Evaluation des fluides de forage HP/HT pour forages profonds

Evaluation of Hp/Ht Drilling Fluid Formulations for Deep Drilling

Institut Français du Pétrole

Résumé

Le forage de puits profonds exige la mise au point de fluides de forage dont la formulation est adaptée aux températures élevées de formation : l'une des principales difficultés est la dégradation thermique des additifs chimiques utilisés dans les formulations à base d'eau qui se produit fréquemment lors du forage de puits à température élevée. Cette dégradation peut conduire à des variations importantes des caractéristiques rhéologiques et de filtration et à une perte de propriétés nécessaires à leur performance. De plus, même s'il n'y a pas de dégradation des composants la viscosité des solutions de polymères hydrosolubles couramment utilisés dans les formulations de fluides diminue fortement avec l'augmentation de la température au-dessus de 60°C. Une autre source de difficulté qui apparaît à forte température avec les boues à base d'eau est la gélification des argiles utilisées dans la formulation. Ce phénomène provoque une forte augmentation de la viscosité de la formulation et des pertes de charges, en particulier en cas de reprise de forage. Diverses méthodes ont été mises au point pour étudier le comportement des boues à base d'eau dans des conditions de pression et de température élevées, entre autres : - des expériences de laboratoire, pour étudier par exemple la stabilité en conditions anaérobies des solutions de polymères et le comportement rhéologique des suspensions d'argile dans des conditions de pression et de température élevées afin de simuler les caractéristiques de gélification des argiles à haute température; - des essais sur boucle d'étude HP/HT en utilisant une boucle expérimentale conçue pour étudier les fluides de forage dans des conditions de fond réalistes, c'est-à-dire des températures atteignant 180°C, des pressions atteignant 500 bar et des taux de cisaillement atteignant 10 000 s puissance( -1) Cette méthodologie a permis d'étudier un certain nombre de boues à base d'eau. Les résultats font apparaître que la nature des composants de la formulation exerce une forte influence sur le comportement de la boue dans des conditions difficiles. Le choix approprié d'additifs, tels que viscosifiants et réducteurs de filtrat, peut limiter les risques inhérents aux conditions de forage difficiles.

Abstract

Deep well drilling require the development of drilling fluid formulations adapted to high formation temperatures : a major cause of problems is the thermal degradation of chemical additives used in water based formulations that often occurs while drilling high temperature wells. Such a degradation can lead to strong variations in rheological and filtration characteristics and loss of properties. Moreover, even if no degradation of components occurs, the viscosity of hydrosoluble polymer solutions commonly used in fluid formulations strongly decreases as temperature increases above 60°C (150°F). Another cause of problems that arise at high temperature when using water based muds is the gelation of clays used in the formulation. This induces a deep increase in formulation viscosity and pressure drop, in particular when setting back in operation. Different methodologies have been developed for studying the behaviour of water based muds under high pressure/high temperature conditions. They include:(1) laboratory scale experiments such as anaerobic stability of polymer solutions, rheological behaviour of clay suspensions under high pressure/high temperature conditions thus simulating gelification properties of clays at high temperature;studying drilling fluids under realistic bottom hole conditions that are temperatures up to 180°C (380°F), pressures up to 500 bar and shear rates up to 10,000 s to the power of (-1). Using this methodology different water based muds have been tested. The results show that the nature of the constituents used in the water based formulation strongly influences the mud behaviour under harsh conditions. A proper choice of additives such as viscosifier and fluid loss reducer can limit the risks inherent to harsh conditions.