EP1205631A1 - Méthode de détermination du profile thermique d'un fluide de forage dans un puits - Google Patents

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EP1205631A1
EP1205631A1 EP01402678A EP01402678A EP1205631A1 EP 1205631 A1 EP1205631 A1 EP 1205631A1 EP 01402678 A EP01402678 A EP 01402678A EP 01402678 A EP01402678 A EP 01402678A EP 1205631 A1 EP1205631 A1 EP 1205631A1
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EP
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well
fluid
temperature
thermal
profile
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Yannick Peysson
Benjamin Herzhaft
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining the profile thermal of a drilling fluid in a well.
  • the mud injected into the drill string of the well and going up by the corresponding ring finger will undergo temperature variations important.
  • the fluid can meet temperatures that can range from 2 ° C for deep offshore wells, up to over 180 ° C for very hot wells.
  • temperatures can range from 2 ° C for deep offshore wells, up to over 180 ° C for very hot wells.
  • properties of the mud such as rheology or density, depend on the temperature.
  • the calculation of pressure losses during drilling can be improved if we know an estimate of the temperature profile in the well. It is therefore important to be able to predict the temperature profile in the mud in flow from well data and mud characteristics.
  • the aim of this study is therefore to propose a method for determining in real-time thermal profile in the mud from three measurement points available on site, i.e. injection temperature, outlet temperature and temperature at the bottom of the well measured by a sensor mounted on the gasket.
  • the form of the profile between these three points will be represented by a standard curve representative of thermal profiles in a borehole, estimated from considerations physical on the heat transfers in the well.
  • steps b), c) and d) can be repeated.
  • step a) the general expressions ⁇ 1 and ⁇ 2 can have unknown constants
  • step c) we can impose on expressions ⁇ 1 and ⁇ 2 to check the temperature limit conditions T1, T2 and T3 by determining said unknown constants.
  • step a) use the heat propagation equation which takes at least the thermal equation of the environment surrounding the well, the flow of the fluid and the balance of the heat exchanges undergone by the fluid, said exchanges thermal including at least the exchanges between the ascending drilling fluid and descending and / or using the heat propagation equation in a medium homogeneous on a cylinder of infinite height centered on the well, said cylinder comprising the drill string which guides the downward and annular fluid, enveloping said drill string, which guides the ascending fluid.
  • the expressions can be broken down general ⁇ 1 and ⁇ 2, obtained in step a), in several independent equations, and to step c), impose in addition to the profiles and derivatives of the thermal profiles of the fluid inside the rod train and in the corresponding annular to be continuous.
  • This model is based on the establishment of heat balances in the well.
  • a first approach only permanent plans are considered (the flow of drilling mud is assumed to have stabilized for some time so that temperatures no longer change).
  • Some assumptions are necessary for the calculation: the heat exchanges are measured in a plane perpendicular to the laminar flow of the mud, the different constants are assumed to be independent of temperature, and finally, the influence of the temperature of the medium surrounding the well is felt on a useful diameter Rf chosen a priori.
  • the system is based on the knowledge of three on-site measurement points: inlet temperature, outlet temperature and bottom temperature.
  • the method according to the invention consists in connecting the three measurement points by a representative general expression the evolution of a thermal profile in a wellbore, as obtained according to the method detailed above.
  • these forms of curves are wedged on the three measurement points of the temperature of the drilling fluid at the inlet T1, at the bottom T2 and at the outlet T3 from the well.
  • the expressions ⁇ 1 and ⁇ 2 can be adjusted by fixing said degrees of freedom in order to verify the temperature conditions T1, T2 and T3.
  • the equations in the rods and in the ring finger have the following form:
  • Figures 2, 3 and 4 respectively represent the temperature profile of the drilling fluid in a vertical Onshore well at a flow rate of 500l / min, 1000l / min and 2000l / min.
  • the determined analytical expression very simply makes it possible to calculate the temperature T in degrees Celsius of the fluid in the drill string (curve ⁇ 1) and in the ring finger (curve ⁇ 2) as a function of the depth P in meters.
  • Expression analytical depends on several parameters that can be set at the start. We by default we use typical values of these parameters.
  • the geothermal gradient ⁇ is assumed to be constant to match the Onshore situation of the well. By performing the temperature, 20 ° C at the inlet, 35 ° C at the bottom and 24 ° C at the outlet of the well, the profile of temperature is fully determined.
  • ⁇ m is the thermal profile of the sea and ⁇ s the thermal profile of the ground.
  • the thermal gradient ⁇ is assumed to be constant over each of the domains but discontinuous when passing from one domain to another.
  • ⁇ m be the thermal gradient of the sea and ⁇ s the thermal gradient of the ground.
  • ⁇ 11 (z) corresponds to the temperature profile in the drill string in the sea
  • ⁇ 12 (z) corresponds to the temperature profile in the drill string in the ground
  • ⁇ 21 (z) corresponds to the profile of temperature in the ring finger in the ground
  • ⁇ 22 (z) corresponds to the temperature profile in the ring finger in the sea
  • ⁇ 11 being independent of ⁇ 12
  • ⁇ 21 being independent of ⁇ 22:
  • FIG. 5 represents the thermal temperature profile of a drilling fluid in an offshore well from the four equations ⁇ 11, ⁇ 12, ⁇ 21 and ⁇ 22.
  • the fluid circulates at 500 l / min and the temperatures measured are 20 ° C at the inlet, 15 ° C at the outlet and 30 ° C at the bottom of the well.
  • the thermal gradients are chosen constant in each of the domains crossed by the well.
  • Deviated wells represent the majority of current drilling.
  • the physical problem is not fundamentally different and can be treated in the same way as offshore drilling: it suffices to cut the well into two domains, each domain being characterized by a different thermal gradient corresponding to the environment surrounding the well.
  • the depth corresponds to the distance traveled by following the path of the well.
  • the general expressions ⁇ 1 and ⁇ 2 representative of the thermal profile are each cut into two independent equations.
  • the vertical part is characterized by the thermal gradient ⁇ of the medium surrounding the well
  • FIG. 6 represents the thermal drilling profile in a diverted offshore well.
  • the fluid circulates at 500l / min and the temperatures measured are 20 ° C at the inlet, 23 ° C at the bottom and 15 ° C at the well outlet.
  • Figure 7 represents the evolution of the temperature profile of the drilling fluid in a well Offshore over time.
  • the graphic on the upper part of the FIG. 7 represents the evolution as a function of time t in seconds of the parameters of flow rate D in l / min of the drilling fluid, temperature T in ° C of the drilling fluid in T1 inlet, T2 bottom and T3 outlet of the well.
  • the three graphics in part lower represent the temperature profile at three different times and allow to observe its evolution.
  • Hydrates are form under conditions of low temperatures and high pressures, conditions which are found in particular in deep offshore wells at the ground / sea interface.
  • the knowledge of the temperature profile makes it possible to determine the zones where the drilling fluid temperature is below the minimum from which to form hydrates and then act accordingly, for example by increasing the flow or heating the fluid in order to avoid this formation of hydrates.

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Abstract

Méthode pour déterminer en temps réel un profil thermique du fluide de forage dans un puits à partir de trois points de mesures disponibles sur le chantier, c'est-à-dire les températures d'injection, de sortie et en fond de puits. La forme du profil entre ces trois points est définie par une courbe type représentative des profils thermiques dans un puits en forage, estimée à partir de considérations physiques sur les transferts thermiques dans le puits. <IMAGE>

Description

La présente invention concerne une méthode de détermination du profil thermique d'un fluide de forage dans un puits.
Au cours d'un forage, la boue injectée dans le train de tiges du puits et remontant par l'annulaire correspondant va subir des variations de température importantes. Le fluide peut rencontrer des températures pouvant aller de 2 °C pour les puits en Offshore profond, jusqu'à plus de 180 °C pour les puits très chauds. De nombreuses propriétés de la boue, comme la rhéologie ou la densité, dépendent de la température. Ainsi, le calcul des pertes de charge en cours de forage peut être amélioré si on connaít une estimation du profil de température dans le puits. Il est donc important d'être capable de prévoir le profil de température dans la boue en écoulement à partir des données de puits et des caractéristiques de la boue.
La mesure du profil thermique du fluide dans un puits en cours de forage nécessiterait l'instrumentation complète du puits, c'est-à-dire l'installation de capteurs dans le train de tiges et dans l'annulaire régulièrement espacés permettant une mesure de température à différentes profondeurs. Mais la mise en place d'un tel système de mesure impose trop de contraintes, seuls des mesures ponctuelles captées par des appareils montés dans la garniture permettent de connaítre certains points de température sur le trajet du fluide de forage.
Face à ce manque de données, des modèles analytiques basés sur des équations de transfert de chaleur ont été développés pour évaluer les profils thermiques du fluide le long du puits en cours de forage. Certains de ces modèles analytiques sont implémentés dans des logiciels et permettent de fournir une estimation de profils thermiques à partir d'un certain nombre de données plus ou moins difficiles à obtenir. Ainsi, en connaissant les caractéristiques du site et du matériel de forage, en donnant une valeur de la température du fluide à l'entrée du puits, ces logiciels peuvent prédire le profil de température du fluide de forage.
Cependant une comparaison entre les résultats donnés par les méthodes analytiques et les mesures faites sur chantier montre que les écarts peuvent être importants. De plus, la complexité des logiciels, qui utilisent des méthodes de calcul numériques, rend difficile leur mise en oeuvre en temps réel.
D'autre part, une étude de la bibliographie concernant les modèles thermiques montre une similitude de forme de profils de température pour la plupart des cas, s'articulant autour des trois points : température d'entrée, température de sortie et température de fond.
Le but de cette étude est donc de proposer une méthode pour déterminer en temps réel un profil thermique dans la boue à partir de trois points de mesures disponibles sur le chantier, c'est-à-dire la température d'injection, de sortie et la température en fond de puits mesurée par un capteur monté sur la garniture. La forme du profil entre ces trois points sera représentée par une courbe type représentative des profils thermiques dans un puits en forage, estimée à partir de considérations physiques sur les transferts thermiques dans le puits.
La méthode de détermination du profil thermique d'un fluide de forage en circulation dans un puits en cours de forage selon l'invention est définie par la succession des étapes suivantes :
  • a) on détermine une expression générale 1 du profil thermique du fluide à l'intérieur du train de tiges dans le puits et une expression générale 2 d'un profil thermique du fluide dans l'annulaire correspondant, en utilisant l'équation de propagation de la chaleur qui prend en compte un profil thermique du milieu environnant le puits,
  • b) on mesure la température du fluide à l'entrée T1, au fond T2 et en sortie T3 du puits,
  • c) on impose aux expressions 1 et 2 de vérifier les conditions limites de températures T1, T2 et T3.
  • d) on trace le profil thermique du fluide de forage en fonction de la profondeur.
    • Pour obtenir en temps réel un profil de température avec la méthode présentée ci-avant, on peut réitèrer les étapes b), c) et d).
    Selon la méthode de l'invention, à l'étape a), les expressions générales 1 et 2 peuvent comporter des constantes inconnues, et à l'étape c), on peut imposer aux expressions 1 et 2 de vérifier les conditions limites de températures T1, T2 et T3 en déterminant lesdites constantes inconnues.
    Pour déterminer une expression générale 1 du profil thermique du fluide à l'intérieur du train de tiges dans le puits et une expression générale 2 d'un profil thermique du fluide dans l'annulaire correspondant on peut, selon la méthode de l'invention à l'étape a), utiliser l'équation de propagation de la chaleur qui prend en compte au moins l'équation thermique du milieu environnant le puits, le débit du fluide et le bilan des échanges thermiques subis par le fluide, lesdits échanges thermiques comprenant au moins les échanges entre le fluide de forage ascendant et descendant et/ou utiliser l'équation de propagation de la chaleur dans un milieu homogène sur un cylindre de hauteur infinie centré sur le puits, ledit cylindre comportant le train de tiges qui guide le fluide descendant et l'annulaire, enveloppant ledit train de tiges, qui guide le fluide ascendant.
    Selon la méthode de l'invention, on peut décomposer les expressions générales 1 et 2, obtenues à l'étape a), en plusieurs équations indépendantes, et à l'étape c), imposer en plus aux profils et aux dérivées des profils thermiques du fluide à l'intérieur du train de tige et dans l'annulaire correspondant d'être continus.
    On peut notamment utiliser la méthode selon l'invention pour calculer les pertes de charge du fluide de forage en circulation dans un puits en cours de forage, ou dans une autre application, pour déterminer les zones de formation d'hydrates dans le fluide pendant l'opération de forage.
    Par rapport aux méthodes de détermination du profil thermique d'un fluide de forage dans un puits selon l'art antérieur, la présente invention offre notamment les avantages suivants
    • le profil de température déterminé est plus précis puisqu'il vérifie trois points de mesure de la température du fluide de forage tout en gardant une expression analytique du profil thermique entre les points de mesure physiquement justifiée,
    • en effectuant les mesures de température à chaque instant, la méthode permet d'obtenir le profil de température en temps réel et d'en observer l'évolution dans le temps.
    La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaítront plus clairement à la lecture de la description suivante d'exemples de réalisation, nullement limitatifs, illustrés par les figures annexées parmi lesquelles :
    • la figure 1 schématise l'architecture d'un puits en cours de forage,
    • les figures 2, 3 et 4 représentent la forme du profil de température du fluide de forage dans un puits Onshore vertical,
    • la figure 5 représente la forme du profil de température du fluide de forage dans un puits Offshore vertical,
    • la figure 6 représente la forme du profil de température du fluide de forage dans un puits Offshore dévié,
    • la figure 7 représente l'évolution en fonction du temps du profil de température du fluide de forage dans un puits Offshore vertical.
    En utilisant des considérations assez simples d'échange de chaleur c'est-à-dire l'équation de propagation de la chaleur, il est possible de donner une expression analytique pour le profil thermique dans le puits et l'annulaire de forage.
    Ce modèle est basé sur l'établissement des bilans de chaleur dans le puits. Dans une première approche, seuls les régimes permanents sont considérés (l'écoulement de la boue de forage est supposé stabilisé depuis un certain temps de telle sorte que les températures n'évoluent plus). Certaines hypothèses sont nécessaires au calcul: les échanges de chaleur sont mesurés dans un plan perpendiculaire à l'écoulement laminaire de la boue, les différentes constantes sont supposées indépendantes de la température, et enfin, l'influence de la température du milieu environnant le puits se fait sentir sur un diamètre utile Rf choisi à priori.
    Il suffit alors d'utiliser l'équation de propagation de la chaleur dans un milieu homogène sur un cylindre de hauteur infinie centré sur le puits représenté sur la figure 1. Dans chaque tranche de puits, on écrit l'égalité des pertes de chaleurs en considérant deux fonctions de température : 1(z) à l'intérieur du train de tiges et 2(z) dans l'annulaire.
    Soient
  • f la température de la formation,
  • λf la conductivité thermique du milieu environnant le puits,
  • λa la conductivité thermique du tubing (métal),
  • Cp la capacité calorifique du fluide de forage,
  • R1 le rayon interne du train de tiges,
  • R2 le rayon externe du train de tiges,
  • Rt le rayon de l'annulaire,
  • Rf le rayon effectif (pour l'apport de chaleur) autour du puits,
  • D le débit du fluide de forage,
  • ρ la densité du fluide de forage.
    • Les bilans de chaleur par unité de profondeur sont les suivants :
    • Chaleur apportée par le milieu environnant le puits au fluide dans l'annulaire :
      Figure 00060001
    • Chaleur transportée du fluide dans l'annulaire vers le fluide à l'intérieur du train de tiges :
      Figure 00060002
    • Chaleur accumulée par le fluide dans le train de tiges et dans l'annulaire : Qt = -D.ρ.CpΔ1 Qa = D.ρ.CpΔ2
    Les bilans de chaleurs conduisent au système suivant : Qt=Q2 Qa=Q1+Q2 soit
    Figure 00060003
    Ces équations sont résolues par diagonalisation et inversion de matrice et conduisent aux résultats suivants :
    Figure 00060004
    Figure 00070001
    avec :
    Figure 00070002
    r1 = A+ A2 +4AB 2    r 2 = A- A2 +4AB 2
    • f = α.z +  0 étant l'équation thermique du milieu environnant le puits et α le gradient thermique.
    • K1 et K2 sont les constantes d'intégration dépendant des conditions aux limites.
    Il est donc possible, en utilisant quelques hypothèses simplificatrices, d'obtenir une expression analytique du profil de température du fluide de forage dans un puits. Si tous les paramètres sont connus, en donnant la température d'entrée et en écrivant que les deux températures 1 et 2 sont égales au fond du puits, le profil est entièrement déterminé. Les principaux logiciels connus utilisent ce type de démarche prédictive. Cependant une étude des résultats des modèles comparés à des données chantiers montre la difficulté d'utiliser ces estimations de façon prédictive.
    Dans la présente invention, le système est basé sur la connaissance de trois points de mesures sur site: température d'entrée, température de sortie et température de fond. Pour estimer le profil thermique dans le puits à partir des trois mesures que sont les températures d'injection et de sortie en surface et la température de fond (intérieur ou extérieur du train de tiges), la méthode selon l'invention consiste à relier les trois points de mesure par une expression générale représentative de l'évolution d'un profil thermique dans un puits de forage, telle qu'obtenue selon la méthode détaillée ci-dessus.
    Nous reprenons donc les équations obtenues par des calculs d'échange de chaleur :
    Figure 00080001
    Selon l'invention, on cale ces formes de courbes sur les trois points de mesure de la température du fluide de forage à l'entré T1, en fond T2 et en sortieT3 du puits. Afin d'utiliser ces trois points de mesure comme conditions aux limites, nous choisissons de découpler les deux équations (dans le train de tiges et dans l'annulaire) en utilisant des constantes d'intégration différentes tout en conservant l'expression générale. Nous obtenons deux expressions générales du profil de température dans le train de tiges 1 et dans l'annulaire 2 qui ont une signification physique mais qui comportent deux degrés de liberté. Ainsi les expressions 1 et 2 peuvent être ajustées en fixant lesdits degrés de liberté afin de vérifier les conditions de température T1, T2 et T3. Nous décidons donc que les équations dans les tiges et dans l'annulaire ont la forme suivante :
    Figure 00080002
    Ainsi, nous nous retrouvons avec quatre constantes d'intégration K1, K2, K3 et K4 plutôt que deux, ce qui nécessite quatre conditions aux limites pour déterminer le profil de température. Ces quatre conditions aux limites sont alors : mesures de la température en entrée, en fond, en sortie de puits et une condition d'égalité au fond entre la température dans le train de tiges 1 et la température dans l'annulaire 2. A chaque instant, le profil est ajusté pour passer par les points de mesure : nous avons donc une estimation du profil thermique en temps réel. Une programmation avec un logiciel de type tableur permet d'obtenir aisément la représentation du profil évoluant en temps réel.
    Les figures 2, 3 et 4 représentent respectivement le profil de température du fluide de forage dans un puit Onshore vertical à un débit de 500l/min, 1000l/min et 2000l/min. L'expression analytique déterminée permet très simplement de calculer la température T en degrés Celsius du fluide dans le train de tiges (courbe 1) et dans l'annulaire (courbe 2) en fonction de la profondeur P en mètre. L'expression analytique dépend de plusieurs paramètres qui peuvent être fixés au départ. Nous utilisons par défaut des valeurs typiques de ces paramètres. Pour déterminer le profil de température des figures 2, 3 et 4, le gradient géothermique α est supposé constant pour correspondre à la situation Onshore du puits. En effectuant les mesures de température, 20°C en entrée, 35°C en fond et 24°C en sortie du puits, le profil de température est entièrement déterminé.
    Le cas du puits Offshore vertical peut être abordé en considérant que le profil géothermique du milieu environnant le puits se décompose en deux domaines : soient m le profil thermique de la mer et s le profil thermique du sol. Le gradient thermique α est supposé constant sur chacun des domaines mais discontinu au passage d'un domaine à l'autre. Soient αm le gradient thermique de la mer et αs le gradient thermique du sol. Nous considérons alors deux séries d'équations (une pour chaque domaine) pour chacune des expressions générales dans les tiges et dans l'annulaire. On obtient ainsi quatre équations découplées qui représentent le profil thermique du fluide de forage dans le puits. L'équation 11(z) correspond au profil de température dans le train de tiges dans la mer, 12(z) correspond au profil de température dans le train de tiges dans le sol, 21(z) correspond au profil de température dans l'annulaire dans le sol et 22(z) correspond au profil de température dans l'annulaire dans la mer, 11 étant indépendante de 12 et 21 étant indépendante de 22:
    Figure 00100001
    Ceci porte à huit le nombre de constantes d'intégrations (K1 à K8). Les conditions aux limites sont alors : mesures des températures en entrée, en sortie, en fond de puits, condition d'égalité au fond entre la température tige et la température annulaire auxquelles nous ajoutons la continuité des profils thermiques dans le train de tiges et dans l'annulaire à la jonction des deux domaines et la continuité de la dérivée des profils thermiques dans le train de tiges et dans l'annulaire à la jonction des deux domaines. De la même façon, il est alors possible d'obtenir en temps réel un profil thermique réaliste physiquement qui passe par les points de mesure. La figure 5 représente le profil de température thermique d'un fluide de forage dans un puits Offshore à partir des quatre équations 11, 12, 21 et 22. Le fluide circule à 500l/min et les températures mesurées sont 20°C en entrée, 15°C en sortie et 30°C en fond du puits. Les gradients thermiques sont choisis constants dans chacun des domaines traversés par le puits.
    Les puits déviés représentent la majorité des forages actuels. Le problème physique n'est pas foncièrement différent et peut être traité de la même façon que le forage Offshore : il suffit de découper le puits en deux domaines, chaque domaine étant caractérisé par un gradient thermique différent correspondant au milieu environnant le puits. Dans le cas du puits dévié, la profondeur correspond à la distance parcourue en suivant le trajet du puits. Les expression générales 1 et 2 représentatives du profil thermique sont découpées chacune en deux d'équations indépendantes. La partie verticale est caractérisée par le gradient thermique α du milieu environnant le puits, la partie déviée est caractérisée par une équation du profil thermique du milieu environnant le puits  d = α.sin() · z + 0,  étant l'angle d'inclinaison. Les mêmes conditions aux limites (mesures de températures en entrée, en sortie et en fond de puits, égalité au fond entre la température tige et la température annulaire, et la continuité des profils thermiques et de la dérivée des profils thermiques dans le train de tiges et dans l'annulaire à la jonction des deux domaines) permettent alors de résoudre les équations et d'obtenir l'expression du profil de température dans les tiges et dans l'annulaire.
    Il est possible de combiner la manière de procéder pour le puits Offshore vertical et le puits Onshore dévié afin de déterminer le profil de température dans un puits Offshore dont le forage dans le sol est dévié. Le domaine est découpé en trois domaines différents : soient m le profil thermique du domaine vertical dans la mer, s le profil thermique du domaine vertical dans le sol et d le profil thermique du domaine dévié dans le sol. La figure 6 représente le profil thermique de forage dans un puits Offshore dévié. Le fluide circule à 500l/min et les températures mesurées sont de 20°C en entrée, 23°C en fond et 15°C en sortie de puits.
    Selon la même méthode que pour le puits Offshore vertical ou le puits Onshore dévié, on peut déterminer le profil thermique d'un puits vertical Onshore dont le gradient thermique de la formation change en fonction de la profondeur. Le puits est découpé en domaines caractérisés par une équation thermique du milieu environnant le puits. Les expression générales 1 et 2 représentatives du profil thermique sont alors découpées chacune en autant d'équations indépendantes que de domaines différents. Les mêmes conditions aux limites (mesures de températures en entrée, en sortie et en fond de puits, égalité au fond entre la température tige et la température annulaire, et la continuité des profils thermiques et de la dérivée des profils thermiques dans le train de tiges et dans l'annulaire à la jonction des deux domaines) permettent alors de résoudre les équations et d'obtenir l'expression du profil de température dans les tiges et dans l'annulaire.
    En répétant à chaque nouvelle mesure de température le calcul pour obtenir l'expression du profil de température du fluide de forage, nous obtenons une représentation du profil de température évoluant dans le temps. La figure 7 représente l'évolution du profil de température du fluide de forage dans un puits Offshore au cours du temps. Le graphique disposé sur la partie supérieure de la figure 7 représente l'évolution en fonction du temps t en seconde des paramètres de débit D en l/min du fluide de forage, de température T en °C du fluide de forage en entrée T1, en fond T2 et en sortie T3 du puits. Les trois graphiques en partie inférieure représentent le profil de température à trois temps différents et permettent d'observer son évolution.
    La connaissance du profil thermique du fluide de forage à chaque instant permet de calculer en temps réel les pertes de charge dans le puits en prenant en compte les effets thermiques. Ceci donne une meilleure estimation des pressions de fond et pression d'injection pour les puits complexes.
    Une autre utilisation de la détermination du profil thermique du fluide de forage en temps réel est la prévention de la formation des hydrates. Les hydrates se forment dans les conditions de basses températures et de hautes pressions, conditions qui sont réunies notamment dans les puits offshore profonds à l'interface sol/mer. La connaissance du profil de température permet de déterminer les zones où la température du fluide de forage est inférieur au minimum à partir duquel se forment les hydrates, puis d'agir en conséquence, par exemple en augmentant le débit ou en réchauffant le fluide afin d'éviter cette formation d'hydrates.

    Claims (10)

    1. Méthode de détermination du profil thermique d'un fluide de forage en circulation dans un puits en cours de forage dans laquelle on effectue les étapes suivantes :
      a) on détermine une expression générale 1 du profil thermique du fluide à l'intérieur du train de tiges dans le puits et une expression générale 2 d'un profil thermique du fluide dans l'annulaire correspondant, en utilisant l'équation de propagation de la chaleur qui prend en compte un profil thermique du milieu environnant le puits,
      b) on mesure la température du fluide à l'entrée T1, au fond T2 et en sortie T3 du puits,
      c) on impose aux expressions 1 et 2 de vérifier les conditions limites de températures T1, T2 et T3.
    2. Méthode selon la revendication 1 dans laquelle après l'étape c) on effectue l'étape :
      d) on trace le profil thermique du fluide de forage en fonction de la profondeur.
    3. Méthode selon la revendication 1 et 2 dans laquelle on réitère les étapes b), c) et d) pour obtenir un profil de température en temps réel.
    4. Méthode selon l'une des revendications 1 à 3 dans laquelle :
      à l'étape a), les expressions générales 1 et 2 comportent des constantes inconnues,
      à l'étape c), on impose aux expressions 1 et 2 de vérifier les conditions limites de températures T1, T2 et T3 en déterminant lesdites constantes inconnues.
    5. Méthode selon l'une des revendications 1 à 4 dans laquelle à l'étape a) on utilise l'équation de propagation de la chaleur qui prend en compte au moins l'équation thermique du milieu environnant le puits, le débit du fluide et le bilan des échanges thermiques subis par le fluide, lesdits échanges thermiques comprenant au moins les échanges entre le fluide de forage ascendant et descendant
    6. Méthode selon l'une des revendications 1 à 5 dans laquelle à l'étape a) on utilise l'équation de propagation de la chaleur dans un milieu homogène sur un cylindre de hauteur infinie centré sur le puits, ledit cylindre comportant le train de tiges qui guide le fluide descendant et l'annulaire, enveloppant ledit train de tiges, qui guide le fluide ascendant.
    7. Méthode selon l'une des revendications 1 à 6 dans laquelle :
      à l'étape a), les expressions générales 1 et 2 se décomposent chacune en plusieurs équations indépendantes,
      à l'étape c), en plus, on impose aux profils et aux dérivées des profils thermiques du fluide à l'intérieur du train de tiges et dans l'annulaire correspondant d'être continus.
    8. Méthode selon l'une des revendications 1 à 5 appliquée à un puits offshore vertical dans laquelle :
      à l'étape a), on décompose chacune des expressions générales 1 et 2 en deux équations indépendantes respectivement 11et 12, 21 et 22, en prenant en compte le profil thermique du milieu environnant le puits,
      à l'étape c), en plus, on impose aux profils et aux dérivées des profils thermiques du fluide à l'intérieur du train de tiges et dans l'annulaire correspondant d'être continus.
    9. Utilisation de la méthode selon l'une des revendications 1 à 7 pour calculer les pertes de charge du fluide de forage en circulation dans un puits en cours de forage.
    10. Utilisation de la méthode selon l'une des revendications 1 à 7 pour déterminer les zones de formation d'hydrates dans le fluide pendant l'opération de forage.
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