Brevet FR3091310A1 — publié le 20200703

Description Titre de l'invention : GESTION DE LA MIGRATION DE BULLES DE GAZ DANS UN LIQUIDE DE FOND DE PUITS [0001] Référence à la demande associée [0002] La présente demande revendique la priorité sur la demande de brevet américain provisoire n° 62/785,935, intitulée « Détermination de la migration de bulles de gaz dans un fluide de forage », déposée le 28 décembre 2018, dont la totalité est incorporée ici à titre de référence. Domaine technique [0003] La présente invention concerne généralement des systèmes et des opérations de puits de forage. Plus spécifiquement, mais à titre non limitatif, la présente invention concerne la gestion de la migration de bulles de gaz dans un liquide de fond de puits. [0004] Contexte [0005] Un système de puits peut comporter un puits de forage foré dans une formation sou- terraine pour extraire des hydrocarbures d'un réservoir. La production d'hydrocarbures depuis le puits de forage peut être dangereuse en raison de la variation des densités, des points d'ébullition et des points de congélation des hydrocarbures, car le poids moléculaire des hydrocarbures change, ce qui peut entraîner des éruptions et d'autres défaillances. Déterminer comment produire de manière optimale et en toute sécurité les hydrocarbures depuis le réservoir peut également constituer un défi pour d'autres raisons, telles que des conditions environnementales inconnues ou changeantes à l'intérieur du puits de forage. Brève description des dessins [0006] La figure 1 est une vue en coupe transversale d'un exemple d'un système de puits selon certains aspects de la présente invention. [0007] La figure 2 est une vue agrandie d'une partie du puits de forage représenté sur la figure 1 selon certains aspects de la présente invention. [0008] La figure 3 est un diagramme schématique d'un exemple d'un système de gestion de la migration de bulles de gaz selon certains aspects de la présente invention. [0009] La figure 4 est un schéma de principe d'un dispositif informatique selon certains aspects de la présente invention. [0010] La figure 5 est un organigramme d'un processus pour déterminer la migration de bulles de gaz selon certains aspects de la présente invention. [0011] La figure 6 est un graphique décrivant un exemple de différences entre la solubilité du gaz dans la boue de forage au cours d'un état d'équilibre et d'un état de non-équilibre selon certains aspects de la présente invention. 2 100121 La figure 7 est un graphique illustrant un exemple de gain de puits en surface selon certains aspects. Description détaillée [0013] Certains aspects et caractéristiques de la présente invention concernent la simulation de changements dans la façon dont un gaz est dissous à l'intérieur d'un liquide (par exemple, un fluide de forage ou une boue de forage) s'écoulant depuis un emplacement en fond de puits à une surface de puits dans un puits de forage. La simulation peut s'effectuer sur plusieurs intervalles de temps et prendre en compte diverses conditions de fond de puits (par exemple, température et pression) qui influent sur les changements de dissolution du gaz dans le liquide lorsque le liquide s'écoule en tête de puits. La simulation qui en résulte peut permettre aux opérateurs de puits de mieux gérer les opérations dc puits dc forage et les opérations de forage, réduisant ainsi les coûts, les temps non productifs et les risques opérationnels. [0014] Plus spécifiquement, certains exemples dc la présente invention peuvent impliquer un logiciel de simulation de puits de forage capable de déterminer la migration de bulles dc gaz dans un liquide et de prendre en compte les effets de dissolution et dc séparation hors équilibre dus aux changements dc températures et de pressions en fond de puits. Cela peut aboutir à une simulation plus précise de la migration de bulles dc gaz dans le puits de forage, qui peut être appliquée pour former un meilleur plan pour la commande de puits, le forage sous-équilibré et le forage sous pression géré (MPD). [0015] Dans un exemple spécifique, un processus de circulation peut être mis en oeuvre dans un puits de forage en faisant circuler dc la boue de forage dans l'ensemble du puits de forage, en commençant au niveau d'un point du puits dc forage et en retournant finalement au même point. Lorsque la bouc de forage circule dans le puits dc forage, des bulles dc gaz peuvent pénétrer dans celui-ci depuis un réservoir de gaz en fond dc puits ou d'une autre source. Certaines des bulles de gaz peuvent se dissoudre partiellement dans la boue de forage et les autres peuvent rester en phase gazeuse libre pendant une certaine période de temps jusqu'à leur dissolution complète. Et la quantité de gaz dissous dans la boue de forage peut changer au fil du temps au cours du processus de circulation en raison des changements de température et de pression dans le puits de forage à différents emplacements. Ces changements peuvent entraîner diverses conditions dangereuses s'ils ne sont pas correctement pris en compte. [0016] Les logiciels de simulation traditionnels peuvent s'appuyer sur des calculs de pression-volume-température (PVT) qui supposent que le gaz et la boue de forage atteindront un état d'équilibre (par exemple, dans lequel la quantité de gaz dissous dans la boue de forage n'aura pas tendance à changer à moins qu'une action soit exercée) presque instantanément, dans l'ensemble du puits de forage. Cela donne toutefois des 3 résultats inexacts, car, en réalité, les gaz dissous circulant en tête de puits commencent à se séparer de la phase liquide en raison des changements de température et de pression. Cette séparation est également dictée par la dynamique des gaz, ce qui fait que certains gaz mettent plus de temps à se séparer. Les logiciels de simulation traditionnels utilisent des équations d'état (par exemple, l'équation d'état de SoaveRedlich-Kwong) qui ne tiennent pas compte de ces phénomènes, car ces simulations effectuent souvent un calcul unique et instantané basé sur l'hypothèse qu'un état d'équilibre sera atteint. En conséquence, les logiciels de simulation traditionnels prédisent un niveau de solubilité du gaz beaucoup plus élevé (la quantité maximale de gaz qui se dissoudra dans une quantité spécifique de boue de forage, à une température spécifique et avec une quantité de pression spécifique) par rapport au niveau réellement présent. En outre, les logiciels de simulation traditionnels sous-estiment également le volume de gaz libre (par exemple, la quantité d'espace occupé par le gaz non dissous présent dans le puits de forage) et le gain de puits en surface (par exemple, la quantité de bouc déplacée à la surface sur la base du volume de bouc de forage entrant dans le puits de forage), qui peuvent tous deux être essentiels pour la planification de puits, les opérations en temps réel et la détection d'événements. [0017] À titre d'exemple spécifique, au cours de processus de forage (par exemple, dé- clenchement de tube, processus de pompage ou processus de prélèvement), des bulles de gaz peuvent se former et pénétrer dans le puits de forage. Lorsque des bulles de gaz pénètrent pour la première fois dans un trou ouvert dans le puits de forage, certaines bulles de gaz sont partiellement dissoutes dans la boue de forage, mais certaines autres bulles de gaz restent dans une phase gazeuse libre, sur une distance de migration, jusqu'à dissolution complète. Un calcul de PVT peut être utilisé pour déterminer la solubilité du gaz dans une zone donnée à l'intérieur du puits de forage. Cependant, lorsqu'un calcul de PVT est effectué uniquement sur la base d'un état d'équilibre, le résultat peut donner une prédiction imprécise, notamment une solubilité du gaz beaucoup plus élevée ou une prédiction selon laquelle tous les gaz sont dissous dans la boue de forage. Une telle sous-estimation du volume de gaz libre et du gain de puits en surface peut entraîner des éruptions de puits car, à mesure que les gaz se rapprochent de la surface, avec une pression et une température réduites, les gaz dissous peuvent se séparer de la phase liquide. [0018] Certains exemples de la présente invention peuvent résoudre un ou plusieurs des problèmes ci-dessus en incluant la vitesse de séparation et de dissolution du gaz dans la simulation du processus dynamique de migration du gaz, ce qui permet une estimation plus précise. La simulation peut également être appliquée pour déterminer la pression en fond de puits (par exemple, la pression dans la partie la plus profonde du puits) avec une précision accrue afin d'atténuer les problèmes potentiels et de réduire le temps non productif. La simulation peut être appliquée dans divers contextes, tels qu'au cours du MPD, du forage sous-équilibré, de la commande de puits, du déclenchement de tubes de forage et de l'automatisation du forage pour une détermination plus précise du mélange gaz-liquide multiphasc. Dans certains exemples, la détermination peut comporter un calcul de l'état de non-équilibre de la dissolution et de la séparation de bulles de gaz avec des boues de forage. Une telle détermination peut permettre une analyse transitoire du débit et de la vitesse du flux de gaz, du volume total de gaz libre, de la pression en fond de puits ou de toute combinaison de ceux-ci. [0019] En outre, certains exemples de la présente invention peuvent déterminer des propriétés de fluide des boues de forage en tenant compte de la dynamique des fluides et de la cinétique de phase contribuant à l'état des boucs de forage dans le puits de forage. Cela peut fournir des résultats plus réalistes que, par exemple, le fait de s'appuyer uniquement sur les pressions hydrostatiques pour déterminer une quantité de force exercée sur un corps de fluide au repos, car ce type de calcul basé sur l'équilibre ne reflétera pas avec précision la pression en fond de puits uniquement, puisqu'un tel calcul ne tient pas compte des contre-pressions maintenues à la surface, de la vitesse de circulation et des débits (débits de pompage) de divers fluides à l'intérieur du puits de forage, ou de l'infiltration de gaz et de fluides dans des points d'entrée et de sortie perméables dans l'ensemble du puits de forage. [0020] Des exemples illustratifs sont donnés afin de présenter au lecteur l'objet général décrit ici et ne sont pas destinés à limiter la portée des concepts décrits. Les sections suivantes décrivent diverses caractéristiques et divers exemples supplémentaires en référence aux dessins, dans lesquels les mêmes numéros désignent des éléments identiques, et les descriptions directionnelles sont utilisées pour décrire les aspects illustratifs mais, tout comme les aspects illustratifs, ne doivent pas être utilisées dans le but de limiter la présente invention. [0021] La figure 1 représente une vue en coupe transversale d'un exemple d'un système de puits 100 selon certains aspects. Le système de puits 100 comporte un puits de forage 108 s'étendant dans diverses couches terrestres de la formation souterraine 104 sous la surface de puits 102. Le puits de forage 108 est au moins partiellement foré et complété dans cet exemple, et comporte un train de tubage 112 cimenté à l'intérieur du puits de forage 108 qui s'étend de la surface de puits 102 dans au moins une partie de la formation souterraine forée 104. Le train de tubage 112 peut constituer un conduit par lequel des fluides de formation produits (par exemple, les fluides de production) peuvent circuler du fond de puits vers la surface de puits 102. Le système de puits 100 est illustré à titre d'exemple en tant que système de puits terrestre, bien que l'invention s'applique également aux puits formés en mer. [0022] Le train de tubage 112 peut être maintenu en place par des sabots de tubage ou des sabots de guidage. Dans certains exemples, le train de tubage 112 peut être un tube en acier ou un autre matériau approprié placé à l'intérieur du puits de forage 108 pour empêcher les parois du trou de forage souterrain de s'effondrer. Le train de tubage 112 peut également être utilisé pour commander le mouvement des fluides à l'intérieur du puits de forage 108 d'une formation à une autre. [0023] Le puits de forage 108 comporte un tube de forage 114, masqué à la vue dans la moitié supérieure de la figure 1 par le train de tubage 112. Le tube de forage 114 comporte un trépan de forage 122 pour forer dans une partie de trou ouvert 116 du puits de forage 108. Le tube de forage 114 fait tourner un trépan de forage 122, faisant circuler les fluides présents à l'intérieur du puits de forage 108. Le tube de forage 114 peut être une tubulure lourde et peut avoir plusieurs joints, et le tube de forage 114 est couplé à un collier de forage 120. Le collier de forage 120 fixe le tube de forage 114 au trépan de forage 122, maintenant la trajectoire du trépan de forage 122 et guidant l'opération de forage. Généralement, le collier de forage 120 peut être en acier ou constitué d'un autre matériau lourd, formant un tube à paroi épaisse qui rigidifie le système de forage en appliquant une pression sur le trépan de forage 122. [0024] La bouc de forage est un type de fluide de forage qui peut être spécialement mélangé pour circuler dans un puits de forage, tel que le puits de forage 108, au cours d'opérations de forage rotatif. Plus spécifiquement, la boue de forage peut être utilisée pour soulever des fragments de roche délogés hors du puits de forage 108, pour refroidir le trépan de forage 122 et pour contrer les augmentations potentielles de la pression en fond de puits. Au cours du processus de forage, la pression en fond de puits peut diminuer lorsque du gaz (ou un « dégagement » de gaz) pénètre dans le puits de forage 108 depuis la formation souterraine 104. Ce gaz peut remonter en tête de puits vers la surface de puits 102 en combinaison avec d'autres liquides ou fluides de forage utilisés au cours du processus de forage. Le gaz peut être au moins partiellement dissous dans les liquides. Lorsque les liquides se déplacent en tête de puits, la quantité de gaz qui y est dissoute peut varier en raison de la circulation de la boue de forage ou des changements de pression et de température à l'intérieur du puits de forage 108. [0025] Dans cet exemple, un compteur 106 est positionné à proximité du puits de forage 108 pour détecter des paramètres de forage associés au puits de forage 108. Le compteur 106 peut, dans certains exemples, être l'un quelconque des compteurs décrits plus en détail en relation avec la figure 4. Le compteur 106 peut détecter la pression, la température, la solubilité du gaz, le débit de gaz, la vitesse (par exemple, sur la base de la géométrie annulaire et du débit de pompe) ou tout autre paramètre de forage. Le compteur 106 peut alors transmettre ces lectures au dispositif informatique 130. Dans certains exemples, le dispositif informatique 130 peut recevoir les paramètres de forage détectés depuis le compteur 106 et simuler les caractéristiques de fond de puits sur la 6 base des paramètres de forage détectés, comme décrit plus en détail par rapport aux figures Set 6 ci-dessous. [0026] La figure 2 est une vue agrandie d'une partie 110 du puits de forage 108 selon certains aspects de la présente invention. Au cours des opérations de forage, des bulles de gaz peuvent pénétrer dans le puits de forage 108 dans une surface perméable dans la partie de trou ouvert 1 1 6 du puits de forage 108 ou en raison d'un dégagement de gaz 118, provoquant des changements inattendus du PVT. Par exemple, des bulles de gaz peuvent pénétrer dans des porcs souterrains tels que le trou ouvert 1 1 6 ou un réseau de pores souterrains formé autour du puits de forage 108. Et au cours des opérations de forage telles que le MPD, les pressions typiques peuvent être sensiblement semblables aux pressions interstitielles, mais certaines zones de haute pression peuvent provoquer un afflux ou une diffusion de gaz ou un afflux de liquides dans le fluide de forage. Dans certains exemples, le dégagement de gaz 118 peut être causé par l'entrée d'eau, de gaz, de pétrole ou d'une autre bouc de forage de formation souterraine dans le puits de forage 108, au cours du forage et depuis un environnement perméable. En outre, dans certains exemples, le dégagement de gaz 1 1 8 peut résulter du fait que la quantité de pression exercée par le liquide de formation est supérieure à la quantité de pression exercée par la colonne de bouc de forage. S'il n'est pas surveillé, le dégagement de gaz piégé 118 peut provoquer une éruption. [0027] Généralement, le gaz peut pénétrer dans le puits depuis n'importe où en dessous du sabot de tubage, y compris depuis le trou ouvert 116 et le réseau de pores environnant. Cependant, des gaz peuvent également pénétrer dans le puits de forage à d'autres emplacements, par exemple en raison de l'endommagement du train de tubage 112 au cours d'opérations de forage ou d'autres opérations de puits de forage. [0028] Une fois à l'intérieur du puits de forage, le gaz peut exister pendant une certaine période de temps dans une phase gazeuse libre, non dissoute. Le gaz peut alors se dissoudre au moins partiellement dans un fluide de puits de forage ou un autre liquide au cours d'une opération de forage. Un exemple du fluide de puits de forage peut être une boue à base d'huile (par exemple, un fluide d'émulsion interne) contenant de l'eau dispersée répandue partout au cours d'une opération de forage. Ces liquides sont généralement des liquides non newtoniens. Un fluide non newtonien est un fluide qui ne respecte pas la loi de viscosité de Newton (c'est-à-dire, une viscosité constante indépendante de la contrainte). La réponse d'un fluide non newtonien à la contrainte (par exemple, la viscosité apparente) peut dépendre de la nature de la contrainte, contrairement aux fluides newtoniens qui peuvent conserver une viscosité constante lorsqu'ils sont soumis à la contrainte. Au fur et à mesure que le liquide circule en tête de puits à proximité de la surface, la chute de pression peut entraîner la libération de gaz de la phase liquide. 7 [0029] Les gaz peuvent avoir une variété de régimes d'écoulement dans des fluides non newtoniens. Des exemples de ces régimes d'écoulement peuvent comporter une bulle dispersée, une bulle allongée, un écoulement tumultueux, un régime d'écoulement annulaire, etc. Dans un système biphasique à gaz liquide, les bulles de gaz peuvent avoir une variété de régimes d'écoulement à l'intérieur d'un fluide non newtonien contenu dans un canal (par exemple, le puits de forage 108). Et lorsque les bulles de gaz migrent dans un canal, les gaz piégés à l'intérieur d'une paroi latérale du canal peuvent passer de la phase gazeuse à une phase liquide ou inversement. Dans certains exemples, le logiciel de simulation de puits de forage de la présente invention peut prendre en compte la grande variété de régimes d'écoulement de la migration de bulles de gaz dans le système biphasique donné à titre d'exemple pour produire des résultats plus précis. [0030] Un exemple spécifique de fluide non newtonien est une bouc de forage. Une boue de forage peut avoir différentes phases, vitesses et fractions de volume de gaz, de sorte qu'il peut exister plusieurs régimes d'écoulement différents pour un tel système hi-phasique. Par exemple, le système biphasique peut avoir une bulle allongée, une bulle dispersée, un écoulement annulaire basé sur l'espace autour d'un tube dans le puits de forage 108 ou toute combinaison de ceux-ci. En outre, les régimes d'écoulement peuvent aider à déterminer la zone d'interface entre le gaz et le liquide, ainsi que des paramètres réguliers tels que la chute de pression, la rétention de liquide, la coupe de liquides, la vitesse, la résistivité de l'eau, le débit in-situ basé sur l'emplacement d'origine ou la position dans un réservoir, ou toute combinaison de ceux-ci. Dans certains exemples, le système peut ne pas être limité à deux phases, mais il peut y avoir plusieurs phases associées aux régimes d'écoulement transitoire. [0031] Des variations dans les régimes d'écoulement peuvent être associées à différents em- placements dans l'ensemble du puits de forage 108. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut séparer la longueur du puits de forage 108 en segments. Ces segments peuvent avoir une longueur prédéterminée et/ou uniforme ou la segmentation peut varier en longueur sur la base de régimes d'écoulement déterminés, de paramètres de forage, ou de n'importe laquelle des techniques de simulation décrites ici. Dans certains exemples, la longueur des segments peut changer en temps réel à mesure que les données de capteur sont transmises par le compteur 106 ou, par exemple, par un capteur de pression, un rhéomètre, un densitomètre ou tout autre compteur ou capteur décrit ici. Le dispositif informatique 130 peut déterminer un régime d'écoulement approprié pour chaque segment et utiliser le régime d'écoulement pour simuler la migration de bulles de gaz dans ce segment. [0032] Au cours d'une opération de forage, les profondeurs et les débits en temps réel changent constamment. Par exemple, le débit de la boue de forage ou le flux de gaz 8 dans un puits de forage peuvent varier sur la base de la viscosité des boues de forage, de la température à l'intérieur du puits de forage (par exemple, le puits de forage 108), de la quantité de gaz libre présente ou de plusieurs autres variables en fond de puits. Afin de déterminer la solubilité du gaz pour l'environnement changeant d'une opération de forage, certains exemples de la présente invention peuvent déterminer un coefficient volumétrique de dissolution du gaz. Le coefficient volumétrique de dissolution du gaz k(m/s) peut être défini par l'équation ci-dessous : [0033] Formule mathématique générée à l'aide de l'éditeur mathématique de MS Word : [0034] [Math.1] dis dt = - kA (Rs - Rs 100351 Dans l'équation ci-dessus, -k représente une constante de dissolution du gaz mesurée. A représente la zone (l'interface gaz-liquide spécifique sur la base du volume de liquide clair, par exemple, une mesure de la zone de surface du liquide à l'intérieur d'un volume mesuré du gaz-liquide, qui peut être mesuré en cm2/cm3, et dépend de la combinaison de boue de forage et de débit. Rs représente la quantité calculée de solubilité instantanée du gaz (vol/vol). Et Rs* représente la quantité de solubilité du gaz dans un état d'équilibre. En utilisant l'équation ci-dessus, la quantité de solubilité du gaz peut être déterminée à tout moment (d, ) en utilisant des paramètres de forage tels que la zone d'interface associée à un régime d'écoulement, à une chute de pression, à une rétention de liquide ou à toute combinaison de ceux-ci. Certaines ou toutes les variables ci-dessus peuvent être obtenues en utilisant le(s) compteur(s) 106 de la figure 1 (par exemple, dans des exemples dans lesquels le logiciel de simulation de puits de forage s'appuie au moins en partie sur des données en temps réel provenant du puits de forage 108), fournis en tant qu'entrées utilisateur pour le logiciel de simulation de puits de forage et/ou en utilisant le système de mesure donné à titre d'exemple décrit sur la figure 4 ci-dessous. 100361 La figure 3 est un diagramme schématique d'un exemple d'un système de mesure 300 pour gérer la migration de bulles de gaz selon certains aspects de la présente invention. Le système de mesure 300 peut déterminer des mesures de PVT d'absorption de gaz dans la bouc de forage, y compris la mesure et l'estimation d'une série temporelle de volume de gaz et dc volume de liquide. [0037] Le système de mesure 300 est généralement situé au-dessus de la surface de puits 102 et comporte une pompe d'alimentation A 306 et une pompe d'alimentation B 308, qui sont raccordées à un ou plusieurs puits de forage 108 (non représentés). Les pompes d'alimentation 306 et 308, le densitomètre HT/HP 302, le rhéomètre HT/HP 304 et divers autres composants, par exemple, une bouteille de récupération ventilée 310, un réservoir de gaz 316, un cylindre à déchets 318, un cylindre à gaz 320 et un 9 conteneur à déchets 328, sont représentés comme raccordés par une combinaison de vannes droites à deux voies 322 et de vannes de raccordement à trois voies/deux tiges 324. Cependant, dans d'autres exemples, le système de mesure 300 peut être interconnecté par un nombre quelconque de points de raccordements et/ou de types de vannes, par exemple, une vanne d'angle, une vanne de retenue, une vanne à bille, une vanne de blocage, une vanne à engrenage conique, une vanne à couronne, une vanne à papillon, une vanne de sûreté, une vanne à soupape, une vanne d'arrêt, une vanne latérale, une vanne à boisseau, une vanne verticale ou toute autre vanne appropriée. [0038] Dans cet exemple, le système de mesure 300 communique les mesures obtenues pour l'absorption de gaz dans la bouc de forage au dispositif informatique 130, qui peut effectuer des calculs implicites liés au PVT, mettre à jour les vitesses, déterminer une quantité de transfert de masse de la phase gazeuse à la phase liquide, déterminer un régime d'écoulement, mettre à jour une fraction de volume de gaz et/ou mettre à jour un régime d'écoulement préalablement déterminé. Spécifiquement, le système de mesure 300 obtient des mesures depuis des manomètres 326, un densitomètre HT/HP (haute température/haute pression) 302 et un rhéomètre HT/HP 304, qui effectuent des mesures semblables au compteur 106 décrit par rapport à la figure 1. Dans certains exemples. HT/HP peut correspondre à une plage de température et de pression spécifique associée au puits de forage 108 ; par exemple, HP peut aller de 10 000 à 15 000 psi (livres par pouce carré) et HT peut être une température de 300 °F à 350 °F ou de 150 °C à 175 °C. [0039] Dans certains exemples, le densitomètre 302 peut être utilisé pour mesurer la densité de boues de forage. La densité des boues de forage peut être utilisée pour surveiller les mélanges de gaz à l'intérieur de la boue de forage. Dans certains exemples, un densitomètre peut être fixé à une pompe au cours de la production d'hydrocarbures, garantissant que le mélange d'hydrocarbures conserve une densité suffisante pour éviter une éruption au cours de la production. En outre, le densitomètre peut être utilisé pour commander le mélange de production ou, en cas de dégagement, le densitomètre peut commander le mélange de boue de forage lors d'un événement de dégagement, d'interruption ou d'étouffement, comme décrit plus en détail ici. [0040] Dans certains exemples, le rhéomètre 304 peut être utilisé pour mesurer les propriétés rhéologiques associées aux matériaux visqueux de la production de puits de forage en déterminant une quantité d'élasticité, de plasticité ou de viscosité associée à la déformation de la matière contenue dans la boue de forage. Dans certains exemples, le rhéomètre peut déterminer de telles propriétés à l'aide de paramètres de fluide plastique de Bingham, de paramètres de Herschel-Bulldey, d'un viscosimètre de Brookfield ou de toute autre technique de modélisation appropriée pour mesurer des propriétés ou des paramètres liés à l'écoulement de la boue de forage. Dans certains exemples, le dispositif informatique 130 peut utiliser ou déterminer des conditions initiales liées à un régime d'écoulement multiphasc non newtonien identifié sur la base de mesures obtenues depuis un rhéomètre, afin de mettre à jour les paramètres de forage ou d'exécuter la fonction principale décrite ici. [0041] La quantité de solubilité du gaz, Rs décrite ci-dessus, peut être déterminée par le dispositif informatique 130 sur la base de la différence de volume du gaz libre. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut déterminer Rs sur la base de l'utilisation de mesures supplémentaires fournies comme entrée utilisateur et/ou obtenues par le système de mesure 300. Des exemples de ces mesures supplémentaires peuvent comporter la profondeur en temps réel d'un puits de forage (par exemple, le puits de forage 108), le débit associé à un afflux de fluide de puits de forage au cours du forage, une géométrie associée au puits de forage 108, la trajectoire de forage et d'autres paramètres de forage. Des exemples de ces autres paramètres de forage peuvent comporter les paramètres de boue de forage plastiques, la viscosité plastique, la limite d'élasticité ou toute combinaison de ceux-ci. Dans certains exemples, les paramètres de forage peuvent être prédéterminés, saisis par un utilisateur, estimés ou être dérivés de données historiques. En outre, la quantité de volume de gaz libre et le volume de liquide peuvent être mesurés au fil du temps, en une série d'intervalles ou d'intervalles de temps. [0042] La figure 4 est un schéma de principe d'un dispositif informatique 130 selon certains aspects de la présente invention. Le dispositif informatique 130 comporte un processeur 402. Le processeur 402 peut exécuter une ou plusieurs opérations pour mettre en oeuvre certains exemples de la présente invention. Le processeur 402 peut exécuter des instructions stockées dans une mémoire 408 pour effectuer les opérations. Le processeur 402 peut comporter un dispositif de traitement ou plusieurs dispositifs de traitement. Des exemples non limitatifs du processeur 402 comportent une matrice prédiffusée programmable par l'utilisateur (« FPGA »), un circuit intégré spécifique à l'application ASIC »), un microprocesseur, etc. [0043] Le processeur 402 peut être couplé en communication à la mémoire 408 par l'intermédiaire d'un bus 404. La mémoire non volatile 408 peut comporter un quelconque type de dispositif de mémoire qui conserve les informations stockées lorsqu'il est éteint. Des exemples non limitatifs de la mémoire 408 comportent une mémoire morte programmable et effaçable électriquement (« EEPROM »), une mémoire flash ou un quelconque autre type de mémoire non volatile. Dans certains exemples, au moins une partie de la mémoire 408 peut comporter un support depuis lequel le processeur 402 peut lire des instructions. Un support lisible par ordinateur peut comporter des dispositifs de stockage électroniques, optiques, magnétiques ou autres capables de fournir au processeur 402 des instructions lisibles par ordinateur ou 11 un autre code de programme. Des exemples non limitatifs de support lisible par ordinateur comportent (niais sans s'y limiter) un ou plusieurs disques magnétiques, une ou plusieurs puces de mémoire, une ROM, une mémoire vive (« RAM »), un ASIC, un processeur configure, un stockage optique ou tout autre support depuis lequel un processeur informatique peut lire des instructions. Les instructions peuvent comporter des instructions spécifiques à un processeur générées par un compilateur ou un interpréteur depuis le code écrit dans un quelconque langage de programmation informatique approprié, y compris, par exemple, C, C++, C#, etc. [0044] Le port de communication 406 peut être utilisé pour communiquer avec les systèmes ou dispositifs externes, tels que le compteur 106 de la figure 1 (par exemple, qui peut ou non comporter le rhéomètre et le densitomètre de la figure 4) ou tout compteur de puits de forage associé aux paramètres de forage décrits ici. Les données de mesure de gaz reçues par le port de communication 406 peuvent être transmises à la mémoire 408 par l'intermédiaire du bus 404. La mémoire 408 peut stocker toutes les données de mesure de gaz reçues en tant que données stockées 414 pour mettre en oeuvre certains exemples. [0045] La mémoire 408 peut comporter un code de programme pour un logiciel de si- mulation de puits de forage 410 pouvant être exécuté pour amener le dispositif informatique 130 à effectuer des opérations selon divers exemples de la présente invention, telles que les opérations décrites plus en détail ci-dessous par rapport à la figure 5. [0046] La figure 5 est un organigramme d'un processus pour déterminer la migration de bulles de gaz selon certains aspects de la présente invention. D'autres exemples peuvent comporter plus d'étapes, moins d'étapes, différentes étapes ou un ordre différent des étapes que celui représenté dans la figure 5. Les étapes de la figure 5 sont décrites ci-dessous en référence aux composants décrits ci-dessus en relation avec la figure 4. [0047] Dans l'exemple suivant, le processus fait partie d'une simulation de dégagement de gaz à des fins d'illustration. Mais le processus peut également être utilisé dans le cadre d'autres simulations de puits de forage, telles que des simulations de procédures de dégagement, d'interruption, d'étouffement ou de MPD. [0048] Au bloc 502, un dispositif informatique 130 reçoit les conditions initiales pour la si- mulation. De telles conditions initiales peuvent être obtenues dans le cadre d'une fonction principale décrite ici. Des exemples des conditions initiales peuvent comporter une géométrie de puits de forage, une trajectoire de puits de forage, des paramètres de boue de forage ou toute combinaison de ceux-ci. Les conditions initiales peuvent être les conditions de départ pour la simulation. [0049] Au bloc 504, le dispositif informatique 130 détermine un intervalle de temps suivant, 12 1, pour la simulation. Si l'intervalle de temps suivant est le premier intervalle de temps, le dispositif informatique 130 peut associer les conditions initiales à l'intervalle de temps. Dans certains exemples, l'intervalle de temps ta une longueur prédéterminée (par exemple, 10 secondes). Dans d'autres exemples, la durée de r intervalle de temps peut être sélectionnée sur la base de paramètres de forage mis à jour ou en temps réel, tels que la vitesse de pompage, la trajectoire, la solubilité du gaz ou une vitesse de forage souhaité (par exemple, la vitesse de pénétration). Ces paramètres de forage peuvent être mis à jour sur la base du logiciel de simulation ou des mesures reçues par un capteur de fond de puits. [0050] Au bloc 506, le dispositif informatique 130 détermine un segment de puits de forage suivant, i, pour la simulation. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut séparer le puits de forage en plusieurs segments entre un emplacement en fond de puits et la surface de puits. Dans certains exemples, les segments de puits de forage peuvent chacun couvrir un intervalle fixe, prédéterminé ou autrement uniforme de puits de forage. En variante, les segments de puits de forage peuvent couvrir des intervalles non uniformes du puits de forage. Les intervalles peuvent être déterminés sur la base d'une distance à l'intérieur du puits de forage associée à un ou plusieurs des régimes d'écoulement, des paramètres de forage, des données de capteur en temps réel, etc. [0051] Au bloc 508, le dispositif informatique 130 détermine des paramètres de forage à l'intervalle de temps pour le segment de puits de forage i. Si l'intervalle de temps t est le premier intervalle de temps, le dispositif informatique 130 détermine implicitement les calculs de PVT initiaux sur la base des conditions initiales. De plus, si le segment de puits de forage est le premier segment de puits de forage, le dispositif informatique 130 détermine implicitement les calculs de PVT initiaux sur la base des conditions initiales pour le segment de puits de forage i. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut déterminer des valeurs initiales pour la pression, la température, les débits de liquide et de gaz, l'excentricité de tube ou toute combinaison de ceux-ci. [0052] Ensuite, au bloc 510, le dispositif informatique 130 détermine un régime d'écoulement multiphase pour la zone d'interface A de bulles de gaz à l'intérieur d'un liquide positionné dans le segment de puits de forage i. Par exemple, le dispositif informatique 130 identifie une zone d'interface A entre des bulles de gaz et un liquide dans le segment de puits de forage i et détermine un régime d'écoulement multiphase sur la base de la zone d'interface. Le régime d'écoulement multiphase peut être déterminé sur la base de paramètres de forage liés au mouvement de liquides non newtoniens à l'intérieur du puits de forage, pouvant comporter plusieurs fluides non miscibles différents, par exemple, de l'huile, de l'eau, du gaz ou tout autre liquide incapable de former des mélanges moléculaires ou une homogénéité. Le dispositif informatique 130 peut identifier la zone d'interface A sur la base du débit actuel, du 13 volume de gaz, etc. [0053] Le régime d'écoulement multiphase peut être associé aux différentes formes de bulles de gaz qui s'écoulent en tête de puits à l'intérieur du puits de forage 108. Pour chaque type de régime d'écoulement multiphase, la quantité de zone de surface de la bulle de gaz est en constante évolution lorsque le gaz se dissout dans la boue de forage et inversement. Dans certains exemples, la taille variable des bulles dans le régime d'écoulement multiphase peut être déterminée avec davantage de précision pour simuler la solubilité du gaz sur la base de la dissolution de bulles de gaz ayant une taille et un nombre spécifiés ou de la vitesse de leur dissolution. [0054] Au bloc 512, le dispositif informatique 130 peut déterminer le transfert de niasse de la phase gazeuse à liquide, ou inversement, se produisant dans le segment de puits de forage i. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut déterminer la quantité de transfert de masse de la phase gazeuse à la phase liquide en déterminant les changements au fil du temps associés au régime d'écoulement multiphase et à la zone d'interface gaz-liquide A spécifique. [0055] Ensuite, la solubilité du gaz en temps réel Rs peut être déterminée pour le segment de puits de forage i en utilisant l'équation décrite ci-dessus en relation avec la figure 3, par exemple sur la base des débits de liquide et de gaz, de la solubilité du gaz au point amont Rs 7) , de la solubilité de l'état d'équilibre Ms* à cette pression et à cette température, de la durée de l'intervalle de temps d , et de la constante de dissolution du gaz k. [0056] Au bloc 514, le dispositif informatique 130 peut mettre à jour le régime d'écoulement multiphase pour la zone d'interface A dans le segment de puits de forage i. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut utiliser une fraction de volume de gaz mise à jour pour recalculer le régime d'écoulement multiphase sur la base de la détermination effectuée au bloc 510. Dans certains exemples, le régime d'écoulement multiphase peut être recalculé sur la base de la quantité de transfert de masse déterminée au bloc 512. [0057] Dans certains exemples, les blocs 508 à 514 sont répétés jusqu'à ce qu'une solution de dégagement de gaz converge pour le segment de puits de forage i. Par exemple, les calculs peuvent être répétés jusqu'à déterminer une procédure de dégagement, d'interruption, d'étouffement, une quantité ou une densité de boue alourdie (boue d'une densité telle que sa pression hydrostatique correspond à ou dépasse la pression de formation), ou jusqu'à ce qu'une commande de gaz d'étouffement, etc., converge pour le segment de puits de forage i. [0058] Au bloc 516, le dispositif informatique 130 déteimine si le processus ci-dessus a été appliqué à tous les segments de puits de forage. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut effectuer les déterminations décrites ci-dessus pour tous les segments de puits 14 de forage sur la base de la segmentation décrite ci-dessus, dans l'ensemble du puits de forage 108, qui forment une boucle en ce que le processus détermine si la profondeur totale mesurée du puits de forage 108 est atteinte. [0059] Si le dispositif informatique 130 détermine que tous les segments de puits de forage ne sont pas complétés, le processus retourne au bloc 506 où les blocs 506 à 514 sont répétés. À l'inverse, si le dispositif informatique 130 détermine que tous les segments de puits de forage ont été comptabilisés à l'intervalle de temps t, alors la simulation peut passer à l'intervalle de temps suivant (par exemple, t+1). [0060] Au bloc 518, le dispositif informatique 130 détermine si l'intervalle de temps maximal (t. max) a été atteint. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut déterminer si l'intervalle de temps actuel, 1, est égal à un intervalle de temps maximal, max. Si ce n'est pas le cas, le processus peut retourner au bloc 504 et répéter les blocs 504 à 516. Sinon, le processus peut passer au bloc 520, où le dispositif informatique 130 retourne à la fonction principale. [0061] Dans certains exemples, le logiciel de simulation de puits de forage 410 peut mettre en oeuvre le processus ci-dessus pour aider les opérateurs de puits à déterminer la nécessité de procédures de dégagement, d'interruption, d'étouffement, etc. Dans certains exemples, lorsque le dispositif informatique 130 détermine qu'un tel processus est requis sur la base d'une convergence du logiciel de simulation de puits de forage 410, le dispositif informatique peut afficher une interface utilisateur graphique (GUI) comportant un avertissement, un diagramme, un graphique ou un autre signal de notification. [0062] Dans certains exemples, le dispositif informatique 130 peut fournir une ou plusieurs recommandations à l'utilisateur sur la base des résultats de la simulation de puits de forage. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut déterminer qu'une procédure d'étouffement stabiliserait les conditions en fond de puits, sur la base d'une table de consultation ou d'autres relations prédéfinies entre les résultats et les recommandations de la simulation, qui peuvent être saisies par un opérateur de puits de forage ou pré-programmés par un développeur du logiciel de simulation de puits de forage. Dans d'autres exemples, le dispositif informatique 130 peut fournir des recommandations basées sur la disposition et les capacités de l'équipement de surface, afin de faciliter la gestion du débit et de la pression dans l'ensemble de l'équipement. De telles recommandations peuvent atténuer les risques à la surface en maintenant un débit souhaité dans les limites d'une capacité de séparateur de boue-gaz. [0063] Dans certains exemples, le dispositif informatique 130 peut générer un affichage sur la base des résultats de la simulation de puits de forage (par exemple, sur la base de la dissolution du gaz dans le liquide au fil des intervalles de temps). Par exemple, le dispositif informatique 130 peut afficher des recommandations sur la base de la si- mulation de puits de forage. Les recommandations peuvent comporter une recommandation pour effectuer une telle procédure d'étouffement dans une GUI. Un utilisateur qui surveille les avertissements, les diagrammes, les graphiques ou les notifications peut alors mettre en oeuvre une procédure d'étouffement en entrant une telle commande via la GUI, par exemple, en modifiant les commandes de pompe ou de gaz d'étouffement, en ajoutant une boue alourdie, en ajoutant de la matière (par exemple, un bouchon d'injection) ayant une densité supérieure à celle de la boue, ou en utilisant l'une quelconque des techniques décrites ici. Dans certains exemples, les recommandations peuvent informer l'utilisateur d'une opération de commande de gaz automatisée effectuée automatiquement par le dispositif informatique 130. Le dispositif informatique 130 peut en outre, ou en variante, faire en sorte qu'un signal audio soit émis pour signaler la nécessité d'un réglage sur une commande de gaz. Le dispositif informatique 130 peut générer un affichage sur la base de la simulation de puits de forage en utilisant un nombre quelconque de techniques, telles que des affichages visuels ; des alertes sonores, textuelles ou numériques ; des applications de messagerie ; des messages vocaux automatisés ou toute combinaison de ceux-ci. [0064] Dans certains exemples, le dispositif informatique 130 peut effectuer une action au- tomatisée sur la base des résultats du logiciel de simulation de puits de forage 410. Par exemple, le dispositif informatique 130 peut transmettre un signal de commande à un composant de puits (par exemple, une pompe ou un obturateur anti-éruption) qui commande la production ou une commande de gaz. Dans un tel exemple, le dispositif informatique 130 peut faire fonctionner une pompe pour maintenir la pression en fond de puits, par exemple en éliminant le fluide de dégagement de manière commandée, en faisant circuler les vibrations. En outre, la simulation peut identifier un changement du poids de la boue de surface qui doit être mis en oeuvre afin d'éliminer un afflux de liquides de puits de forage ou, dans certains cas, de commander la densité de la boue dans l'ensemble du puits de forage 108. Dans certains exemples, un événement de dégagement peut provoquer l'injection d'un gaz à haute pression dans une formation afin de maintenir ou de rétablir la pression du réservoir à une valeur prédéterminée. Comme autre exemple, le dispositif informatique 130 peut utiliser le logiciel de simulation de puits de forage 410 pour automatiser complètement les opérations, par exemple, par des techniques d'apprentissage automatique, de composants de puits afin de provoquer le pompage en fond de puits d'une quantité et/ou d'un type de boue spécifiques en vue de ralentir la migration de bulles de gaz en tête de puits, telles que celles résultant d'un dégagement de gaz. En plus des commandes de gaz décrites ci-dessus, le dispositif informatique 130 peut automatiquement mettre en oeuvre une procédure d'étouffement, ce qui peut provoquer l'arrêt complet de la production, afin de remettre en état le puits ou d'augmenter le poids de la boue en fond de puits dans le puits de forage 108. Une 16 telle procédure d'étouffement peut augmenter la densité de la boue de forage à l'intérieur du puits de forage 108, par exemple, en déterminant une quantité de bouc alourdie nécessaire. [0065] Les résultats du processus décrit ci-dessus en relation avec la figure 5 peuvent différer considérablement de ceux obtenus en utilisant un logiciel de simulation traditionnel. La figure 6 est un graphique 600 illustrant un exemple de telles différences - plus spécifiquement, des différences entre la solubilité du gaz dans la bouc de forage obtenues en supposant un état d'équilibre (ligne continue) et la solubilité du gaz dans la boue de forage obtenue en supposant des conditions de non équilibre (ligne pointillée), selon certains aspects de la présente invention. Plus précisément, la ligne continue représente la solubilité du méthane mesurée en régime permanent en fonction de la pression à une température donnée. La ligne pointillée est une mesure plus réaliste de la répartition de la solubilité le long de la profondeur mesurée, qui peut être mise en correspondance avec une plage de pression. [0066] La figure 7 est un graphique 700 illustrant un exemple de gain de puits en surface selon certains aspects. Au niveau de la partie inférieure d'un puits de forage (par exemple, le puits de forage 108) où la pression est élevée, le gaz de formation pénètre dans le puits de forage 108 ; la concentration de gaz dans la phase liquide commence à augmenter depuis zéro. À cc stade, par exemple, p = 7 000 psi, depuis la mesure à l'état d'équilibre, les gaz sont dissous dans un liquide, mais en réalité, les gaz peuvent rester en phase bulle sur une certaine distance ou au cours d'une certaine période de temps jusqu'à dissolution complète. Ainsi, en partant du côté droit du diagramme, la courbe en ligne pointillée est beaucoup plus basse que celle en ligne continue. À ce stade, si les gaz sont traités avec une solubilité à l'état d'équilibre, tous les gaz peuvent être dissous dans toutes les portions ; le changement de volume peut être faible, ce qui entraîne une légère augmentation du gain de puits en surface, indiquée dans la courbe en ligne continue dans la figure 7. [0067] Lorsque les gaz migrent vers l'emplacement supérieur plus proche de la surface, la pression peut être plus faible et les gaz commencent à se séparer du liquide. De plus, en raison de la vitesse de transfert de masse, les gaz ne peuvent pas être libérés immédiatement. La solubilité à l'état d'équilibre donne une valeur sous-estimée de Rs et prédit un volume de gaz libre relativement plus élevé et donc un gain de puits en surface plus élevé. Dans les cas de solubilité hors équilibre, la majeure partie du gaz peut rester dissoute dans un liquide, bien que la pression soit inférieure. Le gain de puits en surface peut être inférieur aux prévisions de l'analyse en régime permanent. Dans certains exemples, la quantité de gain de puits en surface peut être mesurée par un capteur, ce qui permet au logiciel de simulation de puits de forage 410 de mettre à jour les conditions initiales afin de produire une simulation plus précise. 17 [0068] En utilisant certains exemples de la présente invention, la vitesse de dissolution et de séparation des bulles de gaz hors équilibre avec des boues de forage peut être calculée pour une analyse transitoire dans un processus de migration de bulles de gaz, et utilisée dans divers contextes pour améliorer les performances et prévenir les dommages aux composants de puits de forage. [0069] Dans certains aspects, la migration de bulles de gaz dans un liquide de fond de puits peut être gérée selon un ou plusieurs des exemples suivants : [0070] Exemple : un système peut comporter un dispositif de traitement et un dispositif de mémoire comportant un logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement. Le logiciel de simulation de puits de forage peut amener le dispositif de traitement à simuler des changements de la dissolution du gaz dans un liquide s'écoulant depuis un emplacement en fond de puits dans un puits de forage jusqu'à une surface de puits au cours d'une pluralité d'intervalles de temps par : la séparation du puits de forage en une pluralité de segments s'étendant de la surface de puits à l'emplacement en fond de puits, chaque segment couvrant un incrément de profondeur respectif entre la surface de puits et l'emplacement en fond de puits ; et pour chaque intervalle de temps de la pluralité d'intervalles de temps : la détermination d'un régime d'écoulement multiphase respectif associé à chaque segment de la pluralité de segments sur la hase d'un niveau de pression simulé, d'une température simulée, d'une excentricité de tube simulée et d'une vitesse de fluide simulée au niveau du segment ; et la détermination de la quantité du gaz dissoute dans le liquide au niveau de chaque segment de la pluralité de segments sur la base du régime d'écoulement multiphase respectif au niveau du segment. Le logiciel de simulation de puits de forage peut également amener le dispositif de traitement à générer un affichage sur la base des changements de la dissolution du gaz dans le liquide au cours de la pluralité d'intervalles de temps. [0071] Exemple n°2 : le système de l'exemple n°1 peut comporter le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la quantité de gaz dissoute dans le liquide au niveau de chaque segment de la pluralité de segments sur la base d'une zone d'interface gaz-liquide au niveau du segment, d'un niveau de solubilité du gaz au niveau du segment et d'une solubilité du gaz à l'état d'équilibre au niveau du segment. [0072] Exemple n°3 : le système de l'exemple n°2 peut comporter le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la zone d'interface gaz-liquide au niveau du segment sur la base du régime d'écoulement multiphase respectif au niveau du segment. [0073] Exemple n°4 : le système de l'un quelconque des exemples n°2 à 3 peut inclure le 18 logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer le niveau de solubilité du gaz au niveau du segment, sur la base : (i) d'un débit du gaz au niveau du segment, (ii) d'un débit du liquide au niveau du segment, (iii) de la solubilité du gaz dans un segment adjacent, (iv) de la solubilité du gaz à l'état d'équilibre au niveau du segment, (y) d'une durée de l'intervalle de temps et (vi) d'une constante de dissolution du gaz. [0074] Exemple n°5 : le système de l'un quelconque des exemples n'l à 4 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à émettre un avertissement de danger sur la base de la dissolution du gaz dans le liquide satisfaisant au moins un critère prédéfini au cours de la pluralité d'intervalles de temps. [0075] Exemple n°6 : le système de l'un quelconque des exemples n'l à 5 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à émettre une notification indiquant une activité de puits recommandée en fonction de la dissolution du gaz dans le liquide au cours de la pluralité d'intervalles de temps. L'activité de puits recommandée peut être une activité de commande de gaz. L'activité de commande de gaz peut comporter un événement de dégagement, un événement d'interruption ou une procédure d'étouffement associée au puits de forage. [0076] Exemple n°7 : le système de l'un quelconque des exemples n'l à 6 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à automatiser une commande de gaz sur la base d'une détermination d'un afflux de gaz. La commande de gaz peut être configurée pour provoquer une augmentation de la densité de la boue ou un changement du débit de pompe. [0077] Exemple n°8 : un procédé peut comporter la simulation de changements dans la dis- solution du gaz dans un liquide s'écoulant depuis un emplacement en fond de puits dans un puits de forage jusqu'à une surface de puits au cours d'une pluralité d'intervalles de temps pan la séparation du puits de forage en une pluralité de segments s'étendant de la surface de puits à l'emplacement en fond de puits, chaque segment couvrant un incrément de profondeur respectif entre la surface de puits et l'emplacement en fond de puits ; et pour chaque intervalle de temps de la pluralité d'intervalles de temps : la détermination d'un régime d'écoulement multiphase respectif associé à chaque segment de la pluralité de segments sur la base d'un niveau de pression simulé, d'une température simulée, d'une excentricité de tube simulée et d'une vitesse de fluide simulée au niveau du segment ; et la détermination de la quantité du gaz dissoute dans le liquide au niveau de chaque segment de la pluralité de segments sur la base du régime d'écoulement multiphase respectif au niveau du 19 segment. Le procédé peut également comporter la génération d'un affichage sur la base des changements de la dissolution du gaz dans le liquide au cours de la pluralité d'intervalles de temps. Certaines ou l'ensemble des étapes de procédé peuvent être mises en oeuvre par un dispositif de traitement exécutant un logiciel de simulation de puits de forage. [0078] Exemple n°9 : le procédé de l'exemple n°8 peut impliquer la détermination de la quantité de gaz dissoute dans le liquide au niveau de chaque segment de la pluralité de segments sur la base d'une zone d'interface gaz-liquide au niveau du segment, d'un niveau de solubilité du gaz au niveau du segment et d'une solubilité du gaz àl'état d'équilibre au niveau du segment. [0079] Exemple el 0 : le procédé de l'exemple n°9 peut impliquer la détermination de la zone d'interface gaz-liquide au niveau du segment sur la base du régime d'écoulement multiphasc respectif au niveau du segment. [0080] Exemple el 1 : le procédé de l'un quelconque des exemples 9 à 10 peut impliquer la détermination du niveau de solubilité du gaz au niveau du segment sur la hase: (i) d'un débit du gaz au niveau du segment, (ii) d'un débit du liquide au niveau du segment, (iii) de la solubilité du gaz dans un segment adjacent, (iv) de la solubilité du gaz à l'état d'équilibre au niveau du segment, (v) d'une durée d'intervalle de temps et (vi) d'une constante de dissolution du gaz. [0081] Exemple n°12: le procédé de l'un quelconque des exemples n°8 à 11 peut impliquer l'émission d'un avertissement de danger sur la base de la dissolution du gaz dans le liquide satisfaisant au moins un critère prédéfini au cours de la pluralité d'intervalles de temps. [0082] Exemple n°13 : le procédé de l'un quelconque des exemples n°8 à 12 peut impliquer la détermination de l'émission d'une notification indiquant une activité de puits recommandée en fonction de la dissolution du gaz dans le liquide au cours de la pluralité d'intervalles de temps. L'activité de puits recommandée peut être une activité de commande de gaz. L'activité de commande de gaz peut comporter un événement de dégagement, un événement d'interruption ou une procédure d'étouffement associée au puits de forage. [0083] Exemple n°14: le procédé de l'un quelconque des exemples n°8 à 13 peut impliquer l'automatisation d'une commande de gaz sur la base d'une détermination d'un afflux de gaz. La commande de gaz peut être configurée pour provoquer une augmentation de la densité de la boue ou un changement du débit de pompe. [0084] Exemple n°15 : un support non transitoire lisible par ordinateur qui comporte un logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par un dispositif de traitement peut amener le dispositif de traitement à simuler des changements de la dissolution du gaz dans un liquide s'écoulant depuis un emplacement en fond de puits dans un puits de forage jusqu'à une surface de puits au cours d'une pluralité d'intervalles de temps par : la séparation du puits de forage en une pluralité de segments s'étendant de la surface de puits à l'emplacement en fond de puits, chaque segment couvrant un incrément de profondeur respectif entre la surface de puits et l'emplacement en fond de puits ; et pour chaque intervalle de temps de la pluralité d'intervalles de temps : la détermination d'un régime d'écoulement multiphasc respectif associé à chaque segment de la pluralité de segments sur la base d'un niveau de pression simulé, d'une température simulée, d'une excentricité de tube simulée et d'une vitesse de fluide simulée au niveau du segment ; et la détermination de la quantité du gaz dissoute dans le liquide au niveau de chaque segment de la pluralité de segments sur la base du régime d'écoulement multiphasc respectif au niveau du segment. Le logiciel de simulation de puits de forage peut également amener le dispositif de traitement à générer un affichage sur la base des changements de la dissolution du gaz dans le liquide au cours de la pluralité d'intervalles de temps. [0085] Exemple n°16: le support non transitoire lisible par ordinateur de l'exemple n'15 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la quantité de gaz dissoute dans le liquide au niveau de chaque segment de la pluralité de segments sur la base d'une zone d'interface gaz-liquide au niveau du segment, d'un niveau de solubilité du gaz au niveau du segment et d'une solubilité du gaz àl'état d'équilibre au niveau du segment. [0086] Exemple n°17 : le support non transitoire lisible par ordinateur de l'exemple n°16 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la zone d'interface gaz-liquide au niveau du segment sur la base du régime d'écoulement multiphase respectif au niveau du segment. [0087] Exemple n°18 : le support non transitoire lisible par ordinateur de l'un quelconque des exemples n°16 à 17 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer le niveau de solubilité du gaz au niveau du segment, sur la base : (1) d'un débit du gaz au niveau du segment, (ii) d'un débit du liquide au niveau du segment, (iii) de la solubilité du gaz dans un segment adjacent, (iv) de la solubilité du gaz à l'état d'équilibre au niveau du segment, (y) d'une durée de l'intervalle de temps et (vi) d'une constante de dissolution du gaz. [0088] Exemple n°19 : le support non transitoire lisible par ordinateur de l'un quelconque des exemples n°15 à 18 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à émettre un avertissement de danger sur la base de la dissolution du gaz 21 dans le liquide satisfaisant au moins un critère prédéfini au cours de la pluralité d'intervalles de temps. [0089] Exemple n°20: le support non transitoire lisible par ordinateur de l'un quelconque des exemples n°15 à 19 peut inclure le logiciel de simulation de puits de forage pouvant être exécuté par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à émettre une notification indiquant une activité de puits recommandée en fonction de la dissolution du gaz dans le liquide au cours de la pluralité d'intervalles de temps. L'activité de puits recommandée peut être une activité de commande de gaz. L'activité de commande de gaz peut comporter un événement de dégagement, un événement d'interruption ou une procédure d'étouffement associée au puits de forage. [0090] La description qui précède de certains modes de réalisation, y compris les modes de réalisation illustrés, n'a été présentée qu'à des fins d'illustration et de description et n'est pas destinée à être exhaustive ni à limiter l'invention aux formes précises décrites. De nombreuses modifications, adaptations, combinaisons et utilisations de celles-ci sont possibles sans sortir du cadre de l'invention. [Revendication 1]