1. Exercices

Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - Forage Production Gisement 1

PREVENTION DES ERUPTIONS

EXERCICES I

Statique des fluides................................................................................................................2

Correction statique des fluides..........................................................................................6 Formules et notions de base sur l'hydrodynamique...............................................................8

Correction formules et notions de base sur l'hydrodynamique.......................................11 Pertes de charge.................................................................................................................12

Correction pertes de charge..........................................................................................14 Loi des gaz...........................................................................................................................15

Correction loi des gaz .....................................................................................................18 Causes des venues ...............................................................................................................20

Correction causes des venues..........................................................................................23 Signes de venue ...................................................................................................................24

Correction signes de venue .............................................................................................27 Procdures suivre en cas de signes de venue. Fermeture du puits ...................................29

Correction procdures suivre en cas de signes de venue. Fermeture du puits ............34 Observation et volution des pressions suite la fermeture d'un puits ...............................36

Correction observation et volution des pressions suite la fermeture d'un puits ........40 Estimation des risques de fracturation la fermeture d'un puits .........................................42

Correction estimation des risques de fracturation la fermeture d'un puits .................44 Calculs prliminaires la circulation d'une venue ..............................................................45

Correction calculs prliminaires la circulation d'une venue.......................................47

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Statique des fluides

1. Quelle est la pression hydrostatique produite par une colonne de boue de 2 000 m de hauteur et de masse volumique 1 300 kg / m3 ?

255 bar 260 bar 265 bar 2. Quelle densit de boue produit une pression de 500 bar une profondeur de 3 515 m ?

1.42 1.45 1.48 1.52

3. Quelle est l'augmentation de densit qui produit une augmentation de pression hydrostatique de 45 bar 2884 m ?

0.16 0.21 0.28 0.32

4. La pression en tte de tige est de 33 bar, la pression hydrostatique produite par la colonne de fluide l'intrieur de la garniture est de 432 bar. Quelle est la pression exerce au fond du puits ?

399 bar 432 bar 465 bar 5. Avec les donnes de la question prcdente et sachant que la pression en tte de l'espace annulaire est de 65

bar, quelle est la valeur de la pression hydrostatique produite par la colonne de fluide dans l'espace annulaire ?

400 bar 432 bar 464 bar 482 bar

6. Avec les donnes de la question prcdente et sachant que les 9 / 10 de la hauteur de l'espace annulaire sont remplis d'une boue de densit 1.27 et que la profondeur verticale du puits est 3 500 m. Le reste de l'espace annulaire est rempli de gaz, quelle est la densit de ce gaz ?

0.15 0.20 0.23 0.29

7. Sachant que la pression maximum qu'un puits peut supporter une profondeur 3 298 m est de 680 bar et que la densit de la boue qui rempli l'espace annulaire est de 1.84, quelle est la pression maximum ne pas dpasser en tte de l'espace annulaire ?

594 bar 340 bar 85 bar 0 bar

8. Un puits d'une profondeur de 4 321 m est rempli d'une boue de densit 1.56. Quelle hauteur de boue de densit 1.78 faut-il mettre dans l'espace annulaire pour que la pression de fond augmente de 54 bar ?

309 m 353 m 1 817 m 2 504 m


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Donnes communes aux questions 9, 10 et 11.

9. Calculer le dnivel produit, puits ouvert, dans une garniture compose de tiges 5" lorsque l'on pompe l'intrieur des tiges un bouchon de boue lourde de 2 000 litres. La densit de la boue dans le puits est de 1.25, celle du bouchon est 1.70, la capacit intrieure des tiges est 9.10 litres /m.

52 m 79 m 173 m 217 m

10. Quel est le volume total de boue lgre vacue du puits d la mise en place du bouchon lourd ?

720 litres 2002 litres 2 720 litres 3 094 litres

11. Si le puits est ferm juste aprs l'injection du bouchon de boue lourde,

a) Quelle sera la pression en tte des tiges ? -10 bar 0 bar 10 bar 23 bar b) Quelle sera la pression en tte de l'espace annulaire ? 10 bar 0 bar 10 bar 23 bar

12. Calculer la diminution de pression produite sur le fond si l'on sort 1 200 m de tiges 5" sans remplir le puits, les tiges sont remontes vides :

Densit de la boue dans le puits : 1.25,

Capacit intrieure des tiges : 9.10 l / m,

Capacit extrieure des tiges : 13.05 l /m,

Capacit intrieure du tubage : 38.18 l / m,

Profondeur du puits : 3 500 m.


13. Calculer la diminution de pression produite sur le fond si l'on sort 500 m de tiges 5" sans remplir le puits, les tiges sont remontes pleines et la boue se trouvant l'intrieur n'est pas retourne dans le puits.


Capacit intrieure des tiges : 9.10 l / m,

Capacit extrieure des tiges : 13.05 l /m,


Profondeur du puits : 3 500 m.



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14. Calculer la diminution de pression produite sur le fond si l'on sort du puits les 200 m de drill collars 8" composant la BHA sans remplir le puits, les drill collars sont remonts vides.


Capacit intrieure des drill collars 8" : 4.01 l / m,

Capacit extrieure des drill collars 8" : 32.43 l /m,



15. Calculer la diminution de pression produite sur le fond si l'on sort du puits les 200 m de drill collars 8" composant la BHA sans remplir le puits, les drill collars sont remonts pleins et la boue se trouvant l'intrieur des DC n'est pas retourne dans le puits.


Capacit intrieure des drill collars 8" : 4.01 l / m,

Capacit extrieure des drill collars 8" : 32.43 l /m,



16. Calculer la longueur maximum de tiges 5" que l'on peut sortir d'un puits sans le remplir avant qu'une formation poreuse permable situe 3 500 m de profondeur commence dbiter. Les tiges sont remontes vides.


Capacit intrieure des tiges 5" : 9.10 l / m,

Capacit extrieure des tiges 5" : 13.10 l /m,


Pression de pore de la formation situe 3 500 m : 425 bar.

1240 m 1580 m 1820 m 1950 m

17. Avec les donnes de la question prcdente, mais les tiges sont remontes pleines, calculer la longueur maximum de tiges 5" que l'on peut sortir d'un puits avant que la formation commence dbiter en considrant qu'il y a 10 bar de pistonnage.

230 m 380 m 565 m 800 m


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18. La garniture est quipe d'un clapet anti-retour. On a oubli de remplir les tiges pendant la descente et le clapet lche une profondeur de 600 m. De combien diminue la pression de fond (le clapet est plac juste au dessus de l'outil) :


Capacit intrieure des tiges 5" : 9.10 l / m,

Capacit extrieure des tiges 5" : 13.10 l /m,


Capacit intrieure des drill collars : 4.01 l / m,

Longueur de drill collars : 200 m,

Capacit extrieure des drill collars : 23. 09 l / m.


19. En considrant que la pression en tte de l'espace annulaire est maintenue constante (cas au cours du stripping), de combien diminue la pression de fond lorsque la bulle, qui se trouvait sous l'outil, passe en face des DC :

Densit de la boue dans le puits : 1.24, densit du gaz : 0,

Longueur de drill collars : 210 m,

Capacit intrieure du trou : 36.6 l / m,

Capacit extrieure des drill collars : 23.1 l / m,

Volume de la bulle sous l'outil : 2500 litres.



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Correction statique des fluides 1) 1300 kg / m3 d boue = 1.30

Pression hydrostatique : 2000 1.30 / 10.2 = 255 bar 2) 500 10.2 / 3 515 = 1.45 3) 45 10.2 / 2 884 = 0.16 4) 33 + 432 = 465 bar

5) 465 - 65 = 400 bar

6) 9 / 10 de 3 500 m 3 150 m de boue et 350 m de gaz Pression hydrostatique produite par la colonne de gaz : 400 - 3 150 1.27 / 10.2 Soit 7.79 bar, ce qui correspond une densit de : 7.79 10.2 / 3 50 = 0.23

7) 680 - 3 298 1.84 / 10.2 = 85 bar 8) 54 10.2 / (1.78 - 1.56) = 2 504 m 9) 2 000 litres correspondent 219.78 m de boue l'intrieur de la garniture.

La pression en bas du bouchon de boue lourde est de 36.63 bar.

Cela correspond une hauteur de 298.90 m de boue lgre dans l'annulaire.

Le dnivel entre les deux colonnes est de (298.9 - 219.78) = 79 m

10) 79 9.10 + 2 000 = 2 720 litres 11) a) Quelle sera la pression en tte des tiges ?

0 bar puisque la pression hydrostatique l'intrieure de la garniture est suprieure celle de l'espace annulaire

b) Quelle sera la pression en tte de l'espace annulaire ?

2000 / 9.10 (1.70 - 1.25) / 10.2 = 10 bar 12) Volume d'acier sorti du puits : 1 200 (13.05 - 9.10) = 4 740 litres

Ce qui correspond un dnivel de 4 740 / (38.18 - 3.95) = 138 m

Et une diminution de la pression de fond de 17 bar.

13) Volume de tubulaire sorti du puits : 500 13.05 = 6 525 litres Ce qui correspond un dnivel de 6 525 / (38.18 - 13.05) = 259.65 m


14) Volume de tubulaire sorti du puits : 200 (32.43 - 4.01) = 5 684 litres Ce qui correspond un dnivel de 5 684 / 78.10 = 72.78 m


15) Volume de tubulaire sorti du puits : 200 32.43 = 6 486 litres Ce qui correspond un dnivel de 6 486 / 79.37 = 81.72 m



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16) Volume d'acier des tiges : (13.10 - 9.10) = 4 l / m

Pression hydro produite par la colonne de boue : 3 500 1.30 / 10.2 = 446 bar Dnivel correspondant (446 - 425) bar de pression : 21 10.2 / 1.30 = 164.77 m 164.77 m correspond 164.77 (48.27 - 4) = 7 294 litres de boue manquant dans le puits. Ce volume correspond 7 294 / 4 1820 m de tiges sorties du puits

17) Dnivel correspondant (446 - 10 - 425) bar de pression : 11 10.2 / 1.30 = 86.31 m 86.31 m correspond 86.31 (48.27 - 13.10) = 3 036 litres de boue manquant dans le puits. Ce volume correspond 3 036 / 13.10 230 m de tiges sorties du puits

18) Volume d'acier des tiges : (13.10 - 9.10) = 4 l / m

Volume de boue manquant dans les tiges : 400 9.10 + 200 4.01 = 4 442 litres Hauteur correspondant ce volume de boue : 4 442 / (38.18 - 4) = 129.96 m Ce qui correspond une diminution de la pression hydrostatique de 19 bar

19) Hauteur de la venue sous l'outil : 2 500 / 36.6 = 68.30 m

Hauteur de la bulle en face des DC : 2 500 / (36.6 - 23.1) = 185.19 m

Diminution de pression : (185.19 - 68.30) 1.24 / 10.2 14.21 bar


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Formules et notions de base sur l'hydrodynamique

1. La variation des pertes de charge en un point du circuit entrane :

En tout point du circuit, une variation de pression gale cette variation de pertes de charge, Une variation de pression gale cette variation de pertes de charge en tout point situ en aval de ce

point et laisse inchanges les pressions en amont,

Une variation de pression gale cette variation de pertes de charge en tout point situ en amont de ce point et laisse inchanges les pressions en aval,

Une augmentation de pression en amont de ce point et une diminution de pression en aval. 2. Si, en cours de forage, les pertes de charge augmentent de 40 bar dans l'outil cause du bouchage d'une

duse, la pression va :

Augmenter de 40 bar en tout point du puits, Diminuer de 40 bar en tout point de l'espace annulaire, Augmenter de 40 bar en tout point l'intrieur de la garniture et rester constante en tout point de

l'espace annulaire,

Augmenter de 40 bar en tout point l'intrieur de la garniture et diminuer de 40 bar en tout point de l'espace annulaire.

3. En circulation, la pression en un point d'un circuit dpend :

Uniquement de la pression hydrostatique en aval de ce point, Uniquement des pertes de charge en aval de ce point, De la pression hydrostatique et de toutes les pertes de charge produites en aval de ce point, De la pression hydrostatique et de toutes les pertes de charge produites en amont de ce point.

4. En circulation directe, puits ouvert, la pression au fond du puits Pf dpend :

De la pression hydrostatique et des pertes de charge l'intrieur de la garniture de forage, De la pression hydrostatique et des pertes de charge dans l'espace annulaire, De la pression hydrostatique dans l'espace annulaire et des pertes de charge dans l'outil et dans

l'espace annulaire,

De la diffrence de pression hydrostatique existant entre l'intrieur de la garniture et l'espace annulaire et des pertes de charge dans l'espace annulaire,

De la diffrence de pression hydrostatique existant entre l'intrieur de l'annulaire et la garniture et des pertes de charge dans la garniture de forage.


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5. En circulation directe, quelle est la relation reliant la pression de fond Pf et la pression annulaire Pa que l'on peut utiliser en toute circonstance :

PHi = Pression hydrostatique produite par la colonne de fluide dans la garniture,

PHea = Pression hydrostatique produite par la colonne de fluide dans l'espace annulaire,

Pf = Pression au fond du puits, Pa = Pression en tte de l'annulaire,

PR = Pression de refoulement de la pompe, Pcea = Pertes de charge dans l'annulaire,

Pccl = Pertes de charge dans la choke line, Pci = Pertes de charge dans la garniture, Pf = PHi + PR + (Pcea + Pccl + Pa), Pf = PHea + (Pcea + Pccl + Pa), Pf = (PHea - PHi) + (Pcea + Pccl + Pa), Pf = PHea + (Pci + Pcea + Pccl + Pa).

6. En circulation directe, quelle est la relation reliant la pression de refoulement PR et la pression annulaire Pa que l'on peut utiliser en toute circonstance :

PR = PHi + (Pcea + Pccl + Pa), PR = PHea + (Pci + Pcea + Pccl + Pa), PR = (PHea - PHi) + (Pci + Pcea + Pccl + Pa), PR = (Pci + Pcea + Pccl + Pa).

7. En circulation directe, quelle est la relation reliant la pression de refoulement PR et la pression de fond Pf que l'on peut utiliser en toute circonstance :

PR = Pf + (Pci + Pcea + Pccl + Pa), PR = (Pf - Phea) - Pci, PR = (Pf - PHi) + Pci, PR = Pci + Pf + PHi.

8. S'il y a variation de la pression au fond du puits Pf, la pression de refoulement PR va obligatoirement varier :

Vrai, Faux.

9. Par contre, s'il y a variation de la pression de refoulement PR, la pression de fond Pf peut rester constante :

Vrai, Faux.

10. Pendant le contrle d'une venue, la pression de fond Pf est maintenue constante, pour cela on utilise le circuit duse. Pendant la circulation dbit constant, on ajustera l'ouverture de la duse :

Pour crer des pertes de charge qui en s'ajoutant l'effet de tube en U (PHea - PHi) permettront d'obtenir la Pf voulue,

Pour crer des pertes de charge qui en s'ajoutant la pression hydrostatique et aux pertes de charge entre le fond du puits et la duse permettront d'obtenir la Pf voulue,

Pour crer une pression hydrostatique qui en ajoutant la pression hydrostatique dans l'espace annulaire permettra d'obtenir la Pf voulue.


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11. Pendant la circulation d'une venue :

Pa et Pf sont la consquence de PR. En ajustant correctement PR avec la pompe, on obtiendra une Pa et une Pf correctes,

PR dpend de l'hydrostatique et des pertes de charge existant dans le circuit, donc en particulier de la valeur de Pa. PR servira de valeur tmoin de Pf et sera ajuste par l'intermdiaire de la duse,

PR est uniquement la consquence de toutes les pertes de charge produites dans le circuit, donc en particulier de Pa, l'hydrostatique dans le puits n'intervient.

12. En circulation directe, quelle est la relation reliant la pression de fond Pf et la pression au sabot Psab que l'on peut utiliser en toute circonstance :

PHea dec = Pression hydrostatique produite par la colonne de fluide dans l'espace annulaire dcouvert,

Pcea dec = Pertes de charge produites dans l'espace annulaire dcouvert, Pf - Psab = PHea dec + Pcea dec, Pf - Psab = PHea dec - Pcea dec, Pf - Psab = PHea - Pcea + Pcea dec, Pf - Psab = PHea dec - Pcea + Pcea dec.


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Correction formules et notions de base sur l'hydrodynamique

1. Une variation de pression gale cette variation de pertes de charge en tout point situ en amont de ce point et laisse inchanges les pressions en aval

2. Augmenter de 40 bar en tout point l'intrieur de la garniture et rester constante en tout point de l'espace annulaire

3. De la pression hydrostatique et de toutes les pertes de charge produites en aval de ce point

4. De la pression hydrostatique et des pertes de charge dans l'espace annulaire

5. Pf = PHea + (Pcea + Pccl + Pa)

6. PR = (PHea - PHi) + (Pci + Pcea + Pccl + Pa)

7. PR = (Pf - PHi) + Pci

8. Vrai

9. Vrai

10. Pour crer des pertes de charge qui en s'ajoutant la pression hydrostatique et aux pertes de charge entre le fond du puits et la duse permettront d'obtenir la Pf voulue

11. PR dpend de l'hydrostatique et des pertes de charge existant dans le circuit, donc en particulier de la valeur de Pa. PR servira de valeur tmoin de Pf et sera ajuste par l'intermdiaire de la duse

12. Pf - Psab = PHea dec + Pcea dec


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Pertes de charge

1. Les pertes de charge dans une conduite de section constante correspondent la chute de pression produite par :

L'augmentation de la temprature du fluide en circulation dans la conduite, Les frottements entre le fluide et la conduite et au sein du fluide, La diffrence de pression hydrostatique entre les deux extrmits de la conduite.

2. Lorsqu'un fluide circule dans une conduite de section constante, la pression perdue par frottement le long de cette conduite est transforme en :

Energie cintique, ce qui permet d'avoir une vitesse de fluide plus importante la sortie de la conduite, Chaleur qui contribue augmenter la temprature du fluide, Pression hydrostatique car la densit du fluide augmente,

3. En contrle des venues, on considre que les pertes de charge sont proportionnelles :

Au carr du dbit, la densit de la boue et au carr de la longueur de la conduite, Au carr du dbit, la densit de la boue et la longueur de la conduite, A la puissance 5 du dbit, au carr de la densit de la boue et la longueur de la conduite, Au dbit, au carr de la densit de la boue et la longueur de la conduite.

4. En contrle des venues, on considre que les pertes de charge sont inversement proportionnelles :

A la puissance 5 du diamtre intrieur de la conduite, Au carr du diamtre intrieur de la conduite, Au diamtre intrieur de la conduite.

5. Le dbit de circulation est multipli par 1.5 et la densit de la boue par 1.2, par combien les pertes de charge sont - elles multiplies :

0.5, 0.8, 1.8, 2.7.

6. La longueur de la conduite est multiplie par 2 et le diamtre de la conduite passe de 1" 2 ", par combien les pertes de charge sont - elles multiplies :

16, 8, Elles ne changent pas, 0.0625.


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7. Des formules permettent de calculer les pertes de charge dans un circuit. Lorsque la valeur calcule est diffrente de la valeur donne par le circuit, il faut toujours prendre en considration :

La valeur calcule et ajuster le manomtre pour obtenir la valeur calcule, La valeur lue sur les manomtres du circuit, la valeur calcule est approximative.

8. Les pertes de charge sont de 40 bar dans une conduite 4" avec un dbit de 2000 l / min et une boue de densit 1.36. Avec la formule de perte de charge utilise en contrle des venues :

a) Quelle est la valeur des pertes de charge avec un dbit de 1 500 l / min et une boue de densit 1.36 :

22.5 bar, 30 bar, 53 bar, 71 bar.

b) Quelle est la valeur des pertes de charge avec un dbit de 2 500 l / min et une boue de densit 1.63 :

45 bar, 60 bar, 75 bar, 90 bar.

9. Quelle est la chute de pression produite dans un orifice calibr avec un fluide de densit 1.40 si la vitesse du fluide varie de 600 m / min l'entre de l'orifice 120 m / s la sortie de cet orifice :

53 bar, 77 bar, 100 bar, 125 bar.

10. Lorsque le dbit de circulation est faible, en gnral les pertes de charge dans l'espace annulaire :

Sont nulles, Peuvent tre ngliges, Sont approximativement les mmes qu'en circulation dbit lev, Augmentent lgrement car le type d'coulement est diffrent.


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Correction pertes de charge

1. Les frottements entre le fluide et la conduite et au sein du fluide

2. Chaleur qui contribue augmenter la temprature du fluide

3. Au carr du dbit, la densit de la boue et la longueur de la conduite

4. A la puissance 5 du diamtre intrieur de la conduite

5. Par (1.5 ) 2 1.2 = 2.7 6. Par 2 (1/ 2 ) 5 = 0.0625 7. La valeur lue sur les manomtres du circuit, la valeur calcule est approximative

8.

a) 40 (1500 / 2000) 2 = 22.5 bar b) 40 (2500 / 2000) 2 1.63 / 1.36 = 75 bar

9. 600 m / min = 10 m / s

La chute de pression est : 1400 (120 2 - 10 2) / 2 = 10 010 000 Pa = 100 bar 10. Peuvent tre ngliges


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Loi des gaz

1. En appliquant la loi de Boyle - Mariotte, quel est le volume d'azote pris la pression atmosphrique (1 bar) ncessaire pour prcharger 1 000 psi (pression relative) la chambre air d'une bouteille Koomey de 11 gallons (on prendra un volume intrieur de la bouteille disponible pour les fluides de 10 gallons). Prendre 1 psi = 0.069 bar.

660 gallons 680 gallons 700 gallons 720 gallons

2. En appliquant la loi de Boyle - Mariotte, quel est le volume d'huile hydraulique vacu d'une bouteille d'accumulateur Koomey dune capacit de 11 gallons prcharge 1050 psi lorsque la pression de l'accumulateur varie de 3 000 psi 2 000 psi :

1.75 gallons 3.50 gallons 5.25 gallons 8.25 gallons

3. En appliquant la loi de Boyle - Mariotte, quel est le volume d'huile hydraulique vacu d'une bouteille d'accumulateur Koomey dune capacit de 11 gallons prcharge 1 100 psi lorsque la pression de l'accumulateur varie de 3 000 psi la pression ncessaire pour fermer un BOP 13 5/8 - 10 000 psi avec une pression dans le puits de 10 000 psi. Le rapport de fermeture est de 7.0 / 1 :

3.67 gallons 4.03 gallons 5.00 gallons 6.25 gallons

4. Pour vrifier la prcharge d'une unit Koomey quipe de 24 bouteilles de 11 gallons chacune, on dcomprime l'unit de 3 000 psi 2000 psi et l'on rcupre 42 gallons d'huile dans le rservoir. Quelle est la valeur de la prcharge :

950 psi 1 000 psi 1050 psi 1 100 psi

5. Le volume de la venue au fond est de 2 500 l, la pression de formation est 200 bar. Cette venue est circule en maintenant la pression de fond constante et gale 200 bar. Lorsque la venue arrive sous les BOP, la pression en tte de l'espace annulaire est gale 50 bar. En considrant le gaz comme parfait, quel est le volume de gaz se trouvant sous les BOP :

9 500 litres 9 850 litres 11 000 litres 12 500 litres

6. Avec les donnes de la question prcdente, quel sera le volume de gaz vacu la vent line du dgazeur sachant que la pression atmosphrique est de 1.020 bar :

512 m3 504 m3 493 m3 485 m3

7. Avec les donnes de la question prcdente, sachant que le dbit maximum de gaz que l'on peut vacuer dans le dgazeur est 25 m3 / min. Quel est le dbit maximum de circulation que l'on peut utiliser pour vacuer le gaz lorsqu'il se trouve sous les BOP :

600 l / min 550 l / min 500 l / min 400 l / min


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8. Lorsque l'on effectue la mthode volumtrique, on est amen purger de la boue du puits pour maintenir la pression en tte de l'espace annulaire constante. Au dbut du contrle, la bulle de gaz est une pression de 350 bar et elle occupe un volume de 2 450 litres. Quel volume faut - il purger pour diminuer la pression de la bulle de 1 bar.

5 litres 7 litres 15 litres 60 litres

9. La bulle se trouve maintenant prs de la surface, sa pression est de 80 bar et son volume de 10 700 litres. Quel volume faut - il purger pour diminuer la pression de la bulle de 1 bar (en utilisant les donnes de la question 8).

15 litres 50 litres 135 litres 250 litres

10. On peut dduire des 2 questions prcdentes que, pour une mme diminution de pression, l'expansion d'un gaz :

Est plus leve lorsque la bulle se trouve prs du fond Est plus leve lorsque la bulle se trouve prs de la surface Est indpendante de la position de la bulle dans le puits

11. Suite une venue, le puits est maintenu ferm, la densit de la boue est 1.54. On constate que la pression en tte de puits augmente de 20 bar en 15 minutes. Quelle est la vitesse de migration du gaz :

530 m / heure 410 m / heure 3 00 m / heure 2 40 m / heure

12. La vitesse de migration d'une bulle de gaz dans une boue de densit 2. 15 est de 600 m / heure. Quelle est l'augmentation de pression en tte d'un puits ferm produite par cette migration :

1.8 bar / minute 1.9 bar / minute 2.1 bar / minute 2.3 bar / minute

13. Une venue de gaz s'est produite une profondeur verticale de 2 500 m, la pression stabilise enregistre en tte de casing est 40 bar et de 28 bar en tte de tiges. Le sabot du dernier tubage est une profondeur verticale de 1 700 m.

En considrant que la loi de Boyle - Mariotte s'applique, que la densit du gaz est ngligeable, que la capacit de l'annulaire est constante sur toute la hauteur du puits et gale 23 l / m, que le volume de la venue au fond du puits est 2 300 litres, que la pression de fond est maintenue constante et gale la pression de pore de la formation qui a dbit, que les pertes de charge dans l'annulaire sont ngligeables et que la venue est circule avec la boue de densit 1.25.

a) Quelle sera la pression au sabot lorsque la bulle est au fond du puits : 420 bar 335 bar 249 bar 233 bar

b) Quelle sera la pression au sabot lorsque le sommet de la bulle arrive au sabot : 321 bar 298 bar 253 bar 218 bar


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c) Quelle sera la pression en tte de l'annulaire lorsque le sommet de la bulle arrive au sabot : 31 bar 45 bar 58 bar 62 bar

d) Quelle sera le volume de la bulle lorsque le sommet de la bulle arrive au sabot :


e) Quelle sera la pression au sabot lorsque le sommet de la bulle arrive sous les BOP :

212 bar 236 bar 258 bar 276 bar

f) Quelle sera la pression en tte de l'annulaire lorsque le sommet de la bulle arrive sous les BOP :


g) Quelle sera le volume de la venue lorsque le sommet de la bulle arrive sous les BOP :



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Correction loi des gaz

1. Thoriquement, la loi des gaz n'est valable qu'avec des pressions absolue

Pression absolue de prcharge : 1 000 0.069 + 1 = 70 bar Volume d'azote ncessaire : 70 10 / 1 = 700 gallons

2. 1 050 10 = 3 000 V2 = 2 000 V3 V2 = 3.5 gallons d'azote dans la bouteille 3 000 psi

V3 = 5.25 gallons d'azote dans la bouteille 2 000 psi

Le volume d'huile vacu est de : 5.25 - 3.5 = 1.75 gallons

3. La pression finale minimale dans la bouteille est 10 000 / 7.0 = 1428 psi

1 100 10 = 3 000 V2 = 1 428 V3 V2 = 3.67 gallons d'azote dans la bouteille 3 000 psi

V3 = 7.70 gallons d'azote dans la bouteille 1 428 psi

Le volume d'huile vacu est de : 7.70 - 3.67 = 4.03 gallons:

4. P1 10 = 3 000 V2 = 2 000 V3 Pour une bouteille : V3 - V2 = 42 / 24 = 1.75 gallons d'huile rcupr

Dans la premire relation, en remplaant V2 par (V3 - 1.75), on obtient V3 = 5.25 gallons. D'o P1 = 2 000 5.25 / 10 P1 = 1 050 psi

5. En pression absolue, nous avons Pf = 201 bar, Pa = 51 bar

Volume sous les BOP = 201 2 500 / 51 volume sous BOP = 9 850 litres Si l'on fait le calcul avec les pressions relatives, on obtient 10 000 litres. La premire rponse est thoriquement correcte, mais les gaz ces pressions ne peuvent pas tre considrs comme parfaits

6. Volume de gaz la pression atmosphrique : 201 2 500 / 1.02 493 m3 7. La pression sous les BOP est de 51 bar absolu.

Le dbit de gaz maximum est de 25 000 l / min la pression atmosphrique

Ce qui correspond un dbit sous les BOP de 25 000 / 51 = 490 l /min 8. La pression de la bulle passe de 351 bar absolu 350 bar absolu

Le volume de la bulle augmente de 2 450 351 / 350 = 2 457 litres Le volume de boue purger est de (2 457 - 2450) = 7 litres

9. La pression de la bulle passe de 81 bar absolu 80 bar absolu

Le volume de la bulle augmente de 10 700 81 / 80 = 10 834 litres Le volume de boue purger est de (10 834 - 10 700) = 134 litres

10. Est plus leve lorsque la bulle se trouve prs de la surface

11. 20 bar / 15 min correspond une hauteur de boue de 20 4 10.2 / 1.54 = 530 m / heure. La vitessede migration est de 530 m / heure

12. L'augmentation de pression est 2.15 600 / 10.2 = 126.5 bar Soit 126.5 / 60 = 2.10 bar / min


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13.

a) Pression de la formation : 28 + 2 500 1.25 / 10.2 = 335 bar Hauteur de la venue dans l'annulaire : 2 300 / 23 = 100 m

Hauteur du dcouvert : 2 500 - 1 700 = 800 m

Pression au sabot : 335 - 700 1.25 / 10.2 = 249 bar b) Pression de la formation : 335 bar

Pour calculer Psab, il faut rsoudre une quation du second degr

Nous avons d'aprs la loi de Mariotte :

Psab volume de la venue sous le sabot = 2 300 335 Psab h = 100 335 avec h = hauteur de la venue sous le sabot

Et en hydrostatique :

Psab = 335 - (2 500 - 1 700 - h) 1.25 / 10.2 On obtient le systme d'quation suivant :

Psab h = 100 335 Psab = 237 + 0.1225 h

On obtient en dfinitive l'quation du second degr suivante:

Psab2 - 237 Psab - 4 103.75 = 0

D'o Psab = 253 bar

c) Toute la partie tube est pleine de boue de densit 1.25 et Psab = 253 bar

Pa = 253 - 1 700 1.25 / 10.2 Pa 45 bar d) Volume venue au sabot = 2 300 335 / 253 3 045 litres e) Tout le dcouvert est plein de boue de densit 1.25 et la pression de fond est 335 bar.

Psab = 335 - (2 500 - 1 700) 1.25 / 10.2 Psab 236 bar f) Nous avons d'aprs la loi de Mariotte :

Pa h = 100 335 avec h = hauteur venue sous BOP Et en hydrostatique :

Pa = 335 - (2 500 - h) 1.25 / 10.2 On obtient le systme d'quation suivant :

Pa h = 100 335 Pa = 28 + 0.1225 h

On obtient en dfinitive :

Pa2 - 28 Pa - 4 103.75 = 0

D'o Pa = 80 bar

g) Pa = 80 bar et 80 volume venue sous BOP = 2 300 335 Volume de la venue sous les BOP = 9 630 litres


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Causes des venues

1. En forage (overbalanced), la premire barrire de scurit (contrle primaire) est assure par :

Les BOP et le circuit duse, Le casing qui protge les zones dj for et qui est positionn et calcul de telle faon quen cas de

venue il n'y ait pas de risque de fracturation,

Il nest pas ncessaire davoir une barrire de scurit car il ny a pas de risque de venue, La boue de forage.

2. Maintenir le contrle primaire consiste :

Maintenir une contre-pression suffisante avec la duse du choke manifold pour viter que le puits dbite,

Maintenir le puits plein dune boue de densit suffisante pour maintenir les fluides de formations en place,

Contrler le dbit dune couche en rglant la valeur de la pression diffrentielle sa valeur minimale, Squeezer la boue de forage dans la formation poreuse permable pour la colmater et viter quelle

dbite.

3. Une venue est due :

Une perte du contrle primaire, Une perte du contrle secondaire, Une perte du contrle tertiaire.

4. Au cours de la traverse dune zone de transition, il est possible que la couche dbite en statique et ne dbite pas en circulation :

Vrai, Faux.

5. Le gazage de la boue (gas cutted mud) produit une diminution de la pression au fond du puits. Cette diminution est :

Trs fortement influence par la profondeur du puits, Relativement forte mais peu influence par la profondeur du puits, Relativement faible et peu influence par la profondeur du puits, Fortement influence par la nature de la boue utilise.

6. Lorsque lon traverse un rservoir de gaz dune paisseur importante, il est possible davoir :

Un dbit au bas du rservoir alors que lon a des pertes en haut du rservoir, Un dbit en haut rservoir alors que lon a des pertes en bas du rservoir, Soit des pertes, soit des venues sur toute la hauteur du rservoir, mais jamais les deux ensemble.

7. Lorsque lon traverse un rservoir de gaz dune paisseur importante, les risques de collage par pression diffrentielle ou de pertes de circulation sont :

Plus levs au toit du rservoir, Plus levs au bas du rservoir, Les mmes sur toute la hauteur du rservoir, Les plus levs en face de la partie la plus fragile du rservoir.


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8. Dans les puits HP / HT dvis, lorsque lon arrte la circulation :

La temprature entrane une augmentation la viscosit de la boue, qui entrane son tour une augmentation de la densit de la boue et donc les risques de venue sont rduits,

La baryte a tendance sdimenter, ce qui entrane une diminution de la densit de la boue et augmente les risques de venue,

Il ny a pas de variation de la densit de la boue, les risques de venue augmentent uniquement cause de la disparition des pertes de charge dans lespace annulaire.

9. En forage 8 , on traverse avec une boue de densit 1.56 une couche poreuse permable contenant de leau situe une profondeur verticale de 3 550 m. La pression de pore de cette couche est de 555 bar et les pertes de charge dans lespace annulaire sont de 20 bar. Que se passe-t-il si lon arrte la circulation :

Rien, la pression de pore est toujours infrieure la pression exerce par la boue de forage, Malgr une pression diffrentielle ngative, la couche ne dbite pas car elle contient de leau, La pression diffrentielle nintervient que dans les problmes de collage de garniture, La pression diffrentielle est ngative, la couche se met dbiter quelle que soit la nature du fluide se

trouvant dans la formation.

10. Au cours de la remonte dune garniture :

Il y a toujours une diminution de la pression de fond, Il y a une diminution de la pression de fond dans quelques cas bien particuliers, Il peut parfois se produire une augmentation de la pression de fond.

11. Lorsque lon remonte une garniture, la pression de fond diminue cause du pistonnage. Cette diminution est dautant plus importante que :

La longueur de la garniture remonter est importante, La densit et la viscosit de la boue sont leves, Le jeu entre la garniture et le trou est faible, La vitesse de manuvre est leve, Tous les points prcdents interviennent pour rduire la pression de fond.

12. La seule faon pour annuler compltement le pistonnage au cours de la remonte dune garniture de forage est de :

Tourner en remontant, Rduire la vitesse de manuvre, Utiliser une boue lhuile ayant une viscosit et des gels trs faibles, Remonter en circulation.

13. La diminution de la pression de fond au cours dune manuvre de remonte dune garniture 5" avec une BHA 6 dans un trou 8 une profondeur de 5 000 m avec une boue de densit 2.15 une vitesse de 1 m / s est de lordre de :

80 bar, 60 bar, 35 bar, 5 bar.


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14. Une descente trop rapide dun tubulaire dans un puits peut induire des pertes qui peuvent entraner, leur tour, une venue :

Vrai, Faux.


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Correction causes des venues 1. La boue de forage.

2. Maintenir le puits plein dune boue de densit suffisante pour maintenir les fluides de formations en place.

3. Une perte du contrle primaire.

4. Vrai.

5. Relativement faible et peu influence par la profondeur du puits. Elle sera surtout gnante dans un puits peu profond.

6. Un dbit en haut rservoir alors que lon a des pertes en bas du rservoir. La pression diffrentielle (Pf - PG) est maximum au bas du rservoir et minimum au toit.

7. Plus levs au bas du rservoir. A cet endroit, la pression diffrentielle (Pf - PG) est maximum.

8. La baryte a tendance sdimenter, ce qui entrane une diminution de la densit de la boue et augmente les risques de venue (la pression hydrostatique est assure par la colonne de boue de densit la plus faible).

9. La pression diffrentielle est ngative, la couche dbite quelle que soit la nature du fluide se trouvant dans la formation (le dbit dpend entre autre de la pression diffrentielle, de la viscosit du fluide, de la permabilit de la couche).

10. Il y a toujours une diminution de la pression de fond.

11. La longueur de la garniture remonter est importante, la densit et la viscosit de la boue sont leves, le jeu entre la garniture et le trou est faible et la vitesse de manuvre est leve.

12. Remonter en circulation.

13. 35 bar. C'est l'ordre de grandeur observ sur les puits HP / HT fors en Mer du Nord.

14. Vrai.


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Signes de venue

1. Le premier signe de venue apparatre en forage :

Sera toujours l'augmentation de la vitesse d'avancement (ROP) quelque soit les caractristiques de la formation et des fluides (formation et boue),

Dpend uniquement des caractristiques de la formation responsable de la venue, Sera toujours l'augmentation du dbit la goulotte et du niveau des bassins car les autres indicateurs

ne sont pas fiables,

N'est pas toujours le mme, cela dpend des caractristiques de la formation, des fluides, des moyens de dtection et de la nature de la boue utiliss.

2. 2) Avec des caractristiques identiques (permabilit, pression diffrentielle, ), le dbit d'une couche contenant du gaz est :

Infrieur celui d'une couche contenant de l'huile, Lgrement suprieur celui d'une couche contenant de l'huile (environ 2 fois plus), Le mme, la nature du fluide n'ayant aucune action sur le dbit de la couche, Fortement suprieur celui d'une couche d'huile (environ 30 fois plus).

3. 3) Le dbit d'une couche dpend :

De la pression diffrentielle applique en face de la couche, de la permabilit de la couche et du type de boue utilis (dbit plus important avec la boue l'eau),

De la viscosit du fluide et de la longueur fore dans la formation, De la pression diffrentielle, de la permabilit de la couche, de la viscosit du fluide de formation et

de la longueur fore dans la formation,

De la longueur fore dans la formation et du type de boue utilis (dbit plus important avec la boue l'eau),

4. En cours de forage d'une srie argileuse, le driller constate une augmentation progressive des frottements dans le puits et une diminution de la valeur du Gamma Ray. Quelle doit tre sa raction :

Continuer de forer en adaptant la vitesse de rotation pour ne pas avoir trop de torque mais l'volution du gamma Ray est normale,

Les argiles sont sous-compactes et il faut diminuer lgrement la densit de la boue, Ce sont des indications d'une formation sous-compacte et la densit de la boue risque d'tre

insuffisante pour continuer le forage,

Les argiles sont sous-compactes, mais comme ce sont des roches non permables il n'y a pas de risque particulier en continuant de forer avec la densit actuelle.

5. En cours de forage, parmi les signes suivants, quel est celui qui nindique pas que la densit de la boue risque dtre insuffisante pour continuer le forage :

Diminution de la valeur du "d" exponent, Diminution du gradient de temprature, Augmentation du fond gazeux, Diminution des frottements dans le puits, Variation de la rsistivit du filtrat de la boue.


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6. Qu'a tendance faire la pression de refoulement de la pompe lorsqu'une venue de gaz pntre dans l'espace annulaire :

A diminuer, A augmenter, A rester constante.

7. En manuvre de remonte, une venue se manifestera par :

Une diminution des frottements et du poids de la garniture dans le puits, Une augmentation du niveau du trip tank, Un volume de boue ajouter dans le puits suprieur au volume d'acier sorti, Un volume de boue ajouter dans le puits infrieur au volume d'acier sorti.

8. L'alarme de niveau de bassin est rgle sur un gain d'un mtre cube. On a une venue de gaz en forage 8 1/2 dans un puits vertical et la couche dbite 200 l / min. La garniture est compose de 200 m de drill collars 6 1/2 et de tiges 5". La vitesse de migration du gaz dans la boue est de 600 m / h et la vitesse de la boue est de 90 m / min dans l'annulaire trou - DC et de 50 m / min dans l'annulaire trou - DP. A quelle distance se trouvera le haut de la venue lorsque l'alarme de niveau de bassin va dclencher :

300 m, 380 m, 420 m, 500 m.

9. Lorsque l'on utilise une boue l'huile, le gaz sortant de la formation peut tre dissous compltement dans la boue. Dans ce cas :

Il n'y aura aucun signe en surface montrant que l'on a une venue tant que la pression est suprieure la pression de bulle,

Malgr la dissolution, dans tous les cas, les manifestations d'une venue seront les mmes qu'avec une boue l'eau,

La dissolution va masquer partiellement les signes de venue, ils se manifesteront de faon attnue et il faudra plus de temps pour dtecter la venue,

Ce n'est pas grave d'avoir une venue car le gaz restera en dissolution dans la boue. On s'apercevra de la venue cause de la diminution de la densit de la boue la sortie du puits .

10. La pression de pore de la formation est de l'ordre de 600 bar, il y a une venue de gaz en forage avec une boue l'huile et le gaz est totalement dissous dans la boue. Laquelle des affirmations suivantes est correcte :

Il n'y aura pas de manifestation en surface de l'entre du gaz dans le puits, Le gain observ en surface sera environ 3 fois plus faible que le volume de gaz ayant effectivement

pntr dans le puits,

Le gain observ en surface sera environ gal au volume de gaz ayant effectivement pntrer dans le puits,

Le gain observ en surface sera environ 1.5 fois plus lev que le volume de gaz ayant effectivement pntrer dans le puits.

11. Il est possible d'avoir un coulement la goulotte en statique alors que l'on ne constate pas de signes de venue en circulation :

Vrai, Faux.


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12. Avant la manuvre de remonte, le chef de poste pompe un bouchon de 2 700 l de boue de densit 1.75 l'intrieur des tiges. La capacit intrieure des tiges est 9 l / m et celle de l'espace annulaire casing - tiges est 23.1 l / m, la densit de la boue dans le puits est 1.25. De combien varie la pression de fond :

Elle ne varie pas, Elle augmente de 15 bar, Elle diminue de 15 bar, Elle augmente de 5 bar.

13) La pression de pore de la formation une profondeur verticale de 2 500 m est de 380 bar et l'on fore avec une densit de 1.65. La capacit intrieure du casing est 35.9 l /m, la capacit intrieure des tiges est 9.1 l/ m et la capacit extrieure est 13.2 l/ m. Quelle longueur de tiges vides faut-il sortir du puits sans le remplir pour que la pression de fond soit gale la pression de formation :

750 m, 1 165 m, 1 430 m, 1 615 m.

14) Avec les donnes de la question prcdente, quelle longueur de tiges pleines faut-il sortir du puits sans le remplir pour que la pression de fond soit gale la pression de formation (on suppose que la boue ne retourne pas dans le puits) :

150 m, 260 m, 355 m, 470 m

15) On fore avec une densit de 1.50. La capacit intrieure du casing est 75 l /m, la capacit intrieure des tiges est 9.1 l/ m et la capacit extrieure est 13.2 l/ m. De combien diminue la pression de fond si l'on remonte 500 m de tiges vides sans remplir le puits :


16) On a descendu 300 m de tiges 5" quipes d'une soupape sans remplir l'intrieur des tiges. Si la soupape cde brutalement, quelle sera la baisse de la pression de fond (utiliser les donnes de la question prcdente) :



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Correction signes de venue

1. N'est pas toujours le mme, cela dpend des caractristiques de la formation, des fluides, des moyens de dtection et de la nature de la boue utiliss.

2. Fortement suprieur celui d'une couche d'huile (environ 30 fois plus), entre autre cause de la viscosit qui est beaucoup plus faible

3. De la pression diffrentielle, de la permabilit de la couche, de la viscosit du fluide de formation et de la longueur fore dans la formation.

4. Ce sont des indications d'une formation sous-compacte et la densit de la boue risque d'tre insuffisante pour continuer le forage.

5. Diminution des frottements dans le puits.

6. A diminuer.

7. Un volume de boue ajouter dans le puits infrieur au volume d'acier sorti.

8. Il se passe 5 minutes avant que l'alarme de niveau de bassin dclenche. Le gaz migre dans la boue en circulation, donc la vitesse de remonte du gaz est de 100 m /min en face des DC et de 60 m / min en face des DP.

Le haut du gaz est en 200 / 100 = 2 min au sommet des DC. En 3 min, le gaz a parcouru 60 3 min, soit environ 180 m. Soit au total 380 m

9. La dissolution va masquer partiellement les signes de venue, ils se manifesteront de faon attnue et il faudra plus de temps pour dtecter la venue. Une venue avec de la boue l'huile sera d'autant plus difficile dtecter que la pression de pore de la formation est faible.

10. Le gain observ en surface sera environ gal au volume de gaz ayant effectivement pntrer dans le puits. A de telles pressions, le gaz se comporte comme plutt comme un liquide. Et dissolution ne veut pas dire disparition du fluide.

11. Vrai. En circulation, la pression de fond est plus leve qu'en statique (prsence de pertes de charge dans l'espace annulaire en circulation).

12. Elle ne varie pas. Le puits est ouvert et il n'y a pas eu de changement de pression hydrostatique dans l'espace annulaire.

13. La pression de fond est 2 500 1.65 / 10.2 = 404.4 bar. Pour que la pression de fond soit gale la pression de formation, il faut que la pression de fond diminue de (404.4 - 380) = 24.4 bar, ce qui correspond une diminution de 24.4 10.2 / 1.65 = 150.8 m du niveau dans le puits.

150.8 m correspond 35.9 - (13.2 - 9.1) 150.8 = 4 795 litres de boue. Les tiges sont sorties vides du puits, donc on a sorti 4 795 litres d'acier du puits sans le remplacer par la boue. Ce qui correspond 4 795 / (13.2 - 9.1) = 1 170 m de tiges sorties du puits.

14. La pression de fond est 2 500 1.65 / 10.2 = 404.4 bar. Pour que la pression de fond soit gale la pression de formation, il faut que la pression de fond diminue de (404.4 - 380) = 24.4 bar, ce qui correspond une diminution de 24.4 10.2 / 1.65 = 150.8 m du niveau dans le puits.

150.8 m correspond (35.9 - 13.2) 150.8 = 3 423 litres de boue. Les tiges sont sorties pleines du puits et la boue ne retourne pas dans le puits. Ce qui correspond 3 423 / 13.2 = 259 m de tiges sorties du puits.


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15. Le volume d'acier sorti du puits est (13.2 - 9.1) 500 = 2 050 litres. Ce qui correspond une hauteur de 2 050 / (75 - 4.1) = 28.9 m.

Soit une diminution de pression sur le fond de 28.9 1.50 / 10.2 = 4.25 bar 16. Le volume de boue manquant dans le puits est 300 9.1 = 2 730 litres. Soit une diminution de niveau

de 2 730 / (75 - 4.1) = 38.5 m.

Ce qui correspond une diminution de pression de 38.5 1.50 / 10.2 = 5.66 bar


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Procdures suivre en cas de signes de venue. Fermeture du puits

1. Ds que le chef de poste dtecte un signe de venue en cours de forage, il doit d'abord :

Arrter la circulation et puis dgager du fond, Dgager du fond et vrifier que le puits dbite avec les pompes en marche, Dgager du fond, arrter la circulation et observer si le puits dbite, Arrter la circulation, fermer le puits et observer l'volution de la pression en tte de l'espace

annulaire.

2. Pourquoi la circulation est arrte aprs avoir dgag du fond et positionn le tool joint au dessus de la table de rotation :

Pour viter le collage de la garniture pendant que l'on dgage du fond, Pour vrifier la valeur des pertes de charge l'intrieur de la garniture, Pour diminuer la quantit de cuttings dans l'espace annulaire, Pour maintenir le plus longtemps possible la pression de fond maximum et ainsi limiter le dbit de la

couche.

3. Dans la mthode de fermeture "hard" (hard shut in procedure"), la bonne disposition est :

Les vannes hydrauliques commandes distance (HCR) de la choke line et de la kill line sont ouvertes, la duse automatique du manifold (duse commande distance) est ferme,

Les vannes hydrauliques commandes distance de la choke line et de la kill line sont fermes, la duse automatique du manifold est ferme,

La vanne hydraulique commande distance de la choke line est ferme, celle de la kill line est ouverte, la duse automatique du manifold est ferme,

La vanne hydraulique commande distance de la choke line est ouverte, celle de la kill line est ferme, la duse automatique du manifold est ferme.

4. Dans la mthode fermeture "soft" ("soft shut in procedure"), la bonne disposition est :

Les vannes hydrauliques commandes distance (HCR) de la choke line et de la kill line sont ouvertes, la duse automatique (duse commande distance) du manifold est ouverte,

Les vannes hydrauliques commandes distance de la choke line et de la kill line sont fermes, la duse automatique du manifold est ouverte,

La vanne hydraulique commande distance de la choke line est ferme, celle de la kill line est ouverte, la duse automatique du manifold est ouverte,

La vanne hydraulique commande distance de la choke line est ouverte, celle de la kill line est ferme, la duse automatique du manifold est ouverte.

5. Quelque soit la mthode utilise pour fermer le puits, les vannes du choke manifofd sont positionnes de telle sorte que l'on soit prt :

Circuler en direction du dgazeur (mud gas separator) atmosphrique, Circuler en direction du trip tank en manuvre et du dgazeur en forage, Circuler en direction du dgazeur "sous vide", Circuler par l'emergency line en direction du dgazeur atmosphrique.


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6. Pour fermer le puits avec la mthode "hard", le driller devra :

Ouvrir la vanne hydraulique commande distance (HCR) de la choke line, fermer le BOP annulaire et fermer progressivement la duse,

Ouvrir la vanne hydraulique commande distance de la choke line, fermer un BOP mchoires et fermer rapidement la duse,

Ouvrir la vanne hydraulique commande distance de la choke line et fermer un BOP (annulaire ou mchoires),

Fermer un BOP (annulaire ou mchoires) et ouvrir la vanne hydraulique commande distance de la choke line.

7. Pour fermer le puits avec la mthode "soft", le driller devra :

Ouvrir la vanne hydraulique commande distance (HCR) de la choke line, fermer un BOP (annulaire ou mchoires) et fermer progressivement la duse,

Ouvrir la vanne hydraulique commande distance de la choke line, fermer un BOP mchoires et fermer progressivement la duse,

Ouvrir la vanne hydraulique commande distance de la choke line, fermer le BOP annulaire et fermer progressivement la duse,

Fermer le BOP annulaire et ouvrir la vanne hydraulique commande distance de la choke line. 8. Si l'on utilise la mthode "soft" pour fermer le puits, la position des vannes du choke manifold en forage et

en manuvre sont diffrentes :

Vrai, Faux.

9. En manuvre de remonte, le chef de poste constate que le volume de garniture sorti du puits est suprieur au volume de boue inject dans le puits. Que doit-il faire :

Continuer de remonter en rduisant la vitesse de manuvre et en contrlant soigneusement les volumes,

Arrter la manuvre, observer le puits et visser une vanne de scurit sur la garniture de forage si le puits dbite,

Arrter la manuvre, visser une vanne de scurit sur la garniture et observer le puits, Redescendre au fond le plus rapidement possible et circuler le volume annulaire.

10. En manuvre de remonte, le chef de poste constate que le volume de garniture sorti du puits est suprieur au volume de boue inject dans le puits. Aprs observation du puits, il constate que le puits ne dbite pas. Que doit-il faire :

Continuer de remonter en rduisant la vitesse de manuvre et en contrlant soigneusement les volumes,

Redescendre au fond puits ouvert et circuler le volume annulaire, Se prparer pour redescendre au fond en stripping, Pomper un bouchon de boue lourde pour augmenter la pression de fond.


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11. En manuvre de remonte, le chef de poste constate que le volume de garniture sorti du puits est suprieur au volume de boue inject dans le puits. Pendant l'observation du puits, il constate que le puits dbite lgrement. Que doit-il faire :

Fermer le puits et se prparer pour redescendre au fond en stripping, Redescendre au fond, puits ouvert et circuler le volume annulaire, Continuer de remonter en circulation pour augmenter la pression de fond et vacuer le peu de gaz qui

se trouve dans le puits,

Continuer de remonter en rduisant la vitesse de manuvre et en surveillant soigneusement l'volution du gain.

12. Quels sont les principaux avantages de la mthode de fermeture "hard" :

Dans le cas d'une venue de liquide, elle favorise le coup de blier, ce qui permet d'avoir une meilleure tanchit la duse,

Elle permet une fermeture plus rapide du puits ce qui limite le volume de la venue, elle est galement plus simple ce qui permet d'viter des erreurs de manipulation,

Elle permet d'ajuster plus rapidement la position des tool joints et donc de gagner du temps pour mettre le puits en scurit,

Elle permet une stabilisation plus rapide des pressions en tte de puits, ce qui permet de dmarrer la circulation plus rapidement.

13. La mthode "soft" implique que le BOP annulaire est utilis pour fermer le puits quelque soit l'quipement se trouvant dans les BOP :

Vrai, Faux.

14. Si l'on doit fermer le puits avec la mthode "hard", cela implique que :

Le BOP mchoires quip de fermeture sur tiges (pipe rams) situ sous le BOP annulaire sera utilis,

Le BOP mchoires quip de fermeture sur tiges situ sous les shear rams sera utilis, Le BOP mchoires le mieux adapt pour faire tanchit sur l'quipement se trouvant dans le BOP

sera utilis,

Le BOP annulaire sera utilis quelque soit l'quipement se trouvant dans le BOP, Le BOP le mieux adapt pour faire tanchit sur l'quipement se trouvant dans le BOP et pour

circuler la venue sera utilis.

15. La procdure suivre pour fermer le puits au cours de la phase de forage de la colonne de surface est identique celle utilise pour la phase de forage de la colonne de production :

Vrai, Faux.

16. On constate une anomalie de remplissage en cours de manuvre de remonte avec une boue l'huile. Aprs quelques minutes d'observation, on constate que le puits ne dbite pas, que doit-on faire :

Il est prfrable d'augmenter la dure d'observation du puits car les signes de venue peuvent tre masqus par la dissolution du gaz dans l'huile,

C'est inutile d'augmenter la dure de l'observation, il est prfrable de continuer la manuvre avec une vitesse plus lente et de regarder ce qui se passe aprs 15 min.


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17. En manuvre, on note une anomalie de remplissage du puits. Une vanne de type kelly cock est visse sur la garniture puis ferme. On constate que le puits dbite et il est dcid de redescendre au fond en stripping. La garniture n'est pas quipe d'un landing sub. Que doit-on faire :

Descendre uniquement avec le kelly cock dans la garniture, arriv au fond il suffit de circuler pour vacuer la venue,

Mettre en place un clapet anti-retour de type Gray valve au dessus du kelly cock, redescendre au fond et ouvrir en circulation le kelly cock lorsque l'on arrive au fond,

Mettre en place un clapet anti-retour de type Gray valve au dessus du kelly cock, ouvrir le kelly cock et redescendre au fond,

Placer la DICV (Drop In Check Valve) au dessus du kelly cock, reconnecter la kelly ou la top drive, ouvrir le kelly cock et circuler pour ancrer la DICV avant de redescendre.

18. Si l'on veut mettre en place une DICV (Drop In Check Valve) suite une venue en cours de manuvre, quelle est la procdure suivre :

Installer un clapet anti-retour de type Gray Valve sur la garniture, placer la DICV au dessus du clapet et reconnecter la kelly ou la top drive,

Installer un kelly cock sur la garniture, le fermer, placer la DICV au dessus du kelly cock, reconnecter la kelly ou la top drive et ouvrir le kelly cock,

Lancer la DICV dans la garniture, installer un clapet anti-retour de type Gray Valve sur la garniture et reconnecter la kelly ou la top drive,

Lancer la DICV dans la garniture, installer un kelly cock sur la garniture, le fermer, reconnecter la kelly ou la top drive et ouvrir le kelly cock.

19. Il a t dcider de mettre en place la DICV suite une venue en cours de manuvre. La DICV a t place dans la garniture et le kelly cock a t ouvert. Quelle procdure est-il prfrable d'utiliser pour ancrer la DICV dans son sub :

Circuler avec un dbit lev, l'espace annulaire ouvert, pour rduire le temps pendant lequel la situation n'est pas contrle,

Attendre un certain temps, espace annulaire ferm, pour que la DICV descende par gravit jusqu'au sub (la vitesse de descente est de l'ordre de 5 min / km ),

Circuler, l'espace annulaire ferm, en maintenant la pression en tte de l'annulaire constante et gale Pa1,

Circuler sous duse (BOP ferm), en maintenant la pression de refoulement constante et gale aux pertes de charge mesures au dbit utilis pour ancrer la DICV.

20. Le temps ncessaire pour ancrer une DICV dans son sub une profondeur de 2 600 m dans des tiges 5" (capacit intrieure = 9.10 l /m, capacit extrieure = 13.20 l / m) en circulant un dbit de 600 l / min est de l'ordre de :

60 min, 40 min, 20 min, 5 min.


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21. Le BOP est quip de 2 choke lines (upper et lower). Si l'on doit fermer le puits, il est prfrable d'utiliser en premier :

L'upper choke line car, en cas de problmes (fuites sur la partie haute du BOP, etc.), il sera possible d'utiliser la lower choke line pour continuer le contrle,

La lower choke line car, en cas de problmes (fuites sur la partie basse du BOP, etc.), il sera possible d'utiliser l'upper choke line pour continuer le contrle,

Cela n'a pas d'importance, quelque soit le problme rencontr, il ne sera pas possible de changer de ligne pendant le contrle d'une venue.


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Correction procdures suivre en cas de signes de venue. Fermeture du puits

1. Dgager du fond, arrter la circulation et observer si le puits dbite.

2. Pour maintenir le plus longtemps possible la pression de fond maximum et ainsi limiter le dbit de la couche (le dbit de la couche est proportionnel la pression diffrentielle Pf - PG).

3. Les vannes hydrauliques commandes distance de la choke line et de la kill line sont fermes, la duse automatique du manifold est ferme.

4. Les vannes hydrauliques commandes distance de la choke line et de la kill line sont fermes, la duse automatique du manifold est ouverte.

5. Circuler en direction du dgazeur (mud gas separator) atmosphrique.

6. Fermer un BOP (annulaire ou mchoires) et ouvrir la vanne hydraulique commande distance de la choke line.

7. Ouvrir la vanne hydraulique commande distance (HCR) de la choke line, fermer un BOP (annulaire ou mchoires) et fermer progressivement la duse. Dans la mthode soft comme dans la mthode hard, il n'est pas spcifi le BOP utiliser.

8. Faux.

9. Arrter la manuvre, visser une vanne de scurit sur la garniture et observer le puits.

10. Redescendre au fond puits ouvert et circuler le volume annulaire (aprs s'tre assurer que le problme de diffrence de volume provient bien du puits).

11. Fermer le puits et se prparer pour redescendre au fond en stripping (que le dbit soit faible ou important !).

12. Elle permet une fermeture plus rapide du puits ce qui limite le volume de la venue, elle est galement plus simple ce qui permet d'viter des erreurs de manipulation. (le risque de coup de blier est trs faible surtout avec une venue de gaz).

13. Faux. On peut trs bien fermer un BOP mchoires (si par exemple il n'y a rien dans le puits, on fermera plutt les shear rams).

14. Le BOP le mieux adapt pour faire tanchit sur l'quipement se trouvant dans le BOP et pour circuler la venue sera utilis (ce sera de prfrence celui situ le plus haut dans l'empilage).

15. Faux. Quand on fore la premire phase de forage, il y soit un diverter soit pas de moyen pour fermer le puits. Pour la dernire phase de forage, il y a un BOP.

16. Il est prfrable d'augmenter la dure d'observation du puits car les signes de venue peuvent tre masqus par la dissolution du gaz dans l'huile.

17. Mettre en place un clapet anti-retour de type Gray valve au dessus du kelly cock, ouvrir le kelly cock et redescendre au fond.

18. Installer un kelly cock sur la garniture, le fermer, placer la DICV au dessus du kelly cock, reconnecter la kelly ou la top drive et ouvrir le kelly cock.


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19. Circuler sous duse (BOP ferm), en maintenant la pression de refoulement constante et gale aux pertes de charge mesures au dbit utilis pour ancrer la DICV.

20. Le volume de boue dplacer est : 9.10 2 600 = 23 660 litres, Ce qui correspond 23 660 / 600 40 min. Le temps ncessaire pour mettre en place une DICV est relativement long !

21. L'upper choke line car, en cas de problmes (fuites sur la partie haute du stack BOP, etc.), il sera possible d'utiliser la lower choke line pour continuer le contrle.


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Observation et volution des pressions suite la fermeture d'un puits

1. Ds la fermeture du puits, la pression en tte d'annulaire a tendance :

Augmenter un taux de plus en plus faible, Diminuer pendant l'entre de l'effluent dans le puits et augmenter ds la stabilisation des pressions, Augmenter un taux de plus en plus lev, Rester constante jusqu' la stabilisation des pressions.

2. Les paramtres qui influencent la vitesse de la remonte des pressions en tte de puits juste aprs la fermeture du puits sont :

La porosit de la formation et la longueur fore dans cette formation, La permabilit de la formation, la nature des fluides dans cette formation et dans le puits, La diffrence de densit entre le fluide de formation et la boue de forage, La temprature et le volume d'effluent ayant pntr dans le puits.

3. Les pressions stabilises en tte de puits sont dtermines partir de la courbe de remonte de pression. La valeur de la pression stabilise en tte de l'annulaire Pa1 et celle de la pression stabilise en tte de tiges Pt1 correspondent :

Aux valeurs obtenues au dbut de la partie linaire du graphe et cela implique d'observer les pressions pendant un temps suffisamment long pour s'assurer que l'on se trouve bien sur la partie linaire,

Aux valeurs obtenues aprs 15 min d'observation pour les boues base d'eau et aprs 20 min pour les boues base d'huile,

Aux valeurs obtenues aprs 15 min d'augmentation linaire raison de 0.5 bar / min pour une boue lgre et de 1 bar / min pour une boue lourde,

Aux valeurs obtenues lorsque la pression en tte des tiges cesse d'augmenter. 4. Lorsque la pression en tte de l'annulaire est gale la pression stabilise Pa1 :

La bulle commence migrer si c'est une venue de gaz, La pression de fond est gale la pression de pore de la formation et la couche cesse de dbiter dans

le puits,

La venue cesse de migrer, Le haut de la venue se trouve alors au sommet des drill collars.

5. L'augmentation de pression en tte de puits avant stabilisation des pressions est due :

A la migration du gaz libre dans l'annulaire, A l'entre de l'effluent dans le puits et la migration du gaz libre dans l'annulaire, A la diffrence de densit entre le fluide de formation et la boue de forage.

6. L'augmentation de pression en tte de puits aprs stabilisation des pressions est due :

Uniquement la migration du gaz libre dans l'espace annulaire, A l'entre de l'effluent dans le puits et la migration du gaz libre dans l'annulaire, Uniquement l'entre de l'effluent dans le puits, A la diffrence de densit entre le fluide de formation et la boue de forage.


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7. Dans le cas d'une formation trs peu permable et productrice de gaz :

La permabilit n'a pas d'influence sur la vitesse de la remonte des pressions, la remonte sera rapide car c'est une venue de gaz,

La remonte de pression sera rapide et il sera facile de dterminer la valeur des pressions stabilises, La remonte de pression sera lente et il sera difficile de dterminer la valeur des pressions stabilises, Une couche productrice de gaz est toujours fortement permable et il n'y a pas de problme particulier

pour dterminer de Pt1 et Pa1.

8. La valeur Pt1 de la pression stabilise en tte des tiges dpend :

De la pression de pore et de la permabilit de la formation, De la densit du fluide de formation et du volume de la venue, De la pression de pore de la formation et de la densit de la boue de forage, De la quantit de cuttings dans l'espace annulaire.

9. La valeur Pa1 de la pression stabilise en tte des tiges dpend :

De la pression de pore de la formation, De la densit de la boue de forage et de la charge de cuttings dans l'annulaire, Du volume de la venue et de la densit de l'effluent, De tous les points prcdents.

10. En gnral, Pt1 est suprieure Pa1 :

Vrai, Faux.

11. Aprs fermeture du puits, on a dtermin la valeur des pressions stabilises. Si le gain avait t plus important :

Les valeurs de Pt1 et Pa1 auraient t les mmes, Les valeurs de Pt1 et Pa1 auraient t plus leves, La valeur de Pt1 aurait t la mme et celle de Pa1 plus faible, La valeur de Pt1 aurait t la mme et celle de Pa1 plus leve, La valeur de Pa1 aurait t la mme et celle de Pt1 plus leve.

12. La prsence de cuttings dans l'espace annulaire a tendance :

Diminuer la diffrence entre Pt1 et Pa1, Augmenter la diffrence entre Pt1 et Pa1, N'a pas d'effet sur la valeur des pressions stabilises.

13. Avec un faible volume de venue, la diffrence entre Pt1 et Pa1 est importante, cela implique que la venue est probablement :

Du gaz libre de faible densit, Du gaz dissous, De l'huile avec une forte proportion de gaz dissous, De l'huile contenant une trs faible proportion de gaz.


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14. Aprs stabilisation des pressions, les pressions en tte restent constantes. Dans ce cas, on a faire une venue :

De liquide (eau, huile), De gaz qui s'est compltement dissous dans la boue base d'huile, Entirement situe dans un drain horizontal, De gaz qui s'est compltement dissous dans la boue base d'eau (gaz carbonique), L'un des 4 cas prcdents.

15. Si une venue se trouve entirement dans la partie horizontale d'un puits, aprs stabilisation des pressions en tte, on aura en thorie :

Pas de diffrence entre Pt1 et Pa1, Les mmes valeurs de Pt1 et Pa1 que dans un puits vertical, Pa1 trs suprieure Pt1, Pt1 suprieure Pa1.

16. Si la garniture est quipe d'une soupape tanche, il ne sera pas possible de dterminer la valeur de Pt1 partir de la courbe de remonte de pression :

Vrai, Faux.

17. Le puits a t ferm suite une venue en manuvre cause par le pistonnage d'un niveau gaz 2 500 m, le diamtre du trou est 8.5 pouces (36 l / m), la densit de la boue est 1.26 et le gain mesur en surface est de 1 000 litres. A quelle valeur de Pa1 faut-il s'attendre :

0 bar car la densit de la boue est suffisante pour tenir la couche, Au maximum 10 bar, Environ 15 bar, Pas moins de 20 bar.

18. Aprs fermeture du puits (la garniture n'est pas munie d'une soupape tanche) et stabilisation des pressions en tte, si le gaz migre dans l'espace annulaire :

La pression en tte de tiges restera constante et la pression en tte de l'annulaire augmentera, La pression en tte de tiges diminuera et la pression en tte de l'annulaire augmentera, Les deux pressions resteront constantes, Les deux pressions augmenteront.

19. La migration du gaz dans un puits est due :

La diffrence de densit entre le gaz et la boue de forage, Au fait qu'il y a du gaz libre (gaz non dissous dans la boue) dans le puits, La diffrence de temprature entre le gaz et la boue de forage, La permabilit de la formation, Aux deux premiers points.


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20. Si le puits est maintenu ferm aprs une venue de mthane dans une boue base d'eau :

Au bout d'un temps relativement cours, le gaz va se dissoudre dans la boue et les pressions dans l'annulaire vont trs peu varier,

Le gaz va migrer et conserver son volume, ce qui entrane une augmentation rgulire des pressions dans tout le puits,

Le gaz va migrer et se dtendre progressivement, ce qui n'entrane une faible augmentation des pressions dans le puits.

21. Si le puits est maintenu ferm aprs une venue de gaz qui migre dans l'annulaire :

Il y a risque de craquer dans le dcouvert uniquement lorsque le gaz est dans le dcouvert, Il y a risque de craquer dans le dcouvert uniquement lorsque le gaz est dans le tubage, Le risque de dpasser la rsistance de l'ouvrage (fracturation du dcouvert, clatement du casing et de

la tte de puits) augmente au fur et mesure que le gaz se rapproche de la surface.

22. La vitesse de migration du gaz dans un puits ferm dduite de la remonte de pression observe sur les manomtres en surface dans une boue l'eau est de l'ordre de :

150 m /h, 300 m / h, 600 m / h, 1 200 m / h.

23. Ce qui correspond, dans une boue de densit 1.50, une augmentation de pression de l'ordre de :

0.4 bar / min, 0.7 bar / min, 1.3 bar / min, 1.5 bar / min.

24. En ralit, la vitesse de migration du gaz ne dpend pas uniquement de la densit de la boue, elle dpend aussi de :

La dimension des bulles et de leur position dans l'annulaire, L'inclinaison du puits et des caractristiques rhologiques de la boue, De la densit et de la composition du gaz, De tous les points prcdents.

25. Le puits a t ferm 15 h 35 suite une venue, la densit de la boue est 1.25. Entre 15 h 45 et 16 h, la pression en tte de l'annulaire a augment progressivement de 10 bar et de faon linaire :

Cette augmentation est due la migration du gaz et les pressions taient stabilises 15 h 45, Les pressions ne sont pas encore stabilises, la couche est toujours en train de dbiter et il est

ncessaire d'attendre un quart d'heure de plus,

Il ne faut pas dpasser un quart d'heure d'observation, au del la migration devient trop importante et il est difficile de dterminer correctement les pressions.

Cela indique que le rservoir a une mauvaise permabilit, il faut encore attendre pour obtenir des valeurs correctes de Pt1 et Pa1.


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Correction observation et volution des pressions suite la fermeture d'un puits

1. Augmenter un taux de plus en plus faible.

2. La permabilit de la formation, la nature des fluides dans cette formation et dans le puits. Le dbit d'une couche dpend de ces paramtres.

3. Aux valeurs obtenues au dbut de la partie linaire du graphe et cela implique d'observer les pressions pendant un temps suffisant pour s'assurer que l'on se trouve bien sur la partie linaire.

4. La pression de fond est gale la pression de pore de la formation et la couche cesse de dbiter dans le puits.

5. A l'entre de l'effluent dans le puits et la migration du gaz libre dans l'annulaire.

6. Uniquement la migration du gaz libre dans l'espace annulaire.

7. La remonte de pression sera lente et il sera difficile de dterminer la valeur des pressions stabilises.

8. De la pression de pore de la formation et de la densit de la boue de forage.

9. De la pression de pore de la formation, de la densit de la boue de forage et de la charge de cuttings dans l'annulaire et du volume de la venue et de la densit de l'effluent.

10. Faux. La pression hydrostatique produite par la colonne de fluide dans l'espace annulaire est gnralement plus faible que celle produite par la colonne l'intrieur de la garniture de forage.

11. La valeur de Pt1 aurait t la mme et celle de Pa1 plus leve. La densit de l'effluent est normalement plus faible que la densit de la boue.

12. Diminuer la diffrence entre Pt1 et Pa1 (la densit des roches fores est plus leve que la densit de la boue utilise). La prsence de cuttings augmente la densit du fluide dans l'espace annulaire.

13. Du gaz libre de faible densit.

14. De liquide (eau, huile) ou de gaz qui s'est compltement dissous dans la boue base d'huile ou d'une venue entirement situe dans un drain horizontal ou de gaz qui s'est compltement dissous dans la boue base d'eau (gaz carbonique).

15. Pas de diffrence entre Pt1 et Pa1. Les pressions hydrostatiques produites par les colonnes de fluide cot annulaire et cot garniture de la partie verticale du puits sont gales.

16. Vrai. La pression du fond n'est pas transmise en tte de tiges. Il faudra dterminer cette valeur soit en circulation sous duse soit puits ferm en pompant avec un dbit trs faible.

17. 1 000 litres correspond une hauteur de venue de l'ordre de 45 m en face de DP 5", de l'ordre de 80 m en face de DC 6.5".

Ce qui correspond au maximum une pression de 80 1.26 / 10.2 = 10 bar. 18. Les deux pressions augmenteront. La bulle migre pression constante puisque le puits est ferm, ce qui

entrane une augmentation de la pression en tout point du puits.

19. La diffrence de densit entre le gaz et la boue de forage et au fait qu'il y a du gaz libre (gaz non dissous) dans le puits (si le gaz est dissous, il n'y aura pas de migration).

20. Le gaz va migrer et conserver son volume, ce qui entrane une augmentation rgulire des pressions dans tout le puits. Le mthane est quasi insoluble dans l'eau, il va conserver son volume donc va migrer pression constante.

21. Le risque de dpasser la rsistance de l'ouvrage (fracturation du dcouvert, clatement du casing et de la tte de puits) augmente au fur et mesure que le gaz se rapproche de la surface.

22. 300 m / h (ce qui correspond une vitesse moyenne du gaz, certaines bulles se dplacent beaucoup plus vite, d'autres colles la paroi du trou ou dans une cave ne se dplacent pratiquement pas).


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23. 300 1.50 / 10.2 = 44 bar / heure, ce qui correspond 0.7 bar / min. 24. La dimension des bulles et de leur position dans l'annulaire, l'inclinaison du puits et des caractristiques

rhologiques de la boue et de la densit et de la composition du gaz.

25. Avec une boue de densit 1.25, l'augmentation de pression doit tre de l'ordre de 0.6 bar / min. Donc en 15 min, la pression en tte doit augmenter d'environ 10 bar.

L'augmentation est linaire depuis 15 h 45, donc elle est due normalement la migration du gaz et les pressions taient stabilises 15 h 45 (dbut de l'augmentation linaire).


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Estimation des risques de fracturation la fermeture d'un puits

1. Ds la fermeture du puits, le risque de "fracturation" dans le dcouvert peut tre estim :

En comparant la pression en tte de tiges avec la Padm calcule avec la densit de la boue initiale d1 se trouvant dans le puits au moment de la venue,

En comparant la pression en tte de l'espace annulaire avec la Padm calcule avec la densit de la boue initiale d1 se trouvant dans le puits au moment de la venue,

En comparant la pression en tte de l'espace annulaire avec la Padm calcule avec la densit de la boue ncessaire pour reprendre le contrle primaire du puits,

En comparant la pression en tte de l'espace annulaire avec la Padm calcule avec la densit de la boue initiale d1 se trouvant dans le puits diminue des pertes de charge dans le dcouvert.

2. Cette comparaison est valable uniquement si :

La venue se trouve dans le dcouvert, Le haut de la venue se trouve dans le dcouvert et si la partie tube est remplie de boue de densit

initiale d1,

La venue est du gaz et si elle se trouve entirement dans le dcouvert, Cette comparaison est valable quelque soit la position de la venue dans le puits mais condition que

l'on ait de la boue de densit initiale d1 dans l'annulaire.

3. Donc, il est important, ds que l'on ferme le puits, d'estimer la position de la venue pour savoir si la comparaison entre Pa et Padm a un sens :

Vrai, Faux.

4. Dans le cas o la valeur de Pa1 est infrieure la Padm et le volume de la venue de gaz libre est suprieur au volume de l'espace annulaire dcouvert :

Il n'y a aucun risque de "fracturation" mme si le puits est maintenu ferm (sans purger) pendant plusieurs heures,

Il n'y a pas de risque de "fracturation" et de venue condition de purger pour maintenir la pression de fond constante et gale la pression de pore de la formation qui a dbit,

Il n'y a pas de risque de "fracturation" et de venue condition de purger le puits pour maintenir la pression en tte d'annulaire constante et gale Pa1,

Il n'y a pas de risque de "fracturation" et de venue condition de purger le puits pour maintenir la pression en tte d'annulaire lgrement infrieure Padm.

5. Si la partie tube de l'espace annulaire contient de la boue gaze, la Pa rellement admissible en tte de l'annulaire avec la boue de densit initiale d1 sera :

Lgrement infrieure la valeur calcule en considrant qu'il n'y a pas de gaz dans la boue, Trs suprieure la valeur calcule en considrant qu'il n'y a pas de gaz dans la boue, Lgrement suprieure la valeur calcule en considrant qu'il n'y a pas de gaz dans la boue, Ce n'est pas possible de donner une rponse gnrale car les caractristiques de la boue et du gaz

influencent fortement le rsultat.


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6. Lorsqu'il se produit une venue en cours de forage dans un puits vertical, l'effluent est entran par la boue en circulation dans l'espace annulaire. En supposant que l'effluent est du gaz, qu'il migre une vitesse de 10 m / min dans la boue et que la vitesse de la boue est de 40 m / min dans l'annulaire, quelle distance du fond se trouve le haut de la venue au bout de 5 min si la circulation n'est pas arrte :

150 m, 200 m, 250 m, 300 m.

7. En reprenant les valeurs de la question prcdente, quelle distance du fond se trouve le haut de la venue si la couche a dbit pendant 5 min avant que la circulation soit arrte et si l'observation des pressions a dur 15 min :

200 m, 300 m, 400 m, 500 m.

8. Suite une venue de gaz dans un puits for avec une boue base d'eau, il n'est pas possible de dmarrer la circulation aprs la dtermination des pressions stabilises. Pa1 est infrieure Padm et la garniture n'est pas quipe d'une soupape tanche. Quelle est la meilleure solution s'il est ncessaire d'attendre quelques heures :

Purger pour maintenir la pression en tte d'annulaire constante et lgrement suprieure Pa1, Purger pour maintenir la pression en tte de tiges constante et lgrement suprieure Pt1, Purger pour maintenir la pression en tte d'annulaire constante et lgrement infrieure Padm, Purger pour maintenir la pression en tte de tiges constante et lgrement infrieure Padm.

9. En reprenant la situation prcdente, mais avec une garniture quipe d'une soupape tanche. Quelle serait la meilleure solution s'il est ncessaire d'attendre quelques heures :

Purger pour maintenir la pression en tte d'annulaire constante et lgrement suprieure Pa1, Purger pour maintenir la pression en tte d'annulaire constante et lgrement infrieure Padm, Calculer la pression en tte de l'espace annulaire ne pas dpasser (de telle sorte que la pression au

sabot soit gale la pression de "fracturation") et purger si la Pa atteint cette valeur,

Utiliser la mthode volumtrique pour maintenir les pressions dans l'annulaire des valeurs correctes.


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Correction estimation des risques de fracturation la fermeture d'un puits

1. En comparant la pression en tte de l'espace annulaire avec la Padm calcule avec la densit de la boue initiale d1 se trouvant dans le puits au moment de la venue.

2. La venue se trouve toute dans le dcouvert et si la partie tube est remplie de boue de densit initiale d1.

3. Vrai.

4. Il n'y a pas de risque de "fracturation" et de venue condition de purger pour maintenir la pression de fond constante et gale la pression de pore de la formation qui a dbit.

5. La densit de la boue dans le tubage est infrieure d1. Donc, la Pa rellement admissible sera lgrement suprieure la valeur calcule en considrant qu'il n'y a pas de gaz dans la boue.

6. La vitesse de remonte du gaz est : 40 + 10 = 50 m / min.

Au bout de 5 min, le haut de la venue sera 250 m du fond.

7. 250 + 15 10 = 400 m. 8. Purger pour maintenir la pression en tte de tiges constante et lgrement suprieure Pt1. De cette faon,

la pression de fond sera maintenue constante et lgrement suprieure la pression de pore de la couche qui a dbit.

9. Utiliser la mthode volumtrique pour maintenir les pressions dans l'annulaire des valeurs correctes. Avec cette mthode, la pression de fond sera "maintenue constante".


Pa

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1. Exercices