REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR Etude et test...

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIREMINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR

ETDE LA RECHERCHESCIENTIFIQUE

UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA

Faculté des Sciences et Technologieet des Sciences de la Matiere

Département hydrouquarbure et chimiéMémoire fin d'études

2émeannée master Forage

Domaine : hydrocarbures et chimie

Spécialité : master Forage

Thème

Présenté par : Devant le jury composé de:

HAMIDI ABD ELHALIM BRAHMIA-A:Président

DERKOUCHE TAREK BOUCHMAA -K:Examinateur

Dernouni Amhamed: Encadreur

2011/2012

Etude et test de la tête de puits

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RESUMER

La tête de puits est l’un des équipements pétrolier les plus important dans la production, sa

fiabilité est obligatoire pour le puits, même si un système de secours est en place en cas de

problème. La partie wellhead garantie la suspension et l’ancrage du tubage une fois descendu et

cimenté. A travers de ses composants elle transmet les charges (traction, compression et

température) qui se produise pendant la production, à partir du tubage de production ; Sont étude

nécessite des connaissances essentielle des équipements qui la compose ainsi que les tests (essais

de fonctionnement, essais en pression) ; en vue d’un bon fonctionnement durable.

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SUMMARIZE

The wellhead equipment is one of the most important oil production, its reliability is mandatory

for the well, although a backup system in place in case of trouble. The guarantee part wellhead

suspension and anchoring the casing and cemented down once. Through its components it

transmits loads (tension, compression and temperature) that occur during production, from the

production tubing; study requires knowledge are essential equipments which composes and

testing (functional testing, pressure testing) for a sustainable operation

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Résumer

Nous avons débuté notre travail sur des généralité concernons les

composants de la tête de puits , aussi nous avons illustré les l’équipement de

la tête de puits , nous avons encore pencher sur le montages de tête de puits ,

Finalement nous avons montré l’intérêt et nécessité des tests de la tête de

puits.

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Sommaire

Chapitre I : Généralité et composants de la tête depuits

Chapitre I : L’équipement de la tête de puits

SommaireTable des matières

Résumé

Sommaire

Liste des abréviations

Liste des figures

Liste des tableaux

Remerciement

Dédicace

Introduction ....................................................................................................................1

I.1-Définition……………………………………………………………………………..2

I.2-Composants de la tête de puits ……………………………………...…………….4

I.2.1 Structure typique d’une tête de puits……………………………………….….. 4

I.2.2 Bride d’ancrage pour la colonne de production « tubing head spool »….…..6

I.2.3 Dispositif de suspension de la colonne de production « tubing hanger »…..8

I.2.4 Dispositif de suspension pour complétion double« tubing hanger »…….…11

I.3 Configuration de la tête de production «Christmas tree ou X-mas tree»…….12

I.3.1 Composant de la tête de production « Christmas Tree »……………………..12

II.1Introduction………………………………………………………………………..17

II.2- Configuration générale de l’équipement d’un puits éruptif…………......….17

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Sommaire

II.2-1 La tête de production………………………………………………………….18

II.2-1-1 Composition de la tête de production …………………………………..…19

II.2-2 : La colonne de production ou tubing……………………………………...…24

II.2.2.1. Caractéristiques des tubings………………………………………………....25

II.2.2.2 Choix du tubing……………………………………………………………...27

II.2.2.2.1 Détermination du diamètre nominal du tube…………………………...28

II.2.2.2.2 Détermination du grade et de la masse nominale…………………..…..28

II.2.2.2.3 Détermination de la connexion………………………………………….....28

II.2.3 Étanchéités d'annulaire- les packer …………………………………………..28

II.2.3.1 Les grandes familles de packer………………………………………………29

II.2.3.2 La connexion tubing-packer est assurée de deux manières………………29

II.2.3.3 Choix du packer……………………………………………………………….29

II.2.3.4 Connexion tubing-packer…………………………………………………..…30

II.2.4 Accessoires de fond………………………………………………………...........31

II.2.4.1 Dispositifs de circulation……………………………………….…………..…31

II.2.4.2 Vanne de circulation à chemise coulissante………………………………...32

II.2.4.3 Mandrin à poche latérale (Side pocket mandrel)…………………………..34

II.2.4.4 Siège perforé……………………………………………………………………35

II.2.4.5 Tableau récapitulatif des types de siège…………………………………….35

II.2.4.6 Autres éléments de fond…………………………………………………...…38

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Sommaire

Chapitre III : montage de tête de puits

III.1 Évolution d'une tête de puits aérienne en forage …………………………….….41

III.1.1 Phase 171/2 ……………………………………………………………………...41

III.1.2 Phase 121/4 ………………………………………………………….………….42

III.1.3 Phase 8 1/2 …………………………………………………..………………..…43

III.1.4 Phase 53/4 (ou 6", selon l'épaisseur des tubes 7")……………………..………...44

III.2Exemple d'évolution de tête de puits – Procédure Cameron ……………………….46

III.2.1 Installation de la casing head Housing 20" ……………………………..……….46

III.2.2 Test des BOP 20".…………………………………………………………..…....47

III.2.3.A-Installation de la fourrure de protection 20" EB-83………………………….. 48

III.2.3.B-Retrait de la fourrure de protection 20" ………………………………..….…..48

III.2.4 Installation des ensembles coins de suspension SB-6 (EB-247) ………..………49

III.2.5 Test des BOP 135/8" …………………………………………………….…...….50

III.2.6 Installation de la fourrure de protection 135/8" EB-83 ……………………….…51

III.2.7 Installation des ensembles coins de suspension SB-3A (EB-247) ………………52

III.2.8 Installation de la bride d'étanchéité 135/8" x 11" et du casing spool 11" x 11"….53

III.2.9 Test des BOP 135/8" ………………………………………………………………….....54

III.2.10.A-Installation de la fourrure de protection 11" EB-83…………………………55

III.2.10.B-Retrait de la fourrure de protection 11" ………………………….…………..55

III.2.11 Installation des ensembles coins de suspension SB-5A ……………..…………56

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Sommaire

Chapitre IV : Teste de tête de puits

IV .1 Principe des essais de puits ……………………………………..…………......58

IV.2 Teste de tête de puits …………………………………………………………….58

IV.2.1 Essais de fonctionnement…………………………………………………….59

IV.2.2 Essais en pression……………………………………………………………...59

IV.3 Niveau des essais…………………………………………………………..…….59

IV.4 Fréquence des essais…………………………………………………………….60

IV.5 Procédure des essais…………………………………………………………….60

IV.6 Interprétation des résultats……………………………………………..………62

IV.7 Essais en pression des têtes de puits aériennes………………………………..63

IV.7.1 Essai de la tête de tubage avec "test port" (si soudée) ……………………..63

IV.7.2 Essai de la tête de tubage avec tester cup……………………...……………63

IV.7.3 Essai après pose d'une colonne sans étanchéité complémentaire et avec

tester cup…………………………………………………………….……………….....64

IV.7.4 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité complémentaire et

avec tester port……………………………………………………..…………………..64

IV.7.5 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité complémentaire et

avec tester cup………………………………………………………………………….65

IV.7.6 Essai après pose d'une colonne avec deux étanchéités complémentaires et

avec tester port…………………………………………………………………………65

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Sommaire

IV.8 Essais des obturateurs…………………………………………………………66

IV.8.1 Fermetures totales ou cisaillantes……………….………………….………...66

IV.8.2 Fermetures sur tiges et annulaire……………………………………………..66

Conclusion

BIBLIOGRAPHIE

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Liste des figures

Figure-I.1 Tête de tubage conventionnelle………………………………………3

Figure-I .2 Tête de tubing…………………………………………………………3

Figure-I.3 Tête de production……………………………………… ……………4

Figure-I.4 Tête de puits standard « BSB » pour une complétion simple………5

Figure-I.5 Bride d’ancrage pour la colonne de production « tubing head

spool »...............................................................................................................6

Figure-I-6 : Coupe transversale des brides de la « casing spool et de la tubing

spool »………………………………………………………………………………7

Figure-I.7 Dispositif de suspension de la colonne de production « Tubing

hanger »……………………………………………………………………………..8

Figure-I.8 Vis d’ancrage de type BS « Tie Down Screw »……………………9

Figure-I-9 : BPV de type « H/ Two Way Check Valve de type « H »…………10

Figure-I-10 : Outil pour installer et enlever une BPV………………………….10

Figure- I. 11 « Tubing Hanger » pour complétion double …………………11

Figure-I.12 Tête de production basic……………………………………………13

Figure-I.13 Tête de production compacte pour complétion simple………….14

Figure-I. 14 Tête de production compacte pour complétion double………….15

Figure-I.15 Tête de puits pour une complétion ESP « Electric Sub Surface

Pump »………………………………………………………………………………16

Figure-II.1 schéma de l’équipement d’un puits

éruptif………………………..18

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Figure-II.2 Vanne de curage ………………………………………………………20

Figure-II.3 Vannes maîtresses………………………….………………………….21

Figure-II.4 Vanne latérale de production……………………………………….22

Figure-II.5 Suspension et ancrage du tubing…………………………………..23

Figure-II.6 La tête de suspension du tubing (tubing-head spool)…………….23

Figure-II.7 Deux sorties latérales………………………………………………….24

Figure-II.8 L’olive de suspension ………………………………………………..24

Figure-II.9a Anchor seal assembly……………………….………………………31

Figure-II. 9b Locator seal assembly …………………………………………… …31

Figure-II. 10 Dispositifs de circulation…………………………………………..33

Figure-II.11 Blast joint……………………………………………………………..39

Figure-II.12 Flow coupling……………………………………………………….39

Figure-II.13 Joint de déconnexion de type "tubing seal receptacle" (Baker)…40

Figure-III.1 ENCRAGE 20''………………………………………………………44

Figure-III.2 ENRAGE 20 '' AVANT CEMENTATION…………………………………45

Figure-III.3 UMontage sur casing (20 '' pour forage phase 17” ½)……………45

Figure-III.4 MONTAGE SUR CASING (13'' 3/8 POUR FORAGE PHASE 12''

¼)…………46

Figure-III.5 Setting 20" Casing head Housing………………………………….47

Figure-III.6 Test 20" BOP's……………………………………………………...48

Figure-III.7 Install 20" Wear Bushing…………………………………………..49

Figure-III.8 Test 135/8 BOP's……………………………………………………50

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Figure-III. 9 Install 135/8 Wear Bushing ………………………………………51

Figure-III.10 Setting "SB3A" Casing Hanger…………………………………..53

Figure-III.11 Nipple up 11" x 11" Casing Spool..............................................54

Figure-III.12 Test 135/8 BOP's………………………………………………….55

Figure-III.13 Install 11" Wear Bushing…………………………………………..56

Figure-III.14 Install "SB5A" Casing Hanger…………………………………….57

Figure-IV.1 Tester plug…………………………………………………………62

Figure-IV.2 Tester cup……………………………………………………………62

Figure-IV.3 Essai de la tête de tubage avec "test port" (si soudée)……………63

Figure-IV.4 Essai de la tête de tubage avec tester cup ……………………….63

Figure-IV.5 Essai après pose d'une colonne sans étanchéité complémentaire

etavec tester cup ………………………………………………………………….64

Figure-IV.6 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité

complémentaire et avec tester port………………………………………………64

Figure-IV.7 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité

complémentaire et avec tester cup………………………………………………65

Figure-IV.8 Essai après pose d'une colonne avec deux étanchéités

complémentaires et avec tester port……………………………………………..65

Figure-IV.9 Fermetures totales ou ci saillantes………………………………..66

Figure-IV.10 Fermetures sur tiges et annulaire………………………………..67

Figure-IV.11 Utilisation du tester cup…………………………………………..67

Figure-IV.12 Utilisation d’un tester plug………….…………………………..67

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Liste des abréviations

Pe : pression exercée

Pa : pression admicible

Pé : pression éclatement

Pser : pression servisse

BOP : Blow out préventer

HP : High pressure

BPV : Back pressure valve

API: American petroleum international

OD: outer diameter

ID: inner diameter

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La liste Des TABLEAUX

TABLEAU II.1 : Diamètres nominaux des tubings normalisés par l'AP………26

TABLEAU II. 2 : Masses nominales pour deux épaisseurs et deux types de

Connexion API pour un tubing 3" ½………………………..………..27

TABLEAU II.3 : Récapitulatif des types de siège………………………………..37

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1

INTRODUCTION

Parmi les équipements pétrolier important dans la production est la tête de

puits, c’est pour cela l’étude de cet équipements et la connaissance des

équipements qui le compose est primordiale, ainsi les tests requis pour le bon

fonctionnement sont décisif.

La fiabilité de la tête de puits est vitale pour le puits, même si un système

de secours est en place en cas de problème. La tête de puits est l’équipement

du puits le plus utilisé et sa fonctionnalité devra être constante durant toute la

vie du puits.

Notre travail consiste à étudier les tests utiliser sur la tète de puits pour

assurer sa fonctionnalité. Notre mémoire se compose suivant quatre

chapitres :

Chapitre I ; Génialité et composants de la tête de puits

Chapitre II ; l’équipement de la tête de puits

Chapitre III; Montages de tête de puits

Chapitre IV ; Tests des têtes de puits

Et à la fin en termine notre travail avec une Conclusion.

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2

Conclusion

La tête de puits qui est composé d’une tête de surface et d’une tête de

production est l’un des composants le plus important du puits d’un point de

vue de la sécurité.

La partie « wellhead » concerne les équipements de la tête de puits

utilisés aussi pendant le forage, elle garantie la suspension et l’ancrage du

tubage une fois descendu et cimenté.

A travers de ses composants elle transmets les charges (traction,

compression et température) qui se produisant pendant la production, à

partir du tubage de production et de la tête de production en passant par le

système de suspension du tubage qui les transmets, ensuite à la surface du

sol.

La fiabilité de la tête de puits qui est assuré par différents test (essais

de fonctionnement, essais en pression) est vitale pour le puits, même si un

système de secours est en place en cas de problème pour que la tête de puits

demeure plus long dans sont utilisation et sa fonctionnalité devra être

constante durant toute la vie du puits.

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CHAPITREI Généralité et composants de la tête de puits

2012 2 Mémoire de fin d’études

La tête de puits

I.1-Définition:

Cet équipement est l’un des composants le plus important du puits du point de vue de la

sécurité .La tête de puits « Wellhead » concerne les équipements utilisés pendant le forage.

La tête de puits se compose de trois parties principales:

a)- La tête de tubage (casing head, casing spool)

b)- La tête de tubing (tubing head)

c)- La tête de production (X mas tree)

La tête de puits est utilisée comme moyen pour:

supporter le poids de toutes les colonnes de tubage et tubing de production.[4]

assurer l’étanchéité des suspensions des colonnes de tubages.

supporter la tête de production (X mas tree).

isoler les espaces annulaires de l’intérieur tubing.

fournir un accès pour le contrôle des pressions dans l’espace annulaire et l’intérieur de

tubing.

Tête de tubage : Dans ce type de tête de tubage, chaque tubage est suspendu au moyen d’un

casing hanger loger dans le casing spool. (Fig-I.1)

Tête de tubing : Sert à la suspension du ou des tubings, reçoit l’obturateur pendant la

complétion ou les interventions sur puits, et permet le contrôle de l’annulaire tubing-tubage de

production durant toute la vie du puits .Le rôle de la tête de tubing est presque identique à celui

de la tête de tubage, elle assure l’étanchéité en tête de tubage précèdent et support la colonne de

tubing.(Fig-I.2)

Tête de production : La tête de production est un assemblage de vannes et d’équipements

annexes montée en un seul bloc. Elle est utilisée principalement pour contrôler l’écoulement du

fluide dans le tubing de production et permettre l’accès pour les opérations de pompage et

d’intervention en toute sécurité.( Fig-I.3)

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Fig-I.1 Tête de tubage conventionnelle

Fig-I .2 Tête de tubing

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Fig-I.3 Tête de production

I.2-COMPOSANTS DE LA TETE DE PUITS

I.2.1 Structure typique d’une tête de puits

Un exemple d’une structure typique de tête de puits est présenté dans le croquis ci-après. Il

permet l’identification des différents éléments basés sur les différentes phases d’opération

(forage et complétion) et leur désignation avec les termes anglais utilisés dans la réglementation

API 6Ae ISO 10423.(Fig-I.4) .[4]

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Fig-I.4 Tête de puits standard « BSB » pour une complétion simple

Tubage

Tubing

Support de tête

« Braden »

Coins d’ancrage

« BSB »

Garniture primaire

Garniture secondaire

Coins d’ancrage

Garniture primaire

Garniture secondaire

Garniture primaire

Garniture primaire

Coins

d’ancrage

Coins

d’ancrage

« BSB »

Raccord double

bride pour tubage

Raccord double

bride pour tubing

« Tubing hanger »

Adaptateur de la tête de la

colonne de production

Tête de production

« X.Mas Tree »

Etanchéité métal contre

métal (optionnel)

Vanne maîtresse

Vanne latérale

Vanne de travail

Vanne Supérieur

Chapeau de tête

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I.2.2 Bride d’ancrage pour la colonne de production « tubing head spool » (Fig-I.5)

Sur le haut de la dernière bride de tubage se trouve la bride d’ancrage du tubing « tubing

spool » qui est étalonnée pour la pression maximum du puits, elle est conçue dans un type de

matériel approprié, et a pour fonction de suspendre la colonne de production et de fournir un

épaulement pour le dispositif de suspension de la colonne de production « tubing hanger ».

Tout comme le « casing spool », le « tubing head spool » est conçu avec deux sorties sur les

côtés ayant un diamètre nominal de 2’’ qui permet de contrôler et de surveiller l’espace

annulaire. Habituellement, une sortie est équipée avec une vanne, l’autre sortie étant équipée

avec un manomètre enregistreur de pression. .[4]

Fig-I.5 Bride d’ancrage pour la colonne de production « tubing head spool »

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Le « tubing spool » rend étanche l’espace se trouvant autour du tubage de production grâce à la

garniture d’étanchéité secondaire « secondary packing » ou à l’aide d’une étanchéité métallique

« metal pack off » quand cela est nécessaire.

Fig-I-6 : Coupe transversale des brides de la « casing spool et de la tubing spool »

Guide d’outil

Garniture

secondaire

Garniture

primaire

Coins

d’ancrage

« BSB »

Coins d’ancrage

« BSB »

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I.2.3 Dispositif de suspension de la colonne de production « tubing hanger » (Fig-I.7) .

La colonne de production est suspendue à l’intérieur du « tubing spool » au moyen du « tubing

hanger ». Ce « tubing hanger » rend étanche l’espace entre le tubing et le « tubing spool » grâce

à une garniture élastomère ou à l’aide d’une garniture métallique lorsque cela est nécessaire.

Fig-I.7 : Dispositif de suspension de la colonne de production « Tubing hanger »

Le « tubing hanger » devra aussi être maintenu à l’intérieur du « tubing spool » pour éviter

que, durant la production, il puisse être soulevé à cause de l’élongation du tubing provoqué par

l’augmentation de la température. Le « tubing hanger » est donc maintenu en place par des vis

spécifiques « ties down screws » qui lors de leur vissage viennent appuyer sur un anneau

conique qui compresse la garniture d’étanchéité du tubing hanger « tubing hanger pack off

seals ».(Fig-I.8) .[4]

Etanchéité métal contre

métal « Transfer Carrier »

Tubing hanger

Adaptateur

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Fig-I.8 Vis d’ancrage de type BS « Tie Down Screw »

Sur la partie supérieure, le « tubing hanger » peut être fabriqué de différentes façons.

Dans sa version la plus simple il peut avoir une tête en une seule pièce qui se loge à

l’intérieur de la bride de la tête de puits où des joints « O ring » séparent les galeries

circulaires de/des ligne(s) de contrôle hydraulique pour la/les vanne(s) de sécurité

Dans les autres cas, les lignes de contrôle ont des sorties séparées à l’intérieur du « hanger ».

Ainsi, leur continuité comme celle du trou principal avec la bride de la tête de puits est

garantie grâce à une étanchéité « transfer carrier » qui rend étanche l’intérieur du corps du

« tubing hanger » avec l’intérieur de la bride de la tête du puits. Cette étanchéité « transfer

carrier » peut être fournie avec des « O rings » en élastomère ou avec des joints métalliques.

Le profil intérieur du « tubing hanger » prévoit toujours un réceptacle soit pour une BPV « back

pressure value » soit pour un bouchon obturateur «wireline » sur les installations modernes.

Les deux dispositifs ont la particularité d’obturer la colonne de production avant d’enlever la

tête de production « X – mas tree » et d’assembler les BOPS. L’avantage d’un bouchon

obturateur « wireline » par rapport à l’utilisation d’une BPV, est sa possibilité d’être descendue

ou enlevée sous pression en utilisant un équipement de pression « wireline » normal, alors que

l’enlèvement d’une BPV sous pression nécessite l’utilisation d’outils spéciaux. .[4]

Vis d’ancrage de type BSA

Vis d’ancrage de type BS

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Cameron de type « H »

Fig-I-9 :

Fig-I-10 : Outil pour installer et enlever une BPV

BPV

de type « H »

Two Way Check Valve

de type « H »

Action double

Filetage

à gauche

Filetage

à droite

Cameron de type « H »

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I.2.4 Dispositif de suspension pour complétion double« tubing hanger » (Fig-I.11)

Fig-I.11 « Tubing Hanger » pour complétion double

Fig-I-12 : Brides comprenant un « Tubing Hanger » pour complétion double

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I.3 CONFIGURATION DE LA TETE DE PRODUCTION «Christmas tree ou X-mas tree»

La tête de production est un réel dispositif de sécurité qui intercepte le flot d’hydrocarbures

provenant du puits. Sa configuration traditionnelle au dessus de la bride de la tête du puits est

la suivante: .[4]

Un passage vertical

Une vanne maîtresse manuelle inférieure « lower manual master valve »

Une vanne maîtresse automatique commandée à distance « automatic master valve »

Une croix « cross »

Une vanne manuelle supérieure « manual swab valve »

Un bouchon de tête avec connexion rapide pour connecter un équipement wireline « Tree

cap with quick connector »

Un passage horizontal à partir de la croix

Une vanne latérale automatique « automatic wing valve »

Une duse « chocke valve »

une vanne latérale manuelle (côté opposé à la vanne automatique) « manual kill valve »

Une connexion avec un raccord rapide (en option) « quick hammer »

I.3.1 Composant de la tête de production « Christmas Tree »

La structure standard d’une tête de production est composée de :

a)-Vanne maîtresse inférieure « lower master valve » : généralement manuelle, elle doit être

opérée seulement en cas d’urgence ou pour fermer le puits pour une longue période. C’est le

type de vanne utilisée comme barrière de sécurité de surface, après le tubing, la vanne dans le

puits et la BPV, pendant le démontage de la tête de production placée au dessus. Elle peut être

incorporée à l’adaptateur de la « tubing head » pour une complétion simple ou double.

b)-Vanne maîtresse supérieur (vanne de travail) « upper master valve (working valve) : elle

est généralement activée par un dispositif de commande hydraulique ou pneumatique. Elle est

utilisée comme étant la première vanne de sécurité de surface. Le fluide activant le dispositif de

commande est régulé à partir d’un panneau de contrôle commandé par des sondes réagissant

aux variations de pression et de température. La même centrale peut être utilisée pour

commander séparément la vanne maîtresse inférieure ou d’autres vannes, y compris la vanne

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de sécurité du puits et doit par conséquent exécuter les fermetures en accord avec les séquences

planifiées et garder en mémoire les caractéristiques des vannes et des conditions du puits. .[4]

d)-Croix « cross » : c’est un élément composé de brides, présent uniquement sur les têtes de

puits à assembler et appelée ainsi car elle représente 4 passages, les 2 passages verticaux étant

connectés à la vanne maîtresse et à la vanne supérieure, alors qu’horizontalement, sur le côté

production, une vanne latérale « wing valve » est connectée. Une autre vanne latérale « kill

valve » de même dimension ou plus petite est éventuellement connectée sur une des 4 sorties.

e)-Vanne latérale « wing valve » : c’est une vanne à opercule assemblée horizontalement sur la

tête de production. Elle est généralement manuelle alors que la seconde vanne latérale, si elle

est présente et montée avant la duse, peut être opérée à l’aide d’une commande hydraulique ou

pneumatique.

f)-Duse réglable ou fixe « ajustable ou positive choke » : installée après la vanne latérale avec

une ouverture spécifique, elle régule le débit d’hydrocarbure du puits.

g)-Vanne supérieur « swab valve » : utilisée pour les opérations wireline ou toute autre

intervention dans la colonne de production. C’est une vanne manuelle généralement fermée.

h)-Chapeau de tête « top adapter » : il est placé sur le haut pour fermer la tête de production

sur sa partie supérieure, généralement assemblé avec une vanne à pointeau « needle valve » et

un manomètre. Ce chapeau de tête est muni d’une connexion rapide, compatible avec des

équipements de wireline ou autres.

Fig-I.13 Tête de production basic

Chapeau de tête

Vanne Supérieur

Vanne latérale

Vanne de travail

Vanne maîtresse

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Fig-I .14 Tête de production compacte pour complétion simple

Chapeau de tête

Vanne Supérieur

Vanne latérale

Vanne latérale

Vanne maîtresse

Vanne de travail

commandée à distance

Orifice pour la ligne de

contrôle de la vanne de

sécurité

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Fig-I.15 Tête de production compacte pour complétion double

Chapeau de tête

Vanne Supérieur

Vanne Supérieur

Bribe de raccordement

Vanne latérale

Vanne latérale

Vanne maîtresse

commandée à distance

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Fig-I.16 Tête de puits pour une complétion ESP « Electric Sub Surface Pump »

Conducteur 30”

Tubage 13.3/8

Connnecteur 30”

Support de tête de

puits

Vanne à opercule

3.1/8’’ – 500 psi

Vanne à opercule

2.1/16’’ – 2000 psi

Mandrin électrique

Ligne d’injection Orifice ¾’’

Adaptateur de la

colonne de production

Collier de serrage

13.5/8’’ 2000

Casing Head

Housing

Vanne à opercule

4.1/16’’ – 2000 psi

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CHAPITREII L’équipement de la tête de puits


II.1-Introduction :

L’architecture du puits à sa disposition toute une gamme d’équipements pour amener

l’effluent du réservoir vers la surface où il sera traité.

Pour un meilleur compromis entre les besoins et les contraintes du gisement et ceux de

l’exploitant, les choix sont guidés par quatre grands principes :[6]

Accès au réservoir pour les mesures ;

Transit efficace de l’effluent du fond vers la surface ;

Contrôle de cet effluent en surface ;

Sécurité de l’installation.

II.2- Configuration générale de l’équipement d’un puits éruptif: (Fig-II.1)

Les puits éruptifs comportent en général les équipements de production suivants, de haut en

bas [6]

une tête de production

la colonne de production (tubing)

une étanchéité d’annulaire, ou packer de production

les accessoires de fond

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Fig-II.1 schéma de l’équipement d’un puits éruptif

II.2-1 La tête de production:

C'est l'élément de base assurant la sécurité du puits. Il doit pouvoir supporter la pression

maximum puits fermé. De plus, il permet :

le réglage du débit en agissant sur la duse latérale, [6]

l'accès dans la colonne de production ("tubing") pour le travail sous pression, en particulier

pour les opérations de mesure et d'entretien réalisées par la technique du travail au câble

("wire line") (vannes dite de curage, de pistonnage ou de sas raccord de sas) ;

la suspension de la colonne de production, la réalisation de l'étanchéité entre le tubage et la

colonne de production, l'accès à l'annulaire ainsi créé (tête de tubing ou "tubing

head spool"').

La tête de puits doit répondre aux exigences suivantes :

sécurité contre l’éruption non contrôlée du puits

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contrôle du débit du puits (dusage)

contrôle périodique de l’état du puits et/ou mise en sécurité du puits par des outillages

descendus au câble

résistance à la pression et à la température en production, puits fermé, ou lors d’opérations

exceptionnelles sur le puits (fracturation hydraulique, ….)

II.2-1-1 Composition de la tête de production :

a)- L’arbre de Noël (Xmas tree) : est un ensemble de vannes, duse (choke), raccords qui permet

le contrôle de l’effluent, la mise en sécurité de l’installation, l’accès au puits pour des outillages

et instruments de mesure. [6]

Il comprend en général (de bas en haut) :

Une ou deux vannes maîtresses (master valve) ;

Une croix de circulation ;

Une vanne de curage (swab valve) ;

Un chapeau de tête (tree cap).

TETE DE PUITS

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Vannes de production :

Le nombre de vannes et leur disposition doit être adapté aux impératifs de sécurité et de

production de chaque champ. Ainsi, les pressions élevées nécessitent deux, voire même trois

vannes maîtresses pour des cas exceptionnels et de forts débits incitent à équiper les deux

sorties latérales de production. [6]

A/-Vanne de curage (Fig-II.2)

Placée a la partie supérieure de la croix et permet le branchement du SAS du Wire Line pour la

descente des outils au fond du puits.

FigII.2 Vanne de curage

B/-Vannes maîtresses (Fig-II.3)

En exploitation normale, la vanne maîtresse inférieure est maintenue ouverte. La vanne

maîtresse supérieure permet de mettre le puits en sécurité ; sa fermeture est en principe

automatique grâce à l’utilisation d’un dispositif de commande hydraulique ou pneumatique, le

dispositif de commande de cette vanne de sécurité de surface (SSV : Surface Safety Valve) est

schématiquement composé d’un piston et d’un ressort récupérateur et est conçu de telle

manière que l’ouverture de la vanne est obtenue en pressurisant le piston de commande. En fin

de course, la vanne est maintenue ouverte en conservant la pression sur le piston de commande.

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Fig-II.3 Vannes maîtresses

C/-Porte-duse : se trouve au bout de chaque sortie latérale, permet l’emplacement

D/-Duses : sont des orifices calibrés utilisés pour le réglage du débit à la tête de production. On

distingue les duses fixes et les duses réglables.

E/- Vanne latérale de production (Fig-II.4)

Souvent manuelle, peut être motorisée afin de pouvoir être manœuvrée a distance. En

dehors des déclenchements de sécurité, le puits est fermé par manœuvre de la vanne latérale

puis ensuite de la vanne maîtresse supérieure. Inversement, le puits est remis en production par

ouverture de la vanne maîtresse supérieure puis de la vanne latérale de production.

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Fig-II.4 Vanne latérale de production

-Adapteur

Elément assurant la liaison entre la tête de tubing et la première vanne maîtresse et adapte

pression et diamètre. Par exemple :

12" 5000 x 10 " 5000 psi Ou 10" 5000 x 10" 10000 psi

-Choix des équipements

Lors du choix des équipements, on considère en particulier les diamètres intérieurs de passage,

la pression de service, la métallurgie et la configuration de la tête d’éruption. [6]

1-Diamètre intérieur vertical : doit être au moins égal à celui du tubing, le diamètre des vannes

latérales de sortie étant en rapport avec ceux du tubing et de la collecte.

2-La série ou pression maximum de service :est choisie en fonction de la plus grande pression

que l’on pourra avoir durant la vie du puits, en général pression en tête puits fermé ou lors

d’opérations spéciales.

On peut trouver sur le marché des vannes séries 5000 psi ,10000 psi et maintenant 15000 psi

normalisées par l’american petroleum institute (API).

3-La métallurgie et la nature des étanchéités : dépendent de la nature de l’effluent et de sa

température, de la résistance au feu et de la pression de travail.

4-Le choix de la configuration : dépend, lui, des conditions de sécurité.

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b)- Suspension et ancrage du tubing (Fig-II.5)

Fig-II.5 Suspension et ancrage du tubing

1/-La tête de suspension du tubing (tubing-head spool)(Fig-II.6) :est posée sur la bride

supérieure de la dernière tête de tubage .Elle reçoit l’olive de suspension du tubing (tubing

hanger).L’alésage du profil intérieur de la tête de suspension permet, lors de la mise en place de

l’olive dans son siège, d’assurer aussi l’étanchéité entre l’annulaire casing-tubing et le dessus de

l’olive. [6]

Fig-II.6 La tête de suspension du tubing (tubing-head spool

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2/-Deux sorties latérales (Fig-II.7)

Communiquent avec l’annulaire et sont fermées par des vannes. Une de ces sorties est équipée

d’un manomètre permettant d’observer toute anomalie de pression dans l’annulaire .l’autre

sortie permet de se brancher sur les conduites extérieures.

Fig-II.7 Deux sorties latérales

3/-L’olive de suspension (Fig-II.8)

Est généralement usinée pour recevoir un clapet anti-retour (BPV :Back-Pressure Valve ) lors

des interventions sur la tête de puits .

Fig-II.8 L’olive de suspension

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II.2-2 : LA COLONNE DE PRODUCTION OU TUBING

C'est la conduite d'acheminement des effluents du gisement vers la surface pour les puits

producteurs ou de la surface vers le gisement pour les puits injecteurs. [6]

Hormis des cas très spécifiques, le tubing est associé à un packer. Cette disposition permet de

protéger le cuvelage de l'effluent. Par ailleurs, le choix judicieux du diamètre de passage des

tubes permet un régime d'écoulement favorable des fluides et, par conséquent, de minimiser la

consommation d'énergie.

On peut être amené à remplacer la colonne de production pour la réparer ou l'adapter à un

changement des paramètres d'exploitation, comme le débit par exemple. En ce sens, le tubing

est à considérer aussi comme du consommable.

Moyennant l'utilisation d'un dispositif de circulation, le tubing sert, si nécessaire, à la mise en

place dans le puits et/ou l'annulaire, de fluides de densité et de composition physico -chimique

choisis pour répondre aux besoins de démarrage ou de contrôle du puits, et de protection du

cuvelage.

Si le diamètre conditionne le débit, la métallurgie de l'acier et le type de connexion entre tubes

confèrent au tubing une certaine durée de vie face à l'agression chimique des effluents et à leur

nature (liquide ou gaz). Enfin, les nuances d'acier (grades) utilisées et l'épaisseur des tubes lui

permettent de supporter des efforts mécaniques parfois importants et contribuent à la résistance

à la corrosion.

Le tube retenu pour équiper le puits est choisi comme étant le meilleur compromis entre les

contraintes d'exploitation, les paramètres du puits et parfois les impératifs de bonne gestion

d'un parc de tubulaires existant.

II.2.2.1. Caractéristiques des tubings

Le tubing est fait de tubes étirés, sans soudure, manchonnés pour la plupart. [6]

Les fabricants et manufacturiers proposent, outre une gamme classique codifiée dans le cadre

des normes américaines API, des tubes confectionnés à partir d'aciers améliorés ou d'aciers

spéciaux pour répondre aux besoins particuliers de tenue à la corrosion induite par la présence

de l'hydrogène sulfuré ou du gaz carbonique et de l'eau.

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Les paramètres définis par l'API sont en particulier : le diamètre nominal, la masse nominale, la

nuance d'acier (grade), le type de connexion et la gamme de longueur.

a)-Diamètre nominal

C'est le diamètre extérieur du corps du tube (Outside Diameter ou OD), exprimé

traditionnellement en pouce et fraction de pouce. Pour les tubings, sont ainsi normalisés par

l'API les diamètres extérieurs figurant dans le tableau ci-après.

Pouce

s

1.050 1.315 1.660 1.900 2.063 2"

3/8

2"

7/8

3"

1/2

4" 4"1/2

Mm 26,7 33,4 42,2 48,3 52,4 60,3 73,0 88,9 101,6 114,3

Nota : 2" 3/8 = 2.375 ; 2"7/8 = 2.875

TABLEAU 1 Diamètres nominaux des tubings normalisés par l'API

Attention, rien n'empêche pour des puits gros producteurs d'utiliser des tubes fabriqués selon

la norme "Casing" (5", 5" 1/2, 7" en particulier) pour assurer la fonction tubing, d'où l'expression

: "Ce puits est équipé d'un tubing 5" casing".

b)-Longueur des tubes

De part le mode d'usinage, chaque tube a naturellement une longueur propre.

Ils sont classés en deux gammes de longueur (range lengths) :

-gamme 1 : de 6,10 m à 7,32 m (20 ft à 24 ft)

-gamme 2 : de 8,53 m à 9,75 m (28 ft à 32 ft)

La gamme de longueur retenue pour le chantier est à examiner avec soin ; elle se doit d'être

compatible avec la capacité de manutention et de stockage du mât de l'appareil utilisé pour la

première mise en place des équipements dans le puits et de ceux qui feront les reprises de puits

ultérieurement.

c)-Masse nominale

En plus du diamètre nominal, on caractérise dans la pratique un tube, non pas par son

épaisseur, mais par sa masse nominale. Elle correspond à la masse moyenne d'un tubing,

extrémités comprises, et est exprimée en livre par pied (lb/ft ou symbole #).

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Pour un même diamètre nominal, on peut trouver des tubes de masses nominales différentes en

fonction de l'épaisseur du tube. De légères variations de la masse nominale (tableau 2)

indiquent par contre des connexions de type différent (cf. paragraphe 3.1.2.1).

TABLEAU 2 Masses nominales pour deux épaisseurs et deux types de

connexion API pour un tubing 3" ½

d)-Nuances ou grades d'acier et caractéristiques métallurgiques des tubings

Les fournisseurs proposent des grades d'acier standard normalisés par l'API, des grades

"fournisseurs" allant au-delà des normes et des aciers spéciaux pour les cas difficiles de

corrosion liée, en particulier, à l'hydrogène sulfuré ou au gaz carbonique.

Notons, à ce propos, que la ( National Association of Corrosion Engineers (NACE)) édite une

norme à laquelle doit satisfaire un matériau pour être considéré comme "H2S service".

II.2.2.2 Choix du tubing

Il n'est peut être pas inutile de rappeler ici que le choix du diamètre de la colonne de production

a des implications évidentes sur le programme de forage et tubage comme à l'inverse, dans un

forage donné, le diamètre du tubing que l'on peut mettre en place dans le cuvelage de

production dépend non seulement de la place disponible, mais aussi des accessoires que l'on

doit incorporer à la colonne de production.

Les débits unitaires des puits sont des éléments clés. Ils conditionnent le nombre de puits à

réaliser pour obtenir le débit économique du champ, et par là-même les investissements, donc

la rentabilité ou non du schéma de développement proposé.

Épaisseur

(mm)

(in)

Masse nominale (#)

Si connexion

API NU (ou

VAM)

Si connexion

API EU

6,45

0.254

9,20 9,30

9,52

0.375

12,70 12,95

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Le premier paramètre à fixer est donc le diamètre nominal du tubing. Ensuite, le grade

d'acier et la masse nominale sont choisis en considérant les efforts auxquels le tubing sera

soumis par la suite en cours d'exploitation. En troisième lieu, selon la nature et la corrosivité des

effluents présents et à venir, on choisit le type de connexion et la métallurgie. En fait, ces

différentes étapes citées dans le choix du tubing interfèrent entre elles et rendent la

détermination du tubing parfois délicate.

II.2.2.2.1 Détermination du diamètre nominal du tube

Le diamètre nominal, via la masse nominale, conditionne le diamètre intérieur de passage

du tube. Les débits qui peuvent passer sont fonction bien sûr des pertes de charge acceptables

mais sont limités par deux paramètres : débit maximum correspondant à la vitesse d'érosion,

débit minimum de remontée par le gaz des condensats ou de l'eau. Rappelons aussi que

l'encombrement des tubings et des manchons limite le diamètre nominal du tubing (ou des

tubings en cas de complétion double) que l'on peut descendre dans le casing de production. [6]

II.2.2.2.2 Détermination du grade et de la masse nominale

En fonction de la profondeur (et indépendamment de la masse nominale), un grade d'acier

minimum est requis pour supporter la contrainte de traction due au propre poids du tubing.

Par ailleurs, la combinaison grade-masse nominale détermine la résistance des tubes aux

pressions d'éclatement et d'écrasement.

II.2.2.2.3 Détermination de la connexion

.La connexion - Type de filetage

Pour les puits à huile, les connexions API sont parfaitement adaptées et suffisantes dans la

majorité des cas ; pour les puits à gaz, par contre, on préfère les joints ayant une portée

d'étanchéité, généralement métal sur métal, distincte du filetage. Egalement, les hautes

pressions, mais aussi le caractère corrosif de l'effluent suggèrent l'utilisation de joints premium.

De ces points de vue, les compagnies françaises ont tendance à préconiser des connexions métal

sur métal type VAM ou équivalent.

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II.2.3 ÉTANCHÉITÉS D'ANNULAIRE- LES PACKERS

Normalement descendu et ancré dans le cuvelage de production ou le liner, le packer

permet de protéger l'annulaire de la corrosion des fluides de formation, de limiter la pression

dans l'annulaire afin de ne pas soumettre le cuvelage et sa gaine de ciment à de trop fortes

variations d'efforts de compression. Enfin, sa présence autorise la mise en place dans l'annulaire

d'un fluide, dit de packer ou d'annulaire, qui concourt aussi à la protection du casing.

En résumé, le packer isole l'annulaire du contact physique avec les fluides de couche et de la

pression en fond de puits. [6]

II.2.3.1 Les grandes familles de packer

Un packer est principalement défini par le mécanisme d'ancrage, son étanchéité, les

modalités de récupération et le type de connexion tubing-packer. Il est d'usage de les classer en

prenant comme critère le mode de récupération.

L'ancrage des packers est obtenu par des coins de retenue en acier qui, poussés sur une

rampe conique, "mordent" le cuvelage ; l'étanchéité est obtenue par l'écrasement de bagues en

caoutchouc contre le cuvelage.

La récupération des packers se résume à trois processus possibles :

- Reforage ou fraisage pur et simple du packer : c'est le cas des packers de production permanents.

- Cisaillage de goupilles ou d'anneaux de cisaillement par traction sur le tubing ; cette

action libère les coins d'ancrage : c'est le cas des packers retirables. Certains nécessitent

un outil de récupération spécialisé.

- Déverrouillage mécanique sans cisaillement de goupilles ou d'anneaux : c'est le cas des

packers mécaniques "provisoires", surtout utilisés dans les garnitures spéciales d'essai de

puits, de restauration de cimentation, d'acidification, ...

II.2.3.2 La connexion tubing-packer est assurée de deux manières :

-Connexion rigide : le tubing est fixé au packer. [6]

-Connexion semi-libre : le tubing pénètre dans le packer par l'intermédiaire d'un tube

comportant des joints d'étanchéité et libre de coulisser

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II.2.3.3 Choix du packer

Le choix du type de packer est fonction :

de la résistance du packer et de son mécanisme d'ancrage aux efforts mécaniques et

hydrauliques dans le puits :

- pression différentielle acceptée

- compression et traction acceptées à la connexion tubing-packer et à la liaison cuvelage-

packer

- température limite pour les élastomères

des procédures de pose et de récupération ;

des accessoires disponibles ;

des implications et des coûts qui en découlent pour la complétion initiale et les reprises de

puits ;

de la réputation du packer

On considère, de plus, lors de la sélection du packer :

le diamètre intérieur du cuvelage,

le diamètre de passage intérieur offert par le packer,

la résistance des élastomères aux fluides,

la métallurgie (problèmes de corrosion).

II.2.3.4 Connexion tubing-packer

On a le choix entre les deux dispositifs de connexion décrits ci-après.

a)-L'anchor seal assembly (fig-II.10a)

Un filetage élastique rend le tubing solidaire du packer. L'étanchéité est assurée par des

garnitures d'étanchéité. Il est recommandé d'en prévoir un nombre minimum de deux jeux de

garnitures.

b)-Le locator seal assembly (fig-II.9b)

Cet équipement est muni des seules garnitures d'étanchéité et permet le coulissement du tubing

dans le packer. Toutefois, une butée située à la place du filetage limite la course vers le bas.

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FIG-II.9a Anchor seal assembly FIG-II. 9b Locator seal assembly

(document Baker) (document Baker)

La longueur du locator et l'engagement initial de celui-ci dans le packer doivent être choisis en

fonction de l'amplitude du mouvement dû à la respiration du tubing en cours d'exploitation.

De plus, il est alors fortement recommandé de visser sous le packer une extension (seal bore

extension) suffisamment longue, de manière à ce que seul le jeu inférieur de garnitures soit en

contact avec les hydrocarbures, et ce, quel que soit l'engagement du locator ; cela permet

d'augmenter la durée de vie des autres jeux de garnitures.

II.2.4 ACCESSOIRES DE FOND

Certains équipements particuliers sont mis en place sous le packer et au-dessus. Ils sont

choisis pour leur utilité lors de la mise en place de l'équipement, lors des interventions dans le

puits et/ou pour le contrôle du puits. Ils font souvent appel à la technique du travail au câble

(wireline).

II.2.4.1 Dispositifs de circulation

Placé au-dessus du packer, le dispositif de circulation permet, si besoin est, de mettre en

communication le tubing et l'annulaire. Cette possibilité s'avère très utile lors des opérations de

mise en place de l'équipement dans le puits et de démarrage du puits. Ce dispositif peut aussi

être utilisé pour le contrôle du puits lors des opérations préliminaires à une reprise de puits. [6]

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Parmi les outils proposés par les fabricants, le choix d'un dispositif de circulation est fait

principalement en fonction de sa fiabilité, de sa facilité de manœuvre, de sa compatibilité avec

les autres pièces spéciales d'équipement du puits, de ses possibilités de réparation ou de

reconditionnement in-situ par intervention légère dans le puits, surtout par travail au câble.

Il faut se souvenir que tout dispositif de circulation entre tubing et annulaire est une source

potentielle de fuite ou de blocage nécessitant, dans les cas limites, la remontée de l'ensemble de

l'équipement du puits, ou parfois uniquement de la partie jusqu'à la liaison tubing-packer, pour

la changer.

II.2.4.2 Vanne de circulation à chemise coulissante (fig-II.10)

Ce type de dispositif de circulation, très utilisé, est plus connue sous le terme de SSD ou SS

(pour Sliding Side Door ou Sliding Sleeve) ; la communication tubing-annulaire est obtenue ou

annulée par le déplacement d'une chemise coulissante.

A l'aide d'un outil de manœuvre descendu au câble lisse, on déplace la chemise de manière à

dégager ou aveugler des lumières usinées dans le corps de la vanne. Un usinage particulier du

corps permet à des doigts "à ressort" de verrouiller la chemise dans la position désirée.

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(a) Vanne à chemise coulissante (b) Mandrin à poche latérale (c) Siège perforé

(document Baker) (documentOtis) (document Baker)

FIG-II. 10 Dispositifs de circulation

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Les lumières ont une section de passage pour les fluides supérieure à la section transversale

du tubing et, de ce fait, des débits de circulation relativement importants peuvent être

envisagés, sans courir le risque de siffler systématiquement la vanne. Par contre, il faut

s'attendre, après un certain nombre de manipulation de la chemise coulissante, à une

détérioration des joints d'étanchéité) et donc à avoir des fuites, surtout en présence de gaz ou de

sédiments. De ce fait, il est fortement déconseillé de s'en servir en dehors de la complétion

initiale ou, au contraire, d'une reprise de puits. [6]

II.2.4.3 Mandrin à poche latérale (Side pocket mandrel)

Normalement conçue pour l'activation des puits en gas-lift, cette pièce spéciale équipe

cependant un certain nombre de puits éruptifs. [6]

En lieu et place d'une vanne de gas-lift, la poche latérale est munie d'un mannequin

(dummy). Pour circuler, le mannequin est repêché au câble et remplacé par une simple chemise

ajourée, destinée à protéger les portées d'étanchéité de la poche latérale.

Les mandrins sont aussi utilisés pour injecter par l'annulaire des produits chimiques dans le

tubing : produits anti-émulsion, inhibiteur de corrosion en particulier. Ceci est obtenu en

équipant les mandrins de vannes d'injection, s'ouvrant par pressurisation de l'annulaire à une

certaine valeur de surpression.

Le gros avantage d'un tel système est que les garnitures d'étanchéité qui encadrent les

orifices de communication sont portées par l'outil mis en place dans la poche latérale, et, de ce

fait, elles sont très facilement remplaçables. On apprécie également le fait que le mandrin à

poche latérale laisse, à ce niveau, le tubing sans restriction de diamètre pour la production ou le

passage d'autres outils descendus au câble, au snubbing ou au coiled-tubing. Les inconvénients

majeurs sont d'abord, une section de communication, avec l'annulaire, faible (prévue pour du

gaz), ne permettant pas des débits liquides très élevés et, ensuite, un encombrement extérieur

non négligeable par rapport au diamètre du tubing (ils ne sont d'ailleurs pas disponibles sur le

marché pour les grandes dimensions de tubing) et pas forcément compatible avec un cuvelage

techniquement ou économiquement acceptable.

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II.2.4.4 Siège perforé

C'est un cas particulier de siège dans lequel des orifices sont percés. La communication est

interdite ou permise respectivement par la mise en place ou le retrait d'une chemise

d'aveuglement équipée de garnitures d'étanchéité, la manœuvre étant effectuée au travail au

câble. La chemise d'aveuglement et donc les garnitures d'étanchéité sont très aisément

remontées pour changement en cas de fuite ; par contre, la restriction de diamètre de passage

est assez pénalisante si l'on doit effectuer d'autres opérations au câble, en-dessous. [6]

II.2.4.5 Tableau récapitulatif des types de siège

Le tableau 3 synthétise, en fonction des deux catégories de base "full bore" et "bottom no-go",

les principaux types de siège proposés par les fabricants ainsi que les modes opératoires

associés. [6]

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CATÉGORIE TYPE MODALITÉS DE SÉLECTION

FUL

L B

OR

E

SIM

PL

E

Full bore simple

Armement des doigts

d'ancrage par l'outil de pose

en remontant

maximum porte-outil

< nominal siège

type X, R Otis*

W Camco

* également sur

SSD Otis type

XO, XA, RO,

RA

SÉ LE Full bore sélectif

Clef de sélection sur le porte-

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Type S, T Otis

ATTENTION à

les placer dans

le bon ordre

outil adaptée au profil de

sélection du siège

maximum porte-outil

< nominal siège

TO

P N

O G

O

Full bore top no-go

a) Bague top no-go sur le

porte-outil

surdimensionnée par

rapport au nominal du

siège :

maximum porte-outil

> nominal siège

Attention à ce que :

top no go porte-outil

< drift tubing

b) ou idem full bore simple

type F, Baker**

D, DB

Camco

SEL AVA

** également

sur

SS Baker

type L

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BO

TT

OM

NO

-GO

Bottom no-goSiège (et porte-outil)

présentant une bague bottom

no-go

maximum porte-outil

< nominal siège

> bottom no-go siège

type R Baker

N, XN

Otis

DN

Camco

BNG

AVA

bottom no-

go siege

< nominal

siege

TABLEAU 3 Récapitulatif des types de siège

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II.2.4.6 Autres éléments de fond

Il existe de nombreux autres éléments et seulement certains sont cités ci-après.

Au dessus du sabot du tubing, on peut incorporer un tube perforé (perforated tube) avec, à

son pied, un siège bottom no-go destiné à recevoir le porte-enregistreur de pression et/ou de

température. Ceci permet de faire des mesures en production, sans introduire une perte de

charge supplémentaire due à la restriction de passage intérieur de par la présence de

l'enregistreur. [6]

Pour les puits comportant plusieurs zones perforées et équipés en complétion multiples ou

sélectives, on doit utiliser, au droit de ces zones, des tubes d'épaisseur renforcée destinés à

retarder le percement externe du tube sous l'action des fluides sortant à grande vitesse, sous

forme de jets, par les perforations réalisées dans le cuvelage. Ces tubes sont appelés blast joint

(fig-II.11). La surépaisseur est obtenue grâce à un diamètre extérieur plus important.

De part et d'autre des sections de tubing présentant des variations (et/ou des restrictions) du

diamètre intérieur, on utilise dans certains cas aussi des tubes d'épaisseur renforcée destinés

cette fois à retarder le percement interne du tube sous l'action de l'érosion due aux turbulences.

Ces tubes sont appelés flow coupling (fig-II.12). Là encore, la surépaisseur est obtenue grâce à

un diamètre extérieur plus important. On en trouve assez souvent de part et d'autre des sièges

et systématiquement de part et d'autre de la vanne de sécurité de subsurface. Cette vanne de

sécurité de subsurface est généralement située :

Dans la partie basse du tubing (et au dessus du packer) si la vanne de sécurité est de type

"autopilotée" ;

Dans la partie haute du tubing, environ 30 à 100 m sous le sol (ou le fond de la mer quand il

s'agit d'un puits offshore) si la vanne de sécurité est de type "contrôlée depuis la surface".

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FIG-II.11 Blast joint FIG-II.12 Flow coupling

Entre plusieurs packers, dans les complétions multiples ou sélectives, entre le packer et les

crépines dans les puits à contrôle des sables, on incorpore généralement un joint de sécurité

facilitant les opérations de remontée sélective des équipements de fond.

Au dessus du packer (et/ou entre deux packers lorsqu'il y en a plusieurs) l'utilisation d'un joint

télescopique permet les variations de longueur du tubing occasionnées par les changements de

conditions de puits (température, pression, débit) et évite ainsi de trop gros efforts

complémentaires sur le(s) packer(s) et le tubing lui-même.

Toujours au dessus du packer (ou du packer supérieur s'il y en a plusieurs) l'emploi d'un

joint de déconnexion (divider), jouant souvent également le rôle de joint télescopique, permet la

remontée du tubing, sans désancrage du packer (fig-II.13). La sécurité du puits est assurée par

la pose d'un bouchon dans un siège usiné, en général, dans le demi-joint inférieur solidaire du

packer et par la mise en place du fluide de contrôle du puits. Si le bouchon est mis en place en

premier avant circulation du fluide de contrôle, on évite, de cette manière, de mettre le fluide en

contact avec la formation, limitant ainsi les risques de pertes ou d'endommagement.

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Fig-II.13 Joint de déconnexion de type "tubing seal receptacle" (Baker)

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CHAPITREIII Montage de tête de puits


III-MONTAGE DE TETE DE PUITS

III.1 Évolution d'une tête de puits aérienne en forage :

Il existe de nombreuses possibilités de montage de tête de puits suivant les

programmes de forage et de tubage. Un programme classique est le suivant : [3]

forage en 171/2" tubage 133/8"

forage en 121/4" tubage 95/8"

forage en 81/2" tubage ou liner 7"

forage en 53/4"tubage ou liner 5"

En général, le tube guide de 10 à 20 m est en place et éventuellement cimenté.

Lors du montage de l'appareil de forage, on y adjoint un tube fontaine, qui permet le

retour et l'écoulement de la boue vers les vibrateurs par l'intermédiaire de la goulotte.

Dans les paragraphes 1.1 à 1.4 est présenté un exemple de séquence de montage

suivant le programme indiqué ci-dessus.

III.1.1 Phase 171/2 :

Le forage commence en 171/2 jusqu'à une cote donnée. La cote du dernier manchon

sera ajustée par rapport à la table pour permettre tout l'empilage des éléments de tête

de puits y compris les BOP. [3]

Après cimentation, on procède au centrage de la colonne 133/8 par rapport à la table

de rotation. Puis, après séchage du ciment, le tube de manœuvre est dévissé et on

visse le premier élément de tête de puits : le "casing head Housing", 135/8.3000 par

exemple.

Ensuite on place dans l'ordre :

un "ADAPTER SPOOL" 13 5/8.3000 x 135/8.5000

une croix de circulation 13 5/8.5000 à sorties latérales de série 5000,

les obturateurs à mâchoires 13 5/8.5000,

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un obturateur annulaire 13 5/8.5000,

Le tube fontaine.

Tous ces éléments permettent le passage des outils 121/4. Les sorties latérales de la

croix de circulation sont connectées au manifold de duses et aux pompes de forage,

avec possibilité de raccordement à un groupe de pompage haute pression.

La tête de puits, les obturateurs et vannes sont testées et un Wear Bushing mis en

place avant le forage du ciment.

III.1.2 Phase 121/4 :

Le forage se poursuit en 121/4 en vue de la descente de la colonne technique 95/8,

(choisir le dernier tube de façon qu'un manchon ne se présente pas à la hauteur de la

tête de tubage). Le tubage 95/8 est descendu et après avoir enlevé la chemise de

protection (Wear Bushing) du "Casing Head Housing", il est cimenté et ancré, sous

une certaine tension, dans ce dernier.

Deux façons de procéder : [3]

après la mise en tension de la colonne, "lancer' les coins à partir de la table de

rotation.

Poser la colonne de tubes dans la table de tubage :

- déconnecter entre tête de tubage et "Spacer",

- soulever et suspendre la tête de puits aux traverses supports de table ou placer

des "chandelles" entre tête de tubage et "Spacer",

- reprise à l'élévateur et mise en tension de la colonne,

- mise en place des coins.

La première méthode est plus rapide, mais moins sûre. Les slips peuvent se coincer

pendant la descente. Elle est peu usitée. [3]

Les opérations suivantes sont à effectuer dans l'ordre :

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- coupe du tube en tenant compte de la hauteur de la bride d'essai, de la longueur

de pénétration du tube à la base de la tête de tubage 7", du jeu laissé entre

chaque bride par les 2 joints tore,

- mise en place du pack off Flange par 135/8.5000 si nécessaire,

- mise en place de la tête de tubage 7" (brides 135/8.5000 x 11".5000) muni à la

base du "pilot bit" de son système d'étanchéité,

- assemblage et blocage de ces trois éléments.

Ce n'est qu'après le blocage de ces éléments que l'on procédera aux tests

d'étanchéité de la tête de la colonne 95/8".

On termine le montage de la nouvelle tête de puits par la mise en place :

- de la chemise de protection dans la partie supérieure de la tête de tubage,

- de l'adaptateur 11".5000 x135/8.5000

- de la "Mud cross" et BOP 135/8.5000,

- du tube fontaine.

- La "Kill Line" et la "choke line" sont connectées et l'on procède au test de la tête

de puits.

III.1.3 Phase 8 1/2 :

La phase 8 1/2 se termine par la descente du tubage 7". Le principe est le même : [3]

après avoir sorti la chemise de protection, descente, cimentation et ancrage de la

colonne,

coupe du tube en fonction des éléments qui viendront coiffer la tête de la colonne

7",

mise en place d'une bride d'essai 11".5000 psi des zones à forte pression ont été

traversées et que l'on désire une triple étanchéité en tête du tubage 7".

mise en place d'une tête de tubing semblable à une tête de tubage, avec alésage

conique pour recevoir les coins ou l'olive de suspension du tubing,

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montage des BOP ; selon la pression et la nature des fluides contenus dans les

couches traversées, soit on conservera la même série : 135/8.5000, soit on passera à

une série supérieur 10.000 par exemple. Dans ce cas on choisira la tête de tubing de

façon que la bride supérieure soit de même dimension nominale et de même série

que les obturateurs 71/16.10000 par exemple ou on aura déjà prévu l'utilisation de

135/8.10000 dès le début.

III.1.4 Phase 53/4 (ou 6", selon l'épaisseur des tubes 7") :

On suppose que le tubage 7" a été descendu et cimenté au toit du gisement. Le forage

s'effectue dans la couche et la phase se termine par la descente d'un "LINER 5" ancré

dans le tubage 7".[3]

Après perforation, mise en place d'un packer de production

Descente du tubing avec une olive de suspension

Après démontage des BOP, la tête de puits se termine par une bride réduction

s'adaptant sur la "TUBING HEAD" et recevant à la partie supérieure les vannes

maîtresses et la tête de production

Certains programmes commencent en forage 26", avec un casing de surface 20". Dans

ce cas, un empilage de BOP 20", même simplifié à l'extrême (par exemple un

annulaire), sera en général utilisé jusqu'au montage des BOP 135/8

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Fig-III.1 (forage 26"" ) ENCRAGE 20''

FIG-III.2 ENRAGE 20 '' AVANT CEMENTATION

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Fig-III.3 Montage sur casing 20 '' pour forage phase 17 1/2

FIG-III.4 MONTAGE SUR CASING 13'' 3/8 POUR FORAGE PHASE 12'' 1/4

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III.2 Exemple d'évolution de tête de puits - Procédure Cameron :

III.2.1 Installation du casing head Housing 20" :

Forer pour le casing 20",[3]

descendre le casing 20" en calculant le positionnement correct pour la " Mud line

suspension" (si utilisée),

circuler et cimenter,

couper le casing 20" au niveau désiré (contrôler la préparation dans le Housing

pour calcul du niveau correct),

installer le Housing 20" sur l'extension de casing,

souder le Housing sur le casing 20" (voir EB-312W),

après refroidissement correct, effectuer le test hydraulique par l'orifice de test 1/2"

NPT

(utiliser 50 % maxi de la valeur d'écrasement du casing 20")

Note : Une plaque de base 32" OD peut être utilisée pour centrer le casing 20" avec le

Conductor pipe 30".

Fig-III.5 Setting 20" Casing head Housing

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III.2.2 Test des BOP 20": (Fig-III.6)

Nettoyer la gorge R-74,

installer le joint RX-74,

installer l'adaptateur double goujonné avec vis loquets,

contrôler que les vis loquets sont complètement rétractées, [3]

installer le BOP Stack 20",

descendre l'outil de test combiné dans le Casing Housing (côté test en bas) (voir

EB-310W),

tester les BOP's,

remonter l'outil de test.

Fig-III.6 Test 20" BOP's

III.2.3.A-Installation de la fourrure de protection 20" EB-83 :

Contrôler que les vis loquets de l'adaptateur sont complètement rétractées (mini

3.9" par rapport au diamètre extérieur de la bride),

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descendre la fourrure de protection 20" avec l'outil combiné de test (côté test en

haut),

la verrouiller avec les vis loquets,

tourner de 2 tours à gauche et retirer l'outil,

forer pour le casing 133/8".

III.2.3.B-Retrait de la fourrure de protection 20" : (Fig-III.7)

Descendre l'outil combiné de test dans la fourrure de protection et tourner

approximativement de 2 tours à droite,

Rétracter entièrement les vis loquets (mini 3.9" par rapport au diamètre extérieur

de la bride),

remonter la fourrure de protection.

FIG-III.7 Install 20" Wear Bushing

III.2.4 Installation des ensembles coins de suspension SB-6 (EB-247) : [3]

Descendre le casing 133/8" en calculant le positionnement correct pour la Mud

Line suspension (si utilisée) (pas de coupling dans le "Housing"),


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ouvrir la vanne latérale du "Housing",

soulever les BOP et l'adaptateur de verrouillage,

centrer correctement le casing 133/8,

contrôler que le joint de la suspension SB-6 n'est pas en compression et que les vis

tournent librement,

installer 2 bastins de chaque côté du casing,

enrouler et verrouiller la suspension autour du casing 133/8,

enlever les oreilles de levage,

retirer les 2 bastins afin de faire glisser la suspension dans le "Housing",

Poser le casing sur les coins de suspension (étanchéité automatique)

Note : Si une MLS est utilisée, ne pas appliquer le poids sur les coins de suspension.

Serrer régulièrement les vis de la suspension SB-6 en utilisant une clé Allen de

7/32" avec l'aide d'une rallonge en tube si nécessaire,

effectuer une coupe grossière du casing 133/8" à approximativement 2 pieds au-

dessus de la face de bride 20",

retirer l'extension coupée du casing 133/8",

retirer et stocker les BOP 20" ainsi que l'adaptateur de verrouillage,

effectuer la coupe finale du casing à 51/2" de la face e bride 20".

III.2.5 Test des BOP 135/8" (Fig-III.8)

Nettoyer la gorge BX-160 [3]

Installer le joint BX-160

Installer l'adaptateur double goujonné avec vis loquets

Contrôler que les vis loquets sont complètement rétractées

Installer le BOP Stack 135/8"

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Descendre l'outil de test combiné dans le casing spool (côté test en bas) (voir EB-

310 W)

Tester les BOP's

Remonter l'outil de test 135/8".

Fig-III.8 Test 135/8 BOP's

III.2.6 Installation de la fourrure de protection 135/8" EB-83 : (Fig-III.9)


4.53" par rapport au diamètre extérieur de la bride)

descendre le Wear Bushing 135/8" avec l'outil de test combiné (côté test en haut)

La verrouiller à l'aide des vis loquets

Tourner de 2 tours à gauche et retirer l'outil

Forer pour le casing 95/8"

Retrait de la fourrure de protection 135/8"


approximativement de 2 tours à droite

Rétracter entièrement les vis loquets (mini 4.53" par rapport au diamètre extérieur

de la bride 135/8")

Remonter la fourrure de protection. [3]

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Fig-III. 9 Install 135/8 Wear Bushing

III.2.7 Installation des ensembles coins de suspension SB-3A (EB-247) (Fig-III.10)

Descendre le casing 95/8" en calculant le positionnement correct pour la Mud Line

suspension (si utilisée) (pas de coupling dans le "spool"),

circuler et cimenter ?

ouvrir la vanne latérale du "spool",

soulever les BOP et la bride adaptateur / vis loquets,

centrer correctement le casing 95/8",

contrôler que le joint de la suspension SB-3A n'est pas en compression et que les vis

tournent librement,


enrouler et verrouiller la suspension autour du casing 95/8",


retirer les 2 bastins afin de faire glisser la suspension dans le "spool",

poser le casing sur les coins de suspension (étanchéité automatique).

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Important

Si une MLS est utilisée, ne pas appliquer le poids sur les coins de suspension. [3]

Serrer régulièrement les vis de la suspension SB-3A en utilisant une clé Allen

de 1/2" avec l'aide d'une rallongent tube si nécessaire,

effectuer une coupe grossière du casing 95/8" à approximativement 1.5 pieds au-

dessus de la face de bride 135/8",

retirer l'extension coupée du casing 95/8",

retirer et stocker les BOP 135/8" ainsi que l'adaptateur de verrouillage,

effectuer la coupe finale du casing à 11" de la face e bride 135/8".

Fig-III.10 Setting "SB3A" Casing Hanger

III.2.8 Installation de la bride d'étanchéité 135/8" x 11" et du casing spool 11" x

11":(Fig-III.11)

Nettoyer correctement l'extension du casing 95/8" ainsi que la gorge BX-160 et

installer un nouveau BX-160,

installer la bride d'étanchéité "Pack-Off" et nettoyer la gorge BX-158,

installer la bride BX-160,

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installer le spool 11" x 11" sur l'extension du casing 95/8",

serrer correctement tous les écrous des brides 135/8" et 11" (voir tableau couples

API-6A appendix D), [3]

injecter environ 8 bâtonnets de plastic packing dans l'injection inférieure de la bride

Pack-Off,

effectuer test hydraulic par l'orifice de test inférieur 1/2" (50 % de la pression

d'écrasement du casing 95/8"),

injecter environ 8 bâtonnets de plastic packing dans l'injection supérieure de la

bride Pack-Off,

effectuer test hydraulic par l'orifice de test supérieur 1/2" (50 % de la pression

d'écrasement du casing 95/8"),

injecter environ 8 bâtonnets de plastic packing dans l'injection inférieure du

spool,

Effectuer test hydraulique par l'orifice

De test inférieur 1/2" (50 % de la pression d'écrasement du casing 95/8"),

injecter environ 8 bâtonnets de plastic packing dans l'injection supérieure du spool,

effectuer test hydraulique par l'orifice de test supérieur 1/2" (50 % de la pression

d'écrasement du casing 95/8"), (se référer à l'EB-24 pour procédure détaillée).

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Fig-III.11 Nipple up 11" x 11" Casing Spool

III.2.9 Test des BOP 135/8" (Fig-III.12) [3]

Nettoyer la gorge BX-158,

installer le joint BX-158 ?

installer l'adaptateur double goujonné 11" x 135/8" avec vis loquets,

contrôler que les vis loquets sont complètement rétractées,

installer les BOP Stack 135/8",

descendre l'outil de test combiné dans le casing spool (côté test en bas) (voir EB-

310 W),

tester les BOP's,

remonter l'outil de test 11".

Fig-III.12 Test 135/8 BOP's

II.2.10.A-Installation de la fourrure de protection 11" EB-83 :

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3.23" par rapport au diamètre extérieur de la bride), [3]

descendre la fourrure de protection 11" avec l'outil combiné de test (côté test en

haut),

la verrouiller avec les vis loquets,

tourner de 2 tours à gauche et retirer l'outil,

forer pour le casing 7" ou 7" liner.

III.2.10.B-Retrait de la fourrure de protection 11" ( Fig-III.13)


approximativement de 2 tours à droite,

rétracter entièrement les vis loquets (mini 3.23" par rapport au diamètre extérieur

de la bride),

remonter la fourrure de protection.

Fig-III.13 Install 11" Wear Bushing

III.2.11 Installation des ensembles coins de suspension SB-5A (Fig-III.14) [3]

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Descendre le casing 7" en calculant le positionnement correct pour la mudline

suspension (si utilisée) (pas de coupling dans le "spool"),


ouvrir la vanne latérale du "spool",

soulever les BOP et la bride adaptateur / vis loquets,

centrer correctement le casing 7",

contrôler que le joint de la suspension SB-5A n'est pas en compression et que les vis

tournent librement,


enrouler et verrouiller la suspension autour du casing 7",


retirer les 2 bastins afin de faire glisser la suspension dans le "spool",

poser le casing sur les coins de suspension (étanchéité automatique).

Note : Si une MLS est utilisée, ne pas appliquer le poids sur les coins de suspension.

Serrer régulièrement les vis de

La suspension SB-5A en utilisant une clé Allen de 1/2" avec l'aide d'une rallonge en

tube si nécessaire,

effectuer une coupe grossière du casing 7" à approximativement 1.5 pieds au-

dessus de la face de bride 11",

retirer l'extension coupée du casing 7",

retirer et stocker les BOP 135/8" ainsi que l'adaptateur de verrouillage,

effectuer la coupe finale du casing 7" en fonction des travaux ultérieurs à effectuer.

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Fig-III.14 Install "SB5A" Casing Hanger

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CHAPITREIV Tests des têtes de puits


IV. TESTS DES TETES DE PUITS

IV.1 Principe des essais de puits

Le but poursuivi lors d'un essai de puits est, d'une manière générale, d'obtenir

des renseignements sur un puits et sur un réservoir.

Pour cela, on impose une variation instantanée de débit en tête du puits et on mesure,

en fonction du temps, l'évolution correspondante de la pression au fond du puits.

L'interprétation d'un essai de puits porte toujours sur une période où, juste après

avoir varié, le débit est maintenu constant et où la pression est mesurée " Si ce débit

constant n'est pas nul, il s'agit d'un essai en débit qui provoque une haïsse de pression

en fond de puits (draw down).

" Si ce débit constant est nul, il s'agit d'un essai puits fermé qui provoque une

remontée de la pression en fond de puits (build-up)

S'il y a eu plusieurs variations de débit, cela influe sur le comportement de la

pression de fond et il faut alors connaître l'historique des débits pour pouvoir

interpréter. Aussi, les essais puits fermé sont préférables aux essais en débit pour

lesquels la pression de fond risque d'être perturbée par des fluctuations intempestives

du débit.

Cependant, les puits à gaz posent un problème spécifique qui justifie, quand cela est

possible (temps suffisant, . . .) le recours à plusieurs débits.

Pour déterminer les caractéristiques du réservoir et la productivité du puits, la

qualité des mesures de débit est aussi importante que celle des mesures de pression.

Un soin particulier doit donc être apporté aux mesures des débits en surface. [2] [1]

En outre, au cours de l'essai de puits des échantillons des fluides produits sont

prélevés et la température est enregistrée.

IV.2 Teste de tête de puits

Deux types d'essais doivent être faits :

1-essais de fonctionnement.

2-essais en pression.

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IV.2.1 Essais de fonctionnement

Ils sont effectués en général une fois par semaine ou plus

Pour la tête de puits

Faire fonctionner les vannes (tête aérienne évidemment).

IV.2.2 Essais en pression :

1. à chaque montage.

2. en début de chaque phase.

IV.3 Niveau des essais

L'ensemble – tête de puits, obturateurs, connecteurs, lignes de pompage et de sortie

"haute pression", manifold de duses, vannes de tige d'entraînement, obturateur de

tiges – doit être testé :

• au moins, à la pression maximale "Pa max" qu'il pourrait avoir à supporter au

cours de la phase Suivante est :

• au plus, à la plus faible des deux valeurs suivantes : [2] [1]

- pression de service de la tête de puits

- pression de service des obturateurs.

Toutefois :

a) Pour les obturateurs

- La pression d'essai des obturateurs annulaires sera limitée à 50 % de la pression

de service, avec fermeture uniquement sur tiges, la pression de commande étant

limitée au minimum.

- Il est recommandé d'effectuer également un test d'étanchéité à basse pression

(30 bars)

b) Pour les têtes de puits

La pression de service "vraie" de la tête de puits peut être inférieure à sa valeur

nominale. Elle doit, en effet, être compatible avec :

- La série des brides, compte tenu de la dimension du joint tore.

- Les limitations des étanchéités secondaires.

- L'action des coins de suspension sur le cuvelage (risques d'enfoncement du

tube ancré si les coins sont liés à l'étanchéité).

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- Les limitations (API) sur les "outlets" filetés des spools.

c) En cas d'essai par "tester cup"

La pression de service de la tête de puits ou des obturateurs ne peut être atteinte que

si elle est compatible avec la résistance à l'éclatement des tubes de tête concernés par

l'essai. Il faut donc limiter l'essai à environ 90 % de la résistance à l'éclatement de ces

tubes.

Remarque : On profite de ces essais pour tester également les éléments H.P. du

circuit de forage, y compris colonnes montantes, flexibles, tête d'injection et tige

d'entraînement. [2] [1]

IV.4 Fréquence des essais

Les obturateurs, tête de puits et lignes haute pression doivent être testés :

a) Après tout travail sur les équipements (montage, modifications, réparations…).

b) Après chaque déconnexion et reconnexion, et après chaque pose du train de tiges

sur mâchoires en off shore flottant.

c) Après la descente de tout cuvelage.

d) Avant l'entrée dans un réservoir connu.

e) Tous les mois sauf consignes particulières.

f) Environ une fois par semaine pendant les phases dangereuses ou à leur approche,

ou selon la législation en vigueur dans le pays.

Dans les cas a, b, c il est souhaitable de faire l'essai au niveau maximum, c'est-à-dire à

la plus faible de deux valeurs : pression de service des obturateurs ou de la tête de

puits.

Dans les d, e, f on pourra limiter l'essai à son niveau minimum, c'est-à-dire à la valeur

de la pression maximale attendue "Pa max", pour ne pas fatiguer inutilement le

matériel.

Les fermetures totales et cisaillantes ne sont testées qu'une fois par phase, avant

reforage du ciment.

IV.5 Procédure des essais

• L'ensemble des équipements de fermeture du puits, de la garniture de forage et

de la mise sous contrôle (lignes et manifold de duse) étant essentiel à la sécurité du

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puits, du support, du personnel et de l'environnement, doit faire l'objet d'un

programme d'essais particulier, faisant partie intégrante du programme de forage. [2]

[1]

• Sur les têtes de puits aériennes, l'essai des joints tores et des étanchéités est

généralement possible par les "tests-ports". Il peut alors se faire avec une pompe

manuelle. Les procédures d'activation et de tests des étanchéités secondaires, telles

que les "pack-off-flanges", doivent être décrites ;

• Quand cela est possible (cas des têtes de puits aériennes), l'annulaire du cuvelage

doit être ouvert et surveillé pendant les essais de pression ;

• Le fluide utilisé pour ces essais de pression doit être de l'eau claire ; dans certains

cas (puits à gaz à haute pression), on utilisera de préférence du gas-oil ;

• Les essais de pression globaux sont réalisés avec la pompe H.P. :

- soit en isolant le cuvelage par un système d'étanchéité disposé dans la tête de

puits (tester plug – voir fig-IV.1).

Cette procédure est obligatoire si la pression de test est supérieure à 90 % de la

résistance à l'éclatement des tubes de tête, mais elle ne permet pas de tester

l'étanchéité entre tête de puits et cuvelage,

- soit sur un système d'étanchéité placé dans le cuvelage (tester cup – voir fig-IV. 2).

Dans ce cas, le train de test doit être ouvert en haut et en bas pour éviter une mise en

pression de tout le cuvelage et du découvert si une fuite se produit au niveau du

dispositif d'étanchéité.

La pression sera enregistrée durant tout l’essai.

Pour chaque engin ou appareil de forage on établira un programme séquentiel des

essais ;

A noter que l'on ne teste jamais sur duse fermée.

Remarque : Si l'on utilise le tester cup, il faut vérifier que la traction sur les tiges

utilisées est acceptable.

Par exemple, soit un essai de pression à réaliser à 440 bars avec un tester type F dans

une colonne 9 5/8 - 43.5 # - C95 :

surface sur laquelle s'exerce la pression : 42.4 sq.in. = 273.55 cm2

pression : 440 bars

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force résultante : 440 x 273.55 = 120.4 tonnes 121 tonnes

limite élastique des tiges 5" 19.5 # grade E, classe S = 139 tonnes

d'où coefficient de sécurité :121

139 = 1.15 (acceptable)

La valeur de coefficient de sécurité doit être au moins égale à 1.10 par rapport à la

limite élastique des tiges utilisées pour être acceptable.

FIG-IV.1 Tester plug FIG-IV.2 Tester cup

IV.6 Interprétation des résultats

L'essai sera jugé positif : [2] [1]

• si la pression s'est stabilisée à une valeur au moins égale à :

- 95 % de la valeur de l'essai pour un essai inférieur ou égal à 440 bars

- la valeur de l'essai diminuée de 20 bars, pour un essai supérieur à 440 bars

• et si la pression s'est maintenue à cette valeur durant :

- quinze minutes pour les essais sélectifs du bloc d'obturation (fermeture

successive de chaque obturateur),

- cinq minutes pour les différents essais sélectifs sur les lignes de contrôle, le

manifold de duses, les vannes d'obturation du train de tiges.

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p(psi)

t(min)

Exemple de diagramme d'épreuve

IV.7 Essais en pression des têtes de puits aériennes

IV.7.1 Essai de la tête de tubage avec "test port" (si soudée)(FigIV.3)

FigIV.3 Essai de la tête de tubage avec "test port" (si soudée) Pe 85 % P écrasement

Pe Pserv

IV.7.2 Essai de la tête de tubage avec tester cup(FigIV.4)

FigIV.4 Essai de la tête de tubage avec tester cup Pe 90 % P éclatement Pe Pserv

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Limité par la capacité du tester cup, des sorties latérales, de la préparation

inférieure…

IV.7.3 Essai après pose d'une colonne sans étanchéité complémentaire et avec tester

cup(FigIV.5)

FigIV.5 Essai après pose d'une colonne sans étanchéité complémentaire et avec

tester cup

Pe 90 % P éclatement

Pe Pserv

Limité par la capacité du tube ancré (type des coins), du tester cup, des sorties

latérales…

IV.7.4 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité complémentaire et avec

tester port

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FigIV.6 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité complémentaire et avec

tester port Pe 85 % P écrasement

Pe Pserv 1

Limité par la capacité du tube ancré

IV.7.5 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité complémentaire et avec

tester cup(FigIV.7)

FigIV.7 Essai après pose d'une colonne avec une étanchéité complémentaire et avec

tester cup

Pe 90 % P éclatement

Pe Pserv 2

Limité par la capacité du tester cup

IV.7.6 Essai après pose d'une colonne avec deux étanchéités complémentaires et

avec tester port(FigIV.8)

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FigIV.8 Essai après pose d'une colonne avec deux étanchéités complémentaires et

avec tester port

2servPPe

écrasementP%85Pe2nportTest

ancrédu tubecapacitélaparLimité

1servPPe

écrasementP%85Pe

1nportTest

IV.8 Essais des obturateurs

IV.8.1 Fermetures totales ou cisaillantes (Fig-IV.9) [2] [1]

• Utiliser toujours un tester plug

• En général, seulement en début de phase

• Essai à faible pression (Pe = 30 bar)

• Essai à forte pression (Pmax Pe Pserv)

FIG -IV.9 Fermetures totales ou ci saillantes

IV.8.2 Fermetures sur tiges et annulaire (Fig-IV.10)

• En général avec tester cup(Fig.11) ou tester plug(Fig.12)

• En début de phase, périodiquement et avant d'entrer dans le réservoir

• Essai à faible pression (Pe = 30 bar)

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• Essai à forte pression (Pmax Pe Pserv)

L'essai du BOP annulaire s'effectue comme indiqué ci-dessus mais en se limitant à

Z

PservPe

FIG- IV.10 Fermetures sur tiges et annulaire

FigIV.11 Utilisation du tester cup FigIV.12 Utilisation d’un tester plug

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Bibliographie

[1] : ENSPM Formation Industrie – IFP Training (2006) (documentation)

[2] : ENSPM Formation Industrie-Stage ingénieur en sécurité industrielle (2000) LES ESSAIS

De PUITS objectifs, matériel de base,et Déroulement général

[3] : Mémoire de fin d’étude [montage de tête de puits] (2010)

[4] : Mémoire de fin d’étude [tête de puits] (2010)

[5] : Sonatrach division forage Département Formation Module M1

[6] : ENSPM Formation Industrie – IFP Training (2006) (l’équipement de tête de puits)

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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR Etude et test...

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