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

Méthode de détermination du profile thermique d'un fluide de forage dans un puits Download PDF

Info

Publication number
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
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
well
fluid
temperature
thermal
profile
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP01402678A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP1205631B1 (fr
Inventor
Yannick Peysson
Benjamin Herzhaft
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP1205631A1 publication Critical patent/EP1205631A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP1205631B1 publication Critical patent/EP1205631B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • 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.

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)

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.
    EP01402678A 2000-11-08 2001-10-17 Méthode de détermination du profile thermique d'un fluide de forage dans un puits Expired - Lifetime EP1205631B1 (fr)

    Applications Claiming Priority (2)

    Application Number Priority Date Filing Date Title
    FR0014305A FR2816350B1 (fr) 2000-11-08 2000-11-08 Methode de determination d'un profil thermique d'un fluide de forage dans un puits
    FR0014305 2000-11-08

    Publications (2)

    Publication Number Publication Date
    EP1205631A1 true EP1205631A1 (fr) 2002-05-15
    EP1205631B1 EP1205631B1 (fr) 2007-07-11

    Family

    ID=8856176

    Family Applications (1)

    Application Number Title Priority Date Filing Date
    EP01402678A Expired - Lifetime EP1205631B1 (fr) 2000-11-08 2001-10-17 Méthode de détermination du profile thermique d'un fluide de forage dans un puits

    Country Status (5)

    Country Link
    US (1) US6807854B2 (fr)
    EP (1) EP1205631B1 (fr)
    CA (1) CA2361653C (fr)
    FR (1) FR2816350B1 (fr)
    NO (1) NO322168B1 (fr)

    Cited By (1)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    FR2909409A1 (fr) * 2007-12-20 2008-06-06 Inst Francais Du Petrole Determination d'un profil thermique dans un puits en cours de forage

    Families Citing this family (5)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    US20040252748A1 (en) * 2003-06-13 2004-12-16 Gleitman Daniel D. Fiber optic sensing systems and methods
    US8881843B2 (en) * 2006-02-09 2014-11-11 Weatherford/Lamb, Inc. Managed pressure and/or temperature drilling system and method
    US7682074B2 (en) * 2007-01-29 2010-03-23 Baker Hughes Incorporated True temperature computation
    EP2816194A1 (fr) * 2013-06-19 2014-12-24 Siemens Aktiengesellschaft Procédé destiné à l'exécution d'un processus de forage profond
    CN107577878B (zh) * 2017-09-07 2021-02-19 南方电网科学研究院有限责任公司 一种深井接地极最大温升简化计算方法

    Family Cites Families (3)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    FR2538849A1 (fr) * 1982-12-30 1984-07-06 Schlumberger Prospection Procede et dispositif pour determiner les caracteristiques d'ecoulement d'un fluide dans un puits a partir de mesures de temperature
    US5960369A (en) * 1997-10-23 1999-09-28 Production Testing Services Method and apparatus for predicting the fluid characteristics in a well hole
    US6305216B1 (en) * 1999-12-21 2001-10-23 Production Testing Services Method and apparatus for predicting the fluid characteristics in a well hole

    Non-Patent Citations (3)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Title
    CORRE ET AL.: "Numerical computation of temperature distribution in a wellbore while drilling, SPE paper no.13208", 59TH TECHN. CONF. AND EXHIB., 16 September 1984 (1984-09-16) - 19 September 1984 (1984-09-19), Houston, texas, USA, XP002176189 *
    HASAN ET AL.: "A mechanistic model for circulating fluid temperature, SPE paper no.27848", SPE JOURNAL, June 1996 (1996-06-01), pages 133 - 143, XP002176187 *
    KŸRSTAD ET AL.: "Analysis of temperature measurements during drilling, SPE paper no.38603", SPE ANN. TECH. CONF. AND EXHIB., 5 October 1997 (1997-10-05) - 8 October 1997 (1997-10-08), San Antonio, Texas, USA, pages 381 - 391, XP002176188 *

    Cited By (3)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    FR2909409A1 (fr) * 2007-12-20 2008-06-06 Inst Francais Du Petrole Determination d'un profil thermique dans un puits en cours de forage
    WO2009101289A2 (fr) * 2007-12-20 2009-08-20 Ifp Determination d'un profil thermique dans un puits en cours de forage
    WO2009101289A3 (fr) * 2007-12-20 2010-05-06 Ifp Détermination d ' un profil thermique du fluide de forage dans un puits en cours de forage

    Also Published As

    Publication number Publication date
    US6807854B2 (en) 2004-10-26
    US20020096321A1 (en) 2002-07-25
    FR2816350B1 (fr) 2002-12-20
    FR2816350A1 (fr) 2002-05-10
    CA2361653A1 (fr) 2002-05-08
    NO322168B1 (no) 2006-08-21
    NO20015450L (no) 2002-05-10
    CA2361653C (fr) 2010-01-26
    EP1205631B1 (fr) 2007-07-11
    NO20015450D0 (no) 2001-11-07

    Similar Documents

    Publication Publication Date Title
    EP0113285B1 (fr) Procédé et dispositif pour déterminer les caractéristiques d&#39;écoulement d&#39;un fluide dans un puits à partir de mesures de températures
    CN1828012B (zh) 钻井热特性测量系统和方法
    Paleja et al. Velocity tracking for flow monitoring and production profiling using distributed acoustic sensing
    FR2544790A1 (fr) Methode de determination des caracteristiques d&#39;une formation souterraine produisant un fluide
    FR2735571A1 (fr) Debitmetre a venturi pour mesure dans une veine d&#39;ecoulement d&#39;un fluide
    FR2823877A1 (fr) Methode pour contraindre par des donnees dynamiques de production un modele fin representatif de la repartition dans le gisement d&#39;une grandeur physique caracteristique de la structure du sous-sol
    CA2517244A1 (fr) Methode de determination de parametres d&#39;ecoulement multiphasique d&#39;un milieu poreux avec prise en compte de l&#39;heterogeneite locale
    FR3057605A1 (fr) Determination de la permeabilite dans les formations anisotropes de subsurface
    Johnson et al. Remote determination of the velocity index and mean streamwise velocity profiles
    EP2120068A1 (fr) Procédé d&#39;estimation de paramètres physiques d&#39;une formation géologique
    EP2813668B1 (fr) Méthode pour optimiser l&#39;exploitation d&#39;un gisement de fluide par prise en compte d&#39;un terme d&#39;échange géologique et transitoire entre blocs matriciels et fractures
    FR3061557B1 (fr) Capteurs d&#39;analyse de fluide de formation in-situ
    FR3086779A1 (fr) Mise en correspondance avec un historique de production automatisée à l’aide de l’optimisation bayésienne
    EP1205631B1 (fr) Méthode de détermination du profile thermique d&#39;un fluide de forage dans un puits
    Suárez et al. Investigating river–aquifer interactions using heat as a tracer in the Silala river transboundary basin
    O'Meara Jr et al. Measuring capillary pressure and relative permeability in a single centrifuge experiment
    FR2907836A1 (fr) Procede pour determiner une repartition de phases fluides et quantifier une retention dans un puits de forage
    FR3093582A1 (fr) Systèmes et procédés d’analyse de conception tubulaire hydraulique, thermique et mécanique intégrée et complète pour des trajectoires de puits complexes
    FR3062673A1 (fr) Pixellisation par solution d inversion de la distance par rapport au lit
    Kortukov et al. Innovative method of getting multiphase inflow profile from fiber optic installations
    EP1506344B1 (fr) Procede pour determiner, par strates, la qualite de reserve d&#39; un puits de petrole
    Paige et al. Fracture measurement using hydraulic impedance testing
    Stewart et al. The Interpretation of Vertical Pressure Gradients Measured at Observation Wells in Developed Reservoirs
    Basquet et al. A semi-analytical approach for productivity evaluation of wells with complex geometry in multilayered reservoirs
    FR2976313A1 (fr) Procede de determination de la reponse complexe d&#39;une strate permeable

    Legal Events

    Date Code Title Description
    PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: A1

    Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE TR

    AX Request for extension of the european patent

    Free format text: AL;LT;LV;MK;RO;SI

    17P Request for examination filed

    Effective date: 20021115

    AKX Designation fees paid

    Designated state(s): FR GB IT NL

    GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

    GRAS Grant fee paid

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

    GRAA (expected) grant

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: B1

    Designated state(s): FR GB IT NL

    REG Reference to a national code

    Ref country code: GB

    Ref legal event code: FG4D

    Free format text: NOT ENGLISH

    GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)

    Effective date: 20070905

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: NL

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

    Effective date: 20070711

    NLV1 Nl: lapsed or annulled due to failure to fulfill the requirements of art. 29p and 29m of the patents act
    PLBE No opposition filed within time limit

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

    STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

    Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

    26N No opposition filed

    Effective date: 20080414

    REG Reference to a national code

    Ref country code: FR

    Ref legal event code: CD

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: IT

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20071031

    PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: GB

    Payment date: 20101025

    Year of fee payment: 10

    GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

    Effective date: 20111017

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: GB

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20111017

    PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: FR

    Payment date: 20131002

    Year of fee payment: 13

    REG Reference to a national code

    Ref country code: FR

    Ref legal event code: ST

    Effective date: 20150630

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: FR

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

    Effective date: 20141031