Forage dirigé

Un forage dirigé sous une ville

Le forage directionnel (ou forage oblique) est un forage non vertical. Il peut être décomposé en trois groupes principaux: les forages directionnels pétroliers, les forages directionnels utilitaires (en) (ou forage directionnel horizontal) pour le passage de cables sans faire de tranchée, et les forages dans les filons (pour le méthane de houille par exemple).

Histoire

Plusieurs conditions préalables ont permis à cette technologies de devenir plus productifs. Probablement la première exigence était la réalisation que les puits de pétrole - de puits pour l'eau, qui ne soit pas nécessairement verticaux. Cette évolution a été assez lente, et n'a pas vraiment attirer l'attention de l'industrie pétrolière jusqu'à la fin des années 1920; quand il y avait plusieurs procès, à propos de puits forés à partir d'une propriété avaient traversé la limite et pénétré dans un réservoir sur une propriété adjacente. Initialement, les indications indirectes telles que les changements de production de puits pré-existante étaient acceptée, mais de tels cas, a permis le développement d'outils de petit diamètre capable de sonder les puits lors du forage.

Mesurer l'inclinaison d'un puits (son écart par rapport à la verticale) est relativement simple, cela ne nécessite seulement un pendule. La mesure de l'azimut (direction par rapport dans le plan horizontal), était elle plus difficile. Dans certaines circonstances, les champs magnétiques peuvent être utilisés, mais pourrait être perturbé par les parties métalliques du puits de forage ou du matériel de forage. Le progrès decisif a été l'adaptation de petites boussoles gyroscopiques par Sperry Corporation, qui fabriquait des boussoles similaires pour la navigation aéronautique. Sperry l'a produit suite à un contrat passé avec Sun Oil (qui avait été impliqués dans un procès comme décrit ci-dessus). Une filiale la "Sperry Sun" a été formé, dont la marque continue d'exister à ce jour, qui par la suite a été absorbé par Halliburton. Trois composantes sont mesurées en tout point dans un puits de forage afin de déterminer sa position: la profondeur (profondeur mesurée), l'inclinaison et l'azimut magnétique au point considéré. Ces trois composants combinés constitue une mesure. Une série de mesures consécutives sont nécessaires pour suivre les progrès et l'emplacement d'un forage. Plusieurs des premières innovations telles que la technologie mono-coup, entre autres, pour les études de sol ont été développés par Robert Richardson, un foreur directionnel indépendants qui a commencé a forér dans les années 1940 et qui était encore en activité en 2008^[1].

Une expérience préalable avec un forage rotatif avait permit d'établir plusieurs principes pour la mise en œuvre des équipements de forage en tête de forage ("Bottom Hole Assembly" ou "BHA") qui étaient enclins à forer de travers (les écarts initiaux accidentels par rapoort à la verticale serait accrue). Une contre-expérience avait aussi donné aux premiers foreurs directionnels, des principes de conception et mise en œuvre du forage BHA qui permettait de faire un trou tordu proche de la verticale.

En 1934, John H. Eastman de Long Beach, en Californie, est devenu un pionnier dans le forage directionnel, lorsque lui et George Failing d'Enid, en Oklahoma, ont sauvé le champ de pétrole Conroe au Texas. Failing avait récemment breveté un camion de forage. Il avait fondé sa société en 1931 quand il a assemblé une installation de forage sur un camion, et à une source de puissance. Cette innovation a permis le forage rapide d'une série de puits obliques. Cette capacité à forer rapidement plusieurs puits de secours pour réduire l'énorme pression du gaz a été critique pour éteindre l'incendie Conroe. (E & P, "Making a hole was hard work" (Forer un trou a été un travail difficile), Kris Wells, American Oil & Gas Historical Society Contributing Editor, 1^er novembre 2006 et «Technology and the Conroe Crater"). En mai 1934, l'article de Popular Science Monthly, il a été déclaré que «Seule une poignée d'hommes dans le monde ont l'étrange pouvoir de faire, à un mile de profondeur, de la rotation à l'extrémité d'un tuyau de forage en acier, un serpent qui suit son chemin dans une courbe ou selon l'angle d'une jambe de chien, pour atteindre un point désiré". Eastman Whipstock, Inc, serait devenue la plus grande entreprise au monde de forage directionnelle en 1973.

Ensemble, ces outils de mesures et les conceptions BHA ont rendu le forage directionnel possible, mais il a été perçu comme ésotérique. L'autre avancée majeure suivante s'est produite dans les années 1970, quand les moteurs de forage de fond (moteurs à boue aka, mue par l'énergie hydraulique de la boue de forage circulant jusqu'au bas de la colonne de forage) est devenu commun. Ils ont permis à l'extrémité d'être tourner au fond du trou, tandis que la plupart des tubes de forage restait statique. Y compris un morceau de tuyau coudé placé entre les tubes de forage fixes et le haut du moteur a permis de modifier la direction du puits sans avoir besoin de sortir toutes les tiges de forage. Couplé au développement des moyens de mesure en cours de forage (en utilisant la télémétrie d'impulsion via la boue ou la télémétrie EM, ce qui permet aux moyens de mesure en bas du trou de forage d'envoyer des données directionnelles à la surface sans perturber les opérations de forage), le forage directionnel est devenu plus facile. Certains profils ne pouvait pas être réalisés, sans tiges de forage rotatives à tout moment.

Interêts

Les forages directionnels sont percés dans plusieurs buts:

• Augmenter la longueur de la section traversant le réservoir par des forages incliné dans le réservoir

• Forer dans un réservoir où l'accès vertical est difficile ou impossible. Par exemple, dans le cadre d'un champ pétrolifère sous une ville, sous un lac, ou au-dessous d'une formation difficile à percer

• Permettre de regrouper plus de têtes de puits en un seul emplacement en surface permet de moins déplacer les derricks, de réduire les surfaces affectées en surface, et de rendre plus facile et moins coûteux la production des puits. Par exemple, sur une plate-forme pétrolière offshore, jusqu'à 40 puits environ peuvent être regroupés. Les puits sont déployées à partir de la plateforme dans le réservoir au-dessous. Ce concept est appliqué au puits terrestres, permettant d'atteindre plusieurs endroits souterrains à partir d'un seul endroit, ce qui permet de réduisant les coûts.

• Forer un «puits de secours» pour réduire la pression d'un puits de production en perdition, pour en reprendre le contôle. Dans ce scénario, un autre puits peut être foré à une distance de sécurité du premier, mais qui croise le premier puits. Ensuite, un fluide lourd est pompé dans le puits de secours pour réduire la pression dans le puits d'origine, jusqu'à le boucher.

Le cheminement de la plus part des forages directionnels sont determinés à l'avance par les ingénieurs et les géologues, avant que le forage ne commence. Lorsque le foreur directionnel démarre le processus de forage, des mesures périodiques sont prises avec un instrument en tête de forage pour mesurer l'inclinaison et l'azimut du puits de forage^[2]. Ces mesures sont généralement prises à intervalles de 10 à 150 mètres. Ces mesures sont faites tous les 10 mètres lors des changements d'angle ou de direction, alors que la distance typique entre deux mesures lorsque le "forage avance" (sans changement d'angle ou de direction) est de 60 à 90 mètres. Pendant les changements d'angle et de direction, en particulier lorsqu'on utilise un moteur en tête de forage, un instrument de mesure en cours de forage est ajouté à la chaîne de forage pour fournir des mesures en continu qui peuvent être utilisées pour faire des ajustement (presque) en temps réel.

Ces données indiquent si le puits suit le chemin prévu et si l'orientation de l'ensemble du forage le fait bien s'écarter comme prévu. Les corrections sont régulièrement faites par des techniques aussi simples qu'ajuster le réglage de la vitesse de rotation ou le poids tiges de forage (poids sur le fond) et leur rigidité, que par des moyens plus compliqués et consommateurs de temps, tels que l'introduction d'un moteur en tête de forage. Les photos, ou les études, décrivant le chemin du puits de forage, sont enregistrées et conservées à des fins d'ingénierie et juridique. Les études menées pendant le forage sont généralement confirmés par une enquête ultérieure dans le forage, généralement en utilisant une caméra.

Une caméra permet de prendre des vues à intervalles des temps réguliers. Elle est encapsulé dans une protection tubulaire et introduite dans la chaine de forage juste au-dessus de la tête de forage, puis la tige de forage est retiré à intervalles de temps régulier, le forage peut ainsi être surveillé à intervalles réguliers (le standard est d'environ tous les 30 mètres), cet intervalle de profondeur typique correspond de 2 ou 3 tiges de forage, connu comme un standard, puisque la plupart des plates-formes de forage retire les tiges avec un tel incrément.

Atteindre un point fortement déporté pr rapport au point de départ nécessite une étude et une planification minutieuse. Les détenteurs du record actuel ont forés des puits ayant un déport de plus de 10 km de l'emplacement de surface à une profondeur de seulement 1 600 à 2 600 m^[3].

Inconvénients

Jusqu'à l'apparition des moteurs de fond moderne et de meilleurs outils pour mesurer l'inclinaison et l'azimut du forage, le forage directionnel et le forage horizontal étaient beaucoup plus lent que le forage vertical dû à la nécessité d'arrêter régulièrement et de mener à bien des mesures régulièrement, et dû à la vitesse de progression plus lente de forage elle-même (faible taux de pénétration). Ces inconvénients ont diminué au fil du temps avec l'amélioration des moteurs de fond et lorsque les mesures semi-continue sont devenu possibles.

Il subsiste quelques différences dans les coûts de réalisation. Pour les puits ayant une inclinaison de moins de 40 degrés, les outils pour effectuer des ajustements ou des travaux de réparation peuvent être abaissé par gravité dans le trou de forage. Pour des inclinaisons supérieures, des équipements plus coûteux doivent être mobilisé pour pousser les outils dans le trou.

Un autre inconvénient des puits avec une forte inclinaison est que la prévention de l'afflux de sable dans le trou est bien fiable et nécessite plus d'effort. Encore une fois, cet inconvénient a diminué de telle sorte que, lorsque le contrôle du sable a bien planifié, il est possible de le réaliser de manière fiable.

Vol de pétrole

En 1990, l'Irak a accusé le Koweït de voler le pétrole irakien par des forages dirigé. Les Nations Unies ont redessiné la frontière après la guerre du Golfe de 1991 qui a libéré le Koweït de sept mois d'occupation irakienne. Saddam Hussein avait fait foré 11 puits de pétrole, installé quelques fermes et une ancienne base navale qui était utilisé par l'Irak, du côté koweïtien^[4].

Au milieu du XX^e siècle, un scandale de forage oblique a éclaté dans le vaste champ pétrolier d'East Texas^[5].

Voir aussi

• Geosteering (en)
• Mud logging (en)
• Mesures pendant le forage (en)
• Logging while drilling (en)
• Mud motor (en)
• Rotary steerable system (en)
• Devico AS (en)

Références

Liens externes

• "Slanted Oil Wells, Work New Marvels" Popular Science, May 1934, early article on the drilling technology
• "Technology and the Conroe Crater" American Oil & Gas Historical Society
• Short video from American Petroleum Institute explaining horizontal drilling for gas extraction from oil shale.
• Une vidéo décrivant un forage horizontal peut être vue là.

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Directional drilling » (voir la liste des auteurs)

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