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    LES FLUIDES DE FORAGE

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    Les fluides de forage

    Sommaire

    1. RLEDUFLUIDEDEFORAGE........................................................................................................5

    1.1. Nettoyage du puits......................................................................................................................5

    1.2. Maintien des dblais en suspension............................................................................................5

    1.3. Sdimentation des dblais fins en surface..................................................................................6

    1.4. Refroidissement et lubrification de loutil et du train de sonde.................................................6

    1.5. !r"ention du ca"age et des resserrements des parois du puits................................................6

    1.6. #p$t dun ca%e impermable....................................................................................................6

    1.&. !r"ention des "enues deau' de ga(' ou d)uile........................................................................6

    1.*. +ugmentation de la "itesse da"ancement..................................................................................&

    1.,. -ntranement doutils /turbine' M0#' etc................................................................................&

    1.1. #iminution du poids apparent du matriel de sondage.............................................................&

    1.11. +pport de renseignements sur le sondage....................................................................... ......... ..&

    1.12. ontamination des formations productrices..............................................................................&

    1.13. orrosion et usure du matriel........................................................................................ ......... ..*

    1.14. oicit et scurit.......................................................................................................... ......... ...*

    2. PRINCIPAUXPRODUITSPOURLESFLUIDESDEFORAGE.................................................................8

    2.1. ollodes argileu.......................................................................................................................*

    2.2. ollodes organi7ues..................................................................................................................,

    2.3. 8es fluidifiants et dfloculants..................................................................................................1

    2.4. 8es additifs minrau................................................................................................................11

    2.5. 8es produits organi7ues spciau.......................................................................................... ...132.6. 8es alourdissants..................................................................................................................... ..15

    2.&. 8es colmatants...........................................................................................................................16

    3. FABRICATIONETTRAITEMENT....................................................................................................18

    3.1. 9ualit de leau de fabrication.................................................................................................1*

    3.2. :rdre de fabrication..................................................................................................................1,

    3.3. raitement du circuit.................................................................................................................2

    4. BOUESBASED'EAUDOUCE.......................................................................................................21

    4.1. ;oue de forage naturelle...........................................................................................................21

    4.2. ;oue bentoniti7ue.....................................................................................................................22

    4.3. ;oue au gypse...........................................................................................................................25

    4.4.

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    Les fluides de forage

    *.2. :rdre de fabrication..................................................................................................................5&

    *.3. raitement du circuit.................................................................................................................5&

    9. CONTAMINATIONS.......................................................................................................................58

    ,.1. +n)ydrite ? @ypse /a S4.......................................................................................................5,

    ,.2. Sel /Na l.................................................................................................................................5,

    ,.3. iment.......................................................................................................................................5,

    ,.4. @a( carboni7ue /:2...............................................................................................................6

    ,.5. Aydrog>ne sulfur /A2S...........................................................................................................6

    ,.6. -au............................................................................................................................................6

    ,.&. Auile........................................................................................................................................ ..61

    10. CONVERSIONSETCHANGEMENTSDEBOUE.............................................................................61

    1.1. on"ersion................................................................................................................... ......... ....61

    1.2. )angements......................................................................................................................... ....61

    11. BARYTAGE................................................ .............. ............... .............. .............. .............. ....... 62

    12. BOUCHONSDECOLMATANTS-PERTES......................................................................................64

    12.1. 8es pertes de circulation...........................................................................................................64

    12.2. !ertes partielles.......................................................................................................... ......... .....64

    12.3. !ertes totales............................................................................................................................ .66

    12.4. 8es ;.#.:. /;entonite?#iesel?oil..............................................................................................6*

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    Les fluides de forage

    Les fluides de forage doivent avoir des proprits telles qu'ils facilitent, acclrent le

    forage, favorisent ou tout au moins ne rduisent pas d'une manire sensible et permanenteles possibilits de production des sondages.

    1.1. Rle du fluide de forage

    Les boues de forage doivent avoir des proprits leur permettant d'optimiser les fonctionssuivantes :

    Nettoyage du puits,

    Maintien des dblais en suspension,

    Sdimentation des dblais fins en surface,

    Prvention du cavage et des resserrements des parois du puits,

    Dpt d'un cake impermable,

    Prvention des venues d'eau, de gaz, ou d'huile,

    Entranement de l'outil,

    Apport de renseignements sur le sondage,

    Augmentation de la vitesse d'avancement,

    Refroidissement et lubrification de l'outil et du train de sonde,

    Contamination des formations productrices,

    Corrosion et usure du matriel,

    Toxicitet scurit,

    Diminution du poids apparent du matriel de sondage.

    1.1.1. Nettoyage du puits

    La boue doit dbarrasser le puits des particules de formation fores qui se prsentent sousforme de dbris de roche appels cuttings ou dblais .

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    Les fluides de forage

    1.1.2. Maintien des dblais en suspension

    Le fluide de forage doit non seulement dbarrasser le puits des dblais de forage durant lespriodes de circulation, mais il doit galement les maintenir en suspension pendant lesarrts de circulation.

    1.1.3. Sdimentation des dblais fins en surface

    Alors que la boue doit permettre le maintien en suspension des dblais dans le puits durantles arrts de circulation, ce mme fluide doit laisser sdimenter les dblais fins en surface,afin de les liminer. Bien qu'apparemment ces deux aptitudes semblent contradictoires,elles ne sont pas incompatibles.

    1.1.4. Refroidissement et lubrification de l'outil et du train de sonde

    Du fait de son passage en surface, la boue en circulation se trouve une tempratureinfrieure celle des formations ce qui lui permet de rduire efficacement l'chauffementde la garniture de forage et de l'outil. Cet chauffement est dla transformation d'unepartie de l'nergie mcanique en nergie calorifique.

    1.1.5. Prvention du cavage et des resserrements des parois du puits

    La boue doit possder des caractristiques physiques et chimiques telles, que le trouconserve un diamtre voisin du diamtre nominal de l'outil.

    Le cavage est causpar des boulements, par la dissolution du sel, par la dispersion desargiles, par une rosion due la circulation de la boue au droit des formations fragiles, etc.

    Les resserrements ont souvent pour cause une insuffisance de la pression hydrostatique de

    la colonne de boue qui ne peut quilibrer la pression des roches.

    1.1.6. Dpt d'un cake impermable

    La filtration dans les formations permables d'une partie de la phase liquide de la bouecre un film sur les parois du sondage, ce film est appelcake.

    Le dpt du cake permet de consolider et de rduire la permabilitdes parois du puits.

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    1.1.7. Prvention des venues d'eau, de gaz, ou d'huile

    Afin d'viter le dbit dans le puits des fluides contenus dans les rservoirs rencontrs encours de forage, la boue doit exercer une pression hydrostatique suffisante pour quilibrerles pressions de gisement.

    La pression hydrostatique souhaite est maintenue en ajustant la densitentre des valeursmaximum et minimum.

    1.1.8. Augmentation de la vitesse d'avancement

    Au mme titre que le poids sur l'outil, la vitesse de rotation et le dbit du fluide, le choixdu type et les caractristiques de la boue conditionnent les vitesses d'avancement

    instantanes, la dure de vie des outils, le temps de manoeuvre, en un mot, lesperformances du forage.

    Un filtrat levaugmente la vitesse d'avancement. Les trs faibles viscosits sont aussi unfacteur favorable la pntration des outils.

    1.1.9. Entranement d'outils (turbine, MWD, etc.)

    Dans le cas du turboforage la boue entrane la turbine en rotation. Cette fonction,

    l'amenant passer travers une srie d'vents et mettre en mouvement des aubages,implique certaines caractristiques et rend impossible ou trs dlicat l'utilisation decertains produits (colmatants).

    1.1.10. Diminution du poids apparent du matriel de sondage

    Bien que ce soit beaucoup plus une consquence qu'une fonction, la prsence d'un fluided'une certaine densitdans le puits permet de diminuer le poids apparent du matriel desondage, garniture de forage et tubages, ceci permet de rduire la puissance exige au

    levage.

    1.1.11. Apport de renseignements sur le sondage

    La boue permet d'obtenir des renseignements permanents sur l'volution des formations etfluides rencontrs. Ces renseignements sont obtenus :

    Par les dblais remonts avec la circulation du fluide,

    Lvolution des caractristiques physiques et/ou chimiques de la boue,

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    Les fluides de forage

    La dtection de gaz ou autres fluides mlangs la boue.

    1.1.12. Contamination des formations productrices

    La prsence d'un fluide au droit de formations poreuses et permables peut exercer unepression hydrostatique suprieure la pression de gisement. Cela peut nuire la futuremise en production de cette zone.

    1.1.13. Corrosion et usure du matriel

    Le fluide peut acclrer l'usure du matriel de sondage, par une action mcanique, si ellecontient des matriaux abrasifs.

    Elle peut aussi tre corrosive par une action lectrolytique (prsence d'ions) due undsquilibre chimique.

    1.1.14. Toxicitet scurit

    La boue de forage ne devra pas prsenter de danger pour la santdu personnel. Elle nedevra pas non plus crer de risques d'incendie, tout particulirement dans le casd'utilisation de boues base d'huile.

    1.2. Principaux produits pour les fluides de forage

    Rle et utilisation

    Un trs grand nombre de produits sont employs dans les fluides de forage. Certains ont unrle particulier, d'autres ont un rle multiple.

    Les principaux produits employs dans les boues vont tre examins.

    1.2.1. Collodes argileux

    1.2.1.1. Les bentonites

    Les bentonites sont des argiles sodiques du type montmorillonite qui prsentent lapropritde se disperser dans l'eau douce en absorbant de grandes quantits d'eau.

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    Les bentonites sont employes pour augmenter la viscositet les gels des boues douces etdiminuer leur filtrat. En milieu sal (plus de 35 g/l de Na Cl), les bentonites sontinefficaces et ne servent alors que de support collodal.

    Prsentation : les bentonites sont livres en sacs papier poids net : 25 ou 50 kg, Big Bag de1 t ou en vrac directement dans des silos.

    1.2.1.2. Les attapulgites

    Les attapulgites sont des argiles du type Spiolite qui prsentent la propritde gonfler etde rester en suspension en milieu sal. Cette proprit est employe pour augmenter laviscosit et les gels des boues sales (> 35 g/l de Na Cl). Cependant, ces argiles neprsentent aucune capacitrduire le filtrat.

    Prsentation : les attapulgites sont livres en sacs papier poids net 50 kg, plus rarement enBig Bag de 1 t ou en vrac.

    Bentonites et attapulgites se passent au mixer la cadence de 1 sac de 50 kg en 5 minutes.

    1.2.2. Collodes organiques

    1.2.2.1. L'amidon

    Les amidons pour boues de forage sont extraits des pommes de terre, du riz, du mas, dublet traits spcialement pour gonfler rapidement mme dans l'eau froide et non alcaline.

    L'amidon est ajoutdans les boues douces ou sales pour rduire le filtrat. Son emploiexige cependant que l'une de ces trois conditions soit satisfaites :

    pH > 12,

    prsence anti-ferment,

    salinitsuprieure 200/250 g/l.

    Un bon amidon doit rduire le filtrat sans trop augmenter la viscositde la boue et il doitrsister une temprature de 150 C.

    Prsentation : les amidons sont livrs en sacs papier multi-plis dont 1 traitpour rsister l'humidit. Poids net 25 kg. L'amidon se passe au mixer, le sac de 25 kg en 10 15 mn.

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    Les fluides de forage

    1.2.2.2. C.M.C. et P.A.C

    La C.M.C., abrviation de carboxymthylcellulose, est un collode organiqueinfermentescible longue chane.

    Les C.M.C. sont classes en deux catgories, fonction de la viscositqu'elles confrent aufluide :

    basse viscosit(L.V.),

    haute viscosit(H.V. ou Regular).

    Elles sont qualifies de technique ou purifie suivant la concentration en produit actif(C.M.C. T ou P).

    Gnralement, les C.M.C. techniques sont employes pour rduire le filtrat des bouesrunissant les deux conditions suivantes : salinit infrieure 30/35 g/l et uneconcentration en calcium infrieure 500 mg/l.

    Pour des concentrations suprieures, on prfre employer les C.M.C. purifies qui,bien que plus chres, possdent un rendement nettement meilleur.

    Les C.M.C. haute viscositsont employes pour augmenter la viscositautrement que paraddition d'argile.

    Le rendement d'une C.M.C. diminue lorsque la salinitaugmente et on lui prfre l'amidonpour contrler le filtrat des boues sales satures.

    Cependant, les C.M.C. possdent encore un bon rendement en milieu sal satur sousrserve de maintenir la concentration en calcium au-dessous de 400/500 mg/l. Dans ce casl, la boue possdera des viscosits plus basses qu'avec l'amidon.

    Tout comme l'amidon, les C.M.C. se dgradent lorsque la temprature atteint 150 C,certaines peuvent rsister jusqu'180 C.

    L'usage et l'utilisation de P.A.C. drivPoly Anioniques de la Cellulose est identique celle des C.M.C. Les P.A.C. prsentent l'avantage sur les C.M.C. d'amener une inhibitionplus importante des argiles fores. Nous trouverons des P.A.C. basse et haute viscosit.

    Prsentation : sacs papier multi-plis. Poids net 25 kg.

    La C.M.C et les P.A.C. se passent au mixer, un sac tous les quart d'heure (si vous passez

    un sac plus rapidement, il y aura apparition de grumeaux, et le produit ne sera pas

    efficace).

    Les C.M.C. ne doivent pas tre utilises dans les zones acidifiables.

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    !"

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    1.2.3. Les fluidifiants et dfloculants

    1.2.3.1. Les lignosulfonates

    Les lignosulfonates sont extraits de la pte papier de conifres par traitement de la pulpel'aide d'un acide sulfitique de mtal lourd.

    Les lignosulfonates de ferrochrome fonctionnent pratiquement, dans toutes les boues base d'eau. Ces produits possdent la particularitde se comporter, comme un fluidifiantentre 2 et 8 g/l de concentration, et comme un inhibiteur de gonflement et de dispersion

    des argiles des doses plus leves.

    Une boue traite l'aide de lignosulfonates rsiste de hautes concentrations en calcium eten Na Cl et des tempratures de 190 C.

    Il est cependant ncessaire de travailler avec des valeurs de pH suprieures 9, sinon unmicro bullage de masse trs persistant se manifeste. Lorsque le pH atteint ou dpasse 9, lemicro bullage disparat pour faire place un bullage de surface que l'on limine paraddition d'anti-mousse.

    Pour des raisons environnementales, il est actuellement interdit d'utiliser des

    lignosulfonates contenant des mtaux lourds. Les lignosulfonates de ferrochrome sontprogressivement remplacs par des lignosulfonates sans chrome (C.F. chrome free).

    Prsentation : sac papier, poids net 25 ou 50 kg (le produit est de couleur marron fonc).

    1.2.4. Les additifs minraux

    1.2.4.1. La soude caustique (Na OH)

    La soude est employe pour :

    accrotre le rendement des argiles : 1 2 kg par mtre cube de boue, 3 4 kg/m

    3

    pour les boues l'eau de mer,

    augmenter le pH et accrotre le rendement des produits organiques (fluidifiants etrducteurs du filtrat).

    Prsentation : paillettes blanches livres gnralement en fts mtalliques ou sacpolythylne - Poids net 25 ou 50 kg.

    La soude s'ajoute rarement au mixer (danger de projection) et le plus souvent par le ft detraitement chimique en solution aqueuse associe aux drivs ligneux ventuels.

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    !!

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    Les fluides de forage

    1.2.4.2. Le carbonate de soude (Na2C03)

    Le carbonate de soude est employpour :

    accrotre le rendement des argiles : 1 2 kg par mtre cube de boue, prcipiter le calcium.

    Prsentation : poudre blanche livre en sacs. Poids net 25 50 kg.

    Le carbonate de soude se passe au mixer ou directement dans la boue (goulotte ou bassin)

    s'il n'est pas possible de faire autrement.

    1.2.4.3. Le bicarbonate de soude (Na HC03)

    Le bicarbonate de soude est employlors des reforages ciment pour prcipiter la chauxlibre par le ciment (il faut approximativement ajouter 500 kg de bicarbonate de soude la boue pour traiter 1 m3de ciment reforer).

    Prsentation : poudre blanche livre en sacs. Poids net 25 50 kg. Le bicarbonate s'utilisecomme le carbonate de soude.

    1.2.4.4. Le gypse (Ca S04, 2 H20)

    Le gypse est employpour :

    Fabriquer les boues au gypse (utiliss lors du forage de gypse ou d'anhydrite). Lasolubilitdu gypse est de 2,14 g/l en eau douce la temprature de 20 C. Les ionscalcium apports par le gypse empchent le gonflement des argiles fores, ce quipermet de travailler avec des viscosits plus faibles.

    Traiter les contaminations base de carbonate.

    Prsentation : poudre blanche livre en sacs papier multi-plis. Poids net 50 kg.

    Le gypse se passe au mixer.

    1.2.4.5. La chaux teinte (Ca (OH)2)

    La chaux teinte est employe pour :

    augmenter la viscosit d'une suspension d'argile pralablement hydrate dans del'eau (ceci entrane une augmentation de filtrat) ;

    fluidifier certains types de boues sales satures (Na Cl).

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    Les fluides de forage

    Prsentation : poudre blanche livre en sacs papier multi-plis. Poids net 50 kg.

    La chaux se passe au mixer ou mieux en solution aqueuse par le ft de traitementchimique. Cadence de traitement : 50 100 kg l'heure.

    1.2.4.6. Le sel (NaCl)

    Le chlorure de sodium est employpour fabriquer des boues sales satures, lorsque l'ondoit forer dans des zones salifres (massives ou intercalations).

    Prsentation : sacs plastiques. Poids net 50 ou 65 kg ou Big Bag de 1 t.

    Le sel se passe au mixer ou en saumure par la colonne saturation (5 m3/h).

    1.2.4.7. Le chlorure de calcium (Ca Cl2)

    Le chlorure de calcium est employlorsque l'on dsire confectionner des boues contenantune concentration en calcium dans le filtrat plus leve que celle que peut fournir le gypse.Il est utilis, pour certaines boues mulsion inverse.

    Prsentation : cailles blanches livres en sac plastique. Poids net 50 kg.

    Ce produit fixe l'eau contenue dans l'air. Si le sac est dchir, le chlorure de calcium va setransformer en bloc de sel difficilement utilisable.

    1.2.5. Les produits organiques spciaux

    1.2.5.1. Les anti-ferments

    Ces produits sont utiliss pour empcher ou stopper la fermentation des collodesorganiques (amidons, gommes, etc.) en milieu aqueux. On utilise gnralement des drivsphnoliques. Doses d'emploi : 0,5 1,5 kg/m3.

    1.2.5.2. Les anti-mousses

    Ces produits favorisent le dgazage de la boue. Il en existe une infinit. Citons :

    le starate d'alumine,

    les alcools suprieurs (octylique, etc...),

    les tensioactifs (thers polyoxythylnes) : ces produits rduisent les tensions la

    surface des lments.

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    Les fluides de forage

    Le starate d'alumine doit tre pralablement dispersdans du gaz oil : 5 kg de staratepour 25 litres de gaz oil. Les alcools et tensioactifs sont livrs sous forme liquide etpeuvent tre employs tels quels.

    L'incorporation d'anti-mousse dans la boue s'effectue en laissant couler un faible filet deproduit dans la goulotte pendant 2 ou 3 cycles, soit une dose de 0,1 0,3 litre par mtrecube de boue.

    1.2.5.3. Les agents de dcoincement

    Les statistiques montrent que 70 80 % des coincements sont des coincements parpression diffrentielle.

    Ce coincement se produit au niveau des zones permables (calcaires, grs, etc...) lorsqu'unlment du train de sonde touche la paroi du puits. Il est caus par la diffrence existantentre la pression de formation et la pression hydrostatique de la colonne de boue.

    Rappel : le cake est sensformer un "crpi" qui empche l'galisation des pressions.

    L'injection d'un bouchon d'huile, dans une boue l'eau, est souvent inoprante, l'huilen'arrive pas toujours s'infiltrer entre le cake et le mtal, permettant l'galisation despressions et le dcoincement.

    En gnral, ces additifs sont des tensioactifs cationiques qui se fixent sur les partiesmtalliques et les roches formant un film lubrifiant et hydrophobe.

    Les doses d'emploi sont les suivantes : 2 3 % par rapport l'huile.

    Ajoutons que ces produits peuvent tre employs en mesure prventive dans la boue decirculation.

    Prsentation : produit liquide livren fts mtalliques de 50 ou 175 kg net.

    1.2.5.4. Les antifriction et extrme pression

    Ces produits ont tmis au point pour rduire l'usure des outils, de la garniture, des picesen mouvement, des pompes, etc.

    Les produits A.F. (antifriction) sont en fait des lubrifiants permanents. Citons le graphite

    en poudre, les billes de verre, l'asphalte, etc.

    Les produits E.P. (extrme pression) sont en fait des anti-grippants, c'est--dire qu'ilsdposent un film lubrifiant l'amorce du grippage des roulements de l'outil empchant lephnomne de se produire. Le film ne peut donc se dposer qu'trs haute temprature(300 400 C).

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    Les fluides de forage

    Un appareil, le lubricity tester, permet de mesurer la diminution de l'usure et l'action

    lubrifiante aprs addition des produits dans la boue.

    Doses d'emploi : 1 4 % par rapport la boue. Les additifs sont liquides ou en poudre,

    selon les fabricants.

    1.2.5.5. Les anticorrosions

    Les boues ares, les boues sales satures et en gnral les boues ayant un pH infrieur 10 corrodent les parties mtalliques avec lesquelles elles sont en contact. Pour rduire cephnomne, on peut ajouter dans la boue des produits anticorrosion. Citons : le chromatede soude, le bichromate de potassium, etc., et les drivs d'amines grasses.

    Les doses d'emploi varient suivant les produits : 3 g/l pour les chromates et bichromates et

    0,5 g/l pour les drivs d'amines.

    1.2.5.6. Les anti-bourrants et acclrateurs de vitesse d'avancement

    Ces additifs empchent les argiles fores de coller sur le mtal des outils, ce qui vitele bourrage et permet d'appliquer des poids plus levs sur un outil forant dans desargiles ou des marnes. Citons les glycols non miscibles. Les doses d'emploi varient de 1 10 % suivant le pourcentage d'argile collante.

    1.2.6. Les alourdissants

    1.2.6.1. La barytine ou sulfate de baryum (Ba S04densit: 4,2)

    C'est l'alourdissant le plus couramment utilis.

    La barytine, plus communment appele baryte, ne doit pas contenir d'argile ni de selsoluble et sa densitdoit tre d'au moins 4,20. Elle ne doit pas contenir d'abrasif et sa

    granulomtrie doit tre telle qu'elle ne sdimente pas ni n'augmente pas trop la viscositdufluide. Tout ceci est normalis, on parlera de baryte API ou OCMA.

    A l'aide de la baryte on peut augmenter la densitd'un fluide jusqu'2,50.

    Prsentation : sac papier multi-plis poids net 50 kg, Big Bag de 1,5 t ou vrac directementdans des silos.

    La baryte se passe au mixer la cadence maximale de 25 t/h (cette cadence maximale debarytage est une donne essentielle lors du contrle d'une venue)

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    Les fluides de forage

    1.2.6.2. Le carbonate de calcium (Ca C03densit: 2,7)

    C'est un alourdissant utilis principalement dans les fluides de compltion. Il prsentel'avantage de pouvoir tre dtruit par acidification. Il est aussi employ commealourdissant dans les fluides ayant une faible viscosit parce qu'il ne sdimente pasfacilement..

    A l'aide de Ca C03, on peut alourdir une boue jusqu'une densitde 1,30 - 1,35.

    Le Ca C03se passe au mixer comme la baryte.

    1.2.7. Les colmatants

    Les produits colmatants naturels ou synthtiques sont en nombre considrable. Ils sontclasss de la faon suivante.

    1.2.7.1. Colmatants granulaires

    De par leur forme anguleuse et leur rpartition granulomtrique, ils agissent en bloquant enprofondeur les fissures. Ils ont une grande rsistance mcanique aux pressionsdiffrentielles. On emploie des produits durs et calibrs. Citons :

    les coquilles de noix

    Les granulomtries utilises sont les suivantes :

    o produit brut tout venant,

    o de 1,6 5 mm Gros,

    o de 0,5 1,6 mm Moyen,

    o de 0,16 1,6 mm Fin.

    1.2.7.2. Colmatants fibreux

    Leur but est de tisser une trame autour des colmatants granulaires. Ils ont une faible

    rsistance mcanique l'extension (rupture des fibres sous l'influence des pressionsdiffrentielles). Citons :

    les fibres de bois,

    de cannes sucres,

    cellulosiques,

    le tissu.

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    1.2.7.3. Colmatants lamellaires

    Ils forment un colmatage surtout superficiel. Ils sont en gnral utiliss pour parfaire lecolmatage ralispar les colmatants granulaires et fibreux. Citons :

    le cellophane,

    le mica.

    1.2.7.4. Colmatants gonflants

    Ils permettent d'obtenir trs vite un fluide trs haute viscosit. Citons, les gommes deGUAR, qui l'aide d'un catalyseur, fournissent une gele extrmement visqueuse.

    1.2.7.5. Colmatants prise

    Injects liquides, ils deviennent au bout d'un certain temps rigides. Citons :

    le ciment,

    le ciment magnsien,

    le pltre,

    les bouchons de baryte ou de bentonite.

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    Les fluides de forage

    TYPES DE FLUIDES

    Plusieurs classifications des types de boue peuvent tre adoptes. Il est cependant habituelde prsenter les boues en fonction de la phase continue. Nous allons donc rencontrer :

    les fluides dont la phase continue est de l'eau, les fluides dont la phase continue est de l'huile,

    les fluides spciaux.

    Avant de prsenter ces fluides, il semble ncessaire de prciser quelques gnralits sur lesmodes de fabrication et de traitement de ces fluides.

    1.3. Fabrication et traitement

    La premire information ncessaire au technicien et au superviseur, pour amorcer unefabrication, est la qualitde l'eau mise sa disposition.

    1.3.1. Qualitde l'eau de fabrication

    En dbut de chantier il est indispensable d'valuer :

    la duret(concentrations en calcium et magnsium),

    la salinit(concentration en chlorure),

    le pH,

    ventuellement la recherche qualitative des sulfates.

    Ce n'est qu'en possession de ces caractristiques que l'on pourra dfinir un traitement"d'adoucissement" de l'eau avant la fabrication proprement dite de la boue.

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    Les fluides de forage

    Ces traitements pourront tre base de carbonate de sodium et / ou soude caustique pourdiminuer la duret:

    Na2CO3+ Ca++

    2 Na+

    + Ca CO32Na OH + Mg++ 2 Na++ Mg (OH)2

    Les produits issus de ces ractions (CaCO3 et Mg (OH)2) tant insolubles :

    Nous maintenons dans les fluides des valeurs de pH comprises entre 7 et 11. Cela nous

    permet de contrebalancer l'action des lments acides que la formation nous amne ; lesproduits utiliss ont toptimiss pour avoir un meilleur rendement en milieu basique.

    Nous ne disposons d'aucun traitement rentable et acceptable d'un point de vue

    environnemental concernant les chlorures. Une fois les mesures effectues, nous adaptons

    les caractristiques et la composition du fluide la concentration en chlorure et non lecontraire.

    Les fluides de forage sont gnralement basiques.

    Les traitements par produits coupls sont plus efficaces qu'avec un produit isol.

    Il n'est pas rentable de chercher faire disparatre totalement la duret.

    Finalement, il faut noter que si la duretet la salinitde l'eau sont excessives, il peut tre

    jugplus conomique de ne pas chercher amliorer ces conditions et d'employer alors untype de boue mieux adaptau fluide de base : c'est le cas des forages en mer ol'on adoptele type de boue l'eau de mer.

    1.3.2. Ordre de fabrication

    Le calcium qui n'aura pu tre rduit par le traitement prcdent va faire diminuer lerendement des collodes minraux (Bentonite) ou organiques (C.M.C.).

    D'une faon assez gnrale les alcalins et les drivs ligneux seront ajouts ensuite avec, lecas chant, le reste de la bentonite si celle-ci n'est utilise que pour stabiliser le filtrat.

    En dernier viendra l'alourdissant, ds que viscositplastique et gels seront stabiliss (12 24 heures) dans le bassin de fabrication, aux valeurs minimales dtermines au cours desessais pilotes raliss au laboratoire du chantier.

    Ces indications sont assez thoriques ; dans la pratique, l'ordre de fabrication, lorsqu'iln'est pas impratif, est souvent perturb par le type d'quipement de surface dont ondispose et par les dlais de fabrication. Certains produits dont l'addition doit s'effectuer

    lentement sont incorpors ds le dbut de la fabrication.

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    Les fluides de forage

    1.3.3. Traitement du circuit

    Les caractristiques contrler par traitement vont tre :

    densit, rhologie et thixotropie,

    filtration,

    quilibre chimique propre au type de boue.

    Les traitements les plus importants quantitativement vont tre ncessits par le contrle dela teneur en solides et de la densit. Les autres caractristiques sont gnralementmaintenues avec de faibles additions, sauf dans les cas de pollutions importantes.

    Les traitements peuvent s'effectuer selon deux techniques :

    Le traitement par dilution d'une solution.

    Le traitement par ajout de produits secs.

    Traitement par dilution de solution :

    Dans un bassin isol on prpare une solution "concentre" de produits ncessaires autraitement de l'ensemble du circuit.

    Cette solution est ensuite incorpore rgulirement sur un ou plusieurs cycles.

    Avantages :

    Le volume ajouter au circuit tant parfaitement connu, il est possible d'liminer aupralable un volume gal de la circulation, donc de traiter un volume minimum. Le volumede dilution permettra de maintenir un niveau acceptable dans le bac actif.

    L'addition rgulire d'une solution se dispersant totalement permet de conserverl'homognitdes caractristiques sur tout le circuit, tout particulirement si l'installationde surface rend possible simultanment l'addition de la solution et l'agitation du bac decirculation.

    Traitement par produits secs (Dry-mixing) :

    Ce traitement s'effectue d'une part par addition de produits secs au "mixer" et/ou de

    produits en solution trs concentre (Alcalins en particulier).

    Avantages :

    La cadence de traitement peut tre modifie pour l'un ou l'autre des additifs en fonction de

    l'volution des caractristiques.

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    Les fluides de forage

    Inconvnients :

    Le traitement risque de souffrir d'irrgularits crant des "bouchons" sur-traits ou sous-traits du fait de l'addition manuelle des produits.

    Le rendement instantandes produits est rduit du fait de leur addition dans une boue plusou moins concentre en solides.

    Ce type de traitement est impraticable lorsque le nombre et la quantit de produits additionner simultanment sont importants. C'est le cas, par exemple, des boues salessatures haute densit.

    1.4. Boues base d'eau douce

    Dans ce paragraphe nous trouvons les fluides dont la concentration en lectrolytes estinfrieure 10 g/l.

    1.4.1. Boue de forage naturelle

    Ce fluidenaturel est unfluide contenant essentiellement del'eau etles argilesdela formation.

    C'est en gnral le fluide de dbut de sondage, eau ou boue bentonitique, qui se transformeprogressivement en fluide naturel.

    Proprits :

    C'est un fluide conomique mais de qualitmdiocre.

    Utilisation :

    Ce fluide ne convient que dans des cas particuliers savoir :

    Conditions de travail faciles et peu de caractristiques boue contrles.

    Forages peu profonds dans des secteurs connus.

    Composition et prparation :

    La composition est peu ou pas contrle mais subie. Il n'y a pas de prparation, la boue sefait elle mme.

    Conversion :

    Ce type de fluide peut tre converti en un type quelconque de boue base d'eau. Engnral, la conversion offre peu d'intrt car les dilutions ncessaires pour maintenir untaux de LGS acceptable sont trop importantes. Sur le plan conomique, il est souvent

    prfrable d'liminer cette boue.

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    #!

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    Les fluides de forage

    Entretien :

    Il consiste en un contrle des caractristiques par addition d'eau. Rarement, on est ameneffectuer quelques traitements par addition de bentonite, collodes organiques ou produits

    chimiques en faible quantit.

    Contaminations et traitements :

    Cette boue naturelle est trs sensible tous les contaminants : elle se comporte comme uneboue bentonitique mais ragit trs mal aux traitements.

    1.4.2. Boue bentonitique

    Afin de clarifier ce paragraphe nous le scindons en :

    Boue bentonitique sans amincissant.

    Boue bentonitique avec amincissants minraux

    1.4.2.1. Boue bentonitique sans amincissant

    C'est une suspension de bentonite ou d'argile active dans de l'eau douce. Le pH de lasuspension est de 8,5 9. On peut amliorer les caractristiques de la filtration par ajoutd'un collode organique non fermentescible (C.M.C. par exemple).

    Proprits :

    Elle contient de faibles concentrations d'argiles hautement collodales ; ses caractristiquessont :

    Faible densitinitiale (1,04 1,05).

    Yield value leve (10 20 lbs/100ft2).

    Thixotropie variable (gel 0 = 5 lbs/100ft2, gel 10 = 25 lbs/100ft2 par exemple).

    Filtrat A.P.I. de 12 25 cm3/30 min.

    Cake mince, souple et assez rsistant.

    (Ceci pour une eau de duretmoyenne).

    Utilisation :

    Cette boue peut tre utilise comme fluide de dbut de sondage et transformeprogressivement en boue naturelle.

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    ##

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    Les fluides de forage

    En gnral ce type de boue est conservsous sa forme bentonitique. Sa grande sensibilitaux contaminants fait qu'il doit tre assez rapidement transform en un type de bouebentonitique plus labor.

    Composition et prparation :

    La composition dpendra de la qualitde l'eau utilise.

    Bentonite A.P.I. ou O.C.M.A. 40 60 kg / m3.

    Si les conditions de forage exigent un filtrat plus faible, il est possible d'ajouter une

    C.M.C. basse viscosit.

    Cadence de fabrication = 25 m3/heure.

    Conversion :

    La boue bentonitique simple peut tre convertie en tout type de boue l'eau douce. En fait,il n'y a pas proprement parler une conversion, mais un passage plus ou moins rapide une boue plus complexe.

    Entretien :

    Il est simple et consiste :

    maintenir une teneur en solides et une densitacceptables, contrler la viscositpar addition d'eau, de bentonite ou modification du pH,

    contrler le filtrat par addition de bentonite et/ou de C.M.C ou P.A.C.

    1.4.2.2. Boue bentonitique aux drives de la lignine et du lignite

    Les drivs ligneux les plus utiliss actuellement sont les ligno-sulfonates sans chrome etles lignites (sans chrome), appels couramment F.C.L.cfet L.C.cf.

    Les boues douces bentonitiques au F.C.L.cf peuvent se dfinir comme des suspensionsbentonitiques dont l'tat collodal est amlior et protg par un lignosulfonate.Eventuellement la protection de cet tat collodal peut tre renforce par un collodeorganique (en gnral la C.M.C.) et/ou une lignite. Le pH de ces fluides est en gnralcontrlla soude entre 9 et 10,5.

    Proprits :

    Les boues au F.C.L.cf sont des fluides trs stables vis--vis des contaminants (NaCl,CaSO4, CaCl2) et des tempratures leves.

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    #3

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    Les fluides de forage

    Cette stabilit, pour se manifester au maximum, ncessite des teneurs leves en F.C.L.cfde 10 20 g/l dans certains cas.

    Les boues au F.C.L.cfsont des fluides dont on peut faire varier les caractristiques dans des

    gammes trs larges, dont la conversion est simple et dont la mise en uvre estgnralement aise.

    La tendance au bullage est l'un des inconvnients de ce type de fluide.

    Utilisations :

    Le domaine d'utilisation est trs large, il couvre pratiquement celui de toutes les boues deforage base d'eau douce. Seules les concentrations en drivs ligneux seront adapteraux difficults.

    Composition et prparation :

    Dans les cas gnraux on devra envisager par m3d'eau :

    Produits Fonctions Quantit

    Bentonite Filtration, rhologie 50 100 kg/m3

    F.C.L.cf Filtration,rhologie 10 20 kg/m3

    Soude Contrle de l'alcalinit pH > 8

    Baryte Alourdissant Fonction de la densitdsire

    Drivcellulosique Inhibition des argiles 0 5 kg/m3

    Il est bon de prvoir l'addition systmatique d'un anti-mousse la concentration de 1 3 .

    Cadence de fabrication = 20 m3/heure.

    Conversion :

    La conversion d'un fluide base d'eau douce en boue au F.C.L.cfs'opre en :

    Dilution pour diminuer la teneur en solides,

    rglage de l'alcalinitPf entre 0.2 et 0,8 avec ajout de soude,

    ajout de F.C.L.cfla quantittant dtermine par pilot test.

    Si la dilution a timportante, il faudra ajouter de la bentonite. Ne pas oublier de prvoirun anti-mousse.

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    #4

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    Les fluides de forage

    Pour les boues au gypse, il suffira de laisser chuter la concentration en CaSO4 en

    maintenant la teneur en F.C.L.cf.

    Les conversions d'une boue douce au F.C.L.cfen boue au gypse ou en boue sale sature

    sont les cas les plus frquents. La prsence du F.C.L.cf ne gne pas ces conversions quis'oprent comme avec une boue bentonitique simple pour la boue sale sature et parsimple addition de gypse pour la boue au gypse.

    1.4.2.3. Boue douces au F.C.L.cf et L.C.cf

    Ce sont des boues au F.C.L.cfauxquelles on ajoute un lignite afin de renforcer l'action du

    F.C.L.cf. La prsence du L.C.cf confre cette boue une meilleure stabilit descaractristiques de filtration, particulirement aux tempratures leves (200C).

    La technologie desboues douces au F.C.L.cfet L.C.cfest identique celle des boues doucesau F.C.L.cf: la seule diffrence rside dans l'adjonction de 5 10 kg de L.C.cfpar m3deboue.

    Des contraintes environnementales plus strictes limitent l'utilisation de ces produits

    (prsence de mtaux lourds). Des fluides destins les remplacer, notamment aux hautestempratures, sont actuellement utiliss.

    1.4.3. Boue au gypse

    C'est une boue bentonitique pH infrieur 11, sursature en sulfate de calcium (Ca SO4,5 10 fois la saturation de la phase liquide (1 2 g/l)) dont les caractristiquesrhologiques sont contrles par des fluidifiants organiques ou minraux.

    La mise au point des lignosulfonates a permis la mise en uvre de ce type de boue d'un

    entretien plus aisque les boues la chaux (boue dont la source de calcium tait de lachaux). Ces fluides (boue la chaux) ont tabandonns car le contrle de la rhologietait dlicat et d'une sensibilitplus importante aux contaminants.

    Proprits :

    Cette boue possde les proprits dues la prsence de sels de calcium.

    Les faibles alcalinits permettent de minimiser la "fragilisation" de l'argile du puits par lesions OH-.

    La prsence de fluidifiant organique renforce l'action inhibitrice du fluide et lui donne unersistance la temprature que ne possdaient pas les boues la chaux.

    Jusqu'60 70 g/l de NaCl, la contamination n'est pas trs marque.

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    #5

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    Les fluides de forage

    Utilisation :

    En premier lieu, dans les horizons gypse ou anhydrite.

    Composition et prparation :

    Produits Fonctions Quantit

    Bentonite Filtration, rhologie 50 70 kg/m3

    Fluidifiant organique rhologie selon la rhologie dsire

    Gypse Saturation 10 20 kg/m3

    Soude Contrle de l'alcalinit pH > 8Baryte Alourdissant Fonction de la densitdsire

    Drivcellulosique Inhibition des argiles 5 10 kg/m3

    Anti-mousse 1 litre

    L'amidon est proscrire du fait que le pH est infrieur 11.

    L'ordre d'addition des produits prsentici permet une hydratation de la bentonite avant

    apport de gypse. Cette formule permet d'obtenir de bons filtrats et des viscosits assezleves. Lorsque l'on veut obtenir une boue fluide, il est ncessaire d'ajouter la bentoniteen fin de fabrication.

    Cadence de fabrication = 20 m3/ heure.

    Conversion :

    La conversion d'une boue douce bentonitique en boue au gypse s'opre sans difficultlorsque la teneur en solides est correcte.

    Une simple addition de gypse pour sursaturer la boue achvera la conversion. Le filtratsera rglla C.M.C.

    La conversion d'une boue au gypse en un autre type de boue douce ncessite un tempsd'attente ncessaire la chute de la teneur en CaSO4. Ceci est en gnral incompatible avecla conduite du forage.

    La seule conversion envisageable est le passage en boue sale sature et pour celle-ci ilfaudra contrler le bullage.

    Entretien :

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    #6

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    Les fluides de forage

    Il est relativement simple ; il est surtout ncessaire de maintenir en permanence uneconcentration en CaSO4total> 15 g/l de boue.

    1.4.4. Fluides faible teneur en solides

    La vitesse d'avancement des outils de forage, ainsi que la densitsont fortement affectespar la teneur en solides. Aussi, lorsque la tenue des formations le permet, les boues faibleteneur en solides ou l'eau sont utilises.

    Une boue classique contient plus de 7 % de solides : aussi, par boue faible teneur ensolides, dsigne-t-on les boues dont la teneur en solides est comprise entre 1 et 7 % ; moins de 1 %, c'est de l'eau.

    1.4.4.1. Forage l'eau claire

    Composition et proprits :

    Elle est la plus simple : de l'eau douce, dure ou de l'eau de mer.

    Utilisation :

    L'utilisation de l'eau comme fluide de forage, n'est possible que dans certains cas

    particuliers. Les conditions de tenue de puits sont rarement runies sur une profondeurimportante. Lorsque cela est possible, les avantages de ce fluide sont :

    Augmentation sensible de la vitesse d'avancement.

    Rduction du prix de revient de la boue.

    Prparation et entretien :

    La prparation consiste approvisionner le chantier en quantitd'eau suffisante (d'ounecertaine logistique).

    L'entretien est assur en maintenant une densit de sortie conforme au programme :pomper rgulirement des bouchons visqueux et/ou lourds pour nettoyer l'espaceannulaire.

    Il est ncessaire de faciliter la sdimentation des solides en surface en utilisant aumaximum les bacs de sdimentation qui seront frquemment nettoys.

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    #7

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    Les fluides de forage

    1.4.4.2. Boue au biopolymre

    L'argile n'entre qu' trs faible concentration dans la fabrication de cette boue basseteneur en solides. Le collode utilispour contrler la rhologie est un polymre organiqueform bactriologiquement par l'action de la bactrie Xanthomonas Campestris sur deshydrates de carbone.

    L'utilisation d'un autre collode que l'argile a pour but d'viter les limitations imposes parcelle-ci. Avec une boue base d'argile, tout additif agit double sens :

    Lorsque l'on effectue un traitement de dispersion ou de dfloculation de la bentonite, ondisperse ou dflocule galement les solides argileux fors.

    Tout traitement d'limination ou de dcantation des solides fors entrane une liminationou une dcantation de la bentonite.

    Proprits :

    Trs faible teneur en solides (environ 1 %),

    densitminimum fonction de la nature de l'eau (douce, de mer, ou sale sature),

    particularits rhologiques :

    o des taux de cisaillement levs, on a de faibles tensions de cisaillement,

    o des taux de cisaillement faibles, on a de fortes tensions de cisaillement.

    Ceci se traduit en circulation par une boue plus "fluide" au droit des vents de l'outil quedans l'annulaire.

    Cette particularitpermet d'obtenir des vitesses d'avancement et des pertes de charges l'outil proches de celles obtenues en forage l'eau, tout en permettant de maintenir lesdblais en suspension dans les gros espaces annulaires.

    Cette proprit a aussi pour consquence de faciliter la sparation des solides dans leshydrocyclones.

    Composition :

    Cette boue peut tre ralise en eau douce, eau de mer ou eau sale sature.

    Produits Fonctions Quantit

    X C polymre Filtration, rhologie 1 3 kg/m3

    Bactricide 0.3 kg/m3

    Bentonite Support de cake 5 kg/m3

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    Les fluides de forage

    Soude Contrle de l'alcalinit pH > 8

    Baryte Alourdissant Fonction de la densitdsire

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    Les fluides de forage

    Caractristiques :

    Les caractristiques moyennes obtenues sur chantier sont les suivantes :

    Caractristiques Valeurs

    densit 1,01

    viscositMarsh 35 50 sec / quart

    viscositplastique 4 20 centipoises

    Yield value 6 30 lbs/100 ft2

    Gel 0 1 5 lbs/100 ft2

    Gel 10 8 25 lbs/100 ft2

    Filtrat API 15 cm3/30 mn

    Cadence de fabrication = 35 m3/heure.

    Entretien :

    Contrle des gels et viscosit:

    Les fluidifiants peuvent tre utiliss lorsque la teneur en solides est trop leve. Laviscositdue au polymre lui-mme ne sera pas affecte. La rduction de viscositseradue la dispersion des solides.

    Contrle du filtrat :

    Le filtrat peut tre rduit ou contrlpar addition de C.M.C., P.A.C.

    Emulsion :

    La boue au biopolymre peut tre mulsionne l'huile des concentrations de 3 6 %.

    L'addition d'huile doit tre ralise trs lentement (1.5 m3/heure). L'mulsion peut trefavorise par addition de lignosulfonate ou d'mulsifiant huile dans eau.

    Alourdissement :

    Si cela est ncessaire, l'alourdissement peut tre raliscomme avec une autre boue based'eau, par addition de "baryte".

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    Les fluides de forage

    Utilisation :

    Cette boue peut tre utilise dans tous les sondages ol'on souhaite une faible teneur ensolides en boue base d'eau.

    Les avantages de ce type de boue sont :

    augmentation de la vitesse d'avancement,

    rduction importante des pertes de charge,

    augmentation de la dure de vie des outils,

    possibilitde travailler en eau douce, de mer ou sale sature,

    faible tonnage de produits mis en oeuvre,

    possibilit de contrler les caractristiques avec les produits classiques (C.M.C.etc.).

    Les inconvnients sont :

    filtrat A.P.I. difficilement contrlmoins de 10 cm3/ 30 min,

    dgradation du biopolymre aux environs de 150C,

    le biopolymre est fermentescible, d'ola ncessitd'ajouter un anti-ferment,

    prix lev.

    Contaminations et traitements :

    Par dfinition, nous allons maintenir une concentration en LGS faible dans ce type defluide. Les contaminants classiques agissant sur les LGS ractifs n'auront que peu d'effetsds cette faible concentration.

    Action du sel :

    Le sel agit trs lentement sur la viscositde la boue au biopolymre. Une diminution deviscositpeut tre note lorsque la salinitaugmente. A la condition de maintenir un pH de8 minimum, il est possible de passer en boue base d'eau de mer ou en boue sale sature.

    Action de l'anhydrite :

    L'anhydrite est pratiquement sans effet sur ce type de boue.

    Reforage du ciment :

    L'augmentation du pH conscutif au reforage du ciment peut provoquer une dgradationpratiquement irrversible du polymre.

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    Les fluides de forage

    Le traitement consiste ajouter prventivement du bicarbonate de sodium etventuellement du lignosulfonate pour contrler le pH et briser les gels.

    1.4.4.3. Boue au polymre naturel

    Comme pour la boue au biopolymre, ce type de boue a l'avantage de ne pasobligatoirement ncessiter la prsence de bentonite, ce qui lui confre les mmesavantages dans ce domaine. Le polymre est une gomme issu du Guar.

    Proprits :

    Trs faible teneur en solides (environ 1 %),

    densitminimum fonction de la nature de l'eau (douce, de mer ou sale sature),

    possibilitde fluidification rapide ce qui est particulirement intressant lors desmises en production des forages hydrauliques.

    Utilisation :

    Cette boue peut tre utilise dans tous les sondages ol'on souhaite une faible teneur ensolides en boue base d'eau, lorsqu'aucune difficult importante n'amne exiger uneboue trs labore et que le circuit boue n'entrane pas une limination de la boue auxvibrateurs.

    Ces restrictions conduisent utiliser ce type de boue surtout en dmarrage de puits en mersous forme de bouchon visqueux, en forages hydrauliques ou miniers.

    Avantages :

    faible tonnage de produits mis en oeuvre, les viscosits importantes pouvant treobtenues rapidement,

    la possibilitde fluidifier le systme conomiquement et rapidement,

    la trs bonne tenue des terrains de surface obtenue avec la boue la gomme deGuar (sables, graviers etc.),

    la rduction des pertes de charge ou amlioration des performances,

    la dcantation rapide et totale des dblais en surface,

    l'effet lubrifiant amenant une rduction de l'usure des outils,

    l'excellent rendement de la gomme de GUAR tant en eau douce, qu'en eau de merou en eau sale sature.

    Inconvnients :

    les difficults voire l'impossibilitde passer sur les toiles des tamis vibrants,

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    Les fluides de forage

    ncessitd'utiliser un anti-ferment qui est incorporla gomme de Guar.

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    Les fluides de forage

    Composition et prparation :

    La composition classique d'une boue au polymre naturel est :

    Produits Fonctions Quantit

    Eau Douce, de mer, sature 1 m3

    Gomme de Guar Rhologie 7 10 kg/m3

    Bicarbonate de soude Stabilisateur de

    rhologie3 kg/m3

    dans le cas d'eau calcique pH > 8,5, il est conseillde pr-traiter avec duNaCO3H.

    Caractristiques moyennes obtenues :

    Caractristiques Valeurs

    Densit 1,01 1,02 (en eau douce)

    ViscositMarsh 50 130 secondes /quart

    Cadence de fabrication = 35 50 m3/heure.

    Entretien :

    Viscosit:

    En l'absence de contaminants susceptibles d'augmenter le pH au-delde 8,5, la viscositde

    la boue la gomme de GUAR demeure stable longtemps et ne ncessite alors aucunentretien particulier. Il est noter que la rhologie de ce type de fluide, en raison d'unelongue chane de polymres ne permet pas un passage au tamis vibrant. Son utilisation selimite la phase de dmarrage comme bouchon visqueux.

    Fluidification :

    Deux mthodes permettent de fluidifier une boue la gomme de Guar.

    Par oxydation : l'addition d'eau oxygne 110 volumes raison de 10 l par m3de bouepermet, quels que soient le pH et la salinit, de ramener la viscosit du systme unevaleur voisine de celle de l'eau en 3 heures.

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    Les fluides de forage

    Par addition d'un enzyme spcifique : l'addition de 100 200 grammes par m3 de bouepermet de fluidifier le systme dans un dlai de 4 24 heures.

    Le dlai est fonction du pH et de la salinitdu systme. La chute de viscositest d'autant

    plus rapide que le pH de la boue est bas : une acidification peut donc acclrer lephnomne.

    Nota :

    La difficultde passage au tamis vibrant, limite l'utilisation de ce fluide dans le domaineptrolier comme bouchon visqueux dans les phases de surface. Il sera surtout utilisdansles forages miniers ou hydrauliques.

    1.4.4.4. Boue PHPA

    Suite aux contraintes environnementales naissantes dans les annes 1980, les services bouedes diffrentes compagnies cherchrent matriser le gonflement et par l mme, ladispersion des argiles par un moyen autre que les boues l'huile. Dans cet tat d'esprit,sont arrivs les PHPA et plus tard les boues au glycol.

    Principe :

    Le PHPA est un polymre poly-acrylamide partiellement hydrolys. Sa fonction principaleest, dans le domaine ptrolier, d'encapsuler les argiles avant leur gonflement et de lesamener la surface dans cet tat (dbut de gonflement).

    Utilisation :

    Forage d'argile ractive de type montmorillonite ou prsentant un pourcentage de "mixedlayer expandable" (feuillet de type montmorillonitique) important.

    Composition :

    Il n'existe pas proprement parler de fluide PHPA. Il s'agit d'un fluide faible teneur en

    solide vu prcdemment auquel on a ajoutun ou des inhibiteurs de gonflement.

    Cette inhibition peut tre chimique avec du potassium ou de l'aluminium ; elle peut trephysique avec les PHPA.

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    Les fluides de forage

    Produits Fonctions Quantit

    X C polymre Filtration, rhologie 1 3 kg/m3

    P.A.C. Filtration, rhologie 0 2 kg/m3

    Bentonite Support de cake 15 25 kg/m3

    Potasse(KOH)ou Soude Contrle de l'alcalinit pH > 8

    Baryte Alourdissant Fonction de la densitdsire

    PHPA Inhibition des argiles 4 6 kg/m3

    (fonction de la qualitdu produit)

    K Cl Inhibition des argiles Dterminaprs test

    Caractristiques :

    Caractristiques Valeurs

    Viscositplastique 10 15 cPo

    Yield value 15 20 lb/100ft2

    Gel 0 5 7 lb/100ft2

    Gel 10 5 10 lb/100ft2

    pH 8,5

    Avantages :

    forage de zone argileuse ractive sans boue l'huile,

    inhibition du gonflement de ces argiles,

    limitation des problmes,

    peu ou pas d'interfrences avec les formations fores,

    bonnes caractristiques rhologiques,

    peu fonctionner avec un pH neutre,

    rejet acceptable d'un point de vue environnemental.

    Inconvnients :

    difficultforer des formations calcaires friables,

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    Les fluides de forage

    les PHPA sont limins au tamis vibrant avec les dblais,

    la rhologie amene par eux, part avec eux,

    difficultquantifier la concentration en produit restant.

    1.4.4.5. Boue au glycol

    Les fluides base de glycol ont t dvelopps pour permettre de forer des zonesargileuses ractives. Cette alternative est moins polluante et plus conomique qu'un fluidebase d'huile.

    Les glycols sont des composs ayant au moins deux fonctions alcool dans leurs structureschimiques. Pour mmoire, voici quelques drivs alcooliques.

    Nom Structure

    Mthanol OH

    CH3

    Ethanol

    OH

    CH3

    CH2

    Isopropanol

    OH

    CH3CHCH3

    Ethylne Glycol OH OH

    CH2CH2

    Propylne Glycol OH OH

    CH3CHCH2

    Glycrol OH OH OH

    CH2CHCH2

    Les glycols utiliss dans les fluides sont des formes polymrises des glycols et desglycrols : les polyglycols et polyglycrols. Ces produits sont plus ou moins misciblesdans l'eau. La miscibilitdpendra de la temprature de la solution.

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    Les fluides de forage

    La temprature laquelle l'eau et les glycols ne sont plus miscibles est appel "cloudpoint" (on peut traduire cela en franais par point de nuage ou point de brumisation). Ce"cloud point" dpendra de divers facteurs :

    le type de glycol, la concentration de celui ci,

    le type de saumure dans laquelle il est mlang,

    la concentration en sel de cette saumure.

    L'intrt des glycols dans le blocage du gonflement des argiles est principalement dce "cloud point" : la solubilit des glycols diminue avec l'augmentation de latemprature.

    A temprature ambiante, la miscibilitest totale. On ne peut distinguer les glycols de la

    solution aqueuse.

    Lors de la descente du fluide l'intrieur des tiges, la temprature augmente. A unetemprature donne (cloud point), les glycols passent du stade soluble au stade insoluble.Les micro-gouttelettes cres vont venir s'adsorber au niveau des inter-feuillets des argilesractives, bloquant ainsi leur gonflement et leur dispersion.

    Cette raction est rversible, lors de la remonte du fluide dans l'espace annulaire, latemprature diminue pour repasser en de du "cloud point" ; les glycols redeviennentsolubles et nous avons de nouveau une seule phase.

    Utilisation pour le forage :

    d'argiles ractives,

    du rservoir,

    de puits dvis,

    de zone oles fluides base d'huile sont proscrits pour des raisons logistiques ouenvironnementales.

    Composition :

    Il s'agit d'un fluide faible teneur en solide avec ajout de sels et de glycols. Ce fluide seraoptimischaque utilisation. Le "cloud point" utilissera fonction de la temprature de lazone ractive. Les produits constituant le fluide (type et concentration de sel, type etconcentration du ou des glycols) seront dtermins aprs une tude de laboratoire et, de cefait, spcifiques au puits donn.

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    Les fluides de forage

    A titre d'exemple, on peut citer :

    Produits Fonctions

    X C polymre Filtration, rhologie

    P.A.C. Filtration, rhologie

    Bentonite Support de cake

    Potasse (K OH) ou Soude Contrle de l'alcalinit

    Baryte Alourdissant

    PHPA Inhibition des argiles

    K Cl Inhibition des argiles

    Glycols Inhibition des argiles

    Entretien :

    En thorie, il est des plus simples : maintenir une concentration suffisante et adapte enproduit pour optimiser le "cloud point" en fonction de la temprature. Dans la pratique, unspcialiste s'occupe de l'entretien de ce fluide.

    Avantages :

    les avantages vus prcdemment pour les fluides PHPA et,

    inhibition maximale des solides ractifs pour une boue l'eau,

    produits recyclables,

    le "cloud point" est ajustable de diffrentes faons.

    Inconvnients :

    cot de la boue :

    o prix au mtre cube,

    o en cas de pertes,

    dgradation de certains composants la temprature,

    incompatibilitavec certains additifs.

    1.4.4.6. Les fluides HPHT

    Les contraintes imposes par les forages profonds sont de plusieurs ordres, notammentthermiques : nombre de produits utiliss couramment ne sont pas prvus pour supporter de

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    Les fluides de forage

    telles tempratures et se dgradent rapidement. Les caractristiques du fluide deviennentinstables et cela se traduira par une instabilit du puits (coincement, pertes de lacirculation, etc.).

    Les socits de service ont dveloppdes polymres pouvant rsister des tempraturesde 500 F sans dgradation notable des caractristiques.

    Le contrle de ces fluides est assurpar des spcialistes. Les formulations sont spcifiqueschaque compagnie.

    1.4.4.7. Les fluides aux silicates ( SiO44-)

    Rcemment utiliss pour forer, avec succs, dans le golfe du Mexique plus de cinquantepuits, les fluides aux silicates ne reprsentent pas une nouveaut. Ds les annes trente, ilsfurent utiliss avec des concentrations de 20 50 % (en volume). Ces fluides neprsentaient pas des caractristiques rhologiques facilement contrlables. Aussi furent ilsabandonns au profit des boues la chaux.

    Des tudes rcentes sur la pression de pore ont permis de redcouvrir les avantages de cefluide.

    Mcanisme de stabilisation des parois du puits et des argiles :

    Les silicates utiliss dans les fluides de forage se prsentent sous forme de solutions

    sodique ou potassique. Nous trouvons dans ces solutions deux fractions distinctes :

    une, solubilise, des ions sodium, potassium, hydroxyde et silicates (SiO44-),

    une autre partie sous forme de collode.

    Dans une solution de silicate, plus de 75 % est sous forme collodale plus ou moinspolymrise ; cette polymrisation est due l'instabilit d'un composant (hydroxyde desilicium) qui a tendance former des composs siloxane (liaison Si-O-Si).

    Il existe dans la plupart des cas, une diffrence de pression significative entre les

    formations fores et le fluide de forage. Cette diffrence de pression amne le fluide deforage pntrer dans la formation au niveau des pores ou des micro-fracturesprincipalement (phnomne de filtration).

    Pour limiter ce phnomne, nous pouvons :

    augmenter la viscositdu filtrat,

    rduire la permabilitdes argiles fores,

    rduire l'invasion en jouant sur les diffrences de pression osmotique ; il s'agit ldecrer un "contre courant" bassur la diffrence de salinitentre la partie liquide du

    fluide de forage et l'eau native de la formation,

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    4"

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    Les fluides de forage

    une combinaison de ces trois mcanismes.

    On peut comparer l'interface argile / fluide de forage comme une membrane semi

    permable (ce type de membrane ne laisse passer que l'eau, les ions sont bloqus). L'eauaura toujours tendance quilibrer les diffrences de pression osmotique, c'est direqu'elle va aller du milieu le moins concentren lectrolyte vers le milieu le plus concentr.Ce phnomne courant dans la nature est appelosmose.

    Comment limiter ce phnomne ?

    En ayant une concentration quivalente en ions de chaque ct de la membrane, nousparlerons d'activitAw, il faudra que Aweau Aweau native.

    En bloquant mcaniquement les pores avec un prcipitsolide.

    Les boues base de silicate, amnent une inhibition des argiles par un mlange de cesractions.

    Les silicates en solution des valeurs de pH 11 12,5, sont suffisamment fins poursuivre le mouvement de la filtration et entrer dans les pores en mme temps que lefluide.

    En entrant dans les pores, deux phnomnes distincts vont se produire :

    Le pH des solutions natives est gnralement neutre. A cette valeur de pH, les silicates sepolymrisent (formation de siloxanes) et forment un gel visqueux.

    La solution native contient des ions divalents (Ca++, Mg++). En prsence de ces ions, une

    partie des silicates se prcipite.

    Ces phnomnes, cration d'un gel et formation d'un prcipit, vont bloquer de faonsignificative, le gonflement des argiles en :

    Crant une barrire physique l'intrieur de l'argile qui limitera l'invasion et latransmission de la pression. Le puits est rapidement isol de la diffrence de pressionexistant entre le fluide et la formation.

    L'activitd'une solution de silicates est quivalente l'activitdes eaux de formation : iln'y a pas ou peu de mouvement d'eau entre les lments en prsence.

    Ces phnomnes se produisent rapidement et la raction est complte ds le dbut del'hydratation des argiles.

    Applications :

    Principalement, les argiles hautement ractives comme les "gumbos" et les montmoril-lonites sodiques.

    Les argiles micro fissures posent des problmes qu'il est difficile de rsoudre avec unfluide conventionnel. Les fluides base de silicate permettent de remdier cela enbloquant ces micro fissures par la cration d'un gel et d'un prcipitsuffisants pour bloquerces fissures et limiter l'invasion du filtrat.

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    Les fluides de forage

    La craie (calcaire tendre et facilement dispersive) pose des problmes de cavage et devolume de dilution important compte tenu de la taille des dblais dans cette formation. Lesfluides base de silicate, par la cration d'un prcipit(due la prsence de calcium lasurface des dblais), limitent la dispersion de ceux ci.

    1.5. Boues base d'eau sale

    Dans ce paragraphe, nous trouverons les fluides contenant une eau dont la concentration en

    lectrolytes est suprieure 10 g/l. Cette solution de base est en gnral une saumure dechlorure de sodium allant de 10 g/l la saturation (318 g/l 20C).

    1.5.1. Limitation du systme

    La tempratureest unesrieuse limite l'utilisation de ce systme. Comptetenu de lavaleurdu pH, il est difficile de trouver des polymres capables d'assurer la rhologie au delde110C.

    La densitest limite 1,80.

    Le principe de base de ce systme est le blocage des pores. Il vaut mieux ne pas l'utiliserdans les zones rservoir.

    Compositions :

    Produits Fonctions Quantits

    X C polymre Filtration, rhologie 1 2 kg/m3

    P.A.C. Filtration, rhologie 5 15 kg/m3

    Silicate de sodium Inhibition des argiles 90 l/m3

    Potasse (KOH) ou Soude Contrle de l'alcalinit 0,6 kg/m3

    Baryte Alourdissant Fonction de la densitdsire

    Inhibiteur de corrosion Anti corrosion 2 kg/m3

    KCl Inhibition des argiles Dterminaprs test

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    Les fluides de forage

    Caractristiques :

    Caractristiques Valeurs

    Viscositplastique 10 15 cPo

    Yield value 18 22 lb/100ft2

    Filtrat A.P.I. < 7 cc/30min

    concentration en silicate (SiO2) 50 g/l

    pH 11,5 12,5

    1.5.2. Boue l'eau de mer

    Pour des raisons conomiques et matrielles, le forage en mer utilise l'eau de mer dans lesboues base d'eau.

    Il n'y a pas proprement parler un type de boue l'eau de mer. Tous les types de bouepeuvent tre plus ou moins aisment contrls en prsence d'eau de mer.

    Dans la pratique, les conditions propres au forage en mer, entre autres son prix de revient,

    les conditions de stockage et d'approvisionnement, font que l'on adopte un type de bouersistant aux contaminations ventuelles sans ncessiter de traitement important ni surtoutd'arrt de forage.

    Proprits :

    Ce type de boue n'a pas de proprits propres. A partir de cela, nous devons raliser uneboue satisfaisant les impratifs du sondage.

    Composition :

    Les produits mis en oeuvre pour une boue l'eau de mer sont gnralement les suivants :

    Eau de mer comme fluide de base.

    Soude et/ou carbonate de sodium pour :

    prcipiter Ca++et Mg++,

    activer les collodes minraux,

    obtenir le pH souhait.

    Argile pour boues sales pour obtenir les caractristiques rhologiques.

    Bentonites pour le contrle de la filtration.

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    Les fluides de forage

    C.M.C. pour le contrle de la filtration.

    F.C.L.cfpour :

    la fluidification,

    la rduction du filtrat, l'inhibition du gonflement des argiles.

    Anti-mousse.

    Inhibiteur de corrosion.

    Comportement des produits de base :

    Eau de mer :

    La composition varie suivant les rgions, les courants, les mares etc. A titre d'exemplenous donnons ci-dessous quelques analyses :

    Constituants (mg/l) Mer du Nord Mditerrane Atlantique

    CO3-- 137 68 183

    Cl- 18 363 20 527 20 250

    SO4-- 2 763 2 943 2 835

    Ca++ 377 441 436

    Mg++ 1 324 1 310 1 342

    Na+ 10 082 11 706 10 860

    K+ 761 264 669

    Collodes minraux :

    Argile pour boues sales : Leur rendement est infrieur en eau de mer (12 13 m3/t), celui obtenu en eau sale sature (17 20 m3/t). Le rendement s'amliore avec levieillissement et l'augmentation de la temprature. Le filtrat s'amliore aussi avec latemprature et le vieillissement.

    Bentonite : Son rendement, 4 m3/t en moyenne (dans ce type de boue) est trs faible. Lafiltration est 3 4 fois suprieure celle d'une prparation en eau douce. Nanmoins saprsence est ncessaire comme support de filtration.

    En conclusion, les collodes minraux ont un rendement mdiocre en eau de mer. Dans lapratique, on additionne argile pour boues sales et bentonite couples afin d'obtenir d'unepart des caractristiques rhologiques suffisantes et d'autre part un filtrat acceptable.

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    Il est possible d'activer ces collodes en additionnant 5 6 g/l de soude ou de carbonate desodium.

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    Rducteurs de filtrat :

    Les C.M.C, P.A.C. et le couple F.C.Lcf/L.Ccfsont pratiquement les seuls utiliss.

    Fluidification :

    Les F.C.L.cfsont les fluidifiants des boues l'eau de mer. Leur action est optimale dans lazone de pH 9,5 10,5.

    Composition :

    Produits Fonctions Quantits

    Argile pour boue sale rhologie 80 100 kg/m3

    Bentonite Filtration, rhologie 40 50 kg/m3

    Chaux Rhologie 1 5 kg/m3

    Soude ou carbonate Contrle de l'alcalinit 3 5 kg/m3

    Baryte Alourdissant Fonction de la densitdsire

    Eventuellement C.M.C Filtration, rhologie 3 5 kg/m3

    Caractristiques moyennes obtenues :

    Caractristiques Valeurs

    Densit 1,10 1,15

    ViscositMarsh 50 80 sec/quart

    Gel 0 5 10 lb/100 ft2

    Gel 10 15 25 lb/100 ft2

    Filtrat API 20 35 cm3/30 min

    Conversion :

    La conversion type consiste transformer une boue l'eau de mer en boue sale sature.Elle s'effectuera comme une conversion de boue douce en boue sale sature, c'est--direqu'aprs avoir rgl la teneur en solides, on peut ajouter le sel au mixer ou diluerrgulirement sur un cycle une saumure amidonne, et ensuite achever la saturation par

    addition de sel sec.

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    Entretien :

    Le point particulier relatif ce type de boue est le bullage qui est inhrent l'utilisation duchlorure de sodium. Il doit tre combattu par addition d'anti-mousse et le rglage de

    l'alcalinit(pH > 9).

    1.5.3. Boues sales satures

    Cette boue, dont la phase continue est une saumure sature, est utilise en forage de zonessalifres, soit le forage de sel massif, soit le forage d'un dcouvert comportant une zonesalifre.

    Elle possde du fait de sa saturation des caractristiques spcifiques :

    Elle vite le cavage des formations salifres du fait de la saturation de sa phase continue.

    Elle ne permet pas le dveloppement des bactries : il est donc possible d'utiliser descollodes organiques fermentescibles.

    Elle a une densitminimale de 1,20 (densitde sa phase continue).

    Elle est corrosive.

    Nous pouvons rencontrer deux types de boues sales satures :

    la boue sale sature sans amincissant,

    la boue sale sature avec amincissants minraux.

    1.5.3.1. Boue sale sature sans amincissant

    Composition :

    Une boue sale sature au chlorure de sodium est constitue de :

    Eau douce ou eau de mer.

    Sel ajoutjusqu'saturation. Il faut environ 350 kg de sel industriel pour saturer 1 m 3d'eautemprature ambiante.

    Collodes minraux du type argile pour boues sales c'est--dire attapulgite ou spiolite.

    Rducteur de filtrat fermentescible ou non. L'amidon est le plus utilis, jusqu' destempratures de fond de 130 140C (une temprature suprieure, l'amidon se dgrade).

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    Produits Fonctions Quantits

    argile pour boues sales Filtration, rhologie 50 kg/m3

    amidon Filtration, rhologie 30 kg/m3

    sel Saturation 350 kg/m3

    Caractristiques moyennes obtenues sont :

    Caractristiques Valeurs

    Densit > 1,20

    ViscositMarsh 45 sec/ quart

    Viscositapparente 25 cpo

    Filtrat API 4 cm3/30 min

    Du fait de la sensibilitau bullage, il est utile de prvoir 1 2 d'anti-mousse.

    Conversion :

    La conversion ne peut se faire que dans le sens boue douce ou eau de mer en boue sale.Elle ne pose pas de problme particulier lorsque la teneur en solides a trduite unevaleur acceptable, par dilution ou centrifugation.

    Densit:

    La densitde la phase liquide tant de 1,20, ce type de boue ne pourra pas tre contrldes valeurs de densitinfrieures 1,20.

    Rhologie :

    Les caractristiques rhologiques sont directement lies la teneur en solides et la naturedes solides : seules les dilutions et centrifugations peuvent les modifier.

    Filtration :

    Le filtrat est contrll'amidon, rarement la C.M.C.

    Salinit:

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    La salinitest maintenue saturation par addition de sel sec au mixer.

    1.5.3.2. Boues sales satures aux amincissants minraux

    Ce type de boue est une volution naturelle des boues sales satures sans amincissant.

    L'amincissant employest en gnral la chaux teinte, quelquefois la soude caustique.

    Proprits :

    En plus des proprits cites pour la boue sans amincissant, l'apport de chaux inhibepartiellement les argiles. Dans les conditions normales, la chaux ajoute est sans effet surles ractions d'change de base et agit seulement par adsorption sur la surface de l'argile,modifiant ainsi la forme et l'hydratation (eau d'imbibition) de la particule et donc la

    rhologie et le filtrat de la boue.

    Utilisation :

    Comme pour les boues sans amincissant, avec cependant la possibilitde contrle plusaisdes caractristiques lors du forage de zones argileuses trs collodales.

    Composition :

    Produits Fonctions Quantits

    Amidon Filtration, rhologie 30 40 kg/m3

    Argile pour boues sales Filtration, rhologie 0 50kg/m3

    Sel Saturation 350 kg/m3

    Chaux teinte Contrle de l'alcalinit 0 10 kg/m3

    Baryte Alourdissant Fonction de la densitdsire

    (Fonction de la viscositet de la densitrecherches)

    (Fonction de l'volution de la teneur en solides).

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    Caractristiques moyennes obtenues :

    Caractristiques Valeurs

    Densit > 1,20

    ViscositMarsh 40 45 sec / quart

    Filtrat A.P.I 3 4 cm3/30 min

    Pb 2 6 cm3

    Pf 0 cm3

    Cadence de fabrication : 10 15 m3/heure

    Conversion :

    Si une boue calcique doit tre convertie en boue sale sature chaule, les alcalinitsdevront tre tout particulirement surveilles.

    Entretien :

    A titre indicatif, sur le champ d'Hassi Messaoud (Algrie) oles terrains fors en bouesale sature comprennent environ 50 % d'argiles souvent trs dispersibles, on utilise, aumtre for, pour l'entretien de la boue en phase 8" , avec une densitde 2,00 2,08 :

    - 250 litres de saumure l'amidon alourdie,

    - 2,4 kg de chaux pour Pb voisin de 1,5,

    - 1,2 kg d'amidon.

    Viscosit:

    Le contrle de la viscositet des gels est directement lila teneur en solides argileux et la nature de ces solides. Il s'opre par dilution et addition de chaux (aprs "pilot test").

    Alcalinit:

    L'alcalinitPb obtenue par addition de chaux teinte se situe entre 2 et 6. Elle dpend de lateneur et de la nature des solides. Un excs de chaux dun traitement trop rapide ou tropimportant se signale par une augmentation du filtrat et un Pf > 0. Il est indispensable de

    maintenir un Pf nul.

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    1.6. Boues l'eau mulsionnes

    L'objet de ce paragraphe est limitaux mulsions du type huile dans l'eau. Les mulsionsde type eau dans l'huile tant traites avec les boues l'huile.

    On appelle mulsion une dispersion fine d'un liquide dans un autre liquide, ces deuxliquides n'tant videmment pas miscibles.

    L'eau et les hydrocarbures liquides sont les exemples types dans le domaine des boues de

    forage, mais il existe galement d'autres couples de liquides non miscibles.

    En boues de forage, on connat plusieurs types d'mulsion suivant la nature de la phasedisperse :

    mulsion eau dans huile : lorsque l'eau forme la phase disperse, l'huile formant laphase continue,

    mulsion huile dans eau : lorsque l'huile est la phase disperse, l'eau tant la phasecontinue,

    mulsion air dans eau : dans le cadre des boues la mousse.

    Une mulsion comprend donc toujours, quel que soit son type, une phase continue et unephase disperse.

    La dispersion d'un liquide dans un autre est obtenue mcaniquement. Toutefois, en raisond'un certain nombre de facteurs, une mulsion constitue par deux liquides purs n'est passtable. Les gouttelettes ont tendance coalescer sous l'influence des forces attractives, puissdimenter, ou se runir la surface sous l'effet de la diffrence de densitexistantentre les phases. La dispersion peut tre stabilise par la formation d'un film la surfacesparant les deux liquides. Ce film modifie les forces attractives entre les gouttelettesformant la phase disperse : il prvient donc leur coalescence et s'oppose l'action de ladiffrence de densit.

    Le film inter-facial qui se forme entre les deux liquides peut tre constitupar :

    des collodes, comme les argiles, l'amidon, des agents superficiellement actifs.

    L'affinitpour l'un ou l'autre milieu et l'orientation de la molcule constitutive l'interfaceconstituent les deux caractristiques communes ces trois catgories d'agentsstabilisateurs.

    Suivant la valeur de ces deux caractristiques, chaque agent stabilisera prfrentiellementune mulsion directe (huile dans eau) ou une mulsion inverse (eau dans l'huile).

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    Les corps ayant une affinitparticulire pour l'eau sont dits hydrophiles ; ceux ayant uneaffinitparticulire pour l'huile sont dits olophiles ou lipophiles.

    C'est donc cette balance hydrophile / olophile (HLB) qui dterminera, au moins dans une

    certaine mesure, le sens d'action d'un agent stabilisateur d'mulsion.

    Les conclusions de ces gnralits sur les mulsions sont les suivantes, en ce qui concerneles boues de forage :

    Une mulsion pour se crer besoin d'agitation (cisaillement).

    Une mulsion, quel que soit son type, ne peut demeurer stable sans la prsence d'unagent stabilisateur.

    Le rapport des volumes des phases liquides n'est pas l'lment dterminant le sensde l'mulsion.

    Proprits :

    On admet que le fait d'mulsionner une boue l'eau lui confre certains avantages :

    L'ajout d'huile diminue la valeur de la densit.

    L'addition d'huile provoque souvent une lgre rduction du filtrat mais parfois uneaugmentation des caractristiques rhologiques.

    Une boue mulsionne possde un meilleur pouvoir lubrifiant.

    Elle rduit les frottements de la garniture sur les parois du sondage ce qui a pourconsquence une diminution du couple de torsion et un arrachement moindre ducake lors des manuvres.

    La prsence d'huile dans la boue rduit les coincements par pression diffrentielle,tout particulirement si cette huile contient un agent spcifique.

    Une boue mulsionne amliorerait la tenue des marnes lors de leur forage ou aucours des manoeuvres.

    Utilisation :

    Les boues base d'eau mulsionnes seront utilises dans les mmes cas que le type deboue non mulsionne. L'mulsion au travers des avantages cits permettra de rsoudrecertaines difficults particulires, sans plus.

    Composition et prparation :

    Les boues base d'eau peuvent toutes tre mulsionnes, avec plus ou moins de facilit.

    Une boue mulsionne comportera d'une part la boue de base dont nous avons vu la

    composition et d'autre part l'huile avec ou sans mulsifiant.

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    Danslesboues l'eau, ilexisteun certainnombre d'agentsstabilisateurs d'mulsion. Cesont:

    les argiles,

    les collodes rducteurs de filtrat comme l'amidon ou la C.M.C.,

    les fluidifiants tels que les tanins et lignosulfonates.

    D'une manire gnrale, il ne sera donc pas ncessaire d'ajouter un agent mulsionnantsupplmentaire.

    Le type d'huile dispersdans la boue peut tre variable : gas-oil, huile minrale, etc...

    La prparation de l'mulsion est trs simple : on ajoute l'huile dans la goulotte ou dans lemixer. L'agitation du circuit de mixing classique, la circulation travers les duses de l'outilsuffisent assurer la dispersion.

    La quantitd'huile se situe en gnral entre 5 et 12 % en volume.

    Entretien :

    Indpendamment des entretiens de base propres au type de boue, il y a lieu de surveiller lepourcentage en huile et la stabilitde l'mulsion.

    Le pourcentage en huile est mesurau distillateur. La stabilitde l'mulsion est apprcievisuellement.

    Un dfaut de stabilitse traduit par l'apparition d'une certaine quantitd'huile surnageantdans les bacs boue.

    Ce dfaut peut tre d une mauvaise agitation ou un dfaut d'mulsionnant. Unedgradation de l'tat collodal de la boue conscutive une contamination, nuit lastabilitde l'mulsion.

    1.7. Boues base d'huile

    Une boue l'huile est un fluide o la phase continue est de l'huile, exclusivement del'huile. Nous verrons plus loin les avantages de cet tat.

    Nous distinguons deux catgories :

    les boues l'huile,

    les boues mulsionnes inverses (eau dans huile).

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    1.7.1. Boues l'huile

    Nous classons dans cette catgorie les fluides de forage ou de compltion cons


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