lithographie de la seconde formation pour la seconde formation ; le calcul avec un processeur d'un premier paramètre de fonctionnement d'une première 20 formation au niveau du toit de la première formation dans lequel une pression de fond de puits de la première formation (« FFBHP ») dans un volume annulaire de la première formation à l'intérieur du trou de forage adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la première formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première 25 formation est calculé comme une fonction de la lithologie de la première formation ; le calcul avec un processeur d'un second paramètre de fonctionnement d'une seconde formation au niveau du toit de la seconde formation dans lequel une pression de fond de puits de la seconde formation (« SFBHP ») dans un volume annulaire de 30 la seconde formation à l'intérieur du trou de forage adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la seconde formation se trouve dans une condition 3038933 7 en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la seconde formation est calculé comme une fonction de la lithologie de la seconde formation ; le forage du trou de forage selon le modèle ; et 5 l'ajustement des paramètres de forage : pour maintenir le FFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la première formation lors du forage à travers la première formation, et pour maintenir le SFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. 10 20. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 19, dans lequel le FFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation. 21. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 20, dans lequel la vitesse de 15 glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la première formation ; de la vitesse apparente des particules des déblais de la première formation ; de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation ; et 20 du régime de flux des particules des déblais de la première formation. 22. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 21, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la première formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 23. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 20, dans lequel la pluralité des 25 paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 3038933 8 24. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 19, dans lequel le calcul d'un paramètre de fonctionnement de la seconde formation comprend le calcul avec le processeur d'une pression de fond de puits de la seconde formation (« SFBHP ») dans la zone annulaire de la seconde formation lorsque le BHA passe à travers le toit de la seconde formation, dans lequel le 5 SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il passe à travers la seconde formation. 25. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 24, dans lequel la vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde 10 formation lorsqu'il traverse la seconde formation est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la seconde formation ; de la vitesse apparente des particules des déblais de la seconde formation ; de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation ; et du régime de flux des particules des déblais de la seconde formation. 15 26. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 25, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la seconde formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 27. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 24, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : 20 une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 28. Un support de stockage non-transitoire lisible par ordinateur, sur lequel est enregistré un programme informatique qui, lorsqu'il est exécuté, permet de réaliser le procédé comprenant : 25 la préparation d'un modèle de forage d'un trou de forage avec un module de fond de puits (« BHA ») à travers une pluralité de formations comprenant une première formation et une seconde formation ; la définition : d'une première profondeur qui doit être la profondeur à laquelle le BHA passe à 30 travers la première formation, 3038933 9 d'une seconde profondeur qui doit être une profondeur à laquelle le BHA passe à travers la seconde formation, dans lequel la première profondeur est à une profondeur inférieure à la seconde profondeur, d'une lithographie de la première formation pour la première formation, et 5 d'une lithographie de la seconde formation pour la seconde formation ; le calcul avec un processeur d'un premier paramètre de fonctionnement à l'intérieur duquel une pression de fond de puits de la première formation (FFBHP) dans un volume annulaire d'une première formation à l'intérieur du puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la première formation dans une condition en sous 10 pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la première formation ; le calcul avec le processeur d'un paramètre de fonctionnement d'une seconde formation à l'intérieur duquel une pression de fond de puits d'une seconde formation (« SFBHP ») dans un volume annulaire de la seconde formation à l'intérieur du 15 puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la seconde formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la seconde formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la seconde formation ; le forage du puits selon le plan de forage du puits ; et 20 l'ajustement des paramètres de forage : pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la première formation lors du forage à travers la première formation, et pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. 3038933 10 29. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 28, dans lequel le FFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation. 5 30. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 29, dans lequel la vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première profondeur est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la première formation ; de la vitesse apparente des particules des déblais de la première formation ; 10 de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation ; et du régime de flux des particules des déblais de la première formation. 31. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 30, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la première formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 15 32. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 29, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 20 33. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 28, dans lequel le SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde formation. 34. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 33, dans lequel la vitesse de 25 glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde profondeur est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais de la seconde formation ; de la vitesse apparente des particules des déblais de la seconde formation ; de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation ; et 3038933 11 du régime de flux des particules des déblais de la seconde formation. 35. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 35, dans lequel le régime de flux des particules des déblais de la seconde formation est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 5 36. Un support non-transitoire lisible par ordinateur selon le point 33, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 10 Brève description des figures [0003] La figure 1 est un schéma d'un système de forage. [0004] La figure 2A est une vue en coupe d'un trou de forage et des déblais de forage générés lorsqu'il est creusé à travers une première formation. 15 [0005] La figure 2B est une vue en coupe d'un trou de forage et des déblais de forage générés lorsqu'il est creusé à travers une deuxième formation. [0006] La figure 2C est une vue en coupe d'un trou de forage et des déblais de forage générés lorsqu'il est creusé à travers une troisième formation. [0007] La figure 2D est une vue en coupe d'un trou de forage et des déblais de forage 20 générés lorsqu'il est creusé à travers une quatrième formation. [0008] La figure 3 est une représentation d'une colonne supérieure de la formation. [0009] La figure 4 est une représentation d'un puits horizontal qui traverse au moins quatre formations lorsqu'il est creusé. [0010] La figure 5 est une illustration d'un paramètre de fonctionnement en deux 25 dimensions. [0011] La figure 6 est une illustration d'un paramètre de fonctionnement en trois dimensions. [0012] La figure 7 illustre un modèle. [0013] La figure 8A est une partie d'un organigramme pour le calcul d'une pression de 30 fond de puits au niveau d'une pluralité de profondeurs mesurées. 3038933 12 [0014] La figure 8B est une partie d'un organigramme pour le calcul d'une pression de fond de puits au niveau d'une pluralité de profondeurs mesurées. [0015] La figure 8C est une partie d'un organigramme pour le calcul d'une pression de fond de puits au niveau d'une pluralité de profondeurs mesurées. 5 [0016] La figure 8D est une partie d'un organigramme pour le calcul d'une pression de fond de puits au niveau d'une pluralité de profondeurs mesurées. [0017] La figure 9 est un organigramme pour le calcul d'un paramètre de fonctionnement en deux dimensions qui prend en compte les déblais de la lithologie. [0018] La figure 10 est un organigramme pour le calcul d'un paramètre de 10 fonctionnement en trois dimensions qui prend en compte les déblais de la lithologie. [0019] La figure 11 illustre une particule subissant un flux laminaire. [0020] La figure 12 illustre une particule subissant un flux turbulent. [0021] La figure 13 illustre une particule subissant un flux turbulent. [0022] La figure 14 illustre la relation entre la taille de la particule et la sphéricité. 15 [0023] La figure 15 illustre la relation entre le nombre de Reynolds, la sphéricité et le facteur de friction. Description détaillée [0024] La description détaillée suivante illustre les modes de réalisation de la présente divulgation. Ces modes de réalisation sont décrits avec suffisamment de détails pour permettre à 20 un homme du métier de mettre en pratique ces modes de réalisation sans expérimentations excessives. Il doit cependant être compris que les modes de réalisation et les exemples décrits ici sont donnés comme illustrations seulement, et non pas comme limitations. Diverses substitutions, modifications, additions et divers réarrangements peuvent être apportés qui demeurent des applications potentielles des techniques divulguées. Ainsi, la description suivante ne doit pas être 25 considérée comme une limitation de la portée des revendications ci-jointes. En particulier, un élément associé à un mode de réalisation donné ne doit pas être limité à une association avec ce mode de réalisation donné mais on doit assumer qu'il peut être associé avec l'un quelconque des modes de réalisation présentés ici. [0025] En outre, même si cette divulgation décrit un système de forage terrestre, il sera 30 compris que les équipements et les techniques décrits ici sont applicables à des systèmes offshore, des puits multilatéraux, tous les types de systèmes de forage, tous les types de plateformes, des environnements de mesures en cours de forage (« MWD »)/de diagraphie en 3038933 13 cours de forage (« LWD »), des environnements de trains de forage câblés, des environnements de tubes enroulés (câblés ou non), des environnements de travail au câble, et des environnements semblables. [0026] Un système pour des opérations de forage (ou « un système de forage ») 5, illustré 5 dans la figure 1, comprend une plateforme de forage 10 au niveau d'une surface 12, soutenant un train de tiges 14. Le train de tiges 14 est un assemblage de sections de tuyaux de forage qui sont reliées bout-à-bout à travers une plateforme de travail 16. Le train de tiges peut comprendre des tubes enroulés plutôt que des tuyaux de forage individuels. Un module de fond de puits (BHA) 18 peut être couplé à l'extrémité inférieure du train de tiges 14. Le BHA 18 crée un trou de forage 10 20 à travers de nombreuses formations terrestres, représentées dans la figure 1 par les formations 22 et 24. Le BHA 18 peut comprendre un certain nombre de capteurs (tels que des capteurs de pression, des capteurs de température, etc.). [0027] Un processeur 26 en surface peut recevoir des signaux provenant des capteurs BHA et d'autres capteurs le long du train de tiges et utiliser ces signaux pour caractériser le trou 15 de forage 20 lorsqu'il est en cours de forage. [0028] Un modèle 28 de trou de forage 20 qui doit être creusé peut être préparé. Le modèle 28 peut se trouver sur le processeur 26 en surface ou au niveau d'un emplacement distant (non illustré). Le modèle peut être utilisé dans la planification ou il peut être utilisé dans la surveillance et le contrôle du forage du trou de forage 20. 20 [0029] Le modèle peut comprendre une estimation de la pression de fond de puits le long du trou de forage 20, particulièrement dans des opérations de forage en sous pression (UBD) dans lesquelles la pression est maintenue proche de la pression interstitielle. Le modèle 28 prend en compte le chargement dynamique des déblais de forage au cours des opérations de forage. En fonction du type de formation, le modèle utilise différentes corrélations afin de comprendre 25 l'influence des caractéristiques des déblais de forage produits par le forage et estime également le débit minimal nécessaire pour obtenir un nettoyage efficace du trou. Un paramètre de fonctionnement dynamique en trois dimensions pour des opérations UBD optimales est estimé en utilisant ces calculs plus précis de la pression du fonds de puits et du débit minimal lorsque le trou de forage est creusé à travers diverses formations dans des conditions de sous pression afin 30 d'atteindre une profondeur cible. [0030] Le problème est illustré dans les figures 2A-2D. Le BHA est illustré en cours de forage à travers quatre formations 202, 204, 206 et 208, et produisant des déblais de forage à 3038933 14 partir de chacune de ces formations. La formation 204 a un toit de formation 210, qui représente la profondeur à laquelle le BHA 18 entrera dans la formation 204. La formation 206 a un toit de formation 212, qui représente la profondeur à laquelle le BHA 18 entrera dans la formation 206. La formation 208 a un toit de formation 214, qui représente la profondeur à laquelle le BHA 18 5 entrera dans la formation 208. Les formations 202, 204, 206 et 208 ont des lithologies différentes comme il est représenté par des motifs dans leurs représentations. [0031] Les déblais 216 sont produits à partir de la formation 202, les déblais 218 sont produits à partir de la formation 204, les déblais 220 sont produits à partir de la formation 206 et les déblais 222 sont produits à partir de la formation 208. Les déblais 216, 218, 220 et 222 10 peuvent avoir différentes caractéristiques. La différence au niveau des caractéristiques est illustrée dans les figures 2A-2D par la forme sphérique lisse des déblais 216, la forme ovoïde lisse des déblais 218, la forme sphérique rugueuse des déblais 220 et la forme ovoïde rugueuse des déblais 222. 11 sera compris que les représentations ne sont que des symboles des caractéristiques réelles des déblais. 15 [0032] Comme le démontre les figures 2A-2D, les volumes annulaires 224, 226, 228, 230 adjacents au BHA 18 sont créés lorsque le trou de forage 20 est creusé à travers la formation 202, la formation 204, la formation 206 et la formation 208, respectivement. La pression du trou de forage dans la partie inférieure du BHA 18 (la « pression de fond de puits ») est affectée par un certain nombre de facteurs, comprenant la lithologie des déblais dans la formation qui est 20 pénétrée par le BHA 18. Une partie du procédé de forage en sous pression est la modélisation et le contrôle de la pression de fond de puits, y compris la prise en compte de la lithologie des déblais 216, 218, 220, 222. [0033] Le modèle 28 peut comprendre une colonne supérieure de la formation, tel que le démontre la figure 3, dans laquelle l'axe vertical est la profondeur mesurée. La colonne 25 supérieure de la formation comprend des toits de formation pour chacune des formations qui doit être creusée lorsque le trou de forage 20 est creusé. La figure 4 illustre un exemple d'un trou de forage horizontal qui traverse au moins cinq formations (c.-à-d., Paskapoo, Edomonton, Bearpaw, Blairmore et Stephen) lorsqu'il est creusé. Chacune des formations peut avoir une lithologie différente, tel que le démontre la figure 4 (c.-à-d., Paskapoo ayant une lithologie de siltite, 30 Edmonton ayant une lithologie de grès, Bearpaw ayant une lithologie de schiste, Blairmore ayant une lithologie de siltite et Stephen ayant une lithologie de schiste). Les détails des toits de formation sont donnés dans le Tableau 1 suivant (dans lequel la vraie profondeur verticale est 3038933 15 est abrégée comme TVD et la profondeur mesurée est abrégée comme MD et les deux sont mesurées en pieds) : TVD MD Nom Lithologie 520,0 (158,5 m) 520,3 (158,6 m) St. Eugene (cranbrook) GRAVIER 1000,0 (304,8 m) 1000,9 (305 m) Kishenena (Fathead) GRAVIER 3000,0 (914,4 m) 3003,7 (915,5 m) Paskapoo (Porkupine) SILTITE 3200,0 (975,4 m) 3204,7 (976,8 m) Willow Creek GRÈS GRÈS Edomonton (Blood) 4000,0 (1219,2 m) 4012,7 (1223 m) 4500,0 (1371,6 m) 4522,7(1378,5 m) Blairmore SILTITE 5000,0 (1524 m) 5037,9 (1535,5 m) Tunnel Mountain GRÈS 6000,0 (1828,8 m) 6213,0 (1893,7 m) Stephen SCHISTE anleau [0034] Le modèle 28 peut comprendre un paramètre de fonctionnement 502, tel que le 5 démontre la figure 5, qui définit les conditions pour le trou de forage 20 qui est creusé et en dessous duquel la pression de fond de puits se trouve dans une condition de sous pression. Dans la figure 5, l'axe vertical représente la pression de fond de puits en livre par pouce carré (psi), tel qu'il est décrit ci-dessus, et l'axe horizontal représente la vitesse d'injection de gaz en pieds cubes standard par minute (scfm). La vitesse d'injection de gaz est la vitesse à laquelle un gaz inerte est 10 injecté dans la boue de forage afin de réduire sa densité et, ainsi, la pression hydrostatique. [0035] La figure 5 montre également la vitesse de pompage de liquide, qui est la vitesse à laquelle les fluides de forage sont pompés dans le train de tiges 14 et, enfin de compte, dans le trou de forage 20 à travers les ports dans le BHA 18. Dans l'exemple illustré dans la figure 5, cinq vitesses de pompage de liquide (200 gallons par minute (gpm) (0,01262 m3/s), 250 gpm (0,01577 15 m3/s), 300 gpm (0,01893 m3/s), 350 gpm (0,02208 m3/s) et 400 (0,02524 m3/s) gpm) sont illustrées. La pression cible (2718,05 psi) (187,40 bar) et la pression du réservoir (3000 psi) (20,68 bar) sont représentées par les lignes horizontales pointillées. La vitesse maximale d'injection de gaz (1952,56 scfm) (3317,42 m3/h à 15°C) est représentée par une ligne verticale pointillée. 20 [0036] Le paramètre de fonctionnement 502 est limité par (1) la vitesse de pompage maximale de liquide (200 gpm) (0,01262 m3/s) qui maintient la pression de fond de puits au-dessus de la pression cible à travers une fourchette de vitesses d'injection de gaz disponibles, (2) la vitesse maximale d'injection de gaz et (3) la pression du réservoir. 3038933 16 [0037] La figure 6 est une illustration d'un paramètre de fonctionnement en trois dimensions. Des paramètres de fonctionnement en deux dimensions 602, 604, 606, 608 et 610 sont calculés au niveau des toits de formation (ou au niveau des profondeurs prédéterminées à l'intérieur des formations). Les paramètres 602, 604, 606, 608 et 610 sont connectés tel que le 5 démontre la figure 6 pour créer un paramètre de fonctionnement en trois dimensions 612. [0038] Le modèle 28, illustré dans la figure 7, montre un intervalle de forage 4000 pieds (1219,2 m) à 1500 pieds (457,2 m), tel que le démontre l'axe de la profondeur de la longueur du forage. Différentes formations ayant différentes lithologies seront rencontrées au cours du forage, tel que l'indique les schémas sur la paroi inférieure de la figure 7. La lithologie des 10 formations est illustrée dans une légende en bas à droite de la figure 7. La planche supérieure de la figure 7 est une surface représentant la pression interstitielle ou la pression cible, l'une ou l'autre étant choisie pour affichage par l'utilisateur. Une surface 702 représente les variations au niveau de la pression de fond de puits, l'échelle étant représentée sur l'axe vertical du côté droit de la figure 7. La pression de fond de puits varie en fonction des paramètres opérationnels et des 15 conditions telles que : la vitesse d'injection de liquide (illustrée par les courbes épaisses de la figure 7), la vitesse d'injection de gaz (illustrée sur l'axe des Z dans la figure 7), la modélisation multiphasique, le profil de température et les conditions lithologiques (tels qu'illustrés au bas de la figure 7). Pour chaque formation qui est croisée, un différent effet de chargement de déblais est défini pour tenir compte des déblais caractéristiques spécifiques à cette formation particulière. 20 [0039] Le modèle 28 peut afficher un paramètre chevauchant, tel qu'un paramètre de fonctionnement en deux dimensions 502, un paramètre de fonctionnement en trois dimensions 612, ou un paramètre de fonctionnement en trois dimensions 702 lorsque le trou de forage 20 est creusé. La pression de fond de puits est calculée à la base du toit de la formation, la pression de fond de puits est calculée et le paramètre de fonctionnement en trois dimensions est affiché. 25 [0040] La procédure est la suivante : 1. Définir les toits de formation aussi bien que leurs lithologies. 2. Définir les sections de trous ouverts pour les toits de formation : a. La pression cible peut être définie par le toit de formation ou une pression delta unique en dessous de la pression interstitielle peut être définie. 30 b. Comprend et définit l'option de chargement des déblais pour chaque section de trou. c. Une combi-box permettra à l'utilisateur de faire une sélection à partir d'une liste de lithologies disponibles. 3038933 17 d. Si les paramètres de forage et les dimensions des déblais (vitesse de pénétration, densité et diamètre des déblais) sont différents à l'intérieur du même toit de formation, l'utilisateur peut décider de diviser la section de trou, s'il y a lieu. e. Une fois la section de trou définie et que les autres données de saisie, telles que 5 des informations concernant le moteur à boue, la vitesse et les conditions de pompage et d'injection, les dimensions de la ligne en surface, le modèle de flux multiphasique et le profil de température, sont définies, le paramètre opérationnel sur la profondeur mesurée du forage (lorsque le trou de forage est creusé) par formation d'intercouches sera affichée. [0041] Le calcul d'une pression de fond de puits au niveau d'une pluralité de profondeurs 10 mesurées est illustré dans les figures 8A-8D. Le calcul comprend l'exécution d'un procédé de « définition des toits de formation avec la lithologie » (bloc 802) qui utilise des informations provenant d'une « profondeur mesurée de forage » au niveau de la profondeur i (bloc 804), de la profondeur i+1 (bloc 806) et au niveau de toutes les autres profondeurs d'intérêt (bloc 808), tel que le démontre la figure 8A. 15 [0042] Le procédé de « profondeur mesurée de forage » (bloc 810), illustré plus en détail dans la figure 8B, utilise des informations provenant d'un procédé de « définition de la section de trou ouvert pour le toit de formation » (bloc 812) et un procédé de « pression de fond de puits » (bloc 814). [0043] Le procédé de la « pression de fond de puits » (bloc 814), illustré plus en détail 20 dans la figure 8C, utilise des informations provenant d'un procédé de « vitesse de glissement » (bloc 816), de la vitesse d'injection de gaz et de la vitesse d'injection de la pompe (bloc 818) et un « modèle multiphasique » (bloc 820). [0044] Le procédé de la « vitesse de glissement » (bloc 816), illustré plus en détail dans la figure 8D, utilise les dimensions des déblais (bloc 822), la vitesse apparente des particules (bloc 25 824) et un procédé de « lithologie des déblais » (bloc 826), dans lequel les déblais de la lithologie sont définis comme étant la forme, la taille et la lithologie des déblais. Le procédé de la « lithologie des déblais » (bloc 826) utilise des informations provenant d'un procédé de « régime de flux des particules » (bloc 828). Le procédé de « régime de flux de particules » (bloc 828) utilise des informations provenant d'un procédé « laminaire » (bloc 830), si on s'attend à ce que le flux 30 de particules soit laminaire, et un procédé « turbulent » (bloc 832) si on s'attend à ce que le flux de particules soit turbulent. Si le procédé « laminaire » (bloc 830) est exécuté, la vitesse de glissement est calculée sous forme d'une corrélation empirique basée sur la lithologie (bloc 834). 3038933 18 Si le procédé « turbulent » (bloc 832) est exécuté, la vitesse de glissement est basée sur les forces de résistance et les facteurs de friction utilisant la sphéricité des déblais (bloc 836). [0045] Le calcul d'un paramètre de fonctionnement à deux dimensions (tel que l'élément 502 dans la figure 5 et les éléments 602, 604, 606, 608 et 610 dans la figure 6) qui prend en 5 compte la lithologie des déblais, illustrée dans la figure 9, qui définit les toits de formation aussi bien que la lithologie (bloc 902) à la profondeur mesurée du bas du train « I » (bloc 904). Le procédé génère le paramètre de fonctionnement si (bloc 906) : - la vitesse minimale de flux de liquide équivalent au moteur (abrégée dans la Fig. 9 sous forme de « Min. Motor ELV ») 0,1, tel qu'il est montré dans les figures 12 et 13, un facteur de friction empirique peut être utilisé. Pour les vitesses de glissement turbulent, la force de résistance est donnée par : 15 Fd = fp f Vs2/ ds (2) [0055] dans laquelle « f » est un facteur de friction déterminé de façon empirique comme une fonction du nombre de Reynolds de la particule et la forme de la particule donnée par y, la « sphéricité ». [0056] La sphéricité peut être déterminée en utilisant un tableau de consultation, tel que 20 celui illustré dans la figure 14. Une fois ceci connu, le nombre de Reynolds de la particule peut être dérivé à partir d'un jeu de courbes, tel que celui illustré dans la figure 15. Les figures 14 et 15 sont de Sifferman, T.R., Myers, G.M., Haden, E.L. et al. 1974, « Drill Cutting Transport in Full Scale Vertical Annuli », J. Pet. Tech. 26 (11): 1295-1302. SPE-4514. [0057] Pour les calculs de la vitesse de glissement : prenons une particule solide définie 25 par un intervalle de forage, le calcul d'une vitesse de glissement utilisant les corrélations empiriques dérivées par Gray, K.E. : « The Cutting Carrying Capacity of Air at Pressures Above Atmospheric ». Petroleum Transactions AIME, vol. 213, pp. 180 (1958) et déterminer ensuite le rapport de transport des déblais pour le flux laminaire. [0058] Pour les formations de schiste et de calcaire (particules plates) (équation de Gray 30 7) : 17si = 1.6 [D (113 piTPs) 1]1'/2 (3) 3038933 21 dans laquelle : Vs, est la vitesse de glissement, D est le diamètre de la particule, T est la température locale, 5 ps est la densité des déblais, et P est la pression locale. [0059] Pour le grès (particules sub-arrondies) (équation de Gray 9) : Vs, = 2.1 [D (2711TPs 1)1 2 (4) 10 [0060] Pour le flux turbulent (équation de Gray 20 réarrangée) : [4(Ps-Pf)gl Vs, = (5) 3PffD dans laquelle : dans laquelle : 15 g représente la constante gravitationnelle, pf est la densité du fluide, fp est le facteur de friction. [0061] 11 faut ensuite définir le rapport des déblais comme : Ft = 1 - (6) 20 F, donne une indication de la quantité de déblais qui est enlevée de l'espace annulaire. Si F, est proche de 1, la phase liquide transporte les déblais (la phase solide) hors de l'espace annulaire. Si F, est proche de zéro, la vitesse de la phase liquide n'est pas suffisante pour enlever les déblais. [0062] Dans le cas des fluides non-newtoniens, il faut tenir compte de nouveaux facteurs 25 pour le calcul du dépôt des particules. Pour les fluides de Bingham, les particules resteront suspendues sans dépôt si : d -Pr (7) 3038933 22 [0063] Où Ty est le point de rendement du fluide et d, est le diamètre de la particule. Alors, la viscosité apparente, ita telle que définie par Chien, Sze-Foo, "Laminar Flow Pressure Loss and Flow Pattern Transition of Bingham Plastics in Pipes and Annuli," Society of Petroleum Engineers (SPE2459 1968) (see Chien, equation 49): + r yd 5 (8) [0064] Où 1..tp est la viscosité plastique, Ty est définie par l'équation (7), et v est la vitesse cinématique. [0065] En se basant sur le modèle de flux multiphasique, la densité du mélange sera déterminée en tenant compte de la vitesse de glissement. 10 [0066] On demande aujourd'hui aux ingénieurs UBD de modéliser l'impact du chargement des déblais pour une section complète du trou. En raison de la complexité des environnements géologiques qui sont actuellement creusés, la modélisation des intercouches des formations, y compris le chargement des déblais spécifiques à ces environnements, permettront d'avoir une prédiction plus précise de la pression au fond du puits. Ces prévisions améliorées 15 réduiront les risques associés au forage UBD aussi bien que l'amélioration des paramètres de forage, tels que le nettoyage du trou. [0067] Dans un aspect, un procédé décrit la préparation d'un modèle de forage d'un trou de forage avec un module de fond de puits (« BHA ») à travers une pluralité de formation comprenant une première formation et une seconde formation. Le procédé comprend la définition 20 d'un toit de formation d'une première formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera dans la première formation, un second toit de formation d'une seconde formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera dans la seconde formation, dans lequel le toit de formation de la première formation est à une profondeur inférieure au toit de formation de la seconde formation, une première lithographie de formation pour la première formation et une 25 seconde lithographie pour la seconde formation. Le procédé comprend le calcul avec un processeur d'un paramètre de fonctionnement d'une première formation au niveau du toit d'une première formation dans lequel une pression de fond de puits de la première formation (FFBHP) dans un volume annulaire de la première formation à l'intérieur du trou de forage adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la première formation se trouve dans une condition 30 en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation est calculé 3038933 23 comme une fonction de la lithographie de la première formation. Le procédé comprend le calcul avec le processeur d'un paramètre de fonctionnement d'une seconde formation au niveau du toit d'une seconde formation dans lequel une pression de fond de puits de la seconde formation (SFBHP) dans un volume annulaire de la seconde formation à l'intérieur du trou de forage 5 adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la seconde formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la seconde formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la seconde formation. Le procédé comprend le forage du trou de forage selon le modèle. Le procédé comprend l'ajustement des paramètres de forage pour maintenir le FFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la 10 première formation lors du forage à travers de la première formation, et de maintenir le SFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. [0068] Les implémentations de cette invention peuvent comprendre un ou plusieurs des éléments suivants. Le FFBHP peut être une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et 15 d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation. La vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il passe à travers le toit de la première formation peut être calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la première formation, de la vitesse apparente des particules des 20 déblais de la première formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation, et du régime de flux de particules des déblais de la première formation. Le régime de flux des particules des déblais de la première formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le 25 puits et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits. Le SFBHP peut être une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde formation. La vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il passe à travers le toit de la seconde 30 formation peut être calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la seconde formation, de la vitesse apparente des particules des déblais de la seconde formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation, et du régime de flux de 3038933 24 particules des déblais de la seconde formation. Le régime de flux des particules des déblais de la seconde formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits et une vitesse d'injection de gaz 5 à laquelle le gaz est injecté dans le puits. [0069] Dans un aspect, un procédé décrit la préparation d'un modèle de forage d'un trou de forage avec un module de fond de puits (« BHA ») à travers une pluralité de formations comprenant une première formation et une seconde formation. Le procédé comprend la définition d'une première profondeur qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA passe à 10 travers la première formation, une seconde profondeur doit être à une profondeur à laquelle le BHA passe à travers la seconde formation, dans lequel la première profondeur et à une profondeur inférieure à la seconde profondeur, une première lithographie de formation pour la première formation et une seconde lithographie de formation pour la seconde formation. Le procédé comprend le calcul avec un processeur d'un premier paramètre de fonctionnement à 15 l'intérieur duquel une pression de fond de puits de la première formation (FFBHP) dans un volume annulaire de la première formation à l'intérieur du puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la première formation dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la première formation. Le procédé comprend également le calcul avec le 20 processeur d'un second paramètre de fonctionnement de formation à l'intérieur duquel une pression de fond de puits de la seconde formation (SFBHP) dans un volume annulaire de la seconde formation à l'intérieur du puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la seconde formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la seconde formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la 25 seconde formation. Le procédé comprend également le forage du puits selon le plan de forage du puits. Le procédé comprend également l'ajustement des paramètres de forage pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la première formation lors du forage à travers de la première formation, et de maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. 30 [0070] Les implémentations de cette invention peuvent comprendre un ou plusieurs des éléments suivants. Le FFBHP peut être une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de 3038933 25 la première formation lorsqu'il traverse la première formation. La vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il passe à travers la première profondeur peut être calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la première formation, de la vitesse apparente des particules des déblais de la première 5 formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation, et du régime de flux de particules des déblais de la première formation. Le régime de flux des particules des déblais de la première formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits et une 10 vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits. Le SFBHP peut être une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde formation. La vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il passe à travers la seconde profondeur peut être 15 calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la seconde formation, de la vitesse apparente des particules des déblais de la seconde formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation, et du régime de flux de particules des déblais de la seconde formation. Le régime de flux des particules des déblais de la seconde formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des 20 paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits. [0071] Dans un aspect, un support non-transitoire lisible par ordinateur, sur lequel est enregistré un programme informatique qui, lorsqu'il est exécuté, réalise un procédé comprenant la 25 préparation d'un modèle pour forer un trou de forage avec un module de fond de puits (« BHA ») à travers une pluralité de formation comprenant une première formation et une seconde formation. Le procédé comprend la définition d'un toit de formation d'une première formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera dans la première formation, un second toit de formation d'une seconde formation qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA entrera 30 dans la seconde formation, dans lequel le toit de formation de la première formation est à une profondeur inférieure au toit de formation de la seconde formation, une première lithographie de formation pour la première formation et une seconde lithographie pour la seconde formation. Le 3038933 26 procédé comprend le calcul avec un processeur d'un paramètre de fonctionnement d'une première formation au niveau du toit d'une première formation dans lequel une pression de fond de puits de la première formation (FFBHP) dans un volume annulaire de la première formation à l'intérieur du trou de forage adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la première 5 formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la première formation. Le procédé comprend le calcul avec le processeur d'un paramètre de fonctionnement d'une seconde formation au niveau du toit d'une seconde formation dans lequel une pression de fond de puits de la seconde formation (SFBHP) dans un volume annulaire de la 10 seconde formation à l'intérieur du trou de forage adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers le toit de la seconde formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la seconde formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la seconde formation. Le procédé comprend le forage du trou de forage selon le modèle. Le procédé comprend l'ajustement des paramètres de forage pour maintenir le FFBHP à 15 l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la première formation lors du forage à travers de la première formation, et de maintenir le SFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. [0072] Les implémentations de cette invention peuvent comprendre un ou plusieurs des éléments suivants. Le FFBHP peut être une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et 20 d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il traverse la première formation. La vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il passe à travers le toit de la première formation peut être calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la première formation, de la vitesse apparente des particules des 25 déblais de la première formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation, et du régime de flux de particules des déblais de la première formation. Le régime de flux des particules des déblais de la première formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le 30 puits et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits. Le calcul d'un paramètre de fonctionnement de la seconde formation peut comprendre le calcul avec un processeur d'une pression de fond de puits de la seconde formation (« SFBHP ») dans la zone 3038933 27 annulaire de la seconde formation lorsque le BHA passe à travers le toit de la seconde formation, dans lequel le SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il passe à travers la seconde formation. La vitesse de glissement des déblais de 5 la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il passe à travers le toit de la seconde formation peut être calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la seconde formation, de la vitesse apparente des particules des déblais de la seconde formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation, et du régime de flux de particules des déblais de la seconde formation. Le régime de flux des 10 particules des déblais de la seconde formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits. [0073] Dans un aspect, un support non-transitoire lisible par ordinateur, sur lequel est 15 enregistré un programme informatique qui, lorsqu'il est exécuté, réalise un procédé comprenant la préparation d'un modèle pour forer un trou de forage avec un module de fond de puits (« BHA ») à travers une pluralité de formation comprenant une première formation et une seconde formation. Le procédé comprend la définition d'une première profondeur qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA passe à travers la première formation, une seconde profondeur doit 20 être à une profondeur à laquelle le BHA passe à travers la seconde formation, dans lequel la première profondeur et à une profondeur inférieure à la seconde profondeur, une première lithographie de formation pour la première formation et une seconde lithographie de formation pour la seconde formation. Le procédé comprend le calcul avec un processeur d'un premier paramètre de fonctionnement à l'intérieur duquel une pression de fond de puits de la première 25 formation (FFBHP) dans un volume annulaire de la première formation à l'intérieur du puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la première formation dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la première formation. Le procédé comprend le calcul avec le processeur d'un second paramètre de fonctionnement à l'intérieur duquel une pression de 30 fond de puits de la seconde formation (SFBHP) dans un volume annulaire de la seconde formation à l'intérieur du puits adjacent au BHA lorsque le BHA passe à travers la seconde formation se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de 3038933 28 fonctionnement de la seconde formation est calculé comme une fonction de la lithographie de la seconde formation. Le procédé comprend le forage du puits selon le plan de forage du puits. Le procédé comprend l'ajustement des paramètres de forage pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la première formation lors du forage à travers la première 5 formation, et de maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement de la seconde formation lors du forage à travers la seconde formation. [0074] Les implémentations peuvent comprendre l'un ou plusieurs des suivants. Le FFBHP peut être une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première 10 formation lorsqu'il traverse la première formation. La vitesse de glissement des déblais de la première formation produits par le BHA à partir de la première formation lorsqu'il passe à travers la première profondeur peut être calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la première formation, de la vitesse apparente des particules des déblais de la première formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la première formation, et du régime de 15 flux de particules des déblais de la première formation. Le régime de flux des particules des déblais de la première formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits. Le SFBHP peut être une fonction d'une pluralité de 20 paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il traverse la seconde formation. La vitesse de glissement des déblais de la seconde formation produits par le BHA à partir de la seconde formation lorsqu'il passe à travers la seconde profondeur peut être calculée comme une fonction des dimensions des déblais de la seconde formation, de la vitesse apparente des particules des 25 déblais de la seconde formation, de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais de la seconde formation, et du régime de flux de particules des déblais de la seconde formation. Le régime de flux des particules des déblais de la seconde formation peut être choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. La pluralité des paramètres de forage peut comprendre une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le 30 puits et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits. [0075] Le terme « couplé » utilisé ici veut dire une connexion directe ou une connexion indirecte. 3038933 29 [0076] Le texte présenté ci-dessus décrit un ou plusieurs modes de réalisation spécifiques d'une invention plus large. L'invention est également réalisée dans une diversité de modes de réalisation alternatifs et n'est donc pas limitée à ceux décrits ici. La description précédente d'un mode de réalisation de l'invention a été présentée dans un but illustratif et descriptif. Elle n'est pas 5 destinée à être exhaustive ou à limiter l'invention à la forme précise divulguée. Beaucoup de modifications et de variations sont possibles à la lumière des enseignements donnés ci-dessus. Il est envisagé que la portée de cette invention soit limitée non pas par la description détaillée, mais plutôt par les revendications ci-jointes. REVENDICATIONS1. Procédé de forage en sous-pression comprenant : la préparation d'un modèle de forage (28) d'un trou de forage (20) avec un module de fond de puits (« BHA ») (18) à travers une pluralité de formations comprenant une première formation (204) et une seconde formation ; la définition : d'un toit de formation (210) d'une première formation (204) qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA (18) entrera dans la première formation (204), d'un toit de formation (212) d'une seconde formation (206) qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA (18) entrera dans la seconde formation (206), dans lequel le toit de formation (210) de la première formation (204) se trouve à une profondeur inférieure au toit de formation (212) de la seconde formation (206), d'une lithographie de la première formation (204) pour la première formation (204), et d'une lithographie de la seconde formation (206) pour la seconde formation (206); le calcul avec un processeur (26) d'un premier paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) d'une première formation (204) au niveau du toit de la première formation (204) dans lequel une pression de fond de puits de la première formation (204) (« FFBHP ») dans un volume annulaire (224) de la première formation (204) à l'intérieur du trou 20 de forage (20) adjacent au BHA (18) lorsque le BHA (18) passe à travers le toit de la première formation (204) se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement de la première formation (204) est calculé comme une fonction de la lithologie de la première formation (204) ; le calcul avec un processeur (26) d'un second paramètre de fonctionnement (502, 602, 25 604, 606, 608, 610, 612, 702) d'une seconde formation (206) au niveau du toit de la seconde formation (206) dans lequel une pression de fond de puits de la seconde formation (206) (« SFBHP ») dans un volume annulaire (226) de la seconde formation (206) à l'intérieur du trou de forage (20) adjacent au BHA (18) lorsque le BHA (18) passe à travers le toit de la seconde formation (206) se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de 30 fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la seconde formation (206) est calculé comme une fonction de la lithologie de la seconde formation (206) ; le forage du trou de forage (20) selon le modèle (28) ; et 3038933 31 l'ajustement des paramètres de forage : pour maintenir le FFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la première formation (204) lors du forage à travers la première formation (204), et 5 pour maintenir le SFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la seconde formation (206) lors du forage à travers la seconde formation (206). 2. Procédé de la revendication 1, dans lequel le FFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais (216) de la première formation 10 (204) produits par le BHA (18) à partir de la première formation (204) lorsqu'il traverse la première formation (204). 3. Procédé de la revendication 2, dans lequel la vitesse de glissement des déblais (216) de la première formation (204) produits par le BHA (18) à partir de la première formation (204) lorsqu'il traverse la première formation (204) est calculée comme une fonction : 15 des dimensions des déblais (216) de la première formation (204) ; de la vitesse apparente des particules des déblais (216) de la première formation (204) ; de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais (216) de la première formation (204); et du régime de flux des particules des déblais (216) de la première formation (204). 4. Procédé de la revendication 2, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 5. Procédé de la revendication 1, dans lequel le SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais (218) de la seconde formation (206) produits par le BHA (18) à partir de la seconde formation (206) lorsqu'il traverse la seconde formation (206). 6. Procédé de la revendication 5 dans lequel la vitesse de glissement des déblais (218) de la seconde formation (206) produits par le BHA (18) à partir de la seconde formation (206) lorsqu'il traverse la seconde formation (206) est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais (218) de la seconde formation (206) ; 3038933 32 de la vitesse apparente des particules des déblais (218) de la seconde formation (206) ; de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais (218) de la seconde formation (206) ; et du régime de flux des particules des déblais (218) de la seconde formation (206). 5 7. Procédé de la revendication 6, dans lequel le régime de flux des particules des déblais (218) de la seconde formation (206) est choisi dans le groupe composé d'un flux laminaire et d'un flux turbulent. 8. Procédé de la revendication 5, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : io une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 9. Procédé de forage en sous-pression comprenant : la préparation d'un modèle de forage (28) d'un trou de forage (20) avec un module de fond 15 de puits (« BHA ») (18) à travers une pluralité de formations comprenant une première formation (204) et une seconde formation (206) ; la définition : d'une première profondeur qui doit être la profondeur à laquelle le BHA (18) passe à travers la première formation (204), 20 d'une seconde profondeur qui doit être une profondeur à laquelle le BHA (18) passe à travers la seconde formation (206), dans lequel la première profondeur est à une profondeur inférieure à la seconde profondeur, d'une lithographie de la première formation (204) pour la première formation (204), et d'une lithographie de la seconde formation (206) pour la seconde formation (206) ; 25 le calcul avec un processeur (26) d'un premier paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) à l'intérieur duquel une pression de fond de puits de la première formation (204) (« FFBHP ») dans un volume annulaire (224) d'une première formation (204) à l'intérieur du puits adjacent au BHA (18) lorsque le BHA (18) passe à travers la première formation (204) dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement 30 (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la première formation (204) est calculé comme une fonction de la lithographie de la première formation (204) ; 3038933 33 le calcul avec le processeur (26) d'un paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) d'une seconde formation (206) à l'intérieur duquel une pression de fond de puits d'une seconde formation (206) (« SFBHP ») dans un volume annulaire (226) de la seconde formation (206) à l'intérieur du puits adjacent au BHA (18) lorsque le BHA (18) passe à travers 5 la seconde formation (206) se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la seconde formation (206) est calculé comme une fonction de la lithographie de la seconde formation (206) ; le forage du puits selon le plan de forage du puits ; et l'ajustement des paramètres de forage : 10 pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la première formation (204) lors du forage à travers la première formation (204), et pour maintenir le puits à l'intérieur du paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la seconde formation (206) lors du forage à travers la seconde formation 15 (206). 10. Procédé de la revendication 9, dans lequel le FFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais (216) de la première formation (204) produits par le BHA (18) à partir de la première formation (204) lorsqu'il traverse la première formation (204). 20 11. Procédé de la revendication 10, dans lequel la vitesse de glissement des déblais (216) de la première formation (204) produits par le BHA (18) à partir de la première formation (204) lorsqu'il traverse la première profondeur est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais (216) de la première formation (204) ; de la vitesse apparente des particules des déblais (216) de la première formation (204) ; 25 de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais (216) de la première formation (204) ; et du régime de flux des particules des déblais (216) de la première formation (204). 12. Procédé de la revendication 10, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : 30 une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 3038933 34 13. Procédé de la revendication 9, dans lequel le SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais (218) de la seconde formation (206) produits par le BHA (18) à partir de la seconde formation (206) lorsqu'il traverse la seconde formation (206). 5 14. Procédé de la revendication 13, dans lequel la vitesse de glissement des déblais (218) de la seconde formation (206) produits par le BHA (18) à partir de la seconde formation (206) lorsqu'il traverse la seconde profondeur est calculée comme une fonction : des dimensions des déblais (218) de la seconde formation (206); de la vitesse apparente des particules des déblais (218) de la seconde formation (206) ; 10 de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais (218) de la seconde formation (206); et du régime de flux des particules des déblais (218) de la seconde formation. 15. Procédé de la revendication 14, dans lequel le régime de flux des particules des déblais (218) de la seconde formation (206) est choisi dans le groupe composé d'un flux 15 laminaire et d'un flux turbulent. 16. Procédé de la revendication 13, dans lequel la pluralité des paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits ; et 20 une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz de forage est injecté dans le puits. 17. Support de stockage non-transitoire de données de forage en sous-pression lisible par ordinateur, sur lequel est enregistré un programme informatique qui, lorsqu'il est exécuté, permet de réaliser le procédé comprenant : la préparation d'un modèle de forage (28) d'un trou de forage (20) avec un module de fond 25 de puits (« BHA ») (18) à travers une pluralité de formations comprenant une première formation (204) et une seconde formation (206) ; la définition : d'un toit de formation (210) d'une première formation (204) qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA (18) entrera dans la première formation (204), 30 d'un toit de formation (212) d'une seconde formation (206) qui doit être à une profondeur à laquelle le BHA (18) entrera dans la seconde formation (206), dans lequel le toit de formation 3038933 (210) de la première formation (204) se trouve à une profondeur inférieure au toit de formation (212)de la seconde formation (206), d'une lithographie de la.première formation (204) pour la première formation (204), et d'une lithographie de la seconde formation (206) pour la seconde formation (206) ; 5 le calcul avec un processeur (26) d'un premier paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) d'une première formation (204) au niveau du toit de la première formation (204) dans lequel une pression de fond de puits de la première formation (204) (« FFBHP ») dans un volume annulaire (224) de la première formation (204) à l'intérieur du trou de forage (20) adjacent au BHA (18) lorsque le BHA (18) passe à travers le toit de la première io formation (204) se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la première formation (204) est calculé comme une fonction de la lithologie de la première formation (204) ; le calcul avec un processeur (26) d'un second paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) d'une seconde formation (206) au niveau du toit de la seconde 15 formation (206) dans lequel une pression de fond de puits de la seconde formation (206) (« SFBHP ») dans un volume annulaire (226) de la seconde formation (206) à l'intérieur du trou de forage (20) adjacent au BHA (18) lorsque le BHA (18) passe à travers le toit de la seconde formation (206) se trouve dans une condition en sous pression, dans lequel le paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la seconde formation (206) est 20 calculé comme une fonction de la lithologie de la seconde formation (206) ; le forage du trou de forage (20) selon le modèle (28) ; et l'ajustement des paramètres de forage : pour maintenir le FFBHP à l'intérieur du paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la première formation (204) lors du forage à travers la première 25 formation (204), et pour maintenir le SFBHP à l'intérieur du (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) paramètre de fonctionnement de la seconde formation (206) lors du forage à travers la seconde formation (206). 3038933 36 18. Support non-transitoire lisible par ordinateur de la revendication 17, dans lequel le FFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et d'une vitesse de glissement des déblais (216) de la première formation (204) produits par le BHA (18) à partir de la première formation (204) lorsqu'il traverse la première formation (204). 5 19. Support non-transitoire lisible par ordinateur de la revendication 18 dans lequel la pluralité de paramètres de forage comprend : une vitesse d'injection de liquide à laquelle les fluides de forage sont injectés dans le puits une vitesse d'injection de gaz à laquelle le gaz est injecté dans le puits 20. Support non-transitoire lisible par ordinateur de la revendication 17, dans lequel le 10 calcul d'un paramètre de fonctionnement (502, 602, 604, 606, 608, 610, 612, 702) de la seconde formation (206) comprend le calcul avec le processeur (26) d'une pression de fond de puits de la seconde formation (206) (« SFBHP ») dans la zone annulaire de la seconde formation (206) lorsque le BHA (18) passe à travers le toit de la seconde formation (206), dans lequel le SFBHP est une fonction d'une pluralité de paramètres de forage et une vitesse de glissement des déblais 15 (218) de la seconde formation (206) produits par le BHA (18) à partir de la seconde formation (206) lorsqu'il passe à travers la seconde formation (206). 21. Support non-transitoire lisible par ordinateur de la revendication 20, dans lequel la vitesse de glissement des déblais (218) de la seconde formation (206) produits par le BHA (18) à partir de la seconde formation (206) lorsqu'il traverse la seconde formation (206) est calculée 20 comme une fonction : des dimensions des déblais (218) de la seconde formation (206) ; de la vitesse apparente des particules des déblais (218) de la seconde formation (206); de la forme, de la taille et de la sphéricité des déblais (218) de la seconde formation (206) ; et 25 du régime de flux des particules des déblais (218) de la seconde formation (206).