Les vibrations des systèmes de forage pétrolier sont à l'origine de nombreux dysfonctionnements (ruptures des tiges par une fatigue accélérée, réduction des performances, endommagement des outils de mesures, endommagement des parois du puits, etc.). Face à la complexité des puits forés aujourd'hui, la maîtrise des vibrations des systèmes de forage est plus que jamais un enjeu majeur dans la réussite économique d'un projet pétrolier. Durant l'opération de forage, les tiges en rotation entrent en interaction avec les parois du puits (tubage et/ou formation) et encaissent dans certains cas des vibrations sévères. On distingue généralement trois modes de vibrations suivant le plan de leur occurrence : axiales, latérales et de torsion. Nous ne nous intéressons dans ce mémoire qu'aux vibrations latérales des tiges de forage. Si les vibrations latérales ont fait l'objet de nombreuses études dans le passé, il reste néanmoins des axes d'amélioration possible, tant sur la compréhension des phénomènes (contact garniture-puits par exemple) que sur la recherche de méthodes numériques permettant de réduire les temps de calcul. Dans le cadre de cette thèse, un modèle a été développé pour étudier les vibrations latérales des garnitures de forage dans des forages à trajectoires complexes. Ce modèle permet de prédire les vibrations latérales des tiges pour des paramètres opératoires donnés (vitesse de rotation, poids sur l'outil de forage). Un modèle numérique en éléments finis a été développé pour résoudre les équations du mouvement et analyser ainsi la sensibilité des vibrations aux paramètres opératoires du forage en particulier la vitesse de rotation et l'effort axial dans les tiges. Le modèle permet en outre d'analyser la réponse dynamique d'une garniture en cours du forage (conception). En outre, cette étude a permis de mieux élucider le phénomène sévère de précession des tiges (whirling), très nuisible à l'intégrité mécanique des systèmes de forage. Un nouveau banc d'essais a été mis au point par le Centre de Géosciences de Mines ParisTech pour reproduire les vibrations latérales, mieux comprendre le phénomène du whirling et valider les résultats numériques du modèle. Par ailleurs, des mesures dynamiques en surfaces et en fond de puits au cours de forages réels ont été analysées afin de mettre en évidence les vibrations latérales les plus sévères et en particulier le whirling. Ces données de terrain ont permis de comparer les fréquences propres du système mesurées et celles fournies par le modèle numérique. / Drillstring vibrations are commonly observed during oil & gas well drilling operations. Vibrations are a major cause of drilling tools dysfunction (drillstring breaking because of fatigue, reduced drilling efficiency, measurement-while-drilling tools failure, damaging of drill bits, etc.). Because of the increasing complexity of oil & gas wells drilled nowadays, operators need to mitigate efficiently the drillstring vibrations in order to successfully achieve the drilling process. During the drilling operation, rotating drillstrings are in interaction with the well borehole (casing and/or rock) which may lead to severe vibrations. Different vibrations modes occur simultaneously while drilling, we identify mainly three modes: axial, torsional and lateral. This work deals only with lateral vibrations. Literature survey papers show numerous experimental and numerical studies carried out on drillstring dynamics. The developed models don't take into account sufficiently the complex drillstring-borehole interactions or the efficient numerical methods needed to reduce the computation time. A new drillstring dynamics model has been developed within this thesis in order to compute the lateral vibrations of drillstrings in a complex well trajectory. Given the operating parameters (rotary speed, weight on bit) the model predicts the dynamics response of the drillstring in terms of lateral vibrations. A finite element model has been implemented to solve for the equations of motion of the dynamics model and study the dependence of the lateral vibrations on some operating parameters of the system, mainly the rotary speed and the axial load on the drillstrings. The finite element model can be used to compute and enhance the dynamic response of a given drillstring configuration for design issues. Besides, the model can be used to understand some dynamic phenomena encountered while drilling (post-analysis). Moreover, this study was useful to better understand the “whirling” phenomenon which is very harmful for the drilling system components. A new lateral vibrations simulator was built at Mines ParisTech in order to understand the whirling phenomenon and validate the numerical results provided by the dynamics model. Surface and downhole fieldmeasurements have been analyzed in order to understand the occurrence of whirling. The eigenfrequencies evaluated from the field data have been found very close to those provided by the dynamics model.

Les ruptures des garnitures de forage sont des évènements très coûteux pour l'industrie pétrolière. Dans notre travail, nous nous sommes intéressés aux connexions vissées de la garniture subissant des chargements cycliques pouvant apparaître durant une opération de forage.<br />L'objectif de ce travail est donc d'élaborer une méthodologie de dimensionnement en fatigue qui se base sur une approche multi-échelle :<br />• l'échelle de la garniture de forage dédiée aux calculs de l'historique du chargement (tension, flexion et torsion),<br />• l'échelle de la connexion vissée dédiée à la détermination des cycles du champ de contraintes macroscopiques,<br />• l'échelle du grain de métal dédiée au problème de fatigue.<br />À cause d'un temps de calcul conséquent, l'emploi de la méthode des Éléments Finis ne permet pas d'estimer quasi instantanément l'endommagement subit au niveau des connexions vissées durant le processus de forage. Afin de palier cet inconvénient, une solution élastique semi-analytique du champ de contraintes macroscopiques a donc été développée.<br />Enfin des essais expérimentaux ont été conduits sur des connexions vissées à échelle réduite et ces résultats sont comparés aux prédictions faites avec une extension du critère de Dang Van au domaine de l'endurance limitée. Les résultats montrent que les phénomènes de fatigue dans une connexion vissée sont induits par les facteurs de concentrations de contraintes et que l'application d'un critère local de fatigue donne des estimations de durées de vie trop conservatives. Une étude numérique à l'échelle cristalline a donc été menée afin d'expliquer ces observations et une correction est apportée afin d'améliorer les prédictions de durée de vie.

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.