La détection automatisée des longerons augmente l'efficacité du forage avec moins de temps d'arrêt

Le forage horizontal a évolué au fil des décennies pour devenir une technique de construction de puits fiable dans les régions productrices de pétrole matures. Cependant, de nombreux défis subsistent dans les environnements de forage géologiquement complexes.

Un scénario de forage difficile survient lorsque le trépan rencontre des longerons durs intercalés dans des formations plus tendres comme le grès. Le changement soudain de la mécanique de la roche lors du passage de la formation à la lisse entraîne souvent une déviation du trépan et une déviation de la trajectoire du puits connue sous le nom de dogleg.

Les changements de direction rapides provoqués par les doglegs réduisent l'efficacité du forage en déplaçant l'ensemble de forage hors de sa trajectoire prévue et parfois hors de la zone de réservoir souhaitée. Les charges statiques générées dans un dogleg peuvent endommager l'ensemble de fond de trou (BHA) et entraîner une usure prématurée du trépan, une durée de vie raccourcie, des coûts de maintenance plus élevés et davantage de trajets en fond de trou. Le chemin incurvé augmente également le risque de blocage du tubage ou des chaînes de complétion, ce qui peut empêcher le puits d'être achevé à la profondeur cible (TD) prévue.

Un exploitant d'un champ mature en mer du Nord a fait face à de tels défis lors du forage de puits multilatéraux à travers des sections de réservoir contenant des longerons de calcite dure entrecoupés de formations de sable à faible résistance à la compression non confinée. L'opérateur visait à maintenir ses coûts de levage bas en augmentant le taux brut de pénétration (ROP) à travers ces sections.

Mais les doglegs créés au niveau de chaque longeron nécessitaient souvent de reculer pour effectuer une opération d'alésage longue et coûteuse afin de lisser la trajectoire du puits et de permettre au forage de continuer jusqu'au TD. En moyenne, l'opérateur a accumulé 2,7 heures de temps perdu invisible (ILT) lors de l'alésage pour chaque 3 300 pieds (1 000 m) foré et a obtenu un ROP brut nettement inférieur, ce qui a augmenté les coûts de levage par puits de l'opérateur au-dessus du plan.

En collaboration avec l'opérateur, Baker Hughes a développé un service de détection automatisé des longerons qui identifierait les longerons plus tôt qu'auparavant afin de minimiser les doglegs locaux, de réduire le temps d'alésage et de livrer efficacement les puits conformément au plan.

Avec la contribution de l'opérateur, le fournisseur de services a développé un service automatisé qui a fourni une détection fiable, cohérente et précoce des limons pour guider une action corrective rapide. Le service comprend un module de détection de longeron automatisé intégré dans un sous-capteur avancé de mesure en cours de forage (MWD). Le sous-marin contient plusieurs capteurs dynamiques qui collectent une gamme de mesures de vibration et de charge. Le module de détection utilise un algorithme basé sur la physique qui combine deux mesures MWD (accélération tangentielle et couple dynamique au niveau du bit) pour calculer une valeur d'oscillation de torsion à haute fréquence (HFTO) dans le BHA.

Les HFTO sont des vibrations de torsion avec des fréquences comprises entre 50 Hz et 450 Hz qui ne se produisent que lors d'interactions bit-rock dans des formations dures. Le changement distinct de la réponse HFTO lors de la transition des formations molles aux formations dures en fait un indicateur avancé pour détecter les longerons en temps réel pendant le forage.

D'autres indicateurs traditionnellement utilisés pour la détection des longerons, y compris le poids sur le trépan (WOB) et le moment de flexion en fond de trou, sont influencés par les changements de trajectoire du puits et les paramètres de forage en surface. En conséquence, un chevauchement existe souvent dans la distribution des données de ces paramètres entre la formation et une lisse (Fig. 1). L'accélération tangentielle et le couple dynamique, les principaux paramètres influençant le HFTO, ne sont pas influencés par de tels changements. Comme le montre la figure 1, la distribution de l'accélération tangentielle montre une nette séparation entre les formations molles et dures.

L'amplitude HFTO est automatiquement calculée par l'algorithme et comparée à un seuil maximum d'amplitude HFTO. Si l'amplitude calculée dépasse ce seuil, le service de détection identifie un stringer au bit. Le service agrège automatiquement l'amplitude HFTO à une valeur de 1 bit (stringer/no stringer) qui est transmise à la surface via une télémétrie à impulsions de boue à faible bande passante. Ces valeurs de 1 bit sont envoyées à la surface à des intervalles de temps optimaux, où elles sont agrégées avec d'autres mesures dans le système d'optimisation de forage automatisé propriétaire du fournisseur de services sur la plate-forme pour une interprétation et une prise de décision plus approfondies. Le foreur voit ces mêmes valeurs de détection de longeron presque instantanément.

La réponse de détection plus rapide du service automatisé est un différenciateur majeur de la conception par rapport aux méthodes de détection traditionnelles. Tenter de détecter les longerons via les paramètres de surface ou le moment de flexion seul, par exemple, nécessite plusieurs minutes pour que la réponse s'enregistre même dans le sous-capteur. Le signal doit ensuite être envoyé à la surface et analysé avant qu'une notification ne soit envoyée au foreur, ce qui ajoute plusieurs minutes supplémentaires au processus (Fig. 2). Pendant ce temps, une légère déviation peut devenir un dogleg plus sévère nécessitant une opération d'alésage.

Le service automatisé de détection de stringer réagit bien plus tôt que les signaux de diagnostic hérités et envoie un signal simple et unique indiquant un stringer. Le foreur envoie ensuite des commandes au système de contrôle de forage pour modifier des paramètres tels que le WOB et les révolutions par minute (RPM). Ces modifications permettent un forage plus efficace à travers le longeron, tout en évitant les doglegs locaux excessifs qui ajoutent de l'ILT et limitent la ROP brute.

L'opérateur a déployé le nouveau service automatisé de détection de lisses pour forer neuf 8½ pouces. sections latérales et comparé les résultats avec les précédents forés à l'aide de méthodes conventionnelles de détection de longerons (Fig. 3).

Le premier latéral déporté foré sans le service a enregistré 5,14 heures d'ILT d'alésage par 1000 m de latéral. L'opérateur a apporté plusieurs changements de procédure pour améliorer la sensibilisation de l'équipe de forage aux traverses, ce qui a permis de réduire l'ILT d'alésage à une moyenne de 2,7 h/1000 m. Finalement, aucun autre gain de performance n'a pu être réalisé avec les seules améliorations du processus, et les valeurs ILT sur les dérivations suivantes ont atteint un plateau.

Sur son premier latéral, le service automatisé a fourni une détection fiable des lisses, permettant à l'équipe de forage de mettre rapidement en œuvre son plan de forage de lisses avec des valeurs prédéterminées pour WOB et RPM. Une détection plus précoce des longerons et des actions correctives se sont traduites par moins de doglegs et une baisse significative de l'ILT à 1,06 h/1000 m.

D'autres embranchements utilisant le service automatisé ont démontré une détection constante des longerons en seulement 15 à 25 secondes, une fraction du temps requis pour les indicateurs traditionnels. L'ILT d'alésage moyen utilisant le nouveau service est tombé à 50 min/1000 m, soit une réduction de 63 % par rapport aux méthodes de détection conventionnelles. Cela s'est traduit par une économie moyenne d'une demi-journée pour chaque multilatéral foré avec le service.

Comme validation supplémentaire de la capacité du service automatisé à minimiser l'ILT, trois dérivations supplémentaires ont été forées sans le service. Ces dérivations ont enregistré un ILT et un temps d'alésage nettement plus élevés, ce qui a fourni une preuve supplémentaire de la capacité du service automatisé à améliorer constamment l'efficacité du forage.

La figure 3 montre également une augmentation de la longueur moyenne des dérivations forées à l'aide du service automatisé. Bien que le service de détection automatisée des longerons ne soit pas le seul facteur permettant d'obtenir des dérivations plus longues, il est possible que la détection précoce des longerons ait contribué à prolonger la durée de vie du BHA et du trépan. Ceci est étayé par l'examen des longueurs latérales moyennes entre les sections forées avec et sans le service. La longueur latérale moyenne des neuf premières sections forées sans le service automatisé était de 15 138 pieds (4 614 m). Mais pour les neuf sections forées avec détection automatisée des longerons, la longueur latérale moyenne est passée à 21 129 pieds (6 440 m).

Cet essai sur le terrain a démontré que le service automatisé de détection des longerons fournit systématiquement une alerte précoce d'un prochain longeron et minimise les opérations d'alésage coûteuses qui augmentent l'ILT. Ce succès initial incite à de nouveaux développements qui promettent une réponse encore plus rapide, une ROP améliorée et un ILT inférieur.

Le fournisseur de services développe et teste actuellement des processus qui intégreront pleinement le service de détection de traverses au système de contrôle de forage automatisé (ADCS) d'un entrepreneur en forage sur la plate-forme. Cette évolution fera passer le service d'un système automatisé de surveillance et d'alarme à un véritable service de conseil qui guide les actions du foreur. Plutôt que de simplement avertir le foreur lorsqu'il a heurté un longeron, le service déterminera automatiquement les changements requis pour le régime, le débit, le WOB ou d'autres paramètres afin de maximiser l'efficacité du forage du longeron. Il fournira ensuite automatiquement ces modifications recommandées à l'équipe de forage via une interface utilisateur intuitive.

Dans un avenir proche, le service automatisé de détection de traverses prendra le contrôle total de l'opération de forage. Des tests sont actuellement en cours et s'appuient sur la capacité du service à détecter une lisse en calculant automatiquement l'ensemble optimal de changements de paramètres, puis en transmettant ces informations directement à l'ADCS pour ajuster les paramètres de forage de surface afin d'optimiser le forage à travers la lisse. Le foreur supervisera toujours le processus et examinera les données au besoin, mais les modifications seront apportées automatiquement grâce à un service de forage en boucle fermée entièrement optimisé afin de maximiser l'efficacité opérationnelle tout en minimisant les retards potentiels.

SPE 205993 Utilisation de mesures d'oscillation de torsion à haute fréquence échantillonnées en fond de trou pour identifier les longerons et minimiser la perte de temps invisible opérationnelle ILT par A. Hohl, Baker Hughes, et al.

Matthew Forshaw, SPE, est le responsable du développement commercial de la construction de puits numériques et automatisés chez Baker Hughes. Sa carrière a couvert plusieurs postes opérationnels, technologiques et commerciaux, notamment à la tête de l'équipe d'automatisation qui a aidé à forer la première section de puits offshore de l'industrie à l'aide d'un ensemble de forage directionnel contrôlé en boucle fermée. Forshaw et ses collègues ont reçu un World Oil Award 2020 pour avoir développé la technologie d'automatisation perturbatrice qui a rendu cette réalisation possible. Il participe activement à des groupes industriels qui étudient comment le numérique, l'automatisation et les opérations à distance peuvent réduire davantage les investissements et les émissions de construction de puits pour atteindre les objectifs de durabilité.