Réussir le forage d'un puits pétrolier le plus rapidement possible et à moindre coût est devenu un défi continu pour les professionnels du secteur. Pour relever ce défi, un bon dimensionnement des installations de forage s'impose. La meilleure prédiction des pertes liées aux frottements entre la garniture de forage et les parois du puits, notamment pour les puits à trajectoires fortement déviées, est un atout majeur pour ce dimensionnement. <br/>Les modèles usuels de prédiction des frottements montrent certaines insuffisances lorsque la trajectoire du puits se complexifie. Un nouveau modèle de calcul de frottements dans les puits de forage à trajectoires complexes a été développé et validé. Ce modèle utilise une méthode tridimensionnelle de reconstitution de la trajectoire intégrant à la fois la courbure et la torsion géométrique. Contrairement aux modèles classiques, qui supposent simplement que la garniture repose par gravité sur la paroi basse du trou de forage et qui négligent souvent la rigidité des tiges, le nouveau modèle rigide calcule la vraie déformée de la garniture de forage à l'intérieur du trou via un algorithme itératif de contact unilatéral. En outre, pour un gain important du temps de calcul, le modèle se base sur une intégration numérique directe des équations d'équilibre local sans avoir recours à la méthode des éléments finis.<br/>La comparaison avec un modèle couramment utilisé dans l'industrie de forage, appelé modèle LISSE, a été effectuée sur plusieurs puits réels et théoriques. Il ressort de cette comparaison que le nouveau modèle vient palier plusieurs faiblesses du modèle LISSE dans le cas des trajectoires à géométrie complexe (surestimation des zones de contacts et des forces de contact en présence de micro-tortuosité, non sensibilité au signe du gradient d'azimut en présence de fort gauchissement, hypothèse de contact sur la paroi basse du trou pas toujours vérifiée). Par ailleurs, la confrontation avec les mesures du terrain pour la plupart des puits à géométrie bidimensionnelle ou faiblement tridimensionnelle avec des faibles dog legs (ne dépassant pas 2 à 3°/30 m) fournit généralement des concordances entre les résultats des deux types de modèles et les valeurs mesurées. En revanche, en présence de tortuosités et dog legs locaux le nouveau modèle fournit une meilleure prédiction des pertes en frottement.

Nous présentons dans ce mémoire un modèle d'interaction outil-roche qui calcule les efforts de forage en fonction du déplacement dans la roche d'un outil de forage de type PDC, et permet d'évaluer ses propriétés directionnelles, à savoir, son indice d'anisotropie (steerability) et son angle de walk. Le mouvement de l'outil est défini par une translation suivant trois axes et une rotation suivant deux axes. L'angle de tilt, qui définit l'inclinaison de l'outil par rapport à l'axe du trou en cours de forage, est pris en compte dans le calcul des surfaces d'interactions effectives entre les différentes composantes de l'outil (structure de coupe, garde active et garde passive) et la roche. Ce modèle outil est établi à partir d'une modélisation de la coupe de roche par un taillant. Ce modèle de coupe élémentaire est construit de manière à être applicable aux différentes parties de l'outil. Les efforts élémentaires de coupe sont intégrés sur toute la structure de l'outil de forage afin de calculer ses propriétés directionnelles. Le modèle d'interaction outil-roche est validé à partir d'essais de forage directionnel réalisés sur un banc spécialement conçu pour reproduire le comportement des systèmes de forage dirigé existants. Il constitue un outil d'aide à la décision pour la sélection de l'outil de forage en fonction du système au bout duquel il sera fixé. Ce modèle pourra aussi être intégré dans une boucle de régulation automatique ou semi-automatique de contrôle et de correction de la trajectoire en temps réel. / This work deals with the formulation of global relationships between kinematic variables describing the penetration of a PDC bit into the rock and drilling forces acting on it. This allows us determine the bit directional properties in terms of steerability, which corresponds to the bit lateral aggressiveness, and walk, which describes the bit azimuth displacement with respect to the side force. The bit kinematic quantities are divided into a three-axis penetration vector and a two-axis angular penetration vector. The bit tilt, which describes the angle between the bit revolution axis and the borehole tangent, is used to compute the effective interaction surface between the bit's different components (cutting structure, active gauge and passive gauge) and the rock. A new cutter-rock interface law is set up and experimentally validated in order to compute elementary forces acting on all parts of a drill bit. Bit directional properties are computed after the integration of these elementary forces. The bit-rock interaction model is experimentally validated with directional drilling tests held on a full-scale drilling bench developed to reproduce Rotary Steerable Systems (RSS) directional behavior. Tests and theoretical results enabled us to fully understand the roles of tilt angle, bit design, operating parameters and rock properties in the deviation process of a PDC bit. The bit-rock interaction model is a decision support tool for optimal drill bit selection according to the RSS being used. It could also be embedded in a real-time Closed-Loop Guided Directional Drilling controller in order to correct the drilling direction or follow a planned borehole trajectory.