UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA Faculte des Sciences et … · 2012-06-26 · Le résumé Cette...

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET

DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA

Faculte des Sciences et Technologie

et des Sciences de la Matiere

Département des hydrocarbures

Mémoire

MASTER PROFESSIONNEL

Filière : Hydrocarbures

Spécialité : Forage et maintenance des puits

Thème

Soutenu le 25/06/2012

Devant le jury composé de :

ABBAS Elhadj Abbas Président

ATLILI Mohammed Elhadi Examinateur

Réalisé par: Encadré par :

Mr OUZAID Ilyes M

m HADJAJ Souad

Mr OUELED SAÏD Hichem

PROMOTION 2011/2012

Calcul trajectoire théorique dans un

forage horizontal d’exploration pour

exploitation d’un gaz de schiste

En premier lieu, je tiens à remercier notre DIEU,

notre créateur pour nous avoir la force pour

accomplir ce travail.

J’adresse mess vifs remerciements à mon

professeur consultant Melle

HADJAJ Souad pour

m’avoir diligenté tout au long de ce travail, pour sa

compréhension, sa patience, sa compétence, et ces

remarques qui m’ont été précieuses,

Je présente mes chaleureux remerciements aux

enseignants du département des hydrocarbures

« Forage pétrolière et maintenance du puits »pour

leurs aides et orientations durant ma formation.

Mes derniers remerciements et ce ne sont pas les

moindres, vont à tous ceux qui ont contribué de prés

ou de loin pour l’aboutissement de ce travail.

Ilyes, Hichem.

DEDICACE

Ilyes OUZAID

Le résumé

Cette étude concerne le calcul d’une trajectoire théorique d’un puits pour

l’exploitation du gaz de schiste, vu son importance en élaboration d’un programme

de forage dévié jusqu’à l’horizontale

La validation du programme de calcul était sur les puits (DMS2 et MD118),

elle nous a permis la discussion des méthodes de calculs choisis et la distinction

des données sélectionnées vis-à-vis la lithologie des puits étudiés

Mots clés : trajectoire théorique ; gaz de schiste ; forage horizontal ; méthode

de l’angle moyen ; méthode tangentielle pondérée ; KOP ; build-up

The summary

This study relates to the calculation of a theoretical trajectory of a well for

the exploitation of schist gas, considering its importance in development of a

program of drilling deviated until the horizontal one

The validation of the calculation programme was on wells (DMS2 and

MD118), it has allowed the discussion of the methods of calculating selected and

the distinction to us of the data selected opposite lithology of the studied wells

Key words: theoretical trajectory; schist gas; horizontal drilling; method of

the average angle; balanced tangential method; KOP; build-up

Remerciement I

Dédicace II

Dédicace II

Résumé VI

Liste des figures V

Liste des tableaux VI

Introduction Générale VII

1. Gaz de schiste 2

1.1. Les hydrocarbures conventionnels et non conventionnels 2

1.2. Gisement de gaz de schiste 2

1.3. Procédé d’exploitation du gaz de schiste 3

2. Forage horizontal 4

2.1. Historique 4

2.2. Définition 5

2.3. La trajectoire d’un puits horizontal 5

2.4. Objectifs des puits horizontaux 6

2.5. Les avantages et les inconvénients 6

2.6. Les applications de puits horizontal 6

2.7. Les profils de puits horizontal 7

3. Préparation d’un programme de forage d’un puits horizontal 12

3.1. Préparation du profil du puits 12

3.2. Détermination de la trajectoire 13

3.2.1. Système des coordonnées 13

3.2.2. Niveau de référence 16

3.2.3. Rayon de courbure 16

3.2.4. Diamètre de section horizontale 17

4. Les méthodes de calcul de la trajectoire 17

5. Calcul du profil du puits 22

6. Logigramme du calcul d la trajectoire 23

Table des matières

1. Le profil théorique d'un puits horizontal 25

1.1. Le plan vertical 25

1.2. Le plan horizontal 25

2. Calcul du profil théorique 26

2.1. choix des méthodes de calcul 26

2.2. choix de système de coordonnées 26

2.2.1. La section verticale 26

2.2.2. La section déviée 26

2.2.3. La section horizontale 27

3. choix du logiciel de réalisation de la trajectoire théorique 28

3.1. Programmation et déroulement 28

1. Présentation du champ de DJEBEL MOUIMA SUD 30

1.1. Situation géographique de champ DMS 30

1.2. Coupe lithologique du puits 31

1.3. Description lithologique de puit 32

1.4. Calcul trajectoire de champ DMS et interprétation 33

1.4.1. Existence de la roche de gaz de schiste 33

1.4.2. Les données 33

1.4.3. La trajectoire théorique 34

2. Présentation du champ de HASSI MESSAOUD 39

2.1. Situation géographique 39

2.2. Localisation du puits MD 118 39

2.3. Coupe et description lithologique de puits 40

2.4. Calcul trajectoire de champ HMD et interprétation 41

2.4.1. Existence de la roche de gaz de schiste 41

2.4.2. Les données 41

2.4.3. La trajectoire théorique 42

Conclusion générale 49

Références bibliographiques 52

Les annexes

Liste des figures

Figure Page

Figure I.1: Représentation des gaz conventionnel et non conventionnel 2

Figure I.2 : présentation les gisements de gaz de schiste dans le monde 3

Figure I. 3 : forage multilatéral 4

Figure I.4: la trajectoire d’un puits horizontal 5

Figure I.5: puits ré-éntrée 7

Figure I.6: les diffèrent profiles de puits horizontal 11

Figure I.7 : coordonnées polaires 14

Figure I.8: Azimut 14

Figure I.9: système quadrant 15

Figure I.10: méthode tangentielle 20

Figure I.11: méthode angle moyen 20

Figure I.12 : méthode tangentielle pondérée 20

Figure I.13: méthode rayon de courbure 21

Figure I.14: méthode de courbure minimum 21

Figure II.1: Le plan horizontal pour le Profil théorique d’un puits horizontal 25

Figure III.1: Situation géographique de champ DMS 30

Figure III.2 : coupe lithologique du puits 31

Figure III.3:le profil en plan vertical de puits DMS 2 selon la méthode de l’angle

moyen 34

Figure III.4: le profil en plan vertical de puits DMS 2 selon la méthode

tangentielle pondérée 35

Figure III.5: le profil en plan vertical de puits DMS 2 selon les méthodes 36

Figure III.6:le profil en plan horizontal de puits DMS 2 selon la méthode de

l’angle moyen 37

Figure III.7: le profil en plan horizontal de puits DMS 2 selon la méthode


Figure III.8: le profil en plan horizontal de puits DMS 2 selon les méthodes 38

FigureIII.9 : Situation géographique du champ de HASSI MESSAOUD

39

Figure III .10 : Coupe et description lithologique de puits 40

Figure III. 11:le profil en plan vertical de puits MD 118 selon la méthode de

l’angle moyen 42

Figure III.12: le profil en plan vertical de puits MD118 selon la méthode


Figure III.13: le profil en plan vertical de puits MD118 selon les méthodes 44

Figure III. 14:le profil en plan horizontal de puits MD118 selon la méthode de

l’angle moyen 45

Figure III.15: le profil en plan horizontal de puits MD118 selon la méthode


Figure III.16: le profil en plan horizontal de puits MD118 selon les méthodes 46

Figure III.17: les Stratigraphies de la province occidentale et province triasique 47

La lists des tableaux

Tableau Page

Tableau I.1:les profils de puits horizontal 8

Tableau I.2 : les méthodes de calcul trajectoire 18

Tableau II.1:les deux méthodes de calcul trajectoire 28

Tableau III.1 : Description lithologique de puits 32

Introduction Générale

Actuellement, les réserves hydrocarbures conventionnels ont connus un

décroissement, qui impose la recherche des nouvelles ressources hydrocarbures

et technique d’exploitation, pouvant récompenser la demande progressive de ce

type d’énergie.

Une des solutions, étaient l’exploitation des ressources non-

conventionnelles, telles que le gaz, l’huile et les bitumes de schiste, malgré ses

coûts d’exploitation très élevés et la technologie avancée et sophistiquée

nécessaire pour effectue une telle production.

L’Algérie a agréé l’exploitation de ces types de ressources Naturelles

d’énergie, distinctement le gaz du schiste.

En lançant une vaste réflexion sur les réformes règlementaires de puits au

mois de février 2012.

L’extraction du gaz de schiste exige la technique du forage horizontal qui

est la meilleure solution et le seul moyen pour maximiser et rentabiliser la

récupération de ce dernier.

Notre travail concerne le calcul d’une trajectoire théorique d’un puits

horizontal, comme c’est la première étape à réaliser dans un projet de forage.

Cette étude est partagée en 03 chapitres, des généralités sur le gaz de

schiste (gisement et exploitation) ainsi les techniques du forage horizontal et sa

programmation.

En deuxième chapitre on a procédé le calcul d’une trajectoire théorique

d’un puits horizontal et en dernier lieu, on a essayé de ce procédé de calcul sur

deux puits (DMS 2 et MD 118), vu la possibilité de leurs dispositions en gaz de

roche.

CHAPITRE I Généralité

UKMO 2

1. Gaz de schiste :

1.1. Les hydrocarbures conventionnels et non conventionnels: (Figure I.1)

Que ce soit une production de gaz conventionnel ou non conventionnel, il s'agit dans

la grande majorité de méthane (CH4). Ce méthane provient de la transformation d'une

roche riche en matière organique (la roche-mère) par augmentation de la température et de

la pression.

Dans le cas d'un gisement conventionnel, le gaz ainsi formé se déplace en direction

d'une roche poreuse et perméable (le réservoir) dans laquelle il s'accumule. C'est dans

cette couche que l'on va produire le gaz, en réalisant un ou plusieurs forages.

Dans le cas des gaz non conventionnels, le méthane est piégé dans des roches très

peu poreuses et imperméables qui ne permet pas une exploitation classique [1]

.

Figure I.1: Représentation des gaz conventionnel et non conventionnel

1.2. Gisement de gaz de schiste : (figure I.2)

Il s’agit d’une roche d’origine sédimentaire à forte teneur en matière organique,

aussi appelée «schiste » argileux, en raison de sa texture souvent feuilletée.

Le terme schiste était une mauvaise traductrice de l’Anglais « shale » est en réalité

inapproprié, car en français un schiste est une roche métamorphique et ne peut constituer

un candidat pour une production d’hydrocarbures, donc il sera plus correcte de parler de

gaz de roche.


UKMO 3

Le gaz de schiste se forme à partir de la fermentation de la bactérie, ces gisements

seront généralement petits. Lorsque l’enfouissement de la matière organique sera auprès

du sol, à faible profondeurs, atteint environ 1000 m, le gaz sera occlus dans les schistes

argileux imprégnés d’hydrocarbures lourds « les bitumes ». Ils sont principalement

composés de méthane.

Vers 3000 m, sous une température et une pression assez suffisantes, la roche mère

comporte entièrement de gaz schiste piégés.

La matrice rocheuse des schistes s’étalent le long des milliers d’hectares, présentant

une faible perméabilité, elle peut obtenir 90 m d’épaisseur environ[2]

.

En Algérie le potentiel de cette ressource hydrocarbure non conventionnelle est

assez important, d’après les experts il est qualifié comme « considérable », est « au moins

comparable aux plus importants gisements américains »[3].

Figure I.2 : présentation les gisements de gaz de schiste dans le monde

1.3. Procédé d’exploitation du gaz de schiste :

Faiblement concentré et piégé dans des roches très vastes nécessite un forage

horizontal, afin de traverser la longueur de la roche.

Malgré le coût élevé, ce type de forage permet une exploitation du gaz schisteux

meilleure et rentable, par l’extraction d’importantes quantités.


UKMO 4

Le forage horizontal multilatéral [4] « l’arête de poisson »ou « multi-well pads »

(figure I.3) est maintenant la méthode la plus courante, avec 6 à 8 puits forés

successivement d’un seul site « pad », en séquence parallèlement en rangée à partir de

chaque site, chaque puits espacé typiquement de 5 à 8 mètres de distance.

Chaque forage horizontal peut être typiquement de 1à 1,5km de longueur latérale.

La disposition des sites de puits n’est pas standard, car il existe plusieurs types

d’espacement, comme par exemple :

En Great Bretagne, composite energy prévoit 1 à 1,5 sites par 1 km2 environ.

Aux Etats-Unis (new Yourk), mentionne 3,5 sites de forage par km² environ.

Figure I. 3 : forage multilatéral

2. Forage horizontal :

2.1. Historique :

A partir des années 80 le forage horizontal apparaît dans le monde de l’industrie

pétrolière provoquant ainsi une révolution dans l’exploitation des gisements de pétrole, en

participant au développement des équipements de forage, de mesure et de contrôle. Les

premiers puits horizontaux ELF-Aquitane et LACQ-90 ont étaient réalisés dans le sud

Français.

L’Algérie a conquéait ce type de forage, en réalisant le puits (HRZ1) en 1992 dans

l’anneau d’huile à HASSIR’MEL, dans l’objectif d’éliminer le coning d’eau et de gaz et

améliorer la productivité avant la déplétion de la zone.


UKMO 5

Deux autres puits ont étaient réalisé à :

Tin Fouyé Tabenkort (TFT) en1994, afin d’améliorer la production, vue les

inconvénients de la fracturation hydraulique.

Hassi Messaoud (HMD) en 1994, le puits MDZ1, devait leur permettre la

récupération de l’huile délaissée par le balayage de gaz d’injection dans la zone de

production.

Il est important de noter les durées totales de réalisation de ces puits horizontaux, à

Hassi R’MEL, il a fallu 170 jours pour forer le puits pour un drain horizontal de 590m de

longueur, alors qu’à HMD, 252 jours étaient nécessaires pour un drain horizontal de 496m

et pour le forage de TFT, 581m de drain horizontal, les travaux étaient achevés au bout de

156 jours.

2.2. Définition :

Le forage horizontal est un forage directionnel qui se caractérise par la traversée du

réservoir avec une inclinaison pouvant atteindre un maximum de 100°, c'est-à-dire

s’éloigner petit à petit de la verticale qui passe par la tête du puits suivant une trajectoire

et un rayon de courbure donnés pour enfin arriver à forer le réservoir horizontalement.

2.3. La trajectoire d’un puits horizontal :

Elle comporte, selon la figure I.4:

Figure I.4: la trajectoire d’un puits horizontal


UKMO 6

2.4. Objectifs des puits horizontaux :

Deux objectifs principaux et importants sont :

L’Augmentation de la production par l’agrandissement de la surface de drainage

(augmentation de la longueur de pénétration dans le réservoir).

L’Amélioration du taux de récupération par l’élimination du phénomène de

Conning d’eau ou de gaz.

2.5. Les avantages et les inconvénients:

Avantages : le forage horizontal permet

- le développement des champs qui n'auraient pu être exploités commercialement

autrement.

- un meilleur drainage, en retardant l'arrivée d'eau.

Inconvénients: le puits horizontal

- est plus long, donc nécessite plus de temps de forage, plus d'outils et plus de fluide.

- nécessite un coût des services plus élevé, par l'obligation d'utiliser en permanence un

moteur de fond et un MWD.

- représente un certain nombre de risques, en atteignant la cible :

durant Le nettoyage du puits,

envers le comportement et l'endommagement des formations,

2.6. Les applications de puits horizontal :

Les puits à long déplacement :

Les puits à long déplacement ont une longue section forée à haute inclinaison

jusqu'au toit du réservoir, suivi d'un drain horizontal. La longueur totale peut atteindre

plusieurs kilomètres, le record étant à ce jour de 12 km avec BP sur le champ de Witch

Farm. (Puits à long déport)

Les puits en ré-entrée :(figure I.5)

Les puits en ré-entrée sont une autre séquelle du forage horizontale consistent un

repartir d'un puits déjà existant, vertical ou dévié, qui est alors abandonné et bouché afin

de forer un puits latéral se terminant le plus souvent l'horizontale.


UKMO 7

Figure I.5 : le puits ré-éntrée

Les puits multilatéraux :(figureI.2)

Les puits multilatéraux sont un développement du forage horizontal. Ils consistent à

forer une ou plusieurs branches à partir d'un drain primaire qui peut être vertical, dévié ou

lui-même horizontal.

L’arête de poisson est une des techniques nouvelles et développées dans ce domaine,

(voir 1.3.)

2.7. Les profils de puits horizontal :

Les profils des puits horizontaux sont :

Profile de long rayon (long radius).

Profile de moyen rayon (médium radius).

Profile de court rayon (short radius)


UKMO 8

Tableau I.1:les profils de puits horizontal

Profils Caractéristiques Utilisation Avantages Inconvénients Observations

Long radius

LR

(figure I.6)

Rayon de

courbure>300m

Build-up

<6°/30m

Offshore

Puits à

long déport

(ERD)

faciles à forer

nécessitant des équipements de forage classique

- obtenir d’inclinaison avec garnitures de forage

rotary

- On peut éviter un moteur de fond

Utilisation des tiges et des tubages

conventionnels

Coût journalier de services de déviation, moins

élevé par rapport à un puits médium ou short

radius.

Permettant de : forer des drains horizontaux longs

(plus de 1500m), en atteignent des cibles plus

éloignées.

- Descendre tous les types de diagraphie : électriques

différée conventionnelle.

S’accommodant de tous les types de complétion,

de stimulation, de work-over, et des équipements

classiques de gas-lift.

Nécessite un chantier de

forage plus puissant muni

d'une top-drive, de pompes

puissantes et d'une capacité

de traitement et stockage de

la boue plus importante.

accrue du trou ouvert

augmente les risques de

coincement, de venue et de

détérioration des parois

pouvant exiger la pose de

tubages supplémentaires.

Le contrôle de la

profondeur verticale est

moins précis du fait du

grand éloignement entre le

démarrage du puits et la

cible

ne sont pas

envisageables

sur des

concessions de

petite surface

car le grand

déport engendré

pour arriver à

90° est trop

important au

regard de la

dimension du

bloc considéré.


UKMO 9

Tableau I.1:les profils de puits horizontal (suite)

Tableau I.1:les profils de puits horizontal (suite)

Profils Caractéristiques Utilisation Avantages Inconvénients Observations

Médium

radius MR

(figure I.6)

100m <moyen de

courbure <200 m

6°/30m

<Build-up

<30°/30m

Utilisation des

équipements

limités par

l'espace entre le

trou et la

garniture de

forage

Forge on

shore

plus précis

dans l'atterrissage à l'horizontale

utiliser indifféremment des MWDs

de diamètres conventionnels (MWD

collars) ou repêchables de petit

diamètre (1 3/4" OD) ainsi que des

moteurs de navigation (steerable)

conventionnels.

forer des drains de longueur

importante (jusqu'à 1500m) et

carotter de façon conventionnelle.

descendre des tubages et des

complétions classiques.

frottements et de torque

mauvaise transmission du

poids sur l’outil, vu le

gradient de build-up élevé.

Limitation des LWD,

complétion, wire-line et

work-over, si on utilise

6 1/8"de diamètre du puits.

De nos jours la tendance est

de démarrer le puits comme

un long radius de façon à

réduire le gradient de build-up

dans la partie supérieure du

puits. Après la section

tangente le profil est réalisé

comme un médium radius

normal, ce qui permet de forer

avec moins de couple et de

frottements que dans un puits

de profil 100 % médium

radius. Et ceci est accompli

sans perte de précision dans

l'atterrissage ni perte sensible

de déport horizontal.


UKMO 10

NB: 1foot = 0,304 m

Profils Caractéristiques Utilisation Avantages Inconvénients

Short

radius

SR

(figure I.6)

12m< Court rayon

<50 m

30°/30m<build-up

<90°/30m

Side track Plus précis en déplacement vertical

que les puits LR ou MR.

sont attractifs sur de petites

concessions ou de petites lentilles

dont la position précise est connue.

Forés à partir de puits déjà

existants

moins chers à compléter puisque

l'infrastructure est déjà en place

(tête de puits, tubages, pipeline).

Le KOP est généralement situé

sous le contacte des fluides, ce qui

signifie moins de risque de

mauvaise isolation entre les fluides

que dans un puits LR ou MR.

nécessitant des équipements de forage spéciaux (flexibles ou

articulés) souvent lents à manier, moins résistants que les

équipements standards, non conformes aux

recommandations API. Ils requièrent également des moteurs,

MWDs et BHAs articulés ou très flexibles.

comme le diamètre de forage est petit, la vitesse

d'avancement des outils est faible ainsi que leurs

Résistances. Donc un nombre très important de manœuvres

est nécessaire pour changer l’outil ou le BHA.

Un coût du forage dévié onéreux, vu l’utilisation d’une

garniture particulaire.

De plus la longueur du drain est souvent inférieure à 150m

(300m maxi), les opérations du carottage ou de diagraphies

électriques différées deviennent impossible .

Sa complétion ne peut être qu'en trou ouvert ou bien avec

des complétions très souples.


UKMO 11

Figure I.6: les diffèrent profiles de puits horizontal


UKMO 12

3. Préparation d’un programme de forage d’un puits horizontal :

Une programmation d’un puits horizontal prévoit toutes les opérations à

réaliser pour atteindre rapidement l’objectif, en investissant le moindre coût possible.

Cette programmation nécessite le recueil d’un ensemble des informations et des

paramètres, déterminés et mesurés, afin de définir l’emplacement de surface.

Chaque phase de forage (exploration, expertise et développement) impose ses

propres données et résultats, qui seront collectés en dernier lieu, pour identifier, réaliser et

caractériser le puits.

3.1. Préparation du profil du puits:

La détermination du profil d’un puits dépend de nombreux paramètres et doit rendre

compte à des impératifs à la fois géométriques et techniques:

Le déplacement horizontal requis au point d’entrée :

En particulier le déplacement horizontal minimum est égal au rayon de courbure d’un

puits à rayon de courbure simple.

Un long déplacement rendre obligatoire le forage d’une section tangentielle et donc un

KOP relativement haut.

La profondeur verticale du réservoir :

Un réservoir peu profond impose des conditions géométriques très sévères sur :

La longueur du drain : peut-être techniquement limitée, malgré que la longueur du

drain dépende essentiellement des caractéristiques de production.

Capacité à permettre des gradients importants :

C’est la capacité du matériel de déviation (moteur de fond).

Les pertes :

Des pertes importantes ou totales peuvent conduire à modifier le programme du en

raison de leur influence sur le fonctionnement des moteurs de fond et des MWD à pulses

de boue.

La nature du réservoir influe sur :

- La détermination du fluide de forage (nettoyage, risque d’endommagement).

- La stabilité des parois.

- La longueur du drain (la longueur optimale du drain doit être déterminée).


UKMO 13

Le type de complétion :

Le type de complétion peut conditionner le diamètre du drain et la nécessité de limiter les

gradients de montée.

3.2. Détermination de la trajectoire :

Détermination de la trajectoire c’est la définir et la calculer dans le but de

positionner le puits géométriquement ou géographiquement, en deux lieux théorique et

réel.

Entre autre, la réalisation du puits doit traduire la trajectoire théorique en réalité, en

essayant de garantir ce dernier le maximum possible.

Plusieurs données sont à préciser et à prendre en compte pour élaborer la trajectoire

du puits, sont :

Système de coordonnées

Niveau de référence

Rayon de courbure

Diamètre de la section horizontale

3.2.1. Système des coordonnées :

Les points importants dans la trajectoire nécessitent leurs précisions, topographiquement

ou par satellite, en utilisant plusieurs systèmes de coordonnées tels que :

Coordonnées polaires : (Figure I.7)

C’est un système de coordonnées dans lequel chaque point du plan est déterminé par en

angle et une distance, par rapport à un référence, de préférence le nord géographique.


UKMO 14

Figure I.7 : coordonnées polaires

Coordonnée rectangulaire(X, Y, Z), ou coordonnées cartésiennes géocentrique :

X coordonnée (Est-Ouest), longitude

Y coordonnée (Nord-sud), latitude

Z altitude de la surface, référence à zéro hydrographique.

Azimut : (Figure I.8)

Les positions sont exprimées dans le sens d’une montre de 0° à 359,99°, par rapport

au Nord.

Figure I.8: Azimut


UKMO 15

système quadrant : (Figure I.9)

Les positions sont exprimées en angle de 0° à 90°, à partir du Nord dans les

quadrants supérieurs et à partir de Sud dans les quadrants inférieurs.

Figure I.9: système quadrant

Les points importants, à déterminer en utilisant le système de coordonnée sont :

- coordonnée de l’emplacement :

Les coordonnées de la tête du puits

- Coordonnée de la cible :(Approche de cible)

La position de la cible n’est jamais connue avec précision, vu les différents aléas

géologiques qui rendent la rencontre du réservoir, en plus haut ou plus bas, donc la

possibilité de tomber sur ce point devient primordiale.

Elle nécessite une définition plus élaborée, en précisant :

Le point d’entrée :

- absolue à l’aide des coordonnées.

- Relative, exemple 3 m sous le toit du réservoir.

tolérance verticale :

Les cibles des drains horizontaux doivent être définies avec des tolérances réalistes,

qui tiennent compte les incertitudes de mesure des instruments de suivis de déviation. Des

contraintes strictes imposées sur les tolérances de la cible, conduiront inévitablement à de


UKMO 16

nombreuses corrections de trajectoire et à de nombreux changements de BHA, avec

comme conséquence une augmentation du temps de forage.

La tolérance de la cible est généralement définie comme suit :

Tolérance en TVD. ± 10-15 ft ou ± 3-4 m en TVD.

Tolérance en déplacement latéral ± 50 ft ou ± 15 m en extension radiale.

direction du drain et tolérance 3D autour du drain.

La position incertaine dans l’espace de toute mesure de déviation peut être

représentée par un ellipsoïde dit d’incertitude, sous forme d’un secteur, un parallélépipède

ou un cylindre.

Le KOP :

Ce point nécessite aussi un bon choix, vu sont intérêts pour que la trajectoire réelle

s’applique sur le profil théorique, ce choix appuis sur :

-la formation favorable, en évitant toute ce qui est dures ou trop tendres.

-la profondeur convenable qui rend orientation plus efficace, en prenant en compte les

divers frottent rencontrées et la torsion nécessaire aux trains des tiges.

On tient en compte les trajectoires des autres puits, en cas où le puits fait partie

d’une plateforme.

Le point KOP = la cote (TVD) – rayon de courbure…………. (1)

3.2.2. Niveau de référence :

Il peut être l’altitude du sol (Zsol), nécessaire d’enregistrer la distance entre le niveau

du sol et celui de la table de rotation.

En rappelant que lors de l’exploitation, les profondeurs seront plus souvent mesurées

depuis la tête de puits.

3.2.3. Rayon de courbure : [5]

Relie la section vertical à la section horizontal, dépond de plusieurs facteurs :

- Le déplacement horizontal recherché entre la localisation en surface et l’entrée dans le

réservoir.

- La position vertical de début de la déviation (KOP).

- La langueur de drain horizontal à forer.

- Les contraintes de complétion.

D’une manière générale les long rayon de courbure, supérieur de 250 mètre,

permettent de forer de plus longues sections horizontales et facilitent la complétion.


UKMO 17

Les longs rayons de courbure sont surtout utilisés pour les puits de développement

alors que les courts rayons s’appliquent essentiellement à l’opération de recomplétion.

Ils peuvent être:

- à build-up simple (une seule montée en inclinaison de 0 à 90 degrés).

- à build-up multiple (deux sections de montée ou plus, séparées par des sections droites

dites "tangentielles")

3.2.4. Diamètre de section horizontale : [5]

Contrairement aux puits verticaux, les puits horizontaux ont une productivité qui est

peu sensible au diamètre du trou (300 m et plus), le diamètre généralement utilisé est de

8,5 pouces, les puits à faible rayon de courbure, qui nécessitent l’utilisation de garniture

de forage articulées sont forés en plus petit diamètre ,4 pouce généralement.

4. Les méthodes de calcul de la trajectoire:

Actuellement il y a plusieurs méthodes de calcul de la trajectoire ont été établies

pour déterminer la position du puits dans l’espace géométrique, elles dérivent toutes de

considérations trigonométriques et elles sont plus au moins précises en fonction des

hypothèses de bases effectuées quant à la forme de la section joignant deux points

consécutifs (segment de droite, arc de cercle, …etc).

Les méthodes de calcul, leurs assimilations, leurs équations, leurs avantages et

inconvénients ainsi que leurs utilisations sont mentionnés dans le tableau I.2 suivant :


UKMO 18

Tableau I.2 : les méthodes de calcul trajectoire

Tangentielle De l’ange moyen Tangentielle pondérée

Assimilation

AB à AB` // tangente en B, I2 et A2 en B

Le tronçon foré à un segment de

droite de même longueur,

I=I1+I2 /2

A=A1+A2/2

Le tronçon foré à un segment de droite

consécutives L`=ΔL/2 ,

I1 et A1 en point A

I2 et A2 en point B

ΔZ ΔL cosI2 ΔL cosI L`(cosI1+ cosI2)

ΔD ΔL sinI2 ΔL sinI L`(sinI1+ sinI2)

ΔX ΔD sinA2 ΔD sinA L`(sinI1sinA1+ sinI2sinA2)

ΔY ΔD cosA2 ΔD cosA L`(sinI1cosA1+ sinI2cosA2)

Inconvénient Manque de précision Build up : profondeur verticale plus grande/déport plus court//réalité

Avantage Calculs simples bonne précision

Utilisation Abandonné(calcul à la main) Ne nécessite pas l’ordinateur Calculs manuels relativement difficiles

Figure I.10 I.11 I.12


UKMO 19

Tableau I.2 : les méthodes de calcul trajectoire (suite)

De rayon de courbure De la courbure minimum

Assimilation Le tronçon foré à une courbe qui s’inscrit sur une surface

cylindrique d’un axe vertical.

Les projections verticales et horizontal(sur un plan vertical

de A moyen) de cette courbe sont supposées être des arcs de

cercle dont les rayons sont calculés en fonction de : Gradient de l’inclinaison : I1-I2/L

Gradient d’azimut :A1-A2/ L

Se calcule des tangentes en A et B, en introduisant

un coefficient correcteur.

Le résultat obtenu assimile la trajectoire AB à un

arc de cercle.

B` se calcule par un facteur multiplicateur :

))

ΔZ

)

)

ΔD

)

)

ΔX

)

)

ΔY

)

)

Inconvénient

Avantage Très bonne précision

Utilisation Nécessitent l’outil informatique

Figure I.13 I.14


UKMO 20


UKMO 21

Figure I.13: méthode rayon de courbure

Figure I.14: méthode de courbure minimum


UKMO 22

5. Calcul du profil du puits :

Le calcul est un calcul point par point, dont l'origine est le point de surface.

En utilisant des méthodes précédentes, chaque fois, la position sera considérée

comme la position réelle du puits. Si nécessaire les erreurs dues aux opérations de mesure

seront prises en compte pour évaluer le "domaine d'incertitude" dans lequel se situe

réellement le puits.

A une profondeur x du puits, les paramètres de base sont:

La profondeur verticale Zx = Σ (ΔZ)

Le déport partiel Dx = Σ (ΔD)

La coordonnée Est/Ouest X x = Σ (ΔX)

La coordonnée Nord/Sud Y x = Σ (ΔY)

Avec:

ΔZ = variation de la profondeur verticale entre deux mesures consécutives.

ΔD = variation de le déport entre deux mesures consécutives.

ΔX = variation de coordonnée Est/Ouest entre deux mesures consécutives.

ΔY = variation de coordonnée Nord/Sud entre deux mesures consécutives.

Pour calculer les sept paramètres on introduite quelque donnée, telle que : azimut,

inclinaison et la distance entre deux points, obtenus des instruments de mesures utilisés et

corrigé en fonction du type d'outil utilisé (déclinaison magnétique) et du système de

projection (déclinaison).

L’azimut :

Ax = Azimut à la station x (degrés Nord)

Inclinaison :

Obtenue de l'outil de fond

Ix= Inclination à la station x (degrés)

Hauteur :

La langueur entre deux points dans le puits mesurée sur les tiges de forage.

L= hauteur entre x1 et x2 (mètre ou pied).


UKMO 23

6. Logigramme du calcul de la trajectoire :

Du calcul de la trajectoire Logigramme

Les coordonnées

polaires

Les coordonnées

rectangulaires cartésien

UTM

Programmation d'une

trajectoire théorique

Fixer le système des

coordonnées

Définir des puits

important de la trajectoire

Choix de logiciel du

calcul

Choix de rayon de

courbure

Choix des méthodes

du calcul

Tangentielle

Angle moyen

Tangentielle

pondérée

Rayon de courbure

La courbure

minimum

Réalisation d'un profil

théorique

cible

Déplacem

ent

kop

Diamètre de la section

horizontale

Niveau de référence

CHAPITRE II Préparation d’un profil théorique

UKMO 25

1. Le profil théorique d'un puits horizontal:

La trajectoire théorique d’un puits horizontal est composée de deux plans :

1) Un plan vertical.

2) Un plan horizontal.

1.1. Le plan vertical : ce plan comporte : (figure I.4)

Une partie verticale , partant de la tête de puits vers le KOP .

Une partie courbe (build up) à partir de l’amorce de la déviation(KOP), où

l’inclinaison est augmentée suivant un gradient d’inclinaison donné jusqu’à atteindre 90

degrés qui est l’approche de cible.

Le Build-up peut être remplacé par le rayon de courbure R proportionnel à l’inverse

du gradient d’inclinaison.

……........ (2)

Une partie horizontale en direction de l’azimut.

1.2. Le plan horizontal :

Dans ce plan on représente la position du puits par rapport à une référence le Nord,

par exemple un puits qui a un déplacement horizontal de 600m dans un azimut de 45°

sera présenté dans la figure II.2:

Figure II.1: Le plan horizontal pour le Profil théorique d’un puits horizontal

Fin du drain horizontal

Fin de la courbe

KOP

KOP

N

E 0

Tête de puits

2

360x

i

LmR


UKMO 26

2. Calcul du profil théorique:

2.1. choix des méthodes de calcul:

Parmi les méthodes décrites précédemment et dans l'objectif de discuter leurs

précisions, on a sélectionné les méthodes suivantes:

De l'angle moyen

Tangentielle pondérée

2.2. choix de système de coordonnées: (coordonnées géographiques

rectangulaires en projection UTM) :

On peut classifier les puits horizontaux selon leurs déplacements linéaires :

les puits à faible déplacement horizontal

les puits à déplacement moyen

les puits à long déplacement (long reach wells)

Pour facilité l'application de ces méthode le long du profil horizontal, on a divisé le

puits en trois sections, sont:

section vertical.

section déviées.

section horizontale.

2.2.1. La section verticale:

Le point de départ est la tête du puits et le dernier point considéré dans cette section

- qui va être plus au moins longue - est le KOP.

En Plan verticale:

- le profil sera sous forme d'une droite verticale.

- sa langueur est la même de celle de l'avancement d'outil.

- sa position géographique reste constante, vu que l'azimut ne change pas.

- son inclinaison est nulle.

En plan horizontal:

- Le profil sera sous forme d'un point (la tête de puits) .

2.2.2. La section déviée:

Aller du point de déviation KOP jusqu'à la phase d'approche de la cible,

généralement c'est la section qui passe de la verticale à 70° d'inclinaison cette partie de la

trajectoire doit être optimisée, pour:

- réduire la force de frottement et le couple.

- permettre un bon nettoyage et une stabilité des parois.


UKMO 27

- faciliter la complétion.

En plan vertical:

A partir du KOP, le profil dévié, en créant le build-up, grâce au gradient de

l'inclinaison.

sa langueur sera déterminée par:

égale à : la cote - longueur verticale, la distance entre la projection horizontale de la

tête de puits et le point de la sortie ou bien la phase d'approche de la cible.

- le déport: distance en projection verticale entre la tête du puits et le point de sortie

(phase d' approche de cible)

- Le rayon de courbure: la déviation du profil horizontal ,résulte un cercle

imaginaire, son rayon est le rayon de courbure, en tenant la déviation de 90° .

- la position géographique:

En plan théorique la position géographique de la tête du puits reste constante jusqu'à

la cible.

N'en pêche qu’en phase réalisation, cette dernière subit généralement des petits

changements, qui nécessitent la correction.

- l'inclinaison: BUR (0-90°) .

En plan horizontal:

le profil est sous forme d'une droite inclinée, formant l'angle de position (azimut)

avec le nord.

2.2.3. La section horizontale (drain):

commence par le point d'approche de cible et se termine par le dernier point du

profil.

La difficulté principale dans cette section se pose au maintien strict du drain dans les

limites d’altitude, qui peuvent être le toit (est rarement plat) et la base de réservoir.

En plan vertical:

- sa langueur: égale à la langueur du drain.

- sa position géographiques: théoriquement reste constante, mais réellement durant

la réalisation, Peut connaitre des petits changements, nécessitant la mesure et la

correction.

- l'inclinaison: tient le maximum qui dépasse 85 ° à l'approche de cible, puis elle

reste constante.


UKMO 28

En plan horizontal:

- la droite inclinée de la section déviée, s'étale jusqu'au dernier point du profil, En

forment toujours le même angle de position (azimut) tel que la section précédente.

3. choix du logiciel de réalisation de la trajectoire théorique:

Les méthodes de calcul de la trajectoire, choisies sont en forme mathématique assez

simple, en nécessitant un logiciel simple.

On peut les développer par plusieurs langue de programmation tel que :le matlab ou le

fortran.

Mais Pour notre travail on a choisi l'Excel, vu sa disposition de tabulation et la possibilité

de programmer nos formule mathématique.

3.1. Programmation et déroulement:

Les données:

-Les inclinaisons (I1 ,I2) en deg [°].

-Les azimuts (A1 ,A2) en deg [°].

-Les langueur ( L1 et L2 ) en [m].

Les inconnues :(on calcule)

∆L=L2-L1 en [m].

∆z: la TVD en [m].

∆D:le déport en [m].

∆X: la longitude en [m].

∆Y: la latitude en [m].

Convertir les angles du [°] en radian selon chaque méthode:

Tableau II.1:les deux méthodes de calcul trajectoire

∆Y ∆X ∆D ∆Z Méthodes

ΔD cosA ΔD sinA

ΔL sinI

ΔL cosI

D'angle

moyenne

L`(sinI1cosA1+

sinI2cosA2)

L`(sinI1sinA1+

sinI2sinA2)

L`(sinI1+ sinI2)

L`(cosI1+ cosI2) Tangentielle

pondérée

CHAPITRE III Calcul d’une trajectoire théorique

UKMO 30

Comme les coupes lithologiques du gisement algérien du gaz de schiste, ne sont pas

encore disponibles, ou a choisi deux puits déjà exploité pour valider le programme décrit dans

le 2eme chapitre.

Ce choix est basé sur la possibilité d’existence des roches de gaz de schiste, en prenant en

compte la disposition de l’information géologique, dont on peut décider l’exécution de notre

travail, en exécutant les trajectoires théoriques.

Ces puits sont :

- DMS 2 dans le champ de Djebel Mouima sud à in-Salah.

- MD118 à Hassi Messaoud.

1. Présentation du champ de DJEBEL MOUIMA SUD :

1.1. Situation géographique de champ DMS[7]

:

Le champ de Djebel Mouima Sud est situé dans le bassin d’Ahnet à l’extrême sud du

périmètre de Tidikelt, au sud de la ville d’In-Salah, se fait, à partir de la route transsaharienne In

Salah – Tamanrasset à la route RN-1 vert Arak sur 170Km.

Elle présente l’allure d’un pli coffré, ses dimensions sont de 94.5Km2 de surface et 425m

d’amplitude au toit de l’Ordovicien.

Cette zone représente une zone d’affleurement des séries paléozoïque à topographie

relativement accidentée. Les altitudes moyennes varient de 200 à 400m. C’est une zone

éloignée des infrastructures, le pôle de développement le plus important se situé au nord,

représenté par la ville de In Salah.

Figure III.1: Situation géographique de champ DMS


UKMO 31

Localisation du puits :

Le point d’implantation du forage DMS-2 se trouve sur le point de tire 276/277 de ses

coordonnées UTM sont :

1.2. Coupe lithologique du puits :

Figure III.2 : coupe lithologique du puits

X Y Zsol

482 600.22m 2855039.00m 292.113m


UKMO 32

1.3. Description lithologique de puits :

Tableau III.1 : Description lithologique de puits

Les coches Les épaisseurs Les compositions

Famennien/

Frasnien

535m Il est représenté par des argiles grise à noire avec parfois des

passé et des grés gris blanc à beige très fin à fin, silico

argileux, silico-carbonaté au top. Rare fine passées de

Calcaire et trace de fossile.

Givétien 22m Il est représenté par des bancs de calcaire gris blanc à beige

cryptocristallin, dolomitique avec passé d’argile schisteuse

noire légèrement carbonaté.

Couvénien 87m Cette formation est représenté par des argiles gris noir

localement périteuse avec des traces des grés, beige très fin,

siliceux et avec des calcaire.

Emsien 87m Est constitué par des bancs de grés gris blanc à gris brun, fin

à moyen par fois grossier silico-argileux friable assez poreux

intercalé par quelque passage d’argile gris foncé par fois

gréseuse, en admettant quelque fine passé de grés fin

Siégenien 115m Débutant par des grés blanc moyen à grossier, parfois micro

conglomératiques, siliceux devenant translucide

quartzitiques, avec quelque fines passé argileux

Gédinnien 86m La série débute par une alternance de frés blanc par fois

brunâtre, fin siliceux dur et argile noire, admettant quelques

banc de grés fin silico-argileux friable à la base

Silurien 946m Argile gris-foncé indurée, sillto-gréseuse avec quelque

intercalation de calcaire gris blanc dans sa partie médiane

Ordovicien 284m La série est essentiellement gréseuse, constituée par degrés

gris sombre à gris clair et de gris blanc à blanc, fin à grossier

siliceux à silico-quartzitique, compact, dur, devenant par fois

moyens homogène. Fine passées régulières d’argile grise à

gris noir


UKMO 33

1.4. Calcul trajectoire de champ DMS et interprétation:

1.4.1. Existence de la roche de gaz de schiste : La possibilité d’existence d’après les données lithologiques, du gaz du schiste se situe à

1558 m, la couche Silurien.

D’après ce qu’on a mentionné précédemment, la roche mère de gaz de schiste, n’existe

qu’à partir 3000m, dans le cas du champ DMS cette dernière se trouve à 1120 m environ, sur

690m d’épaisseur.

Ce paradoxe est dû à la formation géologique régionale typique de ce champ

d’exploitation des hydrocarbures, dite Province occidentale, comprenant la strate paléozoïque

(de cambrien à namurien).

la province occidentale :[6]

La province occidentale comprend les bassins de Béchar, Tindouf, Reggane, Ahnet,

Mouydir, Timimoun et Sbaa. Ces

dépressions sont à remplissage paléozoïque, Cambrien à Namurien. Le Méso-Cénozoïque

y est peu développé. La puissance des séries varie de 3500 à 8000 m. Les bassins de Tindouf et

de Reggane sont des dépressions dissymétriques situées sur les bordures N et NE du massif des

Eglab. Les sédiments paléozoïques atteindraient 8000m dans le bassin de Tindouf et 6000m

dans celui de Reggane. Le bassin de Béchar est limité au nord par le Haut Atlas, au sud et à

l'ouest par la chaîne de l'Ougarta et à l'est par le haut fond de Meharez. La puissance des séries

est de l'ordre de 8000 m.

Le bassin de l'Ahnet-Timimoun est limité au nord par le haut fond d'Oued Namous, à

l'ouest par la chaîne d'Ougarta, au sud par le bouclier Touareg et à l'est par les dorsales de Foum

Belrem et du Mzab. Le bassin du Mouydir est limité à l'ouest par la dorsale de Foum Belrem et

à l'est par celle d'Amguid-El Biod. La série sédimentaire peut atteindre plus de 3000 m.

1.4.2. Les données :

- le drain → langueur = 1100 m, vu exigence exploitation de gaz schiste.

- le build-up → langueur = 540 m, selon le tableau I.1, la déviation choisie = 5°/30 m

- le rayon de courbure → d’après l’équation (2), rayon de courbure = 343 m.

- l’inclinaison → fixée en 90°. –

- l’azimut→ fixé 10

- le KOP → calculé selon l’équation (1), KOP = 1217 m


UKMO 34

La couche géologique : Silurian → on maintien ce résultat d’après ces caractéristique

géologiques + bonne conditions de forage

- la tolérance de l’approche de cible :

TVD =1558 ± 3-4 m.

déplacement latéral = 1100 ± 15 m.


UKMO 35

1.4.3. La trajectoire théorique :

Les plans verticaux :

Figure III. 3:le profil en plan vertical de puits DMS 2 selon la méthode de l’angle moyen

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400


UKMO 36

Figure III.4: le profil en plan vertical de puits DMS 2 selon la méthode tangentielle

pondérée

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400


UKMO 37

Figure III.5: le profil en plan vertical de puits DMS 2 selon les deux méthodes

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400


UKMO 38

Les plans horizontaux :

Figure III. 6:le profil en plan horizontal de puits DMS 2 selon la méthode de l’angle

moyen

Figure III.7: le profil en plan horizontal de puits DMS 2 selon la méthode tangentielle

pondérée

N

E

E

N


UKMO 39

Figure III.8: le profil en plan horizontal de puits DMS 2 selon les deux méthodes

- Le profil du puits horizontal dans le plan vertical obtenu, d’après les données

précédentes, a un Build-Up simple.

- On remarque que le profil de plan horizontal de ce puits est sous la forme d’une droite

rectiligne, située à 10° par rapport au nord vrai, dont il reste constante representant : un

point (section verticale) , une droite (section déviée +drain)

- La précision des deux méthodes de calcul utilisé est de même degré, car les deux profils

s’appliquent (figureIII.5,III.8).

- La méthode de l’angle moyen(figureIII.3, III.6)

- La méthode tangentielle pondérée(figureIII.4, III.7)

E

N


UKMO 40

2. Présentation du champ de HASSI MESSAOUD :

2.1. Situation géographique:

Le champ de Hassi Messaoud est considéré comme l'un des plus grands gisements

dans le monde. Il fait partie d'un ensemble de structures formant la partie Nord de la

province Triasique, et se situe à environ 850 km au Sud-Est d'Alger, à 280 km au Sud-Est

du gisement de gaz-condensât de Hassi R'Mel et à 350 km à l'Ouest de la frontière

tunisienne Il s’étend sur 2500 km².

FigureIII.9 : Situation géographique du champ de HASSI MESSAOUD

2.2. Localisation du puits MD 118:

Le puits MD 118, est situé au sud-est de la zone 19 du gisement de Hassi

Messaoud .

Les coordonnées UTM (Lambert Sud Algérie) de la plate forme sont les suivantes :

X Y Zsol

822 473.00m 117 514.00m 137.50 m


UKMO 41

2.3. Coupe et description lithologique de puits:

Figure III .10 : Coupe et description lithologique de puits


UKMO 42

2.4. Calcul trajectoire de champ HMD et interprétation:

2.4.1. Existence de la roche de gaz de schiste :

La possibilité d’existence d’après les données lithologiques, du gaz du schiste se

situe à 3557 m, la couche argile d’El Gassi.

L’épaisseur cette couche 25 m.

Ce paradoxe est dû à la formation géologique régionale typique de ce champ

d’exploitation des hydrocarbures, dite Province triasique comprenant les strates

Paléozoïque (cambrien), Mésozoïque et Cénozoïque.

La province triasique : [6]

Située dans la partie septentrionale de la Plate-forme Saharienne, la province

triasique est un anticlinorium de direction

E-O où les éléments majeurs suivants ont été individualisés :

• la voûte de Tilrhemt et le haut fond de Talemzane ;

• le système structural de Djemâa-Touggourt ;

• le système de dislocation d’El Agreb-Messaoud ;

• le môle de Dahar.

Ces éléments sont séparés par des dépressions (Oued Mya) où l’on rencontre les

séries types de la province triasique.

Les dépôts paléozoïques sont souvent très érodés, aussi profondément que

l’Ordovicien ou le Cambrien.

Le Mésozoïque, discordant sur le Paléozoïque, est présent du Trias au Crétacé. Le

Cénozoïque est représenté par une série détritique du Mio-Pliocè.

2.4.2. Les données :

- le drain → langueur = 1100 m, vu exigence exploitation de gaz schiste.

- le build-up → langueur = 540 m, selon le tableau I.1, la déviation choisie = 5°/30 m

- le rayon de courbure → d’après l’équation (2), rayon de courbure = 343 m.

- l’inclinaison → fixée en 90°.

- l’azimut→ fixé 10

- le KOP → calculé selon l’équation (1), KOP = 3271 m

La couche géologique : Lias Argileux → on maintien ce résultat d’après ces

caractéristique géologiques + bonne conditions de forage


UKMO 43

- la tolérance de l’approche de cible :

TVD =3557 ± 3-4 m.

déplacement latéral = 1100 ± 15 m.


UKMO 44

2.4.3. La trajectoire théorique :

Les plans verticaux :

Figure III. 11:le profil en plan vertical de puits MD 118 selon la méthode de l’angle

moyen

-4000

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400


UKMO 45

Figure III.12: le profil en plan vertical de puits MD118 selon la méthode tangentielle

pondérée

-4000

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400


UKMO 46

Figure III.13: le profil en plan vertical de puits MD118 selon les deux méthodes

-4000

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400


UKMO 47

Les plans horizontaux :

Figure III. 14:le profil en plan horizontal de puits MD118 selon la méthode de

l’angle moyen

Figure III.15: le profil en plan horizontal de puits MD118 selon la méthode

tangentielle pondérée

N

E

N

E


UKMO 48

Figure III.16: le profil en plan horizontal de puits MD118 selon les méthodes

- Le profil du puits horizontal dans le plan vertical obtenu, d’après les données

précédentes, a un Build-Up simple.

- On remarque que le profil de plan horizontal de ce puits est sous la forme d’une

droite rectiligne, située à 10° par rapport au nord vrai, dont il reste constante

représentant : un point (section verticale) , une droite (section déviée +drain)

- La précision des deux méthodes de calcul utilisé est de même degré, car les

deux profils s’appliquent (figureIII.13,III.16).

- La méthode de l’angle moyen(figureIII.11, III.14)

- La méthode tangentielle pondérée(figureIII.12, III.15)

N

E


UKMO 49

Figure III.17: les Stratigraphies de la province occidentale et province triasique

Conclusion générale

L’exploitation du gaz de schiste nécessite des techniques développer et spéciales,

comme le forage horizontal, pour pénétrer le maximum possible dans ses roches, en

augmentant la production et améliorant le taux de récupération de cette ressources

hydrocarbure non conventionnelle.

Le calcul et la réalisation de la trajectoire théorique du puits est l’étape

fondamentale dans une programmation d’un forage dévié jusqu’à l’horizontale, vu son

importance dans tous les calculs des opérations suivantes, telles que le choix des outils de

forage, le calcul tubage et cimentation, la complétion …

Ce travail nous a permis de discuter les méthodes de calculs choisis et de décider et

justifier les données sélectionnées vis-à-vis la situation géologique (lithologie) des puits

(DMS2 et MD118) distingués pour valider notre programme

Le choix de ce thème était dans l’objectif de découvrir l’exploitation des ressources

hydrocarbures non conventionnelles, en enrichissant les références locales (la bibliothèque

de notre université), face au manque documentaire dans ce volet de recherche énergétique,

qui va être un des nouveaux axes économiques à l’échelle national, notamment après la

réforme réglementaire nationale à exploiter ces ressources en février 2012.

Dans ce cadre nos recommandations vont être généralisées à entamer les autres

étapes complémentaires dans un programme de forage.

Références bibliographiques

[1] hydrocarbures non conventionnels, IFP énergies nouvelles.

[2] www.connaissancedesenergies.org

[3] Le Quotidien d’ORAN, Le potentiel Algérien en gaz de schiste comparable

aux gisements Américains, 28 Février 2012.

[4] www.st-guihem-le-desert.fr

[5] Jean-Paul NGUYEN, Techniques d’exploitation pétrolière le forage, édition

TECHNIP 1993.

[6] H. Askri, A. Belmecheri, Géologie de l’Algérie , Contribution de

SONATRACH Division Exploration, Centre de Recherche et Développement et

Division Petroleum Engineering et Développement

[7] Programme de Forage DMS-2, SONATRACH, Division Forage, Direction

Régionale des Opérations, Mars 2011.

[8] Alfred W. Eustes III, Ph.D., P.E, Directional Drilling Seminar, Colorado

School of Mines.

[9] ALGERIAN PETROLEUM INSTITUTE IAP spa,Forage Dirigé & UBD,

2008.

[10] Jean-Paul Szezuka, Forage dirigé Ingénierie et méthodes, ENSPM, Juin

2005, Edition 3.3

[11] Bernard ASTIER , Guy BAON, réalisation des forage dirigés et contrôle

des trajectoire, Edition technip, paris, 1985.

[12] U.S.Energy information Administration, World shale gas resources: An

Initial Assessment of 14 Region Outside the United States, APRIL 2011.

http://www.connaissancedesenergies.org/

http://www.st-guihem-le-desert.fr/

Tableau 1 : les données de calcul de champ DMS

I1(deg) I2(deg) I1(rad) 12(rad) A1(deg) A2(deg) A1(rad) A2(rad) L1(m) L2(m) ΔL(m)

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 200 200

2 0 0 0 0 0 0 0 0 200 650 450

3 0 0 0 0 0 0 0 0 650 1000 350

4 0 0 0 0 0 0 0 0 1000 1217 217

5 0 5 0 0,08725 0 10 0 0,1745 1217 1247 30

6 5 10 0,08725 0,1745 10 10 0,1745 0,1745 1247 1277 30

7 10 15 0,1745 0,26175 10 10 0,1745 0,1745 1277 1307 30

8 15 25 0,26175 0,43625 10 10 0,1745 0,1745 1307 1367 60

9 25 35 0,43625 0,61075 10 10 0,1745 0,1745 1367 1427 60

10 35 45 0,61075 0,78525 10 10 0,1745 0,1745 1427 1487 60

11 45 50 0,78525 0,8725 10 10 0,1745 0,1745 1487 1517 30

12 50 55 0,8725 0,95975 10 10 0,1745 0,1745 1517 1547 30

13 55 60 0,95975 1,047 10 10 0,1745 0,1745 1547 1577 30

14 60 70 1,047 1,2215 10 10 0,1745 0,1745 1577 1637 60

15 70 80 1,2215 1,396 10 10 0,1745 0,1745 1637 1687 50

16 80 85 1,396 1,48325 10 10 0,1745 0,1745 1687 1717 30

17 85 90 1,48325 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 1717 1747 30

18 90 90 1,5705 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 1747 2347 600

19 90 90 1,5705 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 2347 2647 300

20 90 90 1,5705 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 2647 2847 200

Tableau 2 : les résultats de calcul de champ DMS

méthode angle moyenne méthode tangentielle pondérée

ΔZ(m) ΔD(m) ΔX(m) ΔY(m) ΔZ(m) ΔD(m) ΔX(m) ΔY(m)

200 0 0 0 200 0 0 0

450 0 0 0 450 0 0 0

350 0 0 0 350 0 0 0

217 0 0 0 217 0 0 0

29,97146 1,308335 0,114007 1,303358 29,94294 1,30709 0,226931 1,28724

29,74344 3,915051 0,679715 3,855595 29,71514 3,911326 0,679068 3,851927

29,28915 6,491983 1,127111 6,393392 29,26128 6,485806 1,126038 6,387309

56,38291 20,5175 3,56216 20,20591 56,16844 20,43945 3,54861 20,12905

51,96449 29,99487 5,207581 29,53935 51,76682 29,88077 5,187773 29,42699

45,96775 38,5612 6,694832 37,97559 45,79289 38,41452 6,669366 37,83114

20,27117 22,11515 3,839538 21,7793 20,25188 22,09411 3,835885 21,75858

18,26696 23,79744 4,131611 23,43604 18,24958 23,7748 4,12768 23,41374

16,12378 25,29869 4,392251 24,91449 16,10844 25,27462 4,388072 24,89079

25,36873 54,37304 9,440016 53,5473 25,27223 54,16621 9,404108 53,34361

12,95288 48,29309 8,384442 47,55969 12,90361 48,10939 8,352549 47,37878

3,923865 29,74228 5,163729 29,2906 3,920132 29,71398 5,158816 29,26273

1,317216 29,97107 5,20345 29,51591 1,315963 29,94255 5,198499 29,48783

0,177796 600 104,1694 590,8881 0,177796 600 104,1694 590,8881

0,088898 300 52,08472 295,444 0,088898 300 52,08472 295,444

0,059265 200 34,72315 196,9627 0,059265 200 34,72315 196,9627

Tableau 3 : les données des schémas de champ DMS les plans verticaux


ΔZ ΔD ΔZ ΔD

0 50 0 50

-200 50 -200 50

-650 50 -650 50

-1000 50 -1000 50

-1217 50 -1217 50

-1246,9715 51,30833492 -1246,942942 51,30709014

-1276,7149 55,2233862 -1276,658086 55,21841657

-1306,004 61,71536919 -1305,919367 61,70422296

-1362,387 82,232865 -1362,087803 82,14367294

-1414,3514 112,2277323 -1413,854624 112,0244438

-1460,3192 150,7889352 -1459,647514 150,438965

-1480,5904 172,9040853 -1479,899393 172,5330743

-1498,8573 196,7015283 -1498,14897 196,3078759

-1514,9811 222,0002196 -1514,257408 221,5824975

-1540,3498 276,3732588 -1539,529641 275,7487089

-1553,3027 324,666353 -1552,433248 323,8581026

-1557,2266 354,4086341 -1556,35338 353,5720863

-1558,5438 384,3797025 -1557,669343 383,5146397

-1558,7216 984,3796762 -1557,847139 983,5146133

-1558,8105 1284,379663 -1557,936037 1283,5146

Tableau 4 : les données des schémas de champ DMS les plans

horizontaux


X Y X Y

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

0,11400744 1,303358185 0,226931 1,28724

52,0847235 295,444028 52,08472 295,444

34,723149 196,9626853 34,72315 196,9627

Tableau 5 : les données de calcul de champ HMD

I1(deg) I2(deg) I1(rad) 12(rad) A1(deg) A2(deg) A1(rad) A2(rad) L1(m) L2(m) ΔL(m)

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 800 800

2 0 0 0 0 0 0 0 0 800 1600 800

3 0 0 0 0 0 0 0 0 1600 3214 1614

4 0 5 0 0,08725 0 0 0 0 3214 3244 30

5 5 10 0,08725 0,1745 0 10 0 0,1745 3244 3274 30

6 10 15 0,1745 0,26175 10 10 0,1745 0,1745 3274 3304 30

7 15 20 0,26175 0,349 10 10 0,1745 0,1745 3304 3334 30

8 20 35 0,349 0,61075 10 10 0,1745 0,1745 3334 3424 90

9 35 50 0,61075 0,8725 10 10 0,1745 0,1745 3424 3514 90

10 50 60 0,8725 1,047 10 10 0,1745 0,1745 3514 3574 60

11 60 65 1,047 1,13425 10 10 0,1745 0,1745 3574 3604 30

12 65 70 1,13425 1,2215 10 10 0,1745 0,1745 3604 3634 30

13 70 75 1,2215 1,30875 10 10 0,1745 0,1745 3634 3664 30

14 75 80 1,30875 1,396 10 10 0,1745 0,1745 3664 3694 30

15 80 85 1,396 1,48325 10 10 0,1745 0,1745 3694 3724 30

16 85 90 1,48325 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 3724 3754 30

17 90 90 1,5705 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 3754 4154 400

18 90 90 1,5705 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 4154 4454 300

19 90 90 1,5705 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 4454 4654 200

20 90 90 1,5705 1,5705 10 10 0,1745 0,1745 4654 3724 200

Tableau 6 : les résultats de calcul de champ HMD


ΔZ(m) ΔD(m) ΔX(m) ΔY(m) ΔZ(m) ΔD(m) ΔX(m) ΔY(m)

800 0 0 0 800 0 0 0

800 0 0 0 800 0 0 0

1614 0 0 0 1614 0 0 0

29,97146 1,308335 0 1,308335 29,94294 1,30709 0 1,30709

29,74344 3,915051 0,341155 3,900159 29,71514 3,911326 0,452136 3,871777

29,28915 6,491983 1,127111 6,393392 29,26128 6,485806 1,126038 6,387309

28,61203 9,019525 1,565932 8,88255 28,58481 9,010944 1,564442 8,874099

79,83474 41,55015 7,21376 40,91914 79,152 41,19481 7,152069 40,56921

66,36347 60,79383 10,55477 59,87059 65,79593 60,27393 10,4645 59,35858

34,42349 49,14289 8,53198 48,39658 34,29254 48,95596 8,499525 48,21249

13,85793 26,60747 4,619477 26,2034 13,84475 26,58216 4,615082 26,17847

11,48666 27,71383 4,811558 27,29296 11,47573 27,68747 4,80698 27,26699

9,028004 28,60935 4,967035 28,17488 9,019414 28,58213 4,962309 28,14807

6,500662 29,28722 5,084723 28,84245 6,494477 29,25936 5,079885 28,81501

3,923865 29,74228 5,163729 29,2906 3,920132 29,71398 5,158816 29,26273

1,317216 29,97107 5,20345 29,51591 1,315963 29,94255 5,198499 29,48783

0,118531 400 69,4463 393,9254 0,118531 400 69,4463 393,9254

0,088898 300 52,08472 295,444 0,088898 300 52,08472 295,444

0,059265 200 34,72315 196,9627 0,059265 200 34,72315 196,9627

0,059265 200 34,72315 196,9627 0,059265 200 34,72315 196,9627

Tableau 7 : les données des schémas de champ HMD les plans verticaux


ΔZ ΔD ΔZ ΔD

0 50 0 50

-800 50 -800 50

-1600 50 -1600 50

-3214 50 -3214 50

-3243,9715 51,30833492 -3243,942942 51,30709014

-3273,7149 55,2233862 -3273,658086 55,21841657

-3303,004 61,71536919 -3302,919367 61,70422296

-3331,6161 70,73489459 -3331,504173 70,71516701

-3411,4508 112,2850414 -3410,656171 111,9099804

-3477,8143 173,0788743 -3476,452104 172,1839096

-3512,2378 222,221764 -3510,744648 221,1398663

-3526,0957 248,8292379 -3524,589397 247,7220253

-3537,5824 276,5430717 -3536,065131 275,4094916

-3546,6104 305,152426 -3545,084545 303,9916264

-3553,111 334,4396484 -3551,579022 333,2509844

-3557,0349 364,1819294 -3555,499154 362,9649681

-3558,3521 394,1529978 -3556,815117 392,9075214

-3558,4706 794,1529803 -3556,933647 792,9075039

-3558,5595 1094,152967 -3557,022545 1092,907491

-3558,6188 1294,152958 -3557,081811 1292,907482

Tableau 8 :les données des schémas de champ HMD les plans

horizontaux


X Y X Y

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

0 1,30833492 0 1,307090142

0,341155 3,90015895 0,452136443 3,871777118

5,2034496 29,5159119 5,198498934 29,48782986

34,723149 196,962685 34,72314899 196,9626853

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