FR 3080645 A1 20191101 FR 1901985 A 20190226 Description Titre de l'invention : Système de Détermination de la Densité de Boue avec un Matériau Environnemental Dissous CHAMP [0001] La technologie actuelle concerne un système et un procédé de mesure des propriétés d'un fluide. En particulier, la technologie actuelle associe un système et un procédé dotés d'un train de tiges de forage pour déterminer diverses propriétés de fond de trou. CONTEXTE [0002] Les opérations de forage dans le secteur de l'exploration pétrolière et gazière supposent l'utilisation d'un fluide de forage, tel que de la boue de forage comprenant un ou plusieurs composants individuels. Pendant les opérations de forage, les conditions environnementales de la formation souterraine en cours de forage peuvent modifier les propriétés du fluide de forage et/ou de ses composants individuels, ce qui peut libérer des gaz qui se dissolvent à l'intérieur du fluide de forage. La modification du fluide de forage et/ou des composants individuels peut nécessiter des modifications des opérations de forage pour assurer des opérations sûres et efficaces. Brève description des dessins [0003] Les modes de réalisation de la présente invention peuvent être mieux compris par la référence à la description suivante avec le concours des dessins joints en annexe, dans lesquels les mêmes références numériques désignent des éléments analogues, identiques ou similaires du point de vue de la fonctionnalité. Compte tenu du fait que ces dessins ne représentent que des exemples de modes de réalisation de l'invention et ne doivent donc pas être considérés comme limitant sa portée, les principes qui suivent sont décrits et expliqués avec une spécificité et des détails supplémentaires à travers l'utilisation des dessins joints en annexe dans lesquels : [0004] [fig. 1] La figure 1 est un diagramme schématique d'une colonne tubulaire prévue dans un puits de forage pendant un processus de forage selon la présente invention ; [0005] [fig.2] La figure 2 est une représentation schématique d'un système de densité de boue selon la présente invention ; [0006] [fig.3] La figure 3 est un graphique de la solubilité de gaz à l'intérieur d'un fluide selon la présente invention ; [0007] [fig.4] La figure 4 est un graphique de la fraction de volume de formation pour un fluide 2 selon la présente invention ; [0008] [fig.5] La figure 5 représente un schéma fonctionnel d'un exemple de dispositif selon certains modes de réalisation de la présente invention. Description des modes de réalisation [0009] Divers modes de réalisation de l'invention sont discutés en détail ci-dessous. Bien que des mises en oeuvre spécifiques soient discutées, il faut bien comprendre que cela n'est fait qu'à titre d'illustration. L'homme du métier reconnaîtra que d'autres composants et configurations peuvent être utilisés sans sortir de l'esprit et de la portée de l'invention. Des caractéristiques et avantages supplémentaires de l'invention seront exposés dans la description ci-après, et seront en partie évidents à partir de la description, ou pourront être appris par la pratique des principes décrits ici. Les caractéristiques et avantages de l'invention peuvent être réalisés et obtenus au moyen des instruments et des combinaisons indiqués en particulier dans les revendications jointes en annexe. Ces caractéristiques, ainsi que d'autres caractéristiques de l'invention, deviendront plus clairement apparentes à partir de la description suivante et des revendications jointes en annexe, ou pourront être apprises par la pratique des principes énoncés dans la présente. [0010] La présente invention concerne un procédé de détermination de la densité d'un fluide de forage avec une contamination dissoute. Au cours d'une ou de plusieurs opérations de forage, un fluide de forage peut être contaminé par un ou plusieurs contaminants. Le procédé peut supposer une surveillance continue de la densité de fluide, y compris des modifications de densité de fluide dues à la présence de contaminants, permettant ainsi le réglage en temps réel d'un ou de plusieurs paramètres d'opération de forage. Le procédé peut comprendre le positionnement d'un ou de plusieurs capteurs avec un puits de forage, les un ou plusieurs capteurs pouvant fonctionner pour mesurer une ou plusieurs caractéristiques du fluide de forage à l'intérieur du puits de forage. Les une ou plusieurs caractéristiques du fluide peuvent être au moins une température et/ou une pression et le fluide peut comprendre un ou plusieurs composants individuels. Une valeur de solubilité de gaz et un facteur de formation de volume pour chacun des un ou plusieurs composants individuels peuvent être obtenus sur la base des une ou plusieurs caractéristiques mesurées. Un volume modifié de gaz de formation peut être calculé à l'aide du facteur de formation de volume pour chacun des un ou plusieurs composants individuels. Le volume modifié de gaz de formation peut comprendre la modification de volume provoquée par la dissolution d'un ou de plusieurs gaz en provenance du milieu environnant dans le fluide. Une masse totale du fluide de forage peut être déterminée à l'aide de la masse des un ou plusieurs composants individuels et d'une 3 masse de gaz dissous, et une densité modifiée de gaz de formation peut être déterminée sur la base de la masse totale et du volume modifié de gaz de formation. [0011] Le procédé peut régler une ou plusieurs opérations de forage ou un ou plusieurs pa- ramètres d'opération de forage en réponse aux propriétés mesurées, y compris la modification de la densité du fluide de forage (par exemple, la densité modifiée de gaz de formation du fluide). [0012] Le procédé décrit dans les présentes peut être mis en oeuvre avec un système de forage comprenant un train de tiges de forage dans lequel le procédé peut être utilisé à la surface, à distance ou en temps réel à l'intérieur du train de tiges de forage lui-même. [0013] Un ou plusieurs capteurs peuvent être placés en fond de trou pour mesurer, en temps réel, une ou plusieurs propriétés du fluide de forage. Les propriétés du fluide de forage peuvent être choisies parmi la densité, la viscosité et/ou la fraction volumétrique. Les propriétés du fluide de forage mesurées peuvent être utilisées pour calculer un ou plusieurs paramètres, tels que la solubilité de gaz, le facteur de formation, etc. Les un ou plusieurs paramètres peuvent être utilisés pour calculer une modification de densité du fluide de forage résultant de la contamination par l'environnement du puits de forage. [0014] Le fluide de forage et ses composants peuvent être optimisés pour des opérations de forage avec des puits de forage, des emplacements de puits de forage et/ou des formations souterraines spécifiques. La modification de densité du fluide de forage pendant les opérations de forage peut affecter négativement les opérations de forage ; mettre en cause la sécurité, les performances et/ou l'efficacité. Pendant les opérations de forage, le système peut surveiller les modifications de densité du fluide de forage et régler un ou plusieurs paramètres des opérations de forage en réponse aux modifications détectées de densité du fluide de forage. Le système peut maintenir, en temps réel, des opérations de forage, une sécurité, des performances et/ou une efficacité optimales lorsque la densité du fluide de forage est modifiée en raison de la contamination en provenance du puits de forage et/ou de la formation souterraine. [0015] La figure 1 est un diagramme schématique décrivant un environnement dans lequel la présente invention peut être mise en oeuvre. Alors que la figure 1 illustre un environnement terrestre, la présente invention peut également être mise en oeuvre dans un environnement marin. Le système de forage terrestre 100 peut comprendre un train de tiges de forage 10 pouvant avoir une longueur longitudinale 55 formée par un ou plusieurs tubes 12. Le train de tiges de forage 10 peut comporter un trépan de forage 14 à une extrémité distale 16 de la longueur longitudinale 55. Le trépan de forage 14 peut former un alésage 18 à travers une formation souterraine 50. Dans certains cas, l'alésage18 peut être un puits de forage destiné à être utilisé dans des opérations de 4 forage pétrolier et gazier pour récupérer les hydrocarbures en provenance de la formation souterraine 50. [0016] En outre, alors que la figure 1 détaille un alésage s'étendant de manière sensiblement verticale, il est dans la portée de la présente invention de mettre en oeuvre le procédé et/ou le système dans un alésage s'étendant verticalement, un alésage s'étendant horizontalement ou toute combinaison de ceux-ci entre dans le cadre de la présente invention. [0017] Le train de tiges de forage 10 peut comporter un ou plusieurs capteurs 102 disposés le long des un ou plusieurs tubes 12 ou du trépan de forage 14. Les un ou plusieurs capteurs 100 peuvent mesurer les propriétés du fluide 20 à l'intérieur de l'alésage 18 et entourant les un ou plusieurs tubes 12 ou le trépan de forage 14. Les propriétés du fluide peuvent comprendre, sans toutefois s'y limiter, la densité, la viscosité et/ou la fraction volumétrique de chaque composant à des pressions et des températures différentes. Les un ou plusieurs capteurs 102 peuvent être couplés à un ou plusieurs tubes 12 du train de tiges de forage 10 et/ou être intégralement formés dans ceux-ci. Les un ou plusieurs capteurs 102 peuvent également être couplés au trépan de forage 14 et/ou formés intégralement dans celui-ci. Dans au moins un cas, le train de tiges de forage 10 comprend un ou plusieurs capteurs 100 couplés avec les un ou plusieurs tubes et un ou plusieurs capteurs 102 couplés au trépan 14. [0018] Les un ou plusieurs capteurs 102 peuvent être couplés en communication avec un système de densité de fluide 200 pouvant fonctionner pour déterminer la densité du fluide 20 aux propriétés de fluide mesurées à l'intérieur de l'alésage 18. Le dispositif de densité de fluide 206 peut être disposé sur la surface 5, localement sur le train de tiges de forage 10 comprenant le trépan de forage 14 et transmettre des données à un dispositif local, ou à distance vers une installation hors site surveillant les opérations de forage. Les un ou plusieurs capteurs 102 peuvent être couplés en communication avec le dispositif de densité de fluide 200 à travers une connexion câblée ou par l'intermédiaire d'une connexion sans fil, ou une combinaison de celles-ci. [0019] Le fluide 20 à l'intérieur de l'alésage 18 peut être un fluide de forage (par exemple, une boue de forage) comprenant une pluralité de composants individuels. La pluralité de composants individuels du fluide à l'intérieur de l'alésage 18 peut comprendre, sans toutefois s'y limiter, le diesel, l'huile synthétique, l'eau, la saumure, les émulsifiants, les solides, les paraffines, etc. Chacun des composants individuels peut réagir différemment aux modifications de température et de pression lorsque l'alésage 18 s'étend dans la formation souterraine 50. Spécifiquement, des modifications de compressibilité, de volume et/ou de densité des composants individuels du fluide 20 à diverses pressions et températures à l'intérieur de l'alésage 18 peuvent modifier de manière significative les opérations de forage. [0020] Pendant les opérations de forage, telles que celles illustrées à la figure 1, la formation souterraine 50 peut libérer un ou plusieurs gaz, tels que le méthane, qui peut/peuvent se dissoudre à l'intérieur des un ou plusieurs composants individuels du fluide 20. L'entrée et/ou la dissolution d'un ou de plusieurs gaz dans le fluide 20 peut modifier la densité de circulation équivalente (ECD) et/ou la viscosité des un ou plusieurs composants individuels et/ou du fluide 20. La modification de l'ECD et/ou de la viscosité du fluide 20 peut nécessiter un réglage des opérations de forage pour assurer des opérations en toute sécurité sans endommager le train de tiges de forage 10, l'alésage 18 et/ou la formation souterraine 50. [0021] Le réglage des opérations de forage et des paramètres de fonctionnement peut comprendre, sans toutefois s'y limiter, une modification de la vitesse de rotation du trépan de forage et/ou du train de tiges de forage 10, le réglage de la contre-pression à la surface, la modification du fluide de forage utilisé, la modification du débit de pompe, ou tout autre paramètre de forage connu. [0022] Le dispositif de densité de fluide 206 et un ou plusieurs capteurs 102 couplés à celui- ci peuvent être mis en oeuvre avec de nombreuses opérations de forage, y compris, sans toutefois s'y limiter, le forage sous pression géré (MPD), le forage sous-équilibré (UBD), le forage suréquilibré (OBD), la mesure lors du forage (MWD), l'enregistrement lors du forage, l'automatisation du forage, l'opération de commande de puits ou toute combinaison de ces derniers pour fournir des informations plus détaillées sur les propriétés des fluides à l'intérieur de l'alésage 18 et leurs effets respectifs sur les opérations de forage, afin de rendre les opérations de forage plus sûres et plus efficaces. L'utilisation du système de forage 100 pendant les opérations de forage peut aider à déterminer la pression de fond de trou et les modifications de fluide au cours des opérations de forage, entraînant une réduction du temps non productif (TNP). [0023] La pression de fond de trou déterminée peut permettre au système de forage de gérer la commande de la pression pour maintenir la pression de fond de trou au-dessus de la pression de formation (c'est-à-dire le forage en suréquilibre). Le système peut en outre calculer un plan de correction volumétrique minimal et un plan de modulation de la pression de surface pour faire circuler le gaz dissous hors de l'alésage tout en augmentant la densité du fluide afin de rétablir la pression hydrostatique au-dessus de la pression de formation. [0024] Dans au moins un cas, le système de forage 100 peut être un système de forage de pétrole et de gaz formant un puits de forage 18 à travers une formation souterraine 50 pour récupérer des hydrocarbures. Les un ou plusieurs capteurs 102 peuvent mesurer la pression et/ou la température du fluide de forage (par exemple, la boue de forage) utilisé à l'intérieur du puits de forage 18 pendant les opérations de forage. Le système 6 de forage 100 peut être mis en oeuvre avec n'importe quelle boue de forage et/ou mélange de boues de forage utilisé dans l'industrie du pétrole et du gaz. [0025] Alors que la figure 1 illustre une opération de forage terrestre, le procédé et le système de fluide de forage tels que décrits dans les présentes peuvent être mis en oeuvre de manière similaire dans une opération de forage marin sans s'écarter de la portée. [0026] La figure 2 illustre une représentation schématique d'un système de fluide de forage 200. Le système de fluide de forage 200 peut comprendre un ou plusieurs capteurs 202 couplés à un appareil de forage 204. L'appareil de forage 204 peut comprendre un train de tiges de forage, un ou plusieurs tubes et/ou un trépan de forage, ou toute combinaison de ceux-ci. Les un ou plusieurs capteurs 202 peuvent être disposés le long de l'appareil de forage 204 ou formés intégralement avec celui-ci et couplés en communication à un dispositif de densité de fluide 206. Les un ou plusieurs capteurs 202 peuvent être couplés en communication, par l'intermédiaire d'une connexion filaire ou sans fil, au dispositif de densité de fluide 206. Les un ou plusieurs capteurs 202 peuvent fonctionner pour mesurer une ou plusieurs caractéristiques d'un fluide adjacent aux un ou plusieurs capteurs 202. Le fluide peut comprendre un ou plusieurs composants individuels formant collectivement un fluide singulier. Les une ou plusieurs caractéristiques du fluide peuvent comprendre au moins une température et/ ou une pression. [0027] Le dispositif de densité de fluide 206 peut comprendre un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 et au moins un processeur 210. Le dispositif de densité de fluide 206 peut être couplé en communication avec les un ou plusieurs capteurs 202 pour recevoir les une ou plusieurs caractéristiques mesurées du fluide. Les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 peuvent contenir des informations de stockage relatives à des propriétés pour chacun des un ou plusieurs composants individuels dans des conditions de température et/ou de pression variables. Les propriétés de chacun des un ou plusieurs composants individuels dans des conditions de température et/ou de pression variables peuvent être déterminées dans un environnement commandé afin de déterminer les variations de volume, de viscosité et/ou de solubilité de gaz, et stockées dans les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208. Les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 peuvent stocker des propriétés pour un nombre quelconque de composants individuels, y compris des composants non utilisés dans le fluide à un moment particulier. [0028] Les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 peuvent être des dispositifs de stockage accessibles localement, tels qu'un ou plusieurs lecteurs de disque dur (HDD), un ou plusieurs lecteurs à semi-conducteur (SSD), une ou plusieurs mémoire flash ou un ou plusieurs dispositifs de stockage exploité et géré à distance (par exemple, serveur, stockage en nuage, etc.). 7 [0029] Les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 peuvent également stocker des in- formations relatives à la solubilité de gaz (Rs) de chacun des un ou plusieurs composants individuels. La solubilité de gaz (Rs) peut être définie comme un rapport entre le volume de gaz dissous dans des conditions standard à l'intérieur des composants individuels et le volume du composant individuel dans des conditions standard. La solubilité de gaz (Rs) peut être représentée par l'équation (1) ci-dessous : [0030] [Math.1] vS TC R - [0031] dans laquelle V dgASTC est le volume de gaz dissous dans le composant individuel dans les conditions standard et VASTC est le volume du composant individuel dans les conditions standard. De même, la solubilité de gaz (Rs) peut être déterminée dans diverses conditions de pression et de température prédéterminées et adaptée à une corrélation empirique et stockée à l'intérieur des un ou plusieurs dispositifs de stockage 208. La solubilité de gaz (Rs) peut être calculée en temps réel ou pré-calculée pour une plage de conditions prédéterminées et est ensuite accessible à la réception d'une température et/ou d'une pression mesurée par les un ou plusieurs capteurs 202. Le dispositif de densité de fluide 206 peut accéder, à partir des un ou plusieurs dispositifs de stockage, à la solubilité de gaz (Rs) d'un composant individuel particulier du fluide à une température et à une pression mesurées. [0032] Dans au moins un cas, au cours d'une opération de forage de puits, des gaz (par exemple, le méthane (CH4) et l'éthane (C2H6)) devraient se dissoudre à l'intérieur du fluide de forage avec des impuretés (par exemple, le dioxyde de carbone (CO2), l'azote (N2), le sulfure d'hydrogène (H2S)). [0033] Le dispositif de densité de fluide 206 peut déterminer (par exemple, accéder à une valeur pré-calculée à partir d'un ou de plusieurs dispositifs de stockage) la solubilité de gaz (Rs) pour un nombre quelconque de composants individuels à l'intérieur du fluide, en particulier les composants individuels dans une phase liquide. On peut supposer que la solubilité de gaz (Rs) est sensiblement nulle pour un quelconque composant individuel du fluide sous forme inerte. [0034] La solubilité de gaz (Rs) connue des un ou plusieurs composants individuels à l'intérieur du fluide peut permettre au dispositif de densité de fluide 206 de déterminer la température et/ou la pression à laquelle le gaz commencera à s'échapper en tant que phase séparée. Le système de forage 100 peut régler un ou plusieurs paramètres d'opération de forage en réponse à la température et/ou à la pression de séparation de gaz déterminée. [0035] Les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 peuvent également stocker des in- 8 formations relatives à un facteur de formation de volume (B) de chacun des un ou plusieurs composants individuels du fluide à des températures et à des pressions variables. Le facteur de formation de volume (B) peut décrire la différence de volume d'un composant individuel dans des conditions mesurées (par exemple, en fond de trou) et dans des conditions standard (par exemple, une surface). Le facteur de formation de volume (B) peut être représenté par l'équation (2) ci-dessous : [0036] [Math.2] ,R C (2) B T C [0037] dans laquelle VARC est le volume du composant individuel dans les conditions mesurées et peut comprendre une quantité prédéterminée de gaz qui y est dissoute, et VASTC correspond au volume du composant individuel dans des conditions standard. Le volume dans la condition mesurée peut comprendre le gaz qui y est dissous, tout en tenant compte de la variation totale du volume en raison des modifications de température et de pression. La modification de volume total peut être déterminée dans diverses conditions de pression et de température prédéterminées avec différentes quantités de gaz dissous. Une corrélation empirique peut être ajustée aux modifications de volume total calculées, et stockée à l'intérieur des un ou plusieurs dispositifs de stockage 208. Le dispositif de densité de fluide 206 peut accéder, à partir des un ou plusieurs dispositifs de stockage 208, au facteur de formation de volume (B) d'un composant individuel particulier du fluide à une température et à une pression mesurées par les un ou plusieurs capteurs 202. [0038] Le dispositif de densité de fluide 206 peut déterminer le facteur de formation de volume (B) pour un nombre quelconque de composants individuels à l'intérieur du fluide, en particulier les composants individuels dans une phase liquide. Le facteur de formation de volume (B) peut être supposé être sensiblement égal à un (B = 1) pour tout composant individuel du fluide sous forme solide. [0039] Dans au moins un cas, le fluide peut contenir jusqu'à 40 % de particules solides (par exemple, la baryte). Les composants individuels dans une phase solide sont généralement considérés comme inertes, la masse et le volume n'étant pas modifiés par les conditions extérieures, telles que la température et la pression. Le volume absolu du fluide ou de l'émulsion de base est réduit, ce qui signifie que les fluides ayant une teneur élevée en solides sont moins sensibles aux modifications de volume lorsque les conditions environnementales changent (par exemple, la température et la pression). [0040] Le dispositif de densité de fluide 206 et l' au moins un processeur 210 peuvent être utilisés pour déterminer les modifications de volume total pour chaque composant individuel du fluide par la détermination des valeurs Rs et B appropriées sur la base des une ou plusieurs conditions mesurées par les un ou plusieurs capteurs 202. La modi- 9 fication de volume total pour le fluide dans les conditions de fonctionnement peut être déterminée par la multiplication du volume de fluide dans les conditions standard (par exemple, les conditions de surface) par la somme d'un facteur de formation de volume multiplié par une fraction de volume pour chacun des composants individuels. La modification de volume total peut être représentée par l'équation (3) ci-dessous : [0041] [Math.3] (3) V Tl W 7S TD B -a [0042] Dans l'équation (3), Bi est le facteur de formation de volume pour le composant in- dividuel aux propriétés mesurées du fluide et ai est la fraction de volume du composant individuel par rapport au fluide. La modification de volume total peut être le volume modifié de gaz de formation qui peut comprendre un ou plusieurs gaz dissous à l'intérieur du fluide (et/ou un ou plusieurs composants). [0043] Le dispositif de densité de fluide 206 et l'au moins un processeur 210 peuvent dé- terminer la masse totale représentant le gaz dissous à l'intérieur du fluide. La masse totale peut être représentée par l'équation (4) ci-dessous : [0044] [Math.4] (4) 11/ ri,w= mdg I im 1 [0045] Dans l'équation (4), mi est la masse pour le composant individuel et mdg est la masse de gaz dissous. Le dispositif de densité de fluide 206 et l'au moins un processeur 210 peuvent calculer la nouvelle densité de fluide (p) à l'aide du nouveau volume et de la nouvelle masse tels que déterminés respectivement par l'équation (3) et l'équation (4). La nouvelle équation de densité (p) peut être représentée comme suit par l'équation (5) ci-dessous : [0046] [Math.5] (5) ri e w M e V e [0047] La nouvelle densité peut représenter la densité modifiée de gaz de formation. La densité modifiée de gaz de formation peut être la densité du fluide avec les un ou plusieurs gaz dissous dans celui-ci. Le dispositif de densité de fluide 206 et les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 peuvent accéder et stocker des informations relatives à une pluralité de composants individuels couramment utilisés ou mis en oeuvre à l'intérieur de fluides de forage. Dans le calcul de la nouvelle densité (p), le dispositif de densité de fluide 206 peut supposer que des composants solides (par exemple, la baryte) à l'intérieur du fluide ne sont pas affectés par les modifications de température et/ou de pression. Le dispositif de densité de fluide 206 peut en outre ignorer les réactions entre des composants individuels du fluide, supposant ainsi que les composants individuels du fluide se comportent de manière identique, qu'ils soient séparés ou combinés. [0048] Le système de fluide de forage 200 peut utiliser la nouvelle densité (p) (par exemple, la densité modifiée de gaz de formation) pour prendre des décisions opérationnelles pendant les opérations de forage, y compris, sans toutefois s'y limiter, la vitesse de rotation (par exemple, tours par minute (tr/min)), la position de duse pour régler la contre-pression, le fluide de forage, le débit du fluide de forage, etc. Le dispositif de densité de fluide 206 et l'au moins un processeur 210 peuvent être couplés en communication avec l'appareil de forage 204 pour effectuer une ou plusieurs modifications opérationnelles dans les opérations de forage en vue des modifications de densité du fluide adjacent à et/ou entourant l'appareil de forage 204. [0049] Dans au moins un cas, le dispositif de densité de fluide 206 peut déterminer les modi- fications de densité d'un fluide de forage dus aux modifications de température, de pression et/ou de la dissolution du gaz de formation dans le fluide de forage, et régler la contre-pression de l'appareil de forage afin de maintenir les opérations de forage dans les limites de sécurité appropriées. Le dispositif de densité de fluide 206 peut en outre déterminer des modifications de compressibilité et/ou de viscosité du fluide de forage en raison de variations de température, de pression, et/ou de la dissolution du gaz de formation dans le fluide de forage. Le dispositif de densité de fluide 206 peut déterminer une compressibilité modifiée de gaz de formation du fluide de forage. La compressibilité modifiée par le gaz de formation peut être déterminée à l'aide du volume modifié par le gaz de formation. Le dispositif de densité de fluide 206 peut déterminer la viscosité modifiée de gaz de formation du fluide de forage. [0050] La figure 3 illustre un exemple de solubilité du méthane dans des huiles de base sé- lectives ou des composants d'huile de base pour déterminer la solubilité de gaz selon la présente invention. La solubilité de gaz (Rs) du méthane varie en fonction de la température et/ou de la pression. Le système de fluide de forage 200 peut mettre en oeuvre un ou plusieurs diagrammes de solubilité de gaz (par exemple, la solubilité du méthane comme détaillé dans la figure 3) dans les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208. La solubilité de gaz (Rs) peut être déterminée dans un environnement commandé dans une pluralité de conditions environnementales prédéterminées et un ajustement empirique peut ensuite être appliqué pour interpoler des mesures situées entre des conditions environnementales prédéterminées. Les conditions mesurées avec l'ajustement empirique et/ou les interpolations peuvent être stockées dans les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 du système de fluide de forage 200 montré dans la figure 2. Les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 peuvent comprendre des données mesurées pour un nombre quelconque de composants individuels (par exemple, diesel, huile, eau, saumure, glycols, glycérine, saumures de NaC1, saumures au chlorure de calcium, saumures au formiate de césium, saumures au formiate 11 (potassium, sodium et calcium), eau de mer, saumures de chlorure de potassium, saumures de bromure (sodium, calcium et zinc), etc.) et pour un nombre quelconque de solubilités de gaz individuels (par exemple, méthane, éthane, dioxyde de carbone, azote, sulfure d'hydrogène, etc.) [0051] Comme représenté dans la figure 3, une pluralité de changement de composants in- dividuels dans diverses conditions peut être pré-calculée dans un réglage commandé. Alors que la figure 3 trace des composants individuels d'huile minérale, de paraffine linéaire, de n-paraffine, de diesel no.2, de n-paraffine (SPE 91009) et d'ester, il est dans la portée de la présente invention de comprendre tous composants individuels à l'intérieur du système de fluide de forage 200. Le système de fluide de forage 200 peut être utilisé pour stocker et/ou recevoir des informations concernant tout composant individuel à utiliser avec une opération de forage. [0052] La figure 4 illustre un exemple de corrélation de facteur de volume de formation dans une boue à base d'huile selon la présente invention. Le facteur de volume de formation établit une relation entre la densité et le volume du fluide (fluide de forage et gaz dissous) et les composants de gaz libre à des conditions de pression et de température données. Le concept de facteur de volume de formation a été initialement utilisé pour les mélanges de pétrole et de gaz, mais il peut être étendu à n'importe quel mélange de gaz et de liquide soluble. Le facteur de volume de formation (B) pour un ou plusieurs composants individuels avec une solubilité de gaz (Rs) variable aux propriétés mesurées peut être déterminé dans un réglage commandé, et un ajustement ou une interpolation empirique peut être utilisé(e) pour déterminer les valeurs intervenant dans des conditions mesurées prédéterminées. Le facteur de volume de formation (B) peut être stocké sur les un ou plusieurs dispositifs de stockage 208 à l'intérieur du système de fluide de forage 200 de la figure 2. Alors que la figure 4 illustre un facteur de volume de formation pour une boue à base d'huile (Bmud) pour du méthane dissous dans du diesel, il est dans la portée de l'invention de calculer un nombre quelconque de facteurs de volume de formation (B) de composants individuels dans un tableau de données ou les corrélations empiriques avec un nombre quelconque de gaz qui y sont dissous. [0053] La figure 5 est un schéma fonctionnel d'un exemple de dispositif 500 qui peut être utilisé pour mettre en oeuvre la présente invention pour déterminer la densité d'un fluide. Le dispositif 500 est configuré pour effectuer un traitement de données et communiquer avec les un ou plusieurs capteurs associés au dispositif de densité de fluide 200 et/ou couplés en communication avec le dispositif de densité de fluide 206. Comme indiqué, le dispositif 500 comprend des composants matériels et logiciels tels que des interfaces réseau 510, au moins un processeur 520, des capteurs 560 et une mémoire 540 interconnectée par un bus de système 550. Les dispositifs de stockage 12 208 décrits ci-dessus peuvent être la mémoire 540 et/ou le processeur 210 décrit peut être le processeur 520. Les interfaces réseau 510 comprennent des circuits mécaniques, électriques et de signalisation pour la communication de données sur des liaisons de communication, qui peuvent comprendre des liaisons de communication câblées ou sans fil. Les interfaces réseau 510 sont configurées pour transmettre et/ou recevoir des données à l'aide d'une variété de protocoles de communication différents, comme le comprendra l'homme du métier. [0054] Le processeur 520 représente un processeur de signal numérique (par exemple, un microprocesseur, un microcontrôleur ou un processeur à logique fixe, etc.) configuré pour exécuter des instructions ou une logique pour effectuer des tâches dans un environnement de puits de forage. Le processeur 520 peut comprendre un processeur à usage général, un processeur à usage spécifique (où des instructions logicielles sont incorporées dans le processeur), une machine à états, un circuit intégré à application spécifique (ASIC), un réseau de portes programmables (PGA) comprenant un champ PGA, un composant individuel, un groupe distribué de processeurs, etc. Le processeur 520 fonctionne généralement avec le concours d'un matériel partagé ou dédié, y compris, sans toutefois s'y limiter, un matériel capable d'exécuter des logiciels et du matériel. Par exemple, le processeur 520 peut comprendre des éléments ou une logique adaptés pour exécuter des programmes logiciels et manipuler des structures de données 545, qui peuvent résider dans la mémoire 540. [0055] Les capteurs 560 fonctionnent généralement avec le concours d'un processeur 520 pour effectuer des mesures de puits de forage, et peuvent comprendre des processeurs à usage spécial, des détecteurs, des émetteurs, des récepteurs, etc. De cette manière, les capteurs 560 peuvent comprendre du matériel/logiciel pour générer, transmettre, recevoir, détecter, enregistrer et/ou échantillonner des champs magnétiques, une activité sismique et/ou des ondes acoustiques ou d'autres paramètres de puits. [0056] La mémoire 540 comprend une pluralité d'emplacements de stockage qui sont adressables par le processeur 520 pour stocker des programmes logiciels et des structures de données 545 associés aux modes de réalisation décrits dans les présentes. Un système d'exploitation 542, dont certaines parties peuvent résider typiquement dans la mémoire 540 et être exécutées par le processeur 520, organise fonctionnellement le dispositif en appelant, entre autres, des opérations prenant en charge des processus et/ou des services logiciels 544 exécutés sur le dispositif 500. Ces processus et/ou services logiciels 544 peuvent effectuer un traitement de données et une communication avec le dispositif 500, comme décrit dans les présentes. Il est à noter que, alors que le processus/service 544 est représenté dans la mémoire centralisée 540, certains modes de réalisation prévoient que ces processus/services soient exploités dans un réseau informatique distribué. 13 [0057] Il sera évident pour l'homme du métier que d'autres types de processeur et de mémoire, y compris divers supports lisibles par ordinateur, peuvent être utilisés pour stocker et exécuter des instructions de programme relatives aux techniques d'évaluation de fluide décrites dans les présentes. De même, bien que la description illustre divers processus, il est expressément envisagé que divers processus peuvent être mis en oeuvre sous forme de modules ayant des parties du processus/service 544 codées sur celui-ci. De cette manière, les modules de programme peuvent être codés sur un ou plusieurs supports de stockage lisible par un ordinateur tangible (non transitoires) pour l'exécution, comme par exemple avec une logique fixe ou une logique programmable (par exemple, des instructions logicielles/informatiques exécutées par un processeur, et tout processeur peut être un processeur programmable, une logique numérique programmable telle que des réseaux de portes programmables par l'utilisateur ou un ASIC comprenant une logique numérique fixe. En général, toute logique de processus peut être mise en oeuvre dans le processeur 520 ou sur un support lisible par ordinateur codé avec des instructions à exécuter par le processeur 520 qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, peuvent fonctionner pour amener le processeur à exécuter les fonctions décrites dans les présentes. [0058] Les modes de réalisation montrés et décrits ci-dessus ne sont que des exemples. Même si de nombreuses caractéristiques et de nombreux avantages de la technologie actuelle ont été exposés dans la description précédente, ainsi que des détails sur la structure et la fonction de la présente invention, l'invention est donnée uniquement à titre d'illustration et des modifications peuvent être apportées dans les détails, en particulier en ce qui concerne la forme, la taille et la disposition des pièces dans les principes de la présente invention dans toute la mesure indiquée par le sens général large des termes utilisés dans les revendications jointes en annexe. On comprendra donc que les modes de réalisation décrits ci-dessus peuvent être modifiés dans le cadre des revendications jointes en annexe. BANQUE D'ÉNONCÉS : [0059] Énoncé 1 : un procédé de détermination de la densité d'un fluide de forage avec un fluide de contamination dissous, le procédé comprenant le positionnement d'un ou de plusieurs capteurs à l'intérieur d'un puits de forage, les un ou plusieurs capteurs pouvant fonctionner pour mesurer une ou plusieurs caractéristiques d'un fluide à l'intérieur du puits de forage, les une ou plusieurs caractéristiques du fluide étant au moins l'une d'une température et d'une pression, le fluide comprenant un ou plusieurs composants individuels, l'obtention d'une valeur de solubilité de gaz et d'un facteur de formation de volume pour les un ou plusieurs composants individuels du fluide sur la base des une ou plusieurs caractéristiques mesurées, le calcul d'un volume modifié de gaz de formation du fluide de forage à l'aide du facteur de formation de volume et 14 d'une fraction de volume pour chacun des un ou plusieurs composants individuels, la détermination d'une masse totale du fluide de forage à l'aide de la masse des un ou plusieurs composants individuels et d'une masse de gaz dissous, et la détermination d'une densité modifiée de gaz de formation du fluide de forage sur la base de la masse totale et du volume modifié de gaz de formation. [0060] Énoncé 2 : le procédé selon l'énoncé 1, comprenant en outre la détermination d'une température et/ou d'une pression à l'intérieur du puits de forage à laquelle le gaz dissous à l'intérieur des un ou plusieurs composants individuels du fluide se sépare. [0061] Énoncé 3 : le procédé selon l'énoncé 1 ou l'énoncé 2, comprenant en outre le réglage d'un ou de plusieurs paramètres de fonctionnement pour maintenir la pression de fond de trou au-dessus de la pression de formation. [0062] Énoncé 4 : le procédé selon l'un quelconque des énoncés 1 à 3, comprenant en outre le réglage d'un ou de plusieurs paramètres d'opération de forage sur la base de la densité modifiée de gaz de formation déterminée. [0063] Énoncé 5 : le procédé selon l'un quelconque des énoncés 1 à 4, dans lequel le facteur de formation de volume est calculé pour chacun des un ou plusieurs composants individuels du fluide dans une phase liquide. [0064] Énoncé 6 : le procédé selon l'un quelconque des énoncés 1 à 5, dans lequel la valeur de solubilité de gaz des un ou plusieurs composants individuels est un rapport entre un volume de gaz dissous à l'intérieur de l'un des un ou plusieurs composants individuels et le volume du composant individuel. [0065] Énoncé 7 : le procédé selon l'un quelconque des énoncés 1 à 6, comprenant en outre la détermination d'une viscosité modifiée de gaz de formation du fluide de forage. [0066] Énoncé 8 : le procédé selon l'un quelconque des énoncés 1 à 7, comprenant en outre la détermination d'une compressibilité modifiée de gaz de formation du fluide de forage. [0067] Énoncé 9 : un système de forage comprenant un ou plusieurs capteurs positionnés à l'intérieur d'un puits de forage, les un ou plusieurs capteurs pouvant fonctionner pour mesurer une ou plusieurs caractéristiques d'un fluide à l'intérieur du puits de forage, les une ou plusieurs caractéristiques du fluide étant au moins l'une d'une température et d'une pression, un train de tiges de forage disposé à l'intérieur du puits de forage, au moins une partie du train de tiges de forage pouvant tourner par rapport au puits de forage, un ou plusieurs dispositifs de stockage, le dispositif de stockage stockant des valeurs de solubilité de gaz et des facteurs de formation de volume pour une pluralité de composants individuels dans une phase liquide, un ou plusieurs processeurs couplés au train de tiges de forage, le processeur pouvant fonctionner pour obtenir, à partir des un ou plusieurs dispositifs de stockage, une valeur de solubilité de gaz et un facteur de formation de volume pour un ou plusieurs composants individuels du fluide aux une ou plusieurs caractéristiques mesurées, calculer un volume modifié de gaz de formation du fluide à l'aide du facteur de formation de volume et d'une fraction de volume pour chacun des un ou plusieurs composants individuels, déterminer une masse totale du fluide à l'aide de la masse des un ou plusieurs composants individuels et d'une masse de gaz dissous à l'intérieur de chacun des un ou plusieurs composants individuels, et déterminer une densité modifiée de gaz de formation du fluide à partir de la masse totale et du volume modifié de gaz de formation. [0068] Énoncé 10 : le système de forage selon l'énoncé 9, dans lequel le facteur de formation de volume est calculé pour chacun des un ou plusieurs composants individuels disposés à l'intérieur du fluide dans une phase liquide. [0069] Énoncé 11 : le système de forage selon l'énoncé 9 ou l'énoncé 10, dans lequel la valeur de solubilité de gaz des un ou plusieurs composants individuels est un rapport entre un volume de gaz dissous à l'intérieur de l'un des un ou plusieurs composants individuels et le volume du composant individuel. [0070] Énoncé 12 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 11, comprenant en outre la détermination d'une viscosité modifiée de gaz de formation du fluide de forage. [0071] Énoncé 13 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 12, comprenant en outre la détermination d'une compressibilité modifiée de gaz de formation du fluide de forage. [0072] Énoncé 14 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 13, dans lequel les un ou plusieurs dispositifs de stockage sont des dispositifs de stockage situés à distance. [0073] Énoncé 15 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 14, dans lequel les un ou plusieurs dispositifs de stockage sont basés sur le nuage. [0074] Énoncé 16 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 15, dans lequel la valeur de solubilité de gaz et le facteur de formation de volume pour les un ou plusieurs composants individuels sont calculés dans un environnement commandé. [0075] Énoncé 17 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 16, dans lequel la valeur de solubilité de gaz et le facteur de formation de volume pour les un ou plusieurs composants individuels sont interpolés à partir d'une ou de plusieurs valeurs calculées dans des conditions prédéterminées. [0076] Énoncé 18 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 17, dans lequel la rotation du train de tiges de forage peut être réglée sur la base au moins en partie de la densité modifiée de gaz de formation déterminée du fluide. [0077] Énoncé 19 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 18, dans lequel un ou plusieurs paramètres d'opération de forage sont réglés sur la base de la densité modifiée de gaz de formation déterminée. 16 [0078] Énoncé 20 : le système de forage selon l'un quelconque des énoncés 9 à 18, dans lequel une contre-pression peut être réglée sur la base de la densité modifiée de gaz de formation déterminée du fluide. [0079] Énoncé 21 : un appareil de forage comprenant un dispositif de forage, au moins une partie du dispositif de forage pouvant tourner par rapport à un axe longitudinal du dispositif de forage, un ou plusieurs capteurs positionnés le long du dispositif de forage, les un ou plusieurs capteurs pouvant fonctionner pour mesurer une ou plusieurs caractéristiques d'un fluide, les une ou plusieurs caractéristiques du fluide étant au moins l'une d'une température et d'une pression, un ou plusieurs dispositifs de stockage couplés en communication avec le dispositif de forage, le dispositif de stockage stockant des valeurs de solubilité de gaz et des facteurs de formation de volume pour une pluralité de composants individuels dans une phase liquide, un ou plusieurs processeurs couplés en communication avec le dispositif de forage, les un ou plusieurs processeurs pouvant fonctionner pour : obtenir, à partir des un ou plusieurs dispositifs de stockage, une valeur de solubilité de gaz et un facteur de formation de volume pour un ou plusieurs composants individuels du fluide aux une ou plusieurs caractéristiques mesurées, calculer un volume modifié de gaz de formation du fluide à l'aide du facteur de formation de volume et une fraction de volume pour chacun des un ou plusieurs composants individuels, déterminer une masse totale du fluide à l'aide de la masse des un ou plusieurs composants individuels et d'une masse de gaz dissous à l'intérieur de chacun des un ou plusieurs composants individuels, et déterminer une densité modifiée de gaz de formation du fluide à partir de la masse totale et du volume modifié de gaz de formation. [0080] Énoncé 22 : l'appareil de forage selon l'énoncé 21, dans lequel le facteur de formation de volume est calculé pour chacun des un ou plusieurs composants individuels disposés à l'intérieur du fluide dans une phase liquide. [0081] Énoncé 23 : l'appareil de forage selon l'énoncé 21 ou l'énoncé 22, dans lequel la valeur de solubilité de gaz des un ou plusieurs composants individuels est un rapport entre un volume de gaz dissous à l'intérieur de l'un des un ou plusieurs composants individuels et le volume du composant individuel. [0082] Énoncé 24 : l'appareil de forage selon l'un quelconque des énoncés 21 à 23, comprenant en outre la détermination d'une viscosité modifiée de gaz de formation du fluide de forage. [0083] Énoncé 25 : l'appareil de forage selon l'un quelconque des énoncés 21 à 24, dans lequel un ou plusieurs paramètres d'opération de forage sont réglés sur la base de la densité modifiée de gaz de formation déterminée. 17 [Revendication 1] [Revendication 2] [Revendication 3]