PlanificationEdition
Avant le forage d’un puits, une cible géologique est identifiée par un géologue ou un géophysicien pour répondre aux objectifs du puits.
- Pour un puits de production, la cible est choisie pour optimiser la production du puits et gérer le drainage du réservoir.
- Pour un puits d’exploration ou d’appréciation, la cible est choisie pour confirmer l’existence d’un réservoir d’hydrocarbures viable ou pour connaître son étendue.
- Pour un puits d’injection, la cible est choisie pour localiser le point d’injection dans une zone perméable, ce qui peut favoriser l’évacuation de l’eau ou du gaz et/ou pousser les hydrocarbures dans les puits de production voisins.
La cible (le point final du puits) sera mise en correspondance avec un emplacement en surface (le point de départ du puits), et une trajectoire entre les deux sera conçue. Il y a de nombreuses considérations à prendre en compte lors de la conception de la trajectoire, comme le dégagement de tout puits voisin (anti-collision) ou si ce puits gênera les puits futurs, en essayant d’éviter les failles si possible et certaines formations peuvent être plus faciles/difficiles à forer à certaines inclinaisons ou azimuts.
Lorsque la trajectoire du puits est identifiée, une équipe de géoscientifiques et d’ingénieurs développera un ensemble de propriétés présumées du sous-sol qui sera foré pour atteindre la cible. Ces propriétés comprennent la pression interstitielle, le gradient de fracture, la stabilité du puits de forage, la porosité, la perméabilité, la lithologie, les failles et la teneur en argile. Cet ensemble d’hypothèses est utilisé par une équipe d’ingénierie de puits pour effectuer la conception du tubage et de la complétion du puits, puis la planification détaillée, où, par exemple, les trépans sont sélectionnés, une BHA est conçue, le fluide de forage est choisi, et des procédures étape par étape sont écrites pour fournir des instructions pour exécuter le puits de manière sûre et rentable.
Avec l’interaction avec de nombreux éléments dans la conception d’un puits et le fait d’apporter un changement à l’un d’entre eux aura un effet d’entraînement sur de nombreuses autres choses, souvent les trajectoires et les conceptions passent par plusieurs itérations avant qu’un plan ne soit finalisé.
ForageEdit
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Le puits est créé en forant un trou de 12 cm à 1 mètre (5 po à 40 po) de diamètre dans la terre à l’aide d’une foreuse qui fait tourner un train de tiges auquel est fixé un trépan. Une fois le trou foré, des sections de tuyau en acier (tubage), d’un diamètre légèrement inférieur à celui du trou de forage, sont placées dans le trou. Du ciment peut être placé entre l’extérieur du tubage et le trou de forage, c’est ce qu’on appelle l’anneau. Le tubage fournit une intégrité structurelle au puits de forage nouvellement foré, en plus d’isoler les zones de haute pression potentiellement dangereuses les unes des autres et de la surface.
Avec ces zones isolées en toute sécurité et la formation protégée par le tubage, le puits peut être foré plus profondément (dans des formations potentiellement plus instables et violentes) avec un trépan plus petit, et également tubé avec un tubage de plus petite taille. Les puits modernes ont souvent deux à cinq ensembles de trous de taille ultérieurement plus petite forés les uns dans les autres, chacun étant cimenté par un tubage.
Pour forer le puits
- Le trépan, aidé par le poids du train de tiges au-dessus de lui, coupe dans la roche. Il existe différents types de trépans ; certains provoquent la désintégration de la roche par rupture en compression, tandis que d’autres cisaillent des tranches de la roche lorsque le trépan tourne.
- Le fluide de forage, alias » boue « , est pompé à l’intérieur de la tige de forage et sort au niveau du trépan. Les principaux composants de la boue de forage sont généralement l’eau et l’argile, mais elle contient aussi généralement un mélange complexe de fluides, de solides et de produits chimiques qui doivent être soigneusement adaptés pour fournir les caractéristiques physiques et chimiques correctes nécessaires pour forer le puits en toute sécurité. La boue de forage a notamment pour fonction de refroidir le trépan, de soulever les débris de roche à la surface, d’empêcher la déstabilisation de la roche dans les parois du puits et de vaincre la pression des fluides à l’intérieur de la roche afin que ces fluides ne pénètrent pas dans le puits. Certains puits de pétrole sont forés avec de l’air ou de la mousse comme fluide de forage.
- Les « débris » de roche générés sont balayés par le fluide de forage lorsqu’il circule de nouveau vers la surface à l’extérieur de la tige de forage. Le fluide passe ensuite par des « secoueurs » qui tamisent les déblais du bon fluide qui est renvoyé dans la fosse. Il est impératif de surveiller les anomalies dans le retour des débris et de contrôler le volume de la fosse ou le taux de retour du fluide pour détecter rapidement les « coups de bélier ». On parle de « kick » lorsque la pression de la formation à la profondeur du trépan est supérieure à la tête hydrostatique de la boue au-dessus, ce qui, s’il n’est pas contrôlé temporairement en fermant les obturateurs anti-éruption et, à terme, en augmentant la densité du fluide de forage, permettrait aux fluides de formation et à la boue de remonter par l’anneau de manière incontrôlée.
- La tige ou le train de tiges auquel le trépan est fixé est progressivement allongé à mesure que le puits devient plus profond en vissant des sections supplémentaires de 9 m (30 pieds) ou des « joints » de tige sous le kelly ou le topdrive à la surface. Ce processus s’appelle la réalisation d’un raccordement. Le processus appelé « tripping » consiste à retirer le trépan du trou pour le remplacer (tripping out) et à y revenir avec un nouveau trépan (tripping in). Les joints peuvent être combinés pour un déclenchement plus efficace lors de la sortie du trou en créant des supports de joints multiples. Par exemple, sur une foreuse triple conventionnelle, les tuyaux sont retirés du trou par trois joints à la fois et empilés dans le derrick. De nombreuses installations modernes, appelées « super simples », font sortir les tuyaux un par un, en les disposant sur des racks au fur et à mesure.
Tout ce processus est facilité par une installation de forage qui contient tout l’équipement nécessaire pour faire circuler le fluide de forage, hisser et faire tourner le tuyau, contrôler le fond du trou, retirer les déblais du fluide de forage et générer de l’énergie sur place pour ces opérations.
ComplétionEdit
Après avoir été foré et tubé, le puits doit être » complété « . La complétion est le processus par lequel le puits est mis en mesure de produire du pétrole ou du gaz.
Dans une complétion par trou tubé, de petits trous appelés perforations sont réalisés dans la partie du tubage qui a traversé la zone de production, afin de fournir un chemin pour que le pétrole s’écoule de la roche environnante vers le tubage de production. Dans le cas d’une complétion à trou ouvert, des « écrans de sable » ou un « massif filtrant » sont souvent installés dans la dernière section du réservoir forée et non tubée. Ils maintiennent l’intégrité structurelle du puits de forage en l’absence de tubage, tout en permettant l’écoulement du réservoir dans le puits de forage. Les écrans contrôlent également la migration des sables de formation dans les tubulaires de production et les équipements de surface, qui peuvent provoquer des lavages et d’autres problèmes, notamment à partir des formations de sable non consolidées des champs offshore.
Après la création d’un chemin d’écoulement, des acides et des fluides de fracturation peuvent être pompés dans le puits pour fracturer, nettoyer ou préparer et stimuler de toute autre manière la roche réservoir afin de produire de manière optimale des hydrocarbures dans le puits de forage. Enfin, la zone située au-dessus de la section réservoir du puits est emballée à l’intérieur du tubage et reliée à la surface par un tuyau de plus petit diamètre appelé tubing. Cette disposition constitue une barrière redondante contre les fuites d’hydrocarbures et permet de remplacer les sections endommagées. De plus, la section transversale plus petite du tubing produit les fluides du réservoir à une vitesse accrue afin de minimiser la retombée de liquide qui créerait une contre-pression supplémentaire, et protège le tubage des fluides de puits corrosifs.
Dans de nombreux puits, la pression naturelle du réservoir souterrain est suffisamment élevée pour que le pétrole ou le gaz s’écoule vers la surface. Cependant, ce n’est pas toujours le cas, notamment dans les champs épuisés où les pressions ont été abaissées par d’autres puits producteurs, ou dans les réservoirs de pétrole à faible perméabilité. L’installation d’un tube de plus petit diamètre peut suffire à améliorer la production, mais des méthodes de levage artificiel peuvent également être nécessaires. Les solutions courantes sont les pompes de fond de puits, le gas lift ou les vérins de pompe de surface. Au cours des dix dernières années, de nombreux nouveaux systèmes ont été introduits pour la complétion des puits. Les systèmes de packers multiples avec des orifices de fracturation ou des colliers d’orifice dans un système tout-en-un ont permis de réduire les coûts de complétion et d’améliorer la production, notamment dans le cas des puits horizontaux. Ces nouveaux systèmes permettent aux tubages de courir dans la zone latérale avec un placement approprié des packers/ports de fracturation pour une récupération optimale des hydrocarbures.
ProductionEdit
L’étape de production est la plus importante de la vie d’un puits ; lorsque le pétrole et le gaz sont produits. À ce moment-là, les plateformes pétrolières et les plateformes de reconditionnement utilisées pour forer et compléter le puits ont quitté le puits de forage, et le sommet est généralement équipé d’un ensemble de vannes appelé arbre de Noël ou arbre de production. Ces vannes régulent les pressions, contrôlent les débits et permettent d’accéder au puits de forage si d’autres travaux de complétion sont nécessaires. À partir de la vanne de sortie de l’arbre de production, le flux peut être connecté à un réseau de distribution de pipelines et de réservoirs pour fournir le produit aux raffineries, aux stations de compression de gaz naturel ou aux terminaux d’exportation de pétrole.
Tant que la pression dans le réservoir reste suffisamment élevée, l’arbre de production est tout ce qui est nécessaire pour produire le puits. Si la pression s’épuise et qu’il est considéré comme économiquement viable, une méthode d’ascension artificielle mentionnée dans la section sur les complétions peut être employée.
Des reconditionnements sont souvent nécessaires dans les puits plus anciens, qui peuvent nécessiter des tubes de plus petit diamètre, l’élimination du tartre ou de la paraffine, des travaux sur la matrice acide, ou la complétion de nouvelles zones d’intérêt dans un réservoir moins profond. Ces travaux de remise en état peuvent être effectués à l’aide d’appareils de reconditionnement – également connus sous le nom d’unités de tirage, d’appareils de complétion ou d' »appareils de service » – pour tirer et remplacer les tubes, ou par des techniques d’intervention sur puits utilisant des tubes enroulés. Selon le type de système de levage et de tête de puits, un appareil de forage à tige ou un flushby peut être utilisé pour changer une pompe sans tirer le tubage.
Des méthodes de récupération améliorée telles que l’injection d’eau, l’injection de vapeur ou l’injection de CO2 peuvent être utilisées pour augmenter la pression du réservoir et fournir un effet de » balayage » pour pousser les hydrocarbures hors du réservoir. Ces méthodes nécessitent l’utilisation de puits d’injection (souvent choisis parmi les anciens puits de production selon un schéma soigneusement déterminé), et sont utilisées lorsque l’on est confronté à des problèmes d’épuisement de la pression du réservoir, de viscosité élevée du pétrole, ou peuvent même être employées au début de la vie d’un champ. Dans certains cas – en fonction de la géomécanique du réservoir – les ingénieurs de réservoir peuvent déterminer que le pétrole récupérable ultime peut être augmenté en appliquant une stratégie d’injection d’eau au début du développement du champ plutôt que plus tard. Ces techniques de récupération améliorée sont souvent appelées « récupération tertiaire ».
AbandonModification
On dit qu’un puits atteint une « limite économique » lorsque son taux de production le plus efficace ne couvre pas les dépenses d’exploitation, y compris les taxes.
La limite économique des puits de pétrole et de gaz peut être exprimée à l’aide de ces formules :
Gisements de pétrole :
E L o i l = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{oil}={\frac {{WI}\times {LOE}}{{NRI}\times (1-{T})}}.
Champs de gaz :
E L g a s = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{gas}={\frac {{WI}\times {LOE}}{NRI}\times (1-{T})}}}
Où:
E L o i l {\displaystyle {EL}_{oil}}
est la limite économique d’un puits de pétrole en barils de pétrole par mois (bbls/mois).
E L g a s {\displaystyle {EL}_{gas}}
is a gas well’s economic limit in thousand standard cubic feet per month (MSCF/month).
P o , P g {\displaystyle {P}_{o},{P}_{g}}
are the current prices of oil and gas in dollars per barrels and dollars per MSCF respectively.
L O E {\displaystyle {LOE}}
is the lease operating expenses in dollars per well per month.
W I {\displaystyle {WI}}
working interest, as a fraction.
N R I {\displaystyle {NRI}}
net revenue interest, as a fraction.
G O R {\displaystyle {GOR}}
gas/oil ratio as SCF/bbl.
Y {\displaystyle {Y}}
condensate yield as barrel/million standard cubic feet.
T {\displaystyle {T}}
les taxes de production et de séparation, en fraction.
Lorsque la limite économique est relevée, la durée de vie du puits est raccourcie et les réserves de pétrole prouvées sont perdues. Inversement, lorsque la limite économique est abaissée, la durée de vie du puits est allongée.
Lorsque la limite économique est atteinte, le puits devient un passif et est abandonné. Certains puits abandonnés sont ensuite bouchés et le site est remis en état ; cependant, le coût de ces efforts peut se chiffrer en millions de dollars. Au cours de ce processus, les tubes sont retirés du puits et des sections du trou de forage sont remplies de béton pour isoler le chemin d’écoulement entre les zones de gaz et d’eau les unes des autres, ainsi que de la surface. La surface autour de la tête de puits est ensuite excavée, et la tête de puits et le tubage sont coupés, un bouchon est soudé en place puis enterré.
A la limite économique, il reste souvent une quantité importante de pétrole non récupérable dans le réservoir. Il peut être tentant de différer l’abandon physique pendant une période prolongée, en espérant que le prix du pétrole augmentera ou que de nouvelles techniques de récupération supplémentaires seront perfectionnées. Dans ce cas, des bouchons temporaires seront placés en fond de puits et des verrous seront fixés à la tête de puits pour empêcher toute manipulation. Il existe des milliers de puits « abandonnés » en Amérique du Nord, qui attendent de voir ce que fera le marché avant d’être définitivement abandonnés. Souvent, les dispositions du bail et les réglementations gouvernementales exigent généralement un abandon rapide ; les préoccupations en matière de responsabilité et de fiscalité peuvent également favoriser l’abandon.
En théorie, un puits abandonné peut être réentré et remis en production (ou converti en service d’injection pour une récupération supplémentaire ou pour un stockage d’hydrocarbures en fond de puits), mais la réentrée s’avère souvent difficile mécaniquement et coûteuse. Traditionnellement, les bouchons en élastomère et en ciment ont été utilisés avec des degrés variables de réussite et de fiabilité. Avec le temps, ils peuvent se détériorer, notamment dans les environnements corrosifs, en raison des matériaux à partir desquels ils sont fabriqués. Les bouchons de pontage conventionnels ont également des taux d’expansion très faibles, ce qui limite leur utilisation dans les puits avec restrictions. Par ailleurs, les bouchons à forte expansion, tels que les obturateurs gonflables, n’ont pas les capacités de pression différentielle requises pour de nombreux abandons de puits et ne fournissent pas non plus de joint étanche au gaz. De nouveaux outils ont été développés qui facilitent la réentrée, ces outils offrent des ratios d’expansion plus élevés que les bouchons de pontage conventionnels et des capacités de pression différentielle plus élevées que les packers gonflables, tout en fournissant un joint étanche au gaz classé V0 que le ciment ne peut pas fournir.