Completion

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2 COMPLETION La complétion englobe l’ensemble des opérations destinées à la mise en service du puits, en particulier, la réalisation de la liaison couche-trou, le traitement de la couche, l’équipement du puits qui permettent d’acheminer le fluide de formation en toute sécurité depuis le réservoir jusqu’en surface. REUSSITE D’UNE COMPLETION DE PUITS Grands principes Une complétion de puits bien faite, pour y parvenir, rien ne doit être négligé ; il est donc impératif de les rappeler et de chercher à les appliquer : -

Equiper (ou déséquiper) un puits avec la liaison couche trou non réalisée (ou avec bouchage de fond) chaque fois possible ; Eviter de circuler de l’acide ou du sable dans une complétion définitive (préférence pour une complétion provisoire ou une intervention coiled tubing) ; La colonne de casing doit être testée ; Une complétion doit pouvoir être conçu pour facilité la maintenance (par exemple l’isolation de zones par le coiled tubing) ; Une complétion doit pouvoir être remontée ultérieurement (work over) dans des conditions satisfaisantes de sécurité et de réussite ; Le dialogue établi avant l’opération entre l’exécutant (superviseur) et le responsable du programme (technique puits) s’avère toujours profitable ;

Règles opérationnels -

Les équipements doivent être réceptionnés, préparés et testés à l’avance et de préférence à l’atelier. Il s’agit principalement : des équipements de fond, des tubulaires, des équipements de wire line et de tête de puits ; L’expédition des équipements de complétion doit se faire en utilisant des paniers ou des containers ; Sur le chantier, un jeu d’équipements de rechange et des tubings/manchons de secours doivent être prévus ; Le casing de production doit être scrapé et s’il y a eu fraisage de ferraille, une passe d’aimant est souhaitable ; La qualité de la cimentation au niveau du réservoir, dans l’entrefer entre casing de production et liner ou au sabot du casing doit être bonne (évaluation par outil approprié : CBL, + VDL et/ou CET….) ; Contrôle de la tête de liner, pour mise en évidence d’un débit de fuite ; Passe de Junk catcher systématiquement avant descente au câble d’un équipement plein trou (packer, bridge plug,…) ; On veillera à avoir OD catcher > OD équipement : Boue spécifique conçue pour ne pas endommager le moins possible le réservoir ; Epreuve des obturateurs ; Epreuve des casings avec protection de la gaine de ciment ; Contrôle de la normalité de pression dans les espaces annulaires ; Contrôle de sensibilité de l’indicateur de poids (Martin-Decker) ; Contrôle de la position du moufle dans l’axe du trou ; Contrôle de l’effacement du BOP annulaire (et après chaque manœuvre ultérieure) afin d’assurer le passage d’outil plein trou (packer, olive, etc.…) ;

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3 -

Le fluide d’EA est préférentiellement d’eau douce inhiber. En outre, le liquide de complétion n’occasionnera pas de sédimentation dans le puits ; nettoyage du circuit de surface avant phase de complétion (bassins), jetting du bloc BOP ; Ne pas favoriser le piégeage de sédiment sur un équipement de fond (exemple calamine ou circulation par le dessus d’un bouchon de fond) ; Contrôle de la position et de l’état des protecteurs de tubage à chaque manœuvre, y compris sur la tige carrée ; Toute opération de wire line dans le puits non ou mal dégorgé doit être envisagé avec circonspection ; Tout repêchage de bouchon doit s’effectuer en équilibre de pression ; Utiliser un test tool et non un bouchon ancré pour une épreuve hydraulique ou ancrage de packer hydraulique ; Ne pas graisser avec excès les connexions de tubing ; Faire des contrôles d’inspection de drift et des sièges durant la descente ; Ne pas blesser les tubing avec les mâchoires de clés mal adaptées ; une ‘’back-up tong’’ est requise ; Mettre en place un essuie-tige pour éviter la chute d’objet non identifié dans le puits ; Contrôler l’ouverture complète des opercules de vannes maîtresses ; Vérifiés que le nombre de tours est celui prévu par le constructeur ; Avoir sur le chantier la fiche technique de tout équipement de complétion descendu, y compris la procédure de pose et d’épreuve de l’olive ; Ne pas réutilisé un joint tore ayant servi ; Vérifier la verticalité du couple de vissage (bras de levier versus la valeur sur le tensiomètre) ; Laisser agir le temps et la température dans toute opération d’ancrage et de désancrage (par exemple ancrage du packer) ; En phase de dégorgement et de stimulation, installer vanne + manomètre sur les ‘’test-ports’’ et vent-ports’’ de la tête de puits pour diagnostiquer toute défaillance des étanchéités internes de la tête de puits ; Pour un déménagement d’appareil mettre en place 3 dispositifs de sécurité : o Pose plug wire line (à éviter pour les puits à huile) ‘’prendre les dispositions a fin d’éviter le dépôt des solides’’ ; o Pose BPV ; o Fermeture de la deuxième vanne maîtresse.

-

La colonne de tubing doit y être utilisée avec les précautions suivantes : o Avant descente : triage, déblocage du protecteur, calibrage. o A la descente ; graissage dosé, guidage à l’emmanchement, blocage au couple (enregistrement éventuel), test intérieur éventuel (à l’hélium) ou à défaut test hydraulique extérieur de la connexion. o En fin de complétion : test intérieur et extérieur et calibrage de l’ensemble.

Instruction de conception -

Un tubage technique usagé ne peut être retenu comme un cuvelage que s’il satisfait aux contrôle mécanique imposé à ce dernier. On cherchera à avoir un diamètre d’écoulement progressif du fond vers la surface sans turbulence. 3

4 -

On ne retiendra un joint coulissant qu’en l’absence d’autres solutions, il devra rester en position fixe en phase courante d’exploitation. Eviter de descendre des équipements à ancrage mécanique (exemple ; ball valve, sleeve) dans un liquide charge de solides. Utiliser deux équipements simples de préférence à un équipement à fonction multiples. Conserver la possibilité de repêcher les tubulaires par l’extérieur Retenir pour un puits dévié :

-

o Des connexions type intégral ou exceptionnellement des manchons. o Un centrage de part et d’autre de packer pour ne pas poser en tête de liner. -

La tenue de l’ouvrage doit être prouvée par des tests représentatifs de ce qui se passera à long terme (injection forcée, déplétion, appui croissant,…)

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PARAMETRES LIES AUX TECHNIQUES DE COMPLETION En fonction des paramètres d’exploitations, un certain nombre de choix sont à faire en ce que concerne la complétion, en particulier : -

La configuration générale ; La liaison couche-trou ; Le traitement éventuel de la couche ; Les divers matériels composant l’équipement du puits ; L’activation éventuelle du puits ; La procédure opératoire pour réaliser la complétion ; Les procédures pour les interventions futures sur le puits.

Conception d’une complétion -

Optimiser les performances de productivité pendant toute la durée la vie du puits ; Assurer la fiabilité et la sécurité d’exploitation du gisement ; Optimiser la durée de vie des équipements ; Avoir la possibilité de modifier ultérieurement, sans trop de difficultés tout on partie de l’équipement du puits a fin de pouvoir s’adapter aux conditions d’exploitation future.

Principales configurations de la ou les colonnes de production complétion simple Dans ce cas le puits est équipé d’une seule colonne de production. Cela permet, en général d’exploiter un seul niveau.  

De la sécurité due a la présence du packer. De la simplicité relative par comparaison à des complétions multiples on outre tant en ce qui concerne l’équipement ou l’entretien que le reconditonnement.

Avec tubing et packer

Avec tubing seul

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6 Complétions multiples  

Il s’agit de l’exploitation dans un même puits de plusieurs niveaux, séparément et simultanément, donc par des conduites différentes. Les complétions double sont les plus courantes mais on peut avoir trois, quatre niveaux.

La complétion double avec deux colonnes de production, une pour chacun des deux niveaux, et deux packer permettant d’isoler les niveaux entre eux et de protéger l’annulaire. La complétion tubing annulaire et un seul packer, packer situe entre les deux niveaux à exploiter, ou un niveau exploité par la colonne de tubing et l’autre par l’annulaire.

Packer double

Packer simple

Complétions sélectives Il s’agit de l’exploitation dans un même puits de plusieurs niveaux, séparément mais successivement par la même colonne de production sans qu’il soit nécessaire de reprendre le puits, il s’agit en fait d’une exploitation alternée et le changement de niveau se font par la technique du travail au câble. Dispositif de circulation

Siége Bouchon

Outre des packers, cette technique nécessite des équipements de fond supplémentaires tels que :

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- Un dispositif de circulation comportant une chemise coulissante permettant de découvrir ou d’aveugler des lumières de communication entre l’intérieur et l’annulaire ; - Un siége permettant de mettre en place un bouchon.

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8 CONTROLE ET CONDITIONNEMENT DU TROU C’est une opération qui consiste à vérifier l’état du trou, les opérations à entre prendre sont plus nombreuses : -

Descente d’un outil et d’un scraper pour le faire, il peut être nécessaire de dégerber des masses-tiges et toute une partie des tiges utilisées en forage ; Contrôle avec l’outil de la côte du top du ciment, dans le casing (et reforage de l’excèdent éventuel de ciment) ; Scrapage de la future zone d’ancrage du packer ; Mise en place d’un fluide de complétion en fin de circulation ; Enregistrement de diagraphies pour contrôler la qualité de la cimentation ; Enregistrement de diagraphie de recalage, il s’agit généralement d’un gamma-ray permet une corrélation avec les diagraphies réalisées en trou ouvert. Ainsi, par la suite le calage par rapport aux niveaux ou aux interfaces du réservoir, des outils utilisés au cours des opérations de complétion pourront se faire simplement par rapport aux de cuvelage.

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Restauration éventuelle de la cimentation Dans le cas où la qualité de la cimentation est insuffisante par rapport aux problèmes que pose le gisement (isolation du ou des niveaux, interfaces….). Et aux opérations prévues sur la couche (essais de puits, traitement,….). Il est nécessaire d’entreprendre une restauration de cimentation. Rétablissement de la liaison couche-trou Dans le cas d’un trou tubé, il faut s’affranchir de la barrière entre le réservoir et le puits qui constituent la gaine de ciment et le tubage. Essai de puits Tout puits doit faire l’objet d’un test éventuellement de courte durée, pour connaître au moins son indice de productivité (ou d’injectivité) et son endommagement éventuel. Traitement de la couche Il s’agit principalement de contrôle des sables et des opérations de stimulation (acidification, fracturation) Selon le cas traitement sont réalisés avent ou après équipement du puits et peuvent nécessiter un équipement provisoire. Equipement du puits Il s’agit de la mise en place de l’équipement définitif du puits et du test de ces équipements une fois en place. A l’équipement classique de base (packer, équipement divers de fond, tubing, tête de puits), peuvent s’ajouter des équipements spécifiques relatifs à la sécurité ou à l’action du puits. Mise en service du puits et évaluation de ses performances Pour un puits cette phase nécessaire de remplacer fluide de densité suffisamment élevée pour tenir la pression de gisement qui se trouvait au départ dans le puits par fluide plus léger. La mise en service d’un puits producteur comporte une phase de dégorgement, les traitements effectués sur la couche peuvent imposer des contraintes à ce niveaux là (mise en dégorgement plus vite possible après acidification, dégorgement progressif en cas de contrôle de sables…). Elle peut nécessiter un démarrage assisté (pistonnage, utilisation d’un coiled tubing,…). Démontage de l’appareil Pour le déménagement de l’appareil de forage proprement dit, le puits doit être toujours mis en sécurité.

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Interventions ultérieures (mesures, entretien, reprise, abandon …) Ses suivis dans le temps du comportement du puits permettent d’agir en conséquence. Par ailleurs, la complétion du puits fait l’objet d’interventions d’entretien pour le garder en bon état. Elle peut aussi faire l’objet d’une reprise pour la réparer ou pour modifier les conditions d’exploitations. Toutes les opérations qui ont été réalisés dans le puits ainsi que les conditions dans laquelle elles se sont déroulées. Tous les équipements en place ainsi que leurs caractéristiques.

Il faudrait établir à chaque fois un rapport détaillé

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11 FLUIDES DE COMPLETION On appelle fluide de complétion, le fluide spécifique conçu pour ne pas endommager le moins possible le réservoir. Caractéristiques requises pour le fluide de complétion Assure la sécurité du puits, éviter d’endommager le réservoir, assurer le nettoyage du puits. on s’intéresse particulièrement aux caractéristiques ci-après : -

La densité o Elle doit assurer la stabilité du puits en exerçant une contre pression suffisante au niveau du réservoir ; o Une pression différentielle de l’ordre de 10 bars entre la pression hydrostatique et la pression de la couche est souvent adapter pour assurer une certaine sécurité tout en minimisant l’envahissement ; o Toutes fois dans certains cas particuliers la valeur retenue peut être nettement plus faible voir proche de zéro. -

La Viscosité o Elle doit être suffisante pour permettre un bon nettoyage du trou, pour maintenir en suspension les solides, pour freiner les venues de gaz.

-

La vitesse de filtration o Il faut éviter la migration de particules solides dans les pores de la formation. Pour cela on peut utiliser des réducteurs de filtrat. o Dans certains cas formations sensibles en particulier il est important de limiter aussi le plus possible le volume de filtrat pénétrant dans la formation.

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12 EQUIPEMENTS DES PUITS L’architecture du puits a à sa disposition toute gamme d’équipements pour amener l’effluent du réservoir vers la surface : -

Accès au réservoir pour les mesures ; Transit efficace de l’effluent du fond vers la surface ; Contrôle d e l’effluent en surface ; Sécurité de l’installation.

Configuration générale de l’équipement d’un puits éruptif : De haut en bas, le puits éruptif comportent en général les équipement suivants : Tête de production : L’arbre de Noël est un ensemble de vanne, raccords qui permettent le contrôle de l’effluent, la mise en sécurité de l’installation, l’accès au puits, reçoit le dispositif de suspension de la colonne de production. La colonne de production : Conduite d’acheminement des effluents du puits jusqu’en surface. Packer de production : Dont le rôle est avant tout d’isoler le casing de la pression et du contacte physique des affluant parfois très corrosif Accessoires de fond : Tels que vannes à chemise coulissante, side pocket, siéges…

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13 TETE DE PRODUCTION Le choix du type de tête de production et les fonctions qu’elle doit assurer sont liés aux impératifs et besoins suivants de : -

Sécurité contre l’éruption ; Contrôle de débits du puits (dusage) ; Contrôle périodique de l’état du puits et/ou mise en sécurité du puits par des outillages descendu au câble ; Résistance à la pression et à la température en production

Il comporte généralement : -

Deux vannes maîtresses ; Une croix ; Une vanne de curage ; Un chapeau ; Deux vannes latéral.

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 de production. -

Le 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 du collecte. La série ou pression de service est choisie en fonction de la plus grande pression que l’on pourra avoir durant la vie du puits, en général la pression en tête puits fermé ou alors d’opérations spéciales.

On trouve des vannes série 3000, 5000, 10 000 et 15.000 normalisées par API. -

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 ; Le choix de configuration dépend, lui des conditions de sécurité, de l’encombrement et des besoins en exploitation.

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14 TUBING HEAD Elle assure l’étanchéité en tête de tubage précédent et supporte la colonne de tubing. Les sorties latérales sont équiper de vannes qui permettent le contrôle de l’annulaire quelquefois servent aux opérations de production ou d’injection.

et

Le diamètre intérieur de la tête de tubing doit être au moins égal au diamètre intérieur de tubage de production, de façon à permettre le passage des équipements de complétion et les outils d’intervention. La tubing head est équiper de pointeaux de blocage, qui servent surtout à maintenir en place l’olive de suspension et quelques fois pour énergisant le mécanisme d’étanchéité. partie inférieure de la tubing head est équipée de garniture afin d’assurer étanchéité parfaite sur le tubage.

La une

La sorties latérales de tubing head filetées, goujonnées ou bridées pour la en place des bouchons ou des vannes contrôle de l’espace annulaire.

sont mise de

Il existe trois types de tubing head : Tubing head suspension

avec

olive

de

Dans ces types de complétion la tubing head est installée sur la tubing ses principales fonction sont : -

head,

La suspension de tubing de production ; L’étanchéité entre le tubing et tubage ; La fixation de l’olive de suspension par des pointeaux ; L’accès et le contrôle de l’espace annulaire ; Sert de base pour l’installation de la tête de production.

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le

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Les caractéristiques de tbg head sont : -

La bride supérieure et inférieure de la tubing head doivent avoir respectivement les mêmes caractéristiques que l’arbre de noël et la casing spool ; La cloche supérieure reçoit l’olive de suspension ; Le cloche inférieur équiper de garniture pour assurer l’étanchéité autour du tubage ; Les vis pointeaux (set screws) servent à bloquer l’olive de suspension et à écraser le système d’étanchéité ; Les sorties latérales servent au contrôle d’espace annulaire ; L’orifice de test (test port) permet le test de la garniture d’étanchéité et le joint tore de la bride inférieure.

Olive de suspension Il existe deux types d’olive. La première est utilisée quand le packer nécessite un déplacement vertical pour son ancrage et elle n’est pas filée, la deuxième est utilisée quand le packer ne nécessite pas de mouvement pour son ancrage. L’olive de suspension est fabriquer d’un seul bloc en acier avec : -

Un filetage femelle permet le vissage de tube de manœuvre ; Un filetage inférieur est vissé au bout du dernier tubing et supporte le poids total de la colonne de production ; Un filetage femelle intérieur destiné à recevoir un clapet anti-retour ou un bouchon wire line (B.P.V) ; Un dispositif pour assurer une étanchéité positive entre le tubing et le tubage.

Tubing head a rams Ce type de tubing head son application dans les complétions ou il est nécessaire de mettre un certaine tension sur le tubing de production. la tubing head est équipé de deux mâchoires qui fond étanchéité autour du hanger nipple et assurent la suspension du tubing.

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Le hanger nipple est équipé d’un filetage gauche pour recevoir un clapet anti-retour ou un siége pour l’ancrage d’un bouchon wire line. Tubing head pour complétion multiple Ce type de tubing head est utilisé dans les complétions l’on désire produire plusieurs zones simultanément Pour les complétions multiples, la tubing head doit être équiper de rampes ou d’ergots pour permettre l’alignement de l’olive de suspension.

où

Tête de production La tête de production est un ensemble 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 les opérations de pompage et d’intervention en toute sécurité. l’arbre de Noël en installé sur la tubing head et se compose des éléments suivants : 

Vanne maîtresse inférieure (loweer master valve)

C’est une vanne à commande manuelle qui est rarement utilisé en cours des opérations sur le puits. Elle est utilisée vanne de secours pour la vanne maîtresse supérieure 

Vanne maîtresse supérieure (upper master valve)

C’est la vanne primaire à utiliser en cas de fermeture du puits. La vanne maîtresse supérieure peut faire partie du dispositif de sécurité du puits, c’est une barrière primaire pour le contrôle en absence d’outils dans le puits. Dans le cas ou le puits est équipé d’un concentrique, un arbre de noël muni de rams devrait être utilisés pour fermer sur le concentrique et servira comme barrière primaire.

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pour

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

Vanne de curage (swab valve)

C’est une vanne manuelle située au sommet de l’arbre de Noël, elle permet après sa fermeture et purge de pression piégée au-dessus, le montage et le démontage des équipements d’intervention en toute sécurité. Avant d’ouvrir la vanne de curage, il est nécessaire d’égaliser les pressions de part et d’autre de la vanne. 

Vanne latérale intérieure (flow wing valve)

C’est une vanne manuelle située à la sortie latérale reliant la croix de circulation à la ligne de production. Elle permet d’isoler le puis de la ligne de production et éviter un retour de fluides dans le puits. 

Vanne latérale extérieure (fail safe valve)

Normalement c’est une vanne à commande automatique, elle est située entre la vanne latérale intérieure et le porte duse. Cette se ferme automatiquement dés qu’il y a variation significative de pression en surface (chute ou augmentation de pression). 

Vanne latérale intérieure de pompage (kill wing valve)

C’est une vanne manuelle qui n’est pas toujours installé sur la tête de production, située latéralement de la croix de circulation du côté opposé à la ligne de production. Elle permet de connexion de l’unité de pompage à la tête de puits. Nota : la vanne de curage et la vanne latérale intérieure de pompage doivent être avec des brides de prise de pression équipées de manomètres. 

Duse de production

Elle est composée d’un corps massif avec : -

Une entrée latérale taraudée ou bridée ; Une sortie dans l’axe du pointeau, également taraudée ou bridée ; Un siége vissé au fond du corps avec un joint d’étanchéité ; Un chapeau avec un écrou rapide de presseétoupe de la vis pointeau ; La vis pointeau ; Sur vis pointeau, une douille graduée de 0 à 64/64 ème de pouce.

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

Duse calibrée fixe

Elle est composé d’un corps massif avec : -

Une entrée latérale taraudée ou à bride ; Une sortie taraudée ou à bride ; Un duse fixe au fond du corps avec un joint d’étanchéité ; Un bouchon ave un écrou blocage.

Types de tête de production Tête de production conventionnelle La tête de production conventionnelle se compose des éléments standards qui, sont à goujons. Elles permettent ligne de production et l’accès à

connectés entre eux au moyen de brides d’éviter le fluide de formation vers la l’intérieur du tubing.

Avantages : -

L’empilage de la tête de l’opérateur ; Le coût de réparation de les autres ; Les éléments de la tête de besoin.

production peut être modifie au choix de ce type sont relativement moins cher que production peuvent être changés en cas

Tête de production compacte Dans ce cas les différentes vannes sont fabriquées en un seul bloc d’acier sans connexions entre elles. Seule la partie inférieure, supérieure et les sorties latérales seront connectées aux éléments de surface Avantages : -

Moins de possibilités de fuites ; Hauteur faible ; Temps de montage et démontage réduit.

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Tête de production horizontale La tête de production horizontale est souvent utilisée dans les puits nécessitant la remontée fréquente des complétions comme dans le cas des puits produisant par pompage Avantage : -

hauteur très courte ; remonter de la complétion sans démonter la tête de production.

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20 RECEPTION D’UNE TETE DE PUITS Principe de réception Cette réception est optionnelle, elle ne peut s’effectuer que si la commande la stipule. Contrôle visuel et dimensionnel Avant l’assemblage, sont particulièrement inspectés : -

La qualité de l’usinage et du perçage des trous ; La nature et la qualité de l’état de surface (sablage, métallurgie, revêtement, peinture) ; L’état des filetages de (olive, goujons, orifices, etc..) ; L’état des joints, protecteur de joints ; La disposition et l’identification des divers orifices, la qualité de leurs équipements (graisseur, orifices de purge et de test, vis pointeaux, sortie de ligne de contrôle ; La présence de monogramme API sur les éléments primordiaux ; Les défauts visibles de fonderie et les traces d’oxydation sont répertoriées.

Contrôle visuel des assemblages Sont notamment contrôler : -

L’alignement des pièces et l’absence d’arêtes vives lorsque le travail au câble est concerne ; La vérification du serrage de la boulonnerie et des bouchons sur les orifices ; La facilité de mise en place des étanchéités et de leur engagement ; La facilité de mise en place des étanchéités, etc.… ; La conformité des graisses ; Les plaques signalétiques des divers composants et le numéro d’ordre de la tête de puits.

Contrôle dimensionnel des éléments Ce contrôle se fait à l’aide de plans fournis par le fabricant et de spécification API-6A. Il concerne un ensemble d’éléments devant constituer un assemblage : il est fait au minimum sur un ensemble prélevé par sondage et par lot, il comporte obligatoirement : -

Le contrôle des brides ou clamps (diamètres, logement pour joints tores, entraxe boulons, etc.…) ; Les dimensions unitaires des éléments ; Le calibrage des filetages du chapeau, de l’olive, du logement pour BPV, du logement pour VR plug… ; Le calibrage intérieur des vannes à pleine ouverture.

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Contrôle de dimension de l’assemblage Le contrôle porte ensuite un ensemble des éléments contrôles avec en particulier : -

L’olive dans son logement pour vérifier le serrage des vis pointeaux et l’action de son étanchéité primaire ; L’adapteur sur l’olive pour l’emmanchement des étanchéités secondaires et la continuité de la ligne de control (quand elle existe) ; L’assemblage complet de la tête et son orientation pour un calibrage API dans sens vertical, les vannes manuelles et asservies étant ouvertes ; Les cotes d’encombrement de l’assemblage.

Essai de fonctionnement Sur l’assemblage sélectionné, on réalise les essais de fonctionnement suivants : -

Le nombre de tours et la manœuvrabilité (ouverture et fermeture manuelles) des vannes et duses ; Le fonctionnement conforme des opérateurs de vanne et duse (en particulier, on vérifie course et temps de manœuvre) ; La mise en place dans son logement de la BPV (ou autre similaire) ; La mise en place des VR plug dans les sorties latérales du tubing head ; La continuité électrique d’une éventuelle traversée pour capteur de fond ; La continuité hydraulique d’une éventuelle traversée pour de subsurface.

Epreuve hydrotraitement Les épreuves sont réalisées par le fabricant en conformité avec la spécification API-6A Epreuve d’une vanne L’inspecteur doit superviser les épreuves spécifiées par l’API-6A sur une vanne choisie par sondage Epreuve hydrostatique de l’ensemble Avec les vannes manuelles à demi-ouverte, les vannes asservies ouvertes par activation de l’opérateur, les tests ports ouverts on tests l’intérieur de la tête, à l’eau, de façon suivante : 

Mise en pression de l’ensemble à la pression de service pendant 3 minutes suivies d’une purge et d’une repressurisation à la pression de service et vérification de la stabilisation de la pression sur une durée minimale de 15 minutes (enregistreur à joindre au rapport) ;  Mise en pression de l’ensemble à 5% de pression de service et vérification de la stabilisation sur une durée minimum de 1 heure (enregistrement) ;  Chaque vanne et cet assemblage est ensuite fermée et testée dans les mêmes conditions que précédemment (et dans les 2 sens s’il s’agit de vanne bidirectionnelle) ;

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

La cavité entre l’olive de suspension et l’adapteur ainsi que les perçages pour la ligne de contrôle sont éprouvés à la pression de service.

Test d’ouverture des vannes Vanne asservie A l’occasion des épreuves prévues l’inspecteur fait procéder aux essais suivants :   

Faire manœuvrer 2 fois chaque opérateur sans pression dans la vanne ; Faire manœuvrer 2 fois chaque opérateur avec la pression de service dans la vanne ; Faire ouvrir 2 fois chaque opérateur avec la pression de service appliquée d’un côté des opercules.

On notera à chaque essai le temps de réponse à la fermeture de la vanne et la pression requise dans l’opérateur pour l’ouverture de la vanne. Vanne manuelle A l’occasion de l’épreuve on vérifie la manœuvrabilité (par un seul individu) à l’ouverture d’une vanne sous sa pression différentielle maximale. Contrôle final Un nouveau contrôle au calibre API sera effectué à la fin des épreuves pour déceler un déréglage éventuel des vannes sur l’accès vertical. Les assemblages doivent être purgés de toute eau et regraissés après les épreuves et l’inspecteur doit s’assurer de la nature et de la qualité d’application de la peinture (pour prévenir la corrosion) Documents à fournir Par le fabricant L’inspecteur doit s’assurer que le fabricant fournit conformément à la commande les documents suivant : -

Plans avec nomenclature des pièces et des matériaux utilisés ; Manuel de fonctionnement et entretien (montage, démontage, graissage, vérification….) ; Liste des pièces de rechange pour une période de fonctionnement déterminée ; Copie des certificats dus en fonction du niveau de qualité ; Liste de colissage (marquage, type d’emballage).

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23 CLASSIFICATION DES EQUIPEMENTS TETE DE PUITS TEMPERATURE CLASSES K L P R S T U

TEMPERATURE -75° F (-60° C) A 180°(82°C) -50° F (-46° C) A 180°(82°C) -20° F (-29° C) A 180°(82°C) TEMPERATURE AMBIANTE 0° F (-18° C) A 150°(66°C) 0° F (-18° C) A 180°(82°C) 0° F (-18° C) A 250°(121°C)

la température minimum est la plus basse température extérieure à laquelle l’équipement peut être soumis. La température maximum est la plus haute température du fluide en contacte direct avec l’équipement

GUIDE D’UTILISATION CLASSE MATIE RE AA

SERVICE

CORROSION

H2S

CO2

Ancienne appellation CAMERON

STANDARD

NON CORROSIF <0,05 <> REGULAR TRIM FAIBLEMENT BB LOW CO2 <0,05 7 a 30 ST/STL TRIM CORROSIF CC CO2 CORROSIF <0,05 >30 FULL ST/STL TRIM DD H2S NON CORROSIF <0,05 <> SUPER TRIM H2S FAIBLEMENT EE <0,05 7 a 30 SUPER TRIM MODIFIED LOW CO2 CORROSIF FF H2S - CO2 CORROSIF <0,05 >30 FULL ST/STL SUPER TRIM HH H2S - CO2 TRES CORROSIF <0,05 >30 CLAD TRIM *les valeurs dans ces colonnes sont données en pression partielle (psi), C’est a dire la multiplication du pourcentage en volume (mole%) de l’élément considérer par la pression total du fluide véhiculé. Exemple : 0.01% H2S + 2% CO2 dans un fluide à 5000 psi PRESION PARTIELLE H2S = 0,0001 x 5000 = 0,5 psi PRESION PARTIELLE CO2 = 0,02 x 5000 = 100 psi D’ou classe matière minimum = FF

CLASSE MATERIEL CLASS ES AA BB CC DD EE FF HH

CORPS, CHAPEAU ACIER ACIER INIXYDABLE ACIER (NACE) ACIER (NACE) INOXYDABLE (NACE) ALLIAGE RESISTANT A LA CORROSION (NACE)

TIGE, OPERCULE SIEGE,HANGER ACIER INIXYDABLE INIXYDABLE ACIER (NACE) INOXYDABLE (NACE) INOXYDABLE (NACE) ALLIAGE RESISTANT A LA CORROSION

LA DEFINITION DE LA CLASSE MATIERE EST DE LA RESPONSABILITE DE L’UTILISATEUR

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24 CARACTERISTIQUE DES BRIDES Ells sont dénomés par la dimension en pouce de leur diamètre intérieur et par leur pression de service (working pressure). Montage Les gorges et les joints tore doivent être contrôlées, nettoyés avant la mise en place du joint tore dans la gorge inférieure. Le positionnement de l’élément supérieur doit se faire sans endommagement du joint et des flancs de gorge. Le blocage des écrous de serrage doit se faire en croix et : Respecter la côte S sur la circonférence dans le cas de joints R ou RX

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25 CARACTERISTIQUES DES JOINTS TORE API TYPE ‘’R’’

SS

F

H1

H2 ØD L

L ØD

Numéro du joint tore R20 R23 R24 R27 R31 R35 R37 R39 R41 R44 R45 R46 R47 R49 R50 R53 R54 R57 R63 R65 R66 R69 R70 R73 R74 R82 R84 R85 R86 R87 R88 R89 R90 R91 R99

Diamètrmoye Largeur total n L D (mm) (mm) 68.25 82.55 95.25 107.95 123.83 136.53 149.23 161.93 180.93 193.68 211.14 211.14 228.60 269.88 269.88 323.85 323.85 381.00 419.10 469.90 469.90 533.40 533.40 584.20 584.20 57.15 63.50 79.38 90.49 100.01 123.83 114.30 155.58 260.35 234.95

7.94 11.11 11.11 11.11 11.11 11.11 11.11 11.11 11.11 11.11 11.11 12.70 19.05 11.11 15.88 11.11 15.88 11.11 25.40 11.11 15.88 11.11 19.05 12.70 19.05 11.11 11.11 12.70 15.88 15.88 19.05 19.05 22.23 31.75 11.11

Hauteur H1 Oval (mm) 14.29 17.46 17.46 17.46 17.46 17.46 17.46 17.46 17.46 17.46 17.46 19.05 25.40 17.46 22.23 17.46 22.23 17.46 33.34 17.46 22.23 17.46 25.40 19.05 25.40 -----------------------------------------

25

H2 Octagonal 12.70 15.88 15.88 15.88 15.88 15.88 15.88 15.88 15.88 15.88 15.88 17.46 23.81 15.88 20.64 15.88 20.64 15.88 31.75 15.88 20.64 15.88 23.81 17.46 23.81 15.88 15.88 17.46 20.64 20.64 23.81 23.81 26.99 38.10 15.88

Largeur sur flancs octogonale F (mm)

Distance approximative entre brides S (mm)

5.23 7.75 7.75 7.75 7.75 7.75 7.75 7.75 7.75 7.75 7.75 8.66 12.32 7.75 10.49 7.75 10.49 7.75 17.30 7.75 10.49 7.75 12.32 8.66 12.32 7.75 7.75 8.66 10.49 10.49 12.32 12.32 14.81 22.23 7.75

4.0 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 3.2 4.0 4.8 4.0 4.8 4.0 4.8 5.6 4.8 4.0 4.8 4.8 3.2 4.8 4.8 3.2 4.0 4.0 4.8 4.8 4.8 4.8 7.9 4.8

26 CARACTERISTIQUES DES JOINTS TORE API TYPE ‘’RX’’ F

SS

H

L ØD Numéro du joint tore

Diamètre extérieur D (mm)

Largeur totale L (mm)

Largeur sur flancs F (mm)

Hauteur H (mm)

RX20 RX23 RX24 RX25 RX26 RX27 RX31 RX35 RX37 RX39 RX41 RX44 RX45 RX46 RX47 RX49 RX50 RX53 RX54 RX57 RX63 RX65 RX66 RX69 RX70 RX73 RX74 RX82 RX84 RX85 RX86 RX87 RX88 RX89 RX90 RX91 RX99 RX201 RX205 RX210 RX215

76.20 93.27 105.97 109.54 111.92 118.27 134.54 147.24 159.94 172.64 191.69 204.39 221.85 222.25 245.27 280.59 283.37 334.57 337.34 391.72 441.72 480.62 483.39 544.12 550.07 596.11 600.81 67.87 74.22 90.09 103.58 113.11 139.30 129.78 174.63 286.94 245.67 51.46 62.31 97.63 140.89

8.73 11.91 11.91 8.73 11.91 11.91 11.91 11.91 11.91 11.91 11.91 11.91 11.91 13.49 19.84 11.91 16.67 11.91 16.67 11.91 26.99 11.91 16.67 11.91 19.84 13.49 19.84 11.91 11.91 13.49 15.08 15.08 17.46 18.26 19.84 30.16 11.91 5.74 5.56 9.53 11.91

4.62 6.45 6.45 4.62 6.45 6.45 6.45 6.45 6.45 6.45 6.45 6.45 6.45 6.45 10.35 6.45 8.51 6.45 8.51 6.45 14.78 6.45 8.51 6.45 10.34 6.68 10.34 6.45 6.45 6.68 8.51 8.51 10.34 10.34 12.17 19.81 6.45 3.20 3.05 5.41 5.33

19.95 25.40 25.40 19.05 25.40 25.40 25.40 25.40 25.40 25.40 25.40 25.40 25.40 28.58 41.28 25.40 31.75 25.40 31.75 25.40 50.80 25.40 31.75 25.40 41.28 31.75 41.28 25.40 25.40 25.40 28.58 28.58 31.75 31.75 44.45 45.24 25.40 11.30 11.30 19.05 25.40

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Distance approximative entre brides S (mm) 9.5 11.9 11.9 ----11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 18.3 11.9 11.9 11.9 11.9 21.4 11.9 11.9 11.9 18.3 15.1 18.3 11.9 11.9 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 18.3 19.1 11.9 -----------------

27 CARACTERISTIQUES DES JOINTS TORE API TYPE ‘’BX’’ F NO STANDOFF

H

L ØD

Numéro du joint tore

Diamètre extérieur D (mm)

Hauteur H (mm)

Largeur L (mm)

Largeur sur flanc F (mm)

BX150 BX151 BX152 BX152 BX154 BX155 BX156 BX157 BX158 BX159 BX160 BX161 BX162 BX163 BX164 BX165 BX166 BX167 BX168 BX169 BX170 BX171 BX172

72.19 76.40 84.68 100.94 116.84 147.96 237.92 294.46 352.04 426.72 402.59 491.41 475.49 556.16 570.56 624.71 640.03 759.36 765.25 173.52 218.03 267.44 333.07

9.30 9.63 10.24 11.38 12.40 14.22 18.62 20.98 23.14 25.70 23.83 28.07 14.22 30.10 30.10 32.03 32.03 35.86 35.86 15.84 14.22 14.22 14.22

9.30 9.63 10.24 11.38 12.40 14.22 18.62 20.98 23.14 25.70 13.74 16.21 14.22 17.37 24.59 18.49 26.14 13.11 16.05 12.98 14.22 14.22 14.22

7.98 8.26 8.79 9.78 10.64 12.22 15.98 18.01 19.86 22.07 10.36 12.24 12.22 13.11 20.32 13.97 21.62 8.03 10.97 10.69 12.22 12.22 12.22

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respecter les couples de serrage suivant pour les brides 6BX : Dimensions des boulons ¾ -10UNC 7/8 – 9 UNC 1 – 8 UNC 1’’1/8 – 8 UN 1’’3/8 – 8 UN 1’’1/2 – 8 UN 1’’5/8 – 8 UN 1’’3/4 – 8 UN 1’’7/8 – 8 UN 2’’ – 8 UN

Couple de serrage Fl x lb N x m 200 271.2 325 440.2 475 644.0 600 813.0 1200 1627.0 1400 1898.2 1700 2304.9 2040 2765.9 3230 4365.7 3850 5219.9

*Il faut vérifier également, avec des cales d’épaisseur l’absence de jeu entre brides.

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29 LA COLONNE DE PRODUCTION (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. Si le diamètre conditionne le débit, la métallurgie de l’acier et le type de connection une certaine durée de vie face à l’agression chimique des effluents et à leur nature. Enfin, les nuances d’acier (grade) utilisés et l’épaisseur des tubes lui permettent de supporter des effort mécanique parfois importants et contribuant à la résistance à la corrosion. Caractéristiques des tubings Les fabricants proposent, une gamme classique codifiée dans le cadre des normes API. Les paramètres définis par API sont en particulier : le diamètre nominal, la masse nominale, le grade d’acier, le type de connection et la gamme de longueur. Diamètre nominal et caractéristique géométrique -

-

Diamètre nominal C’est le diamètre extérieur du tube (OD), exprimé en pouce et fraction de pouce. Diamètre intérieur et épaisseur Le diamètre intérieur (ID) c’est lui qui est pris en compte pour les calculs des pertes de charge et des vitesses d’écoulement Diamètre de calibre (drift) Cette donnée est de toute première importance; c’est le diamètre de passage pour des outillages rigide et de longueurs données normalisées elle aussi. Il est impératif de vérifier que les tubes qui seront descendus dans le puits, sont tout bien au drift. Diamètre extérieur maximum Il correspond au diamètre extérieur Longueur des tubes Chaque tube à naturellement une longueur propre. Il sont classés en trois gammes de longueur : o Gamme 1 : de 6.10 à 7.32 m o Gamme 2 : de 8.53 à 9.75 m o Gamme 3 : au-delà de 10.36 m

Pour les opérations d’ajutage de la colonne de production une gamme de joints courts (pup-joint) est également proposée : l’API normalise différent longueurs pour ces joints : 0.61 m, 1.22 m, 1.83 m, 2.44 m, 3.05 m et 3.66 m… Masse nominal Elle correspond à la masse moyenne nominal d’un tube, extrémités comprises, exprimée en livre par pied (lbs/ft ou le symbole #).

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Pour le même diamètre nominal, on peut trouver des tubes de masses nominales différentes en fonction d’épaisseur du tube. Garde d’acier C’est les caractéristiques métallurgiques des tubings normalisé par l’API. Connexion des tubes, filetage Il y a deux manier de visser les tubes entre eux : -

Manchon : est le cas de la plupart des connections Joint intégré : type de connexion que l’on retrouve le plus souvent pour les tubes de petit diamètre.

Connexions à filetage coniques triangulaires API L’API propose : -

NU (non upset) : manchonnée, sons refoulement de l’extérieur du tube. EU (extnal upset)manchonnée, avec refoulement extérieur de l’extrémité, ce qui donne une meilleure résistance à la traction, la section à fond de filer étant plus importante. Vam ou TDS tous deux ayant un filetage conique type Buttress modifiés CS Hydrill avec un filetage cylindrique trapézoïdal.

Graisse des filetages La graisse à pour fonction de lubrifier les filets et de les protéger de la corrosion. Il est fortement recommandé d’utiliser que des graisses de même coefficient, a fin de ne pas avoir à modifier les couples de vissage des tubes. On évite ainsi les risque de sur ou de sous-vissage. Caractéristiques mécaniques des tubes Les tubes descendus dans le puits sont soumis, outre à leur propre poids, à des régimes de pression et température variable qui vont générer des variations de contraints sont principalement prise en compte les données de :

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-

Traction à la limite élastique Résistance à l’écrasement Résistance à l’éclatement

Choix du tubing En premier paramètre à fixer est le diamètre nominal du tubing. Puis, le grade d’acier et la masse nominale sont choisie en considérant aux contraintes auxquels le tubing sera soumis en cours d’exploitation, en troisième lieu, selon la nature et la corrosivité des effluents, on choisit le type de connexion et la métallurgie. Détermination du diamètre nominal du tubing Le diamètre, la masse nominal, conditionne le diamètre intérieur de passage du tube, les débits qui peuvent passer ont fonction bien des pertes de charge acceptables mais ont est limités par deux paramètres : Débit maximum correspondant à la vitesse d’érosion, débit minimum de remontée par le gaz des candensat ou de l’eau. Rappelons aussi que l’encombrement des tubing et des manchons limite le diamètre nominal de tubing que l’on peut descendre dans le casing. API conseille de ne pas dépasser une vitesse critique de l’ordre de ce qui correspond à : -

4 m/S pour une huile de densité 0.85. 10 m/S pour un gaz de masse volumique 150 kg/m3.

Détermination du grade et de la masse nominale Pour un tubing et une configuration de la complétion donnée, on vérifier, que le tubing ne sera pas soumise : -

à des efforts de traction en tête ; à des efforts de traction au packer ; Un flambage excessif, voire une déformation en permanente ; A des efforts d’éclatement.

Détermination de la connexion et de métallurgie Connexion et 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, les joints ayant une potée d’étanchéité généralement métal/métal sont préférables. La métallurgie : Pour répondre aux besoins de la résistance mécanique et à la corrosion.

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PACKER 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 casing et sa gaine de ciment à de trop fortes variations d’effort de compression. En fin sa présence permet la mise dans l’annulaire d’un fluide dit de packer qui concourt aussi à la protection du casing. Fluides de packer Champ d’application Cette règle s’applique aux puits dont l’espace annulaire compris entre la colonne de production (ou d’injection) et le casing est empli d’un fluide de packer ; elle propose un choix de fluide pour assurer la pérennité de l’ouvrage. Considération de base -

L’intégrité d’un espace annulaire est obtenue par construction avec les tubulaires utilisées et un packer de fond et pas par la présence d’un fluide : Une barrière hyrostatique ne peut pas être considérée à long terme comme une barrière de sécurité. Une boue alourdie par des solides en suspension ne peut pas conserver son poids spécifique indéfiniment (sédimentation). Une saumure peut développer une corrosion indétectable à température élevée (particulièrement pour les aciers inoxydables 13% Cr) ou sur migration de l’effluent produit. Un gradient de fluide équilibrant la pression initiale de fond n’est pas une contrainte justifiée.

Critère de choix Un fluide d’espace annulaire (fluide packer) doit offrir les caractéristiques suivantes : -

Etre inerte dans le temps, pour les équipements qui le contiennent ( tubage , tubing, élastomères). Ne pas entraver la liberté de mouvement de la colonne de production ou de ses accessoires (joint télescopique, SSD,…). Etre stable dans le temps et en température afin : o De prévenir, par la surveillance régulière de la pression en tête d’espace annulaire, de toute anomalie de fond ou de subsurface (fuite, perte…) o D’être circulable par le fond lors d’une reprise de puits ou lors de l’abondant final. o Etre facile à stocker, à manipuler, pouvoir être rejeté de puits et avoir un coût le plus faible possible

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 l’usage de les classer en prenant compte comme premier critère le mode de récupération.

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o L’ancrage du packer est obtenu par des coins de retenu qui poussés sur une rampe conique, mordant le casing ; l’étanchéité est obtenu par l’écrasement de bagues en caoutchouc contre le tubage. o La récupération des packers se résumes à trois possibilités : o Reforable ou fraisage pur et simple du packer : c’est les cas des packer de production permanent. o Cisaillement de goupilles ou d’anneaux de cisaillement par traction sur le tubing ; cette action libère les coins d’ancrage : c’est le cas des packer récupérable. Certain nécessitent un outil de récupération. o Déverrouillage mécanique sans cisaillement de goupilles ou d’anneaux : c’est le cas des packer mécaniques (provisoires), surtout utilisés dans les garnitures spéciales d’essai de puits, de restauration, de cimentation, d’acidification,… 

La connexion tubing-packer est assurée de deux manières : o Connexion rigide : le tubing est fixé au packer o Connexion rigide semi-libre : le tubing pénètre dans le packer par l’intermédiaire d’un tube comportant des joints d’étanchéité et libre de coulisser ; ce système permet des déplacements (variation de longueur du tubing) vers le haut et vers le bas.

Le choix du packer -

De la résistance 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 casing-packer Température limite pour élastomères Des procédures de pose et de récupération Des accessoires disponibles Des implications et des coûts qui découlent pour la complétion initialement et les reprises des puits. De la récupération du packer et de l’expériences qui l’utilisateur en a.

-

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

Le diamètre du casing. Le diamètre de passage intérieur offert par le packer. La résistance des élastomères aux fluides. La métallurgie.

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PACKER DE PRODUCTION PERMANENT REFORABLE Description Le packer PPH est un packer du type permanent, à ancrage hydraulique, descendu avec le tubing de production. Une fois ancré, il a les mêmes caractéristiques mécaniques que les packers permanent posé au câble électrique, et peut recevoir les mêmes accessoires. Il est spécialement avantageux dans les complétions avec liners, et les complétions nécessitant un packer avec large diamètre intérieur et pression différentielle élevée. Avantage -

Descendu et ancré avec le tubing. L’ancrage hydraulique laisse une tension résiduelle sur le tubing, idéale pour la déconnections de l’anchor Toutes les pièces sont verrouillées en rotation (surforage) ; Diamètre intérieur important ; Diamètre extérieur réduit facilitant la descente et passage dans les puits déviés ; Coins d’ancrage à pleine circonférence offrant une bonne distribution des contraintes sur le tubing ; Disponibilité avec un filetage tubing à sa partie supérieure permettant de raccorder le tubing directement au corps du packer. Particulièrement intéressant dans les puits à gaz ou, à haute pression et température, où il est désirable de réduire le nombre de garniture en caoutchouc.

Opération Avant la descente du packer, il est recommandé de faire une passe de casing scraper et de circuler jusqu’à ce que les retours de fluide soient libres de sédiments. Ancrage du packer -

Vérifier que l’anchor est engagé à fond, en tournant vers la gauche, jusqu’à ce qu’il soit en butée (sans forcer.) ; Vérifier que les deux doigts de retenue en rotation soit engagés dans leurs encoches sur le haut du packer ; Visser et bloquer l’extension sous packer ; Visser l’élément sur le haut de l’anchor seal (sans dévisser celui-ci du packer) ; Nota : Si un mandrin à poche latérale, ou un autre outils avec un bossage extérieur (excentrique) doit être vissé au-dessus de l’anchor, il est important de vérifier que l’excentricité de ce bossage n’interfère pas avec le diamètre intérieur du tubage. Si non il faut l’espacer avec 1 ou 2 joints de tubing de façon à permettre au packer de s’ancrer correctement et à l’anchor de se dévisser (et de se reconnecter).

-

Descendre le packer et son ensemble avec le tubing. Poser le sur olive ;

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-

Pression d’épreuve de tubing est possible en utilisant un plug dans le siège sélectif au-dessus des trous d’ancrages ; Circuler autour du packer et descendre un plug dans le siège sous le packer ou lancer la bille. Mettre en pression le tubing pendant 1 minute pour ancrer le packer ; La pression agit sur l piston d’ancrage, cisaillant les vis, et permettant aux coins d’ancrage de contacter le tubage…. ; La garniture d’étanchéité est également gonflée. Un anneau de retenu ‘’Body Lock Ring’’ maintient le packer ancré ; Remonter le plug wire line ou augmenter la pression tubing jusqu’à éjecter le siège à bille ; Appliquer une pression différentielle dans l’annulaire pour vérifier le packer est ancré et étanche.

Avantage et inconvénients des packers permanent reforable -

Ne comporte pas de mécanisme compliqué ; Supporte les efforts mécaniques considérables ; Supporte les pressions différentielles importantes ; Offert une section plus large de passage intérieur ; Souple au liaison tubing-packer .

Inconvénient : on ne peut le récupérer qu’après un fraisage.

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36 PACKER RECUPERABLE Les packers sont conçu pour pouvoir être désancrer et retirés du puits de façon simple, sans l’avoir fraiser, ils ont ancré hydrauliquement ou mécaniquement. Tous sont liés au tubing de façon fixe. Packer récupérable à ancrage hydraulique Les packers sont mis en place par pressurisation de la colonne de production. Les coins d’ancrage sont situés sous les éléments en caoutchouc de duretés souvent différentes et choisies en fonction des conditions de profondeur de pose. Les éléments sont séparés par des bagues limitant l’extrusion du caoutchouc, les coins d’ancrage maintiennent le packer en l’empêchant de glisser vers le bas, tant qu’il y a du poids sur le packer. L’utilisation de Hold Down Buttons (pastilles de friction activée hydrauliquement par la pression de fond) aide à éviter que le packer ne glisse vers le haut. Procédure d’ancrage des packers hydraulique Après pose d’un bouchon dans siége situé sous le packer ou lancement d’une bille, venant se poser sur une siége adéquat, on monte en pression en pompant dans le tubing jusqu’à cisailler les goupilles du packer. La pression agit alors sur un piston à l’intérieur du packer ce piston entraîne une chemise faisant, d’une part, descendre la rampe conique qui écarte les coins dans les parois du casing et écrasant, d’autre part les garnitures en caoutchouc qui se déforment et viennent assurer l’étanchéité entre le casing. Comme pour le packer permanent un système de crémaillère interne maintient les coins principaux en position d’ancrage.

Packer hydraulique récupérable

Désancrage des packers hydraulique récupérable Les packers sont désancrés en tirant sur le tubing jusqu’à exercer un effort de traction suffisant pour casser des goupilles ou un anneau de cisaillement dont le tarage correspond à un valeur de traction sur le tubing supérieure au traction éventuellement atteintes en cours d’exploitations du puits. Après cisaillements, le mouvement relatif des pièces dans le packer ouvre un passage d’égalisation de pression permettent le retrait des Hold-Down Buttons, le relâchement des garnitures d’étanchéités et l’effacement des coins d’ancrage. Les packers ne peuvent pas être réutilisés immédiatement. Ils doivent être reconditionner. En particulier, il faut chasser les goupilles ou anneau de cisaillement et vérifier les garnitures et joints d’étanchéité. Ils sont disponibles en version double. Les procédures de pose et retrait sont analogues à celles qui viennent d’être décrite.

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ELASTOMER SELECTION

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38 EQUIPEMENTS DE FOND Dispositif de circulation Placé au-dessus du packer, le dispositif de circulation permet, si besoin est de mettre communication le tubing et l’annulaire.

en

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 limites, la remontée de l’ensemble de l’équipement du puits, pour le changer. Vanne de circulation a chemise coulissante (SSD) La SSD est un équipement de fond, incorporer au tubing, contrôlant la circulation entre l’annulaire et le tubing. Les fenêtres de circulation sont isolées. Par l’installation au câble, d’une chemise d’isolation, qui elle comporte les garnitures d’étanchéité remplaçables.

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MANDRIN A POCHE LATERALE (SIDE POCKET) Le mandrin à poche latérale est un équipement de fond possédant une poche parallèle à l’axe du tubing qui peut recevoir des outils de contrôle de la production sans toutefois obstruer ou réduire le passage interne de la colonne de production. L’accès de cette poche se fait toujours par l’intérieur de tubing en utilisant des méthodes traditionnelles e travail au câble. Sa configuration peut varier pour l’adapter au type de communication recherchée. Application Communication annulaire tubing pour la circulation de fluides (boue – gaz – produits chimiques).

Communication annulaire tube parallèle pour l’injection d’un fluide contenu dans l’annulaire mais injecté à un point plus bas que la side pocket (sous packer par exemple).

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Communication tube parallèle - tubing pour l’injection de produits chimiques (inhibiteur de corrosion par exemple) dans le tubing tout en gardant l’annulaire statique pour le contrôle du puits.

Communication tube parallèle – tube parallèle comme décrit ci-dessus excepté que le produit chimique est injecté plus bas (sous packer par exemple et le mandrin (avec sa vanne posée au câble) ne sert qu’à contrôler l’injection.

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41 VERIFICTAION AVANT DESCENTE DU MANDRIN     

Vérifier le diamètre intérieur et extérieur. Installer et récupérer Dummy Valve ou Vanne avec tous les outils de manœuvre à utiliser pour vérifier leur bonne opération. Réinstaller Dummy valve ou vanne dans la poche. Tester l’ensemble à la pression désirée. Vérifier que la distance entre l’axe du tubing et l’axe du mandrin permet son emplacement au-dessus d’un autre outil (packer par exemple) sans interférence avec le diamètre intérieur du tubage. Sinon il faut l’espacer 1 ou 2 joints au-dessus .

Dummy valve La dummy pour le mandrin à poche latéral est utilisée pour isoler l’annulaire du tubing. Circulating dummy (vanne de circulation) La vanne de circulation est utilisée pour circuler librement (sans contre pression) entre l’annulaire et le passage concentrique du packer. Vanne différentielle d’injection ‘’DIV’’ La DIV est un régulateur de débit utilisé pour contrôler l’injection d’eau douce ou de produits chimiques au fond d’un puits pour éviter les dépôts de sel ou protéger les équipements de fond contre la corrosion. Choke check valve La ‘’CCV’’ est une vanne récupérable au câble, utiliser dans les mandrins à poche latérale pour le contrôle de débit de gaz. Elle consiste d’une duse calibrée pour le débit désiré (aux conditions du puits correspondant) et d’une vanne anti-retour. La CCV est utilisée dans les puits demandant l’injection de gaz parallèlement du tubing pour l’allégement de la colonne de fluide, résultant a une augmentation du débit.

41

42 SIEGE PERFORES Le siége est un équipement incorporé au tubing. Contrôlant la circulation entre l’annulaire et le tubing. Les fenêtre de circulation sont isolées, par l’installation au câble, d’une chemise d’isolation, qui elle comporte des garniture d’étanchéité remplaçable. Applications Le siége ont spécialement étudies pour des applications nécessitent une communication entre le tubing et l’annulaire ; l’utilisation la plus typique est dans des complétions de plusieurs zones ou la production peut être sélectivement alternée d’une à une autre. D’autre application est au-dessus d’un packer comme moyen de circulation entre le tubing et annulaire pour la mise en place de fluide de complétion ou de reprise de puits. Il peut remplir les fonctions suivantes : -

Isoler l’annulaire et le tubing en installant une chemise d’isolation comportant des garnitures d’étanchéité. Permettre la production ou l’injection simultanée dans des outils avec zones multiples en installant des chemises de circulation protégent le diamètre intérieur poli deported nipple. Permettre la production d’une zone supérieure avec une chemise de circulation avec un bouchon isolant le tubing au ras des fenêtres de circulation.

La chemise d’aveuglement et donc les garnitures d’étanchéité et très aisément remontée pour le changement en cas de fuite; par contre la restriction du diamètre de passage est assez pénalisant si l’on doit effectuer d’autres opérations de wire line en dessous.

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43 SIEGE Description le siége est un réceptacle incorporé dans le tubing de production (ou des outils de fond) pouvant recevoir des outils de travail au câble tels que plug, duse, vanne de sécurité de fond etc.…, équipé de verrou TOP NOGO ou SELECTIF. Avantage Disponible dans nombreux diamètres intérieurs compatibles avec : -

Les diamètre de tubing, leurs poids linéaire, leur filetage et leur qualité d’acier (y compris en acier inox). Sa construction avec filetage supérieur femelle et inférieur mâle, réduit le nombre de filetage et la possibilité de le monter à l’envers sur le tubing. L’architecture du puits permettant d’utiliser des NO-GO de localisation sur les verrous des accessoires wire line. Le diamètre intérieur est le même que celui du manchon du tubing. Les caractéristiques mécaniques sont égales ou supérieures au tubing correspondant.

Siége sélectif

Pour répandre au besoin de mesures, on a essentiellement besoin de pouvoir : -

Tester en pression tout ou partie du tubing ; Siége NO GO Tester l’étanchéité du dispositif de circulation ; Monter en pression le tubing pour ancrage d’un packer hydraulique ; Isoler le tubing de la pression de la couche ; Laisser en place temporairement des instruments de mesure de pression ou/et température sans trop interférer, si possible, avec les conditions de production du puits ; Différents outils sont disponibles pour assurer l’une ou l’autre des ces fonctions. Ils sont généralement maintenus en place dans le siége par un porte-outil (mandrel, lockmandrel) sous lequel ils sont vissés.

Plusieurs types de siéges existent, mais ils ont au mois deux éléments en comme : -

Une gorge d’ancrage permettant le verrouillage mécanique de l’outillage ; Une portée d’étanchéité (seal bore) sur laquelle est réalisée l’étanchéité entre le siége et l’outillage. Cette portée sert de diamètre de référence pour le siége (diamètre nominal).

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‘’X’’ AND ‘’XN’’ LANDING NIPPLES

TUBING (IN) 1.050 1.315

SIZE (mm) 26.67 33.40

1.660

42.16

1.900

48.26

2.063

52.40

2.375

60.33

2.875

73.03

3.500

88.90

4.000 4.500 5.000 5.000

101.60 114.30 127.00 139.70

WEIGHT LB/FT (kg/m) 1.20 1.79 1.80 2.68 2.30 343 2.40 3.57 2.40 3.57 2.76 4.11 2.90 4.32 3.25 4.84 4.60 6.85 4.70 7.00 6.40 9.53 6.50 9.68 9.30 13.85 10.30 15.34 11.00 16.38 12.75 18.99 13.00 19.36 17.00 25.32

(IN) 0.824 1.049 1.380 1.380 1.660 1.610 1.610 1.751 1.995 1.995 2.441 2.441 2.992 2.922 3.476 3.958 4.494 4.892

ID (mm) 20.93 26.64 35.05 35.05 42.16 40.89 40.89 44.48 50.67 50.67 62.00 62.00 76.00 74.22 88.29 100.53 114.15 124.26

DRIFT (IN) (mm) 0.730 18.54 0.955 24.26 1.286 32.66 1.286 32.66 1.516 38.51 1.516 38.51 1.561 38.51 1.657 42.09 1.901 48.29 1.901 48.298 2.347 59.61 2.347 59.61 2.867 72.82 2.797 71.04 3.351 85.16 3.833 97.36 4.369 110.97 4.767 121.08

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FOR STANDARD TUBING WEIGHTS X PROFILE XN PROFILE NIPPLE BORE NO-GO ID (IN) (mm) (IN) (mm) AVAILABLE ON REQUEST 1.250 1.250 1.500 1.500 1.500 1.625 1.875 1.875 2.313 2.313 2.813 2.750 3.313 3.813 4.313 4.562

31.75 31.75 38.10 38.10 38.10 41.28 47.63 47.63 58.75 58.75 71.45 69.85 84.15 96.85 109.55 115.87

1.135 1.135 1.448 1.448 1.448 1.536 1.791 1.791 2.205 2.205 2.666 2.635 3.135 3.725 3.987 4.455

28.83 28.83 36.78 36.78 36.78 39.01 45.49 45.49 56.01 56.01 67.72 66.93 79.63 94.62 101.62 113.16

45 ’’R’’ AND ‘’RN’’ LANDING NIPPLES TUBING SIZE (IN) (mm) 1.660 42.16 1.900 48.26 2.375

60.33

2.875

73.03

3.500

88.90

4.000

101.60

4.500

114.30

5.000

127.00

5.500

139.70

7.000

177.80

WEIGHT (kg/m) 3.02 4.50 3.64 5.42 5.30 7.89 5.95 8.86 6.20 9.23 7.70 11.47 7.90 11.77 8.70 12.96 8.90 13.26 9.50 14.15 10.40 15.49 11.00 16.38 11.65 17.35 12.95 19.29 15.80 23.53 16.70 24.87 17.05 25.40 11.60 17.28 13.40 19.96 12.75 18.99 13.50 20.11 15.50 23.09 16.90 25.17 19.20 28.60 15.00 22.34 18.00 26.81 17.00 25.32 20.00 29.79 23.00 34.26 17.00 25.32 20.00 29.79 23.00 34.26 26.00 38.73 29.00 43.20 32.00 47.66 35.00 52.13

LB/FT

(IN) 1.278 1.500 1.939 1.867 1.853 1.703 2.323 2.259 2.243 2.195 2.151 2.065 1.995 2.750 2.548 2.480 2.440 3.428 3.340 3.958 3.920 3.826 3.754 3.640 4.408 4.276 4.892 4.778 4.670 6.538 6.456 6.366 6.276 6.184 6.094 6.004

ID (mm) 32.46 38.10 49.25 47.42 47.07 43.26 59.00 57.38 56.97 55.75 54.64 52.45 50.67 69.85 64.72 62.99 61.98 87.07 84.84 100.53 99.57 97.18 95.35 92.46 111.96 108.61 124.26 121.36 118.62 166.07 163.98 161.70 157.41 157.70 154.79 152.50

DRIFT (IN) (mm) 1.184 30.07 1.406 35.71 1.645 46.86 1.773 45.03 1.759 44.68 1.609 40.87 2.229 56.62 2.165 54.99 2.149 54.58 2.101 53.37 2.057 52.25 1.971 50.06 1.901 48.29 2.625 66.68 2.423 61.54 2.355 59.82 2.315 58.80 3.303 83.90 3.215 81.66 3.833 97.36 3.795 96.39 3.701 94.01 3.629 92.18 3.515 89.28 4.283 108.79 4.151 105.44 4.767 121.05 4.653 118.19 4.545 115.44 6.431 163.35 6.331 160.81 6.241 158.52 6.151 156.24 6.059 153.90 6.969 177.01 5.879 149.33

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FOR STANDARD TUBING WEIGHTS R PROFILE RN PROFILE NIPPLE BORE NO-GO ID (IN) (mm) (IN) (mm) 1.125 28.58 1.01 25.70 1.375 34.93 1.250 31.75 1.781 45.24 1.640 41.66 1.710 43.43 1.560 39.62 1.710 43.43 1.560 39.62 1.500 38.10 1.345 34.16 2.188 55.58 2.010 51.05 2.125 53.98 1.937 49.20 2.125 53.98 1.937 49.20 2.000 50.80 1.881 47.78 2.000 50.80 1.881 47.78 1.875 47.63 1.716 43.59 1.875 47.63 1.716 43.59 2.562 65.07 2.329 59.16 2.313 58.75 2.131 54.13 2.313 58.75 2.131 54.13 2.188 55.58 2.010 51.05 3.250 82.55 3.088 78.44 3.125 79.38 2.907 73.44 3.813 96.85 3.725 94.62 3.688 93.68 3.456 87.78 3.688 93.68 3.456 87.78 3.437 87.30 3.260 82.80 3.437 87.360 3.260 82.80 4.125 104.78 3.913 99.39 4.000 101.60 3.748 95.20 4.562 115.87 4.455 113.16 4.562 115.87 4.455 113.16 4.313 109.55 3.987 101.27 5.962 151.43 5.750 146.05 5.962 151.43 5.750 146.05 5.962 151.43 5.750 146.05 5.962 151.43 5.750 146.05 5.962 151.43 5.750 146.05 5.962 151.43 5.750 146.05 5.875 149.23 5.750 146.05

46 ELEMENTS SOUS PACKER Joint perforé On peut incorporer un tube perforé avec un siége NOGO destiné à recevoir le porte enregistreur de pression et/ou température. Ceci permet de faire des mesures en production, sans introduire des pertes de charge par la présence de l’enregistreur. Flow coupling C’est un joint court avec une épaisseur plus importante que ce du tubing, il est placé de part et d’autre des éléments ayant un diamètre de passage réduits afin d’éviter les problèmes d’érosion et de turbulence la longueur du flow coupling dépend principalement du degré d’abrasion et d’érosion du fluide de production à ce niveau. Blast joint Le blast joint est un tube d’épaisseur renforcer destinés à retarder le percement sous l’action des fluides. Pour les puits comportant plusieurs zones perforées et équipées en complétion multiples ou sélectifs on doit utiliser au droit de ces zones. Sabot Le sabot est un équipement vissé au bout de la complétion, l’extrémité du sabot chanfreinée ou biseautée à 45° permet aux outils d’intervention descendus jusqu’au fond du puits de remonter dans le tubing de production sans difficultés.

Blast joint

Flow coupling

Joint perforé

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Sabot guide

47 ELEMENTS AU-DESSUS DU PACKER VANNE DE SECURITE DE TUBING Description, utilisation : La vanne de sécurité de tubing est une vanne de subsurface à sécurité intégrée, commandée en surface et utilisée pour contrôler les débits dans une garniture de complétion simple. Elle combine les avantages de la vanne de sécurité de subsurface installée à demeure dans le tubing et ceux de la vanne de sécurité repêchage par opération wire line. Elle est disponible en deux versions : auto-égalisatrice ou non. La vanne de sécurité permet l’utilisation du tubing plein trou avec la possibilité de récupérer le brain et le système d’égalisation par opération wire line classique. Elle est constituée de deux éléments principaux : Le mandrin : est un mandrin de tubing avec chambre à renflement latérale et un clapet d’obturation à son extrémité inférieure. Le Cerveau : est un dispositif de commande repêchable dans la chambre latérale du mandrin, contrôle la position du clapet d’obturation. Elle contient le système hydraulique et d’égalisation de la vanne. La pression de commande appliquée en surface, maintient la vanne en position ouverte. La purge de cette pression repositionne la vanne en position fermée dite ‘’de sécurité’’. Utilisations La vanne de sécurité est utilisée sur les puits à huile ou à gaz pour une fermeture automatique sous la tête du puits en cas d’incident sur cette dernière, de chute de pression dans la conduite de circulation, de feu ou de défaillance de l’équipement de contrôle de surface ou toute autre situation imprévue et anormale. Profondeur d’utilisation La vanne est disponible ne deux profondeurs standards : 245 et 700 mètres. Ces profondeurs sont basées sur la force du ressort équilibrant la pression hydrostatique dans la contrôle line sans assistance de la pression tubing (zéro). Ce qui veut dire que la vanne peut être posée plus bas si une pression existe dans le tubing, comme c’est le cas parfois dans le puits d’injection d’eau ou producteurs d’huile. La profondeur maximale peut alors être utilisée comme profondeur de référence du niveau dynamique. Elle doit alors être plus grande que celle-ci.

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Cette formule ne peut pas être utilisée dans les puits à gaz, puisqu’il est concevable que cette pression chute à zéro. La vanne normalement fermée (Fail Safe Close) La vanne ferme dés que la pression hydrostatique de contrôle est purgée. La force de ressort est suffisante pour fermer la vanne sans assistance du côte tubing à la profondeur spécifiée. Une pression dans le tubing aide et accélère la fermeture de la vanne.

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49 ANCHOR SEAL Anchor seal est utilisé pour lié le bas de tubing à un packer possédant un diamètre intérieur poli, ou à un réceptacle, pouvant recevoir des garnitures d’étanchéité et éviter tout mouvement du bas du tubing. Deux types de relâchement de ces anchors : -

Relâchement par rotation à droite, utilisant le système ‘’ratchet’’. Relâchement par ¼ de tour à droite utilisant un système à ‘’baïonnette’’. Les anchor ont une résistance à la traction égale à celle du tubing correspondant.

Avantage -

-

-

Utilisation simple. Pour les ancrer il suffit de poser de poids (1/2 à 1 tonne minimum). Pour les désancrer : tourner le tubing à droite en tension (ou appliquer un couple à droite avec un léger poids de pose ½ à 1 tonne pour le système baïonnette). Très résistant. Aussi résistant que le tubing (poids et grade normaux). Tout le système de relâchement (‘’ratchet’’ ou ‘’baïonnette’’)est contenu dans la chemise de l’anchor qui est remplie de graisse. Les doigts d’ancrage ne tournent pas dans le corps du packer pendant son relâchement. Le corps de l’anchor solidaire du tubing, est la seule pièce qui tourne. Utilisant des garnitures d’étanchéité (Nitrile – Viton - Aflas) avec anneau serti. Disponible avec profile de siège wire line incorporé au corps de l’anchor. Disponible pour service standard, H2S ou CO2 (acier inoxydable).

Application Les anchors sont utilisés avec les avec les packer à diamètre intérieur poli. -

Packer permanent Packer permanent à ancrage hydraulique Packer récupérable Packer récupérable à ancrage hydraulique

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Opération Mise en place -

Les garnitures d’étanchéité doivent être enduites de graisse au silicone ; Vérifier que les doigts d’accrochage sont bien en position basse (très important), rétractés, dans la gorge qui se trouve au-dessus des garnitures ; Vérifier que le calibre passe à travers l’anchor ; Vérifier le diamètre extérieur ; Avant d’atteindre le packer, vérifier et enregistrer le poids du tubing (en montant et en descendant) ; Engager lentement les garnitures dans le packer et poser du poids (1 à 3 tonnes) sur le packer ; Tirer 45 tonnes, au-dessus du poids de remontée du tubing, pour vérifier le bon accrochage de l’anchor ; Marquer le tubing pour ajustement de sa longueur, en tenant compte, du poids de pose sur le packer. Un minimum de 1 tonne est nécessaire pour l’accrochage de l’anchor ; Appliquer un couple à droite avec ½ à 1 tonne de poids sur le packer. Relever le tubing doucement pour désancrer les anchor à baïonnette. Ajuster la longueur de la garniture (ne pas oublier le poids de pose minimum sur le packer 1 tonne) ; Poser du poids sur le packer vérifier l’ajustement ; Tirer 5 tonnes sur le tubing pour vérifier son bon accrochage ; Poser environ 1 tonne sur le packer et tourner 1 tour à droite (au packer ). Ceci pour engager les doigts de retenue de rotation ; Retourner au poids de pose initiale pour s’assure de l’engagement complet de l’anchor ; Appliquer une pression annulaire (ou tubing) pour vérifier l’étanchéité de l’anchor ; Relâchement; Tirer 5 tonnes et relâcher ce poids plusieurs fois pour décoller les garnitures du corps du packer.

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51 LOCATOR SEAL C’est équipement est muni des seules garnitures d’étanchéité et permet le coulissement dans le packer. Toutefois, une butée située à la place du filetage limite la course vers le bas. La longueur du loctor et l’engagement initial de celui-ci dans le packer doivent être choisis en fonction de l’aptitude du mouvement dû à la ‘’respiration’’ du tubing en cours de l’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 garniture soit en contact avec les hydrocarbure, et ce, quelque soit l’engagement du locator ; cela permet d’augmenter la durée de vie des autre jeux de garniture.

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52 MISE EN PLACE DES EQUIPEMENTS Opérations préliminaires Avant de mettre en place l’équipements plusieurs opérations sont effectués dont les principaux sont : -

reconditonnement de la tête de puits ; contrôle du trou ; reconditonnement des BOP .

Contrôle trou Un outil est alors descendu pour vérifier que le puits et bien libre de ciment jusqu’à l’anneau et le surplus de ciments est reforé. Il peut être nécessaire de reforer aussi l’anneau. Scrapage Avant de mettre en place l’équipement, il faut scraper parois de la colonne de casing et en particulier au niveau de la zone d’ancrage du packer avec plusieurs passes en circulation. Mise en place du fluide de complétion. Le fluide de forage est par un fluide complétion, généralement une saumure, boue à huile propre sans solides (pour limiter l’endommagement de la formation lors de la perforation), de densité suffisante pour maintenir la pression de gisement. Diagraphies Avant de procéder a la perforation il est conseillé de vérifier la qualité de la cimentation, on vérifier la côte de remontée du ciment dans l’annulaire. Suivant le résultat des diagraphies de cimentation la décision de tenter une restauration de ciment. Rétablissement de liaison couche trou La sécurité du puits est assurée par le fluide de complétion (dont la densité a été choisie de façon à ce que la pression hydrostatique est y supérieure à la pression de la couche) et en second lieu par les BOP. Dans le cas d’une complétion double, les perforations de la ou des couches supérieures doivent être scrapées pour éviter que la garniture d’étanchéité du packer soient endommagé. Préparation et mise en place du tubing head -

Couper le casing 7’’ selon la hauteur du casing housing ; Chanfreiner et nettoyer soigneusement le casing ; Nettoyer la gorge de la bride, installer le joint tore ; Remplir la zone au-dessus deux casing hanger d’huile (ceci servira pour le test). Inspecter et nettoyer soigneusement la partie inférieure du spool ; Démonter les deux bouchons ½ NPT des orifices de test avec l’aide d’une clé Allen ¼’’. Enlever les clapets anti-retour ; Graisser le casing ;

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-

Installer le spool tubing head sur le spool casing head. Bloquer la connexion ; Démonter les bouchons 1’’ NPT des orifices d’injection ; Enlever les bouchons 1’’ UNC à l’aide d’une clé Allen ; Injecter les bâtonnets de packing. Pour obtenir une bonne étanchéité ; Tester le casing hanger à 5000 psi. Toutefois le test ne doit pas excéder 60% collapse casing. L’orifice de test supérieur doit être ouvert. Si le test n’est pas satisfaisant, continuer à injecter du packing ; Tester par l’orifice de test supérieur. Pression maxi 5000 PSI ou 60% collapse casing. Si le test n’est pas satisfaisant, continuer à injecter du packing. Une fois ces tests exécutés correctement, remonter clapet anti-retour + bouchon ; Installer le BOP stack sur le spool tubing head ; Installer le tester plug ou le cup tester sur une tige de forage et les descendre dans le spool ; Fermer les pipe rams ; Tester les BOP suivant la procédure de test.

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54 MISE EN PLACE DU PACKER Pose packer Le scrapage est effectué lors des opérations préliminaires ont permis de débarrasser le fluide de particules (débris de roche, ciment et particule métallique) qui pourraient unire à la mise en place du packer (blocage des cours de descente, endommagement des garniture, mauvaise adhérence du packer avec les parois du casing…). Lorsque le packer est posé au câble, on descend en plus toujours au câble un panier de sédiment (juck basket) muni d’un anneau de calibrage (gage ring) de manière à s’assurer que le packer, sous l’action de son poids, pourra bien descendre jusqu’à la côte d’ancrage. Le choix de la côte d’ancrage se fait en fonction des diagraphies de cimentation (choix d’une zone ou le casing est bien cimenté ce qui permet d’avoir un banc d’ancrage) et de manière à ce que le sabot du Tbg se trouve si possible au moins de 10 à 15 mètres au-dessus du toit du réservoir de manière à se réserver la possibilité d’effectuer des perforations complémentaires ou des diagraphies de production sur toute la hauteur du réservoir. Reconditonnement des BOP Equiper les BOP avec des mâchoires correspondant au diamètre du tubing qui va être descendu dans le puits. Assemblage et descente des équipements : Après assemblage du locator ou anchor seal, en descend l’équipement en gerbant les tubing. Lors du gerbage, on procède sur le plan incliné de l’appareil de forage à un calibrage final du tubing, la manipulation du tubing s’effectue avec collier élévateur ou avec une tête de levage, protecteurs des filetages en place. Protecteur enlevé, on vérifier une dernière fois l’état des extrémités, graissage de la partie femelle sans excès. Pour engager la partie mâle dans le manchon on doit utiliser un stabbing guide afin de protéger les connexions des chocs lors de l’engagement. Après alignement soigné vissé alors le joint et serré au couple optimum préconisé par le fabricant. 

Courbe der vissage ‘’couple-nombre de tours’’ ou couple-temps de fin de vissage’’

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En cours de la descente les joints sons testés par différentes méthodes : -

Test à l’eau par l’extérieur. Test à l’hélium par l’intérieur.

Ajustage de la colonne de tubing Dans le cas d’un locator seal : -

-

Engager la totalité de la longueur du locator seal ; Mesuré le déplacement le dernier tubing de la table de rotation en fonction d’une part de la distance entre la table de rotation et la tête de suspension du tubing, et d’autre part de la longueur des différents tubing utilisés, on en déduit l’écart entre la position du manchon le plus proche de la tête de suspension du tubing et la position le top du siége de l’olive da la tubing head ; On détermine alors, de manière à annuler cet écart ; Les tubing à enlever ; Le nouveau tubing et les pups joint, à introduire.

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57 AJUSTAGE DU TUBING   

Amener le tubing à la valeur de compression (ou de tension) prévue par le programme ; A cette valeur faire un repère ″A″ sur le tubing au niveau de la table de rotation ; mesurer l’excédent de tubing par rapport au point de dévissage prévu dans l’olive l’excédent est constitué de : a = distance entre le haut du manchon pris dans l’élévateur et le repère A. b = distance entre le repère A et le vis pointeaux de la bride supérieure de la rête de tubing c = distance entre les vis pointeaux de la bride supérieure de la tête de tubing et la base de l’olive. diminué de : d = hauteur d’un manchon à enlever le total ″a + b + c″ donne la longueur ″E″ de tubing à éliminer



définir les tubings à enlever ainsi que les tubings ou les pup-joints de remplacement.

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58 La méthode la plus simple consiste à faire un shéma représentatif des données.

d a Repère ‘’A’’

Table de rotation

b E Bride de tête de tubing

c Olive

Tubing démanchonné

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Note Lors des opérations de contrôle et de mesure des tubings on prend soin de mettre de coté des tubings de longueurs différentes pour les préserver à l’ajustage. -

Les calculs de l’ajustage étant faits, on remonte le tubing au niveau du plancher ; installé le collier Bashross sur le dernier tubing ; dévisser le manchon ; Inspecter et nettoyer soigneusement les filetages haut et bas de l’olive. Ne pas enlever la protection existante sur la partie supérieure de l’olive (zone d’étanchéité) ; Visser olive sur un tubing ; Tester la connection olive/tubing ; Visser le joint de manœuvre sur le top de l’olive ; Avant de descendre le tubing hanger, s’assure que tous les pointeaux (tie-down screws) positionnés sur la tubing head sont en position rétractée et que les deux vannes latérales sont en position ouvertes ; Descendre avec précaution l’olive à travers les BOP jusqu’à ce qu’il se positionne dans la tubing head. Lâcher tout le poids de la colonne ; Serré les pointeaux deux à 180° puis les deux autre à 90° des précédents et à la suite bloquer tous les pointeaux (couple recommandé 350 ft/lbs, couple maxi 500 ft/lbs) ; Tester l’annulaire tubing/casing à la pression requise par les vannes de sorties latérales du tubing head ; Fermer les rams BOP sur le joint de manœuvre et tester le dessus du tubing hanger à la pression requise ;

Nota Pendant ce test les vannes de sorties annulaire devront rester ouvertes. -

Réouvrir les rams de BOP. Dévisser le joint de manœuvre ; Installer la BPV dans son logement ; Démonter les BOP. Mise en place de la flange pack off

-

Nettoyer l’adapteur ainsi que le neck de l’olive ; Installer le joint tore et remplir le zone au-dessus de l’olive d’huile (ceci servira pour le test) ; Dévisser les bouchons ½ NPT ainsi que les check valves se trouvant sur l’adapteur pack off flange ; Monter l’adapteur pack off flange sur la tête de tubing et bloquer les écrous ; Tester par le test port à 5000 psi (test sur le bas du seal, joint tore, seal de l’olive ainsi que l’étanchéité les pointeaux de la tbg head). Nota Pendant ce test une des deux vannes de sortie latérale de la tubing head doit être ouverte ainsi que l’autre test port de la partie supérieur :

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o S’il y a retour par le test port supérieur, les seal ne sont pas compétemment énergisés, o Retour aux pointeaux : rebloquer le presse-étoupe. o Fuite par les vannes 2’’1/1 annulaire : dans ce cas c’est le joint du bas de l’olive qui a été détérioré lors de la mise en place de l’olive. Il faut remonter l’olive à la surface et le changer. -

Une fois ces tests exécutés correctement et avec succès, réinstaller la chock valve dans l’orifice de test et revisser le bouchons ½ NPT.

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61 MONTAGE FINAL DE LA TETE DE PUITS -

Installer la x-mas tree, sur l’adapteur ; Bloquer toutes les connections ; Enlever la BPV et installer une two-way check valve ; Tester toutes les connections ainsi que les vannes de la x-mas tree. S’il y a retour par le test port, les métal seals ne sont pas parfaitement energisés, donc compléter le blocage des goujons de l’adapteur. Nota Ces assemblages et tests peuvent être faits en atelier. Dans ce cas une fois la tête de puits installée, il suffira de tester uniquement la connection qui aura été bloquée sur le puits.

-

Enlever la two-way check valve; Fermer toutes les vannes.

Mise puits sous eau inhibée. Mise EA tubing/casing sous gasoil ou eau inhibée.

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62 DEGORGEMENT D’UN PUITS Avertissement Le dégorgement d’un puits en risquant de porter atteinte à la tenue de la liaison couche/trou, à l’intégrité de l’ouvrage et à l’environnement immédiat reste une phase délicate et dangereuse ; Une surveillance constante et le suivi des paramètres peuvent amener particuliers doivent être poursuivis jusqu’à la stabilisation en pression et température. Définition des responsabilités Pour toute opération de dégorgement le responsable de la sécurité est le seul interlocuteur. Il doit être présent sur le site pendant la phase de dégorgement et il a le pouvoir de l’arrêter si la sécurité l’impose. Il s’assure que le chantier dispose de moyens adaptés pour la lutte contre l’incendie pour les premiers soins et pour une éventuelle évacuation sanitaire. Réunion préalable a l’opération Le responsable de l’opérationnel pour le dégorgement doit au cours d’une réunion préalable à l’opération présenter au responsable de sécurité et aux divers intervenants le programme de dégorgement il définira le rôle de chacun les limites des paramètres à surveiller et les actions immédiates à perdre en cas d’incident (fuite, vibration….) Contrôles préalables -

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La tête de puits jusqu’à l’amont duse de dégorgement et l’espace annulaire doivent avoir été éprouvés à l’eau au moins 110% de la pression maximum attendue du tête du puits ; La partie duse jusqu’à la torche doit avoir été éprouvée à la pression de service des tubes et des raccordements, cela peut conduire à définir une partie moyenne pression et une partie basse pression ; Un essai de circulation à l’eau permet de s’assurer de liberté de passage dans les lignes de surface ; Un dispositif de fermeture rapide doit équiper la tête de puits ; Les lignes de dégorgement doivent être aussi rectilignes que possible, sans points bas, sans étranglement ; leur diamètre intérieur est choisi pour une vitesse d’écoulement inférieur à 20 mètres/seconde. S’il s’agit de lignes démontables elles doivent être solidement amarrées et sans joint à rotule ; Des piquages doivent être prévus pour les fonctions suivantes : pression amont/aval duse, température amont/aval duse, injection de produit, échantillonnage de fluide. NOTA Le dégorgement dans une installation fixe de production lorsqu’il est permis par l’exploitant, réduit les risques inhérents aux installations provisoires.

-

Le dispositif de la torche sera sous le vent et à une distance du puits de 120 mètres ; Le respect du périmètre de sécurité pour le placement des équipements mobiles et la distance minimum de sécurité propre à chacun d’eux ;

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-

Les divers bacs et substructures seront équipés de prise de terre et liaisons équipotentielles ; les fils sont boulonnés au métal nu (peinture à gratter) ; Equipements de protection individuelle à approvisionner suivant le type d’opération et moyen de communication phonique d’autant plus performant qu’il s’agira de torcher un fort débit de gaz ; Installation d’un enregistreur de pression pour suivre l’évolution de la pression dans l’espace annulaire protection et en tête de la colonne de production ; Installation de manomètre de surveillance sur les espaces annulaires.

Précautions opérationnelles Les opérations suivantes doivent être pris en compte pour assurer la réussite d’une opération de dégorgement : -

-

Une phase de dégorgement doit être prise en compte pour assurer la réussite d’une nécessité d’installation bien conçue et d’une préparation sérieuse ; Un circuit de dégorgement reste indépendant des lignes d’injection ; Un débit de dégorgement sur torche doit pouvoir ; être connu (par comptage sur séparateur, écoulement sur duse fixe etc.….). Il doit être suffisant pour évacuer les accumulations de liquide en fond de puits ; Un dégorgement direct sur bac de jaugeage/stockage n’est pas permis sauf avec un effluent très peu gazé (eau gisement) ou lors d’un pistonnage ; Ne pas excéder la limite de débit imposée par le séparateur, la torche, ou une vitesse excessive dans des conduites de surface ; Ne passer sur torche qu’après s’être assuré de l’absence de bouchon liquides, sinon poursuivre le dégorgement sur bourbier ; Un bac de stockage doit comporter un respirateur, un injecteur de mouse, une jauge extérieure, un évent doté d’un pare flamme et débouchant en zone non hasardeuse ; La pression maximale en tête est obtenue en fin d’expulsion du liquide de complétion (ou de stimulation) ; Respecter les paliers de débit précisés dans le programme pour les formations sableuses ni consolidées ; Si une venue de sable est anticipée, l’installation de surface doit être renforcée et un détecteur ou un piége à sable installé; deux manifolds en parallèle sont recommandés ; Une venue de sable ne peut être que courte durée ou de faible importance, dans le cas contraire le dégorgement sur une installation provisoire ou un process d’exploitation doit être interrompue ; risque d’engorgement de la colonne de production est à craindre à ce stade (sad fill) ; Prendre au maximum d’échantillons répartis sur la phase de dégorgement et suivre au minimum les paramètres suivants :    

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Densité huile Densité de gaz Salinité Température et pression amont duse

Leur évolution permet de savoir si la nettoyage est suffisante pour passer sur le process ou à toute phase du programme ;

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-

Lors de la remontée de température prendre garde à l’expansion brutale de l’huile dans la control line et du liquide d’espace annulaire (surtout s’il s’agit de gasoil) ; indiquer pour l’annulaire le volume purgé sur le diagramme de suivi de la pression. CHECK LIST POUR DEGORGEMENT Date : Type d’opération :

Chantier : Société de service : EQUIPEMENTS DE SECURITE

Casques, chaussures Lunettes Gants Rince yeux Système de communication chantier Système de communication externe

Oui Oui Oui Oui Oui Oui

non Douche non Extincteurs non Système déluge non Premier soin non Lance d’eau non Détecteur H2S INSTALLATION Ligne de dégorgement fixée Oui non Prise de terre Ligne équipotentielle Oui non Killing prêt Fonctionnement allumage torche ou Oui non Tarage des sécurités brûleur Fonctionnement pompe à eau Oui non Etalonnage des capteurs Oui non Purge EA n°1 Oui non

Oui Oui Oui Oui Oui Oui

non non non non non non

Oui Oui Oui

non non non

maxi maxi maxi

mini mini mini

Oui Oui Oui

non non non

TEST EN PRESSION Procédure de test en pression Zone matérialisée pour test Pression amont choke manifold Pression aval chock manifold Pression aval séparateur

Oui Oui Oui Oui Oui

non non non non non

Contrôle Ea n°1 Pression EA n°2 Pression EA n°3

REUNION AVANT OPERATION Rappel du programme Limite de pression Périmètre de sécurité Procédure d’urgence (fuite, rupture)

Oui Oui Oui Oui

non non non non

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Définition des rôle de chacun Plan d’évacuation Discussion du danger opérationnel

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MISE PUITS EN SECURITE Barrières Durant les complétions et de work over, l’utilisation d’un fluide se contrôle d’une densité légèrement supérieure au gradient de pression du fluide de formation est considéré comme la barrière primaire. Une barrière mécanique primaire, secondaire et tertiaire nécessaire pour contrôler un puits sous pression peuvent être installées au fond ou en surface. Note Avant d’éliminer une barrière de fond ou établir la communication entre l’intérieur tubing et l’annulaire, les pressions des deux côtés de la barrière doivent égalisées afin d’éviter les accoups de pression et l’endommagement des équipements de contrôle de surface (un équipement wire line peut être éjecté par la pression différentielle après ouverture de la SSD ou la perforation du tubing). Déménagement de l’appareil

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66 RAPPORT FINAL DE LA COMPLETION -

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Identification du puits ; Objectif du puits ; Coordonnées du puits ; Réservoir (côte toits et mur) ; Perforation ; Chronologies des opérations (précisant paramètre, cote, pression des test,…) ; Anomalies observer (les renseignements sont très importants d’une part pour adapter en conséquence le programme de puits suivant ; l’oublier en incident qui peut paraître négligeable pour le moment, peut être plus tard la clé de compre,ndre ou de résoudre un problème) ; Fiche technique        

Diamètre nominal ; Type de filetage ; Poids nominal ; Drift ; Type des équipements ; Côtes ; Caractéristiques du fluide packer ; Les anomalies (tout outil resté accidentellement dans le puits).

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