FR3053722A1

FR3053722A1 - Attenuation de la deformation d'un tubage associe a un environnement geologique susceptible de deformer un tubage apres l'injection de fractures hydrauliques

Info

Publication number: FR3053722A1
Application number: FR1756403A
Authority: FR
Inventors: Vivek Sharma; Mike Navarette
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2016-07-08
Filing date: 2017-07-06
Publication date: 2018-01-12
Also published as: GB201818206D0; CA3023434A1; US20200325751A1; WO2018009217A1; AU2016413735A1; NO20181432A1; GB2566618A

Abstract

La présente invention concerne un procédé permettant d'atténuer la déformation d'un tubage, le procédé comprenant, par exemple, le fait de déterminer si une zone géologique dans une formation à moins d'une distance seuil d'un puits de forage tubé est sujette à une relaxation de formation. Le procédé comprend également la modification d'un plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage.

Description

Titre : Atténuation de la déformation d’un tubage associé à un environnement géologique susceptible de déformer un tubage après l’injection de fractures hydrauliques

Contexte de l’invention

Lors du forage des puits de pétrole et de gaz, un tube ou tubage d’acier est généralement installé dans le puits de forage ouvert afin de fournir une stabilité aux parois du puits de forage passant à travers la formation et d’isoler et d’étanchéifier les zones de fluide de la formation les unes par rapport aux autres. Généralement, le tubage est cimenté en place afin de coller le tubage à la paroi du puits de forage. Par la suite, pour les réservoirs non conventionnels, diverses techniques de production peuvent être utilisées pour extraire les hydrocarbures de la formation. Les réservoirs non conventionnels sont essentiellement des réservoirs qui nécessitent des opérations de récupération spéciales en dehors des pratiques de fonctionnement classiques. Les réservoirs non conventionnels comprennent les réservoirs tels que les sables gaziers compacts, les schistes gazéifères et bitumineux, le gaz de charbon, les sables bitumineux et à huile lourde, et les gisements d’hydrate de gaz. Ces réservoirs ont besoin de solutions de récupération énergiques, telles que des traitements de stimulation, l’injection de vapeur d’eau ou une fracturation hydraulique. Lors de l’opération de fracturation hydraulique, des millions de gallons d’eau, de sable et de produits chimiques peuvent être pompés sous terre pour briser la roche et libérer le gaz. Par exemple, un camion autopompe peut injecter les millions de gallons d’eau, de sable et de produits chimiques à haute pression vers les bas et à travers le puits foré horizontalement jusqu’à 10 000 pieds en-dessous de la surface de la Terre.

Un phénomène qui peut être rencontré en association avec la fracturation hydraulique est une déformation de tubage, le tubage installé du puits de forage étant étranglé, rompu ou altéré d’une autre manière. Une déformation de tubage peut entraîner une perte d’intégrité de pression du puits. Une déformation de tubage peut également inhiber le passage des outils et des équipements à travers la zone de déformation du tubage, ce qui peut aboutir à l’abandon du puits de forage ou à recommencer son forage après les opérations de fracturation hydraulique. La plupart des solutions à une déformation de tubage se concentrent sur l’augmentation de la résistance du tubage et la modification de la pression de traitement lors de la fracturation hydraulique et ont donné jusqu’à présent un faible taux de réussite. Les ingénieurs en géomécanique ont étudié les causes de la déformation d’un tubage pour mieux comprendre comment les prévenir. Les approches antérieures pour résoudre une déformation de tubage due à une fracturation hydraulique ont impliqué l’étude de la géomécanique des roches, des débits des pompes lors d’une fracturation hydraulique et de l’impact de la pression sur un tubage. Par exemple, de nombreux ingénieurs en géomécanique ont conclu que la pression de pompage à laquelle le mélange est injecté dans le puits de forage doit rester dans une fenêtre de pompage ou à un niveau de pression particulier. Cependant, il peut être difficile de maintenir la pression de pompage dans une fenêtre de pompage ou à un niveau de pression particulier car certains puits sont difficiles à briser et à fracturer par voie hydraulique. En conséquence, la fenêtre de pompage ou le niveau de pression particulier peut ne pas fournir le résultat nécessaire pour mener avec succès une fracturation hydraulique sur le puits de forage.

Brève description des dessins

Les divers modes de réalisation de la présente divulgation seront mieux compris à la lecture de la description détaillée donnée ci-dessous et à partir des dessins annexés des divers modes de réalisation de la divulgation. Sur les dessins, des numéros de référence identiques peuvent indiquer des éléments identiques ou fonctionnellement similaires.

La figure 1 illustre un système de production en mer présentant un puits de forage dévié soumis à une fracturation plane.

La figure 2 illustre une partie du puits de forage dévié de la figure 1.

La figure 3 est un schéma de principe d’un exemple de système informatique dans lequel des modes de réalisation peuvent être mis en œuvre.

La figure 4 est un schéma de procédé d’un exemple de procédé d’identification de zones géologiques dans une formation qui sont susceptibles de déformer un tubage selon un ou plusieurs modes de réalisation.

La figure 5 est un schéma de procédé d’un exemple de procédé permettant d’atténuer la déformation d’un tubage selon un ou plusieurs modes de réalisation.

Les figures 6A à 6F sont des illustrations de fracturation hydraulique à différents stades.

Description détaillée

La divulgation peut répéter des numéros et/ou lettres de référence dans les divers exemples ou figures. Cette répétition à des fins de simplicité et de clarté et ne dicte pas en soi une relation entre les divers modes de réalisation et/ou les diverses configurations discutés. En outre, des termes relatifs à l’espace, tels que sous, au-dessous, inférieur, au-dessus, supérieur, haut de puits, fond de puits et équivalents, peuvent être utilisés dans le présent document pour faciliter la description afin de décrire la relation d’un élément ou d’une caractéristique avec un ou plusieurs autres éléments ou caractéristiques tels qu’illustrés, la direction vers le haut étant vers le haut de la figure correspondante et la direction vers le bas étant vers le bas de la figure correspondante, la direction vers le haut d’un puits étant vers la surface du puits de forage, la direction vers le bas d’un puits étant vers le sommet du puits de forage. Sauf indication contraire, les termes relatifs à l’espace sont destinés englober différentes orientations de l’appareil en utilisation ou en fonctionnement en plus de l’orientation représentée sur les figures. Par exemple, si un appareil sur les figures est retourné, les éléments décrits comme étant « au-dessous » ou « sous » d’autres éléments ou caractéristiques seront orientées « au-dessus » des autres éléments ou caractéristiques. Par conséquent, le terme « en dessous » donné en exemple peut englober à la fois une orientation au-dessus et en-dessous. L’appareil peut être orienté autrement (tourné de 90 degrés ou dans d’autres directions) et les descripteurs relatifs à l’espace utilisés dans le présent document peuvent également être interprétés en conséquence.

De plus, même si une figure peut représenter un puits de forage horizontal ou un puits de forage vertical, sauf indication contraire, l’homme du métier doit comprendre que l’appareil selon la présente divulgation est également bien adapté à une utilisation dans des puits de forage ayant d’autres orientations, comme les puits de forages verticaux, les puits de forage déviés, les puits de forages multilatéraux ou équivalents. De même, sauf indication contraire, même si une figure peut représenter une opération en mer, l’homme du métier doit comprendre que l’appareil selon la présente divulgation est également bien adapté à une utilisation dans des opérations à terre et vice versa. En outre, sauf indication contraire, même si une figure peut représenter un trou tubé, l’homme du métier doit comprendre que l’appareil selon la présente divulgation est également bien adapté à une utilisation dans des opérations à trou ouvert.

Tel qu’utilisé dans la présente description détaillée, le terme puits de forage primaire peut faire référence à n’importe quel puits de forage à partir duquel un autre puits de forage le croisant a été foré ou doit ensuite être foré, tandis que le terme puits de forage secondaire peut faire référence à n’importe quel puits de forage foré par la suite se prolongeant à partir de (croisant) ce puits de forage primaire. Par conséquent, dans un système de puits multilatéraux, le puits de forage initial foré à partir de la surface sera invariablement le puits de forage primaire par rapport à un ou plusieurs puits de forage le croisant et forés à partir de celui-ci, qui sont les puits de forage secondaires par rapport au puits de forage initial foré à partir de la surface. Chaque puits de forage secondaire peut ensuite devenir lui-même le puits de forage « primaire » par rapport à n’importe quel autre puits de forage (« secondaire ») foré à partir de celui-ci.

Il a été observé que la déformation d’un tubage lors d’une fracturation hydraulique est fréquente dans les régions à activité tectonique dans le monde, comme en AsiePacifique (Chine, Australie), au Moyen-Orient (Arabie Saoudite), en Amérique du Sud (Colombie, Brésil, Argentine) et en Amérique du Nord (USA). Plus précisément, une déformation de tubage se produit dans un environnement géologique où la composante de contrainte verticale n’est pas la valeur maximale de contrainte, ce qui permet la génération de fractures planes quand les puits sont soumis à une fracturation hydraulique. Dans ces types d’environnements géologiques où des fractures planes sont présentes, une relaxation de formation, qui se produit immédiatement après le traitement de fracturation hydraulique, peut imposer des charges ponctuelles au tubage, ce qui entraîne un gauchisme, une déformation et/ou un cisaillement. Par conséquent, dans ce qui précède, il est décrit des procédés et des systèmes qui analysent la relaxation d’une formation dans le but de prédire une charge ponctuelle pouvant entraîner une déformation de tubage, pour ainsi permettre de prendre des mesures prophylactiques lors de la planification et de l’installation des puits de forage dans de telles régions à activité tectonique.

La déformation d’un tubage peut faire référence au changement de forme du tubage dans un puits de forage. A cause de la forme déformée, il est difficile de faire passer des outils ou des équipements à travers la section endommagée du puits de forage. L’étendue de la déformation d’un tubage peut être mesurée en faisant passer un diamétreur multibras de tubage, un bloc d’impression ou un dispositif d’obtention d’image ultrasonore par balayage dans le puits de forage.

Le glissement par cisaillement est une propriété d’une formation qui peut apparaître quand il y a une augmentation de la pression des pores en raison de l’injection d’un fluide sous pression dans des régions instables sur le plan tectonique créées par un mouvement de plaques donnant lieu à de petites perturbations de contrainte dans des failles ou fractures soumises à une contrainte critique. Un glissement par cisaillement localisé peut présenter une activité sur des capteurs microsismiques. Un glissement par cisaillement important sur une grosse faille peut être détecté par des sismographes de surface. Par exemple, un tremblement de terre dû à l’injection d’eau usée est une forme de glissement par cisaillement sur des failles. Le glissement par cisaillement est une propriété intrinsèque d’une formation similaire à la relaxation d’une formation. Les conditions géologiques pouvant donner ce qui précède peuvent comprendre des régions à failles inversées/chevauchantes ainsi que des régions à failles décrochantes/chevauchantes aux limites.

Quelle que soit la situation, comme décrit dans le présent document, il peut être avantageux de déterminer si une zone géologique dans la formation à moins d’une distance seuil d’un puits de forage est sujette à une relaxation de formation ou à un glissement par cisaillement qui pourrait endommager le tubage et le puits de forage. Cette information peut fournir aux constructeurs davantage d’informations en ce qui concerne le puits de forage et si des zones géologiques dans la formation sont susceptibles de déformer un tubage, ce qui permet de prendre des mesures d’atténuation avant le forage du puits de forage. Une atténuation peut être appliquée à la fois à la déformation d’un tubage et au glissement par cisaillement si le puits de forage est foré à des endroits où un glissement par cisaillement est probable, comme dans les failles et fractures soumises à des contraintes critiques.

Comme on peut le voir sur la figure 1, il est représenté une vue en élévation encore transversale partielle un système de forage et de production de puits de forage 10 utilisé pour produire des hydrocarbures à partir du puits de forage 12 se prolongeant à travers diverses couches terrestres dans une formation de pétrole et de gaz 14 située sous la surface terrestre 16. Le puits de forage 12 peut être un puits de forage primaire et peut comprendre un ou plusieurs puits de forage secondaires 12a, 12b,...,12n, se prolongeant dans la formation 14, et disposés selon une orientation et un espacement quelconque, comme les puits de forages secondaires horizontaux 12a, 12b illustrés.

Le système de forage et de production 10 peut comprendre une plate-forme ou un derrick de forage 20. La plate-forme de forage 20 peut comprendre un appareil de levage 22, un moufle mobile 24, et une tête d’injection 26 pour élever et abaisser un tubage, un chemisage, un tube de forage, une colonne de travail, un tube spiralé, un tube de production (notamment une chemise de production et un tubage de production), et/ou d’autres types de tubes ou de tubages de production désignés collectivement dans le présent document par tube de production 30, ou d’autres types de véhicules de transport, comme une ligne câblée, un câble lisse ou un câble. Le tube de production 30 peut être une colonne de travail ou un tubage de production sensiblement tubulaire se prolongeant axialement, formé d’une pluralité de jonctions de tube accouplées ensemble à leur extrémité supportant un ensemble complétion tel que décrit ci-dessous.

La plate-forme de forage 20 peut être située à proximité d’une tête de puits 40 (comme dans un système situé à terre, non représenté), ou séparée d’une tête de puits 40, comme dans le cas d’une installation en mer comme représenté sur la figure 1. Un ou plusieurs dispositifs de régulation de pression 42, tels que des blocs obturateurs (BOP), et d’autres équipements associés au forage ou à la production d’un puits de forage peuvent être fournis au niveau de la tête de puits 40 ou ailleurs dans le système 10.

Pour les opérations en mer, comme représenté sur la figure 1, que ce soit pour un forage ou une production, la plate-forme de forage 20 peut être montée sur une plate-forme de pétrole ou de gaz 44, comme la plate-forme en mer illustrée, des semi-submersibles, des navires de forage, et équivalents (non représentés). Bien qu’il soit le système 10 illustré sur la figure 1 soit un système de production basé en mer, il peut également être un système de production basé à terre. Quelle que soit la situation, pour les systèmes basés en mer, une ou plusieurs conduites ou colonnes montantes sous-marines 46 se prolongent à partir du pont 50 de la plate-forme 44 vers une tête de puits sous-marines 40. Le tube de production 30 se prolonge vers le bas à partir de la plate-forme de forage 20, à travers la conduite sous-marine 46 et le BOP 42 dans le puits de forage

12.

Une source de fluide de travail ou de service 52, comme une cuve ou un récipient de stockage, peut fournir un fluide de travail 54 pompé vers l’extrémité supérieure du tube de production 30 et s’écoulant à travers le tube de production 30. La source de fluide de travail 52 peut fournir n’importe quel fluide utilisé dans les opérations d’un puits de forage comme, mais sans s’y limiter, un fluide de forage, une suspension de cimentation, un fluide acidifiant, de l’eau liquide, de la vapeur d’eau, un fluide de fracturation hydraulique, du propane, de l’azote, du dioxyde de carbone ou certains autres types de fluide.

Le puits de forage 12 peut comprendre un équipement souterrain 56 disposé à l’intérieur, comme par exemple une colonne de travail avec des outils portés sur la colonne de travail, une colonne de complétion et un équipement de complétion ou certains autres types d’outils ou d’équipements de puits de forage.

Le système de forage et de production de puits de forage 10 peut généralement être caractérisé en ce qu’il possède un système de tubes 58. Dans le cadre de la présente divulgation, le système de tubes 58 peut comprendre un tubage, des colonnes montantes, des tubes, des trains de forage, des tubes de complétion ou de production, des raccords doubles femelles, des têtes ou n’importe quel autre tuyau, tube ou équipement qui se fixe à ce qui précède, comme le tube 30 et la conduite 46, ainsi que les puits de forage primaire et secondaire dans lesquels des tuyaux, des tubages et des colonnes peuvent être déployés. A cet égard, le système de tubes 58 peut comprendre un ou plusieurs trains de tubage 60 qui peuvent être cimentés dans le puits de forage 12, comme les tubages de surface, intermédiaires et externes 60 représentés sur la figure 1. Un espace annulaire 62 est formé entre les parois d’ensembles de composants tubulaires adjacents, comme les trains de tubage concentriques 60 ou l’extérieur du tube de production 30 et la paroi interne du puits de forage 12 ou du train de tubage 60, selon le cas.

Le puits de forage 12 est généralement construit à partir d’un ou de plusieurs trous de forage 63 forés dans la formation 14. Chaque trou de forage tubé 63 comprendra un train de tubage 60 cimenté en place, le ciment formant une gaine de ciment 65 entre la paroi du trou de forage 63 et le train de tubage 60. Le train de tubage 60 peut comprendre des ouvertures 67 formées dans le train de tubage 60 quand des perforations 69 sont formées dans la formation 14. Chaque perforation 69 peut comprendre un réseau de fractures 71 se prolongeant à partir de la perforation 69. Dans certaines formations comme illustré sur la figure 1, le réseau de fractures est généralement de forme plane car il rayonne à partir du puits de forage 12.

Comme on peut le voir sur la figure 1, l’équipement souterrain 56 est illustré sous la forme d’un équipement de complétion et le tube de production 30 en communication fluidique avec l’équipement de complétion 56 est illustré sous la forme d’un tube de production 30. L’équipement de complétion 56 est disposé dans une partie sensiblement horizontale du puits de forage 12, qui comprend un ensemble de complétion inférieur 82 doté de divers outils tels qu’un sous-ensemble d’orientation et d’alignement 84, une garniture d’étanchéité 86, un ensemble crible de contrôle de sable 88, une garniture d’étanchéité 90, un ensemble crible de contrôle de sable 92, une garniture d’étanchéité 94, un ensemble crible de contrôle de sable 96 et une garniture d’étanchéité 98. L’ensemble de complétion inférieur 82 est généralement positionné dans le puits de forage 12 de manière à être adjacent aux perforations 69 et, en particulier, les ensembles crible de contrôle de sable 88, 92, 96 sont positionnés à proximité des perforations 69.

Une ou plusieurs lignes de commande 100, se prolongeant en fond du puits à partir de l’ensemble de complétion inférieur 82, passent à travers les garnitures d’étanchéité 86, 90, 94 et peuvent être associées de manière fonctionnelle à un ou plusieurs dispositifs 102 associés à l’ensemble de complétion inférieur 82. Les lignes de commande 100 peuvent comprendre des lignes hydrauliques, des lignes électriques, des lignes optiques, etc. Les dispositifs à câble 102 peuvent être des dispositifs électriques ou optiques, tels que des capteurs, positionnés en fond de trou. Les dispositifs 102 peuvent être des capteurs utilisés pour rassembler des données et/ou des dispositifs de commande ou des actionneurs utilisés pour faire fonctionner des outils de fond de trou ou des dispositifs de régulation de débit de fluide. Le câble 100 peut servir de support de communication, pour transmettre de l’énergie, ou des données et équivalents entre l’ensemble de complétion inférieur 82 et l’ensemble de complétion supérieur 104. Des données et d’autres informations peuvent être communiquées au moyen de signaux électriques, de signaux optiques, de signaux acoustiques ou d’une autre télémétrie qui peut être convertie en signaux électriques au niveau de la plate-forme 20 pour, entre autres, surveiller les conditions de l’environnement et divers outils dans l’ensemble de complétion inférieur 82 ou une autre colonne d’outils.

A cet égard, un ensemble de complétion supérieur 104 est disposé dans le puits de forage 12 à l’extrémité inférieure du tube de production 30, comprenant divers outils, tels qu’une garniture d’étanchéité 106, un joint d’expansion 108, une garniture étanchéité 110, un module de régulation de débit de fluide 112 et un ensemble d’ancrages 114.

Une ou plusieurs lignes de commande 116, telles qu’un tube hydraulique, un câble de capteur ou un câble électrique, se prolongent vers le haut du trou à partir de l’ensemble de complétion supérieur 104, jusqu’à la surface 16. Le câble 116 peut servir de support de communication, pour transmettre de l’énergie, des signaux ou des données et équivalents entre un dispositif de commande en surface 121 et les ensembles de complétion supérieur et inférieur 104, 82, respectivement.

Les fluides, les déblais et les autres débris retournant vers la surface 16 à partir du puits de forage 12 sont dirigés par une ligne d’écoulement 118 vers des cuves de stockage 52 et/ou des systèmes de traitement 120, tels que des secoueurs, des centrifugeuses et équivalents.

Comme on peut le voir sur la figure 2, une partie d’un puits de forage dévié 12 qui était perforé et soumis à une fracturation hydraulique est illustrée en détail. Lors du procédé de fracturation hydraulique, des millions de gallons d’eau, de sable et de produits chimiques peuvent être pompés sous terre pour briser la roche et libérer le gaz. Par exemple, un système de pompage (non représenté) peut injecter les millions de gallons d’eau, de sable et de produits chimiques à haute pression vers les bas et à travers le puits foré horizontalement jusqu’à 10 000 pieds sous la surface 16. Le mélange sous pression peut fissurer la couche de roche 75 entourant le puits de forage 12, en formant des fractures 71, lesdites fractures 71 pouvant être maintenues ouvertes grâce aux particules de sable afin que le gaz naturel puisse remonter en haut du puits.

Le tubage 60 est illustré déployé dans le puits de forage 63 foré dans la formation 14. La fixation du tubage 60 dans le puits de forage est une gaine de ciment 65 entourant le tubage 60. Les ouvertures 67 sont illustrées comme ayant été formées dans le tubage 60 adjacentes à des ensembles crible de régulation de débit 88 (par exemple par l’intermédiaire du procédé de perforation). Les garnitures d’étanchéité 86, 90, 94, 98 sont déployées entre les ensembles crible de régulation de débit 88 pour établir des zones de production séparées. Les perforations 69 son formées adjacentes aux ouvertures 67 et se prolongent radialement vers l’extérieur à travers la gaine de ciment 65 dans la formation 14. Des fractures 71 se prolongeant à partir de la perforation 69 sont obtenues après le procédé de fracturation hydraulique. Sur la figure 2, le puits de forage 12 est illustré comme passant à travers une zone de la formation 14 qui est hautement compressive par nature, comme on peut le trouver dans les régions tectoniques. En tant que tel, il sera compris que les fractures 71 sont planes par nature, comme illustré. Par conséquent, après la fracturation hydraulique, quand la formation se relâche dans la zone surchargée immédiatement adjacente aux perforations 69, ladite zone étant généralement désignée par zone 73 sur la figure 2, des contraintes ponctuelles sur le tubage 60 et/ou la gaine de ciment 65 peuvent apparaître, ce qui entraîne une déformation du tubage. Après la mise en œuvre d’une fracturation hydraulique sur le puits de forage tubé, la formation se relâche et la charge est appliquée vers le bas sur le puits de forage horizontal.

Les zones géologiques qui subissent des mouvements actifs de la Terre peuvent être susceptibles de déformer un tubage ou d’induire des contraintes dans les tubages des puits de forage, en particulier les zones dans lesquelles des opérations de fracturation hydraulique ont été menées. Par conséquent dans des modes de réalisation de la divulgation, les zones géologiques dans une formation qui sont susceptibles de déformer un tubage sont identifiées. La cause principale de la déformation d’un tubage peut être confirmée par l’analyse des événements microsismiques (surveillés pendant et après des opérations de fracturation hydraulique), seule ou en combinaison avec d’autres données, telles que des données de traitement par fracturation hydraulique, les spécifications du tubage, l’analyse des contraintes monodimensionnelles (ID) géomécaniques, la modélisation par éléments finis 3-D de la région proche d’un puits de forage, et l’environnement géologique.

Une fois qu’il a été déterminé que la cause principale de la déformation d’un tubage est le résultat d’un environnement géologique hautement actif (comme le prouve la présence d’un certain degré d’événements microsismiques), les techniques divulguées dans le présent document peuvent être utilisées pour atténuer ou résoudre la déformation d’un tubage dans de telles zones. Par exemple, le plan de forage peut être modifié pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins d’une distance seuil de la zone géologique qui a été identifiée comme étant susceptible de déformer un tubage.

ίο

Pour les zones géologiques présentant des failles chevauchantes, une pression de pompe très élevée est nécessaire pour induire la fracture dans la formation par rapport aux pressions classiques des pompes pour les opérations de fracturation. Ces pressions élevées peuvent avoir un effet de surcompression sur la pression des pores dans la région proche du puits de forage. Deux effets dominants peuvent se produire à cause d’une telle augmentation de la pression des pores. Un premier effet de cette pression élevée des pores peut réduire la contrainte effective, en provoquant un glissement sur les failles qui ne sont pas soumises à des contraintes critiques. De telles failles peuvent présenter un glissement lent sur une longue période de temps même après l’arrêt du pompage. Un second effet peut aboutir à la relaxation de la formation après que la pression est relâchée. Dans un tel processus, La roche déformée peut présenter un glissement et être incapable de conserver son intégrité autour de la région du puits de forage. La défaillance de cerclage résultante autour du puits de forage peut entraîner l’effondrement de la formation sur le tubage.

Par conséquent, dans les zones de compression tectonique, la déformation d’un tubage peut se produire quand la formation se relâche ou qu’il y a un glissement sur les failles. La relaxation d’une formation ou un glissement par cisaillement lors de la fermeture d’une fracture peut entraîner des événements microsismiques, c’est-à-dire des événements sismiques donnant des signaux sismiques qui sont localement restreints autour de la zone de la fracture, c’est-à-dire des « signaux microsismiques ». Cette micro-sismicité est générée en raison d’un glissement par cisaillement de la roche. Dans le cas de la fracture, l’ouverture et la fermeture sont des activités très lentes et, pour cette raison, elles ne peuvent pas générer un signal sismique qui fait apparaître des microséismes dans des conditions normales. Les pressions des pompes qui sont générées lors de la fracturation hydraulique d’une formation dans des zones à failles inversées/chevauchantes peuvent être très élevées. Ces pressions élevées peuvent avoir tendance à provoquer le glissement de failles/fractures soumises à des contraintes moins critiques. Lors d’une formation normale de failles, les failles/fractures soumises à des contraintes critiques peuvent glisser, comme dans le cas des puits d’injection d’eau. Dans ce cas, des failles et des fractures relativement stables peuvent avoir tendance à glisser à cause d’une pression élevée d’injection. Ces failles et fractures relativement stables peuvent présenter un glissement lent et peuvent être observées sur des microséismes après l’arrêt des pompes.

Une relation existe entre l’apparition de fractures planes autour du puits de forage résultant de la fracturation hydraulique et les charges ponctuelles sur le tubage du puits de forage quand la formation se relâche. Pour les zones relâchées sur le plan tectonique caractérisées par une formation normale de failles, la plus petite contrainte devrait être horizontale ; les fractures produites sont sensiblement verticales, et la pression d’injection est inférieure à celle de la surcompression. Dans cet exemple, la formation sous-jacente est soumise à une surcharge de contrainte qui est plus élevée que les autres contraintes horizontales. Dans les zones de compression tectonique active, la plus petite contrainte devrait être verticale et égale à la pression de la surcompression ; les fractures devraient être horizontales, et les pressions d’injection devraient être supérieures ou égales à la pression de la surcompression. Si les contraintes horizontales sont plus élevées que les contraintes verticales, des fractures planes, qui entraînent des charges ponctuelles et donc la déformation d’un tubage, peuvent apparaître. Il est entendu que, bien que la description se concentre principalement sur les fractures se propageant horizontalement, la relaxation d’une formation peut faire référence aux cas dans lesquels les fractures qui sont propagées sont horizontales. Quelle que soit la situation, les fractures 71 qui sont planes par nature peuvent indiquer que la zone géologique environnante est active sur le plan technique et sujette à une relaxation de formation.

Bien que la divulgation se concentre sur l’analyse de l’activité microsismique à des endroits d’intérêt dans une formation, dans certains modes de réalisation, il est bénéfique de passer en revue les paramètres de construction d’un puits (par exemple, le tubage du puits de forage, l’état du tubage, etc.) et de s’assurer que la déformation du tubage n’est pas associée à la construction du puits. En examinant la conception du puits de forage et en déterminant que la conception a un impact minimal sur la déformation observée du tubage, la probabilité que la déformation du tubage soit associée à l’événement géologique, c’est-à-dire l’activité microsismique, est plus élevée. Par conséquent, dans certains modes de réalisation, il est souhaitable d’analyser des puits de forage dans une formation où une déformation de tubage s’est produite afin de prédire où une déformation de tubage est susceptible de se produire dans la formation existante ou dans des formations présentant une composition et des conditions géologiques similaires. Par exemple, les puits qui ont subi une déformation de tubage ou qui se sont effondrés après un traitement par fracturation hydraulique peuvent être identifiés, et les ensembles de données de terrain de ces puits peuvent être analysés.

Dans un ou plusieurs modes de réalisation, après l’analyse de l’activité microsismique, un modèle géomécanique tridimensionnelle (3-D) peut être développé pour comprendre les contraintes existantes dans la zone géographique et prédire les zones où une déformation de tubage peut potentiellement se produire. Les propriétés géomécaniques de la zone géographique peuvent être déterminées sur la base d’enregistrement d’image, d’enregistrement de diamétreur à quatre bras, de l’activité sismique globale dans la zone géographique, et même des problèmes que les structures ont rencontrés dans la zone. Un modèle peut être créé pour établir le régime de contrainte au sein de la zone géographique. Des indications de régimes hautement compressifs sont des zones qui sont susceptibles d’endommager un tubage après un traitement hydraulique. Ceci est particulièrement vrai quand des erreurs peuvent apparaître lors de l’installation du tubage, en particulier dans les puits profonds.

Plus précisément, la possibilité d’une fracturation plane peut être prédite en ce qui concerne la zone géologique environnante en utilisant des capteurs sismiques placés localement (comme des géophones, des accéléromêtres ou équivalent) afin d’identifier des événements microsismiques. Il sera compris qu’après des opérations de fracturation hydraulique, quand les fractures commencent à se fermer, les puits peuvent continuer à émettre des événements microsismiques après la fracturation hydraulique. Par exemple, sur la figure 2, après la mise en œuvre d’une fracturation hydraulique le long d’une partie d’un puits de forage tubé 12, des capteurs 102 positionnés localement à proximité d’une partie fracturée de la formation peuvent être utilisés pour enregistrer l’activité microsismique se produisant à moins d’une première distance seuil (Yi) du puits de forage.

Une surveillance microsismique peut fournir une observation passive d’événements sismiques de très petite échelle, qui se produisent dans le sol à cause d’une fracturation hydraulique. Les événements sismiques de petite échelle peuvent être appelés événements microsismiques ou microséismes et peuvent être trop petits pour être ressentis à la surface, mais ils peuvent être détectés par des capteurs sismiques, tels que des géophones et des accéléromètres, qui peuvent être positionnés localement dans la formation, par exemple le long d’un puits de forage foré dans la formation. Ces capteurs sismiques peuvent détecter les signaux microsismiques générés par les événements microsismiques.

Les capteurs sismiques peuvent être utilisés pour surveiller la roche soumise à des contraintes à moins de la première distance seuil Yi du puits de forage 12. Dans certains exemples, des capteurs sismiques sont déployés dans un ou plusieurs puits de forage 12 au sein de l’information 14 et les capteurs sismiques sont utilisés pour surveiller l’activité microsismique au sein de la formation 14. Les enregistrements microsismiques et l’interprétation des traitements hydrauliques fournissent un nuage d’événements de contrainte (par exemple, des microséismes) indiquant à quel point les roches environnantes sont perturbées par la fracturation hydraulique localisée. Un premier ensemble d’événements microsismiques peut être mesuré avant d’effectuer la fracturation hydraulique. En outre, un second ensemble d’événements microsismiques peut être mesuré après le début de la fracturation hydraulique. Finalement, dans certains modes de réalisation, un ensemble supplémentaire d’événements microsismiques peut être mesuré après la fin de la fracturation hydraulique. La surveillance microsismique peut être utilisée comme outil post-fracturation hydraulique pour confirmer la présence d’une relaxation de formation.

Dans certains exemples, en se référant à nouveau à la figure 1, avant d’effectuer la fracturation hydraulique dans le premier puits de forage horizontal 12a, des capteurs sismiques 102 peuvent être déployés dans un second puits de forage 12b à soumettre à une fracturation hydraulique. Le second puits de forage est foré à moins de la seconde distance seuil Y2 dans la formation 14 à proximité du puits de forage 12. Des capteurs sismiques 102 peuvent être déployés dans le second puits de forage 12b afin de mieux connaître la zone géographique entourant le second puits de forage 12b. Grâce au déploiement des capteurs sismiques le long de puits de forage adjacents, des zones cibles de production ayant un potentiel élevé de déformation de tubage après une fracturation hydraulique peuvent être identifiées avant la fracturation hydraulique.

Les enregistrements microsismiques peuvent comprendre la magnitude, l’emplacement et l’estampille temporelle de chaque événement microsismique au sein d’un ensemble d’événements microsismiques, qui peuvent être interprétés par rapport à l’emplacement du puits de forage afin d’établir les conditions géologiques et de contraintes qui changent autour du puits de forage 12 pendant et après les traitements hydrauliques. Dans certains exemples, les enregistrements microsismiques peuvent être distribués dans des catégories sur la base d’une chronologie en fonction de la magnitude et de l’emplacement des microséismes. Les conditions géologiques et de contrainte qui changent à moins d’une distance seuil Yi du puits de forage 12 peuvent être établies sur la base de l’ensemble distribué d’événements microsismiques. Une grande quantité d’activité microsismique se produisant après une fracturation hydraulique peut indiquer une relaxation de formation de puits de forage suffisamment proche et/ou un glissement sur des failles créant une probabilité élevée de déformation de tubage. Par conséquent, il peut être avantageux d’incorporer les microséismes post-injection à des modèles géomécaniques pour prédire les contraintes dans et autour du puits de forage 12 après la fin du traitement de fracturation.

La collecte des données d’événements microsismiques, ainsi que l’analyse et la modélisation utilisant les données peuvent être réalisées en utilisant un ou plusieurs systèmes de traitement et de contrôle 121 en communication avec les capteurs 102. Les systèmes de traitement 121 peuvent comprendre l’un quelconque des suivants : (a) un processeur pour exécuter ou traiter autrement des instructions, (b) une ou plusieurs interfaces réseau (par exemple, un circuit) pour une communication entre le processeur et d’autres dispositifs, ces autres dispositifs étant éventuellement situés à travers un réseau ; (c) un dispositif à mémoire (par exemple, une mémoire FLASH, un dispositif à mémoire vive (RAM) ou un dispositif à mémoire morte (ROM) pour stocker des informations (par exemple, des instructions exécutées par le processeur et des données exploitées par le processeur en réponse à ces instructions)). Dans certains modes de réalisation, les systèmes de traitement 121 peuvent également comprendre un support séparé lisible par ordinateur couplé de manière fonctionnelle au processeur pour stocker des informations et des instructions, comme décrit ci-dessus. Dans certains exemples, les systèmes de traitement 121 comprennent une mémoire qui stocke l’activité microsismique se produisant à moins d’une première distance seuil d’un puits de forage tubé 12 et comprennent également un ou plusieurs processeurs en communication avec la mémoire et servant à amener le système à enregistrer l’activité microsismique se produisant à moins de la première distance seuil Yi du puits de forage après la mise en œuvre d’une fracturation hydraulique le long d’une partie du puits de forage, établir les contraintes sur le tubage du puits de forage à un ou plusieurs endroits, et déterminer, sur la base de l’activité microsismique enregistrée et des contraintes sur le tubage, si une zone géologique dans la formation à moins d’une seconde distance seuil Y2 du puits de forage est susceptible d’être sujette à une relaxation de formation.

Comme indiqué ci-dessus, bien qu’il puisse exister un certain nombre de causes de rupture d’un tubage, dans les formations situées dans les régions actives sur le plan tectonique, la probabilité qu’une rupture de tubage puisse être le résultat d’une relaxation de formation ou d’un glissement sur des failles, c’est-à-dire le déplacement d’une formation après une injection, augmente. Dans certains exemples, les contraintes peuvent être établies sur le tubage du puits de forage 60 à un ou plusieurs endroits. Les contraintes sur le tubage du puits de forage 60 peuvent être établies en prenant en compte les charges ponctuelles, en particulier pour les régimes compressifs, par exemple en effectuant une analyse classique de charge ou une modélisation par éléments finis tridimensionnels (3-D). Les charges ponctuelles peuvent comprendre la mise en œuvre d’une analyse de charge ou la mise en œuvre d’un mode avancé sur un modèle d’éléments finis 3-D. Dans certains exemples, une charge incrémentée étape par étape est observée sur le tubage du puits de forage 60 et une déformation du tubage en réponse à la charge incrémentielle.

Dans certains exemples, les conditions initiales de contrainte pour le tubage 60 peuvent être établies. La charge globale sur le tubage 60 peut être déterminée et la partie sous tension ou sous compression peut être identifiée. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les paramètres de résistance à la traction et de charge compressive du ciment disposé autour du tubage du puits de forage 60 peuvent être évalués pour déterminer si le ciment est disposé pour distribuer la charge ponctuelle (par opposition au passage de la charge ponctuelle sur le tubage, entraînant potentiellement une déformation du tubage). Par exemple, un ciment est généralement conçu pour prendre les charges compressives et peut être testé, par exemple, à 3000 à 5000 par pouce carré (psi). Au contraire, un test pour la résistance à la traction peut échouer dans la plage allant de 100 à 200 psi, ce qui indique que le ciment présente une faible résistance à la traction. Il peut être souhaitable de déterminer la perte d’intégrité de la gaine de ciment en raison d’une rupture par traction lors d’une fracturation hydraulique. Pour faire cela, l’effet des charges de traction sur la gaine de ciment 65 lors des opérations de fracturation peut être calculé.

Il sera compris que dans certains cas, une fracturation hydraulique peut placer la gaine de ciment 65 sous tension, ce qui peut aboutir à une rupture prématurée d’une partie de la gaine de ciment 65. Une fois que la gaine de ciment 65 s’est rompue (à cause de la fracturation hydraulique) et que la formation soumise à la fracturation hydraulique commence à se relâcher, le tubage n’a plus du tout la protection de la gaine de ciment. Au lieu de cela, le ciment peut agir comme un conduit pour transférer les contraintes depuis l’environnement surcomprimé, ce qui induit des charges ponctuelles et entraîne la rupture du tubage.

Il peut être souhaitable de prendre en compte les charges de compression et de traction sur la gaine de ciment 65. Dans certains modes de réalisation, une résistance à la compression et une résistance à la traction du ciment disposé autour du tubage 60 sont déterminées. Ensuite, en utilisant les résultats de cette détermination, la probabilité de déformation du tubage peut être évaluée. A cet égard, un degré seuil d’activité microsismique susceptible de soumettre un tubage 60 particulier à une déformation de tubage peut être déterminé sur la base des paramètres de construction du puits de forage (comme la résistance à la compression et la résistance à la traction du ciment, l’épaisseur du tubage lui-même, etc.), et ensuite il peut être déterminé si l’activité microsismique dans la formation adjacente au degré seuil d’activité microsismique est supérieure à ce seuil à moins de la première distance seuil du puits de forage 12. Un seuil pour une activité microsismique sera donné par l’amplitude du signal microsismique et la distance du signal microsismique par rapport au réseau de capteurs. Un événement microsismique qui est en corrélation avec une déformation de tubage peut signifier l’énergie dissipée lors d’un tel événement.

Dans un ou plusieurs modes de réalisation, une contrainte imposée au tubage 60 lors d’une fracturation hydraulique est calculée. La contrainte calculée peut comprendre une charge thermique sur le tubage 60. Les charges thermiques peuvent modifier la contrainte thermique ou l’allongement du tubage 60. Si le tubage 60 s’allonge et qu’il n’y a pas suffisamment de place pour que le tubage 60 se déplace, le tubage 60 peut se voiler et entrer dans un état déformé.

En outre, un effet d’une ou de plusieurs charges imposées à la gaine de ciment 65 autour du tubage 60 lors d’une fracturation hydraulique peut être calculé. Les charges peuvent aboutir à des charges de traction (par exemple, des fissures radiales), à un endommagement par cisaillement du ciment, à un décollage interne ou externe et/ou à une déformation plastique dans le tubage 60. Le fait de déterminer si le puits de forage 12 est susceptible d’induire une déformation du tubage peut comprendre en outre l’utilisation de la contrainte calculée imposée au tubage 60 et de l’effet des charges combinées imposées à la gaine de ciment 65. Sur la base de l’effet des charges combinées imposées à la gaine de ciment, une perte d’intégrité de la gaine de ciment en raison d’une rupture par traction, radiale, par cisaillement et/ou par décollement lors d’une fracturation hydraulique peut être déterminée. Cette détermination de la perte d’intégrité de la gaine de ciment peut être réalisée en utilisant un logiciel de simulation numérique 3-D.

Il peut être déterminé, sur la base de l’activité microsismique enregistrée, si une zone géologique dans la formation à moins d’une seconde distance seuil Y2 du puits de forage 12 est sujette à une relaxation de formation. La seconde distance seuil peut être supérieure ou égale à la première distance seuil Yi. En réponse à une détermination que le degré seuil d’activité microsismique ne se produit pas à moins de la première distance seuil du puits de forage 12, il est déterminé que la zone géologique à moins de la seconde distance seuil du puits de forage 12 n’est pas susceptible d’induire la déformation d’un tubage après une fracturation hydraulique.

Au contraire, en réponse à une détermination que le degré seuil d’activité microsismique se produit à moins de la première distance seuil du puits de forage 12, il est déterminé que la zone géologique à moins de la seconde distance seuil du puits de forage 12 est susceptible d’induire la déformation d’un tubage après une fracturation hydraulique. Sur la base d’une détermination que la formation géologique à moins de la seconde distance seuil du puits de forage 12 est sujette à une relaxation de formation, la probabilité de déformation d’un tubage dans un second puits de forage à forer à moins de la seconde distance seuil du puits de forage 12 peut être réduite en modifiant le plan de forage pour le second puits de forage.la modification du plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la seconde distance seuil.

Dans certains modes de réalisation, la déformation d’un tubage peut être atténuée par la détermination qu’une zone géologique dans une formation à moins d’une distance seuil du puits de forage tubé 12 est sujette à une relaxation de formation et par la modification d’un plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage. Plusieurs plans de forage alternatif peuvent être mis en œuvre pour atténuer la déformation d’un tubage. Dans un exemple, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en changeant la direction planifiée du second puits de forage à forer.. Dans cet exemple, il peut être déterminé que la direction planifiée du second puits de forage à forer présente une probabilité plus élevée de relaxation de formation qu’une seconde direction. En changeant la direction du second puits de forage, la probabilité de déformation du tubage peut être réduite. Il sera compris que dans un ou plusieurs modes de réalisation, dans la mesure où une seconde distance seuil est déterminée sur la base de la première distance seuil, le second puits de forage peut être foré de manière à être en dehors de la seconde distance seuil ou plus éloigné du premier puits de forage que la seconde distance seuil.

Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en changeant la forme du second puits de forage à forer. Dans cet exemple, il peut être déterminé que la forme planifiée du second puits de forage à forer présente une probabilité plus élevée de relaxation de formation qu’une seconde forme. En changeant la forme du second puits de forage, la probabilité de déformation du tubage peut être réduite.

Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en changeant les dimensions du second puits de forage à forer. Dans cet exemple, il peut être déterminé que les dimensions planifiées du second puits de forage à forer présente une probabilité plus élevée de relaxation de formation que les secondes dimensions. Les dimensions du puits de forage peuvent être modifiées, par exemple en changeant la profondeur du puits de forage ou le diamètre du puits de forage.

Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en changeant la taille du tubage à utiliser dans le second puits de forage à forer. Dans cet exemple, il peut être déterminé que la taille du tubage planifiée du second puits de forage à forer présente une probabilité plus élevée de relaxation de formation qu’une seconde taille de tubage. La taille du tubage planifiée peut être plus petite ou plus grande que la taille de tubage finale du second puits de forage à forer.

Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en changeant une caractéristique du ciment planifiée utilisée en association avec le second puits de forage à forer. Dans certains modes de réalisation, il peut être déterminé que la caractéristique du ciment planifiée du second puits de forage à forer présente une plus petite élasticité pour atténuer une charge ponctuelle sur le second tubage du puits de forage qu’une seconde caractéristique de ciment. Dans certains modes de réalisation, il peut être déterminé que la caractéristique du ciment planifiée du second puits de forage à forer présente une plus petite résistance à la traction qu’une seconde caractéristique de ciment. La seconde caractéristique du ciment peut être, par exemple, à base de latex ou à base de mousse.

Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en déviant les contraintes directes sur un second tubage de puits de forage. Par exemple, le plan de forage d’origine peut comprendre le forage d’une première ouverture pour un second puits de forage des un ou plusieurs puits de forage. La déviation des contraintes directes sur le second tubage de puits de forage comprend le forage d’une seconde ouverture ayant un diamètre plus grand ou plus petit que la première ouverture pour le second puits de forage. En outre, la déviation des contraintes directes peut comprendre l’utilisation de sous-alésoirs et la cimentation du puits pour ainsi augmenter un espace entre le second puits de forage et le second tubage de puits de forage.

Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en fournissant une zone d’absorption d’énergie entre la formation et le second tubage de puits de forage. Une zone d’absorption d’énergie absorbe un impact et facilite la distribution de la force d’un impact à partir d’un point ou d’une zone d’impact vers d’autres parties du second tubage de puits de forage.

Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en utilisant des garnitures d’étanchéité dilatables dans un second puits de forage des un ou plusieurs puits de forage pour minimiser l’effet de relaxation de la formation dans le second puits de forage. Les garnitures d’étanchéité dilatables peuvent gonfler lors d’un contact avec des fluides de puits de forage. Dans certains modes de réalisation, le plan de forage pour le second puits de forage peut être modifié en utilisant des joints de compaction de tubage qui se contractent pour absorber le déplacement d’une formation dans un second puits de forage.

La figure 3 est un schéma de principe d’un exemple de système informatique 300 dans lequel des modes de réalisation peuvent être mis en œuvre. Le système informatique 300 peut comprendre d’une manière générale le système de traitement et de contrôle 121 de la figure

1. A cet égard, le système informatique 300 peut être relié à un système de forage et de production 10 d’un puits de forage. Le système 300 peut être une station de travail, un ordinateur portable, un ordinateur serveur, un téléphone intelligent et/ou équivalents, ou n’importe quel autre type de dispositif électronique. Un tel dispositif électronique comprend divers types de supports lisibles par ordinateur et d’interfaces pour divers autres types de supports lisibles par ordinateur. Comme on peut le voir sur la figure 3, le système 300 comprend un dispositif de stockage permanent 302, une mémoire système 304, une interface de dispositif de sortie 306, un bus de communication système 308, une mémoire morte (ROM) 310, une ou plusieurs unités de traitement 312, une interface de dispositif d’entrée 314, et une interface de réseau 316.

Le bus 308 représente collectivement tous les bus systèmes, périphériques et de jeu de puces qui connectent en communication les nombres dispositifs internes du système 300. Par exemple, le bus 308 connecte en communication la ou les unités de traitement 312 avec la ROM 310, la mémoire système 304 et le dispositif de stockage permanent 302.

A partir de ces diverses unités de mémoire, la ou les unités de traitement 312 récupèrent des instructions à exécuter et des données à traiter afin d’exécuter les procédés de la présente divulgation. La ou les unités de traitement peuvent être un unique processeur ou un processeur multi-cœur dans différentes implémentations.

La ROM 310 stocke des données et des instructions qui ne sont nécessaires pour la ou les unités de traitement 312 et d’autres modules du système 300. Par ailleurs, le dispositif de stockage permanent 302 est un dispositif de mémoire à lecture et écriture. Ce dispositif est une unité de mémoire non volatile qui stocke des instructions et des données même quand le système 300 est hors tension. Certaines implémentations de la présente divulgation utilisent un dispositif de stockage de masse (comme un disque magnétique ou optique et son lecteur de disque correspondant) comme dispositif de stockage permanent 302.

D’autres implémentations utilisent un dispositif de stockage amovible (comme une disquette, un disque à mémoire flash et son lecteur de disque correspondant) comme dispositif de stockage permanent 302. Tout comme le dispositif de stockage permanent 302, la mémoire système 304 est un dispositif de mémoire à lecture et écriture. Cependant, contrairement au dispositif de stockage 302, la mémoire système 304 est une mémoire volatile à lecture et écriture, comme une mémoire vive. La mémoire système 304 stocke certaines des instructions et des données dont le processeur a besoin au moment de l’exécution. Dans certaines implémentations, les procédés de la présente divulgation sont stockés dans la mémoire système 304, le dispositif de stockage permanent 302 et/ou la ROM 310.

Le bus 308 est également connecté à l’interface de dispositif de sortie 306 et à l’interface de dispositif d’entrée 314. L’interface de dispositif d’entrée 314 permet à l’utilisateur de communiquer des informations et d’envoyer des commandes au système 300. Les dispositifs d’entrée utilisés avec l’interface de dispositif d’entrée 314 comprennent, par exemple, un clavier alphanumérique, QWERTY ou T9, des microphones et des dispositifs de pointage (également appelés « dispositifs de commande de curseur »). Dans un exemple, un utilisateur peut modifier un plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer en utilisant l’interface de dispositif d’entrée 314.

L’interface de dispositif de sortie 306 permet, par exemple, l’affichage des images générées par le système 300. Les dispositifs de sortie utilisés avec l’interface de dispositif de sortie 306 comprennent, par exemple, des imprimantes et des dispositifs d’affichage, tels que des écrans à tube cathodique (CRT) ou à cristaux liquides (LCD). Certaines implémentations comprennent des dispositifs, tels qu’un écran tactile, jouant le rôle à la fois de dispositifs d’entrée et de sortie. Il sera compris que les modes de réalisation de la présente divulgation peuvent être mis en œuvre en utilisant un ordinateur comprenant l’un quelconque des divers types de dispositifs d’entrée et de sortie pour permettre une interaction avec un utilisateur. Une telle interaction peut comprendre une rétroaction vers ou à partir de l’utilisateur sous différentes formes de rétroaction sensorielle telles que, mais sans s’y limiter, une rétroaction visuelle, une rétroaction auditive ou une rétroaction tactile. En outre, une entrée provenant de l’utilisateur peut être reçue sous n’importe quelle forme telle que, mais sans s’y limiter, une entrée acoustique, vocale ou tactile. En outre, l’interaction avec l’utilisateur peut comprendre la transmission et la réception de différents types d’informations, par exemple sous la forme de documents, vers ou depuis l’utilisateur par l’intermédiaire des interfaces décrites ci-dessus.

De plus, comme on peut le voir sur la figure 3, le bus 308 couple également le système 300 à un réseau public ou privé (non représenté) ou à une combinaison de réseaux par l’intermédiaire d’une interface réseau 316. Un tel réseau peut comprendre, par exemple, un réseau local (« LAN »), comme un intranet, ou un réseau étendu (« WAN »), comme internet. Tout ou partie des composants du système 300 peut être utilisée conjointement avec la présente divulgation.

Ces fonctions décrites ci-dessus peuvent être implémentées dans un circuit électronique numérique, dans un logiciel informatique, un microprogramme ou un matériel. Les techniques peuvent être mises en œuvre en utilisant un ou plusieurs produits de programme informatique. Des processeurs et ordinateurs programmables peuvent être inclus dans des dispositifs mobiles ou conditionnés sous la forme de dispositifs mobiles. Les procédés et les flux logiques peuvent être exécutés par un ou plusieurs processeurs programmables et par un ou plusieurs circuits logiques programmables. Des dispositifs informatiques et des dispositifs de stockage à application générale ou spécifique peuvent être interconnectés par l’intermédiaire de réseaux de communication.

Certaines implémentations comprennent des composants électroniques, comme des microprocesseurs, un stockage et une mémoire qui stockent des instructions de programme informatique sur un support lisible par une machine ou un ordinateur (désigné autrement par support de stockage lisible par ordinateur, support lisible par une machine, ou support de stockage lisible par une machine). Certains exemples de tels supports lisibles par ordinateur comprennent une RAM, une ROM, les disques compacts à lecture seule (CD-ROM), les disques compacts enregistrables (CD-R), les disques compacts réinscriptibles (CD-RW), les disques numériques polyvalents à lecture seule (par exemple, un DVD-ROM, un DVD-ROM double couche), divers DVD enregistrables/réinscriptibles (par exemple, un DVD-RAM, un DVD-RW, un DVD+RW, etc.), une mémoire flash (par exemple, les cartes SD, les mini-cartes SD, les micro-cartes SD, etc.), les disques durs magnétiques et/ou à l’état solide, les disques Blu-Ray® à lecture seule et enregistrables, les disques optiques à ultra-densité, n’importe quel autre support optique ou magnétique et les disquettes. Le support lisible par ordinateur peut stocker un programme informatique qui est exécutable par au moins une unité de traitement et qui comprend des ensembles d’instructions pour effectuer diverses opérations. Des exemples de programmes informatiques ou de codes informatiques comprennent un code machine, tel que produit par un compilateur, et des fichiers comprenant un code de niveau plus élevé qui sont exécutés par un ordinateur, un composant électronique, ou un microprocesseur utilisant un interprète.

Bien que la discussion ci-dessus fasse principalement référence à un microprocesseur ou à des processeurs multi-cœur qui exécutent un logiciel, certaines implémentations sont effectuées par un ou plusieurs circuits intégrés, comme des circuits intégrés à application spécifique (ASIC) ou des circuits intégrés prédiffusés programmables (FPGA). Dans certaines implémentations, de tels circuits intégrés exécutent des instructions qui sont stockées sur le circuit lui-même. En conséquence, les étapes du procédé 400 de la figure 4 et/ou du procédé 500 de la figure 5 décrits ci-dessous, peuvent être mises en œuvre en utilisant un système 300 ou n’importe quel système informatique ayant un circuit de traitement ou un produit de programme informatique comprenant des instructions stockées sur celui-ci qui, quand elles sont exécutées par au moins processeur, amènent le processeur à exécuter des fonctions en rapport avec ces procédés.

Tels qu’utilisés dans le présent mémoire et dans l’une quelconque des revendications de la présente demande, les termes « ordinateur », « serveur », « processeur » et «mémoire» font tous référence à des dispositifs électroniques ou à d’autres dispositifs technologiques. Ces termes excluent les personnes ou les groupes de personnes. Tels qu’utilisés dans le présent document, les termes « support lisible par ordinateur » et « supports lisibles par ordinateur » font généralement référence à des supports électroniques de stockage tangibles, physiques et non transitoires qui stockent des informations sous une forme qui peut être lue par un ordinateur.

Les modes de réalisation du sujet décrit dans le présent mémoire peuvent être implémentés dans un système informatique qui comprend un composant d’arrière-plan, par exemple un serveur de données, ou qui comprend un composant intergiciel, par exemple un serveur d’applications, ou qui comprend un composant frontal, par exemple un ordinateur client ayant une interface utilisateur graphique ou un navigateur Web grâce auquel un utilisateur peut interagir avec une implémentation du sujet décrit dans le présent mémoire, ou n’importe quelle combinaison d’un ou de plusieurs composants d’arrière-plan, intergiciels ou frontaux. Les composants du système peuvent être interconnectés par n’importe quelle forme ou n’importe quel support de communication de données numériques, par exemple un réseau de communication. Des exemples de réseaux de communication comprennent un réseau local (« LAN ») et un réseau étendu (« WAN »), un inter-réseaux (par exemple, Internet) et les réseaux pair-à-pair (par exemple, des réseaux pair-à-pair ad hoc).

Le système informatique peut comprendre des clients et des serveurs. Un client et un serveur sont généralement éloignés l’un de l’autre et interagissent traditionnellement par l’intermédiaire d’un réseau de communication. La relation entre le client et le serveur découle de programmes informatiques fonctionnant sur les ordinateurs respectifs et présentant une relation client-serveur l’un par rapport à l’autre. Dans certains modes de réalisation, un serveur transmet des données à un dispositif client (par exemple, afin d’afficher des données pour et recevoir une entrée utilisateur provenant d’un utilisateur interagissant avec le dispositif client). Les données générées par le dispositif client (par exemple, un résultat de l’interaction utilisateur) peuvent être reçues depuis le dispositif client sur le serveur.

La figure 4 est un schéma de procédé d’un exemple de procédé 400 d’identification de zones géologiques dans une formation qui sont susceptibles de déformer un tubage selon un ou plusieurs modes de réalisation. Le procédé 400 ne représente pas une limite et peut être utilisé dans d’autres applications. Comme on peut le voir sur la figure 4, le procédé 400 comprend les étapes 402, 404, 406 et 408. A des fins de discussion, le procédé 400 va être décrit en utilisant le système informatique 300 de la figure 3, tel que décrit ci-dessus. Cependant, il n’est pas prévu que le procédé 400 soit limité à celui-ci.

L’étape 402 du procédé 400 comprend la mise en œuvre d’activités améliorées de récupération d’hydrocarbure au sein d’un puits de forage. Bien que cela ne soit pas destiné à représenter une limite, dans un ou plusieurs modes de réalisation, les activités améliorées peuvent être réalisées sous pression élevée. Un tel type d’activité sous pression élevée est la fracturation hydraulique. Par conséquent, dans certains modes de réalisation, une fracturation hydraulique est réalisée le long d’une partie d’un puits de forage tubé. Généralement, comme on le comprendra, un fluide de traitement est pompé sous pression élevée dans le puits de forage vers les parties perforées du tubage, où le fluide à haute pression migre dans la formation. La fracturation hydraulique décrite dans le présent document n’est pas limitée à un type, un fluide, une pression, etc. particulier, mais comprend généralement n’importe quel type de fracturation hydraulique.

Dans l’étape 404, l’activité microsismique se produisant à moins d’une première distance seuil du puits de forage est enregistrée. Des capteurs sismiques peuvent être utilisés pour détecter les événements microsismiques quand ils se produisent autour du puits de forage. A cet égard, des capteurs sismiques peuvent être déployés dans le puits de forage lors de l’installation du tubage, de manière à être recouverts de la gaine de ciment se trouvant à l’extérieur du tubage. De plus, les capteurs sismiques peuvent être utilisés pour détecter une activité sismique avant une fracturation hydraulique afin d’établir une ligne de base d’activité microsismique, pendant une fracturation hydraulique, et après une fracturation hydraulique lors de la relaxation de la formation. Les données provenant des capteurs peuvent être transmises à une station de surveillance et de contrôle 121.

Dans l’étape 406, les contraintes sur le tubage du puits de forage à un ou plusieurs endroits sont établies. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les contraintes sur le tubage du puits de forage 60 peuvent être établies en prenant en compte les charges ponctuelles, en particulier pour les régimes compressifs, par exemple en effectuant une analyse classique de charge ou une modélisation par éléments finis tridimensionnels (3-D).

Dans l’étape 408, il est déterminé, sur la base de l’activité microsismique enregistrée et des contraintes sur le tubage, si une zone géologique dans la formation à moins d’une seconde distance seuil du puits de forage est sujette à une relaxation de formation ou à un glissement par cisaillement.

Il est entendu que des procédés supplémentaires peuvent être insérés avant, pendant ou après les étapes 402, 404, 406 et 408 mentionnées ci-dessus. Il est également entendu qu’une ou plusieurs des étapes du procédé 400 décrit dans le présent document peuvent être omises, combinées ou réalisées selon une séquence différente si besoin.

La figure 5 est un schéma de procédé d’un exemple de procédé 500 permettant d’atténuer la déformation d’un tubage selon un ou plusieurs modes de réalisation. Le procédé 500 ne représente pas une limite et peut être utilisé dans d’autres applications. Comme on peut le voir sur la figure 5, le procédé 500 comprend les étapes 502 et 504. A des fins de discussion, le procédé 500 va être décrit en utilisant le système informatique 300 de la figure 3, tel que décrit ci-dessus. Cependant, il n’est pas prévu que le procédé 500 soit limité à celui-ci.

L’étape 502 du procédé 500 comprend la détermination qu’une zone géologique dans une formation à moins d’une distance seuil d’un puits de forage tubé est sujette à une relaxation de formation ou à un glissement par cisaillement. La détermination qu’une zone géologique autour d’un puits de forage est sujet à une relaxation de formation peut être réalisée selon les étapes décrites ci-dessus par rapport aux procédés 400. Quelle que soit la situation, il sera compris d’après ce qui précède qu’une relaxation de formation ou qu’un glissement par cisaillement se produit dans des zones où une activité microsismique est fréquente, en entraînant la formation de contraintes ponctuelles sur le tubage d’un puits de forage pouvant aboutir à la déformation du tubage. De plus, bien qu’une activité microsismique autour d’un premier puits de forage puisse être fréquente, la détermination doit être réalisée pour connaître l’étendue de l’activité microsismique au sein de la formation et, en particulier, si l’activité microsismique est susceptible de se produire à une autre distance à partir du puits de forage, c’est-à-dire une distance seuil où il est prévu de forer un second puits de forage.

Dans l’étape 504, un plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage est modifié. Ceci peut comprendre, entre autres, le changement du trajet proposé du puits de forage à forer, le changement des dimensions du puits de forage, le changement du diamètre proposé du tubage, le changement de l’épaisseur proposée du tubage, le changement de la composition proposée du ciment, du diamètre de la gaine ou du plan de cimentation, ou d’autres changements comme indiqué ci-dessus. Il est entendu que des procédés supplémentaires peuvent être insérés avant, pendant ou après les étapes 502 et 504 mentionnées ci-dessus. Il est également entendu qu’une ou plusieurs des étapes du procédé 500 décrit dans le présent document peuvent être omises, combinées ou réalisées selon une séquence différente si besoin.

Les figures 6A à 6F sont des illustrations de fracturation hydraulique à différents stades. La figure 6A est une illustration d’un tubage 602, d’une gaine de ciment 604 et d’une formation simulée 606 au début d’une fracturation hydraulique. La pression à l’intérieur d’un tube 608 est élevée pour soumettre la formation à une fracturation hydraulique. Le profil de contrainte est un profil de poussée par nature avec Shmax>Shmin>Sv, Par conséquent on peut s’attendre à ce que les pressions nécessaires pour initier la fracturation soient supérieures à Sv. Le travail de fracturation peut entraîner la création d’une fracture principalement plane présentant une certaine complexité en raison de la lithologie. Au fur et à mesure de la croissance de la fracture, la formation dans la région stimulée est surchargée en raison de l’effet de la pression élevée. Ceci peut entraîner une diminution des contraintes effectives autour du puits de forage.

La figure 6B est une illustration d’un effet d’une pression élevée de fracturation à l’intérieur d’un tubage 602. La pression élevée de fracturation peut entraîner un effet de ballonnement de tubage 610 sur le tubage 602. A la fois le tubage 602 et la gaine de ciment 604 peuvent être soumis à un certain mouvement à cause de cette pression. La pression à l’intérieur du tubage 602 peut exercer des charges d’éclatement. Si la résistance à l’éclatement du tubage 602 est suffisamment élevée, alors une rupture peut ne pas se produire ce moment.

La figure 6C est une illustration d’une pression élevée de fracturation entraînant une rupture de la gaine de ciment. Dans l’exemple illustré sur la figure 6C, la pression élevée de fracturation peut entraîner le ballonnement du tubage 602 et générer une contrainte dans la gaine de ciment 604. Le ballonnement et la contrainte peuvent aboutir au développement de fissures radiales et circonférentielles 612 dans la gaine de ciment 604. La gaine de ciment 604 peut se dégrader et ne plus fournir aucune protection contre les charges externes appliquées sur le tubage 602. Les techniques de la présente divulgation peuvent être utilisées pour prévenir la déformation d’un tubage. La pression élevée sur le tubage 602 peut ne pas être le résultat d’une déformation, mais elle crée des dommages dans et/ou à proximité du puits de forage qui induiront la déformation.

La figure 6D est une illustration d’une pression élevée de fracturation entraînant une activation de faille. Dans l’exemple illustré sur la figure 6D, la région proche du puits de forage a une formation surchargée en raison du fluide perdu lors de la croissance des fractures. La diminution des contraintes effectives peut entraîner une activation de failles. Les failles qui sont soumises à des contraintes critiques ou qui sont proches de régions à contraintes critiques peuvent être les plus affectées, ce qui entraîne le développement d’une tendance au glissement du plan affaibli à proximité du puits de forage. L’affaiblissement du plan à proximité du puits de forage peut ne pas entraîner une déformation, mais peut aboutir à une déformation quand le pompage est arrêté.

La figure 6E est une illustration d’un tubage 602, d’une gaine de ciment 604 et d’une formation simulée 606 après l’arrêt du pompage. La figure 6F est une illustration d’une déformation de tubage. Quand le pompage est arrêté, le processus de déformation du tubage peut commencer. La région stimulée qui est surchargée peut commencer à se relâcher, et les plans de glissement formés à proximité du puits de forage peuvent aboutir à l’affaiblissement du puits de forage qui est susceptible de s’effondrer. La pression à l’intérieur du tubage 602 peut être hydrostatique à ce moment et ne plus fournir de tout de soutien pour empêcher l’effondrement. En outre, la gaine de ciment 604 peut se détériorer et ne plus fournir aucun support contre les charges externes. Quand la formation et les failles réactivées commencent à se relâcher, la charge est appliquée directement sur le tubage 602. Cette charge peut être une charge non uniforme sur une longueur du tubage 602. Cependant, le tubage n’est généralement pas conçu pour supporter de telles charges non uniformes et peut commencer à se déformer. La raison de la déformation d’un tubage peut être un événement post-fracturation hydraulique quand les pompes sont arrêtées. Ceci peut être en outre supporté par les événements microsismiques observés après l’arrêt des pompes.

Par conséquent, un système d’identification des zones géologiques dans une formation qui sont susceptibles de déformer un tubage a été décrit d’une manière générale. Le système comprend une mémoire qui stocke l’activité microsismique se produisant à moins d’une première distance seuil d’un puits de forage tubé ; et un ou plusieurs processeurs en communication avec la mémoire et servant à amener le système à enregistrer l’activité microsismique se produisant à moins de la première distance seuil du puits de forage après la mise en œuvre d’une fracturation hydraulique le long d’une partie du puits de forage ; établir les contraintes sur le tubage du puits de forage à un ou plusieurs endroits ; et déterminer, sur la base de l’activité microsismique enregistrée et des contraintes sur le tubage, si une zone géologique dans la formation à moins d’une seconde distance seuil du puits de forage est sujette à une relaxation de formation ou à un glissement par cisaillement. De même, un procédé d’identification des zones géologiques dans une formation qui sont susceptibles de déformer un tubage a été décrit. Le procédé comprend la mise en œuvre d’une fracturation hydraulique le long d’une partie d’un puits de forage tubé ; l’enregistrement de l’activité microsismique se produisant à moins de la première distance seuil du puits de forage ; l’établissement des contraintes sur le tubage du puits de forage à un ou plusieurs endroits ; etlefaitde déterminer, sur la base del’activité microsismique enregistrée et des contraintes sur le tubage, si une zone géologique dans la formation à moins d’une seconde distance seuil du puits de forage est sujette à une relaxation de formation ou à un glissement par cisaillement.

En outre, un système d’atténuation de la déformation d’un tubage a été décrit d’une manière générale. Le système comprend une mémoire qui stocke un ou plusieurs plans de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins d’une distance seuil d’un puits de forage ; et un ou plusieurs processeurs en communication avec la mémoire et servant à amener le système à forer un premier puits de forage dans une formation ; déterminer qu’une zone géologique dans la formation à moins de la distance seuil du premier puits de forage est sujette à une relaxation de formation ; et modifier un plan de forage pour un second puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage. De même, un procédé d’atténuation de la déformation d’un tubage a été décrit. Le procédé comprend la détermination qu’une zone géologique dans une formation à moins d’une distance seuil d’un puits de forage tubé est sujette à une relaxation de formation ; et la modification d’un plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage.

L’un quelconque des modes de réalisation précédents peut comprendre l’un quelconque des éléments suivants, seuls ou en combinaison les uns avec les autres :

L’établissement des conditions initiales de contrainte du tubage ; l’identification d’une résistance à la compression et d’une résistance à la traction du ciment disposé autour du tubage ; le fait de déterminer, sur la base des conditions initiales de contrainte et de la résistance à la compression et de la résistance à la traction du ciment, si le puits de forage est susceptible d’induire une déformation du tubage ; et en réponse à une détermination que le puits de forage n’est pas susceptible d’induire une déformation du tubage, le fait de déterminer si un degré seuil d’activité microsismique se produit à moins de la première distance seuil du puits de forage.

Le calcul d’une contrainte imposée au tubage lors d’une fracturation hydraulique, la contrainte calculée comprenant une charge thermique sur le tubage ; et le calcul d’un effet d’une ou de plusieurs charges imposées à une gaine de ciment autour du tubage lors d’une fracturation hydraulique, où le fait de déterminer si le puits de forage n’est pas susceptible d’induire une déformation du tubage comprend en outre l’utilisation de la contrainte calculée imposée au tubage et de l’effet des charges combinées imposées à la gaine de ciment.

La détermination, sur la base de l’effet des charges combinées imposées à la gaine de ciment, d’une perte d’intégrité de la gaine de ciment en raison d’une rupture par traction, radiale, par cisaillement ou par décollement lors d’une fracturation hydraulique.

En réponse à une détermination que le degré seuil d’activité microsismique se produit à moins de la première distance seuil du puits de forage, la détermination que la zone géologique à moins de la seconde distance seuil du puits de forage est susceptible d’induire la déformation d’un tubage après une fracturation hydraulique ; et en réponse à une détermination que le degré seuil d’activité microsismique ne se produit pas à moins de la première distance seuil du puits de forage, la détermination que la zone géologique à moins de la seconde distance seuil du puits de forage n’est pas susceptible d’induire la déformation d’un tubage après une fracturation hydraulique.

La réduction de la déformation d’un tubage d’un second puits de forage qui doit être construit dans la zone géologique de la formation.

L’enregistrement d’une magnitude et d’un emplacement de chaque événement microsismique au sein d’un ensemble d’événements microsismiques.

La distribution de l’ensemble d’événements microsismiques dans des catégories basées sur une chronologie.

L’établissement, sur la base de l’ensemble distribué d’événements microsismiques, des conditions de contrainte et géologiques qui changent à moins d’une distance seuil du puits de forage.

L’établissement des contraintes sur le tubage sur la base d’une charge ponctuelle par la mise en œuvre d’une analyse de charge.

L’établissement des contraintes sur le tubage sur la base d’une charge ponctuelle par la mise en œuvre d’un mode avancé sur un modèle d’éléments finis tridimensionnels (3D).

Le déploiement de capteurs microsismiques au sein de la formation, et l’utilisation des capteurs microsismiques pour surveiller l’activité microsismique au sein de la formation.

Sur la base d’une détermination que la formation géologique à moins de la seconde distance seuil du puits de forage est sujette à une relaxation de formation, la modification du plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la seconde distance seuil.

Sur la base d’une détermination que la formation géologique à moins de la seconde distance seuil du puits de forage est sujette à un glissement par cisaillement, la modification du plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la seconde distance seuil.

La modification du plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la seconde distance seuil par le changement de la direction planifiée d’un second puits de forage à forer, le changement de la forme d’un second puits de forage à forer, le changement des dimensions d’un second puits de forage à forer, le changement de la taille du tubage à utiliser dans le second puits de forage à forer, ou le changement d’une caractéristique du ciment utilisé en association avec le second puits de forage à forer.

Avant d’effectuer la fracturation hydraulique dans un premier puits de forage, le déploiement de capteurs microsismiques dans le premier puits de forage, où le second puits de forage à forer à moins de la seconde distance seuil.

La mesure d’un premier ensemble d’événements microsismiques avant d’effectuer la fracturation hydraulique ; et la mesure d’un second ensemble d’événements microsismiques après le début de la fracturation hydraulique.

N’importe quel mode de réalisation peut comprendre le forage d’un second puits de forage dans une formation adjacente au premier puits de forage ; et le déploiement de capteurs microsismiques dans le second puits de forage avant de soumettre le premier puits de forage à une fracturation hydraulique.

La détermination qu’une direction planifiée du second puits de forage à forer a une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation qu’une seconde direction, la modification du plan de forage comprenant le changement de la direction planifiée du second puits de forage pour la seconde direction.

La détermination qu’une forme planifiée du second puits de forage à forer a une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation qu’une seconde forme, la modification du plan de forage comprenant le changement de la forme du second puits de forage pour la seconde forme.

La détermination qu’un puits de forage ayant un premier ensemble planifié de dimensions a une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation qu’un second ensemble de dimensions, la modification du plan de forage comprenant le changement du premier ensemble planifié de dimensions du second puits de forage pour le second ensemble de dimensions.

La détermination qu’un puits de forage ayant un premier ensemble planifié de dimensions a une plus grande probabilité de subir un glissement par cisaillement qu’un second ensemble de dimensions, la modification du plan de forage comprenant le changement du premier ensemble planifié de dimensions du second puits de forage pour le second ensemble de dimensions.

La détermination qu’un second puits de forage ayant une première taille de tubage planifiée a une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation qu’une seconde taille de tubage, la modification du plan de forage comprenant le changement de la taille de tubage planifiée à utiliser dans le second puits de forage pour la seconde taille de tubage.

La détermination qu’un second puits de forage ayant une première taille de tubage planifiée a une plus grande probabilité de subir un glissement par cisaillement qu’une seconde taille de tubage, la modification du plan de forage comprenant le changement de la taille de tubage planifiée à utiliser dans le second puits de forage pour la seconde taille de tubage.

La modification d’une caractéristique planifiée du ciment pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage.

La détermination que la caractéristique planifiée du ciment du second puits de forage à forer a une plus petite élasticité pour atténuer une charge ponctuelle sur le tubage du second puits de forage qu’une seconde caractéristique du ciment, la modification de la caractéristique planifiée du ciment comprenant le changement de la caractéristique planifiée du ciment du second puits de forage pour la seconde caractéristique du ciment.

La seconde caractéristique du ciment étant à base de latex.

La seconde caractéristique du ciment étant à base de mousse.

La détermination que la caractéristique planifiée du ciment du second puits de forage à forer a moins de résistance à la traction qu’une seconde caractéristique du ciment, la modification de la caractéristique planifiée du ciment comprenant le changement de la caractéristique planifiée du ciment du second puits de forage pour la seconde caractéristique du ciment.

La détermination que la zone géologique est sujette à une relaxation de formation en déterminant, sur la base d’une activité microsismique enregistrée à moins de la première distance seuil du puits de forage et des contraintes sur le tubage du puits de forage, que la zone géologique est sujette à une relaxation de formation.

La détermination que la zone géologique est sujette à un glissement par cisaillement en déterminant, sur la base d’une activité microsismique enregistrée à moins de la première distance seuil du puits de forage et des contraintes sur le tubage du puits de forage, que la zone géologique est sujette à une relaxation de formation.

La modification du plan de forage en déviant les contraintes directes sur un second tubage de puits de forage.

Un plan de forage qui comprend le forage d’une première ouverture pour un second puits de forage des un ou plusieurs puits de forage, la déviation des contraintes directes sur le second tubage de puits de forage comprenant le forage d’une seconde ouverture ayant un plus grand diamètre que la première ouverture pour le second puits de forage.

La déviation des contraintes directes en utilisant des sous-alésoirs et la cimentation du puits pour ainsi augmenter un espace entre le second puits de forage et le second tubage de puits de forage.

La modification du plan de forage en fournissant une zone d’absorption 25 d’énergie entre la formation et le second tubage de puits de forage.

La modification du plan de forage en utilisant des garnitures d’étanchéité dilatables dans un second puits de forage des un ou plusieurs puits de forage pour minimiser l’effet de relaxation de la formation dans le second puits de forage.

La modification du plan de forage en utilisant des joints de compaction de tubage qui se contractent pour absorber le déplacement de la formation dans un second puits de forage des un ou plusieurs puits de forage.

Il est entendu que n’importe quel ordre ou hiérarchie spécifique d’étapes dans 5 les procédés divulgués est une illustration d’exemples d’approches. Sur la base des préférences de conception, il est entendu que l’ordre ou la hiérarchie spécifique des étapes dans les procédés peut être réarrangé, ou que toutes les étapes illustrées peuvent être mises en œuvre. Certaines étapes peuvent être réalisées simultanément. Par exemple, dans certaines circonstances, un traitement multitâche et parallèle peut être avantageux. De plus, il doit être compris que la séparation des divers composants des systèmes dans les modes de réalisation décrits ci-dessus n’est pas nécessaire dans tous les modes de réalisation, et il doit être compris que les composants de programme et les systèmes décrits peuvent généralement être intégrés ensemble dans un unique produit logiciel ou conditionnés dans de multiples produits logiciels.

Claims

Revendications

1. Procédé d’atténuation de la déformation d’un tubage, comprenant :

le fait de déterminer si une zone géologique dans une formation à moins d’une distance seuil d’un premier puits de forage est sujette à une relaxation de formation ; et la modification d’un plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage.
2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :

le fait de déterminer si une direction planifiée d’un second puits de forage à forer a une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation qu’une seconde direction, dans lequel la modification du plan de forage comprend le changement de la direction planifiée du second puits de forage pour la seconde direction.
3. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :

le fait de déterminer si une forme planifiée d’un second puits de forage à forer a une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation qu’une seconde forme, dans lequel la modification du plan de forage comprend le changement de la forme du second puits de forage pour la seconde forme.
4. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :

le fait de déterminer si les dimensions planifiées d’un second puits de forage à forer ont une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation que des secondes dimensions, dans lequel la modification du plan de forage comprend le changement des dimensions planifiées du second puits de forage pour les secondes dimensions.
5. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :

le fait de déterminer si une taille de tubage planifiée d’un second puits de forage à forer a une plus grande probabilité de subir une relaxation de formation qu’une seconde taille de tubage, dans lequel la modification du plan de forage comprend le changement de la taille de tubage planifiée à utiliser dans le second puits de forage pour la seconde taille de tubage.
6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la modification comprend : la modification d’une caractéristique planifiée du ciment pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du premier puits de forage.
7. Procédé selon la revendication 6, comprenant en outre : le fait de déterminer si la caractéristique planifiée du ciment d’un second puits de forage à forer a une plus petite élasticité pour atténuer une charge ponctuelle sur le tubage du second puits de forage qu’une seconde caractéristique du ciment, dans lequel la modification de la caractéristique planifiée du ciment comprend le changement de la caractéristique planifiée du ciment du second puits de forage pour la seconde caractéristique du ciment.
8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel la seconde caractéristique du ciment est à base de latex ou à base de mousse.
9. Procédé selon la revendication 6, comprenant en outre : le fait de déterminer si la caractéristique planifiée du ciment du second puits de forage à forer a moins de résistance à la traction qu’une seconde caractéristique du ciment, dans lequel la modification de la caractéristique planifiée du ciment comprend le changement de la caractéristique planifiée du ciment du second puits de forage pour la seconde caractéristique du ciment.
10. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le fait de déterminer que la zone géologique est sujette à une relaxation de formation est basé sur une activité microsismique enregistrée à moins de la distance seuil du premier puits de forage et des contraintes sur un tubage du premier puits de forage.
11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la modification du plan de forage comprend la déviation des contraintes directes sur un tubage d’un second puits de forage des un ou plusieurs puits de forage.
12. Procédé selon la revendication 11, dans lequel le plan de forage comprend le forage d’une première ouverture pour le second puits de forage, et dans lequel la déviation des contraintes directes sur le tubage du second puits de forage comprend le forage d’une seconde ouverture en utilisant des sous-alésoirs et la cimentation du second puits de forage pour ainsi augmenter un espace entre le second puits de forage et le tubage du second puits de forage, la seconde ouverture ayant un diamètre plus grand que la première ouverture pour le second puits de forage.
13. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la modification du plan de

5 forage comprend la fourniture d’une zone d’absorption d’énergie entre la formation et un second tubage de puits de forage.
14. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la modification du plan de forage comprend l’utilisation, dans un second puits de forage des un ou plusieurs puits de forage,

10 d’au moins l’un parmi des garnitures d’étanchéité dilatables pour minimiser l’effet de relaxation d’une formation dans le second puits de forage ou des joints de compaction de tubage pour absorber le déplacement d’une formation dans le second puits de forage.
15. Système d’atténuation de la déformation d’un tubage, comprenant :

15 une mémoire qui stocke un ou plusieurs plans de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins d’une distance seuil d’un puits de forage ; et un ou plusieurs processeurs en communication avec la mémoire et servant à amener le système à :

déterminer qu’une zone géologique dans une formation à moins de la distance
20 seuil du puits de forage tubé est sujette à une relaxation de formation ; et modifier un plan de forage pour un ou plusieurs puits de forage à forer à moins de la distance seuil du puits de forage

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