ENI Operations de puits.doc

GROUPEMENT SONATRACH-AGIP

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Projet Formatif BRN-ROD OPERATION INTEGREE

OPERATIONS DE PUITS

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SOMMAIRE

INTRODUCTION

6

1.0 GENERALITES

9

1.1 FONCTIONS ET OBJECTIFS D’UNE COLONNE DE PRODUCTION

9

1.2 CONCEPTION D’UNE COLONNE DE PRODUCTION

10

1.3 EVALUATIONS DU RESERVOIR

10

1.4 EVALUATIONS MECANIQUES DE LA FORMATION

10

1.5 SECURITE

11

2.0 TYPES DE COMPLETION

12

2.1 CONFIGURATION D’UNE COLONNE DE PRODUCTION (Complétion) 12 2.2 LES COMPLETIONS EN TROU OUVERT

12

2.3 LA COMPLETION EN TROU TUBE

14

2.4 METHODE D’UNE COMPLETION SIMPLE

19

2.5 STRUCTURE D’UNE COMPLETION SIMPLE

20

2.6 CARACTERISTIQUES D’UNE COMPLETION SELECTIVE SIMPLE

24

2.7 COMPLETIONS INTELLIGENTES

28

2.8 COMPLETION DOUBLE

30

3.0 TUBING

35

3.1 CLASSIFICATION

35

3.2 LA NOMENCLATURE API

35

3.3 DIMENSION ET FILETAGE D’UN TUBING

36

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4.0 PACKERS

47

4.1 GENERALITES

47

4.2 LA FONCTION DU PACKER

48

4.3 PRINCIPAUX ELEMENTS DU PACKER

48

4.4 DIFFERENTS TYPES DE PACKERS

57

5.0 VANNE DE SECURITE

70

5.1 GENERALITES

70

5.2 VANNE DE SECURITE CONTROLEE DEPUIS LA SURFACE

70

5.3 Mécanisme de fermeture des vannes

72

5.4 Egalisation

76

5.5 LIGNES DE CONTROLE « CONTROL LINE »

77

5.6 Pression de travail de la ligne de contrôle

78

6.0 EQUIPEMENTS AUXILIAIRES

79

6.1 RACCORDS AVEC RECEPTACLE « Landing Nipples »

79

6.2 Raccord en biseau

81

6.3 VANNE DE CIRCULATION

84

6.4 Position d’ouverture, équilibrage et position de fermeture

87

6.5 RACCORDS ANTI-USURE « FLOW COUPLING »

89

6.6 TUBE ANTI-USURE « BLAST JOINT »

89

6.7 Utilité

89

6.8 Matériaux et dimensions

89

6.9 Connexions

90

7.0 PERFORATION DU TUBAGE

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7.1 OBJECTIF

92

7.2 DIAGRAMME ACOUSTIQUE – «Cement Bond Log - CBL»

92

7.3 PERFORATIONS

94

7.4 LE FLUIDE TAMPON

99

7.5 PERFORATIONS À CHARGES CREUSES

99

7.6 TYPE DE CANON

103

7.7 PERFORMANCE DES CHARGES

108

8.0 DEMARRAGE DU PUITS - “WELL UNLOADING”

110

8.1 DEPLACEMENT DU FLUIDE

110

8.2 SYSTEME DE DEPLACEMENT

110

8.3 Procédures de circulation

113

8.4 Remplacement du fluide de complétion par le fluide de production 113 8.5 Déplacement à l’aide du « Coiled Tubing »

9.0 TETE DE PUITS ET TETE DE PRODUCTION

114

116

9.1 GENERALITES

116

9.2 COMPOSANTS DE LA TETE DE PUITS

116

9.3 CONFIGURATION DE LA TETE DE PRODUCTION «Christmas tree ou X-mas tree» 126

10.0 ESSAIS DE PUITS

132

10.1 OBJECTIFS

132

10.2 RESPONSABILITES DES OPERATIONS DE TEST

132

10.3 ORGANISATION GENERALE

133

10.4 ESSAI DE PRODUCTION SUR LES PUITS

135

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10.5 DESCENTE DU TRAIN DE TEST DST ET TEST DES EQUIPEMENTS 139 10.6 ACTIONS PRELIMINAIRES AVANT LES OPERATIONS DE TEST 143 10.7 TETE DE CIRCULATION OU TETE DE TEST EN SURFACE POUR DST 148 10.8 IMPLANTATION DES EQUIPEMENTS

150

10.9 ACIDIFICATION

160

10.10 SEQUENCES DE BASE DES MESURES PENDANT UN TEST

161

10.11 NEUTRALISATION DU PUITS EN FIN DE TEST

171

11.0 INTERVENTION SUR PUITS

175

11.1 CONDITIONS REQUISES POUR UNE OPERATION DE WORKOVER 175 11.2 OPERATIONS « WIRELINE »

176

11.3 LES EQUIPEMENTS DE SURFACE « WIRELINE »

178

11.4 OUTIL DE LA GARNITURE WIRELINE « Wireline Tools »

183

12.0 UNITE DE COILED TUBING

202

12.1 TOURET DE « Coiled Tubing »

204

12.2 PRESSE ETOUPE «Stuffing Box ou Stripper »

206

12.3 BLOC OBTURATEUR DE PRESSION - BOP « Coiled Tubing »

208

12.4 CONNECTEURS TYPIQUES POUR « Coiled Tubing »

209

12.5 CLAPETS DE RETENU POUR « Coiled Tubing »

210

12.6 APPLICATION D’OPERATIONS « Coiled Tubing »

211

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INTRODUCTION Les puits sont l’un des principaux investissements dans le développement des champs pétroliers, l’objectif est donc d’avoir un débit maximum pendant une durée aussi longue que possible. La colonne de production d’un puits a une fonction très importante en aval de l’exploitation des hydrocarbures, elle fait la liaison entre le haut du réservoir et l’ensemble des équipements de production en surface. La conception de la colonne de production fait partie de l’étude lors de la conception d’un puits qui dépend de l’étude technique du forage. Cette colonne de production comprend :  L'équipement de fond, qui permet la communication entre la formation et le puits.  Le tubing de production (tubing et matériel annexe) fait la liaison entre le fond du puits et la surface.  La tête de puits, pour le contrôle de la production. Le but de l'étude de la conception d'une complétion, est de déterminer l'équipement nécessaire et le diamètre du tubing de production, pour produire le fluide, avec un maximum de sécurité et d'efficacité, pour toute la vie du puits. Cette étude demandera :  L'analyse des risques par rapport à l'environnement et par rapport à l'objectif de production.  L'évaluation de la capacité du réservoir à produire un fluide pour les différentes conditions de la zone au droit du puits.  Une estimation de la possibilité pour le fluide d'arriver en surface en tenant compte des pertes de charge dans la colonne de production et dans les lignes de surface.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 7 of 212 Les conditions ci-dessus permettront :  De choisir l'équipement répondant aux conditions de sécurité et de prévisions de production pour toute la vie du puits.  D'établir les procédures pour les opérations de complétion.

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La quantité de données, de contraintes et d’objectifs à analyser, traiter et évaluer, pour résoudre les problèmes d'étude d'une complétion, amène à un certain nombre de lignes de conduite qui sont :  Collecte des données,  Analyse et détermination de objectifs de production,  Diagramme d l'ensemble du projet. Le diagramme de l'ensemble du projet, permettra de voir, que la plupart du temps, tous les objectifs ne peuvent être atteints, et que l'on doit tenir compte de données sur lesquelles on n'a pas de contrôle, cependant on peut avoir le choix entre différentes configurations satisfaisantes. De façon à sélectionner la complétion la mieux adaptée, une discussion entre toutes les parties intéressées est alors nécessaire et conduira à un compromis.

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1.0 GENERALITES 1.1 FONCTIONS ET OBJECTIFS D’UNE COLONNE DE PRODUCTION Les objectifs fondamentaux d’une colonne de production sont :  Atteindre un débit de production ou un débit d’injection optimum au prix de revient le plus faible.  Etre le plus simple possible pour augmenter la fiabilité  Fournir une sécurité adéquate en accord avec la législation ou les exigences de la compagnie, et des pratiques courantes de l’industrie.  Faire en sorte que des changements opérationnels dans la fonction future du puits soient envisageables. La fonction principale d’une colonne de production est d’amener les hydrocarbures en surface ou d’injecter des fluides dans la formation. Cependant, une colonne de production doit aussi répondre à un grand nombre d’autres fonctions exigées pour :  La sécurité  L’optimisation de la production  L’optimisation des services  Le contrôle des pressions  L’entretien du réservoir Ces principales exigences fonctionnelles doivent être conçues en fonction des éléments ci-après :  Protéger le tubage de production de la pression de formation  Protéger le tubage de production de la corrosion provoquée par les fluides du puits  Empêcher les hydrocarbures de s’échapper si une fuite en surface se produit

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 10 of 212  Inhiber les dépôts et la corrosion  Produire par une ou plusieurs zones

1.2 CONCEPTION D’UNE COLONNE DE PRODUCTION De nombreuses données sont exigées pour exécuter la conception d’une colonne de production et, meilleures seront les données, meilleure sera la conception. Afin de planifier correctement une colonne de production une étude doit être effectuée, que se soit sur les caractéristiques mécaniques du réservoir ou sur le réservoir lui-même.

1.3 EVALUATIONS DU RESERVOIR  Etude du développement du réservoir  Débit des fluides du puits (huile, gaz, condensa) et pourcentage d’eau produit par rapport à la vie d’un puits  Pression de fond en production, pression de fond puits fermé  Pression de débit minimum exigé à la tête de puits

1.4 EVALUATIONS MECANIQUES DE LA FORMATION  Le contrôle du sable si nécessaire  Stimulation / fracturation  Analyse de la composition des fluides  Asphaltes, paraffines Les éléments pour la définition des caractéristiques mécaniques de la colonne de production seront définis à partir des études du réservoir résultant de l’identification des divers fluides de formation et de leur débit au travers des roches du réservoir. Les informations résultant après l’étude sur la conception d’une colonne de production dans sa forme la plus adaptée sont généralement une synthèse comprenant :

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 Evaluation de l’environnement corrosif  Choix du matériel (élastomère etc.…)  Choix du diamètre du tubing (P & T profils contre débits)  Configuration de la colonne au fond du puits  Analyse des contraintes du tubing  Choix sur la méthode de perforation  Choix des fluides pour la complétion  Techniques recommandées de stimulation  Liste des équipements de fond avec les spécifications d’achat  Spécification et sélection de la tête de puits  Procédures d’installation

1.5 SECURITE La meilleure combinaison géométrique des profils de tubage doit répondre à la sécurité durant le forage ainsi qu’aux exigences de la sécurité lors de la configuration d’une colonne de production. L’ensemble de la législation et des réglementations locales, en terme de sécurité et d’environnement, devront être prises en compte pendant la conception du puits.

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2.0 TYPES DE COMPLETION 2.1 CONFIGURATION (COMPLÉTION)

D’UNE

COLONNE

DE

PRODUCTION

La conception d’une colonne de production a pour objectif de répondre à toutes les exigences ci-dessus d’une manière économique et sécuritaire. Plusieurs configurations peuvent être identifiées et sont représentées ci-après suivant l’expérience de ENI à travers le monde. 2.1.1 Configuration du fond de trou Le département Forage est en charge de l'étude du programme de forage et de tubage du puits. Cette étude prend en compte les données géologiques comme, perte de circulation, pressions, zones non compactes, etc... et définit le diamètre du tubage et la cote du sabot pour chaque tubage. L'avis et les desiderata du spécialiste complétion seront pris en compte, pour la définition du tubage de production, surtout dans le cas de puits de développement (diamètre du tubage, contraintes en pression et température, sur le tubage et prévoir les opérations futures comme traitement de puits, injection de gaz dans l'annulaire pour le gas lift, etc...). La configuration du fond de trou peut être caractérisée par la nature de la liaison entre le trou et le réservoir et deux types principaux doivent être différenciés.

2.2 LES COMPLETIONS EN TROU OUVERT Le réservoir est foré après la pose et la cimentation du tubage de production. Il peut être soit laissé tel que et produire en trou ouvert, soit couvert par un tubage perforé, soit équipé de crépines calibrées avec ou sans gravel pack, dans le but de consolider de la formation.

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Colonne de production en trou ouvert

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2.2.1 Avantages de la complétion en trou ouvert  La formation ne sera pas endommagée par le ciment  Pas d'effets de restriction  Les mesures électriques « logs » en trou ouvert peuvent être répétées, puisque la zone productive n'est pas couverte par un tubage.  Le puits peut être facilement approfondi  Le puits peut être facilement équipé d'un liner de complétion ou d’un gravel pack pour le contrôle des sables  Pas de coût de perforations. 2.2.2 Inconvénients de la complétion en trou ouvert  Les zones ne peuvent pas être isolées,  Il est difficile de prévenir les venues d'eau ou de gaz par effets de « coning ou fingering »  Dans le cas de zones multiples, une stimulation sélective à travers la complétion serait difficile (à noter que cela peut être fait avant complétion, avec packers en trou ouvert).  Le choix de la cote du sabot du tubage, est délicat dans le cas où les mesures électriques logs de la zone productive sont faites après descente du tubage  Il peut être nécessaire de faire un nettoyage des abords du trou, si la formation n'est pas bien consolidée  Des roches-réservoirs consolidées sont impératives.

2.3 LA COMPLETION EN TROU TUBE Cette méthode de complétion est la plus fréquente. Le ciment enveloppe le tubage de production ou le tubage suspendu « Liner », isole chaque zone ou couche du réservoir permettant ainsi de perforer, stimuler et mettre en production les zones sélectionnées.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 16 of 212 Colonne de production couverte

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2.3.1 Avantages de la complétion en trou tube  Différents intervalles producteurs peuvent être isolés entre eux. De ce fait il est plus facile de prévenir ou même d'éliminer les risques de production d'eau ou de gaz, en faisant

des

perforations ou des traitements de stimulations

sélectifs.- Possibilité de produire plusieurs zones séparément.  Adapté pour la mise en place de certaines techniques de contrôle des sables (Gravel pack, Sand consolidation). A noter que dans ce cas la pression du ciment, entre tubage et abords du trou constitue déjà un bon soutien des sables.  Permet de positionner avec plus de précision le sabot du tubage, qui sera descendu après le « logging » des intervalles à produire.  Permet l'économie du tubage de production si l'on décide d'abandonner le puits après les « logs » en trou ouvert. 2.3.2

Inconvénients de la complétion en trou tube

 Coût des perforations.  Risque

d'endommagement

de

la

formation, pendant les

opérations de cimentation.  Réduction du diamètre des abords du trou et restrictions dues aux effets de perforations réduisant la productivité du puits. Il est essentiel d'avoir une bonne cimentation pour assurer l'isolation des zones. Comme les « logs » en trou ouvert ne peuvent être répétés, une interprétation et analyse précise de ceux-ci doivent être faites avant descente du tubage de production.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 18 of 212 A

l'occasion

d'une

reprise

de

puits,

celui-ci

ne

pourra

être

approfondi qu'avec un diamètre réduit, inférieur à celui du tubage de production.

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La complétion avec tubage perforé, sera la règle générale, quand le réservoir n'est pas très consolidé, comporte des argiles ou lorsque l'on veut produire plusieurs zones. Les complétions en trou ouvert seront utilisées dans le cas d'une seule zone très consolidée, et quelquefois, associées à un « gravel pack » en trou ouvert.

2.4 METHODE D’UNE COMPLETION SIMPLE Une seule zone productrice demande une étude géologique et une identification exacte du mécanisme des mouvements des fluides de façon à choisir la meilleure section du puits à mettre en production. 2.4.1 En puits ouvert (in open hole) Le sabot de la dernière colonne de tubage est cimenté au dessus de la zone de production. Cette zone sera isolée provisoirement pendant la cimentation du tubage et pourra ensuite être perforée si nécessaire. En aucun cas cette zone de production ne devra être endommagée. 2.4 2 En puits tubé (in cased hole) Le tubage est cimenté sur tout le découvert de la formation, comprenant toutes les zones productrices, et ensuite perforé à l’aide de canons « casing perforator » aux endroits définis.

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Vanne de sécurité du puits

Raccord avec réceptacle

Manchon coulissant

Packer permanent Raccord avec réceptacle Sabot du tubing

Puits ouvert

Puits tubé

2.5 STRUCTURE D’UNE COMPLETION SIMPLE Un seul train de tubing est descendu dans le puits comprenant un seul packer fixé vers l’extrémité des tubings, juste au dessus de la zone de production, permettant de protéger le tubage de production des fluides du réservoir. Le tubage de production n’est pas soumis à la corrosion / érosion, ni aux pressions en tête qui peuvent parfois être très élevées. Ce type de complétion est utilisé :  Quand Il y a juste une zone de production  Lorsque la production se fait sur plusieurs zones, en même temps, considérée alors comme une seule zone de production.

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2.5.1 Structure typique d’une complétion simple

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1 – Vanne de sécurité « Safety valve » Cette vanne de sécurité est opérée hydrauliquement à partir de la surface. Elle est généralement fournie avec deux raccords « flow couplings », un en dessous et un autre en dessus de cette vanne, pour protéger les tubings. 2 – Vanne de circulation « Circulation Valve » ou manchon coulissant « Sliding Sleeve » Elle permet la communication entre le tubing et l’espace annulaire. Le changement de la position en ouverture ou en fermeture de cette vanne se fait en utilisant une unité dite : « Wireline », utilisant les outils appropriés « shifting tool ». Cependant la tendance actuelle est de ne pas placer une vanne de circulation au dessus du packer dans la conception d’une complétion simple. Pour tuer le puits avant la remontée des tubings, une charge perforant le tubing « tubing perforator » est alors descendue à l’intérieur du tubing. 3 – Garniture d’étanchéité « Packer » Elle peut être :  Soit permanent ou récupérable  Soit mécanique ou hydraulique 4 – Extension de fraisage « Mill-Out Extension » Si le packer est de type permanent, il faudra alors fraiser le mécanisme d’ancrage du packer avec un outil spécial « miling tool » avant de le remonter. Cette extension permettra au raccord nommé « catcher sub » de s’agripper sur cette partie du packer.

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5– Raccord avec réceptacle supérieur « Seating Nipple » Généralement, ce réceptacle supérieur de type « No-go » est de diamètre intérieur plus important que celui du réceptacle situé en dessous. Il est prévu pour loger un bouchon obturateur « Wire Line Plug » pour un packer permanent. Si le packer est de type hydraulique, sa fonction est de recevoir un outil de test « testing tool or check valve » pour mettre le tubing en pression lors de l’ancrage du packer. 6– Tube perforé « Perforated spacer tube » Ce tube perforé facilite le débit du puits, lors de la pause d’un outil appelé le “Bomb-hanger” sur le réceptacle en bout de la colonne de production. Le « Bomb-Hanger » est un bouchon permettant de recevoir des instruments d’enregistrement. 7- Raccord avec réceptacle inférieur « Seating nipple » Généralement, ce réceptacle inférieur de type « bottom no-go » est utilisé pour recevoir les instruments d’enregistrement des pressions et des températures. 8– Sabot du tubing « Tubing shoe » C’est l’élément situé en bout de la complétion et usiné de façon à faciliter l’entrée au fond du puits des outils « Wire Line » à l’intérieur des tubings.

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2.6 CARACTERISTIQUES D’UNE COMPLETION SELECTIVE SIMPLE Ce type de complétion est réalisé avec un seul train de tubing et plusieurs packers isolant les zones de production. Il est possible d’exploiter l’une des zones de production en opérant des vannes de circulation et en installant des bouchons obturateurs à l’aide des techniques de « Wire Line ». Ce type de complétion est utilisé pour la production d’hydrocarbures à partir de différentes zones, généralement séparément, en utilisant un seul train de tubing. Elle se distingue d’une complétion simple par un plus grand nombre de packers et de vannes de circulation. 2.6.1 Utilisation d’une complétion simple a zones multiples Quand deux zones présentent des caractéristiques similaires et des fluides compatibles, il est possible de les exploiter en même temps. Dans ce cas, le train de complétion doit être équipé avec des tubings à plus forte épaisseur « Blast Joint » en face des zones perforées sur les niveaux supérieurs. 2.6.1.1 Vannes de circulation Les vannes de circulation sont placées entre deux packers de façon à faire produire ou à isoler une zone. Elles sont de type « ON-OFF ». Elles peuvent être soit toutes ouvertes, soit toutes fermées, le débit de production est alors ajusté au niveau de la duse de la tête de puits. Cependant le plus souvent il n’est pas possible d’exploiter en même temps des zones avec des pressions et des ratios de productivité différents,

parce

que

seule

la

zone

regroupant

les

meilleures

caractéristiques serait alors exploitée.

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Vanne de sécurité du puits

Raccord avec réceptacle

Raccord d’étanchéité Tubing / Packer Packer permanent

Manchon coulissant

Raccord d’étanchéité Tubing / Packer Packer permanent Raccord avec réceptacle Sabot du tubing

Complétion simple à choix multiple

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 27 of 212 Exemple d’une complétion simple à choix multiples

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2.7 COMPLETIONS INTELLIGENTES Ces complétions sont une nouvelle génération de complétions simples à choix multiples, appelées ainsi à cause

de leurs instruments d’enregistrement

mesurant les pressions, températures et débits mais aussi du fait que les vannes de circulation conventionnelles sont remplacées par des vannes de fond réglables, opérées à partir de la surface, ajustant le débit de chaque zone à l’intérieur d’une seule colonne de production.

Tubing Commande hydraulique Capteurs de pression et de température Vanne solénoïde Capteur de position Piston

Fourreau de fermeture

Commande hydraulique

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 29 of 212 Schéma d’une complétion intelligente

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2.8 COMPLETION DOUBLE

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 31 of 212 Complétion double

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 32 of 212 Pour exploiter deux zones simultanément et indépendamment, deux colonnes de production doivent être installées dans le puits avec deux packers , le plus haut devant être un double packer (dual type). 2.8.1 Structure typique d’une complétion double La structure d’une complétion double comprend deux trains de tubings : 2.8.1.1 La colonne de tubing longue « Long string » La colonne de tubing « Long String » est celle qui transporte le fluide exploité à partir de la zone la plus profonde. Lors de la descente dans le puits, cette colonne de tubing comprend un packer simple et un packer double. Les équipements installés sur la colonne de tubing longue, pour une complétion double, sont les mêmes que ceux utilisés pour une complétion simple sélective normale. La seule différence est le packer supérieur, qui, sur le type « dual » possède deux passages, un pour chaque colonne de tubings. Tube de sûreté de séparation « Shear out safety joint » Ce tube peut être placé entre le packer double et le packer simple dans le cas de situation particulière (sable, débris….) qui pourrait gêner le retrait du packer simple. La tendance actuelle est de ne pas incorporer cet équipement dans la colonne de tubing, mais d’utiliser si nécessaire, un « Jet Cutter ou Chemical Cutter » pour couper le tubing. 2.8.1.2 La colonne de tubing courte « Short string » Cette colonne de tubing courte représente le tubing connecté à la zone de production entre les deux packers et la surface. Equipement de la colonne de tubing courte « Short String Equipment »

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La colonne de tubing courte est composée de l’équipement habituel du packer supérieur tout comme celui de la colonne de tubing longue. En bout de la colonne de tubing courte, se trouve un équipement permettant l’étanchéité avec le packer double. Installation

de

la

colonne

de

tubing

courte

« Short

string

installation » La colonne de tubing courte peut être descendue dans le trou, après ou en même temps que la colonne de tubing longue. Dans ce dernier cas, les deux colonnes de tubing sont directement connectées sur le haut du packer double et descendues dans le trou en utilisant des cales et un élévateur spécifique « Dual Slips et Dual spider elevator ». La descente simultanée des deux colonnes de tubing est privilégiée à cause de la présence des vannes de sécurité et de leurs lignes de commandes respectives.

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Vanne de sécurité du puits Manchon coulissant

Packer double

Manchon coulissant Raccord avec réceptacle

Pacher Simple

Raccord avec réceptacle Sabot du tubing

Schéma d’une complétion double

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3.0 TUBING Les éléments du tubulaire de la colonne de production sont appelés TUBINGS. Le type de tubing utilisé dans l’industrie pétrolière est conçu sans aucune soudure, avec des embouts filetés.

3.1 CLASSIFICATION Les tubings sont disponibles dans une gamme variée de diamètres, de matériaux, de résistance mécanique et de types de filetages. Dans le secteur pétrolier, les tubings sont classés selon :  Le diamètre extérieur  Le poids (pour une longueur d’un pied)  Le type de connexion  Le degré de résistance de l’acier et correspondent généralement au standard fixé par API (American Petroleum Institut).

3.2 LA NOMENCLATURE API La définition commune d’un tubing API est la suivante : 2.7/8 ‘’ (1)

EUE (2)

6,5 lb/ft (3)

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J – 55 (4) (5)

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(1)

Le diamètre extérieur nominal du tubing

(2)

Le type de connexion (dans ce cas EUE signifie External Upset End)

(3)

Le poids par pied d’un tubing en livre (lb/ft). Généralement plusieurs poids

sont disponibles pour chaque diamètre extérieur du tubing. Chaque variation de poids linéaire implique un changement du diamètre intérieur. Le constructeur est supposé fournir deux dimensions de diamètres intérieurs :  Le diamètre nominal intérieur  Le diamètre utilisé pour le calibrage « Drift » (4)

La lettre désigne le type de matériel décrit par les règles API

(5)

Le chiffre établit la limite élastique exprimée en milliers de livres pour un

pouce au carré « pound per square inche : psi ». Dans ce cas la limite élastique de ce tubing est de 55 000 psi.

3.3 DIMENSION ET FILETAGE D’UN TUBING

Renflement extérieur

Sans renflement

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Section de tube intégral

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Connexion de tubing de type integrale « integral connection » Ce sont des tubings possédant un filetage mâle et femelle sur un même tube. La connexion de deux tubes se fait en vissant un filetage mâle dans un filetage femelle. Ce type de filetage est appelé « Integral Joint ». Certaines connexions, sans épaulement (no upset) sont moins efficaces que le corps du tubing. Les filetages possédant une étanchéité métal contre métal, une capacité à la tension élevée et une résistance à la pression, sont appelés « premium ». Les connexions avec un épaulement extérieur

et de type « Premium » sont

généralement plus résistantes que le tubing. Les tubings achetés avant de fileter leurs extrémités sont appelés « Plain End Tubings ». Il est cependant important de consulter les tables listant les propriétés mécaniques

des

différents

types

de

connexion

« Tubing

Performance

Properties ». TUBING API Les tubings API sont connectés à l’aide d’un manchon fileté à l’intérieur sur les deux extrémités. Les dimensions des manchons sont établies suivant les spécifications API, ces types de manchons ont un diamètre extérieur réduit, appelé «spécial clearance ». Type de filetage Le profil des filetages est de type triangulaire avec une inclinaison de 30° sur les côtés, ayant le sommet et la gorge du filetage arrondis. Le pas du filetage se compose de 8 à 10 filets par pouce dépendant du diamètre nominal et une conicité de 0.75 pouces par pied. A l’intérieur du manchon un retrait demeure entre les bouts des deux parties mâles. (Pour un tubing de 2.3/8’’ la hauteur du retrait est d’environ un pouce).

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Tubing API Epaulement extérieur API d’une connexion de tubing Le tubing avec un épaulement externe « External Upset EU » a les deux bouts filetés sur les extrémités du corps extérieur de l’épaulement. Efficacité de la jointure La résistance de la traction de la jointure, au niveau de l’épaulement extérieur de la connexion, est équivalente ou plus grande que la résistance du corps du tubing.

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Différence entre des filetages « API » et « NON API » La différence essentielle entre les filetages API et les autres est :  Que le premier présente une section triangulaire en haut du filetage  Que le second a un profil trapézoïdal La jointure d’une connexion API a un double but : de supporter le tube et d’assurer une étanchéité hydraulique. Etanchéité hydraulique et couple de serrage Le principe de fond d’une étanchéité hydraulique

est de créer une certaine

pression interstitielle « bearing pressure » plus grande que la différence de pression de travail du tube. Cet objectif est atteint en appliquant le couple de serrage correct, de façon à établir une connexion métal contre métal entre les parties mâles et femelles, créant ainsi un grand nombre de points d’étanchéité sur tout le tour du filetage. Graissage L’espace vide entre la crête et la gorge correspondante (0.003 inches de tolérance) doit être rempli avec une graisse spéciale adaptée pour une étanchéité hydraulique. La plus couramment utilisée est le type « Bakerseal ». Connexion de tubing API sans épaulement « Non Upset (NU) » Un tubing sans épaulement (NU) a les deux bouts du tube filetés, sans consolidation.

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Un tubing NU (Non-Upset) a les deux extrémités filetées sans renflement sur le tube.

Tubing sans épaulement avec manchon Les tubings NU API sont connectés à l’aide d’un manchon fileté à l’intérieur sur les deux côtés. Dimensions Les dimensions du manchon sont établies suivant les règles API, ces manchons n’ont pas un diamètre extérieur réduit (No special clearance). A l’intérieur du manchon un retrait demeure entre les deux filetages mâles (pour un tubing de 2.3/8’’ la hauteur du retrait est d’environ 1 pouce).

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Type de filetage Le profil du filetage est triangulaire avec une inclinaison de 30° sur les côtés et arrondi au niveau de la crête du filetage. Le pas du filetage se compose de 8 à 10 filets par pouce avec une conicité de 0.75 pouce par pied. Efficacité de la jointure La résistance à la traction de la jointure est plus faible que la résistance du corps du tubing.

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Connexion VAM

Connexion VAM

La connexion VAM est un type de filetage datant des années 1970 qui n’est plus utilisé sur les nouvelles complétions, cependant il y a encore beaucoup de puits équipés avec ce type de connexion.

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Type de filetage Il est trapézoïdal avec une conicité de 6,25% de type « Buttress » modifiée avec la base parallèle à celle du cône et les côtés de 3° et 10°, avec 6 - 8 filetages par pouce.

Type d’étanchéité Etanchéité métallique avec une conicité de 30° sur le bout de la partie mâle et de 20° sur l’angle opposé. Efficacité de la jointure Plus de 100% de la valeur du corps de la jointure

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Connexion NEW VAM

Connexion NEW VAM La connexion NEW VAM est une amélioration de la connexion VAM qui ne se trouve plus sur le marché. La conception du filetage et du type d’étanchéité est similaire à celui du filetage VAM, mais la longueur du filetage et du manchon ont été changées pour améliorer l’efficacité des jointures en terme de résistance mécanique. Note : Par conséquent, il est possible de connecter un filetage mâle NEW VAM avec un filetage femelle VAM mais pas l’inverse

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Connexion VAM ACE

Connexion VAM ACE

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La connexion VAM ACE est une connexion Vallourec conçue pour les tubings en alliages résistants à la corrosion, elle peut être également utilisée avec des tubings en acier demandant de hautes performances. Type de jointure Avec un manchon placé en bout du tube. Type de filetage Trapézoïdal avec une conicité de type « Buttress » modifiée de 1 :16, avec la base parallèle à celle du cône et les côtés de –3° (pour une plus grande résistance à la traction) et +10°, 6 filets par pouce pour des diamètres de 3.1/2’’ – 4.1/2 ‘’ et 8 filets par pouce pour des diamètres de 2.3/8’’ – 2.7/8 ‘’. Type d’étanchéité Etanchéité métallique avec une conicité de 10% sur le diamètre en bout des filetages mâles et d’un appui de 15° avec un angle inversé. Efficacité de la jointure Plus grande que 100% de la valeur du tubing

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4.0 PACKERS 4.1 GENERALITES Le packer est un dispositif introduit dans le puit avec la complétion. Une fois ancré, il ferme de façon étanche l’espace annulaire entre les tubings et le tubage ou, dans des cas spécifiques, entre le tubing et la formation du puits. En plus de sa fonction d’étanchéité hydraulique, il permet le passage du fluide depuis la formation vers l’intérieur du tubing et inversement dans le cas de puits injecteurs.

Ancrage Packer Hydraulique

Raccord avec bouchon obturateur récupérable

Installation de packers hydrauliques

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4.2 LA FONCTION DU PACKER Les principales fonctions du packer sont : 1)

de séparer les fluides de complétion des fluides du réservoir

2)

de protéger le tubage de la pression de la formation

3)

de protéger le casing de l’érosion et de la corrosion des fluides de la formation

4)

d’isoler plusieurs zones productives les unes des autres ou d’isoler une zone endommagée.

Le choix du packer Les facteurs à considérer pour le choix d’un packer sont :  Les conditions du puits  La compatibilité avec d’autres équipements de la complétion  La raison de la descente et des modalités fixées  La cotation précise obligatoire  Les conditions opérationnelles durant la production et/ou le traitement de stimulation  Le délai d’attente d’intervention  Les raisons économiques

4.3 PRINCIPAUX ELEMENTS DU PACKER Les principaux éléments qui constituent un packer sont :  Garniture - « Packing »  Coins d’ancrage - « Slips »  Mandrin - “Mandrel”  Joints d’étanchéités - “Casing Seal”

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 49 of 212  Etanchéité du tubing - « Tubing Seal »

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 50 of 212 Garniture - « Packing » Elle réalise l’étanchéité hydraulique entre le mandrin de verrouillage « lock mandrel » et le tubage. Le type et le matériel sont définis suivant les conditions du puits (pression, température et composition des fluides).

Garniture

Garnitures d’étanchéités La configuration peut varier entre une, deux ou trois garnitures d’étanchéités (packing)

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Coins d’ancrage - « Slips »

Coins d’ancrage

Coin d’ancrage – « Slips » Les coins d’ancrage garantissent l’ancrage du packer sur le tubage et sont coincés contre la surface interne du tubage de façon à éviter tout mouvement quand le packer est soumis à des pressions différentielles ou à différentes tensions sur le tubing.

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Mandrin - « Mandrel »

Mandrin

Mandrin – « Mandrel » Le mandrin est le tube interne du packer permettant au fluide de la formation de passer et d’être connecté aux tubings. Les caractéristiques mécaniques et le type de matériaux qui le constituent dépendent des conditions du puits.

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4.3.1 Etanchéité entre casing et packer Les niveaux de pression auxquelles les packers peuvent résister dépendent de l’énergie de la force appliquée sur les garnitures d’étanchéité (packing) contre les surfaces du tubage. La pression interne produite par l’énergie de la force est transmise aux garnitures d’étanchéité (packing) durant la phase d’ancrage puis est stockée par les garnitures elles-mêmes. Si ce niveau de pression est maintenu ou s’il est plus important que la force différentielle à laquelle il est soumis, le packer résistera à la différence de pression.

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Coins d’ancrage

Anneau de retenue

Garniture

Anneau de retenue

Coins d’ancrage

Etanchéité Packer / Tubage

Elément d’étanchéité du tubing

Etanchéité Packer / Tubing Etanchéités Packer / tubage et Packer / tubing

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Anneau de retenue « Back up ring » La tendance naturelle des élastomères sous pression est de se déformer et de remplir les espaces vides adjacents, et spécialement l’espace entre le packer et la paroi interne du tubage. C’est pourquoi un système en métal formant un anneau appelé « back up ring », se déplace avec le packing durant la phase d’encrage jusqu’à ce qu’il adhère à la paroi du tubage. Avec ce système applicable au packer permanent, l’efficacité de l’étanchéité est maintenue dans le temps, rendant ainsi ce type de packer très fiable. 4.3.2 Etanchéité entre packer et tubing «tubing packer seal ou locator» Les différentes caractéristiques des fluides produits dans le puits et les conditions de complétion demandent différents types d’étanchéité entre le tubing et le packer. Un système unique adapté pour toutes ces conditions n’existe pas.

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Elément d’étanchéité du tubing

Extension du Packer

Etanchéité Packer / Tubing Etanchéité packer / tubing ou « Locator »

Tous les systèmes disponibles sont plus fiables quand les mouvements des joints d’étanchéité sur le tubing sont évités à l’intérieur du packer. 4.3.3 Hauteur des joints d’étanchéité Si les mouvements ne peuvent pas être évités, alors la hauteur des joints d’étanchéité devra être telle qu’elle ne devra pas permettre aux joints, dans le cas d’une diminution de la longueur maximum des tubings, de sortir du packer.

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4.4 DIFFERENTS TYPES DE PACKERS  Packers permanents  Packers récupérables  Packers mécaniques  Packers hydrauliques 1) simple prise 2) double prise  Packers hydrostatiques

4.4.1 Packers permanents C’est un packer qui permet le passage d’un accès unique pour le fluide et, une fois ancré, ne peut pas être récupéré ou enlevé autrement que par fraisage de ses composants externes jusqu’au bas des coins d’ancrage. Dans les complétions à choix multiples il est généralement utilisé comme packer de fond. Il peut être composé d’un ou deux trous en rapport avec le diamètre intérieur, pour contenir différents types de connexions tubing / packer en fonction du diamètre intérieur minimum exigé. Une fois ancrés, ces packers doivent être fraisés pour être retirés. Il est possible de déconnecter et de reconnecter le tubing de ces packers.

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Raccord supérieur Mandrin Anneau de retenue Coins d’ancrage Cone Garniture Bague d’étanchéité Anneau de retenue

Packers permanents Caractéristiques principales  « Body lock rings » : mécanisme qui maintient la force qui a été appliquée sur la ou les garnitures d’étanchéité et sur les coins d’ancrage.  « Back up ring » : Anneau métallique qui peut se déformer pour atteindre les extrémités des garnitures d’étanchéité et augmenter ainsi les performances de résistance suivant la différence de pression.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 59 of 212  « Full Circle Slips » : les coins d’ancrage adhèrent à la surface du casing tout autour de la circonférence permettant au packer d’avoir une résistance d’ancrage mécanique maximale.

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4.4.2 Packers récuperables C’est un packer qui après ancrage, peut être remonté à la surface. Par définition il est prévu de le récupérer en tirant simplement sur le tubing de production. La récupération est réalisée par l’intermédiaire d’un mécanisme de cisaillement qui permettra généralement au packer de se relâcher, libérant ainsi l’énergie stockée dans le système de garniture d’étanchéité.

Packers récupérables

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4.4.2.1 Mécanisme d’ancrage  Ancrage hydraulique : par pressurisation de la surface interne du tubing contre un bouchon obturateur placé sous le packer.  Ancrage mécanique : par la manipulation du tubing (au moyen de la rotation, de traction ou de compression de la colonne de tubing). Selon chaque type de packer une classification est également faite suivant leur mode d’ancrage. 4.4.2.2 Mécanisme de libération La libération est réalisée:  Au moyen de tractions exercées sur la colonne de tubing  Au moyen de manipulations exercées sur la colonne de tubing (rotation, traction, compression) Les packers mécaniques récupérables pour les tests du puits sont conçus pour être libérés et ancrés plusieurs fois dans le puits, sans être nécessairement remontés à la surface pour effectuer une maintenance.

4.4.3 Packers mécaniques Ce sont les packers récupérables les plus simples et les plus économiques. Ils sont conçus avec un ensemble de coins pour l’ancrage du packer sur le tubage dans une seule direction.  Lors d’une opération d’ancrage l’intervention est directe, avec des mouvements verticaux et rotatifs transmis par la colonne de tubing. L’ancrage et l’étanchéité sont généralement assurés par le poids ou la traction du packer.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 62 of 212 Ces packers peuvent être classés en trois catégories : a) Traction inégale b) Compression inégale c) Compression égale a) Traction inégale Le packer est ancré grâce à une traction exercée par la colonne de tubing. Toute force due à la pression ou à la température provoquant une compression sur le packer peut compromettre sa capacité d’étanchéité. Ce packer n’est pas conçu avec un système de rééquilibrage par pression avant sa libération. Un deuxième système de libération peut être incorporé à l’aide de goupilles de cisaillement, activées par une traction sur la colonne de tubing. b) Compression inégale Le packer est ancré grâce au poids de la colonne de tubing et reste fixé pour toute la durée durant laquelle une compression est exercée sur lui. Toute force agissant contre la compression sur le packer aura tendance à le libérer. Aucun système de rééquilibrage par pression n’est prévu avant la libération. c) Compression égale Le packer fonctionne comme le précédent. Le système d’équilibrage permet de supprimer une éventuelle différence de pression à l’intérieur du packer avant de le libérer.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 63 of 212 Cet avantage est très important dans les puits profond où il est facile de trouver des espaces libres dans le packer avec des petites pressions inattendues et suffisantes pour empêcher sa libération.

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4.4.4 Packers hydrauliques Ils peuvent être subdivisés également en :  Simple prise « Single Grips »  Double prise « Dual Grips » Simple prise « Single Grips »

Joint de By-pass (optionnel)

Anneau de calibrage Garniture d'étanchéité

Coins d’ancrage

J-Pin en position de sécurité

J-Pin en position d'ancrage

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 65 of 212 Simple prise “Single Grips”

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4.4.5 Packers de compression avec verrouillage hydraulique Ces packers sont ancrés grâce au poids de la colonne du tubing et ne peuvent pas être utilisés dans des programmes demandant ou supposant une éventuelle traction sur la colonne de tubing. « Dual Grips » double prise Le packer récupérable à double prise possède des coins bi-directionnels qui, lorsque le packer est ancré, empêchent son mouvement vers le bas et vers le haut. Plusieurs modèles incorporent un système d’équilibrage de pression.

Double prise

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4.4.6 Packers hydrostatiques Ces packers combinent les avantages d’ancrage hydraulique car ils ne nécessitent pas de hautes pressions d’ancrage.

Packer Hydrostatique

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4.4.6.1 Pression hydraulique Une pression hydraulique à l’intérieur de la colonne de tubing est nécessaire pour :  Le cisaillement des goupilles  L’amorçage du mécanisme d’ancrage du packer 4.4.6.2 Pression hydrostatique Le

mécanisme

d’ancrage

est

amélioré

par

la

pression

hydrostatique de la colonne du tubing communiquant avec une chambre atmosphérique, qui agira sur le piston de façon :  À activer l’ancrage des coins  À activer la compression des éléments d’étanchéité La pression hydrostatique au niveau du packer représente l’énergie d’ancrage transférée au packer lui-même. 4.4.7 Packer double Ce type de packer est toujours récupérable, il possède deux passages pour les fluides de la formation correspondant à chaque colonne de tubing. Il est toujours ancré à l’aide de la pression hydraulique / hydrostatique et existe en deux versions, avec ou sans guide « scoop head ». Avec « scoop head » signifie que le packer est descendu sur une seule colonne de tubing et que la seconde est descendue lors d’une deuxième manœuvre. Ce type peut être utilisé seulement en tant que packer supérieur dans une installation à packers multiples où aucune vanne de sécurité n’est installée puisque l’interférence géométrique des vannes de sécurité sur le haut du puits empêcherait la descente séparément des deux colonnes de tubing. Sans « scoop head » signifie que les deux colonnes de tubing sont descendues simultanément en utilisant un élévateur double « dual

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 69 of 212 elevators », des cales doubles « dual slips » et des mâchoires doubles « dual BOP rams » en surface.

Packer double

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5.0 VANNE DE SECURITE 5.1 GENERALITES La sécurité est d’une importance primordiale pour toute étude de complétion et c’est la principale considération que les ingénieurs doivent prendre en compte lors de cette étude. La sécurité en terme général signifie être capable de garantir l’intégrité de la complétion dans tous ses composants au travers des différentes charges supportées au cours de toutes les opérations du puits ; Ceci en appliquant le facteur de sécurité le plus approprié à chacun des composants ou en vérifiant qu’ils sont mis en œuvre. De plus, un nombre minimum de barrières de sécurité doit être installé pour garantir que le puits reste en sécurité (dans le cas d’un dysfonctionnement de la tête de puits) qui est normalement assurée par les vannes de sécurité et la tête de puits

5.2 VANNE DE SECURITE CONTROLEE DEPUIS LA SURFACE Le contrôle est hydraulique (au moyen d’huile hydraulique) au travers d’une ligne de contrôle « control line » permanente de ¼ ‘’ de diamètre connectée en surface à un boîtier hydraulique. La pression hydraulique agit sur un ressort maintenant la vanne ouverte. Toute rupture de la « control line » ou tout incendie pouvant faire fondre un élément du circuit de contrôle purge la pression du circuit de contrôle vers l’atmosphère provoquant ainsi la fermeture automatique de la vanne par l’intermédiaire d’un ressort. Les vannes de ce type sont disponibles en deux configurations récupérables : par « wireline » et par « tubing ».

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Vanne de sécurité récupérable pour tubing

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Pression Hydraulique

Entrée du fluide Hydraulique

Siège de la vanne

Vanne de sécurité récupérable pour « wire line »

5.3 MÉCANISME DE FERMETURE DES VANNES Du point de vue de la fermeture mécanique, il y a deux différentes configurations disponibles : de type clapet plat ou de type clapet sphérique « Flapper type or Ball Type ».

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Vannes a clapet plat Le mécanisme de fermeture est un clapet qui est maintenu ouvert par le « flow tube » lors de l’ouverture du clapet vers le bas. Le clapet tourne sur 90° autour d’une charnière et se loge à l’intérieur d’un renforcement du corps de la vanne (vanne récupérable de tubing) ou dans une partie usinée au bas du raccord (vanne récupérable wire line). Dans cette position, le clapet est protégé de la corrosion induite par les fluides produits par le « flow tube ». Quand le « flow tube » bouge vers le haut dans son mouvement de fermeture, le ressort autour de la charnière du clapet, déplace le clapet dans le flux qui aide à la fermeture de la vanne. Suivant les différentes conditions du puits le clapet se ferme hermétiquement contre un réceptacle, l’étanchéité étant métal contre métal, ou par des joints élastomères. Même si il est défini comme une étanchéité métal contre métal, l’élément d’étanchéité incorpore un réceptacle moins dure (non élastomère) qui garantie l’étanchéité à faible pression différentielle. La possibilité de pomper à travers la vanne est facile à effectuer, une fois que la pression est équilibrée des deux côtés puisqu’une force négligeable est nécessaire pour ouvrir le clapet.

Vanne à clapet

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Butée étanche pour la chemise d’ouverture

Courbure pour l’entrée du flux

Vanne à clapet

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Vannes à clapet sphérique

Mandrin de verrouillage

Raccord avec réceptacle

Raccord d’équilibrage

Raccord supérieur

Piston

Ressort Entretoise (s)

Mécanisme de détente

Duse Vanne sphérique Vanne sphérique

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Le mécanisme de fermeture de la vanne est, dans cet exemple, une boule avec un trou central qui, en position ouverte, correspond la dimension nominale du trou de la vanne. En s’ouvrant et en se fermant, la vanne tourne autour de son axe horizontal. La rotation est provoquée par le coulissement d’une patte montée sur le réceptacle de la boule à l’intérieur d’une rainure inclinée sur le corps de la vanne. Une fois fermée une étanchéité métal contre métal est garantie, du moins lorsque la vanne est neuve. Elle est plus sujette à des pannes à cause de la boule où un dépôt peut se former en position ouverte et donc ne pas répondre correctement à son mode de fermeture automatique. Quand la vanne est en service depuis longtemps il est également possible que la boule, durant son mouvement d’ouverture, ne s’ouvre pas complètement, réduisant ainsi le diamètre intérieur du trou et provoquant en plus des problèmes pour le passage des outils de «wireline ».

5.4 EGALISATION Toutes les vannes de sécurité de fond contrôlées en surface demandent en général une égalisation de pression de l’autre côté du mécanisme de fermeture, avant l’ouverture de la vanne avec la pression de la ligne de contrôle. Ceci pour éviter deux phénomènes : le premier étant un éventuel sifflage du clapet ou de la boule pendant la procédure d’égalisation de pression et le second étant une cassure de la charnière du clapet de la patte du siège de la boule.

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Caractéristiques API 14A Class 2 (Sand Service) Etanchéité métal contre métal de la vanne sphérique Passage filtrant pour l’égalisation des pressions Bonne capacité pour tests fréquents

Vanne de sécurité

5.5 LIGNES DE CONTROLE « CONTROL LINE » Le tube utilisé comme ligne de contrôle pour opérer les vannes de sécurité de fond est installé le long de la colonne de production. Dans ce cas, les SCSSV sont normalement installées à de faible profondeur et par conséquent, la longueur de la ligne est généralement relativement courte. Les tubes de petit diamètre pour des opérations de contrôle d’injection sont fabriqués soit sans soudure soit avec soudure. Ils sont normalement disponibles dans une grande gamme de matériaux et de dimensions.

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5.6 PRESSION DE TRAVAIL DE LA LIGNE DE CONTRÔLE Une vanne de sécurité de fond est normalement installée à une profondeur relativement faible, de 30 m à 50 m à partir de la tête de puits pour des chantiers à terre et à partir du fond marin pour des chantiers en mer. Pour cette raison la configuration de la ligne de contrôle n’est pas affectée par la déviation du puits, cependant il est recommandé d’installer un collier de maintien par tubing. La pression de travail (WP – working pressure) est définie ci-après : WP = pression de travail de la vanne de sécurité WP + pression d’ouverture de la vanne La pression de la vanne de sécurité est spécifiée par le fabricant. La pression d’ouverture de la vanne, fournie par le fabricant, est la pression exigée pour surmonter la force de fermeture du ressort plus la résistance induite par les effets de la friction. Généralement, cela se situe entre 1500 à 2000 psi suivant le fabricant.

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6.0 EQUIPEMENTS AUXILIAIRES 6.1 RACCORDS AVEC RECEPTACLE « LANDING NIPPLES » C’est un petit raccord avec des parois épaisses monté sur la colonne de tubing et qui fournit un logement, un ancrage et une étanchéité (packing) à des équipements de contrôle positionnés en dessous de la surface, qui peuvent être installés ou enlevés. Ce raccord a un diamètre intérieur minimum plus petit que le diamètre de l’outil servant à calibrer le tubing.

Raccord avec réceptacle

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Le choix du type de raccord est sujet à la pression de travail qui caractérise la complétion (ex : SCSSV ou la tête de puits). Les raccords X et XN sont utilisés pour des pressions de travail < 10,000 psi alors que les types R et RN sont utilisés pour des pressions plus élevées.

Collet de descente Collet d’extraction

Coins de verrouillage Garniture de type “V”

Clavette de retenue

Clavette de positionnement Ressort

Clavette de retenue

Raccord avec réceptacle type Otis S ou T et mandrin de verrouillage

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Raccord avec réceptacle

6.2 RACCORD EN BISEAU Baker F top no-go (AF- HV – VF) an R bottom no-go (AR – HR – VR) Comme dans le cas des raccords sélectifs, le choix dépend de la pression de travail de la colonne. AF, AR (WP < 10,000 psi) HI, HR (WP entre 10,000 et 15,000 psi) VF, VR (WP > 15,000 psi) Les principales caractéristiques physiques d’un raccord “nipple” sont :  Diamètre du trou étanche « Seal bore diameter »  Diamètre NO-GO si applicable « No-go diameter »  Diamètre extérieur du mandrin de verrouillage “Lock mandrel OD (LMOD)“

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Les données de tous ces raccords « nipple » peuvent être trouvées dans le catalogue du fabriquant. Il ne faut pas prendre en compte d’autres données ou celles sur des vieux catalogues car des changements sur le système des raccords ont pu être effectués, ce qui les rend incompatibles. Raccord à portée extérieure de type NO-GO « NO-GO Landing Nipple »  Un « no go landing nipple » est descendu au fond du trou pour supporter des enregistreurs  Le mandrin de verrouillage « lock mandrel » passe à l’intérieur du « selective landing nipple » mais s’arrêtera dans le « no-go landing nipple » puisque le mandrin de verrouillage a un diamètre extérieur plus large que le diamètre intérieur du « no-go landing nipple ».

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Réceptacle “NoGo”

Réceptacle “No-Go”

Butée “No-Go”

Butée “No-Go”

Sélectivité du type « No-Go »

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6.3 VANNE DE CIRCULATION Introduction La vanne de circulation « sliding side door ou sliding sleeve » est un dispositif permettant la communication des fluides entre l’intérieur et l’extérieur du tubing.

Vanne de circulation

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Epaulement dans réceptacle

Tubing résistant

Trois étages de verrouillage

Orifices de communication

Garnitures fixes

Orifice d’égalisation

Position de l’outil

« XA Sliding Side Door » Mécanisme de circulation / production Déplacement vers le haut pour l’ouverture

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Encastré dans raccord avec réceptacle

Configuration des orifices renforcés

Particularité des orifices Joints renforcés

Filetages renforcés

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 87 of 212 Composants Ils consistent en :  Un corps externe avec des trous sur la partie du milieu.  Deux séries de joints « packing » au dessus et en dessous des trous, garantissant l’étanchéité interne avec le fourreau coulissant qui est perforé lui aussi et qui peut être déplacé vers le haut et vers le bas avec un équipement « wireline ».

6.4 POSITION D’OUVERTURE, ÉQUILIBRAGE ET POSITION DE FERMETURE En position d’ouverture, les trous du fourreau coïncident avec ceux de la partie externe ainsi, la surface de passage est égale à la surface interne du tubing.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 88 of 212 Position d’ouverture, d’équilibrage et position de fermeture

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6.5 RACCORDS ANTI-USURE « FLOW COUPLING » Les « flow coupling » dans une colonne de tubing sont des éléments importants à prendre en compte pour la durée de vie d’une complétion. Sur les « flow coupling » l’épaisseur du tube est plus importante que celle des tubings correspondants, ils sont conçus pour empêcher toute érosion créée par la turbulence des flux. L’expérience pratique montre que les « flow coupling » doivent avoir une longueur minimum de 3 ft (0,91 m). Il est recommandé d’installer les « flow coupling » au dessus et en dessous des « landing nipples » ou tout autre raccord ayant une restriction de diamètre intérieure.

6.6 TUBE ANTI-USURE « BLAST JOINT » Les « Blast joint » sont des sections de tubing ayant une épaisseur de tube importante. Habituellement le diamètre intérieur est égal à celui du tubing, alors que le diamètre extérieur est équivalent à celui des raccords entre les tubings (coupling).

6.7 UTILITÉ Les « blast joint » doivent être installés dans la colonne de production en face des sections perforées des zones de production dans les puits de production à choix multiples. Leur fonction est d’augmenter la durée de vie du tubing en augmentant sa résistance à l’érosion due au flux qui passe en face des « blast joint ».

6.8 MATÉRIAUX ET DIMENSIONS Les types les plus utilisés au monde sont fabriqués en acier spécial ayant subit un traitement de surface pour le durcir. La longueur de ces « blast joint » est comprise entre 10 et 20 ft (3 – 6 mètres).

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6.9 CONNEXIONS Les connexions filetées sont telles qu’une fois vissées elles ne sont pas visibles. Aucun changement de profil extérieur n’apparaît ce qui évite :  Des points faibles dans le cas de diamètre extérieur réduit  Des turbulences

Raccord anti-usure Tube anti-usure

Raccord avec dispositif de contrôle du flux

Raccord anti-usure

Raccord anti-usure

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Tube anti-usure

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7.0 PERFORATION DU TUBAGE 7.1 OBJECTIF La perforation d’un puits a pour objectif d’établir la communication entre le puits et la formation en réalisant des trous à travers le tubage, le ciment et la formation de telle manière que cela n’entrave pas la capacité de production du réservoir.

7.2 DIAGRAMME ACOUSTIQUE – «CEMENT BOND LOG - CBL» Avant d’exécuter des perforations il est obligatoire d’avoir des références données par des diagrammes acoustiques « cement bond long » de la zone qui va être perforée. Un diagramme acoustique « cement bond long – CBL » enregistre l’étanchéité du ciment sur le tubage et la formation, pour vérifier la séparation des niveaux des zones supérieures et inférieures qui doivent être perforées et également pour déterminer la position des manchons de connexion du tubage.

Emetteur 20 kHz

Récepteur 3 ft Récepteur 5 ft

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 93 of 212 Principe sonic du CBL / VDL

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Corrélation des canons « Gun correlation »

Point de mesure nucléaire

Corrélation avec les canons Une corrélation des graphiques radioactifs « gamma ray or neutron log » enregistre les limites des intervalles à perforer et détermine la limite de la formation à l’extérieur du tubage. Lors des perforations, un détecteur

de manchon de tubage « casing collar

locator » – CCL3 est toujours placé entre la tête du câble et les canons.

7.3 PERFORATIONS Dans le cas d'un test en trou tubé, le niveau à tester est généralement perforé avant la descente du train de test.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 95 of 212 7.3.1 Perforations avant descente du train de test La hauteur à perforer, le type de perforateur et le nombre de tirs au mètre ou par pied sont donnés par le programme. Recommandations :  Pendant le montage du ou des canons de tir et le début de leur descente, toute interférence radioélectrique, soudure etc... doivent être arrêtées.  Un enregistrement de calage au GR-CCL doit être effectué avant le tir.  Pendant le tir et la remontée du ou des canons, le niveau du puits doit être surveillé en permanence. 7.3.2 Perforations a travers le train de test Généralement, lors d'un test en trou tubé les perforations sont effectuées avant la descente du train de test. Toutefois, dans certains cas où il est possible de mettre en oeuvre un train de test « plein trou », c’est-à-dire permettant le passage du perforateur, il peut être avantageux d'effectuer les perforations après descente du train de test (perforations sous dépression : under balanced method). Dans ce cas la procédure à suivre sera la suivante :  Monter l'équipement haute pression (BOP + Lubricator) et le tester en pression.  Au moment du raccordement des perforateurs aux organes électriques, vérifier que les radios sont éteintes, qu'aucun poste de soudure à arc ne fonctionne sur le chantier.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 96 of 212 Cette sécurité s'appliquera dans les premiers deux cents mètres de descente et les derniers deux cent mètres de remontée après perforation.

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Contrôler les cotes de perforations selon la procédure suivante :  Préparer un diagramme représentant l'assemblage du CCL et des perforateurs, en indiquant les distances entre outils (environ quatre pieds entre la cote de mesure du CCL et la plus haute perforation, environ deux pieds entre deux trains de perforateurs, etc ....),  Calculer la cote de positionnement du CCL pour chaque tir,  A partir d'une corrélation connue ( enregistrement d'un CCL déjà établi ) et en repérant des joints courts ( marker joints ) qui auront pu être intercalés dans les éléments de tubage, fixer la cote calculée précédemment,  L’approche de la cote de perforation doit s'effectuer du bas vers le haut. Si plusieurs tirs doivent être effectués on repositionnera chaque fois les perforateurs en abaissant l'ensemble d'environ trois à cinq mètres sous la cote prévue et ensuite en remontant lentement.  Les perforations ne seront en principe jamais exécutées de nuit.  Pendant les perforations, placer quelqu'un qui surveillera le manomètre monté préalablement sur le lubricator et qui " écoutera " l'onde de choc généralement sensible en surface pendant le tir.  Après le tir, observer la pression en tête de quinze à trente minutes,

lorsque le perforateur est retiré du puits, vérifier que

toutes les charges ont été tirées.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 98 of 212 Remarque Cette opération ne doit pas être pratiquée par temps de vent de sable.

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7.4 LE FLUIDE TAMPON En règle générale, le programme prévoit une pression différentielle appliquée sur la couche au moment des perforations ou de la mise en production. Si cela n’est pas prévu dans le programme, il appartient au superviseur de test de définir le fluide tampon pour satisfaire les objectifs :  Le plus souvent on utilisera de l'eau. Toutefois on peut utiliser du gasoil afin d'avoir le tampon jusqu'en surface tout en pouvant appliquer sur la couche une pression différentielle suffisamment important.  Au-dessus de la vanne de test, prévoir une portion de tampon d'eau gélifiée pour éviter le problème des dépôts sur la vanne (optionnel), dans le cas où l'on attend des pressions anormales largement supérieures à la pression hydrostatique on préférera un tampon d'eau augmenté d'une pression en tête à un tampon de boue. Remarque : Dans certains cas, ce peut être un tampon de gaz d’azote. La mise en place d'un tel tampon, fait appel à un équipement très spécialisé et à une procédure compliquée.

7.5 PERFORATIONS À CHARGES CREUSES Le principe des perforations à charges creuses est disponible dans n’importe quelle documentation technique ou commerciale du fournisseur. L’ingénieur de la complétion doit faire en sorte que le choix des charges réponde aux conditions du puits tout en fournissant une efficacité de perforation maximum. Les performances de chaque type de charges sont disponibles chez le fournisseur. Le cordon détonateur qui relie toutes les charges au détonateur dans la tête de puits doit correspondre aux explosifs sélectionnés. Le détonateur est amorcé par une décharge électrique, lorsqu’un système par câble « wire line » est utilisé ou par une goupille de mise à feu opérée par une

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 100 of 212 tête de tir mécanique ou hydraulique, lorsque l’on descend les charges dans le puits avec les tubings (TCP ou Tubing Conveyed Perforating).

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Processus de perforation

Vélocité élevée - 7000 m/sec Pression élevée – Millions de PSI Vitesse élevée – Micro secondes Température faible Le jet de particule perfore

Processus de perforation

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7.5.1 Mécanisme de perforation du tubage Une fois les charges en place dans le canon et descendues dans le puits, la détonation commence à la phase T.O qui correspond à l’amorçage du détonateur. Ceci génère une onde de choc se déplaçant à 7000 m/sec au travers du détonateur. Le détonateur amorce la détonation sur l’amorce de la charge (primer charge) qui à son tour fait partir le coup de feu. La vélocité de la détonation augmente et avance avec une force sphérique, contre l’enveloppe ou liner (phase T-1). A ce moment, le réservoir se dilate en étoile sur l’extérieur pendant que le « liner » est compressé à l’intérieur. L’action combinée des deux forces génère une augmentation de la vélocité à l’arrière du « liner », ce qui fait violemment partir un jet de particules qui perforent à la fois le tubage, le ciment et la formation (T-2 stage). La perforation est possible grâce à un niveau de pression élevée, associée à un jet violent de gaz et de matière pulvérisées qui pénètrent, « chassant » les matières rencontrées plutôt que de les brûler, les perforer ou les ronger. La qualité d’une charge consiste en une production d’un long et violent jet de gaz associé à une vélocité importante. La performance des perforations au fond d’un puits est cruciale pour la réussite d’une complétion.

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Enveloppe

Amorce Enveloppe conique

Explosif

Perforateur à charge creuse

7.6 TYPE DE CANON Il y a 3 principaux types de canons perforateurs :  Canons pour tubages transportés par câble  Support de charges pour tubings descendu par câble  Canons descendus à l’aide de tubing (TCP)

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7.6.1 Canons transportes par câble « Wire line conveyed guns » Ces types de canons sont généralement descendus dans le puits avant l’installation de la colonne de production. En conséquence, un déséquilibre hydrostatique ne peut normalement pas être appliqué, bien que dans des complétions simples à gros diamètre certains canons de ce type peuvent être descendus à l’intérieur du tubing avec un déséquilibre hydrostatique.

Canons transportés par câble

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7.6.2 Support de charges pour tubing descendu par câble « Through-tubing Hollow Carrier Guns » Ces canons sont une version plus petite que les canons de tubage qui peuvent être descendus dans les tubings. La dimension des charges est donc plus petite, d’où des performances inférieures à celles des autres canons. Les perforations se font seulement sur 0° ou 180° avec un maximum de 4 charges par pieds (4 spf) sur un canon de 2.1/8’’ et de 6 charges par pied pour un canon de 2.7/8’’ de diamètre extérieur. Ils sont normalement installés sur un dispositif ayant un axe décentré à cause de l’espace qu’il peut y avoir entre le tubage et les canons.

Equipement de contrôle des pressions

Packer

Tubing

Cable Tubage Réservoir

Eau salée

Perforation avec de petites Charges

Canon de complétion descendu au câble

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7.6.3 Canons descendus a l’aide de tubings - « Tubing Conveyed Perforating TCP » Les canons TCP sont une variante des canons de tubage qui sont descendus à l’aide de tubings permettant d’installer une longueur de canon beaucoup plus importante. Une longueur de plus de 1.000 ft (330 m) est possible (spécialement utile dans les puits horizontaux) ainsi que la perforation sous une extrême dépression sans risque pour les canons de remonter hors du trou. Dans les opérations de complétion, ils peuvent être descendus et suspendus à la bonne profondeur avant l’installation de la colonne de production ou être descendus au travers du tubing à l’aide d’une unité de « coiled tubing ».

Tête de puits

Tubing Tubage Packer

Réservoir Canon avec charges importantes Eau salée, boue ou huile Canon descendu à l’aide de tubings

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 107 of 212 Normalement, le fluide de la complétion est changé par un fluide plus léger provoquant une pression hydrostatique plus faible (under balance situation), vient ensuite la mise à feu des canons par l’une des méthodes suivantes :  Le lancement d’une barre depuis la surface  L’augmentation de la pression hydraulique appliquée depuis la surface, puis ultérieurement réduite à une pression planifiée « under balance » en un temps donné la réduction de la pression hydrostatique par un impact provoqué par un outil descendu au câble « wireline » Avantages associés aux TCP :  Suppression d'une opération au câble électrique,  Possibilité de perforer sous dépression avec des charges de caractéristiques équivalentes aux canons de tubage de gros diamètres. Les principaux problèmes associés avec les TCP sont :  Le positionnement des canons est plus difficile  Le puisard doit être foré plus profond pour loger la longueur de canons si ils sont largués au fond du puits après la mise à feu  Une mise à feu ratée a un coût très élevé  La détection de la mise à feu est incertaine  En raison d’une longue période d’exposition suite à un temps de mise en place important, des charges d’une qualité plus importante peuvent aussi être demandées.  Détérioration possible des enregistreurs

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7.7 PERFORMANCE DES CHARGES Pénétration En général, plus l’impact est fort, meilleur est le résultat, il doit au minimum dépasser l’espace endommagé lors du forage. Toutefois, pour obtenir un impact à forte densité, les canons peuvent être limités par la dimension des charges qui peuvent être installées, ce qui aura un effet sur la pénétration. Diamètre du trou Le diamètre du trou obtenu est fonction du type de tubage et doit être :  Entre 6 mm et 12 mm pour des complétions normales  Entre 15 mm et 25 mm pour des complétions de type filtre à graviers « gravel packed »  Entre 8 mm et 12 mm si les fracturations doivent être exécutées la où des billes d’étanchéité sont utilisées Perforation en surpression « overbalanced » Si le puits doit être perforé en surpression, un contrôle strict du fluide utilisé sera alors nécessaire pour s’assurer qu’il est compatible avec le type de formation et les fluides du réservoir. Les fluides doivent aussi être propre pour éviter tout dommage dans la formation. Perforation en sous pression « underbalanced » Pour optimiser le nettoyage des perforations, une situation de sous pression peut être utilisée. Un niveau de déséquilibre (baisse de pression hydrostatique) est basé sur un nombre important d’études sur le gisement là où des perforations de type TCP doivent être utilisées.

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Nombre de coups par pieds « Shot density » Le nombre de coups est homogène. Les formations isotopiques devront avoir un minimum de 8 coups par pieds mais ne doivent pas excéder la fréquence de laminage des argiles. Si les perforations se font à l’aide de canons descendus dans les tubings , cela se fera en plusieurs fois. Un nombre de coup par pied plus important est demandé :  Quand la perméabilité verticale est faible  Quand il y a un risque d’avoir du sable avec les fluides en surface  Quand il y a un risque de vélocité importante ce qui entraîne des turbulences  Quand un filtre à gravier « gravel pack » est prévu Données à fournir après les perforations  Le type de perforateur  Le diamètre des perforateurs.  Le nombre de coups par unité de longueur.  Le type de charge.  L'angle entre les charges (phase)  Le type et la densité du fluide en place lors des perforations.  La pression en tête (éventuellement) avant et après perforation.

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8.0 DEMARRAGE DU PUITS - “WELL UNLOADING” Dans les complétions conventionnelles, où l’utilisation d’un système artificiel n’est pas nécessaire pour faire remonter les fluides de façon à faire débiter le puits à la fin des opérations de complétion, la pression hydrostatique appliquée par les fluides de complétion sur le réservoir doit être diminuée. La pratique normale pour obtenir ce résultat est de remplacer le fluide de complétion par un autre fluide plus léger.

8.1 DEPLACEMENT DU FLUIDE La densité du fluide utilisé pour déplacer le fluide de complétion dans le tubing est choisie de façon à créer une diminution de pression de fond suffisante, avec un coût minimum. Choix du fluide Plusieurs éléments interviennent dans le choix du fluide de déplacement le plus approprié : le premier étant la densité du fluide, qui est normalement plus élevée que celle de l’eau. Généralement l’eau douce est utilisée comme fluide de déplacement. Cependant de la boue plus légère peut être également utilisée suivant la disponibilité, le prix et l’impact environnemental des différents fluides. Il est nécessaire de toujours considérer l’impact environnemental de leur évacuation et de leur dispersion ou même lors d’une émission de gaz dans l’atmosphère. Si une densité plus faible est requise, le fluide le plus utilisé est le diesel. Si besoin, un déplacement partiel ou total de la colonne de production peut être éventuellement effectué avec différents types de gaz tels que : du méthane ou de l’azote.

8.2 SYSTEME DE DEPLACEMENT Les méthodes généralement utilisées pour remplacer le fluide du puits sont :  Par absorption dans la formation (bullheading)  En circulation

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 111 of 212  En assistance à l’aide du « coiled tubing »

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Déplacement par absorption La méthode de déplacement par absorption dans la formation « bullheading » est la plus simple et la plus économique, bien que la moins utilisée car elle peut être appliquée uniquement dans certaines situations, en particulier lorsque le fluide injecté n’endommage pas la formation.

Schéma d’un déplacement typique Perméabilité dans une couche d’hydrocarbure

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 113 of 212 Dans certaines formations, la perméabilité dans une couche d’hydrocarbure se dégrade si de l’eau est injectée ou si certains composants de la formation ne sont pas compatibles avec les fluides qui peuvent être introduits dans la formation.

Perméabilité de la formation Un autre critère déterminant le choix de l’injection d’un fluide dans la formation « bullheading » est la perméabilité de la formation qui doit être élevée de façon à permettre de faibles pressions de pompage et une injection rapide lors des opérations. Déplacement du volume intérieur de la colonne Le déplacement du volume de la colonne dans la formation peut être partiel ou total et peut être exécuté avec un fluide ou du gaz (méthane ou azote). Déplacement en circulation Le déplacement en circulation est la méthode la plus utilisée au monde, car elle est aussi efficace que le déplacement par injection. L’avantage est que les opérations exécutées n’ont aucune conséquence sur la formation.

8.3 PROCÉDURES DE CIRCULATION Le déplacement en circulation consiste à pomper directement un fluide plus léger à l’intérieur de la colonne en récupérant un volume équivalent à partir de l’espace annulaire passant par une vanne de fond mettant en communication le tubing et l’espace annulaire.

8.4 REMPLACEMENT DU FLUIDE DE COMPLÉTION PAR LE FLUIDE DE PRODUCTION Lorsque le programme de complétion stipule le remplacement du fluide de complétion par le fluide de production, le volume déplacé dans le tubing permet de démarrer rapidement les opérations de dégorgement.

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Remplacement avec le fluide de complétion

8.5 DÉPLACEMENT À L’AIDE DU « COILED TUBING » Ce système est utilisé pour faire démarrer le puits en pompant, en continu ou par intermittence, un fluide plus léger ou du gaz dans la colonne de production. Azote Citerne

Panneau de

Le «coiled tubing » descendu à l’intérieur d’azote de la colonnecontrôle de production est utilisé quand le puits a absorbé une grande quantité de fluide pendant les perforations

Azote &

et/ou pendant les phases de complétion mais aussi dans le cas de formation à Eau Coiled tubing

faible production. Ce système de déplacement en circulation doit souvent être répété plusieurs fois, d’où un impact important sur les coûts de l’opération. Pompe pour l’azote

Groupe moteur

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Tête de l’injecteur

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Eau

Duse ajustable Bassin retour

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« Gaz lift »

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9.0 TETE DE PUITS ET TETE DE PRODUCTION 9.1 GENERALITES Cet équipement composé d’une tête de puits de surface et d’une tête de production est l’un des composants le plus important du puits du point de vue de la sécurité. La partie « wellhead » concerne les équipements de la tête de puits utilisés pendant le forage, elle garantie la suspension et l’ancrage du tubage une fois descendu et cimenté. Au travers de ses composants elle transfert les charges (traction, compression et température) se produisant pendant la production, à partir du tubage de production et de la tête de production en passant par le système de suspension du tubage qui les transfert ensuite à la surface du sol. La fiabilité de la tête de puits est vitale pour le puits, même si un système de secours est en place en cas de problème. La tête de puits est l’équipement du puits le plus utilisé et sa fonctionnalité devra être constante durant toute la vie du puits.

9.2 COMPOSANTS DE LA TETE DE PUITS 9.2.1 Structure typique d’une tête de puits Un exemple d’une structure typique de tête de puits est présenté dans le croquis ci-après. Il permet l’identification des différents éléments basés sur les différentes phases d’opération (forage et complétion) et leur désignation avec les termes anglais utilisés dans la réglementation API 6Ae ISO 10423.

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Chapeau de tête Vanne Supérieur Vanne latérale Vanne de travail Vanne maîtresse Tête de production « X.Mas Tree »

Etanchéité métal contre métal (optionnel) Adaptateur de la tête de la colonne de production « Tubing hanger » Raccord double bride pour tubing Garniture secondaire Garniture primaire Coins d’ancrage Raccord double bride pour tubage Garniture secondaire

Garniture primaire Coins d’ancrag e Garniture primaire Coins d’ancrag e « BSB »

Garniture primaire

Tubage Tubing

Coins d’ancrage « BSB » Support de tête « Braden »

Tête de puits standard « BSB » pour une complétion simple Ceci est la configuration la plus conventionnelle suivant les règles API

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9.2.2 Bride d’ancrage pour la colonne de production « tubing head spool » Sur le haut de la dernière bride de tubage se trouve la bride d’ancrage du tubing « tubing spool » qui est étalonnée pour la pression maximum du puits, elle est conçue dans un type de matériel approprié, et a pour fonction de suspendre la colonne de production et de fournir un épaulement pour le dispositif de suspension de la colonne de production « tubing hanger ». Tout comme le « casing spool », le « tubing head spool » est conçu avec deux sorties sur les côtés ayant un diamètre nominal de 2’’ qui permet de contrôler et de surveiller l’espace annulaire. Habituellement, une sortie est équipée avec une vanne, l’autre sortie étant équipée avec un manomètre enregistreur de pression.

Bride d’ancrage pour la colonne de production « tubing head spool »

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Le « tubing spool » rend étanche l’espace se trouvant autour du tubage de production grâce à la garniture d’étanchéité secondaire « secondary packing » ou à l’aide d’une étanchéité métallique « metal pack off » quand cela est nécessaire.

Guide d’outil Garniture secondaire

Garniture primaire Coins d’ancrage « BSB »

Coins d’ancrage « BSB »

Coupe transversale des brides de la « casing spool et de la tubing spool »

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9.2.3 Dispositif de suspension de la colonne de production « tubing hanger » La colonne de production est suspendue à l’intérieur du « tubing spool » au moyen du « tubing hanger ». Ce « tubing hanger » rend étanche l’espace entre le tubing et le « tubing spool » grâce à une garniture élastomère ou à l’aide

d’une garniture métallique lorsque cela est

nécessaire.

Adaptateur

Etanchéité métal contre métal « Transfer Carrier »

« Tubing hanger »

Dispositif de suspension de la colonne de production « Tubing hanger »

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Le « tubing hanger » devra aussi être maintenu à l’intérieur du « tubing spool » pour éviter que, durant la production, il puisse être soulevé à cause de l’élongation du tubing provoqué par l’augmentation de la température. Le « tubing hanger » est donc maintenu en place par des vis spécifiques « ties down screws » qui lors de leur vissage viennent appuyer sur un anneau conique qui compresse la garniture d’étanchéité du tubing hanger « tubing hanger pack off seals ».

Vis d’ancrage de type BSA

Vis d’ancrage de type BS

Vis d’ancrage de type BS « Tie Down Screw » Sur la partie supérieure, le « tubing hanger » peut être fabriqué de différentes façons.  Dans sa version la plus simple il peut avoir une tête en une seule pièce qui se loge à l’intérieur de la bride de la tête de puits où des joints « O ring » séparent les galeries circulaires de/des ligne(s) de contrôle hydraulique pour la/les vanne(s) de sécurité  Dans les autres cas, les lignes de contrôle ont des sorties séparées à l’intérieur du « hanger ». Ainsi, leur continuité comme celle du trou principal avec la bride de la tête de puits est garantie grâce à une étanchéité « transfer carrier » qui rend étanche

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 122 of 212 l’intérieur du corps du « tubing hanger » avec l’intérieur de la bride de la tête du puits. Cette étanchéité « transfer carrier » peut être fournie avec des « O rings » en élastomère ou avec des joints métalliques. Le profil intérieur du « tubing hanger » prévoit toujours un réceptacle soit pour une BPV « back pressure value » soit pour un bouchon obturateur «wireline » sur les installations modernes. Les deux dispositifs ont la particularité d’obturer la colonne de production avant d’enlever la tête de production « X – mas tree » et d’assembler les BOPS. L’avantage d’un bouchon obturateur « wireline » par rapport à l’utilisation d’une BPV, est sa possibilité d’être descendue ou enlevée sous pression en utilisant un équipement de pression « wireline » normal, alors que l’enlèvement d’une BPV sous pression nécessite l’utilisation d’outils spéciaux. Cameron de type « H »

Cameron de type « H » Action double

Filetage à gauche

Filetage à droite

BPV de type « H »

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Two Way Check Valve de type « H »

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Outil pour installer et enlever une BPV

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9.2.4 Dispositif de suspension pour completion double« tubing hanger »

« Tubing Hanger » pour complétion double

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 125 of 212 Brides comprenant un « Tubing Hanger » pour complétion double

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9.3 CONFIGURATION DE LA TETE DE PRODUCTION «CHRISTMAS TREE OU X-MAS TREE» La tête de production est un réel dispositif de sécurité qui intercepte le flot d’hydrocarbures provenant du puits. Sa configuration traditionnelle au dessus de la bride de la tête du puits est la suivante:  Un passage vertical  Une vanne maîtresse manuelle inférieure « lower manual master valve »  Une vanne maîtresse automatique commandée à distance « automatic master valve »  Une croix « cross »  Une vanne manuelle supérieure « manual swab valve »  Un bouchon de tête avec connexion rapide pour connecter un équipement wireline « Tree cap with quick connector » Un passage horizontal à partir de la croix  Une vanne latérale automatique « automatic wing valve »  Une duse « chocke valve »  une vanne latérale manuelle (côté opposé à la vanne automatique) « manual kill valve »  Une connexion avec un raccord rapide (en option) « quick hammer » 9.3.1 Composant de la tête de production « Christmas Tree » La structure standard d’une tête de production est composée de : 1. Vanne maîtresse inférieure « lower master valve » : généralement manuelle, elle doit être opérée seulement en cas d’urgence ou pour fermer le puits pour une longue période. C’est le type de vanne utilisée comme barrière de sécurité de surface, après le tubing, la vanne dans le puits et la BPV, pendant le démontage de la tête de production placée au

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 127 of 212 dessus. Elle peut être incorporée à l’adaptateur de la « tubing head » pour une complétion simple ou double. 2. Vanne maîtresse supérieur (vanne de travail) « upper master valve (working valve) : elle est généralement activée par un dispositif de commande hydraulique ou pneumatique. Elle est utilisée comme étant la première vanne de sécurité de surface. Le fluide activant le dispositif de commande est régulé à partir d’un panneau de contrôle commandé par des sondes réagissant aux variations de pression et de température. La même centrale peut être utilisée pour commander séparément la vanne maîtresse inférieure ou d’autres vannes, y compris la vanne de sécurité du puits et doit par conséquent exécuter les fermetures en accord avec les séquences planifiées et garder en mémoire les caractéristiques des vannes et des conditions du puits. 3. Croix « cross » : c’est un élément composé de brides, présent uniquement sur les têtes de puits à assembler et appelée ainsi car elle représente 4 passages, les 2 passages verticaux étant connectés à la vanne maîtresse et à la vanne supérieure, alors qu’horizontalement, sur le côté production, une vanne latérale « wing valve » est connectée. Une autre vanne latérale « kill valve » de même dimension ou plus petite est éventuellement connectée sur une des 4 sorties. 4. Vanne latérale « wing valve » : c’est une vanne à opercule assemblée

horizontalement

sur

la

tête

de

production.

Elle

est

généralement manuelle alors que la seconde vanne latérale, si elle est présente et montée avant la duse, peut être opérée à l’aide d’une commande hydraulique ou pneumatique. 5. Duse réglable ou fixe « ajustable ou positive choke » : installée après la vanne latérale avec une ouverture spécifique, elle régule le débit d’hydrocarbure du puits.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 128 of 212 6. Vanne supérieur « swab valve » : utilisée pour les opérations wireline ou toute autre intervention dans la colonne de production. C’est une vanne manuelle généralement fermée. 7. Chapeau de tête « top adapter » : il est placé sur le haut pour fermer la tête de production sur sa partie supérieure, généralement assemblé avec une vanne à pointeau « needle valve » et un manomètre. Ce chapeau de tête est muni d’une connexion rapide, compatible avec des équipements de wireline ou autres.

Chapeau de tête

Vanne Supérieur

Vanne latérale

Vanne de travail Vanne maîtresse

Tête de production basic

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Chapeau de tête

Vanne Supérieur

Vanne latérale Vanne latérale Vanne de travail commandée à distance

Vanne maîtresse

Orifice pour la ligne de contrôle de la vanne de sécurité

Tête de production compacte pour complétion simple

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Chapeau de tête

Vanne Supérieur Bribe de raccordement Vanne Supérieur

Vanne latérale Vanne maîtresse commandée à distance Vanne latérale

Tête de production compacte pour complétion double

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Vanne à opercule 4.1/16’’ – 2000 psi

Mandrin électrique Adaptateur de la colonne de production

Ligne d’injection

Orifice ¾’’

Collier de serrage 13.5/8’’ 2000 Casing Head Housing

Vanne à opercule 2.1/16’’ – 2000 psi Connnecteur 30” Vanne à opercule 3.1/8’’ – 500 psi

Support de tête de puits

Conducteur 30” Tubage 13.3/8

Tête de puits pour une complétion ESP « Electric Sub Surface Pump »

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10.0 ESSAIS DE PUITS 10.1 OBJECTIFS L’objectif principal, après le forage d’un puits, est de tester et d’évaluer le réservoir. La méthode normale d’investigation du réservoir est de conduire un test de puits « well test ». Il y a deux méthodes de test de puits :z(-è  « Drill Stem Test - DST » Le but est de définir la qualité du fluide de la formation. Des tiges de forage ou des tubings ainsi que des outils de fond sont utilisés sur une courte durée pour évaluer le réservoir. Le fluide de la formation peut ne pas atteindre ou juste atteindre la surface durant le temps du dégorgement.  « Production Test » Le but est de définir la qualité et la quantité de fluide dans la formation. Plusieurs options dans la conception de la colonne sont disponibles suivant les exigences du test et la nature du puits.

10.2 RESPONSABILITES DES OPERATIONS DE TEST Le maître d'oeuvre désigne sur le site un représentant compétent et responsable de l'exécution des opérations de test. Ce représentant est un spécialiste en essai de puits, qui assurera la coordination générale de l'ensemble des opérations. Ce représentant faute de spécialiste, peut être le foreur responsable du Rig à condition qu'il ait une connaissance suffisante de ce genre d'opération, Si le représentant choisi n'a pas participé à l'élaboration du programme et des procédures de test il doit être informé suffisamment à l'avance du contenu des instructions de test et de leur base d'élaboration, afin de faire part aux autorités maître d'oeuvre du programme, de tout commentaire pouvant amener une modification du programme.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 133 of 212  Ce représentant (en général un producteur fond) a la responsabilité directe et totale de la conduite des opérations d'essais de puits et de la sécurité pendant ces opérations.  Il n'a pas le pouvoir de modifier le programme opératoire sans accord préalable de la hiérarchie locale, tout spécialement en ce qui concerne les décisions pouvant remettre en cause les objectifs.  Toutefois il doit prendre avec le responsable de l'appareil de forage, toutes les décisions urgentes, nécessaires pour assurer la sauvegarde des hommes et la conservation du puits.

10.3 ORGANISATION GENERALE Les règles ci-après concernent l'organisation générale à mettre en oeuvre à l'occasion d'une opération d'essai de puits. En outre les consignes générales de sécurité ainsi que certaines consignes spécifiques (présence possible d’H2S, CO2, . . .), établies pour les phases précédentes (forage complétion . . .) restent bien évidemment en vigueur lors des opérations de test. En règle générale, un test fait intervenir plusieurs entités différentes au niveau de sa réalisation :  Des représentants du Maître d'oeuvre,  Des représentants du contracteur de forage,  Des représentants des sociétés de service. D'autres entités rattachées au maître d'oeuvre peuvent également intervenir, chacune pour sa spécialité : spécialiste fluides de forage et complétion, ingénieur réservoir, etc.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 134 of 212 Les responsabilités peuvent être distinguées sur le plan de la sécurité et du contrôle et de l'exécution des travaux. On peut imaginer qu'il ne sera par facile de retenir le principe d'une responsabilité unique. Il est souhaitable de respecter les lignes directrices décrites ci-après : En cours d'opération d'essai de puits, la sécurité du personnel ressort de l'observation et de la diffusion générale des consignes de sécurité, aussi bien que de l'utilisation normale des équipements.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 135 of 212 Dans le cas de situations normales, c'est le représentant du Maître d'oeuvre qui est responsable de la mise en application des consignes de sécurité. Cette responsabilité est partagée entre le représentant permanent du maître d'oeuvre (en général un superviseur de forage) et le représentant du maître d'oeuvre spécialiste en essais de puits (en général ingénieur et superviseur de production de fond). Remarque : En ce qui concerne l'utilisation des équipements, le contracteur de forage conserve un droit de veto concernant l'utilisation de son matériel en dehors des limites

contractuelles

afférentes

à

leurs

capacité

ou

aux

conditions

d'environnement.

10.4 ESSAI DE PRODUCTION SUR LES PUITS 10.4.1 Domaines d'application des tests en trou non tubé Le DST en trou ouvert est une mise en production de courte durée d'un intervalle géologique non tubé supposé contenir des hydrocarbures. Cet intervalle est isolé par un packer ancré immédiatement au dessus (test standard), soit par deux packers ancrés de part et d'autre (Straddle test), le second packer ayant pour but d'isoler cette zone d'une autre, situé plus bas. Dans les deux cas les packers sont ancrés dans le découvert. De part les risques encourus : coincement, fuites fréquentes au(x) packer(s), ce type de DST ne peut être que de courte durée. Il est pratiqué dans les puits d'exploration à gradient normal. Il permet une investigation géologique rapide (reconnaissance des fluides):  Soit pendant le forage : tests en descendant par paliers de 9 à 30 mètres avec utilisation d'un packer,  Soit lorsque le forage a atteint sa côte finale, dans ce cas si il y a plusieurs intervalles géologiques à tester l’utilisation de deux

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 136 of 212 packers est nécessaire excepté pour la zone à tester la plus basse qui n'a pas à être isolée.

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Remarques : Si la pose d'un tubage est décidé, de nouveaux tests sont généralement entrepris pour obtenir plus d'informations ( perméabilité, potentiel...),sur les zones qui ont été jugées intéressantes lors du ou des tests pratiqués dans le découvert. 10.4.1.1 Avantages inconvénients des tests pratiques en trou non tubes Avantage 

Simplicité du test, l'équipement de surface peut être réduit au maximum,



Rapidité de mise en oeuvre et temps opérationnel réduit,



Permet d'éviter les problèmes de mauvaise cimentation derrière le tubage, donc une très bonne fiabilité concernant l'identification de l'effluent contenu dans le niveau testé,



Ne perturbe pas l'avancement du programme de forage,



Peut éviter, en fin de trou, la descente d'un tubage non justifié (puits sec).

Inconvénients  Risque d'un coincement toujours important, ajouté à une instrumentation plus délicate qu'en trou tubé,  Type de test non adapté pour les réservoirs non consolidés,  Etanchéité parfois problématique du packer si le trou n'est pas bien calibré,  Information, obtenues au cours de ce genre de test, très limitées (cela est dû aux faibles débits imposés lors de ce type de DST)

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10.4.2 Domaines d'application des tests en trou tubé - DST Le DST en trou tubé est une mise en production de courte durée d'un intervalle géologique, après descente d'un tubage au droit de cet intervalle. Le tubage est perforé au droit de la zone à tester et un packer est ancré au dessus pour assurer l'isolation annulaire pendant les opérations de test. Toutefois, dans certains cas, la zone à tester n'est pas tubé mais le packer est ancré dans le tubage technique situé au-dessus. La vanne de fond (tester) peut être soit à commande mécanique comme pour les tests en trou ouvert, soit à commande par pression annulaire. Le domaine d'application des DST en trou tubé couvre pratiquement tous les cas envisageables :  Appareils de forage fixes ou flottants,  Puits droits ou déviés,  Zone à tester avec gradient de pression normal ou anormal,  Puits à faible ou grande profondeur. Le DST en trou tubé permet généralement d'atteindre tous les objectifs du test en puits d'exploration et de délinéation. La seule restriction qui peut être envisagé, a trait à la sécurité :  Puits à gaz à haute pression et/ou à fort pourcentage de gaz corrosif,  Programme du test nécessitant une durée opératoire longue. Dans ces deux cas, la descente d'une complétion temporaire peut être soit préférable, soit obligatoire.

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10.5 DESCENTE DU TRAIN DE TEST DST ET TEST DES EQUIPEMENTS Cette opération ne peut commencer que lorsqu'on est certain de la qualité et de la bonne tenue de la boue dans le puits et du calibrage du trou. Pour ce dernier il est nécessaire dans le cas d'un test en trou ouvert d'effectuer une passe de calibreur pour vérifier que le diamètre du trou, au droit de la (ou des) cote(s) d'ancrage du (ou des) packer(s) est satisfaisante. Dans le cas d'un test en trou tubé, une passe avec un « scraper » sera effectuée au droit de la cote d'ancrage du packer. De plus le diamètre du tubage sera contrôlé avec un calibre, par exemple avec une passe du junk catcher SCHLUMBERGER. 10.5.1 Assemblage du train de test  Surveiller très attentivement les couples de serrage des organes de test (Vannes de test, packers, éléments de complétion). On doit surveiller en particulier la prise de serrage des clés. En cas de dérapage, elles peuvent endommager sérieusement la surface extérieure d'un organe essentiel (vannes de circulation, packer, etc...).  Un calibre est passé dans chaque tubulaire avant assemblage.  Pendant leur descente, les tiges ou les tubings peuvent être testés en surface en appliquant la pression à l'extérieur des joints (exemple : GAWTOR HAWK) ou mieux à l'intérieur. Ce type de test est long et coûteux. Dans le cas où cela est possible, on teste l'étanchéité intérieure du train de test tous les 500 mètres. Pour cela il est nécessaire de prévoir la protection de certains éléments tels que la vanne de circulation à disque de rupture (pump out sub) par montage audessus de ce(s) élément(s) un nipple et utilisation d'un plug à condition qu'aucun élément du train de test n'empêche le repêchage du plug en fin de descente du train de test. Cette procédure est relativement

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 140 of 212 exceptionnelle. Elle n'est applicable que dans le cas de test de réservoir haute pression et/ou à gaz.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 141 of 212 Dans le cas d'un test en trou tubé :  S'assurer que le sabot du train de test se trouve de trois à cinq mètres au-dessus des perforations, pour éviter les trépidations au niveau du porte-enregistreurs de pression situé dans le train de test, sous le packer.  S'assurer que le packer se trouve environ au milieu d'un tube du tubage. Si l'on a des doutes sur les relevés de longueur des tiges ou des tubings, ne pas hésiter à faire une mesure avec un CCL ou tout simplement avec l'unité de wireline si la composition du train de test le permet. Dans le cas où les jauges de fond sont descendues avec le train de test, attendre environ 15 minutes avant d'ancrer le packer. Ceci a pour but d'enregistrer clairement la pression de la colonne hydrostatique de boue.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 142 of 212 Remarques : On ne procédera JAMAIS à un essai d'ancrage préalable du packer près de

la surface pour les raisons suivantes ;  Risque d'endommagement des coins et des garnitures du parker,  Risque d'endommagement du tubage qui en sub-surface est soumis à une contrainte externe plus faible qu'au fond, en cas de coincement du packer, il serait très difficile de le surforer en raison du faible poids que l'on pourrait appliquer.  Dans le cas où la formation est perforée avant descente du train de test, les règles précédentes s'appliquent. Toutefois dans les derniers cinq cents mètres, on ralentira la descente du train de test ou de la complétion, afin d'éviter d'endommager la formation par surpression due au pistonnage.

10.5.2 Test en pression Une fois que le train de test est mis en place, packer(s) ancré(s) et que les connexions de surface sont réalisées, il est nécessaire :  D'une part de vérifier l'étanchéité de la portion tête de production manifold de duse, à la pression de service du manifold de duses,

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 D'autre part de vérifier l'étanchéité du packer dans le cas d'un test en trou tubé ou en trou ouvert avec ancrage du packer dans le tubage situé au-dessus du découvert.

10.6 ACTIONS PRELIMINAIRES AVANT LES OPERATIONS DE TEST Check list du responsable des opérations de test : Avant départ sur le chantier Repasser en revue les objectifs du test avec le leader du projet. Se munir : 

Du programme et des instructions de test



Des rapports de réservoir ou de géologie les plus récents concernant la pression statique de réservoir et la nature des fluides attendus,



D'une copie des logs interprétés et annotés,



Du relevé des vitesses d'avancement (dans le cas où le test doit être réalisé en trou ouvert).



D'un schéma très détaillé du profil de tubage du puits



De la liste de commande du matériel de fond et de surface.

S'assurer qu'il y a déjà sur le chantier : Des bouteilles en plastique permettant de récupérer des échantillons divers



à la pression atmosphérique (eau, boue, etc…), Des instruments de mesure pour fluides (salinité. pH). Un agent non



émulsionnant en quantité suffisante et un compteur à air (qui servira à évaluer le débit avant que le tampon d'eau n'atteigne la surface pendant le test).

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En arrivant sur le chantier Examiner les échantillons de ciment prélevés lors de la cimentation du



dernier tubage. Se procurer les logs les plus récents et le profil de déviation. Placer sur



ces copies les annotations les plus importantes (absence de ciment dans un intervalle, géométrie tourmentée du trou, etc...). Prendre connaissance des derniers rapports d'inspection des tiges de



forage ou des tubings, Contacter le responsable boue et lui demander ses rapports ou mieux,



ses commentaires. Comparer ses valeurs de boue perdue dans la formation avec celles des rapports officiels. En déduire la quantité probable de boue perdue dans les zones à tester. Réunir les responsables des principales entités intervenant pendant le



test et discuter des tenants et aboutissants des instructions de test. Dès l'arrivée sur l'appareil de forage avant même d'inspecter les



équipements, remonter les horloges (si des jauges de fond mécaniques sont utilisées) afin de vérifier leur fonctionnement sur une période relativement longue.

10.6.1 Inspection des équipements de fond et de surface Inspection physique  Vérifier que tous les composants des équipements fond et surface correspondent bien à la nomenclature et au nombre figurant dans la commande.  Vérifier en particulier que les équipements sont conformes aux spécifications requises (résistant à l’H2S etc.) et qu'ils sont compatibles, en particulier au niveau des filetages, des grades d'acier et des pressions de service.  Faire effectuer les assemblages des divers composants dans la mesure où cela ne gène par les opérations en cours.

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Inspecter l'état des joints d'étanchéité déjà montés (lorsque c'est possible) et s'assurer d'un stock de joints de rechange répondant aux spécifications requises. Dans le cas où le test sera effectué avec une complétion provisoire :  Inspecter les garnitures du packer et vérifier qu'elles sont protégées,  Inspecter les outils de wireline et s'assurer qu'ils correspondent à la nomenclature de commande et en nombre suffisant,  Faire siéger chaque outil dans son “ nipple " correspondent,  Faire manoeuvrer plusieurs fois la vanne de circulation,  Faire fonctionner la vanne de sécurité (SSCSV),  Demander la fiche de la dernière inspection du séparateur.  Inspecter le " kit " de transfert des échantillons,  Inspecter l'état et la propreté des filetages des équipements de fond et des tubings,  vérifier en outre que la graisse " compound " qui a été approvisionnée est bien celle requise, que le calibre et matériel de manutention sont bien appropriés au tubing à descendre.  Faire débiter de l'eau propre dans les lignes haute pression afin de vérifier qu'elles ne sont par obstruées ou qu'un fluide indésirable n’y est pas resté,  Vérifier que la ligne de torche et la torche elle-même sont bien arrimées.  Dans le cas d'opération au câble, vérifier que les différents lubricators de wireline s'adaptent bien sur la tête de production. Vérifier que les différentes réductions nécessaires sont disponibles.

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Test en pression des équipements de fond Chaque fois que ce sera possible, on testera sur le chantier les différents composants du train de DST à leur pression nominale. On évitera toutefois de soumettre les équipements à des pression différentielles trop importantes compte tenu que la pression externe est la pression atmosphérique. Test en pression des équipements de surface On testera à leur pression nominale la tête de production, le choke manifold, le réchauffeur et les lignes jusqu'au séparateur. Le

séparateur

sera

testé

à

sa

pression

nominale

de

service

systématiquement avant chaque test ou série de tests sauf si un contrat de service fréquent existe entre le fournisseur et le maître d’œuvre. Dans ce dernier cas la fiche d'entretien du séparateur doit être fournie au représentant du maître d’œuvre. Essai de fonctionnement des BOP’s Il s'agit ici de réaliser un contrôle de fonctionnement du BOP et des organes de commandes associés, après mise en place, montage et raccordement. L'essai du bon fonctionnement des équipements et le contrôle de la validité de leur connexion sera réalisé, à partir des deux postes de commande ( locale et à distance ), dans les deux

cas, pompes

hydrauliques en service et à l'arrêt. Cet essai se limitera à la séquence de fermeture et d'ouverture des différents obturateurs à mâchoires, par voie hydraulique et par voie mécanique, et à la vérification du temps de fermeture de ces obturateurs et du temps d'ouverture des vannes à commande hydraulique. Les essais de fermeture des obturateurs à mâchoires (à l'exception des fermetures totales et/ou cisaillantes) seront réalisés sur matériel tubulaire de diamètre approprié. En ce qui concerne l'obturateur annulaire, l'essai pourra se limiter à l'observation de la seule mise en mouvement initiale de la garniture, en vue de ménager celle-ci.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 147 of 212 L'étanchéité des divers circuits hydrauliques sera vérifiée à l'occasion de ces essais à la pression maximale de service. Pendant les essais de fonctionnement, il sera procédé également à la vérification du temps de réponse des accumulateurs et du temps de réponse de fermeture des obturateurs. On contrôlera en outre :

 Le temps de re-compression de l'unité d'accumulation, pour chacun des types d'énergie utilisée (pneumatique ou électrique), séparément, puis ensemble. Il ne doit par être supérieur de plus de 10 % au temps annoncé par le constructeur.  Les volumes pompés mis en jeu quand cela est possible,  Le démarrage automatique des pompes, qui doit s'opérer à 90 % de la pression de service de l'unité d'accumulation.

10.6.2 Essai en pression des BOP Ces essais seront réalisés avec de l'eau propre :  Au minimum à la pression supérieure estimée en tête de puits.  Au maximum à la pression de service des obturateurs ou à la pression moyenne de service du composant le plus faible. La pression d'essai de l'obturateur annulaire sera volontairement limitée en général à 50 % de sa pression de service. Ces essais devront être sélectifs pour chaque obturateur en isolant le puits par un système d'étanchéité mis en place par ancrage ou vissage dans la tête de puits, au niveau de la suspension du tubage de production.

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Pendant ces essais, on veillera à ce que les vannes de contrôle annulaire soient ouvertes. Les essais des obturateurs seront effectués sur tiges ou tubing. Les essais de l'obturateur annulaire seront effectués sur le matériel tubulaire du diamètre minimum à manœuvrer. On procèdera d'abord à des essais d'étanchéité basse pression (20 à 50 bars pendant cinq minutes). Les essais haute pression devront être réalisés par paliers croissants. La durée des essais individuels sera de quinze à trente minutes. On tolèrera une stabilisation de la pression à 95 % de la pression d'essai.

10.7 TETE DE CIRCULATION OU TETE DE TEST EN SURFACE POUR DST Elles sont construites en une seule pièce, en opposition au premier modèle qui était assemblé à partir de différents composants. Quel que soit le type les deux doivent contenir :  Une vanne supérieure principale « Upper Master Valve » utilisée pour une utilisation d’urgence seulement  Une vanne inférieure principale « Lower Master Valve » située en dessous de l’axe pivotant utilisée pour une situation d’urgence seulement  Une vanne latérale manuelle « Kill Wing Valve » située sur une sortie latérale connectée à la pompe de cimentation ou sur le manifold du chantier  Une vanne latérale hydraulique « Flow Wing Valve » située sur une sortie latérale connectée au manifold de duse laquelle est activée par le système ESD  Une vanne inférieure « Swab Valve » située sur le bas de la tête de test, utilisée pour fermer le puits lors des opérations au câble « wireline » ou des opérations de « coiled tubing ».  Un Raccord de levage « handling Sub » utilisé pour connecter les équipements de “wireline” ou de “coiled tubing” mais aussi utilisé pour soulever la tête de test.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 149 of 212  Une rotule ou joint rotatif « pressure swivel » qui permet la rotation de la colonne de production

tout en ayant les lignes de pompage et de

production connectées.

Tête de test pour DST

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10.8 IMPLANTATION DES EQUIPEMENTS

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10.8.1 Système d’arrêt d’urgence Le système d’arrêt d’urgence « Emergency Shut-Down – ESD » est utilisé quand une fermeture rapide est nécessaire suite à une fuite, une rupture ou une défaillance d’un équipement, à un démarrage d’incendie ou tout autre situation d’urgence. Le système ESD permet la fermeture d’une vanne de sécurité à partir d’un poste de contrôle à distance ou à partir de la console ESD. Dans les opérations de test du puits, le système ESD contrôle la vanne latérale opérée hydrauliquement sur la tête de puits (Flow line valve). Si cela est demandé dans l’installation des équipements de test en surface, il peut être également contrôlé en ajoutant une vanne de sécurité qui est le plus souvent située en amont de la duse. Une pression est appliquée à partir du poste ESD sur les vannes pour les maintenir ouvertes, la fermeture s’effectuant lorsque la pression est purgée. Le système ESD est activé par des boutons poussoirs à partir des postes ESD situés au niveau du séparateur de l’échangeur, et du bac de récupération. Un poste supplémentaire est fréquemment installé sur la sortie de secours principale. Des capteurs de sécurité détectant une faible ou une haute pression sont installés sur la ligne de sortie en amont du manifold de la duse, du séparateur, de l’échangeur et du bac de récupération. Le capteur haute pression provoque la fermeture du puits quand la pression dans la ligne augmente au dessus d’une pression prédéfinie signifiant l’obturation de la ligne. Le capteur faible pression provoque la fermeture du puits quand la pression de la ligne diminue en dessous d’une pression prédéfinie, signifiant une fuite ou une rupture sur la ligne de sortie de la tête de puits.

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Réservoir d’expansion Poste ESD Console de contrôle ESD Alimentation d’air

Ligne de contrôle de la vanne automatique Séparateur

Poste ESD

Tête de circulation Vanne de sécurité de surface

Réchauffeur

Poste ESD

Manifold de duses

Système d’arrêt d’urgence

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Un équipement standard de test de surface est généralement composé :

 D’un système d’arrêt d’urgence (ESD)  D’une tête de production – « Flowhead »  D’un manifold de duse – « Choke manifold »  D’un réchauffeur - « Heat exchanger »  D’un séparateur - « Separator »  D’un bac de comptage - « Tank »  D’une pompe de transfère « Transfer pump »  D’une torche et d’un brûleur « Burners and booms »

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10.8.2 Manifold de duses Le manifold de duse est un système de vannes et de duses servant à contrôler le débit du puits, constitué généralement d’une duse réglable et d’une autre duse fixe. Certains manifold de duses peuvent également incorporés une ligne de contournement. Les vannes sont utilisées pour orienter le flux sur l’une des duses ou sur la ligne de contournement. Elles permettent également de fermer et d’isoler la ligne pour avoir la possibilité de changer les duses.

Refoulement du fluide

Duse ajustable

Arrivée du fluide

Duse fixe

Manifold de duse

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10.8.3 Lle séparateur de test Le séparateur de test est utilisé :  Pour séparer le flux provenant du puits en 3 phases : huile, gaz et eau  Pour mesurer la vitesse du débit pour chacune des phases dans des conditions données  Pour prélever des échantillons de chacune de phases à des températures et pressions données. Un séparateur standard est une unité horizontale séparant le flux du puits en trois phases avec une pression d’exploitation de 1440 psi. Il peut traiter jusqu’à 60 mmscf/jour de gaz pure ou jusqu’à 10 000 barils d’huile d’hydrocarbure par jour (bopd) à cette pression d’exploitation. D’autres types de séparateurs, tels que des modèles verticaux ou sphériques, peuvent être utilisés pour séparer le flux du puits en deux phases (eau / gaz)

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Vanne de sécurité

Deuxième vanne de sécurité

Anti mousse

Sortie du gaz

Cloison de fusion

Extracteur de brouillard

Trou d’homme

Arrivée de l’effluent

Régulateur du niveau d’huile Cloison de séparation

Régulateur du niveau d’eau

Sortie d’eau Cloison

Anti tourbillon Sortie d’huile

Séparateur de test 10.8.4 Bac de comptage Un bac de comptage est un récipient ouvert sur l’atmosphère tandis qu’un bac de purge « surge tank » est généralement clos avec une pression d’exploitation de 50 psi et il possède une ligne d’évacuations sur la torchère. Ces bacs sont utilisés pour enregistrer avec précision le facteur de contraction et le volume d’huile, lorsque les débits sont trop faibles pour être mesurés par un débitmètre. Ces bacs ont généralement une capacité de 100 barils, certains ont un cloisonnement, ainsi l’un d’eux peut être

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 157 of 212 rempli pendant que l’autre est pompé vers le brûleur à l’aide d’une pompe de transfert.

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Ces bacs peuvent être utilisés pour collecter des échantillons d’huile importants pour effectuer des analyses ou être utilisés comme un séparateur secondaire quand ces huiles nécessitent un temps de séparation important.

Bac de comptage 10.8.5 Pompe de transfert Une pompe de transfert connectée à la sortie du bac de comptage est utilisée quand il est nécessaire de vider l’un des compartiments du bac pendant que l’autre est en train de se remplir ou bien d’évacuer les fluides du bac vers les brûleurs ou vers un système de stockage. Généralement, cette pompe centrifuge est commandée électriquement, mais des pompes à moteur diesel sont également disponibles. Si de l’huile doit être pompée du séparateur dans une ligne d’écoulement (flowline), une pompe de transfert à haut débit et à haute pression devra être utilisée.

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Boîtier de contrôle

Refoulement Admission

Pompe centrifuge 10.8.6 Brûleurs Les têtes des brûleurs sont montées en bout des torches, lesquelles sont généralement installées sur les côtés à l’opposé l’une de l’autre, de façon à bénéficier des vents dominants et de pouvoir contrôler les changements de direction de celui-ci, de façon à garder au moins un brûleur sous le vent. Les lignes d’huile et de gaz, y compris les lignes de purge du bac de comptage allant vers les torches, doivent avoir des manifolds de détournement pour diriger les fluides vers la torche qui est sous le vent. Les modèles de brûleurs les plus récents sont présentés comme étant des brûleurs de type « vert » ou « propre ». Ceci indique qu’ils sont moins polluants pour l’environnement grâce à une technologie de brûlage supérieure. Bien qu’il ne soit pas « idéal », leur efficacité a beaucoup évolué par rapport au modèle précédent.

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Conduite d’eau Gicleur d’eau Foyer cylindrique Pulvérisateur Allumage à distance Vanne Châssis

Clapet de retenue pour l’huile

Système rotatif

Huile

Joint articulé

Air Eau

Brûleurs

10.9 ACIDIFICATION Cette opération ne peut intéresser que les tests en trou tubé. Si à l'ouverture du test le puits ne produit pas ou très peu et si l'on a la conviction d'un colmatage au niveau des perforations, on peut envisager la possibilité d'une acidification à condition que le programme l'ait prévu. Cette opération n'est possible que si le packer est équipé pour résister à une poussée de bas vers le haut.

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L'acidification se bornera à un décolmatage des abords du puits par un lavage acide (acid wash). On n'effectuera en aucun cas une acidification matricielle avec un train de test conventionnel (avec vanne de fond). Si le programme ne le prévoit pas, les acides utilisés seront de concentration moyenne. Avant toute injection d'acide dans le puits, procéder à un essai d'injectivité avec de l'eau libre de particules solides ou avec du gas oil. Un test d'injectivité est considéré comme positif lorsque l'on peut maintenir pendant trois minutes un débit d'injection au minimum égal à 0.5 bbls/minute à une pression de tête constante inférieure à celle nécessaire pour fracturer la formation. Quand cela est possible, il est préférable de déplacer l'acide par une circulation directe plutôt que d'injecter dans la formation les fluides contenus dans le tubing en avant de l'acide. Si le test d'injectivité est négatif on se reportera aux techniques utilisant un " macaroni " ou le coil tubing afin de " spotter " l'acide au droit des perforations. Pour cela, il faudra remonter le train de test s'il n'est pas plein trou. REMARQUE Dans tous les cas, l'acidification sera démarrée exclusivement de jour. Toutefois la poursuite de l'acidification ou la préparation et les tests des conduites pourront être effectuées de nuit à condition qu'un éclairage suffisant ait été prévu.

10.10 SEQUENCES DE BASE DES MESURES PENDANT UN TEST L'ouverture des vannes de test de fond s'effectuera de jour. La poursuite du test pourra toutefois s'effectuer de nuit.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 162 of 212 10.10.1 Le pré-débit Ouvrir les vannes de test pendant une période de 3 à 10 minutes maximum selon que le débit est important

ou non. Dans le cas d'un

tampon ne remontant par en surface, on se servira d'un compteur à air pour estimer le débit.

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10.10.2 Enregistrement de la pression vierge Fermer la vanne de test pendant une durée au moins égale à 15 fois le temps du pré-débit. 10.10.3 Dégorgement et débit de test Pour le dégorgement l'ouverture en surface doit être effectuée sur une duse de diamètre important. Toutefois, si le puits est peu éruptif, le diamètre de la duse sera réduit en cours de dégorgement pour éviter, si possible, que le puits se tue. Si

l'on

constate

que

le

débit

décroît

rapidement,

malgré

la

recommandation précédente, on fermera la vanne de test avant que le puits ne se " tue ", et on observera une période de fermeture d'au moins deux fois la durée d'ouverture. On pourra par la suite réouvrir pour essayer de débiter à nouveau. On pourra dans ce cas laisser le test ouvert jusqu'à ce que le puits devienne inerte. Dans le cas d'un puits éruptif, on poursuivra le dégorgement au plus grand débit possible, compatible avec les équipements (vitesse d'érosion pressions, etc...) et consolidation de la formation.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 164 of 212 Le dégorgement se fera toujours vers les circuits de torche.

Il serait

dangereux de débiter dans un bac, risque d'explosion du bac si arrivée d'un bouchon de gaz. Des mesures rapprochées du BSW seront faites. On passera dès que possible sur séparateur afin de commencer le comptage (débits huile, gaz, GOR etc...). Il n'existe pas de critères précis pour décider du moment où l'on doit passer sur séparateur. En général le BSW doit être inférieur à 3 % voire même à 1 % de moins, plusieurs autres facteurs sont à prendre en compte tels que le degré de consolidation de la roche du niveau test, le risque d'encrassement du séparateur par de la boue ou du sable produits. C'est au moment du test sur le site que le responsable du test sera à même de décider des conditions raisonnables pour commencer les mesures. Pendant le dégorgement, on mettra à profit les relevés de débit pour prévoir les duses qui seront utilisées pendant le test. Au début de la phase de comptage, les relevés de débit liquide et les pressions au manifold et dans le séparateur seront effectués toutes les cinq minutes puis toutes les 15 ou 30 mn, suivant le niveau de stabilisation du puits. On s'efforcera le plus tôt possible de stabiliser le test, c'est-à-dire de produire avec une pression de tête, une pression de séparateur et un débit le plus constant possible. Si le puits débite des bouchons de condensas, ou des bouchons de boue, on augmentera le débit afin de " lifter " le mieux possible les différentes phases. Si des émulsions sont produites, on prélèvera au cours du test de nombreux échantillons et à l'aide de d’émulsifiants et par centrifugation, on déterminera les proportions des phases liquides et/ou solides. Pendant la phase stabilisée du test, la fréquence des mesures est fonction de la durée totale du test. On devra toutefois obtenir un minimum de dix séries de mesure (débits, pression-température au manifold, au séparateur, B S W ou salinité du liquide) pour chaque séquence de débit.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 165 of 212 Pendant toute la durée du test on surveillera en permanence la pression dans l'annulaire et/ou le poids au crochet. Pour un test d'exploration, on n'est pas en mesure de définir la pression optimale de séparation. Sauf spécifications clairement précisées dans le programme, on s'efforcera de régler la pression de séparation à une valeur au minimum égale à la moitié de la pression de service du séparateur.

Dans le cas de production d'émulsions, on essaiera de réduire celles-ci par injection de d’émulsifiants en amont du manifold de duses. Si nécessaire, il faudra faire plusieurs tentatives avec divers d’émulsifiants et à diverses concentrations. Dans le cas de production d'hydrates, on augmentera le diamètre de la duse et la pression de séparation pour de faibles quantités d'hydrates ; on mettra en oeuvre le réchauffeur et l'on injectera du méthanol ou du glycol en amont du manifold de duses pour des quantités plus importantes d'hydrates. 10.10.4 Echantillonnages  Deux types d’échantillonnage sont généralement réalisés en cours de test :  L  'échantillonnage pour mesures de chantier ou mesures de valorisation en laboratoire,  L'échantillonnage pour études PVT. Echantillonnage pour mesures de chantier Cet échantillonnage est effectué :  Soit en amont du manifold de duses lorsque le puits est en phase de dégorgement. Il a pour but de suivre l'évolution du BSW,  Soit sur le séparateur ou le bac de comptage pour l'huile

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Les échantillons de la (ou des) phase liquide (huile ou condensât et eau) sont stockés dans des bidons en plastique en prenant soin de ne pas les fermer hermétiquement avant un dégazage le plus complet possible de l'échantillon pour éviter toute surpression importante. Les échantillons de gaz sont généralement réalisés dans des récipients en verre (bouteilles, éprouvettes ...). L'avantage du verre est d'être neutre même dans le cas de présence de gaz corrosifs. Si le puits n'est pas éruptif ou si le test a été arrêté avant l'arrivée en surface

de

la

(ou

des

phases)

liquide

de

l'effluent

produit,

l'échantillonnage de la (ou des) phase liquide est fait pendant la circulation inverse.

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Afin de mener à bien cette opération il est nécessaire d'évaluer avec le plus de précision possible le volume de l'effluent produit par le niveau testé pendant les ouvertures de test et de situer sa position dans la garniture de test. Pendant la circulation inverse, Ie cumul des valeurs pompées doit être connu en permanence afin de situer le moment de l'arrivée en surface de l'effluent produit. L'échantillonnage se fait en amont du manifold de duses, dans des bidons en plastique. Il est commencé un peu avant l'arrivée supposée de l'effluent et il se poursuit à des intervalles de temps rapprochés et cela jusqu'à l'arrivé du fluide annulaire. Les bidons en plastique sont soigneusement étiquetés suivant l'ordre des prises. Sur chaque étiquette doit figurer les références du test et la cote où l'échantillon était supposé se trouver avant le début de la circulation inverse. Remarque : Les échantillons capturés dans les outils de test sont soit transférés en pression dans des bouteilles de transport soit dégazés et récupérés dans des bidons en plastique. Pendant le dégazage, un ou plusieurs échantillons de gaz sont capturés dans des bouteilles de verres.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 168 of 212 Echantillonnage pour études PVT Cet échantillonnage peut être effectué soit en surface soit au fond du puits. Echantillonnage PVT de fond Le prélèvement est effectué immédiatement au-dessus de la zone testée, avec un outil (échantillonneur) descendu au câble. Cette opération est possible seulement :  Si la garniture de test permet le passage de l'échantillonneur,  Si l'effluent au fond du puits est monophasique.  S’il n’y a pas de fluide étranger à la cote de prélèvement.

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Toute une procédure de conditionnement du puits et de contrôle permet de s'assurer des deux dernières conditions. Une fois en surface, l'échantillon est transféré dans une bouteille de transport. Cette opération nécessite un kit de transfert. Remarques : En général on recueille 3 échantillons de fond, au moment du transfert la représentativité de l'échantillon est vérifiée par le contrôle de sa pression de bulle (Pb).

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 170 of 212 Echantillonnage PVT de surface Cet échantillonnage est effectué au séparateur. La phase hydrocarbure liquide et la phase gaz de l'effluent sont échantillonnées aux conditions de séparation suivant une procédure spécifique : généralement par déplacement de mercure pour la phase liquide et par remplissage sous vide pour la phase gaz. Les bouteilles d'échantillonnages sont en acier inox pour l'huile, de 600 à 1000 cc du type SERMIP, ROP, RUSKA en alliage léger pour le gaz, généralement de 20 000 cc du type GERZAT. Dans le cas de présence d’H2S il est nécessaire de prévoir, pour le gaz des bouteilles passivées ou spéciales. L'échantillonnage de surface ne peut commencer que lorsque le puits en débit est parfaitement stabilisé. L'échantillonnage des phases liquide et gazeuse doit se faire simultanément. Remarques : En général il est recueilli : 3 à 4 bouteilles de la phase liquide. 3 à 5 bouteilles de la phase gazeuse (suivant GOR). Un fût de 200 litres conditions de stockage de la phase hydrocarbure liquide.

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Remarques générales : L'échantillonnage PVT fond ou surface est généralement effectué par un spécialiste du laboratoire PVT, des fiches pro format d'informations sont à remplir lors de chaque opération d'échantillonnage. 10.10.5 Enregistrement de la remontée de pression Le calcul de la perméabilité de la formation, du skin etc...se fait à partir de la pente de la remontée de pression. Cette pente ne peut être tracée qu'à partir d'un certain délai de fermeture du puits. Ce délai de fermeture est très différent d'un puits à l'autre. Il est fonction en particulier du type de formation testée. Il est très difficile de prévoir le temps de fermeture nécessaire dans le cas d'un puits d'exploration et même de confirmation. Le représentant réservoir sur le site, est la personne la plus qualifiée pour l'estimer à la vue du comportement du puits en débit. Remarque : Dans le cas d'utilisation d'enregistreur avec lecture instantanée de la mesure en surface (tels que le SPRO ou le SRO) il est possible de déterminer avec précision le moment où la durée de l'enregistrement est suffisante pour effectuer correctement l'interprétation du build up (remontée de pression).

10.11 NEUTRALISATION DU PUITS EN FIN DE TEST Avant de débuter cette opération il est impératif de s'assurer que l'on a dans les bacs un volume de boue au moins égal à 1,5 à 2 fois le volume total réel du puits. Avant de démarrer la circulation, on fera débiter les pompes, à un débit d'environ 2 bbls par minute, pour vérifier leur bon fonctionnement et les circuits de pompage.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 172 of 212 La circulation s'effectuera toujours en inverse et les fluides dirigés vers la torche. Au moment de l'ouverture de la vanne de circulation, les vannes principales de la tête de test ou du manifold de duse doivent être fermées.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 173 of 212 Le niveau dans l'annulaire doit baisser (compression du gaz piégé dans le train de test). On augmentera le débit des pompes à ce moment pour maintenir le niveau dans l'annulaire, puis on ouvrira les vannes de surface et on circulera à un débit d'environ 2 bbls par minute. On observera constamment la pression dans l'annulaire ou le poids au crochet afin de ne pas réouvrir accidentellement les vannes de test de fond, ce qui aurait pour effet de perdre l'échantillon piégé au fond. Cet incident pourrait également considérablement gêner la neutralisation du puits. Si le volume sous packer est trop important et si l'effluent est du gaz, on pourra sacrifier l'échantillon de fond piégé entre les vannes de fond et procéder à un squeeze partiel dans la formation des fluides sous packer. Lorsque les effluents auront été déplacés et rejetés au brûleur, et que seulement de la boue sera obtenue par circulation, on pourra alors passer sur bac et comptabiliser les retours. Cette manœuvre permet de vérifier que l'on n'a pas de perte de boue qui s'expliquerait par une ouverture accidentelle des vannes de test. Après désencrage du packer et avant remontée du train de test on effectuera une tentative de squeeze des fluides sous le packer dans la formation avec une pression d'injection limitée à 60 % de la pression d'éclatement du tubage ou du composant de cuvelage le plus faible.

Dans le cas de test en trou non tubé, cet essai est obligatoire Avant de remonter le train de test, on observera le puits de trente minutes à 1 heure. Si durant cette période aucune manifestation de perte ou de venue n'est observée, on pourra commencer la remontée. La remontée du train de tests s'effectuera lentement afin d'éviter les risques de pistonnage par le packer. Pendant cette phase on surveillera étroitement la comptabilité des volumes de boue rajoutés dans le puits au fur et à mesure de la remontée. S'il arrivait à un moment donné que le bilan des volumes indique un

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 174 of 212 déficit de boue, on procédera immédiatement à une nouvelle tentative de squeeze dans la formation.

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11.0 INTERVENTION SUR PUITS Un « workover » est une opération effectuée sur un puits qui sera fermé à la production pour une durée approximative, impliquant une perte pour la compagnie. Beaucoup d’aspects différents doivent être évalués pour sélectionner le compromis le plus adapté en termes de coût et d’efficacité.

11.1 CONDITIONS REQUISES POUR UNE OPERATION DE WORKOVER Problèmes mécaniques  Fuite ou écrasement du tubing  Tubage de production endommagé ou cassé  Tubing obstrué (sable, paraffine, dépôt d’asphalte)  Fuite au packer  Endommagement du filtre à gravier « gravel pack » Problèmes de réservoir  Déplacement du sable  Production d’eau « water coning »  Production de gaz  Perforations bouchées  Problème lié à la formation (gonflement des argiles) Reconversion du puits Ceci est applicable au puits en production.  Installation de pompage artificiel  Reconversion en puits injecteur d’eau  Reconversion en puits injecteur de gaz

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L’intervention sur le puits peut être effectuée :  Sans appareil de forage « Rigless » avec une unité de « coiled tubing » ou une unité « wireline »  Avec un appareil « workover » permettant la remontée de la colonne de production

11.2 OPERATIONS « WIRELINE » Les opérations “wireline” sont effectuées pour ancrer des bouchons obturateurs mécaniques et pour faire fonctionner des vannes de fond de circulation. Un bouchon obturateur de type « bridge plug » peut être descendu dans le puits à l’aide d’une unité « wireline ». La profondeur correcte d’ancrage sera déterminée à l’aide d’un CCL. L’installation d’un bouchon de ciment avec un « cement bailer » augmentera l’étanchéité et la résistance aux pressions différentielles. Cependant, ces opérations peuvent être limitées en raison de la déviation du puits.

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Unité « Wireline »

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11.3 LES EQUIPEMENTS DE SURFACE « WIRELINE » Les équipements standard d’une unité « wireline » sont les suivants :

1)

Poulie supérieure « Upper Sheave »

2)

Presse étoupe « Slickline Wiper »

3)

Chambre hydraulique « Liquid chamber »

4)

Sas supérieur « upper Lubricator »

5)

Sas intermédiaire « Middle lubricator »

6)

Raccord rapide «Quick Union »

7)

Sas inférieur “Lower Lubricator”

8)

Vanne de purge « Bleedoff Valve »

9)

BOP

Equipement wireline

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Les équipements « wireline » de surface sont définis comme étant les équipements nécessaires pour effectuer des opérations « wireline » lorsque le puits est sous pression, en tenant compte des connexions de la tête de puits, des équipements de sécurité et des équipements de levage. Les 4 sections de la flèche de levage « wireline ginpole » utilisée pour assembler les différents équipements, peut être fixé à n’importe quel type de tête de puits en utilisant deux colliers de serrage spéciaux. Les 4 sections sont : A- flèche de levage « ginpole » B- moufle fixe « crown block » C- poulie de renvoi « Hay Pulley » pour un câble de 0.082 ou 0.092 inches D- plate forme pour tête de puits « Wireline wellhead platform » 11.3.1 Presse étoupe hydraulique « Stuffing Box »

Stuffing Box

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 180 of 212 Le presse étoupe est défini comme étant un équipement de surface qui garantit l’étanchéité hydraulique autour du câble « wireline » lors des opérations dans le puits. Le presse étoupe doit être équipé d’une poulie sur sa partie supérieure et d’une connexion rapide sur la partie inférieure, capable de se connecter sur le Sas « wireline ». Le type d’acier et les joints élastomères du raccord rapide et les composants d’étanchéité du presse étoupe, devront être résistants à la corrosion pour tous les fluides du puits. La pression opérationnelle du presse étoupe devra être la même que celle de tous les autres équipements de surface. La quantité et la qualité des éléments d’étanchéité du presse étoupe devront être changés suivant le type de fluide du puits et le type de câble en acier utilisé. Ils devront être remplacés par rapport aux critères suivants :  Caractéristiques du fluide du puits  Situations de haute pression et de haute température  Type et durée du travail  Compatibilité du type de composants d’étanchéité avec le câble « wireline »  Expériences dans des situations analogues

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11.3.2 SAS « Lubricator Riser » Le sas est composé de plusieurs sections de tubes d’environ 8 ft de long chacune.

Raccord femelle

Couleur de codage

Vanne de purge

Manomètre de pression

Raccord male Collerette femelle Joint d’étanchéité « O ring »

Section inférieure du Sas

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11.3.3 Bloc obturateur de pression – « BOP Wireline »

Un BOP est un équipement de sécurité de surface qui permet de fermer le puits en cas d’urgence sur le câble « wireline » dans l’éventualité d’une fuite ou d’un problème avec un équipement de surface. La spécification d’un BOP est d’être résistant à tout type de corrosion due aux fluides du puits. De plus la pression opérationnelle doit être égale ou supérieure à celle de la tête de production. Le diamètre intérieur doit être compatible avec le diamètre extérieur maximum des outils qui seront descendus dans le puits lors des différentes opérations. Les connexions doivent être compatibles avec celles du raccord de la tête de production ainsi qu’avec celles du sas wireline. Le BOP doit être équipé avec une vanne d’équilibrage pour permettre d’égaliser les pressions avant d’ouvrir les mâchoires du BOP.

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11.4 OUTIL DE LA GARNITURE WIRELINE « WIRELINE TOOLS »  Attache du câble « Rope Socket »  Tige « Stem »  Coulisse de battage « Jars »  Joint à Rotule « Knuckle Joint »  Outil de descente et de remontée « Running / Pulling Tools » La garniture « wireline » est définie comme étant l’ensemble des équipements connectés avec le câble lisse de l’unité « wireline » qui seront descendus à l’intérieur de la colonne de production pour descendre, opérer ou remonter des équipements de fond avec les outils appropriés qui fourniront le poids ainsi qu’une force d’impact nécessaire pour exécuter le travail souhaité qui peut se faire alors que le puits est sous pression d’huile ou de gaz.

11.4.1 Attache du câble – « Rope Socket »

« Disc-type Rope Socket » Il est conçu pour connecter un câble lisse (Compris entre 0.082, 0.092 et 0.102 in.)

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« Wedge-type Rope Socket » il est conçu pour connecter un câble lisse (Compris entre 0.102, 0.105 et 0.108 in.)

« Standed-line Rope Socket » Il est conçu pour connecter un câble tressé L’attache du câble « Rope Socket » est définie comme la partie supérieure de la garniture « wireline » connectée avec le câble de l’unité « wireline ». L’utilisation de l’attache du câble de type « disc-type » est préconisée pour des opérations de faible importance.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 185 of 212 Pour les opérations plus importantes un câble de 0.125 ‘’de diamètre extérieur est préconisé, avec une attache de type sans nœud « No-knot type » pouvant être utilisé avec de l’H2S.

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11.4.2 Tiges – « Stem »

TIGES

TIGES PLEINES

TIGES A ROULETTES

Les tiges sont définies comme étant des barres utilisées pour ajouter du poids sur la garniture « wireline ». Elles doivent être installées juste en dessous de l’attache du câble, pour fournir le poids nécessaire permettant de descendre les outils dans le puits, et pour fournir un impact suffisant lors des opérations de battage avec la coulisse. Les longueurs standards des tiges « wireline » sont de 1 ft, 2 ft, 3 ft et de 5 ft de longueur. Les tiges « wireline » sont obtenues en usinant une seule pièce d’acier forgé.

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L’utilisation de tiges pleines est préconisée de façon à obtenir une garniture plus lourde et plus courte. Les opérations dans des puits fortement déviés peuvent être effectuées en utilisant des tiges fournies avec des roulettes. La réduction de friction de la garniture « wireline » est fonction du nombre de roues et de leur taille. Les roues devront être fabriquées avec un matériel compatible avec celui du tubing. 11.4.3 Coulisse de battage – « Jar » Positionnée en dessous de l’attache de câble et des tiges de la garniture « wireline » elles permettent d’installer ou de récupérer des équipements de fond en actionnant la coulisse de battage vers le haut ou vers le bas. Les coulisses de battage peuvent être :  Mécaniques (link-jar, Tobolar Jar)  Hydrauliques

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Amplitude du coup

Coulisse à maillons

Coulisse tubulaire

Coulisse Hydraulique

« Link Jar »

« Tobolar Jar »

« Hydraulic Jar »

Coulisse mécanique de type « Link Jar » Elle est placée au milieu des tiges de la garniture « wireline ». Elle est de type mécanique et facilite l’installation ou la récupération des équipements de fond en actionnant la coulisse de battage vers le haut ou vers le bas. Le poids des tiges peut être utilisé pour actionner la coulisse vers le haut

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 189 of 212 en tirant rapidement sur le câble de façon à ouvrir la coulisse de battage en créant ainsi un impact vers le haut.

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Pour actionner la coulisse vers le bas, le câble devra être remonté doucement de façon à ouvrir la coulisse, puis sera relâché de façon à permettre aux tiges de descendre rapidement afin de fermer la coulisse de battage produisant ainsi un impact vers le bas. En actionnant la coulisse vers le haut l’impact peut être plus ou moins important suivant la vitesse à laquelle les tiges seront remontées alors que le battage vers le bas dépendra uniquement du poids des tiges situées au dessus de la coulisse de battage. Nous ne pourrons pas utiliser le câble pour pousser les tiges vers le bas. Les coulisses de battage de type « link jar » sont disponibles en deux versions avec des « longueurs de course » de 20’’ et 30’’. La coulisse avec une course de 20’’ est la plus utilisée parce qu’il semble qu’elle soit plus solide. Les coulisses de type « tubular » sont le plus souvent utilisées quand les conditions ou les opérations du puits sont difficiles.

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Coulisse hydraulique « Hydraulic Jar »

Coulisse hydraulique « Hydraulic Jar »

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La coulisse hydraulique est un outil capable d’effectuer une action de battage uniquement vers le haut. La force du coup est liée à

la traction appliquée sur la garniture

« wireline » au moment où la coulisse se libère. Le temps d’impact dépend des caractéristiques de l’huile contenue dans la coulisse de battage qui est sélectionnée suivant la température du puits. Il est conseiller d’utiliser une huile avec une viscosité telle que la détente puisse se faire 15 à 20 secondes après que la traction soit appliquée. Le diamètre extérieur d’une coulisse hydraulique doit être le même que celui de l’attache du câble et des tiges. La coulisse hydraulique doit être connectée juste au dessus de la coulisse de type « link jar ». L’utilisation d’une coulisse hydraulique n’est pas recommandée dans les puits contenant du gaz. Une fuite sur la partie hydraulique peut produire un phénomène de « gazification » avec l’huile hydraulique, perdant ainsi les performances de la coulisse.

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11.4.4 Sélection des outils 11.4.4.1 Calibre du tubing- « Tubing Gauging » Les outils de calibrage sont conçus pour vérifier le diamètre intérieur d’un équipement. Cette opération peut être effectuée sur une garniture de forage ou sur une colonne de production, que se soit à terre ou sur des plateformes en mer. Cette opération de calibrage peut être effectuée pendant des opérations de « workover », alors que le puits est toujours en production.

Calibre pour tubing Description Le « gauge cutter » est utilisé pour :  Calibrer les tubings  Localiser des raccords ou des équipements de fond

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 194 of 212  Enlever la paraffine ou toute autre dépôt sur les parois du tubing

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11.4.4.2 Bloc d’empreinte - « impression block »

Bloc d’empreinte Il est utilisé pour établir une empreinte de façon à définir la forme, la position et la taille d’un équipement à remonter en surface

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11.4.4.3 Outil de curage - « Sand Bailer » Il est utilisé pour :  Enlever le sable, la boue, le sel, ou tout autre débris dans les tubings  Nettoyer la partie supérieure d’un équipement à remonter  Prélever des échantillons

Outil de curage

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11.4.4.4 Outil de commande standard « Shifting Tool » Cet outil permet de déplacer le manchon coulissant de la vanne de circulation de fond d’une colonne de production en position fermée ou ouverte.

Outil de commande « Shifting tool » 11.4.4.5 Outil de repêchage Ces outils permettent de remonter des équipements de fond tels que des bouchons obturateurs, vannes etc, après avoir actionné la coulisse de battage vers le bas ou vers le haut. Leur sélection se fera en fonction de la forme, la hauteur, la taille de l’équipement à remonter et du type de travail à effectuer.

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Outil de repêchage de type R - « R pulling Tool » Cet outil de repêchage s’engage par l’extérieur et se détache en actionnant la coulisse de battage vers le haut. Suivant la longueur du tube et la longueur des crochets il peut être de type R, B, S OU J.

Outil de repêchage de type B - « B pulling Tool » L’outil de repêchage de type B s’engage lui aussi par l’extérieur et se détache en actionnant la coulisse de battage vers le haut. Il est le plus souvent utilisé dans les puits où les conditions sont rendues difficiles par un dépôt de débris se trouvant au dessus de l’équipement à repêcher ou si l’équipement de fond n’est pas placé correctement. Cet outil est utilisé

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 199 of 212 également lorsqu’un repêchage n’a pas pu être réalisé avec un outil de type R.

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Outil de repêchage de type GS/ GR – « GS/GR pulling tool » Les outils de repêchage de type G s’engagent par l’intérieur. Le type GR s’engage donc par l’intérieur et se détache en actionnant la coulisse de battage vers le haut alors que le type GS s’engage lui aussi par l’intérieur mais se détache en actionnant la coulisse de battage vers le bas.

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12.0 UNITE DE COILED TUBING

Cette unité peut être utilisée à l’intérieur de la colonne de production pour les opérations suivantes :  Pour le nettoyage de bouchon de sable ou de paraffine.  Pour le démarrage du puits en production  Pour stimuler la formation (acidification)  Pour des opérations de cimentation  Pour des opérations de forage ou de fraisage  Pour tuer le puits (pompage de la boue lourde)  Pour perforer des nouvelles zones de production  Pour poser des bouchons obturateurs gonflables « inflatable bridge plugs – IBP

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 203 of 212 Unité de « Coiled Tubing »

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Le groupe moteur comprend un moteur diesel qui alimente une double pompe hydraulique. Une partie de la pompe hydraulique fait fonctionner les moteurs de la tête de l’injecteur pendant que l’autre est utilisée pour faire tourner le touret. Le contrôle des opérations du touret et de l’injecteur s’effectue à l’aide de vannes régulant indépendamment la pression hydraulique. Cette unité contient également des accumulateurs d’huile hydraulique pressurisés par de l’azote pour faire fonctionner le BOP.

12.1 TOURET DE « COILED TUBING »

Touret de « Coiled Tubing » Le tubing est enroulé sur lui-même autour d’un touret de la même façon qu’un câble d’une unité de « wireline ». Le touret, maintenu sur un essieu, tourne par l’intermédiaire d’une chaîne reliant le moteur hydraulique au touret. Le système d’entraînement a deux fonctions. Lors de la descente du tubing dans le puits il agit comme un frein gardant le tubing serré sur le touret et garde en tension le tubing entre le touret et la tête de l’injecteur.

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 205 of 212 Lors de la remontée le touret tourne dans l’autre sens en enroulant le tubing en même temps qu’il sort du puits par la tête de l’injecteur. La tête de l’injecteur étant l’équipement servant à introduire et à remonter le « coiled tubing » à l’intérieur et en dehors du trou. Le touret a uniquement besoin d’exercer une petite tension sur le « coiled tubing » pour le garder enroulé. Le bout intérieur du « coiled tubing » sur le touret est connecté au moyeu par l’intermédiaire d’un raccord tournant étanche. Les fluides peuvent donc être pompés sous pression à partir des lignes de surface en passant par le raccord tournant, puis vers le « coiled tubing » lors de la rotation du touret.

Tête de l’injecteur

La tête de l’injecteur introduit, remonte ou garde immobile le « coiled tubing » dans le puits. La tête de l’injecteur fonctionne en serrant le tubing entre deux blocs constitués de deux doubles chaînes. Les chaînes sont guidées par une série de rouleaux sur lesquels une traction hydraulique est exercée de façon à appliquer une pression suffisante sur le tubing afin d’éviter tout dérapage. Les

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 206 of 212 chaînes et leur système d’entraînement sont montés sur une même armature. Au dessus de la tête de l’injecteur se trouve un guide constitué de rouleaux généralement appelés « gooseneck » qui supportent le « coiled tubing » lors de son déplacement d’un axe vertical de la tête de puits vers un axe horizontal du touret et inversement.

12.2 PRESSE ETOUPE «STUFFING BOX OU STRIPPER »

Piston hydraulique

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12.3 BLOC OBTURATEUR DE PRESSION - BOP « COILED TUBING »

Le BOP fait partie des équipements standard d’une unité de « coiled tubing ». Il doit être utilisé qu’en situation d’urgence. Cependant un test de fonctionnement et un test sous pression seront effectués sur chacune des fonctions après chaque assemblage. Le BOP doit avoir des mâchoires obturantes qui fermeront le puits lorsque le « coiled tubing » sera hors du trou. Les mâchoires cisaillantes couperont le « coiled tubing » si nécessaire dans le cas d’une situation d’urgence. Les mâchoires pour tubings assureront l’étanchéité de l’espace annulaire autour du « coiled tubing ».

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12.4 CONNECTEURS TYPIQUES POUR « COILED TUBING »

Connecteur « Roll-On »

Connecteur « Multislip »

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Connecteur « Single Slip »

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12.5 CLAPETS DE RETENU POUR « COILED TUBING »

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12.6 APPLICATION D’OPERATIONS « COILED TUBING » Forage d’un bouchon à l’aide d’une turbine

Forage à l’aide d’un élargisseur Undereamer

Coiled tubing Stabilisateur

Turbine Trépan en diamant

Coiled tubing

Stabilisateur Turbine UNDEREAMER

Dépôt de ciment

Undereamer Trépan en diamant Dépôt de ciment

La colonne de production peut se boucher suite à des émulsions ou suite à la formation de dépôts ou de débris. Le « coiled tubing » peut alors être descendu jusqu’au point critique et différents types de fluides peuvent être circulés afin de remonter les débris en surface. Dans le cas où les dépôts seraient trop durs pour être enlevés en circulation, une turbine de forage peut être utilisée pour forer ainsi différents types de bouchons. Suivant le type de débris et le type de

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OPERATIONS DE PUITS Rev. 00– 21/10/ 2004 Page 212 of 212 formation de l’azote, de la mousse ou différents types de liquides peuvent être pompés pour nettoyer le puits.

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