Work Over

ACTITE AMONT DIVISION PRODUCTION D/R RHOURD NOSS DIV. ENG&PRODUCTION SERVICE PUITS SECTION WORK OVER

SOMMAIRE

PREAMBULE Introduction Recommandations conclusions 1ère ETAPE Préparation puits introduction neutralisation puits démontage installations de surface aménagement piste et plate forme Réception appareil et plate forme Réception appareil Réception plate forme 2ème ETAPE Montage appareil

3ème ETAPE 1ère PHASE

Montage et test de équipements de sécurité Montage test Remontée tubing Déséquipé puits 2ème PHASE

1er BUT

Complétion et descente liner Complétion liner Réparation tubage Internal csg patch External csg patch 2ème BUT

Stimulation et squeeze Side track ANEXXES Schémas des test équipement de sécurité Contrôle d’éruption Instrumentation Définition Inspection équipement Type de poisson Coincement par collage Dévissage Outils Canevas réception plate forme et hydraulique Canevas réception appareil work over

PREAMBULE

LE WORK OVER EST LA REPRISE D’UN PUITS AVEC DES MOYENS LOURDS. LA REPRISE D’UN PUITS C’EST COMME TRAVAILLER DANS UN CHAMPS DE MINE. UNE MAUVAISE MANIPULATION D’UNE MINE PEUT FAIRE PERDRE LE CHAMPS ET LES GENS QUI Y TRAVAILLENT. IL FAUT TOUJOURS PENSER A CETTE IMPACT. DANS CE CONTEXTE, NOUS LA DIVISION E/P DE RHOURD NOUSS, AVONS PENSE A FAIRE CE MANUEL AVEC L’IDEE D’ESSAYER L’ELOBORATION DES PROCEDURES DE TRAVAIL .

INTRODUCTION Une reprise en work over consiste à résoudre des problèmes survenus sur un puits soit au niveau des formations ( colmatage, production d’effluents non désirés, ) soit au niveau du profil du puits lui même (corrosion des tubages ou tubings présence des pressions au niveau des annulaires ). On peut aussi enrichir les données du gisement et éventuellement avoir des programmes de développement à l’aide des résultas des tests. Elle rentre dans la famille des opérations de la maintenance des puits comme wire line, snubbing et coild tubing. Cette intervention est le dernier recours de maintenance à choisir, car elle demande l’arrêt prolongé du puits et des moyens considérables pour la préparation du puits et l’intervention elle même. Afin d’avoir de bons résultats et minimiser ses risques il faut essayer de travailler minutieusement sur des procédures bien préparées.

Le work over a en général beaucoup de procédures car cette intervention dépend du but de l’opération, de l’état du puits et son entourage et la nature et du puits et sa complétion. Donc on peut les diviser 03 étapes qui sont : 1ère ETAPE La préparation du work over. Elle se divise en 02 opérations : Préparation du puits Réception appareil et plate forme 2ème ETAPE c’est le montage de l’appareil work over Cette procédure est faite par le contracteur et elle doit être connue par le work over. 3ème ETAPE L’intervention direct sur puits. Elle se divise en deux phase : 1ère PHASE

Dans cette phase toutes les procédures sont destinées pour tous les puits quelque soit leur nature ou le but du work over. Elle comprend : Procédures neutralisation du puits Procédures montage équipement de sécurité et test . Procédures remontée tubing Procédures déséquipement puits 2ème PHASE C’EST LA PHASE LA PLUS IMPORTANTE. IL FAUT QUE LE CHOIX DU PROGRAMME SOIT FAIT MINUTIEUSEMENT EN ETUDIANT BIEN TOUS LES DONNEES DE LA FORMATION. ELLE CONFIRME LES DONNEES DU PUITS POUR LA SUITE DU PROGRAMME. Dans cette phase on peut avoir des procédures selon le but du work over qui se divisent on 02 catégories tel que : 1. BUT POUR REPARATION SUR PROFIL DU PUITS Procédures complétion et liner Procédures pour réparation tubages 2. BUT POUR REPARATION PROBLEME SUR FORMATION Procédure de stimulation et squeeze Procédure side track

RECOMMANDATIONS Vue l’ampleur du risque d’accident et d’incident qu’on a ressenti , nous , la section WORK OVER, demandons à ce que tout intervenant et assistant dans cette opération soit formé :

pour le matériel et les équipements de travail ,par la documentation fournie par les fournisseurs et société de service et essayer d’assister dans n’importe quel séminaire ou forum sur tous les opérations des puits. Pour la sécurité , par les expert dans le domaine QSSE.

CONCLUSIONS Ce manuel du work over a été réalisé par la section en collaboration avec le service puits et la division E/P et l’aide des autres régions et compagnies de service en essayant de tenir compte de tous les problèmes qui peuvent nous surprendre. Il a été inspiré par l’expérience de la section qui a vécue des moments difficiles dans sa compagne à ROURD NOUSS et d’autre moyens tels que : Procédures générales de tous les structures work over de toute les régions Catalogues en brochures et C.D de quelques société de service Procédures générales de quelques sociétés partenaires. Nous, la division E/P, on tient à remercier tous les gens des organismes cités et on leur demande de voir s’il y a d’autre moyens pour enrichir ces procédures afin d’essayer : D’éviter le maximum d’accident et d’incident Minimiser le temps, le coût de l’opération work over Préserver l’environnement Augmenter la vie du puits et les gisements.

EN DEDUCTION DE TOUT ÇA, POUR AVOIR UNE BONNE REUSSITE DE TOUTES CES OPERATIONS , IL FAUT AVOIR POUR TOUT INTERVENANT DES QUALITES DE SERVISE , DE LA SANTE ET DE LA SECURITE. LA QUALITE DE SERVICE VIENT DE LA FORMATION, LA DSCIPLINE, LA PONCTUALITE ET L’ENVRONNEMENT DU TRAVAIL. LA SANTE VIENT DE LA SENSIBILITE LA SECURITE ET L’ENVIRENNEMENT DE TRAVAIL. LA SECURITE VIENT DE LA DISCIPLINE, LA SENCIBILITE ET L’ENVIRONNEMENTDU TRAVAIL

DONC :

REUSSITE=QUALITE DE SERVICE + SANTE + SECURITE + ENVIRENNEMENT

Q S S E

PREPARATION DU PUITS

INTRODUCTION C’est un ensemble d’opérations préliminaires sur le puits candidat au work over pour que cette intervention se déroule dans de bonnes conditions. Elle est programmée en collaboration entre les services intervention puits et technique production et suivie par le superviseur work over. Elle se réalise avec le concour du service puits et le génie civil Elle se divise en 03 phases : Neutralisation du puits (service puits) Démontage installation de surface (service puits) Aménagement accès et plate forme plus entourage -cave, bourbier et rigoles (génie civil)

1. NEUTRALISATION PUITS

INTRODUCTION On entend par neutralisation c’est l’arrêt du débit du puits par une pression d’une colonne hydrostatique d’un effluent (boue)qui dépasse celle du gisement. Ph = Pg + S Ph.= hd/10 h hauteur de la colonne hydrostatique (de la côte gisement jusqu’en surface) d densité de l’effluent de la colonne Ph pression de la colonne On peut faire sortir de ces 02 formule la densité de la boue de neutralisation: d = (Phx10)/h Le choix du type de boue dépend des caractéristique de la formation de chaque gisement. Le volume de la boue se calcule en fonction du schéma du puits.(le volume préparé du puits est en général 1.5 à 2 fois le volume du puits pour essayer de terminer la neutralisation en un seul temps afin d’éviter le déphasage de la boue). La neutralisation ne se fait qu’après fermeture et isolement du puits , contrôle des annulaires et éventuelles purges .

On peut la réaliser après montage appareil pour diminuer le temps de fermeture du puits (diminution coût global de l’opération) si les conditions le permettent) En général il existe 03 méthodes de neutralisation du puits : Neutralisation par circulation Neutralisation par squeeze Neutralisation par remplissage (dernier recours) La neutralisation par circulation peut se faire quand il y a communication le plus bas possible entre le tubing et l’espace annulaire à travers les éléments de circulation ( side pocket vanne de circulation ). La neutralisation par squeeze peut se faire quand on constate q’on ne peut pas réaliser la première méthode et les caractéristique du gisement le permettrent (il faut que la pression de squeeze n’atteint pas la pression de fracturation et le volume doit être bien calculé pour ne pas colmater la formation). La neutralisation par remplissage peut se quand on constate q’on ne peut pas réaliser les 02 autres méthodes, elle consiste à remplir le puits avec de la boue après isolement totale de gisement. Pour ces trois méthodes il faut avoir un petit cartier de boue qui se compose : Bacs de stockage de la boue (en général 02) Unité de pompage Citerne de ravitaillement en boue Bac à eau pour sécurité et nettoyage en fin d’opération Si on n’ arrive pas à utiliser ces méthodes de neutralisation, il existe d’autres qui demandent du temps et d’autre équipements(coild tubing snubbing ) Il existe deux autres méthodes qui sont utilisées dans les contrôle d’éruption Driller method (voir annexe) Weight and waight mud (voir annexe) l’opération de neutralisation commence toujours par la préparation de la boue pour n’importe quelles méthodes de ces les méthodes

PREPARATION BOUE Elle se fait selon la procédure d’un tiers exigée par le superviseur et les représentants du contractant et contrôlée par la sécurité Le type et les caractéristiques de la boue dépendent de la pression et les caractéristiques physicochimique du réservoir.

IL FAUT TRAVAILLER AVEC UNE BOUE BIEN CHOISIE AFIN DE NE PAS DETERIORER LE RESERVOIRE ET D’EVITER DES INCIDENTS OU/ET ACCIDENTS TRES GRAVES Si les moyens le permettent, on peut fabriquer la boue sur site avec l’aide d’un superviseur de boue. Mais de préférable, il vaudrait mieux amener la boue de la centrale qui est bien équipée (avec une densité faible pour la baryter sur place) Le volume nécessaire est en général 2.5 fois du le volume du puits en général mais le superviseur peut augmenter ce volume s’il jugent qu’il est nécessaire boue.

Il faut pas oublier d’avoir un stock de produits à boue sur place pour fabrication de complément de Un stock minimal de baryte est recommandé sur place (environ 100t) afin de pouvoir intervenir en cas de venue (risques à prendre toujours en considération).

2. DEMONTAGE INSTALLATION DE SURFACE C’est la libération du puits pour avoir un maximum de surface aux alentours requis pour le montage de l’appareil work over et avoir une sécurité maximale au cours de l’opération. Ce démontage commence par les vannes latérales jusqu’à la vanne dite départ qui se trouve en général à l’extérieur de la zone de sécurité La zone de sécurité doit dépasser la surface de masse de l’appareil du work over. Dans cette opération il faut essayer d’éloigner tout risque de danger pendant l’opération du work over donc isoler le puits des manifolds et des centres de traitement en purgent les ligne et mettant des moyens d’isolement (brides pleines, queue de poile)

3. AMENAGEMENT PISTE D’ACCES ET PLATE FORME C’est la préparation pour l’acheminement de l’appareil, le montage, le ravitaillement et le stockage des produits à boue et d’autres interventions en cours de l’opération. Elle se fait selon le plan type de plate forme et accès de chaque appareil de work over. IL NE FAUT PAS OUBLIER LE PLAN D’EVACUATION

REMARQUE :

Au cours de cette préparation il ne faut pas oublier le ravitaillement en eau pour le chantier pour diverses utilisation et surtout pour la sécurité.

RECEPTION APPAREIL + PLATE FORME

1. RECEPTION APPAREIL Cette phase consiste à contrôler tous les organes de l’appareil de work over : soit mécanique soit hydraulique soit électrique sans oublier le côté sécurité et personnel (compétence et vigilance). Pour la première amenée de l’appareil, cette réception peut se faire dans les ateliers du contractant. D’autre se feront après chaque fin de work over pour des réserves constatées pendant l’opération et aussi après le montage de l’appareil pour contrôler les réserves levées. Chaque petit détail a son importance pour la réussite de la reprise du puits. Des canevas pour cette opération ont été préparés (voir annexe). Un PV de réception doit être fait et signé avec les représentants du contracteur et la sécurité pour accepter ou lever des réserves. Des canevas pour ces opérations ont été préparés (voir annexe).

2. RECEPTION PLATE –FORME Elle commence juste après la préparation du puits Elle se fait avec le représentant du contractant, le génie civil, la sécurité ; est serait sanctionnée par un PV. (voir annexes) C’est elle qui donne le top amenée et montage de l’appareil. Des canevas pour ces opérations ont été préparés (voir annexe).

MONTAGE APPAREIL WORK OVER

C’est le montage de l’appareil et ses accessoires sur et aux alentours du puits. Elle dépend du plan type de l’appareil à utilisé. Elle est faite par le contracteur ,exigée et contrôlée par le représentant et la sécurité du maître d’œuvre au moment de la première réception et surtout connue par le superviseur

ELLE SE FAIT APRES LA NEUTRALISATION TOTALE DU PUIT PRESSION TETE = 0

MONTAGE ET TEST EQUIPEMENTS DE SECURITE

C’est le montage et le test de la tête de puits WORK OVER (BOP) et les installations des équipements se trouvant entre les bacs à boue et la fin de la torche d’évacuation.

C’EST LA PLUS IMPORTANTE ET QUI NESSECITE UNE ATTENTION TRES IMPORTANTE ET LA RAPIDITE D’EXECUTON. C’EST LE VOLET SECURITE. IL FAUT ESSAYER DE DIVISER LES TACHES POUR TOUT LE PERSONNEL OPERANT SUR CITE. Elle se fait après la fabrication du volume de boue requis et une bonne circulation.

MONTAGE même -

Contrôle des sorties du spool et csg head et purgé Mise en place du sas de la TWO CHECK VALVE appropriée à l’olive de la tête de

puits lui

Mise en place TWO CHECK VALVE Purgé au dessus de la TWO CHECK VALVE pour confirmer qu’il n’y a pas de pression Démontage au niveau de l’adapteur au dessus de la tubing head Bien nettoyé et contrôlé la gorge du joint tore de la tubing head Montage et blocage de l’ensemble des BOP avec compilation des adapteurs et testing flanges Montage lignes kill et chock line avec les vannes hydrauliques et mécaniques Branchement kill line sur manifolds duses Branchement chock ligne sur manifold plancher et lignes de pompage et purge Mise en place goulotte pour retour de boue dans les bacs Raccordement des liges de commandes des fermetures et ouvertures des BOP

TEST C’est la mise sous pression de tous les équipements des éléments de sécurité sans oublier la torche d’évacuation La pression est en fonction de la série des éléments (voir annexe)

REMONTEE TUBING

Cette opération dépend du schéma de la complétion du puits (tubing suspendu ou ancré) et mode d’ancrage C’est :

Remontée du ou des tubings Fraisage et repêchage équipements de fonds (packers et accessoires)

REMONTEE TUBING Si les conditions le permettent : Pour tubing suspendu, c’est décollage olive de son siège et remontée tubing Pour tubing ancré, c’est en fonction du mode et éléments d’ancrage (selon fournisseur d’équipements de complétion) 1. ANCRAGE AVEC LOCATOR Décollage olive Dégagé locator du packer par une traction qui ne dépasse pas la limite élastique du tubing Remontée tubing en vérifiant tous les joints et leur nombre. 2. ANCRAGE AVEC ANCHOR SEAL OU RATCH LATCH (COMPRESSION) Décollage olive Dégagé la colonne avec le poids de la compression majoré de 02 à 05 tonnes (on peut y aller jusqu’à presque la limite élastique dans les conditions sévères) Dévissé l’anchor ou le ratch latch en tournant la table de rotation à droite (une moyenne de 10 à 15 tours tout dépend du constructeur) Remontée tubing en vérifiant tous les joints et leur nombre 3. ANCRAGE AVEC ANCHOR SEAL OU RATCH LATCH (TRACTION) Il faut suspendre les BOP Dégagé l’olive de son siège et posé tubing sur tubing head avec cales appropriées Dévissé olive et vissé un joint de tubing Remontée BOP et si possible test Dévissé l’anchor ou le ratch latch ave le poids total du tubing majoré de 02 à 05 tonnes en tournant 12 à 15 fois à gauche Remontée tubing en vérifiant tous les joints et leur nombre. 4. ANCRAGE AVEC OVERSHOT SEAL En principe c’est le mode d’ancrage en traction C’est le même procédés que le précédent sauf que pour le désancrage il faut : Reposer sur packer entre 03 à 05 tonnes

Exercer une torsion d’un tour à droite Dégager tout en maintenant la torsion Si non essayer à tirer au maximum pour casser les ergots du pacher (+10 à +15tonnes) Si les conditions ne le permettent pas, il y a d’autres méthodes en l’occurrence : Dévissage mécanique Dévisage électrique BACK OFF Coupe électrique ou chimique L’une de ces opérations consiste à couper ou dévisser le tubing le plus bas possible. (VOIR ANNEXE INSTRUMENTATION)

DESEQUIPE PUITS

Cette opération dépend du type d’équipements et les conditions laissée après la remontée du tubing. On a 04 choix : 1. Fraisage et repêchage avec packer milling tool (si on remonte la totalité du tubing) 2. Surforage packer et repêchage avec outil approprié(prise interne ou externe) 3. fraisage la totalité du packer (si on voit qu’on ne peut pas réaliser les 02 premiers choix)et repêchage le reste 4. fraisage de la totalité de l’équipement(c’est le dernier recours) 1. FRAISAGE ET REPECHAGE AVEC PACKER MILLING TOOL Le milling tool se constitue de : un raccord supérieur une fraise couronne pour fraiser le packer une extension vissée dans le raccord supérieur avec catch sleeve. Dans ce choix, il faut que la tête du packer soit libre et bien connaître la conception de ce dernier surtout le diamètre intérieur et extérieur et sa longueur pour le choix du milling tool (diamètre de la couronne, langueur de l’extension et le diamètre de la sleeve) Cet outil doit être descndu avec panier à sédiment appelé basket et un train de battage constitué d’un safty joint (engagé dans l’extension de la sleeve) + coulisse + bumper sub. OPERATION Assemblage et descente milling tool choisi avec panier juste au dessus du milling tool avec le reste du train de battage (coulisse et bumper sub) Essayé d’engager la sleeve dans le packer tout en oubliant pas d’ajuster la colonne de tiges pour avoir le bushing de la table à sa place et avoir une distance requise de la tige d’entraînement pour travailler dans des conditions normales (minimum en gagé 03m et maximum 09m) Une fois engagé, dégagé pour contrôlé si la sleeve et en position de prise. Faire une circulation et posé 02T Faire un repère sur la tige d’entraînement et dégagé. Entamé la rotation à une vitesse maximale (environ 150trs/min) et redescente très lentement jusqu’au repère de la tige d’entraînement (+/-15mn) pour rodage de la fraise couronne. A ce point on est alors à 02t posé sur le packer donc le fraisage est entamé Surveillé attentivement l’avancement et le torque tout en maintenant le poids et si nécessaire on peut augmenter jusqu'à 04T On reste sur cette position et essayé de ne pas dégagé jusqu’à constatation de retour du caoutchouc de la garniture du packer si non jusqu’à ce que le packer soit libre vers le bas Une fois le fraisage fini, dégagé la tige d’entraînement de la table et finir un cycle complet de circulation tout en observation pour ne pas être pris de temps par un bouchon de gaz piégé Redescente au plus bas possible (essais d’atteindre le fond ) et faire minimum 02 cycle de circulation Arrêté la circulation et faire une bonne observation.

C’EST A CE MOMENT LA QUE LE PUITS EST EN TOTAL SECURITE (PUITS PLEIN DE BOUE REQUISE POUR NE PAS AVOIR DE RETOUR OU DE PERTE DE BOUE NB : dans des conditions de travail très attentives et avec une boue qui a de caractéristique adéquat pour le fraisage (remontée cuttings), cette opération peut se dérouler en temps très cours (maximum 01h00). Mais c’est pas toujours qu’on arrive qu’on n’aurait pas de surprise surtout si le mondrel du packer n’est pas en une seule pièce (ancien model ou le coincement d’un morceau de ferraille) A ce moment on peut faire cette opération en deux temps ou même passé au 3ème 4ème choix. Pour connaître ces phénomènes on peut le constater avec le temps lent de fraisage sur un seul point et le torque : S’il y a un effet de roulement ,il y a cisaillement d’un élément du packer (il faut dégager la sleeve et remonter au jour après une bonne circulation (minimum 02 cycle) S’il y a un torque très important c’est le coincement d’un ou plusieurs morceaux de ferraille A ce moment il faut arrêter la rotation (attention au retour de la table de rotation , essayer de décoincer en manœuvrant la garniture on peut même travailler avers le train de battage. Si cette opération persiste, il faut libéré la sleeve ,faire une bonne circulation et remonter au jour. droite .

Pour libérer la sleeve il faut tirer avec une traction de 02 T et faire une rotation de 10 à 12 tours à

Si on arrive pas à se libérer, augmenter la traction à 04T et refaire la rotation de 12tours ,on libère le safty sleeve et la catch sleeve se rétracte et passe à travers le packers Dégagé et faire une bonne circulation et remontée au jour. Une fois le milling tool au jour faire réparation s’il y a lieu, et refaire les mêmes opérations que précédemment. Si non on passe au deuxième choix 2. SURFORAGE ET REPECHAGE PACKER ET EQUIPEMENT DE FONS Ce choix se fait en deux temps : 1. SURFORAGE PACKER C’est le fraisage entre le packer et le casing. Vue l’espace réduit, et afin de ne pas avoir de problèmes de coincement ou rupture d’outil, très conséquents, on risque de perdre le puits ou même d’avoir des venues incontrôlables, donc il faut bien choisir le matériel adéquat et travailler avec paramètres bien spécifiques et une boue avec de bonnes caractéristiques. OPERATION

Choix matériel en fonction du diamètres intérieur du casing et le type du packer Assemblage train de surforage (composé d’une couronne longue qui dépasse la longueur du packer, drive sub) avec train de battage (le même que le précédent) et descente Topé le packer, posé 01t, faire un repère et dégagé sur 01m environ Commencé la circulation et descente très lentement jusqu’au repère Resté avec circulation et rotation un certain moment pour observer le torque Suivre l’avancement tout en observant bien le torque jusqu’à libération du packer. NB : Au moment du surforage il faut toujours dégager de temps en temps pour ne pas avoir un risque de coincement Pendant cette opération on risque d’avoir le même phénomène qu’avec le milling tool. Ça serait la même procédure. 2. REPECHAGE C’est la remontée du reste du packer et équipement de fond avec un outil appelé de repêchage. Il existe repêchage avec outil à prise interne ou à prise externe. Prise externe : Overshot Cloche (pin tap) Prise interne : Releasing spear Taraud (taper tap) Le choix dépend du type des équipement et le meilleur outil, si les condition le permettent, sont le releasing spear ou l’overshot (diminution de risque de coincement) Dans tous les cas, ces outils de repêchage doivent être descendu avec un train de battage sans oublier le safty joint juste au dessus . OPERATIONS Assemblage en descente lentement outil de repêchage choisi (on risque de trouver le poisson à n’importe quel endroit Descente très lentement à partir de la côte du début du surforage jusqu’au top poisson laissé après le surforage

Circulation en moins un cycle tout en manœuvrant la garniture de forage Arrêté la manœuvre et circulé à faible débit tout en observant la pression de pompage Essayé de coiffer tout doucement le poisson Une fois coiffé, engagé l’outil de repêchage et dégagé Refaire l’opération une deuxième et une troisième fois afin de s’assurer que le poisson est au boue VUE LE POIDS MINIMAL DU POISSON SEULE LA PRESSION PEUT NOUS CONFIRMER SI LE POISSON EST PRIS OU PAS. Une fois le poisson est supposé être au boue, remontée doucement le tout au jour pour ne pas lâcher le poison, éviter de perdre un certain volume de boue et ne pas provoquer le pistonnage. Un fois au jour prendre toutes les précautions disponibles pour ne pas perdre le poison. Si le poison n’arrive pas en surface, faire les même opérations.

3. FRAISAGE DUPACKER ET REPËCHAGE C’est les mêmes opérations que les précédentes. Elles se font en deux temps On a le choix des fraises entre un milling tool sans sleeve, un pilote mill ou une fraise plate avec des lames bien robustes sur sa face d’attaque. Ces outils doivent être de préférable chargés avec des pastilles de carbure de tungstène et no des grains. Il faut avoir une boue de bonnes caractéristique, un pompage adéquat et des moyens de retour et des tamis bien appropriés (retour énormes de cuttings en forme de cheveux). Les opérations de repêchage sont les même que celles après le surforage. 4. FRAISAGE TOTALITE DU PACKER ET EQUIPEMENT DE FOND C’est le fraisage total du poisson avec les mêmes opérations et condition que le 3ème choix.

UNE FOIS LE PUITS EST LIBRE IL FAUT BIEN FAIRE UN NETTOYAGE AVEC UN OUTIL ET MINIMUM 02 BASKETS JUSQU’A NE PLUS AVOIR DE FERRAILLES

NB : Il ne faut oublier de confirmer les test de tous les tubages, casing head et casings spool du puits pour la suite des opérations tel qu’il soit le but du work over

!!! ON PEUT AVOIR DES SURPRISES !!!

COMPLETION ET DESCENTE LINER

C’est les dernières opérations après la réparation des problème selon le but du work over avant la préparation du puits pour l’exploitation. Elle peut se faire aussi juste après le forage. Elle commence par contrôle définitif du puits et mise en place fluide de complétion, ancrage et test packers, descente équipements avec tubing choisis, mise en place hanger et test, mise en place TWO CHECK VALVE et démontage BOP, montage et test arbre de noël et mise puits en sécurité pour démontage et replis appareil.

CONTROLE DEFINITIF DU PUITS C’est le contrôle définitif de l’état des tubages et annulaires (à ne pas oublier car on peut avoir des surprises de dernière minutes) MISE EPLACE FLUIDE DE COMPLETION C’est un fluide compatible avec la formation, et du 1er espace annulaire (étudié et préparé au préalable) afin d’essayer d’éviter des endommagement pendant l’exploitation du puits. ANCRAGE ET TEST PACKER le déroulement de cette intervention se fait en fonction du mode d’ancrage du packer. En général on a deux modes : 1 ancrage électrique 2 ancrage hydraulique

Les équipements d’un puits se composent en général par : Packer +extension (au moins un sabot et un siège no go) Elément de liaison entre le packer et le tubing et qui garantie l’étanchéité (overshot, anchor seal ou ratch latch) Siège au dessus du packer

IL FAUT TOUJOURS ESSAYER D’INTERCALLER CES EQUIPEMENT PAR UN TUBING ANCRAGE ELECTRIQUE

1. Ancrage packer Montage équipement wire line (travail au câble électrique) Contrôle et calibrage tubage tout en enregistrant les joint (CCL) Montage packer avec outil de pose avec système d’ancrage avec explosif (ou chimique) Descente très lentement jusqu’ à la côte d’ancrage Faire des enregistrement CCL et corrélé avec le premier enregistrement Positionné la garniture packer au niveau de la côte d’ancrage choisie Arrêté toutes manœuvres du câble pour éviter le balancement du train tout en faisant tous les contrôles et confirmation des corrélations Donné l’ordre du tir à l’ingénieur (on peut confirmer l’ancrage avec le balancement de l’aiguille du tensiomètre du treuil et mme des fois le câble au dessus du wolk way Remonté le train de pose et démontage installation wire line. 2. Contrôle position et test du packer Assemblage et descente lentement élément outil d’ancrage avec garniture de forage (overshot pour ancrage interne, Anchor seal ou ratch latch pour ancrage extérieur) Topé packer et contrôlé la côte (confirmation côte choisie) Ancrage : A . Interne - en engagé le nec du packer dans l’overshot - tourné un tour à droite et tiré (confirmation d’ancrage) - test en traction et en compression à 10 tonnes - test en pression dans l’annulaire tiges de forage / casing (ne pas dépassé la pression d’éclatement du tubage - désancge en posant, et dégageant tout en tenant la garniture en torsion d’un tour à gauche Remontée en débloquant et stockant la garniture de forage sur la tour (tout en pensant à l’encombrement pendant la descente du tubing B . Externe - engagé l’anchor seal ou ratch latch dans le packer - test en compression et traction à environ 10tonnes - test en pression

- désancrage en tirant +02tonnes et tournant 12 à 14 tours à droite Remontée en débloquant et stockant la garniture de forage dans la tours PREPARATION TUBING Arrangement tubing sur les tréteaux Enlevé les protecteurs et bien les nettoyé Nettoyage, calibrage et mesure des tubing (bien porté les mesures sur un registre propre) Soufflé et contrôlé visuellement des filetage et remettre les protecteurs NB :

Le nettoyage du filetage se fera en premier avec du gas oil (pour les tubes en inox, choisir un solvant adéquat ex :glycol) Le nettoyage de l’intérieur du corps avec système de karcher ou wather blaster PREPARATION POUR DESCENTE EQUIPEMENTS AVEC TUBING C’est le montage et l’installation du matériel pour la descente de la complétion tel que : clés de serrage matériel pour test pour contrôle du blocage des connexions (JAM) matériel pour tester les connexion (HOLD ou AQUA TEST) matériel pour appliquer la quantité recommandée de la graisse sur les filetage matériel pour manutention des tubing pour ne pas l’endommager(PICK UP LAY DOWN MACHINE) et matériel de nettoyage et manutention du tubing tel que : grip élévateur cales colliers de manutention moyen de nettoyage des filetage Il faut aussi dégager le planché de tout matériel non utilisable. IL NE FAUT OUBLIER DE CONTROLER L’EXISTANCE DE L’EQUIPEMENT DE SECURITE AVEC LES CONNEXIONS DU MËME TYPE QUE CELLES DU TUBING POUR INTERVENIR EN DE MANIFESTATION DU PUITS. ASSEMBLAGE ET DESCENTE ELEMENT D’ANCRAGE AVEC TUBING Assemblage élément d’ancrage avec premier tubing avec application d’un volume de graisse recommandée sur les filetages bien nettoyés et soufflé Descente et posé sur cales Vissé siége nettoyé et graissé et bloqué au couple recommandé

Continué la descente avec reste du tubing lentement (nettoyé, graissé et bloqué au couple) Diminué la vitesse de descente à l’approche du packer Topé packer tout doucement et procédé au test de compression et traction et pression (même procédure que paragraphe 03) Ajusté tubing selon mode de complétion (traction ou compression) avec des tubings court dits PUP JOINT (en traçant des repères et faisant des calculs pour trouver la différences entre les derniers tubings et les pup joint disponibles) Vissé olive de suspension, bloqué au couple et posé sur tubing head Test l’étanchéité de l’olive en fermant sur le tube du manœuvre à la pression de service de la tubing head (flange supérieur)

La pose de l’olive se fait avec BOP en place si le mode de complétion est en point neutre ou en compression Mode traction : Après ajustage tubings, démontage et suspension BOP Descente tubings et ancrage Tiré le tubing à la traction demandée (normalement le dernier filetage serait au niveau du siège de la tubing head) Faite sortir le filetage et une partie du corps du dernier tubing et calé avec sleeps sur tubing head Vissé olive, bloqué au couple et posé sur tubing head Libéré tube de manœuvre et placé le tow check valve .

ATTENTION Pendant ces opération de pose olive, il faut travailler soigneusement pour éviter l’endommagement du matériel et les accidents et aussi le plus rapidement possible (travail à puits ouvert) DIVISION DES TACHES AVANT DEMONTAGE DES BOP TRAVAUX SUR TËTE DE PUITS

Démontage BOP Montage adapteur + 1ère vanne maîtresse et blocage Graissage adapteur (s’il y a lieu ) et test à la pression de service Montage reste de l’arbre de noël et test vanne par vanne à la pression de service OPERATIONS WIRE LINE C’est la confirmation du contrôle fonds, recalage sur les sièges et pose du plug sur le no go pour test tubing et mise du puits en sécurité pendant le démontage de l’appareil de work over. Installation matériel + unité wire line Descente avec calibre de diamètre un peu inférieur que le diamètre du passage du no go pour topé le fond Descente avec calibre un peu inférieur que l’intérieur du no go et supérieur au passage du no go pour se recaler sur le siège 1 (no go) Descente calibre égal au drift du tubing pour calibrage et recalage sur siège 2 Mise en place plug dans siège no go Test tubing à la pression requise Repêchage plug Test tous les espaces annulaires à la pression recommandée Remise en place plug pour démontage appareil work over. DES OPERATIONS DE CONTROLE DU DRIFT DU TUBING SE FERONT EN COURS DE LA DESCENTE DU TUBING POUR S4ASSURER QU4IL N’Y AVAIT PAS EU DE COLAPSE PENDANT LA MANIPULATION DE CELUI CI. NB : Le choix de l’équipement dépend de la nature de puits, de son potentiel et des composant de l’effluent. (confirmé avec des tests de formation avant la complétion dits DST) Avant d’entamer chaque complétion, il faut le puits sous un fluide de même caractéristiques que la boue, fait avec des produits non corrosifs pour les tubages.

On peut redémarrer le puits juste après tous les tests si les conditions le permettent(présence d’équipements de circulation ou avec le coild tubing monté sur l’appareil de work over. Mais pour travailler avec plus de sécurité il est préférable de faire le démarrage après le repli de l’appareil.

ANCRAGE HYDRAULIQUE C’est l’ancrage du packer de production en exerçant une pression dans le tubing juste après la descente de la complétion (mêmes procédures que pour la précédente), test des annulaires et de la tête de puits en mise du puits sous effluents de complétion Assemblage et descente tubing avec équipement de complétion (les mêmes que la précédente sauf que le packer est hydraulique) Positionné garnitures du packer au niveau de la côte d’ancrage choisie Vissé olive et posé sur tubing head Mise en place BPV + démontage BOP Montage et blocage adapteur + 1ère vanne maîtresse Test adapteur Suite montage reste arbre de noël et test vanne par vanne à la pression de service Ancrage plug dans le siège NO GO et gonflé le tubing progressivement jusqu’à la pression d’ancrage (3000 ou 6000 PSI selon le constructeur) et laissé un certain temps (environ 05 MN) Test tubing à la pression de service Purgé progressivent à 0 Repêchage plug et test 1er espace annulaire Remettre le plug en place pour le démontage appareil de work over.

NB : Il ne faut pas oublier d’observer l’annulaire avec manomètre (augmentation de la pression par l’effet de ballonning du tubing au moment de l’ancrage. Purgé l’annulaire juste après l’ancrage et le laissé ouvert pour observation (risque de présence de gaz piégé)

POUR INFORMATION : Le mode d’ancrage avec cet équipement est par traction. Il faut jouer sur le nombre des goupilles de cisaillement pour la traction voulue.

C’EST DECONSEILLE POUR LES PUITS QUI SERONT SUPPOSES PASSER POUR DES INTERVENTIONS A HAUTE PRESSION(STIMULATION, FRACTURATION)

DESCENTE LINER Préparation équipement et tube du liner (acheminement, mise en place tubes sur tréteaux, calibrage, nettoyage et mesure des longueurs et diamètres intérieurs et extérieurs ) Equipements du liner du bas en haut(standard) Sabot Tubes pleins (en général 02) Anneau Ensemble de tubes pleins (hauteur de la formation + sécurité dans le dernier tubage (dépend du derrière du dernier tubage et l’endroit de l’ancrage du liner packer sur une partie bien cimentée) Swivel pour la rotation de la tête du liner sans la totalité pendant l’ancrage et le dévissage du setting tool Liner packer pour la suspension du liner Liner packer pour l’étanchéité à la tête du liner Tout cet ensemble descend avec les tige de forage; maintenu par un setting tool. Comme un opération qui prend beaucoup de temps il faut toujours faire l’assemblage de la tête du liner au niveau des atelier avec le setting tool (vissage du liner hanger et packer avec couple requis et test et vissage du setting tool avec l’ensemble). DEROULEMENT DE L’OPERATION A. ASSEMBLAGE ET DESCENTE Faire un dernier contrôle du fond et circuler minimum 02 cycles afin d’homogénéiser la boue Faire un calibrage de toute la garniture des tiges

Assembler l’anneau sur un tube et commencer la descente du liner (à ne pas oublier le remplissage de préférable chaque 05 tubes) prendre le poids du martin decker (descente et remontée) Assemblage de la tête de liner et le setting tool avec l’ensemble du liner et continuer la descente avec remplissage toutes les 05 longueurs

DESCENTE LENTE , TABLE DE ROTATION BLOQUEE Une fois topé le fond : Dégager la cours du setting tool (normalement connue en surface)et prendre le poids en remontant et descendant. Dégager du fonds sur un mètre et prendre le poids en remontant et en descendant Se placer à 50cms du fond, reconvertir le sabot ou l’anneau (l’un des 02 et avec clapet non retour et de préférence l’anneau) et entamer la circulation à faible débit(minimum 02 cycles).

TOUS LES POIDS PRIS DANS CES DERNIERES OPERATIONS NOUS AIDENT ET CONFIRMENT L’ANCRAGE DU LINER HANGER ET LA LIBERATION DU SETTING TOOL Vue l’expérience vécue l’opération de cimentation se fait après l’ancrage et la libération du setting tool. B. ANCRAGE DU LINER HANGER Equipement hydraulique : Donner la pression d’ancrage requises par le constructeur et tester en manœuvrant vers le bas (si le poids diminue c’est positif si non refaire la même opération) POUR CE MATERIEL IL FAUT SEPARER LE LINER HANGER PAR UN OU DEUX TUBES (SELON LA LONGUEUR DES TAIL PIPE) Equipement mécanique Mise en place de la tête de liner au niveau du point d’ancrage(choisi au paravent) Faire une rotation à gauche tout en descendant pour libérer les J-slots et poser du poids dessus (06 à06 tonnes pour confirmation de l’ancrage) B. LIBERATION DU SETTING TOOL Une fois le liner hanger ancré faire une confirmation en ouvrant et fermant la cours du setting tool(perte du poids de la totalité du liner) Tourner la table de rotation à droite sur 12 à 14 tours (selon le type du setting tool) Dégager sur une hauteur et ne pas faire sortir les coins d’ancrage du liner packer. Mise en place tête de cimentation avec les bouchon Circulation et préparation de la cimentation. C. CIMENTATION

Le programme de la cimentation doit être préparé au niveau de la société de service avec des pilot test afin de déterminer la quantité des additifs et le temps de pompabilité et prise de laitier de ciment. Avant d’entamer cette opération, une réunion entre le superviseur , le chef de chantier et le superviseur de la société de service de cimentation pour faire l’étude finale du programme et désigner le rôle de chacun (surtout le recalcule des volumes). Préparation de l’eau de gâchage + les bouchons laveurs (nettoyer avant et après cimentation et séparer la boue du ciment). Arrêter la circulation Larguer le premier bouchon (pomp down plug ) Pompé le bouchon laveur suivi du laitier du ciment Larguer le deuxième bouchon (wipper plug ) Pomper bouchon de séparation et chasser avec la boue (observer bien le premier et le deuxième accout ) Purger et dévisser la tête de cimentation Dégager les coins d’ancrage du setting tool Ecraser la tête du liner en posant 4 à 5T Faire sortir le setting tool et circulation inverse jusqu’à retour complet du ciment. Remonter le setting tool bien le nettoyer et le préparer pour d’autres opérations. Attente la prise du ciment avant de toper et auster jusqu’à l’anneau.

Le superviseur doit être sur l’unité de pompage. C’est lui qui coordonne les opérations. Il doit noter tout le déroulement de l’opération, les volumes et les pressions.

REPARATIONS TUBAGES

Ce but est choisi après constatation et observation de l’exploitant l’augmentation brusque des pressions au niveau d’un ou des espaces annulaires. Elles se manifestent soit par l’effet de la corrosion ou les déboîtements des tubages et tubings. Elles peuvent aussi se manifestées dans les cas de la mauvaise cimentation. On peut remédier pour le 1er cas par : Réparation par internal casing patch (petites anomalies sur le 1er tubage et pression de pression faible derrière le tubage pour éviter le colapse du casing patch) Réparation par external casing patch (grandes anomalies ou déboîtement + existance d’anomalies sur le 2ème tubage) Et pour le 2ème cas : Essais de restaurer la cimentation par squeeze ou circulation à travers des perfos si les conditions le permettent si non on procède à la variante précédente(tubage non corrodé ou peu, sans anomalies) Pour déterminer le choix de l’une de ces variantes, il faut faire des opérations prélimaires pour détecter les anomalies toutes genres confondus et leurs ampleurs.

Ces opérations sont :

Test tubage avec packer Descendre un packer de test le plus bas possible Faire des tests sélectifs jusqu’à positionner le ou les tous au niveau des tubages (Si on arrive pas à passer avec le packer il faut confirmer le déboîtement avec emprunte).

OPERATIONS ELECTRIQUES C’est des enregistrements de logs dits de corrosion du sabot du dernier tubage jusqu’en surface, qui nous montrent l’état avancé de la corrosion et même de préalable détection des grandes anomalies. Elles peuvent nous donner un résultat de 03 tubage. Le seul problème c’est q’on n’aurait pas de bons résultats en surface suite au balancement de l’outil d’enregistrement (diminution du poids)

Pour ces opérations il faut bien connaître les caractéristiques des tubages.

REPARATION PAR INTERNAL CASING PATCH C’est un équipement qui fait adhérence sur le tubage Il est en fonction du diamètre intérieur de chaque tubage On peut l’utiliser même pour isoler les zones produisant des effluents indésirables Son inconvénient est qu’il ne supporte pas de grandes pressions de colapse et on aurai des rétrécissement rétrécissement du diamètre intérieur du tubage. Il faut bien savoir dans quelles conditions est le puits pour l’utiliser OPERATION Préparé le casing patch (selon la longueur voulue) et l’outil de pose et assemblage de l’ensemble Descente avec taper mill et travaillé la partie à couvrir avec casing patch Descente et calibrage avec un diamètre du drift du casing Assemblage l’ensemble outil de pose / casing patch avec train de forage et descente à la côte voulue (dépassé début et fin anomalie de 02M minimum) Montage équipement de pompage Mettre sous pression entre 900 et 1200 PSI pour actionner le setting tool Dégager avec une traction de 12 à 15 Ts pour terminer l’ancrage du casing patc L’outil se libère juste après la sortie du setting tool du casing patch Remontée au jour et attendre 24 heures environ et procédé au test du casing patch (éclatement avec packer de test et rétrécissement avec un calibre du plus grand diamètre . REPARATION PAR EXTERNAL CASING PATCH

COUPE ET REPECHAGE PARTIES ENDOMMAGEES Pour cette opération il faut commencer par les coupes des parties endommagées, repêchage et conditionnement des têtes de prise du casing patch. elle se fait dans de bonnes conditions quand il y a l’inexistance du ciment derrière les tubage et la décantation des solides(CBL – USIT). Elle se fait avec coupe tubage (casing cutter) et outil de repêchage (casing spear) Opérations Essais de décoller le tubage des sleeps de pose si non procédé à une coupe au dessous des sleeps et démontée la casing head Remontée les BOP et test Continué les coupes et le repêchage de toutes les parties endommagées par tronçon Faites les même opérations s’il y a des anomalies sur les autres tubages. CONDITIONNEMENT TETES DE PRISE C’est le nettoyage de la tête et derrière la dernière partie coupée. Opérations Assemblage et descente avec scraper et nettoyage parois du tubage Assemblage et descente couronne de surforage avec un ID égal au diamètre du tubage, rechargée au fond comme un dressing mill. Topé lentement la tête du tubage et engagé avec circulation et rotation la totalité de la couronne (ne pas dépassé 2T de poids et 80 tours de rotation et faites attention au torque, risque d’existance d’habillage du casing) Faites une très bonne circulation. Remontée au jour. Descente casing patch de test avec garniture de forage Topé lentement la tête de tubage Coiffé lentement le tubage jusqu’à engagement des garniture et des chiens du casing patch et test en traction et en pression intérieure tubage et espace annulaire (limite de la pression d’éclatement et d’écrasement)

Désancrage casing patch en tournant à droite avec une traction de 12 à 15T. Une fois libéré, remontée au jour. DESCENTE CASING PATCH 1. CASING PATCH CIMENTE Cette opération se fait quand la dernière coupe est réalisée juste au dessus du top du ciment derrière le tubage Elle se fait avec une DV juste au dessus du casing patch. Opérations La préparation de l’équipement , du tubage et le montage de l’équipement de manutention de serrage et test se font de la même façon que la complétion. Assemblage casing patch avec DV sur le premier joint Blocage l’ensemble et procédé au test à l’hélium ou l’aqua test Suite descente le train de tubage lentement avec remplissage tous les 05 joint Topé tête de tubage et faite ajustage pour éviter le manchon au niveau des sleeps. Coiffé tubage et test en compression et traction et en pression Mettre le tubage en traction à environ 10t (en fonction de la partie descendu Montage tête de circulation, largué bombe pour ouvrir la DV Circulation tout le temps de la préparation du laitier du ciment Démontage tête de circulation et montage tête + ligne de cimentation( sans oublier le bouchon de fermeture de la DV) Test ensemble à une pression excédent la pression maximale en cours de cimentation Pompage un bouchon leveur suivi du volume nécessaire et calculé du laitier du ciment Largué bouchon de fermeture de la DV et chassé avec bouchon de séparation suivi du volume de boue calculé (volume intérieur du tubage ) Avec un excès pour l’accoup de pression retour)

Attendre un temps d’observation et purgé progressivement (observé le volume de

Démontage équipement de cimentation + tête de cimentation et attendre prise de ciment(entre 48 et 72h) Démontage et suspension BOP Posé tubage sur sleeps et coupé à une hauteur utile pour la prochaine tête de puits (spool ou tubing head) Montage ensemble BOP et test à la pression de service 2. CASING PATCH NON CIMENTE Cette opération se fait quand on aurait une anomalie au dessus de la partie cimentée. Elle se fait sans DV Elle se fait de la même façon sans cimentation S’IL YA DES ANOMALIES SUR LES TUBAGES QUI SONT DERRIERE LA COLONNE DE PRODUCTION, ON PROCEDE A LA REPARATION DE LA MEME FACON QUE DECRITE AU DESSUS SOIT PAR INTERNAL OU EXTERNAL CASING PATCH. NB Si on voit que les tubages sont très endommagé et mal cimentés et le coût d’intervention serait très élevé (calcul fait au moment de l’élaboration du programme), on peut récupérer le puits en changeant carrément la colonne de production avec un tubage neuf en effectuant un side track Cette opération se fait aussi pour essayer d’augmenter le potentiel du puits.

STIMULATION

On entend par stimulation, toute opération effectuée pour améliorer les caractéristiques de production. C’est aussi le nettoyage à l’acide derrière les tubages pour restauration. C’est le squeeze dans la formation des produits qui détruisent les soldes au alentour du puits et dans la roches (colmatage par des cakes, paraffine ) Pour les cakes, les produits utilisés sont à base d’acide à pourcentage faible (voir bien que les caractéristique des formations de la roche sont compatibles avec les acides) Pour la paraffine, les produits utilisés sont à base de solvant hydrocarbure. L’endroit du traitement est défini par des enregistrements électriques comparées aux premières. L’opération peut se faire soit avec ensemble packer de squeeze et bridge plug ou cement retainer et bridge plug (pour plus de sécurité) Le choix dépend de chaque puits. Le programme est défini en collaboration avec la compagnie de service sur la base des données du puits, de la formation et du gisement et des pilot test réalisés au niveau des laboratoires spécifiques. La procédure est réalisé par la compagnie de service et contrôlé par SONATRACH.

NB : Il faut essayer toujours de faire démarrer le puits après ses opérations surtout l’acidification.

SIDE TRACK

Cette technique est conçue pour les puits qui ont pour but de reprise la déviation surtout à travers d’une fenêtre. La plus pratique actuellement est celle où on utilise un wipstock. Elle se fait en une opération (pose wipstock et ouverture fenêtre) et nous donne le choix de l’orientation de l’ouverture. Il existe deux type de wipstock : Permanent Récupérable (pour les multi latéraux) I. Procédure à suivre pour l’ouverture d’une fenêtre à partir d’un whipstock à permanent

ancrage

1. Préparation avant descente du whipstock A. La pose d’une assise et obligatoire (bouchon de ciment et/ou Bridge plug). B. Afin d’assurer un ancrage correct, il est recommandé de nettoyer le tubage (scrappage). C. L’ancrage devra être fait 2 à 3 mètres au-dessus d’un joint de tubage de façon à tailler la fenêtre dans la partie lisse d’un tube. D. La pose du packer ou bridge plug au câble électrique permet un calage plus précis par rapport aux joints de tubage (CCL). E. Si la fenêtre doit être dans une direction déterminer, il y a lieu de mesurer la position de l’ergot de guidage à l’aide d’un équipement gyroscopique. F. Dans le cas où le profil du puits est connu, l’on pourra déterminer la position de l’ergot par rapport au point bas du trou à l’aide d’un single joint shot d’orientation 2. Assemblage et position du whipstock Visser le dispositif d’ancrage et de guidage sur le whipstock. Positionner la rainure de guidage par rapport au whipstock afin d’obtenir l’orientation désirée. Fixer la fraise de démarrage sur le whipstock et visser une masse tige de petit diamètre ou une tiges lourde. Descente la garniture et approcher le bridge plug. Travailler la garniture vers le haut et vers le bas pour bien mesurer les frottement Descendre le whipstock a 01 mètre du top et orientation à l’aide du gyroscopique. Ancrage du whipstock jusqu'à avoir un poids de 3 tonnes sur le packer. Relever la garniture jusqu'à avoir accroissement de 3 tonnes par rapport au poids de la garniture : on sait alors que le whipstock est bien verrouillé en translation.

NOTA : il est difficile de voir si l’allongement est bien réalisé et il est recommandé de ne pas tourner la garniture, pour essayer de vérifier le verrouillage en rotation. Relever jusqu’au point neutre et faire une marque sur la tiges d’entraînement. neutre.

Continuer à relever jusqu’à avoir accroissement de 3 tonnes par rapport au point

Laisser chuter la garniture jusqu’à ce que la marque sur la tige d’entraînement descend dans les fourreaux de 5 cm environ. Répéter cette opération jusqu’à rupture de la goupille de cisaillement du whipstock (il fait éviter que la garniture ne descend pas trop bas pour éviter que la fraise de démarrage ne se coince entre le tubage et le whipstock). La force de cisaillement de la goupille est de l’ordre de 6 tonnes. Lorsque la fraise (stater mill) de démarrage est libérée, relever la garniture et mettre la rotation. Commencer le fraisage, surveiller de prés le poids qui doit permettre de bien contrôler le couple et éviter que la garniture ne soit en traction; cette opération, qui permet aussi le fraisage de la petite goupille d’accrochage du whipstock doit se faire sur un mètre environ. Remonter ensuite la garniture. 3. Descente du window mill Assemblage le window mill (ou speed mill) de façon à avoir la fraise water melon au-dessus avec des masses tiges (mettre une tige lourde au-dessous des masses tiges pour avoir une certaine Descente jusqu’au sommet du whipstock. Commencer la rotation à 90 trs/mn et réaliser la partie de la fenêtre qui a été amorcée précédemment. Mettre le poids nécessaire sur l’outil de façon à ce que le centre de l’outil soit déporté par rapport aux génératrices du tubage. Bien contrôler l’indicateur de couple pour éviter le torque Dés que le window mill vient au contacte du tubage , l’indicateur de couple peut retomber à zéro. A ce moment là augmenter la rotation jusqu’à 130 trs/mn, et augmenter le poids. Toujours surveiller l’indicateur de couple, de façon à ce que le travail soit régulier. Après fraisage de 2 à 2.5 mètres, lorsque le centre du window mill vient en alignement avec une génératrice du tubage, le couple diminue ainsi que l’avancement qui

peut même devenir nul il faut ; alors mettre plus de poids sur l’outil de façon à ce que la fraise water melon vienne au contacte du whipstock , que la tige lourde fléchisse et que l’outil soit excentré par rapport au tubage. Dés que l’avancement reprend, laisser revenir le poids sur l’outil de façon à ce que le couple redevienne normal. On continue l’opération jusqu’à la réalisation de la fenêtre de 4 à 4.5 mètres et pénétration dans la formation de 1.5 à 3 mètres. Si le programme prévoit de forer uniquement sur 15 à 20 m et selon le type de formation ; on peut terminer avec un speed mill. Il faut se souvenir que le speed mill est de conception très particulière et que son utilisation pour forer dans la formation est très limitée Remonter la garniture après avoir circulé et ramoné la fenêtre. Alésage de la fenêtre : fraise conique (ou speed mill) fraise water melon (1 ou deux water melons) raccord masse tiges Cette garniture rigide permet d’agrandir la fenêtre pour permettre par la suite le passage de toute garniture de forage dirigé. C’est un travail très important pour le succès de l’opération. L’alésage doit être fait très soigneusement et par petites étapes. Il faut 3 à 4 heures pour obtenir un passage parfait. 4. Garniture de forage Assembler l’outil, stabilisateur Descendre la garniture (le passage de la fenêtre doit se faire très lentement). Forer 20 à 30 mètres avec cette garniture souple tout en mesurant la déviation pour qu’elle soit positive mais pas trop importante. Il s’agit par cette opération de forer suffisamment profond pour faire la place pour le stabilisateur de garniture qui sera utilisé ultérieurement. Remonter la garniture. Redescende avec la garniture de forage désirée et poursuivre le forage. 5. Recommandations importantes A. S’assurer que la boue est toujours bien conditionnée.

B. Ne jamais mettre la rotation au niveau de la face du whipstock. C. Conserver l’équipement complet sur site tant que l’opération n’est pas terminée. D. S’assurer que les whipstock et fraise ont bien les dimensions recommandées en fonction du diamètre et poids du tubages. E. Lorsqu’il y a plusieurs tubage à traverser, l’opération est menée de la même façon que pour un seul tubage. F. Si après l’opération, une opération de cimentation sous pression est faite, la réouverture de la fenêtre devra se faire par la suite avec les window mill ou speed mill et non avec un tricône.

Starting mill Watermelon Mill

ANNEXES

TEST ELEMENTS DE SECURITE Eléments testés : Vannes 17, 18 et 21

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

21

18

POMPE 2

POMPE 1

17

ANNULAIR

Unité de test

PIPE RAMS BLIND RAMS

CHOKE LINE

KILL LINE

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testés : Lower kelly Cock

Manifold de plancher

Kelly cock

Pompe 1

Pompe 2

Kelly

Lower Kelly Cock Raccord d’usure Raccord de test

Unité de Test

Kill Line Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testés : Vannes 9, 10 et 11

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES 10

9

21 11

18

POMPE 2

POMPE 1

17

Unité de test

ANNULAIR

PIPE RAMS BLIND RAMS

KILL LINE

CHOKE LINE

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testées : Vannes 15, 16, 19 et 20

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

19

20 18

15

POMPE 2

POMPE 1

16

ANNULAIR

Unité de test

PIPE RAMS BLIND RAMS

KILL LINE

CHOKE LINE

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testés : Vannes 2 Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

19

20 18

15

POMPE 1

POMPE 2

16

ANNULAIR

PIPE

RAMS

BLIND

RAMS

2 KILL LINE

CHOKE LINE

Unité de test Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testées : Blind Rams et Clapet anti-retour

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

21

18POMPE 2

POMPE 1

17

ANNULAIR

PIPE RAMS BLIND RAMS

KILL LINE

CHOKE LINE

Unité de test Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testées : Lower Kelly Cock

Manifold de plancher

Kelly cock

Pompe 1

Pompe 2

Kelly

Lower Kelly Cock Raccord d’usure

Unité de Test

Raccord de test

Kill Line

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testées : Vannes 12, 13 et 14

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

21

18POMPE 2

POMPE 1

17

Unité de test

ANNULAIR

PIPE RAMS BLIND RAMS

KILL LINE

CHOKE LINE

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testés : Obturateur annulaire

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

19

20 18

15

POMPE 1

POMPE 2

16

ANNULAIR

PIPE

RAMS

BLIND

RAMS

2 KILL LINE

CHOKE LINE Tester Cup

Unité de test

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Duse Manuelle

Eléments testés : Vanne 1

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

19

20 18

15

POMPE 1

16

ANNULAIR

PIPE

RAMS

BLIND

RAMS

1

KILL LINE

CHOKE LINE Tester Cup

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Unité de test

Eléments testés : Pipe Rams et Vannes 3, 6 et 7

Torche

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

Bourbier

19

20 18

POMPE 1

6

7

ANNULAIR

PIPE

RAMS

BLIND

RAMS

3 KILL LINE

CHOKE LINE Tester Cup

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

Unité de test

ELéments testés : Vanne 4

Torche

Manifold de placher Bourbier

MANIFOLD DE DUSES

POMPE 1

ANNULAIR

PIPE

RAMS

BLIND

RAMS

4

CHOKE LINE Tester Cup

Unité de test

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

KILL LINE

Clapet Antiretour

Eléments testés : Vannes 10, 5, 8 et 17

Torche

Manifold de placher MANIFOLD DE DUSES

Bourbier

19

10 20

5

Vers POMPE 2

Vers POMPE 1

8

17

ANNULAIR

PIPE

RAMS

BLIND

RAMS

3 KILL LINE

CHOKE LINE Tester Cup

Unité de test

Vanne ouverte Vanne Hydraulique

Vanne fermer

Clapet Antiretour

CONTROLE DES VENUES 1.- PRINCIPE GENERAL En cas de détection d’une venue, un certain nombre d’opérations sont à effectuer : Fermeture du puits pour arrêter la venue et évaluer les paramètres nécessaires au contrôle. Evacuation de l’effluent qui a pénétré dans le puits tout en gardant en fond de puits une surpression par rapport à la pression de gisement (afin de ne pas prendre une nouvelle venue). Cela aura pour effet de rééquilibrer les colonnes hydrostatiques dans les tiges et dans l’espace annulaire. Dans la mesure où la venue est évacuée par circulation, la surpression sera créée en dusant de manière adaptée sur le retour (sécurité hydrodynamique). Une autre méthode consiste à squeezer la venue dans la formation (bull heading). Si besoin est (pression de gisement anormalement élevée par rapport à la boue initialement en place dans le puits), mise en place dans le puits d’une boue alourdie Cela aura pour effet d’augmenter le poids de la colonne hydrostatique pour qu’elle devienne supérieure ou égale à PG (sécurité hydrostatique). Evacuer la venue en circulant avec la boue de densité initiale On pratique alors :

LA DRILLER’S METHOD

Ou : évacuer la venue en circulant dès le départ avec la boue alourdie requise. On pratique alors :

LA WAIT AND WEIGHT METHOD

Ces deux méthodes ne sont en fait que deux variantes de la règle de base qui est de maintenir à tout moment une pression sur le fond constante et égale à : La pression de gisement (Pg) + une sécurité requise (dP)

De plus, au cours de toutes ces opérations, on surveillera ce qui se passe au niveau du comportement de l’ouvrage (trou ouvert, cuvelage, tête de puits).

2 – CALCULS PRELIMINAIRES Dans le but d’agir efficacement dés la constatation d’une venue, certaines données nécessaires à la remise sous contrôle d’un puits, doivent être connues ou déterminées à l’avance et leurs valeurs régulièrement tenues à jour. 2.1. - Volumes en circulation Les volumes suivant doivent être parfaitement connus : Volume intérieur de la garniture de forage (m3) Volume total de l’espace annulaire (m3) Volume de boue dans les bacs (m3) 2.2.- Débit de contrôle Le débit de contrôle Qr, choisi à l’avance, est généralement compris entre ½ et ¼ du débit utilisé en forage (le plus souvent Q/2). Il est choisi en fonction de la géométrie du puits et de l’installation de surface dont on dispose.

2.3.- Nombre de coups de circulation au débit de contrôle choisi 2.3.1.- Depuis la surface jusqu’au trépan

Ci = Vi Nr /Qr 2.3.2.- Depuis le trépan jusqu’à la surface

Ca = Va Nr/Qr 2.3.3.- Correspondant au volume annulaire dans le découvert

Cd = Vd Nr/Qr 2.4.- Pertes de charge, au débit de contrôle, avec la boue de densité initiale (Pc1) Ces pertes de charge doivent être déterminées en cours de forage : A heure fixe, au début de poste par exemple. Après descente d’un outil neuf on avant la reprise du forage ou instrumentation. Après le changement de densité de la boue. Ces pertes de charge sont mesurées par le circuit normal de forage.

PERTE DE CHARGE A chaque changement de poste. Mesure de la pression à débit réduit et mise à jour de la fiche de contrôle du puits. Cette fiche sera également mise à jour à chaque changement. Après changement de la densité de la boue. Après toute intervention sur les pompes de forage. Après chaque changement d’outil. Après chaque changement de garniture.

2.5. - Padm et dfac Padm La pression limite Padm que l’on peut admettre en tête de l’espace annulaire, puits fermé, sans risquer de provoquer la fracturation du réservoirs, est liée à la densité du fluide situé dans l’annulaire au point fragile et la surface.

La Padm change quand le densité du fluide change Padm = Pfrac – Zs d1/10.2

(pression en bars)

dfrac dfrac représente la densité maximale de la boue que l’on peut placer entre le point fragile et la surface, en statique :

dfrac = 10.2 Pfrac / Zs avec Pfrac en bars Remarque sur Padm et dfrac : Dans la pratique, les valeurs retenues pour Padm et dfrac ; si elles sont bien les valeurs maximales autorisées ; ne sont pas forcément pour autant des valeurs qui conduisent réellement à la fracturation. En effet, lors de la réalisation du LOT , on peut se limiter à une pression inférieure à la pression de fracturation. Cette pression, qui doit alors être considérée comme la pression maximale autorisée pour la suite des opérations ,correspond une pression maximale autorisée en tête d’espace annulaire que l’on notera Padm et à une densité maximale dfrac.

2.5- Pression maximale admissible Pmax La pression maximale admissible Pmax est la pression que l’on ne peut en aucun cas dépasser en tête. Il s’agit de la valeur la plus faible entre la résistance à l’éclatement du tubage (avec une certaine marge de sécurité *80% par exemple) et la pression de service des BOP.

3 – FERMETURE DU PUITS En cas de manifestation de signe avertisseur, il faut observer le puits après avoir : arrêté la rotation. positionné le premier tool-joint environ un mètre de la table de rotation. arrêté la pompe. 3.1. – Si le puits est stable Reprise de la circulation et les opération en cours. 3.2. – Si le puits est en perte Circulation à débit faible pour ,essayer de maintenir l’annulaire plein de boue, surveiller le retour. Entreprendre très rapidement l’opération qui paraît la plus adaptée pour le contrôle de ces pertes, sans attendre de consommer toute la boue des bassins. 3.3. – Si le puits débite En fonction du contexte et de la manifestation de venue, on peut être amené directement à la réalisation des phases suivantes sans observation préalable. 3.3.1.- Soft Close-in Procedure Pour pratiquer cette méthode, la duse est ouverte pendant les opérations de forage. Les positions des vannes de la choke line doivent permettre d’avoir un circuit totalement ouvert à l’exception de la vanne latérale (fermée) à la sortie des BOP (en général HCR) PROCEDURE : a. b. c. d.

Ouverture de la vanne latérale (HCR). Fermeture de l’obturateur (en général annulaire). Fermeture de la duse. Noter Pa et Pt pendant environ 15 minutes.

Cette procédure permet de contrôler la pression en tête de l’annulaire pendant la fermeture. Ceci est particulièrement important en cas de risque de fracturation de la formation.

3.3.2.- Hard Close-in Procedure Pour pratiquer cette méthode, la duse est fermée pendant les opérations de forage. Les positions des vannes de choke line doivent permettre d’avoir un circuit totalement ouvert à l’exception de la duse (fermée) et de la vanne latérale (fermée) à la sortie du BOP (en général HCR). PROCEDURE : a- Fermeture de l’obturateur. b- Ouverture de la vanne latérale (HCR) c- Noter Pa et Pt pendant environ 15 minutes. 3.3.3.- Comparaison des deux méthodes a.- Soft Close-in Procedure Avantages: Elle permet de contrôler la pression en tête de l’annulaire pendant la fermeture. Elle évite les coups de bélier à la fermeture. Elle évite des contraintes sur l’obturateur pendant la fermeture. Ceci est d’autant très important si le puits débite. Inconvénients : Elle est plus longue, donc le gain sera plus important. Elle est plus compliquée à opérer. b.- Hard Close-in Procedure Avantages: Elle est plus rapide, donc le gain sera plus faible. Elle est plus simple. Inconvénients : Elle ne permet pas de contrôler correctement la pression en tête de l’annulaire pendant la fermeture. Il peut y avoir coup de bélier. Il peut y avoir dégradation de la garniture du BOP en cas de débit important en surface. NOTA : Dans le cas ou la duse est fermée pendant les opérations de forage, on fait quelquefois la distinction entre : Hard Close-in :

a.- Fermeture d’un pipe rams. b.- Ouverture de la vanne latérale. Fat close-in : a- Fermeture de l’obturateur .

b- Ouverture de la vanne latérale . 4 - ANALYSE DES PARAMETRES A LA FERMETURE (outil au fond) 4.1.- Période d’observation des pressions en tête La feuille de consigne au Chef de Poste prévoit une observation des pressions en tête pendant 15 minutes. Avant la fermeture du puits, les pressions en tête étaient nulles. On aura donc un build up des pressions : la formation s’étant déplétée aux abords du puits avant sa fermeture, elle se recomprime et comprime la boue du puits, et ceci d’autant plus rapidement que la différence de pressions est importante et la formation perméable. Les pressions stabilisées que l’on pourrait attendre en tête correspondent à la différence entre les colonnes hydrostatiques respectivement dans les tiges et dans l’espace annulaire et la pression de gisement, soit :

Pt1 = PG – Pht Pa1 = PG - Pha En réalité, si l’effluent est gazeux, ce phénomène est accompagné d’une montée de pressions consécutive à la migration du gaz dans l’espace annulaire. La vitesse de migration peut être très variable et éloignée de la valeur de 300 m par heure traditionnellement rencontrée dans la littérature . Seule l’observation ininterrompue des pressions permettra d’évaluer le danger de laisser le puits fermé trop longtemps. La figure suivante montre l’évolution possible de la pression en tête des tiges après la fermeture.

Recompression

Cheminement de gaz dans la boue sans expansion

du gisement

4.2.- Relevé et comparaison des pressions en tête Temps de fermeture

Au bout de la période d’observation, les valeurs respectives de Pt1 et Pa1 seront relevées. Les manomètres utilisés seront les manomètres qui serviront au contrôle de la venue après la reprise de circulation : en général les manomètres du panel de commande à distance des duses. La garniture de forage étant pleine d’une boue homogène de densité connue d1 , la colonne hydrostatique dans la garniture est supposée parfaitement connue. Par contre, la colonne hydrostatique de l’annulaire est plus difficile à apprécier. Elle dépend : De la hauteur de l’effluent (donc du gain et de sa position dans l’annulaire au moment considéré). De la densité de l’effluent. De sa dispersion dans la boue. De la densité de la boue dans l’annulaire (alourdissement par des déblais). Donc la colonne hydrostatique dans les tiges est supérieure à la colonne hydrostatique dans l’annulaire (c’est le plus courant), alors :

Pt1

Pa1

En fonction de l’importance du gain, l’écart entre Pa1 et Pt1 peut donner une indication sur la nature de l’effluent (eau, huile ou gaz).

4.3.- Evaluation du risque de craquage : Il n’y a pas craquage à la fermeture si Pa1 est inférieur à Padm . De plus, en fonction des valeurs des pressions lues en tête et du gain, on peut estimer aussi le risque de craquage au cours de l’évacuation de la venue (en fait, ce cas est rarement plus défavorable que la fermeture à cause de l’effet modérateur des masses tiges).

4.4.- Détermination de la densité requise et évacuation de la pression de gisement : Compte-tenu des remarques faites précédemment en ce qui concerne l ’appréciation des colonnes hydrostatiques dans la garniture et dans l’annulaire, on utilisera Pt1 pour déterminer la densité requise, par contre Pa1 ne peut pas être exploitée correctement pour cela.

La figure 2 illustre le problème de manière suivante : Pt1

d1

PG a)

Pt1+ S

d1

PG + S b)

0

dr

PG + S c)

Equilibre hydrostatique d’un puits fermé après venue La valeur de dr est donc :

dr = d1 + 10.2 (Pt1 + S) / Z La valeur de PG est donc:

PG = Pt1 + Z d1/10.2 La valeur de S est discutée au dessus . Dans la majorité des cas, une valeur de S = 0 est prise pour éviter les risques de craquage, qui sont les plus dangereux pour le puits. Ceci imposera de refaire un deuxième cycle pour ajuster la densité de la boue, par faute de quoi toute manœuvre de la garniture serait impossible à cause du pistonnage. L’augmentation de densité au cours du deuxième cycle correspond à l’annulation des effets de pistonnage, d’où son nom de trip margin.

5 – REMISE SOUS CONTROLE OUTIL AU FOND 5.1.- Choix du débit de circulation La circulation de la venue se fait au débit réduit choisi à l’avance (généralement ½ et ¼ du débit utilisé en forage). Cela permet en particulier : 1. de considérer les pertes de charge annulaires comme négligeables et de simplifier en conséquence les formules théoriques et la mise en œuvre de contrôle. 2. d’avoir des pertes de charges dans la choke line négligeables. 3. d’avoir un réglage de la duse plus facile. 4. de diminuer le risque de sifflage de la duse. 5. de diminuer la charge de dégazeur pour rester sous son débit admissible. 6. de diminuer le rythme de barytage le cas échéant. 7. de diminuer la pression de refoulement (de manière à garder PR < Psoupape).

5.2. – Démarrage de la circulation a.- Après avoir remis le compteur totalisateur de coups de pompes à zéro, ouvrir la duse et démarrer la pompe jusqu’au débit réduit Qr . Ajuster la duse pour lire en tête de l’espace annulaire.

Pa = Pa1 + S

b.- Après quelques instants, la pression en tête des tiges doit se stabiliser à :

PR1 = Pt1 + S + Pc1 Pc1.

En principe, au déséquilibre hydrostatique Pt1 + S, il faut ajouter les pertes de charge à débit réduit, soit

Les pertes de charge à débit réduit ne perturbent pas la pression de fond et la pression de refoulement car on a admis (§ 5.1) que les pertes de charge dans l’espace annulaire étaient négligeables. Par ailleurs : Si PR lue

PR1 , le débit de la pompe est supérieur à Qr. Vérifier la pompe.

Si PR lue

PR1, le débit de la pompe est inférieur à Qr. Vérifier la pompe.

La figure 3 illustre le problème :

Pt1

Pt1= ? Pa1

Pt1 + S + Pe1

Q > Qr

Pa1

Pa1+S Pa1+S

Qr

d1 d1

d1

d1

d1

PG a)

PG + S b)

PG + S c)

Pression

Q de 0 à Qr

Q = Qr = constante

(Calculer et ) lire P r1 quand Q = Qr

Padm PA1 + S

Pa1 Pt1 Temps ( En traits pleins les pressions à suivre en agissant sur la duse )

5.3 – Driller’s Method 5.3.1-Evolution des pressions lorsque l’on maintient Pf =cste = PG +S a.- Pendant la circulation de l’effluent avec la boue de densité initiale en tête des tiges On circule l’effluent avec la boue de densité initiale . Cette phase dure le temps du pompage d’un volume annulaire . La colonne hydrostatique tige ne change pas , donc, comme on maintient Pf = cste, la pression en tête des tiges ne change pas non plus et reste égale à PR1. en tête de l’annulaire - A la reprise de la circulation, on a fait augmenter la pression annulaire de Pa1 à Pa1+ S.

- Par la suite, l’évolution de la pression en tête dépend de l’évolution de la pression hydrostatique dans l’espace annulaire . b.- En cas de fermeture du puits pour analyse des pressions après évacuation de l’effluent. Après évacuation de l’effluent, le niveau des bacs retrouve le niveau avant venue, les colonnes hydrostatiques sont redevenues identiques. c.- Alourdissement de la boue dans les tiges. d.- Remontée de la boue lourde dans l’annulaire en tête des tiges la colonne hydrostatique ne change pas dans les tiges, donc la pression ne change pas en tête des tiges et reste à PRr . en tête de l’espace annulaire La pression hydrostatique augmente progressivement dans l’annulaire, donc la pression en tête décroît progressivement vers zéro. En résumé, pour maintenir Pf = cste = PG + S et en circulant au débit réduit Qr : * Pendant le pompage d’un volume intérieur en injectant de la boue à dr . La pression en tête de l’annulaire reste constante et égale à Pt1 + S. * Pendant le pompage d’un volume annulaire en injectant de la boue à d1 : Ajuster la duse en tête d’annulaire pour maintenir la pression en tête des tiges constante et égale à PR1 5.3.2.- La feuille de calcul Cette feuille doit être remplie et mise à jour, de façon à n’avoir qu’à remplir la deuxième partie au moment de la venue.

5.4. –Wait and Weight method Pour pouvoir être applicable dans des bonnes conditions, il faut être en mesure de disposer à avoir rapidement de la boue alourdie afin que le «WAIT » ne dure pas trop longtemps pour que, en cas de migration de gaz dans le puits, la pression dans le puits, et en particulier au point fragile, ne monte pas d’une manière excessive. Sinon il faudrait alors appliquer temporairement la méthode de la purge .Dans ce cas le démarrage de la circulation se ferait en prenant comme référence non plus P a1 + S , mais directement la pression actuelle en tête d’annulaire .

5.4.1.- Evolution des pressions lorsque l’on maintient Pf = cste = PG + S a. en tête des tiges

Pt1+S

d1

PG + S

0

dr

PG + S

Ces deux images indiquent les pressions statiques avant et après remplacement de la boue à densité d1 par de la boue à densité dr . En circulation, il faut ajouter au déséquilibre hydrostatique Pt1 + S, les pertes de charge à débit réduit, soit Pc1 et Pcr respectivement. Les pertes de charge à débit réduit ne perturbent pas la pression de fond et la pression de refoulement car on a admis que les pertes de charge dans l’espace annulaire étaient négligeables. A partir du moment où la garniture est pleine de boue de densité dr , la pression en tête des tiges ne change plus jusqu’à la fin du contrôle.

b. En tête de l’annulaire -

A la reprise de la circulation, on augmente la pression annulaire de Pa1 à Pa1 + S.

-

Par la suite, l’évolution de la pression en tête dépendra de l’évolution de la pression hydrostatique dans l’espace annulaire

Lors de la circulation, si c’est du gaz, l’expansion du gaz aura tendance à faire diminuer la hauteur de boue et donc la pression hydrostatique . Mais à partir du moment où la boue lourde arrive dans l’espace annulaire, elle a tendance à augmenter la pression hydrostatique. L’évolution de la pression en tête de l’espace annulaire dépend donc de plusieurs facteurs :

Géométrie de l’espace annulaire Type d’effluent : gaz ou liquide Volume d’effluent Densité de la boue initiale Densité de la boue lourde Rapport volumes intérieur / annulaire. Lors de l’évacuation de l’effluent, le poids de la colonne hydrostatique dans l’espace annulaire augmente et la pression en tête de l’espace annulaire diminue. A la fin de l’évacuation de l’effluent, on a pompé un volume annulaire Va (bottom up) ; il reste à pomper l’équivalent d’un volume intérieur de la garniture Vi . Au cours de cette dernière phase, la pression annulaire décroît vers zéro. 5.4.2.- Mode opératoire : La figure ci- dessous résume l’évolution des pressions dans le cas de la Wait and Weight Method :

Pression

Pression

Arrivée du bouchon à la tête du puits

Bouchon évacué

a- Pendant l’injection de la boue lourde dans les tiges , manœuvrer la duse pour que la pression de refoulement PR suive le diagramme.

Temps : 0 Coups : 0 Pression : PR1

Ti Ni PRr Injection de la boue à dr dans les tiges

b- Pendant que la boue lourde remonte dans l’espace annulaire, maintenir PRr en tête des tiges. 5.4.3.- La feuille de calcul Cette feuille doit être remplie et à jour , de façon à n’avoir qu’à remplir la deuxième partie au moment de la venue.

5.5.- COMPARAISON DES DEUX METHODES 5.5.1. – Driller’s Method a. – Avantages : Diagramme des pressions plus simple (toujours une pression constante) On peut démarrer la circulation très rapidement. Elle permet de résoudre certaines limitations dans la possibilités de barytage. Elle limite les problèmes de migration de gaz. b. – Inconvénients : La pression en tête de l’annulaire est plus élevée. Dans certains caps, la pression au point fragile est plus élevée. 5.5.2. – Wait and Weight Method a.- Avantages : Plus vite on a de la boue lourde dans l’espace annulaire et plus vite le puits serait contrôlé. Dans certains caps, elle permet d’avoir une pression plus faible au sabot. Elle permet d’avoir une pression plus faible en tête quand l’effluent surface.

arrive à la

b.- Inconvénients : Elle demande plus de temps de préparation (calcul et préparation boue lourde avant le début de la circulation. Si le découvert est important, les déblais peuvent sédimenter et boucher l’annulaire avant le début de la circulation. L’attente, puits fermé, peut être dangereuse, en cas de migration de gaz. Le diagramme des pressions est plus compliqué.

6. – VENUES EN COURS DE MANŒUVRE 6.1. – Causes Un puits peut se trouver en déséquilibre pendant les manœuvres : Les pertes de charge annulaires qui s’ajoutent, en circulation, à la pression hydrostatique sur le fond du puits sont éliminées à l’arrêt de circulation, au moment de remonter l’outil au jour. L’effet de pistonnage diminue, à la remontée de la garniture, la pression exercée sur le fond du puits. Le remplissage du puits peut ne pas être effectué correctement au cours de la remontée.

6.2. – Mesures préventives Il est impératif, au cours de la remontée de la garniture : De remplir régulièrement le puits. De vérifier soigneusement que le volume de remplissage correspond au volume d’acier sorti du puits (un défaut de remplissage est, en effet, le seul signe avertisseur d’une venue en cours de manœuvre). Si la venue se manifeste suite à l’expansion d’un bouchon de gaz, le déséquilibre peut être enregistré au cours de la descente si le cheminement est lent. Il est donc indispensable de vérifier soigneusement, au cours de la descente, que le volume de boue sortant du puits correspond au volume d’acier entré dans le puits ( volume extérieur de la garniture si celle-ci comporte un clapet anti-retour).

6.3. – Conduite à tenir en caps de venue Si au cours d’une manœuvre, on constate un débit du puits, il est impératif de tout mettre en œuvre pour redescendre l’outil le plus bas possible. En effet, un essai de mise sous contrôle par circulation , outil éloigné du fond , présente des risques d’échec considérables. Si on ferme le puits, l’effluent provenant du gisement se trouvant entre l’outil et le fond (cas fréquent) : Les pressions lues en tête des tiges et de l’espace annulaire sont égales. La composition du mélange situé sous le trépan est inconnue. Dans ces conditions, il est impossible de déterminer la densité requise de la boue.

Si on désire, malgré tout, circuler avec une boue lourde : L’évacuation du fluide situé sous le trépan est impossible. En présence de gaz, celui-ci va se cheminer dans l’espace annulaire et perturbe la mise en place de boue alourdie entre le trépan et la surface. La densité de la boue alourdie à placer entre l’outil et la surface peut être excessive et provoquer la fracturation des terrains situés dans le découvert. 6.3.1. – Défaut de remplissage, puits en équilibre à l’arrêt de la garniture Si on constate simplement un défaut de remplissage du puits à la remontée et si aucun débit n’est noté à l’observation statique du puits, il s’agit probablement d’un effet de pistonnage : l’effluent provenant du gisement est entré dans le puits, mais à l’arrêt de la manœuvre, l’expansion du gas provoque la venue On redescendra impérativement l’outil au fond pour circuler et conditionner la boue (passage éventuel par le manifold duse, duse grande ouverte, pour facilité l’évacuation du bouchon à son arrivée au jour). 6.3.2. – Débit faible On redescendra le plus rapidement possible la garniture au fond après avoir installé un clapet anti-retour dans la garniture si celle-ci n’en était pas déjà équipée. 6.3.3. – Débit à volume élevé Après mise en place d’un clapet anti-retour dans la garniture et fermeture de l’obturateur annulaire, on peut : Circuler avec la boue d’origine à la pression de refoulement contrôlée avec une marge de sécurité (S) confortable pour éliminer du gaz qui aurait pu se cheminer Si l’outil est assez bas, cette opération peut calmer le puits et permettre de reprendre la descendre. Tenter de descendre la garniture sous pression à travers l’obturateur annulaire. Ce procédé est le suivant : * Isoler à pleine pression les accumulateurs de fluide pour la manœuvre des obturateurs afin de les conserver en réserve. * Régler le régulateur de pression de fermeture de l’obturateur annulaire au minimum *Descendre lentement la garniture en purgeant un volume de boue égal au volume extérieur des tiges et en remplissant l’intérieur des tiges. Si du gaz parvient en surface, il est difficile d’évaluer le volume à purger. La pression annulaire peut alors être utilisée comme guide et sa valeur maintenue constante.

Réinjecter sous pression l’effluent dans le gisement ( On prend le risque d’atteindre le point fragile). NOTA : Cette opération est la seule possible lorsque l’obturateur à mâchoires totales est fermé sur un puits vide d’outils.

7.- INCIDENTS : Lors d’un incident : a.- vérifier si Q = Qr - Si non :

* rétablir Q = Qr ou * arrêter la pompe et fermer le puits

b.- vérifier si Pa a varié par rapport à l’incident -

Si non :

* Pf n’a pas varié non plus ( du moins si l’incident ne se situe pas dans l’espace annulaire). * Il n’y a pas à agir immédiatement sur le système (la valeur de Pt suite à l’incident, remplace la valeur de Pt avant l’incident). -

Si oui : * Pf a varié aussi * Il faut agir sur le système pour corriger l’incident et retrouve Pf = cste= PG + S

Remarque importante : Dans le cas où on hésite sur la nature de l’incident et sur la conduite à tenir : Arrêter la pompe Fermer le puits Réfléchir à ce qui c’est passé ( pour redémarrer le contrôle dans des conditions correctes).

8. – CONSIGNES AU CHEF DE POSTES : Se reporter aux deux tableaux pages suivantes. NOTIONS PRELIMINAIRES Une venue correspond à l’intrusion dans le puits d’un volume de fluide de formation, qui peut donner lieu à une éruption, s’il n’est pas contrôlé. L’objectif de la prévention des éruptions est d’éviter ses venues ou de les contrôler et de rétablir l’équilibre hydrostatique, seul moyen de défense permanent dans un puits. 1.- PRESSION DANS LE PUITS 1.1.- Pression hydrostatique : Définition La pression hydrostatique est la pression due à la masse volumique et à la hauteur verticale d’une colonne de fluide immobile ; elle est uniquement fonction de sa hauteur et de la densité du fluide. Les dimensions et géométrie de la colonne de fluide n’ont pas d’effet sur la pression hydrostatique. Elle s’exprime par l’équation suivante : Ph = ! . g . h Où:

Ph ! g h

= = = =

pression hydrostatique masse volumique moyenne du fluide accélération due à la pesanteur hauteur verticale de la colonne de fluide

On peut aussi considérer que la pression hydrostatique exprime le poids d’une colonne verticale de fluide(s) par unité de surface, cette colonne soit verticale ou non dans la réalité. La formule en bars s’écrit :

Ph = 0.0981 Z d

1.2.- Pression hydrodynamique : 1.2.1.-Définition Les pertes de charge dans une conduite représentent la résistance du fluide à l’avancement .Le frottement des particules solides et des molécules du fluide se traduit par une transformation de l’énergie de mouvement en chaleur. Cette chaleur n’étant pas récupérée, il s’agit bien d’une perte d’énergie. Le cas de la chute de pression dans un moteur de fond ou à la traversée des orifices de l’outil est différent .Il s’agit de la transformation de l’énergie initiale en une énergie récupérable (rotation du moteur ou nettoyage du fond de puits et de l’outil). Cependant cette récupération d’énergie ne concernant pas l’équilibre en pression du puits, il n’y a pas de différencier des pertes de charge . il faut donc considérer les pertes de charge (et chutes de pression) comme une consommation progressive tout au long du circuit de l’énergie initiale fournie par la pompe de forage.

1.2.2. – Répartition : On peut décomposer le circuit de boue de la façon suivante : Tronçon Installation de Surface Intérieur des tiges

Perte de charge " Ps

Intérieur des Masses-tiges Orifices de l’outil

" PDC

Espace annulaire

" Pea

Choke-line

" Pcl

Duse manifold

" PDP

Cumul

" Pi

" Po

" Pa

Pa

1.2.3. – Densité équivalente en circulation : La densité équivalente en circulation dec ( en anglais ECD) est égale à : dec = d1 + 10.2 " Pa Z 1.2.4. – Effets de pistonnage : Les effets de pistonnage (surpression à la descente, dépression à la remontée) correspondent à une circulation de fluide et donc à des pertes de charge. La perte de charge (effet de pistonnage ) est d’autant plus élevée que : La vitesse de manœuvre est élevée. La section de l’espace annulaire est réduite. Les masses-tiges sont de fort diamètre. Il y a des protecteurs de casing. L’outil ou un stabilisateur est bourré. La longueur de la garniture est importante. La densité, la viscosité et les gels sont élevés.

2.- PRESSION DE FORMATION ET PRESSION GEOSTATIQUE 2.1.- Définitions 2.1.1.- Constitution de la formation La formation est constituée de deux éléments : La matrice (les grains) Le fluide contenu dans les pores. Une roche de réservoir se caractérise par sa porosité, sa perméabilité et sa saturation en fluides contenus dans les pores (eau plus au moins salée et éventuellement hydrocarbures). 2.1.2.- Définition des pressions La pression géostatique, à une profondeur donnée, est la pression exercée par le poids des sédiments sus-jacents. La pression de formation est la pression du fluide contenu dans les pores . Elle est aussi appelée pression de pore (Pp) ou encore pression de gisement (PG) . 2.2.- Pression de formation normale a.

Pression de formation hydrostatique dite normale :

On dit que la pression de formation est hydrostatique normale lorsque, à la fois : La pression de formation est uniquement due au poids de la colonne d’eau saturant les pores des sédiments depuis le point de mesure jusqu’à l’atmosphère (point d’émergence). Cela implique une connexion de pore à pore jusqu’à l’atmosphère, indépendante de la morphologie des pores et du cheminement du fluide . La hauteur verticale de cette colonne d’eau correspond à la profondeur verticale du puits (Z). b. Pression de formation anormale d’origine hydrostatique : Dans des conditions hydrostatiques particulières, des anomalies de pression peuvent résulter de la hauteur de la colonne d’eau ou de la densité à prendre en compte . La hauteur verticale de la colonne d’eau , pour un point donné, ne correspond pas nécessairement à la profondeur verticale du puits Z ; de même , la densité sera fonction de la présence de fluides autre que l’eau. Une des causes les plus fréquentes provient du fait que le réservoir affleure à une altitude différente de celle de l’appareil de forage.

c.

Pression de formation anormale non hydrostatique :

Il existe plusieurs cas de pressions anormales de ce type : Sous compaction des argiles.

Tectonique : paléo-pression. Couches recomprimées . Réhydratation de l’anhydrite. Diagenèse des argiles.

2.3. – Pression géostatique –Leak off test : Evolution de la densité de la roche avec la profondeur: Si la porosité, la perméabilité et la pression des pores sont les paramètres principaux pour le contrôle des venues , la pression géostatique est importante au niveau de la tenue du puits et du risque de fracturation. La densité de la roche dépend de la densité de la matrice et de la porosité. Plus la profondeur est importante et plus la densité de la roche augmente. LOT : Si on réalise un Leak Off Test dans un terrain imperméable, la pression limite que l’on peut atteindre au droit du point fragile, sans fracturation du terrain, correspond à la pression géostatique. Dans la pratique, lors de la réalisation sur chantier d’un LOT, on ne monte pas forcément jusqu’à cette pression de fracturation.

EXEMPLE DE LOT Pression en surface POINT DE DEBUT D’INJECTION 200 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 100

700 1500 VOLUME CUMULE POMPE ( Litres)

Arrêt de la pompe

3. – DETECTION DES PRESSIONS ANORMALES Différents indices permettent de détecter les pressions anormales. Diminution de la densité des argiles. Accroissement de la vitesse d’avancement. Variation des indices gazeux. Température de la boue Variation des propriétés de la boue. Difficultés de forage.

4. – CAUSES DES VENUES Densité de boue insuffisante Effet de pistonnage. Baisse du niveau hydrostatique dans l’espace annulaire. Broyage de roches poreuses par le trépan. Diffusion gazeuse à travers le cake.

4.1.- Densité de boue insuffisante : Si la pression de gisement est supérieure à la pression de fond en statique Ph ou la pression de fond en dynamique (Ph + perte de charge annulaire), il peut y avoir une venue.

4.2.- Effet de pistonnage : L’effet de pistonnage pendant la manœuvre de remontée entraîne une diminution de la pression de fond dû au mouvement inverse de la boue da l’espace annulaire.

4.3.- Baisse du niveau hydrostatique dans l’espace annulaire : Il peut être provoqué par : un remplissage insuffisant du puits pendant la remontée. Une perte de circulation.

4.4.- Broyage de roches poreuses par le trépan : forage (avec pH > PG) d’une formation perméable contenant du gaz forage d’argile contenant du gaz à haute pression.

4.5.- Diffusion gazeuse à travers le cake : Ce phénomène de diffusion gazeuse est indépendant de la surpression exercée par la boue sur la formation. De plus, il est d’autant plus important que quand le pourcentage d’huile dans la boue est élevée 5.- SIGNES AVERTISSEURS D’ UNE VENUE 5.1.-En cours de forage Accroissement de la vitesse d’avancement en cours de forage Entrée dans une zone poreuse et perméable (donc changement de terrain) ± Réduction de la pression différentielle au cours du forage d’une zone de transition (dans les argiles). ± Augmentation du débit de sortie ± Augmentation du niveau dans les bassins ± Augmentation du couple ou des frottement ± Boue gazée ± Traces d’huile ou d’eau dans la boue ± Diminution de la pression de refoulement Faites aussi attention aussi aux pertes qui sont un signe d’instabilité du puits et qui peuvent entraîner une baisse du niveau hydrostatique dans l’espace annulaire. 5.2.- En cours de manœuvre Anomalies de remplissage à la remontée Anomalies de retour à la descente Débit du puits à l’arrêt 5.3.- Présence de gaz dans la boue Causes Forage (Ph > PG) d’une formation perméable contenant du gaz. Forage d’argile contenant du gaz à haute pression Diffusion gazeuse pendant un arrêt de circulation (manœuvre ou ajout de tige) Pistonnage Forage (avec Ph inférieure à PG) d’un réservoir peu perméable . Air introduit dans la garniture.

H2S ou CO2 provenant de la dégradation de certains additifs de boue. 5.4.- En cours de nettoyage fond ( fraisage, reforage

)

Augmentation de débit de sortie Augmentation du niveau dans les bassins Boue gazée Traces d’huile ou d’eau dans la boue (diminution de la densité d’eau). Diminution de la pression de refoulement : Diminution de la colonne hydrostatique dans l’espace annulaire . Attention aussi aux perte de charge qui sont signe d’instabilité du puits et qui peuvent entraîner une baisse du niveau hydrostatique dans l’espace annulaire.

1. EVOLUTION DE LA PRESSION ANNULAIRE PENDANT UN CONTROLE ET DETERMINATION DE LA SECURITE « S » :

Supposons que nous ayons décidé d’évacuer l’effluent par circulation avec la boue d’origine. A tout moment, au cours de cette opération nous pouvons arrêter la circulation pour vérifier en tête du puits fermé : La pression en tête est constante et égale à Pt1 La pression annulaire varie si la pression exercée par la colonne annulaire varie. 1.1. – Influence de la nature de l’effluent : Si l’effluent est liquide, donc pratiquement incompressible, la pression annulaire reste sensiblement constante jusqu’à l’arrivée de l’effluent sous les obturateurs. Quelques variations peuvent être notées si une modification importante de la section de l’espace annulaire provoque une variation notable de la hauteur de l’effluent Au cours de l’évacuation de cet effluent à travers la duse, la pression annulaire chute progressivement. Si on ferme le puits après évacuation complète de l’effluent, les pressions en tête des tiges et de l’annulaire sont égales à la pression mesurée en tête des tiges à l’origine (Pt1).

Pr1 = Pc1 + Pt1 + S

Pa = Pa1 + S Pression en tête annulaire

Pa = Pt1 + S

Evacuation d’un effluent liquide par circulation avec la boue d’origine

Le comportement d’un effluent gazeux est complètement différent. Le volume occupé par une certaine quantité de gaz est fonction de sa pression et de sa température. La pression étant le facteur dominant , le gaz se détend en approchant de la surface et le débit de retour est supérieur au débit d’injection. La pression augmente pour compenser l’expansion du gaz. On note un accroissement important de cette pression à l’approche de la surface et le maximum est atteint lorsque l’effluent parvient à la duse. Au cours de son évacuation à travers la duse , la pression annulaire chute rapidement . Si on ferme le puits après l’évacuation complète du gaz , les pressions en tête des tiges et de l’annulaire sont égales à la pression mesurée en tête des tiges à l’origine (Pt1). Pr1 = Pc1 + Pt1 + S Pression de refoulement

Pa = Pt1 + S Pa = Pa1 + S

Evacuation d’un effluent gazeux par circulation avec la boue d’origine

1.2. – Influence du volume de l’effluent : Il est établi que la détection trop tardive d’une venue est l’une des raisons pour lesquelles elle peut échapper au contrôle.

Plus le volume d’effluent ayant pénétré dans l’espace annulaire est important , plus la pression exercée par la colonne de fluide annulaire est faible et plus la pression mesurée en tête de l’espace annulaire, puits fermé, est élevée. 1.3. – Evolution de la pression au point fragile : Au point fragile , la pression : S’accroît de S à la reprise de circulation sous duse. S’accroît proportionnellement à l’augmentation de la hauteur occupée par le gaz dans l’espace annulaire, jusqu’à ce que le gaz atteigne ce point. Décroît pendant le passage du gaz au droit de ce point. Reste constante pendant l’ascension du gaz au-dessus de ce point. Si on arrive à amener de la boue alourdie à la base de l’annulaire avant que le bouchon de gaz n’atteigne le point fragile, la pression en ce point se trouve diminuée d’une valeur : "P =

h (dr – d1) 10.2 h étant la hauteur de la boue lourde dr présente dans l’annulaire au moment où le gaz atteint le point fragile. Z sabot = cote sabot Pa1 = pression stabilisée en tête annulaire fermé PA1 = pression annulaire au début de la circulation PA2 = pression annulaire lorsque le bouchon de gaz atteint le sabot

"P= PA2 – PA1 S Zs . d

Pa1

10.2 Fermeture Circulation du gaz jusqu’à ce que Passage Du puits il atteigne le point fragile du gaz au droit du sabot

Circulation du gaz dans la col. Jusqu’à la duse

Passag e gaz à travers la duse

Temps ou vol. pompé

Evolution de pression au sabot ( ou au point fragile) pendant la circulation d’un bouchon de gaz

On voit donc que : Si pendant la fermeture du puits ou la remontée du bouchon de gaz jusqu’au point fragile ,la pression annulaire vient d’atteindre ou de dépasser Padm, la méthode de contrôle développée ci-dessus risque d’échouer . Deux attitudes sont possibles : Maintenir la pression annulaire égale à Padm et accepter un débit de la formation dans le puits , c’est la low choke pressure method . Accepter le risque de craquer en poursuivant l’application de la méthode. Ce risque ne peut être pris que s’il y a danger de cratère. Remarque : Dans la mesure où le maximum du gaz est encore au fond du trou, la présence de masses-tiges à la base de garniture de forage constitue un élément modérateur du phénomène de l’augmentation de pression devant le point fragile pendant la circulation du bouchon .en effet , le volume annulaire au droit des tiges est souvent 1.5 à 2 fois plus grand qu’au droit des masses-tiges. L’expansion du gaz doit donc dépasser ce rapport avant de se traduire par une augmentation d’hauteur, c’est à dire dépression. Une telle expansion est rarement atteinte avant que le gaz n’ait parcouru au moins la moitié de sa course C’est pourquoi il n’est pas tenu compte de ce phénomène dans les consignes au chef de poste : on estime que s’il n’y a pas eu de craquage pendant la fermeture ou la reprise de circulation, n’y aura pas de craquage pendant la circulation. Lorsque le bouchon de gaz est passé au-dessus du point fragile , on peut laisser monter la pression annulaire dans la mesure où elle ne dépasse par Pmax. L’importance de ces phénomènes fait que dans la feuille de calcul, il est bon de calculer séparément le volume annulaire du découvert et le volume annulaire casing. En effet, à partie du moment où on a pompé le volume annulaire du découvert, l’effluent est dans le tubage et, dans la mesure où l’on maintient PG + S sur le fond , la pression au sabot : Reste constante si on évacue la venue en circulant la boue de densité initiale (Driller’s Method). Ou diminue si on est en train de mettre de la boue alourdie dans la portion d’annulaire entre le fond et le sabot (wait and weight method)

1.4. – Détermination de la sécurité S 1.4.1. – Influence de S De toute façon, ce qu’on a vu précédemment, on doit retenir que le risque de craquage est maximum lorsque l’effluent est encore dans le découvert. Lorsqu’on prend une sécurité S sur la pression de fond(PG +S), on augmente d’autant la pression au point fragile. A la fermeture du puits, la différence entre Padm et Pa1 nous indique, s’il n’y a pas d’effluent dans l’espace annulaire et la marge de sécurité qu’on a par rapport à la fracturation. Exemple : Padm =100 bars Pa1 =65 bars On se trouve actuellement à 35 bars de Pfrac au point fragile. Si on prend S =15 bars, on ne sera plus qu’à 20bars de la fracturation au point fragile, au moment du démarrage du contrôle . La sécurité S dépend donc de Pa1 et ne peut pas être choisi à priori. On ne peut décider d’une valeur de S qu’après observation des pressions ,puits fermé.

1.4.2. – Méthode pratique dans le cas de Wait and Weight : Sachant que le risque de fracturation est maximal tant que l’effluent est dans le découvert, il s’agit d’éviter toute surpression à ce moment là. L’idéal serait de ne pas mettre de surpression de sécurité pendant la circulation des premiers coups de pompe correspondent au volume de l’espace annulaire du découvert. Une méthode simple consiste à ne pas mettre de sécurité ‘’dans la circulation’’ , tout en mettant de la sécurité ‘’dans la boue’’. Principe : Au lieu de démarrer à : PR1 = Pt1 + S + Pc1 On démarre à : PR1 = Pt1 + Pc1 donc, pour la densité requise :

dr = d1 + 10.2(Pt1 + S)/ Z

Quant la boue lourde est à l’outil , on est bien à : PRr = Pcr

Au démarrage du contrôle , la pression de fond vaut PG, puis augmente progressivement pour arriver à PG + S quand la boue lourde arrive à l’outil . on retrouve tous ces éléments sur le diagramme.

Pr Pt1 + S + Pc1 Pt1 + Pc1

PRr = Pcr

0

PG + S

Volume intérieur

Nbre coups de pompe

PG + S

PG

Evolution de la pression de refoulement et de fond (sans sécurité dans circulation)

2. MESURE DE Pt1 EN CAS DE PRESENCE D’UNE SOUPAPE DANS LA GARNITURE La lecture directe de la pression en tête des tiges , puits fermé, est impossible . La connaissance de Pt1 étant indispensable pour évaluer la pression de gisement On a le choix d’utiliser l’une des 2 méthodes suivantes : 2.1.1. Mesure de Pt1 , puits fermé : Pomper très lentement par paliers de pression jusqu’à ce que l’on note un décrochement de la pression en tête de l’espace annulaire , indiquant l’ouverture de la soupape. Lire alors la pression en tête des tiges qui représente une valeur de P t1 . 2.2. – Mesure de Pt1 en circulation : forage) :

Les pertes de charge à débit réduit (P c1) étant connues ( mesurées au cours du Lire la pression puits fermé en tête de l’espace annulaire (Pa1). Ouvrir légèrement la duse et démarrer la circulation avec la boue d ’origine, jusqu’à obtenir en tête de l’espace annulaire : Pa = Pa1 + S. Régler la vitesse de la pompe pour atteindre le débit de contrôle , et l’ouverture de la duse pour maintenir la pression en tête de l’espace annulaire constante et égale à : Pa1 + S. Lorsque le régime est correctement établi, lire la valeur de la pression initiale de circulation à débit réduite (P R1) . Evaluer la valeur de la pression en tête des tiges, puits fermé :

Pt1 = PR1 - (Pc1 + S)

Remarques : L’évaluation de Pt1 par l’une de ces méthodes est moins précise que celle obtenue lorsque la garniture n’est pas munie d’une soupape . La courbe de remontée de pression ne peut pas être construite et interprétée . Un seul point est connu ( à l’instant où la mesure est effectuée ) mais on ignore sa position sur la courbe . Ces méthodes fournissent cependant une approximation suffisante de la valeur de P t1 dans de nombreux cas . La pression en tête de l’espace annulaire n’étant pas affectée par la présence d’une soupape de non retour dans la garniture, il est possible de suivre l’allure de la remontée de pression en tête de l’espace annulaire après fermeture du puits, sur

l’enregistreur de pression. On peut ainsi décider du meilleur moment pour mesure P t1 lorsque l’on constate un fléchissement dans la remontée de la pression en tête de l’espace annulaire .

3. OUTIL AU FOND / CIRCULATION IMPOSSIBLE / PAS DE SOUPAPE : METHODE DE LA PURGE CLASSIQUE

Il se peut qu’au cours d’un contrôle , la circulation soit interrompue à la suite d’un incident de surface ou devienne impossible à la suite d’un bouchage de l’outil. Puits fermé, le gaz se trouve dans l’annulaire, il se chemine vers la surface : Donc augmentation de la pression. Pour éviter une fracturation du découvert, il est nécessaire de purger . alors :

Chaque fois que l’on disposera de la lecture du manomètre tiges, on pratique

Il suffit de purger l’annulaire, de maintenir en tête des tiges la pression puits fermé augmentée d’une légère marge de sécurité (S) . Il s’agit en fait de la driller’s method à débit nul . Quand les manomètres se stabilisent et que du gaz commence à sortir du puits, il faut immédiatement refermer le puits et le laisser sous pression jusqu’à ce que le problème de circulation soit résolu . C’est en effet le gaz qui est dans le puits , par son rôle d’accumulateur de pression qui participe au maintien de la pression de fond . Le laisser s’échapper ferait chuter la pression hydrostatique sur le fond et la couche se remettrait à débiter .

4. LOW CHOKE PRESSURE METHOD : Quand , à la fermeture, on risque d’atteindre la Padm , il faut ouvrir la duse et reprendre une circulation réduite, en maintenant en tête de l’espace annulaire une pression constamment inférieure à Padm. A la reprise de la circulation, il faut commencer à augmenter la densité de la boue à la valeur estimée pour tuer le puits ( sans dépasser la densité de fracturation au point fragile). Si au moment de cette fermeture, il y’a déjà de la boue alourdie dans l’espace annulaire entre la surface et le point fragile, il ne faut pas oublier de corriger la Padm en fonction de cette nouvelle pression hydrostatique . Si la fermeture peut être effectuée dans de bonnes conditions , à ce point du contrôle , on est ramené au problème classique . Il est important de noter, qu’ en circulant à une valeur inférieure à Padm en tête de l’espace annulaire , on maintient une pression sur le fond insuffisante pour contrôler la formation . La formation va débiter tant qu’une boue suffisamment alourdie ne se trouvera pas dans l’espace annulaire . Cette méthode n’aura des chances de succès que si la formation n’est pas trop perméable . Il ne faut pas oublier que la valeur de la P adm n’est significative que tant que l’on a de la boue à la densité correspondante dans l’espace annulaire tubage/garniture. Une fois que l’on a pompé l’équivalent du volume de l’espace annulaire découvert/ garniture, l’effluent est dans le tubage et la pression peut dépasser en tête de l’espace annulaire la valeur de Padm sans que pour autant on craque .

EVOLUTION DE Pref LORS DE L’INJECTION DE LA BOUE LOURDE DANS LES TIGES : Dans la mesure où on cherche à garder une pression de fond constante et égale à : PF = PG + S et on circule au débit constant Qr, la pression de refoulement lors de l’injection de la boue lourde évolue de :

PR1 = Pt1 + S + Pc1 à

PRr = Pcr = Pc1 dR/d1

D’une manière simplifiée, on considère l’évolution de cette pression de refoulement comme linéaire en fonction du nombre de coups de pompe ( ou du volume pompé)

PR

PR1 PRr

N

Ni

La réalité est plus complexe. Elle dépend essentiellement : D’une répartition non-linéaire des pertes de charge dans la garniture. En particulier, une partie des pertes de charge sont concentrées à l’outil si celui-ci est dusé cette figure illustre ce cas.

PR

PR1

1 = arrivée de la boue alourdie à l’outil 1 PRr

N N

D’une garniture ayant une section intérieure non constante ( présence de masse-tige, garniture mixte) .

La figure illustre l’effet global de ces perturbations dans le cas d’une garniture mixte.

PR

arrivée de la boue lourde 1 = au changement de diamètre des tiges 2 = aux masses-tiges 3 = à l’outil

1

PR1

2 3

PRr

N

Ni

D’un profil de puits non vertical ( puits dévié ). Là encore, du fait de la déviation , l’augmentation de la pression hydrostatique dans les tiges n’est pas linéaire avec le nombre de coups pompés. La figure illustre ce cas.

PR

PR1

1

2 3

Ni

Arrivée de la boue alourdie : 1 = au début de la portion déviée 2 = aux masses-tiges 3 = à l’outil PRr

N

5 . – RESISTANCE DE L’OUVRAGE : Padm La pression limite Padm que l’on peut admettre en tête de l’espace annulaire, puits fermé, sans risquer de provoquer la fracturation des terrains au point fragile , est liée à la densité du fluide situé dans l’annulaire entre le point fragile et la surface.

La Padm change quand la densité du fluide change : Zs d1

Padm = Pfrac -

10.2

Densité de fracturation dfrac =

10.2 Pfrac Zs

Gain maximal admissible à la fermeture pour ne pas craquer au point fragile

Hauteur de gaz :

h = 10.2

[ Padm – (PG – Zd1 / 10.2)] d1 - dg

dg est donné par l’abaque K 13 du formulaire du foreur. Pression maximale en tête de l’annulaire, puits fermé plein de gaz Pa pg = PG -

Z dg 10.2

Pression maximale en tête de l’annulaire lors de la circulation d’une venue de gaz avec la boue de densité initiale

Pa max =

Pt1 2

+

Pt1 2 4

+

K G d1 PG

1/2

10.2 va

K est donné par l’abaque K 13. Nota : Cette pression est calculée au moment où le gaz arrive sous les BOP. On considère ici la géométrie de l’espace annulaire constante.

Pression maximale au point fragile lors de la circulation d’une venue de gaz avec la boue de densité initiale

Psmax = Pt1 + Zs d1 / 10.2 2

+

(Pt1 + Zs d1 /10.2)2 4

+

Gd1 PG

1/2

10.2 va

Nota: Cette pression est calculée au moment où le gaz arrive sous le point fragile . On considère ici la géométrie de l’espace annulaire constante. K est égal à 1.

METHODES PRATIQUE DE NEUTRALSATION ET CONTROLE DES PUITS 1. - INTRODUCTION Bien que les principes fondamentaux de la théorie de neutralisation des puits sous pression soient identiques à ceux des opérations de forage, la priorité dans le choix des méthodes pratiques de contrôle à appliquer est différente. En effet , la neutralisation des puits en work over et complétion présentent les aspects particuliers suivants : Le pourcentage des solides dans le fluides utilisés en work over est très réduit ce qui provoque de pertes durant la circulation. Les interventions work over contrairement aux opérations de forage débuteront souvent avec une opération de neutralisation du puits. Dans les opérations d’intervention , il est possible de trouver le fluide de formation dans le tubing et annulaire. Dans les opérations d’intervention le nombre de manœuvres est nettement plus supérieur à celui de forage. Généralement dans les opérations d’intervention la liaison couche trou est assurée par un tube perforé. Dans les opérations d’intervention la neutralisation du puits devient plus difficile à cause de la présence des différents fluides dans le puits. Les techniques de contrôle des puits sous pression seront accomplies par l’utilisation des dispositifs de confinement en surface ou au fond . Ces équipements sont classés en trois catégories : 1. les dispositifs de contrôle primaire utilises comme premier moyen de fermeture du puits durant les opérations d’intervention 2. les dispositifs de contrôle secondaire qui seront utilisés comme moyen de secours en cas de défaillance des dispositifs de contrôle primaire. 3. les dispositifs de contrôle tertiaire qui seront utilisés dans les situations d’urgence. Un dispositifs de confinement devient une barrière dès qu’il est opéré. On définit une barrière comme étant un dispositif mécanique ou fluide qui empêche l’écoulement incontrôlé du fluide de formation.

2.-DEFINITIONS 2.1. -Pression hydrostatique La pression hydrostatique est définie comme étant le poids d’une colonne verticale de fluide par unité de surface. 2.2. – Pressions de formation : C’est la pression du fluide contenu dans les pores d’une formation. Elle est aussi appelée pression de pores ou pression de gisement. 2.3. - Pression de fracturation : La pression de fracturation est la pression à laquelle il y aurait rupture de la matrice de la roche , cette fracturation est accompagnée par une perte de fluide. La formation sous le sabot représente en général le point le plus fragile du découvert . La connaissance de la pression de fracturation est d’une importance vitale pour l’élaboration du programme de neutralisation et de reprise de puits. 2.4. - Operation Leak-off-test (LOT): Un Leak-off test est un essai de pression qui détermine la valeur réelle de la pression à exercer sur la formation jusqu’à initier l’injection du fluide de test dans la formation. Durant le contrôle des puits , la pression d’injectivité est essentielle pour la détermination de la pression maximale admissible en surface (Padm) afin d’éviter la fracturation de la formation la plus fragile dans le découvert. La pression de fracturation est donnée par la formule suivante : Pfrac = P LOT +

Padm = Pfrac

Zs X d 10.2 Zs X d 10.2

=

( dfrac – d) X Zs 10.2

NOTE : La pression admissible doit être recalculée à chaque changement de densité du fluide dans le puits. 2.5.- Choix du débit de contrôle (Qr) :

la

La circulation des venues se fait généralement à des débits relativement faibles par rapport aux débits de forage. En pratique la valeur du débit de contrôle est généralement choisie entre la moitié et le quart du débit de forage . 2.6. – Observation et relevée des pressions en tête : Dès la fermeture du puits après une venue, les pressions en tête des tiges et d’annulaire doivent être relevées et notées chaque minutes jusqu’à la stabilisation. Dans le cas d’une venue de gaz ,la détermination des pressions stabilisées en tête s’avère difficile et délicate du fait de la migration du gaz dans l’espace annulaire . C’est la raison pour laquelle en pratique, tout augmentation de la pression au delà d’une certaine limite est considérée comme étant due à la migration du gaz.

2.7. – Détermination de la densité requise (dr) La densité requise est définie comme étant la densité de la boue fournissant une pression hydrostatique égale a la pression de pores . Apres la fermeture du puits, la pression de pores est égale à la somme des pressions a l’intérieur de la garniture et aussi égale à la somme des pressions dans l’espace annulaire . Calcul de la pression finale de circulation(PRr) Pour maintenir une pression au fond constante hors du pompage de la boue de densité requise à l’intérieur de la garniture , la pression de refoulement doit décroître de la pression de refoulement initiale (PR1) jusqu'à la pression de refoulement finale (PRr). Cette pression correspond aux pertes de charges à l’intérieur de la garniture lorsque la boue lourde atteigne l’outil. dr PRr = Pc1 x d1 PRr :pression finale de circulation(bars) Pc1 : pertes de charge à débit réduit(bars). dr : densité requise de la boue(kg/l) d1 : densité initiale de la boue ( kg/l).

Plusieurs méthodes de contrôle ont été développés au file des années pour traiter diverses situations de venues. Ces méthodes de contrôle ont le même principe de base qui consiste à maintenir une pression au fond constante et égale ou légèrement supérieure à la pression de pores durant toute la durée de contrôle . Elles différent les une des autres par la procédure de mise en œuvre de ce principe . Elles différent les une des autres par la procédure de mise en œuvre de ce principe . 4.– Driller’s Method : La driller’s method est la méthode la plus ancienne , elle est considérée comme étant la méthode la plus simple à mettre en œuvre du fait que le contrôle peut se faire immédiatement après la fermeture du puits sans préparation spéciale ( bonne pour une neutralisation dans les conditions normales). Cette méthode consiste à : Circuler et évacuer l’effluent avec la densité initiale de forage. Remplacer la boue initiale par une boue de densité suffisante pour équilibrer la pression de pores . Procédure de mise en œuvre de la Driller’s Method 1. Fermer le puits dés la constatation d’un signe positif de venue . 2. Noter le gain et relever les pressions stabilisées en tête des tiges et d’annulaire. 3. Remplir les fiches de contrôle (kill sheet). 4. 1 . – Première circulation Ouvrir légèrement la duse et démarrer progressivement la pompe de forage jusqu’à atteindre le débit de contrôle (Qr) en ajustant la duse pour maintenir la pression annulaire constante et égale à la valeur de la pression stabilisée en tête d’annulaire (Pa1). Une fois le débit de contrôle est atteint, la pression en tête des tiges doit être égale en principe à la pression initiale de circulation calculée (PR1). Continuer à circuler à débit constant jusqu’à l’évacuation complète de la venue toute en ajustant la duse pour maintenir la pression de refoulement constante et égale a la pression initiale de circulation (PR1). Arrêter la circulation et fermer le puits.

Apres la fermeture du puits , on doit lire les même pressions en tête des tiges et de l’annulaire . Pt = Pa = Pt1 4.2. – Deuxième circulation La boue de densité requise étant prête. Ouvrir légèrement la duse et démarrer la pompe progressivement jusqu’à atteindre le débit de contrôle en ajustant la duse pour maintenir la pression annulaire constante et égale à la valeur de la pression annulaire l’hors de la fermeture en fin de la première circulation (Pa = Pt1) . Continuer à circuler à débit constant et ajuster la duse pour avoir une pression de refoulement décroissante de la valeur de pression initiale de circulation (PR1) à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) selon le graphe préétabli. Une fois la boue atteigne l’outil, continuer à circuler à pression de refoulement constante et égale à la pression finale de circulation(PRr) jusqu’à l’arrivée de la boue de en surface ( on doit avoir en principe une pression annulaire nulle). Arrêter la circulation , fermer la duse et observer les pressions en tête des tige et d’annulaire qui doivent être nulles. Ouvrir le puits et continuer les opérations normales de forage après conditionnement de la boue. NOTES : 1. Durant la circulation de la venues dans le découvert, la pression annulaire ne doit en aucun cas dépasser la pression maximale admissible en tête (Padm) pour ne pas fracturer au sabot ou au point fragile . 2. Une fois la venue est dans le tubage le risque de fracturation est écarté si la pression de fond est maintenue constante. 3. Après la mise en place de la boue de densité requise ,cette dernière peut être alourdie à une densité supérieure fournissant une marge de sécurité (trip margin) de l’ordre de 10 à 15 bars

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DES TIGES ET ANNULAIRE 1 ERE CIRCULATION

PRESSION TIGES P c1 Début de circulation

Fin de circulation

Pression constante = PR1

Pc1

Pt1 Nombre de coups annulaire total (Ca)

Début de circulation

Fin de circulation PRESSION ANNULAIRE

Venue de gaz

Pa1

Venue d’eau

Nombre de coups annulaire total (Ca)

Pa = Pt1

EVOLUTION DES PRESIONS EN TETE DES TIGES ET ANNULAIRE 2 EME CIRCULATION Début de circulation

Fin de circulation PRESSION TIGES

PR1 PRr

Pression constante = PRr

Pc1 Boue lourde atteint l’outil Pt1

Ci

Ca

Début de circulation

Fin de circulation PRESSION ANNULAIRE

Pa = Pt1 =Cste Pt1 Ci

Ca

4.

– Wait and Weight Method

La Wait and Weight Method est une autre technique de contrôle de venues ayant le même principe de base que la Driller’s Method . La procédure de cette méthode consiste à évacuer la venue avec la boue de densité requise en une seule circulation. Procédure de mise en œuvre de la Wait and Weight Method 1.

Fermer le puits dès la constatation d’un signe de venue

2.

Noter le gain et relever les pressions stabilisées en tête des tiges et d’annulaire.

3.

Remplir la fiche de contrôle ( Kill Sheet) et alourdir la boue à la densité requise.

4. Une fois la boue de densité requise est prête , ouvrir légèrement la duse et démarrer progressivement la pompe jusqu’à atteindre le débit de contrôle (Qr) en maintenant à l’aide de la duse la pression annulaire constante et égale à la pression stabilisée en tête d’annulaire (Pa1).

Lorsque le débit de contrôle est atteint avec une pression annulaire maintenue constante, le manomètre de tiges doit indiquer une pression de refoulement égale à la valeur de la pression initiale de circulation (PR1). 5. Pendant le pompage de la boue de densité requise à l’intérieur de la garniture à débit de contrôle constant, la pression de refoulement doit décroître selon le graphe préétabli de la valeur de la pression initiale de circulation (PR1) à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) lorsque la boue lourde atteigne l’outil. 6. Durant la remontée de la boue lourde dans l’espace annulaire , continuer à circuler à la pression de refoulement constante et égale à la valeur de la pression finale de circulation(PRr) en ajustant la duse jusqu’à l’évacuation complète de la venue et le retour de la boue lourde en surface. 7. Arrêter la pompe , fermer la duse et observer les pressions en tête des tiges et d’annulaire qui doivent être nulles. 8.

Ouvrir le puits et continuer les opérations après conditionnement de la boue.

EVOLUTION DES PRESSIONS EN TETE DES TIGES ET D’ANNULAIRE Fin de circulation

Début de circulation PRESSION TIGES PR1

Pc1

PRr

Pression constante = PRr

Boue lourde à l’outil Puits neutralisé par L’intérieur tiges

Pt1

Ci Début de circulation

Ca PRESSION ANNULAIRE

Fin de circulation

Gaz dans l’annulaire

Boue d1 évacuée Gaz évacué

Pa1

Pa = 0 Ci

Ca

6 . – Volumétric Method : C’est une méthode de contrôle conventionnelle qui consiste à faire remonter une venue de gaz jusqu’en surface sans circulation , en laissant le gaz se détendre d’une manière contrôlée. Cette méthode est utilisée dans des situations particulières de venues où la circulation de l’effluent devient impossible telles que : Garniture de forage hors du trou. Garniture coincée loin du fond. Bouchage de la garniture de forage. Arrêt de la force motrice. Sifflure ou rupture de la garniture de forage. On peut distinguer deux cas possibles lors de l’application da la Volumetric Method. 1er cas : Communication de pression entre l’espace annulaire et l’intérieur des tiges avec impossibilité de circulation. Cette méthode consiste à purger de la boue pour maintenir la pression en tête des tiges constante et égale à la valeur de la pression stabilisée ( Pt1) jusqu’à l’arrivée du gaz sous les obturateurs où il sera évacuer en circulation ou en utilisant la Lubricating Technique. En pratique, une marge de sécurité est prise pour pallier aux fluctuations des pressions lors de la manipulation de la duse. 2eme cas : Pas de communication de pression et impossibilité de circulation Lorsque la lecture de la pression en tête des tiges n’est pas possible, le contrôle de la pression de fond doit se faire avec le manomètre annulaire. a) Choix et calculs 1) Choix du palier de pression de travail ( "P) Le palier de pression de travail ( "P) est défini comme étant l’augmentation de la pression annulaire autorisée avant de purger un certain volume de boue pour garder la pression de fond constante. La valeur de ce palier de pression est généralement comprise entre 5 et 10 bars. En pratique, l’augmentation de la pression annulaire est obtenue en laissant le gaz migrer puits fermé. 2) Choix de la marge de sécurité (S) Une marge de sécurité de 10 à 15 bars est prise pour pallier aux variations des pressions dues à la manipulation de la duse.

3) Calcul du volume de purge (V) Le volume (V) est le volume de boue à purger dans le trip tank donnant une pression hydrostatique dans l’espace annulaire égale au palier de pression de travail ( "P) choisi . Le calcul de ce volume est obtenu par la formule suivante : V = 10.2 x "P d1

x Vea

où : V = Volume de boue à purger (L) "P = Palier de pression de travail (bars) d1 = Densité de la boue (Kg/L) Vea = Volume espace annulaire correspondant à la position du gaz dans l’espace annulaire (L/m) 4) Calcul de la vitesse de migration du gaz (Vm) Une fermeture prolongée du puits après une venue de gaz aura pour conséquence une augmentation de pression due à la migration de ce dernier. La vitesse de migration du gaz dans l’espace annulaire est estimée à partir de l’augmentation de la pression par unité de temps. Pour connaître la position du gaz à tout moment dans l’espace annulaire , la formule suivante peut être appliquée : Vm = 10.2 x "P où : Vm = vitesse de migration du gaz (m/h) "P = augmentation de pression (bars/h) d1 = densité de la boue (Kg/L)

d1

Procédure de mise en œuvre de la Volumetric Method 1) Noter la pression stabilisée en tête de l’annulaire Pa1 2) Laisser la pression annulaire monter jusqu’à la valeur : Pa2 = Pa1 + S + "P 3) Purger dans le trip tank à pression annulaire constante et égale à Pa2 le volume de boue V calculé correspondant à la position du gaz dans l’annulaire en utilisant de préférence la duse manuelle.

4) Laisser la pression annulaire monter d’une valeur égale au palier de pression de travail "P choisi. La pression annulaire aura une nouvelle valeur : Pa3 = Pa2 + "P

5)

00

Puits fermé après venue

Répéter les séquences 3 et 4 jusqu’à l’arrivée du gaz en surface, puis sera évacué en utilisant la lubricating.

Pa Pa11

0

Augmentation de la Pan par migration

Pa2

0

Pa3

0

Augmentation de la Pan après purge

Pa4

0

Arrivée du gaz sous les BOP’s

Pa5

7 . – Lubricating Technic : C’est une technique utilisée pour évacuer un volume de gaz se trouvant sous les obturateurs en le remplaçant par la boue de forage. Le principe de la technique consiste à maintenir la pression de fond constante en pompant un certain volume de boue par l’espace annulaire et de purger un volume de gaz pour réduire la pression annulaire d’une valeur égale à la pression hydrostatique du volume pompé. 1. Noter la pression annulaire Pa . 2. Choisir un palier de pression de travail "P qui est généralement compris entre 5 et10 bars. 3. Calculer le volume de boue V donnant une pression hydrostatique dans l’espace annulaire égale au palier de pression de travail "P choisi. 4. Pomper par l’espace annulaire (Kill Line) le volume de boue V calculé. 5. Laisser la boue se décanter à travers le gaz. 6. Purger le gaz à l’aide de la duse manuelle pour réduire la pression annulaire d’une valeur égale au palier de pression de travail "P choisi plus la surpression due à l’injection de la boue. 7. Répéter les séquences 4, 5 et 6 jusqu’à l’évacuation complète de la venue.

8 . – Procédure de Stripping Dans le cas d’une venue en cours de manœuvre de remontée, plusieurs options peuvent être envisagées : a.

Si le puits ne débite pas, redescendre la garniture au fond puits ouvert tout en surveillant le retour de boue à la goulotte.

b. Si le puits est fermé, garniture loin du fond et les conditions du trou ne le permettent pas de redescendre la garniture , la Volumetric Method sera utilisée pour contrôler la venue.

c. Si le puits est fermé après débit et les conditions du trou le permettent, le stripping est recommandé pour redescendre l’outil au fond et évacuer la venue en circulation ((première circulation de la Driller’s Method). Sachant que le contrôle d’une venue en cours de manœuvre ne sera effectif que si l’outil est au fond, tous les efforts doivent être déployés pour redescendre l’outil au fond en utilisant la procédure de stripping. En effet, le stripping est une technique qui permet en cas de venue de redescendre la garniture de forage au fond (puits fermé) en gardant la pression de fond constante. Pour maintenir la pression de fond constante, l’opération de stripping consiste à purger à pression annulaire constante un volume de boue égal au volume extérieur de la garniture introduite , plus un certain volume correspondant à l’augmentation de la pression annulaire due à la migration du gaz. La réalisation pratique d’une telle opération s’avère délicate pour les raisons suivantes : Augmentation de la pression en tête d’annulaire due simultanément à la migration du gaz à l’introduction de la garniture dans le puits . Difficulté de connaître la position exacte du gaz dans le puits. Mise en place d’équipements adaptés à l’opération (trip tank et BOP’s) Manque de formation et de communication. Procédure de mise en œuvre de l’opération de stripping 1. Noter le gain (G) et relever la pression annulaire stabilisée (Pa1). 2. Préparer la feuille de contrôle pour le stripping . 3. Choisir un palier de pression de travail "P qui est généralement compris entre 5 et 10 bars. 4. Calculer le volume de boue V1 à purger correspondant à ce palier de travail. V1 =

où :

10.2 x "P

x Vea (OH / DC) d1 V1 = Volume de boue à purger (L) "P = palier de pression de travail choisi (bars) d1 = densité initiale de la boue (Kg/L) Vea = volume de l’espace annulaire trou-tiges (L/m)

5. Choisir une marge de sécurité (S) pour pallier aux fluctuations de pressions dues à la manipulation de la duse. Sa valeur est généralement comprise entre 10 et 15 bars. 6. Calculer la marge de sécurité pour compenser la chute de pression hydrostatique due à l’introduction de la BHA dans la venue. 7. Aligner le manifold de duse sur le trip tank et réduire la pression de régulation de l’obturateur annulaire jusqu’à l’obtention d’une légère fuite.

8. Faire monter la pression annulaire (en strippant) à une pression Pa2 égale à la valeur : Pa2 = Pa1 + S SDC + "P. 9. Continuer l’opération de stripping en introduisant la garniture lentement à une vitesse de l’ordre 0.3 m/s et en purgeant à pression annulaire constante égale à Pa2 . 10. Après chaque longueur introduite, noter le volume total purgé V et calculer la différence entre ce dernier et le volume extérieur total de la garniture introduite dès le début de la purge. 11. Poursuivre l’opération de descente en purgeant la pression annulaire constante égale à Pa2 jusqu’à ce que la différence entre le volume total purgé V et le volume total extérieur introduit depuis le début de la purge Vext soit égale au volume calcul. 12. Fermer la duse manuelle et continuer à stripper en laissant la pression annulaire monter de "P jusqu’à la valeur Pa3 . 13. Répéter les séquences 11 et 12 jusqu’ ce que l’outil arrive au fond et se préparer pour évacuer la venue en circulation.

9 . Contrôle de venue dans les puits horizontaux Le comportement d’une venue dans un puits fortement dévié ou horizontal est différent de celui dans un puits vertical. En effet, une venue de gaz peut être piégée et plus difficile à évacuer du drain horizontal. Dans un puits horizontal, le volume d’une venue due au pistonnage en cours de la manœuvre de remontée est relativement plus important que dans un puits vertical. La confirmation d’une telle venue par un flow check ou par une lecture des pressions après la fermeture du puits est impossible tant que le gaz est dans le drain horizontal. Détection des venues en forage. La détection d’une venue dans une section horizontale est plus difficile que dans un puits vertical. Toutefois les indicateurs les plus sûrs restent les mêmes à savoir : Augmentation du débit de boue à la goulotte Augmentation du niveau de boue dans les bacs. Pour permettre un bon suivi des volumes durant le forage d’une section horizontale, les opérations telles que , l’ajout des produits chimiques ou de la boue même de faibles volumes dans le circuit de circulation sont à éviter. PRECAUTIONS A PRENDRE Pendant l’ajout d’un simple Pendant les ajouts de simples, aligner le retour de boue sur le trip tank pour détecter d’éventuelles venues dues à l’élimination des pertes de charge annulaire.

Pendant la remontée 1. Réduire la vitesse de remontée pour éviter le pistonnage (swabbing) 2. Conditionner la boue avant la manœuvre de remontée pour obtenir une rhéologie adéquate et une densité de boue avec une marge de sécurité suffisante.

3. Lors de la manœuvre de remontée, le bouchon lourd ne doit être pompé que lorsque l’outil est hors de la section horizontale (pour éviter le back flow). 4. Suivre d’une manière rigoureuse les volumes pompés par l’utilisation d’un trip tank et d’une feuille de manœuvre (trip sheet). 5. S’assurer que la marge de sécurité de manœuvre (trip margin) est suffisante avant d’entamer la remontée.

FEUILLE DE CONTROLE DE VENUE LUBRICATING TECHNIQUE

Puits : Appareil : Profondeur puits : m Côte outil : Pression Pa : bars Gain Palier de pression de travail "P = V1 =

Heure

10.2 x "P d1

x Vea (CSG/DP) =

Opération

bars 10.2 x

P annulaire (bars)

Date : m Pression limite en surface L Densité boue Vea CSG/DP

x

Diminution de pression (bars)

=

b ars Kg/l L/m L

Volume pompé (L)

Volume total pompé (L)

FEUILLE DE CONTROLE DE VENUE PROCEDURE DE STRIPPING

Puits : Appareil : Profondeur puits : m Côte outil : Pression Pa1 : bars Gain Palier de pression de travail "P = Vext tiges L/m V.ext d ’une longueur 10.2 x "P 10.2 x V1 = x Vea (OH/DC) = d1

SDC =

d1 - dgaz 10.2

x

G Vea (OH/DC)

Pa2 = Pa1 + S SDC + "P =

N N Pallier Longueur

P annulaire (bars)

+

Volume purgé V(L)

-

G Vtrou

+

Cumul Vext DP(L)

Date : m Pression limite en surface L Densité boue bars Sécurité L Van OH/DC

x

=

L

=

+

V1=V-V.ext (L)

=

bars

Remarques

ba rs Kg/l bars L/m

FEUILLE DE CONTROLE DE VENUE VOLUMETRIC METHOD

Puits : Profondeur puits : Pression Pa1 Van OH/DC :

Appareil : m Côte outil : bars Gain L/m Van OH/DP:

Sécurité S = 10.2 x "P V1 = d1

bars

V1 =

V1 =

10.2 x "P d1 10.2 x "P d1

x Vea (OH/DC) =

x Vea (OH/DP) =

x Vea (CSG/DP) =

Pa2 = Pa1 + S + "P =

Heure

Opération

+

Date : m Pression limite en surface L Densité boue L/m V an CSG/DP :

Palier de pression de travail "P = 10.2 x x = L 10.2 x

10.2 x

+

P annulaire (bars)

x

=

L

x

=

L

+

Augmentation de pression (bars)

=

Volume purgé (L)

bars Kg/l L/m bars

L

Volume total purgé (L)

COMMENT FONCTIONNE L’ACCUMULATEUR

La pompe électrique aspire du fluide hydraulique du réservoir à travers la vanne d’aspiration, filtre et force ce liquide hydraulique à travers la « check valve » et « chut off valve » afin de charger le manifold et les accumulateurs . psi .

Cette opération de charge continuera jusqu’à ce que le système complet atteigne 3000

L’interrupteur de pression détecte cette pression et arrête l’arrivée de courant à la pompe quand la pression de 3000 psi est atteinte .Il remet le moteur en marche quand la pression est tombée à 2750 psi. La pression de l’accumulateur est indiquée sur le manomètre de l’accumulateur et, en cas de surpression ,la soupape de sûreté renvoie du liquide au réservoir à 3000 psi. La pression du système est également présente sur la vanne BYPASS et la soupape de sûreté du Manifold , qui est réglée à une pression de 3500 psi ( vers le réservoir) . La vanne By pass est utilisée pour sélectionner soit une pression totale d’accumulateur soit une pression partielle et inférieure pour le BOP annulaire. Deux vannes de réduction et régulation de pression sont fournies afin de permettre la régulation de pression à la pression désirée. La pression du régulateur à air est lue sur le manomètre ANNULAIRE. La pression du régulateur manuel est lue sur le manomètre MANIFOLD. L’apport d’air , à 125 psi , alimente le système à travers un filtre et un lubrificateur . Si la pression du système descend à moins de 2900 psi , l’interrupteur de pression d’air s’ouvrira et permettra à l ‘air d’activer les pompes hydrauliques à air . Si des pressions supérieures à 3000 psi sont nécessaires la vanne By pass peut être ouverte et éviter le régulateur afin de permettre aux pompes de continuer . Cette vanne By pass doit être toujours rester fermée. Les vannes « shut off » sont livrées afin de contrôler l’alimentation en air des pompes. Les pompes hydrauliques à air aspirent le fluide hydraulique à travers une vanne shut off et filtre et pompent à travers la « check valve » jusqu’à ce que la pression d’accumulateur atteigne 3000 psi (système à air seulement) et 2900 psi (systèmes à air et électriques). Si il n’y a pas de fuite et que le système n’est pas utilisé, le système restera chargé à 3000 psi et ni l’air ou l’électricité ne sont utilisés. Le manifold de contrôle est utilisé soit sur l’unité elle même ou grâce à une console de contrôle à distance avec de l’air comprimé. Cet air surpression est appliqué à travers une boite jonction d’air et actionne des cylindres à air couplés aux vannes de contrôle à quatre voies provocant la fermeture ou l’ouverture des BOP.

Le fluide hydraulique que retourne des BOP’s passe au réservoir à travers les vannes de contrôle. Quand le système est utilisé et que la pression globale descend, les pompes électriques et à air sont immédiatement mises en marche afin de recharger le système à la pression désirée.

L’ACCUMULATEUR ET UNITE DE POMPE Les accumulateurs et unités de pompage offrent la haute pression hydraulique nécessaire pour contrôler les BOP. Chaque accumulateur est pourvu d’une combinaison de pompes électriques et à air. Ces pompes débitent du fluide hydrauliques à haute pression dans des réservoirs appelés accumulateurs. Ces bouteilles sont pré-chargées avec de l’azote inerte et comprimé. Quand le fluide hydraulique pénètre dans ces bouteilles , l’azote est comprimé et accumule une énorme quantité d’énergie. Les bouteilles /accumulateurs sont présentés en deux types et une variété de grandeurs. Toutes les unités d’accumulateurs NL SHAFFER opèrent sur le même principe. Les pompes hydrauliques à air ou électriques sont alimentées de fluide à partir du réservoir , et à travers le filtre d’aspiration. Ces pompes produisent du fluide hydraulique à haute pression emmagasiné dans les accumulateurs. Les pompes à air sont équipées d’interrupteurs hydropneumatiques qui arrêtent les pompes à 3000 psi. Ces interrupteurs peuvent être ‘’by passés’’ si des pressions supérieures à 3000 psi sont requises. Néanmoins , le système est équipé de vannes de sécurité réglées à 3500 psi qui doivent être isolées avec les bouteilles/accumulateurs quand les interrupteurs hydropneumatiques sont ‘’by passés’’. Les pompes électriques sont équipés d’interrupteurs hydropneumatiques qui arrêtent les pompes à 300 psi et les remettent en marche quand la pression est tombée à 2700 psi.

MANIFOLD CONTROL Les manifolds de contrôle dirigent le flux de fluide hydraulique produit par les pompes à travers des régulateurs à fermeture par cisaillement de haute capacité. Chaque manifold a normalement deux régulateurs , un régulateur de manifold qui sert à régler la pression aux BOP et aux vannes, et un régulateur servant à régler la pression au BOP annulaire. Le régulateur du manifold est équipé d’une soupape de déviation qui dévie le régulateur de manifold et alimente le BOP à mâchoires. Ceci est appelé le modèle Shaffer à double manifold.

La pression contrôlée des régulateurs est dirigée à travers des vannes de contrôle à quatre voies. Les positions ouverture et fermeture de ces vannes sont connectées aux côtés ouverture et fermeture des BOP’s. Tous les manifolds NL Shaffer opèrent sur le même principe. Le double manifold procure une alimentation indépendante à chaque régulateur. Ceci est essentiel pour une opération en sécurité. Chaque vanne de contrôle est pourvue d’une plaque indiquant les positions ouverture et fermeture. Les vannes ne doivent jamais rester en position intermédiaire car ceci bloquerait leurs orifices de contrôle sans distinction. Les vannes de contrôle peuvent être équipées de Cylindres hydrauliques pour un contrôle à distance. La vanne de déviation est utilisée afin de diriger la pression contrôlée ou non contrôlée au manifold des BOP à mâchoires. En position fermée, cette vanne dirige le fluide hydraulique à partir du régulateur au collecteur principal. En position ouverte, elle dirige le fluide hydraulique de la pompe au collecteur soudé et isole la pression contrôlée. La vanne de déviation ne doit être utilisée qu’en cas d’urgence. Les régulateurs sur le manifold sont soit de type manuel, soit hydrauliques, soit opérant à l’air comprimé. Le régulateur du manifold est normalement manuel et son réglage ne peut être changé qu’au manifold. Le régulateur annulaire peut être de n’importe quel de ces trois types. Si un réglage à distance n’est pas requis le régulateur manuel est utilisé. Si un contrôle à distance est nécessaire, un des deux modèles restants sera utilisé. Pour un réglage à distance, une vanne de sélection devra être choisie qui permettra le réglage soit à partir du manifold , soit à partir d’une console séparée. Egalement , quand un réglage à distance est nécessaire, des contacteurs électriques ou à air seront utilisés pour les lectures de pressions du manifold et de l’accumulateur.

CONSOLES DE CONTROLE A AIR Les consoles de contrôle à air permettent d’opérer les BOP à partir de plusieurs positions éloignées du manifold hydraulique de contrôle. Plusieurs types de consoles sont disponibles : la console du foreur, les consoles auxiliaires de contrôle et les mini-consoles, chacune d’elle étant fabriquée suivant les instructions des clients. Toutes ces consoles emploient les pièces de rechange identiques et opèrent de la même manière. Les consoles de foreur sont t installées sur le plancher et comportent une représentation du BOP complet, les vannes de contrôle et une série de manomètres permet une lecture de pression de l’accumulateur.

Les consoles de contrôle auxiliaires à distance sont placées loin du puits , à l’abri des éruptions possibles. Elles sont similaires aux consoles de foreur mais plus petites car elles ne comportent que les manettes nécessaires pour pallier une opération d’urgence. Elles ne comportent pas de double manomètres, mais peuvent être fabriquées de façon à contrôler complètement l’accumulateur. Les consoles à air sont connectées au manifold hydraulique par un câble de contrôle qui se termine , à chaque extrémité, soit par une plaque ronde(RB) de connexion , soit par une rectangulaire (JB) qui se marie exactement avec les plaques correspondantes du manifold hydraulique. Quand deux ou plusieurs consoles sont nécessaires, un ensemble de vannes est installé sur le manifold principal permettant ainsi son opération à partir de n’importe quelle console. Le mécanisme des consoles est le suivant : Une pression d’air ( 90-120 psi) est connectée à la console centrale et appliquée aux vannes de contrôle à travers une vanne de contrôle principale. Afin d’opérer une fonction à partir du panneau central, la vanne de contrôle et la vanne de fermeture principale doivent être activées en même temps. Ceci permet que la pression soit transmise à travers le câble de contrôle à la plaque de connexion du manifold hydraulique. Chaque vanne de contrôle du manifold hydraulique a un cylindre d’air connecté à la plaque de connexion. Ces cylindres sont joints aux vannes de contrôle par une tige métallique. Quand une fonction est activée, la tige métallique, poussée par la pression, s’étend ou se rétracte, et la manette de la vanne est, par conséquent, placée dans la position choisie.

PROCEDURES D’ESSAI Au moins une fois par semaine l’accumulateur doit être complètement mis à l’épreuve. Si l’accumulateur comporte des consoles de contrôle à distance, cette procédure devra inclure toutes les fonctions à partir des consoles afin de s’assurer du bon fonctionnement de l’ensemble. Les points suivants devront absolument faire part de la procédure d’assai.

ACCUMULATEUR ET MANIFOLD HYDRAULIQUE DE CONTROLE 1)

voies.

Faire un essai en position fermée et ouverte sur toutes les vannes à quatre

2)

Faire un essai des régulateurs à toutes les pressions intermédiaires entre zéro et 1500 psi.

3)

Eviter de mettre le BOP annulaire en surpression. Celui-ci ne doit jamais être complètement fermé sur un puits vide pour une opération d’essai car ceci réduirait la vie de son élément de manière considérable.

4)

Observer et vérifier les niveaux de tous les manomètres hydrauliques.

5)

Purger le système complètement afin de permettre aux pompes de recharger l’accumulateur complètement.

6)

Maintenir un contrôle constant des pompes pendant cette opération.

CONSOLES 1)

Consoles à air : Essayer toutes les vannes afin de s’assurer qu’elles n’aient aucune fuite, et que chacune des vannes active la vanne à quatre voies correspondante située sur le manifold hydraulique principal, monté à son tour sur l’accumulateur.

2)

Consoles électriques : Faire un essai sur tous les interrupteurs, vérifier le bon fonctionnement de toutes les lampes témoins, et s’assurer que chaque fonction sur la console opère la vanne à quatre voies correspondante sur le manifold hydraulique principal.

Dans les deux cas ( consoles à air et électrique) un contrôle de la pression annulaire sur les manomètres est recommandé. Les manifolds ayant un régulateur à air pour la pression annulaire ont également un sélecteur UNIT/REMOTE situé sur le manifold. La vanne est normalement laissée en position REMOTE , mais peut être placée en position UNIT, dépendant du choix du contrôle. Ce n’est que le régulateur annulaire qui est affecté par la position de cette vanne, le reste des fonctions peut être commandé soit à distance ou au manifold central.

INSTUMENTATION DEFINITION Une instrumentation regroupent toutes les opérations de fraisage et repêchage des équipements de complétion ou équipements et outils coincés. C’est une opération très délicate et coûteuse. Il faut prendre très attention pour le choix du programme du programme et outil d’intervention. On arrive fois à avoir des coincements au moment des opérations d’intervention même en application stricte d’un programme soit par l’utilisation d’un matériel non adéquat ou l’inattention suite à la routine. A ce moment, il faut prendre une décision très rapide pour appliquer un programme afin de se libérer. LE TEMPS EST UN FACTEUR MAJEUR POR LA R2USSITE Il ne faut pas aussi oublier d’avoir sur site un matériel connu, bien positionné et en bon état de fonctionnement. Le TEMPS est un facteur important de réussite , de ce fait une opération débutée rapidement sera plus efficace demandant une analyse rapide et correcte de la situation et une disponibilité des équipements d’intervention . Toutes décision d’opération nouvelle doit être prise suivant un schéma logique et ne doit en aucun cas compromettre la suite de opérations en cas d’échec. En un mot ne pas commencer une opération d’instrumentation sans en connaître les conséquences possibles ni avoir réfléchi aux possibilités suivantes en cas d’échec de celle-ci. En fin d’instrumentation , il est impératif de fournir : ± Un rapport détaillé sur les équipements abandonnés ± Un rapport d’instrumentation détaillé

ACTION PREVENTIVES CONCERNANT LES EQUIPEMENTS : La prévention en ce qui concerne les équipements passe par un contrôle systématique de tout équipement descendu dans le puits ainsi que sa connaissance .

Fréquence d’inspection : En dehors de la réception préliminaire à la prise en charge d’un nouvel appareil sur le champ, la garniture de forage sera inspectée régulièrement : ± En puits vertical : une inspection toutes les 800 Heures pour le BHA et tous les 6 mois pour les tiges ou en fin de puits dépasser 1000 Heures et 8 mois. ± En puits dévié : les Fréquences d’inspection seront réduites de moitié ± Après une instrumentation : Systématiquement tout le matériel mis en œuvre ou impliqué dans l’opération A noter que toutes ces inspection devrons faire l’objet d’un rapport avec fourniture à SH/DP des fichier d’inspection de chaque équipement concerné. Ces fiches doivent être exigées par le représentant SH/DP. Qualité d’inspection : Toute inspection de matériel tubulaire doit être de classe premium ou 2, avec BSR (Bending Rotio Strength) dans le norme de l’API RP-7G paragraphes 3.3 et 3.4, seront conservées pour la suite des opérations. Pour les puits difficiles exiger des classes 1 ou premium. Contrôle des équipements : Le superviseur devra connaître en continu les caractéristiques précises de tout élément descendu dans le puits (Diamètre intérieur et extérieur, longueur ) et tenir un cahier regroupant ces données (y compris schémas). Le superviseur devra s’assurer qu’il dispose des équipements de repêchage nécessaire à tout élément descendant dans le puits. Dans le cas contraire il refusera de descendre un équipement non repêchage par les moyens disponible. Equipements de surface : Une inspection annuelle devra être effectuer sur tous les équipements de surface (En particulier matériel de levage) par magna flux comme : - Crochet et oreilles du moufle mobile. - Oreilles d’élévateurs. - Slips de la table de rotation, etc. PREVENTION DES ERREUR HUMAINES : La meilleure des préventions pour réduire les risques d’erreurs humaines reste la consignes écrite au chef de chantier de façon à sensibiliser le personnel de poste aux problèmes et à le guider dans ces choix. Ceci est particulièrement vrai dans le cas de traction ou de coincement avant que la situation ne dégénère en opération de fishing de plus en plus délicate. Ainsi :

-

Un phénomène de traction mal appréhendé mènera certainement à un coincement. Un phénomène de coincement mal appréhendé mènera sans doute à un repêchage. Un repêchage amené souvent à l’abandon d’une partie du poisson et à un sidetrack. Un Side-Track est une opération délicate et coûteuse.

-

LE SUIVI DE CERTAINES REGLES, INTERPRETEES ET EXECUTEES D’UNE MANIERE CORRECTE, PEUT AIDER LA PLUPART DES SITUATION. Ces règles sont basées sur les quatre paramètres principaux suivants : ± ± ± ±

Circulation Rotation Mouvement vers le haut Mouvement vers le bas

Il est nécessaire de rappeler ici deux règles fondamentales auxquelles il ne faut jamais déroger : -

Ne jamais insister au cours d’un coincement et essayer de se dégager dans le sens inverse où le coincement s’est produit : ± Si coincement vers le haut de dégager vers le bas ± Si coincement vers le bas se dégager vers le haut

-

Toujours préserver ou regagner la circulation en premier, c’est souvent elle qui vous permettra de retrouver le mouvement.

Les opérations de repêchage peuvent être cassés en différentes catégories en fonction des équipements de repêchage nécessaires à leur réalisation. CATEGORIE 1 : Concerne le repêchage d’équipements de petites dimensions, non coincés dans le puits. TYPE DE POISSON Roulements d’outils, peignes de clefs, ou autre petits équipements. Reforage d’un packer ou d’une garniture cimenté. Molettes d’outil, matériel de surface qui ne peuvent pas être détruits. Poisson de poids inférieur à 5T, non coincé comme raccord, un tubing, tige ou drill collar. Packers, panier à sédiments et tout équipement dont le diamètre est inconnus ou dont le diamètre ne permet pas l’utilisation d’un spear ou overshot. Cables wire line.

EQUIPEMENT UTILISABLE Araignées : Un morceau de tubage préparé avec un sabot découpé au chalumeau, permettant de repêcher le poisson par l’extérieur en écrasant les doigts ainsi crées en dessous d’une portées. Harpons : Un morceau de tige ou de tubing équipé à l’extérieur de doigts / crochets pour prendre sur un épaulement intérieur du poisson Note :

Les équipements (Harpons et Araignées) sont en général utilises en attente de matériel plus adapté mais il faut savoir que ces équipements présentent beaucoup de risques et en particulier celui de rajouter un poisson de plus dans le puits. CATEGORIE 2 : Cette catégorie comprend toutes les opérations de repêchage, incluant les opérations de préparation type backoff, préparation du top poisson pour permettre le repêchage avec train de battage en excluant le surforage. Equipement de garniture avec un bon filetage au top comme : garniture dévissée ou backoffée. Tout poisson de type tubulaire Tout poisson de type tubulaire ne pouvant pas être repêchés par d’autre méthodes en raison : ± Diamètre extérieur inconnu ou abîmé ± Fishing necks trop cours ± Diamètre extérieur trop important par rapport au diamètre du trou.. ± Diamètre extérieur inadapté à l’utilisation de l’overshot (tubages).

EQUIPEMENT UTILISABLE Filetage mâle : L’équipement le plus fiable à cause du diamètre voulu, de la résistance voulue et sans restriction sur le diamètre intérieur. torque.

Facile à connecter sur le poisson et permettant une bonne transmission de

Non recommandé pour les filetages fins de tubage ou tubings.

Overshots : Permet le passage des outils de bac koff Permet avec étanchéité de rétablir la circulation Il nécessite dans un cas une remise en état du top poisson par fraisage. Spears : Repêchage de prise interne. Peuvent être utilisés avec packer pour permettre la reprise de circulation. Attention : les spears de petit diamètre ont des capacités mécanique très limitées par rapport à un overshot en traction et rotation. CATEGORIE 3 : Ce sont toutes les opérations d’instrumentation liées à l’échec de la catégorie 2 entraînant l’utilisation du surforage, de la coupe intérieure ou extérieure, de la garniture gauche et du reversing tool.

COLLAGE PAR PRESSION DIFFERENTIELLE RAPPEL le traitement d’un décoincement de la garniture suite à un collage par pression différentielle est très délicat. Les forces de collage qui entrent en jeu sont très importantes. Par exemple , une masse tige 8’’ collée contre la paroi d’un trou avec une surface de contacte de 7.5 cm x 6 m soumise à une pression différentielle de 20 bars donne une force de collage de 90 tonnes. Pour pouvoir vaincre cette force de collage, il faut tirer sur la garniture de forage à une valeur au moins égale à 90 tonnes. La valeur calculée alors doit être compatible avec une marge de traction que l’on dispose. C’est la tout le problème. Pour réduire cette pression différentielle, on peut avoir recours à la méthode du tube en ‘’U’’. REDUCTION DE LA PRESSION DIFFERENTIELLE-METHODE DU TUBE EN ‘’U’’

PRINCIPE Un fluide plus léger que la boue par exemple eau ou gasoil est injecté dans les tiges. Il en résulte une pression en tête de tiges. Cette pression est purgée pour laisser le puits s’équilibrer : le niveau dans l’annulaire baisse, ainsi que la pression hydrostatique dans le puits. Sécurité Le

train

de

sonde

ne

doit

pas

avoir

de

clapet

anti-retour.

Cette opération est dangereuse et interdite si un réservoir a été foré. La réduction de pression hydrostatique peut entraîner le débit de celui-ci lors du déséquilibre, le s duses de l’outil peuvent se boucher avec les déblais de formation. Dans tous les cas avant de réaliser cette méthode, la hiérarchie sera consultée pour accord.

METHODE - Circuler et conditionner la boue pour obtenir une densité homogène et une viscosité compatible avec le programme de forage présent. - Déterminer la réduction de pression hydrostatique au point de coincement (se référer aux pressions de formation environnantes). - Calculer le volume du fluide léger à utiliser. - Pomper ce volume dans les tiges . en fin de pompage lire la pression en tête des tiges. - Mettre les tiges en tension et éventuellement en torsion à droite. - Purger lentement la pression en tête des tiges en contrôlant le retour. Vérifier en même temps le niveau dans l’espace annulaire, il doit baisser. - Essai de décoincement par battage (si la coulisse) et traction/compression. Ne pas insister s’il n’y a pas de progrès. - Si la garniture se libère, tout en gardant la garniture en mouvement, circuler au moins un cycle (évacuer l’excès du bouchon). Reconditionner le trou et la boue avant de prendre le forage.

CALCULS

Pmax V d2

V’

LA

V1 d1

d2

h’

d1

Ph FIN D’INJECTION

FIN DE PURGE

Ph = réduction de pression hydrostatique choisie après du régime de pression dans le trou (kg/cm2) V = volume total de fluide léger à déplacer dans les tiges pour obtenir après purge, la réduction de pression hydrostatique décidée (V en litres) Pmax = pression maximale en tête de tige à la fin de l’injection du volume V (kg/cm2) V’ = volume de fluide léger qui revient après la purge par les tiges (litres) LA = niveau de la boue dans l’annulaire après égalisation des pressions (mètres) V1 = volume linéaire des tiges (l/m) V2 = volume linéaire de l’annulaire (l/m) d1 = densité de la boue (kg/l) d2 = densité du fluide léger (kg/l)

V = 10 x Ph x ( V1/d1- d2) + V2/d1) V’ = 10 x Ph x V2/d1 Pmax = [(d1- d2)/10] x [v/V1] LA = V’/V2

DEVISSAGE D’UNE GARNITURE COINCEE METHODES Il existe deux méthodes pour dévisser une garniture coincées : - le dévissage à l’explosif - le dévissage mécanique 1- DEVISSAGE A L’EXPLOSIF il consiste à dévisser un train de sonde coincé dans un puits à l’aide d’une charge explosif que l’on fait détonner à la hauteur d’un joint. Pour que le dévissage s’effectue, les conditions suivantes doivent être remplis : abcd-

le joint à dévisser doit être au-dessus du point de coincement il doit être au point neutre du train un couple de torsion à gauche plus au moins important doit lui être appliquer la charge d’explosif doit être plus suffisamment puissante pour provoquer une violente vibration transversale et longitudinale sans infliger au joint une déformation excessive.

La méthode est relativement simple et possède les avantage suivant : - mise en œuvre rapide - possibilité d’utilisation dans un train de tige même tordu et dont le diamètre intérieur minimum est égal à 1 3/4. - Tête de poisson intacte facilitant la poursuite des opération d’instrumentation. Sécurité

L’utilisation de la tige d’entraînement est obligatoire C’est le cas le plus favorable pour appliquer du couple à la table de rotation que ce soit lors d’un coincement de garniture ou pour toutes les opérations suivantes : Si la tige d’entraînement n’est pas vissée ou si les carrées ne sont pas engagés, pour pouvoir introduire la tige d’entraînement, il est conseillé de dévisser puis d’enlever le dernier joint. Pour cela, suivre les méthodes suivantes : Si le tool joint est situés entre les mâchoires et des BOP et la surface : - Actionner la fermeture sur tiges en mettant le maximum de pression derrière le mâchoires, - Dévisser et enlever la tige de surface, - Visser la tige d’entraînement, - Récupérer la tension et ouvrir la fermeture sur tiges.

Si le tool joint se trouve au niveau des mâchoires des BOP : -

Poser tout le poids de la garniture, Appliquer du couple à gauche avec les cales et poursuivre si nécessaire avec les clés de forage, Dévisser et enlever la tige de surface, Visser la tige d’entraînement, Récupérer la tension.

NB :

Si une crépine a été intégrée en tête des tiges pendant le forage, la retirer après le dévissage de la tige d’entraînement. Col de cygne L’utilisation d’un col de cygne équipé d’un bouchon 3 est recommandé. En opérant ainsi avec free point indicateur, on est davantage en sécurité si une venue se déclenche par les tiges. cygne.

Si le col de cygne n’est pas munis d’un bouchon, il faut alors démonter le col de

Coupe câble Dans tous les cas, prévoir une cisaille pour couper le câble en cas de nécessité. En cas de venue, couper avec la cisaille, fermer l’upper Kelly cock puis réinstaller les bouchon ou le col de cygne. Il est conseillé d’utiliser une liaison par interphone entre le chef de poste et la cabine du logging (ou des signes à la main ) pour communiquer. DETERMINATION DU POINT NEUTRE LIBRE a- par mesure de élongations b- par extensomètre

Mesure élongation La longueur libre d’une garniture coincé est donné par la formule :

L=

2.675 x W x l P2 - - P1

L= longueur libre du train en mètre W= masse au mètre des tiges (kg/m) l= allongement différentiel en mm pour les tractions P2 et P1 en tonne

NB : ne pas espérer une grande précision par cette méthode. Exemple : 2000 m de tiges 3 1/2 13.30 lbs/ft G105 class S 21.4 kg/m 150 m de DC 4 3/4 (ID 2 1/4) 69.7 kg/f 1- limite élastique des tiges 132 T on prendra comme traction maximum 118 T 2- poids de la garniture dans la boue DC : 150 m x 69.7 kg/m = 10.455 T = 53.255 T DP : 2000 m x 21.4 kg/m = 42.80 T Dans la boue 1.2 de densité on à un facteur de flottabilité de 0.847 Poids de garniture dans la boue est de 45 T La marge de traction : 118 – 45 = 73 T 3- on tire sur la garniture jusqu’à avoir par exemple 70 T ; on fait une marque sur la tige d’entraînement au niveau du kelly bushing on tire jusqu’à 75 T et on revient à 70 T, on fit une deuxième marque, on repère le milieu de ces deux marques. 4- on opère comme précédemment entre 100 et 105 T, on repère à nouveau le milieu des deux marques. On suppose que l’on trouve une élongation d’environ 1 m (1000 mm) 5- d’après la formule : W = 21.4 Kg/m l = 1000 mm P1 = 70 T P2 = 100 T L=

2.675 x 21.4 x 1000

= 1910 m 100 – 70 le point de coincement se trouve pratiquement au top des DC. FREE POINT INDICATOR le free point indicator permet de déterminer le pourcentage de liberté en tension ou torsion du train de tiges ou tubing coincé. Un capteur est descendu dans les tiges entre deux ressorts (ou un ressort et un ancrage mécanique). Ces ressorts sont assez puissants pour ancrer le capteur dans les tiges quand il est maintenu immobile. Il peut mesurer alors les contraintes de traction et de torsion que l’on applique au train de tiges. Ce capteur est un simple jauge de contrainte dont on mesure la variation de résistance électrique quand elle s’allonge. Le slip joint au-dessus sépare mécaniquement le capteur du câble. Si les tiges sont coincées, les efforts de traction torsion ne sont pas transmis ; alors aucune variation de résistance de la jauge de contraintes n’est mesurée.

PREPARATION DU TRAIN DE TIGES ET INSTALLATION CABLE 1- Installer les poulies de wire line Une poulie de renvoie est située sur le plancher, l’autre suspendue au mât à l’aide d’une élingue. A titre indicatif ne pas oublier que : Le poids nominal du câble électrique dans l’air est environ 0.5 Kg/m ; La charge de rupture de ce câble est de 7700 kg. Le point faible au-dessus de l’outil est généralement taré à 3300 kg. Tenant compte de ces remarques, le superviseur devra s’assurer que le point d’attache de la poulie suspendue au mât doit, avec une marge de sécurité, résister à 20 tonnes. Il est conseillé de mettre un couple au maximum la moitié du couple de blocage des tiges comme indiqué dans le ‘’formulaire du foreur’’. Il semble que l’on ait intérêt, en vue de faciliter le dévissage au moment de l’explosion, à mettre le maximum de couple à gauche compatible avec un non dévissage des tiges. Il faut donc : - que le blocage des tiges soit parfait - que la mise du couple à gauche avec les clés ou table de rotation soit faite aussi doucement que possible. Méthode à suivre Bloquer à droite la garniture au maximum des contraintes compatibles avec le train de tiges (OD, poids, grade, usure). Tirer sur les tiges de façon à avoir le point neutre au joint à dévisser. Faire un repère en maintenant le couple (tige d’entraînement dans la table) manœuvrer en montant et en descendant pour transmettre le couple a l’ensemble des joints. Sans perdre le couple déjà appliqué, mettre les ¾ du couple requis et manœuvrer à nouveau. Recommencer avec la totalité du couple requis. Appliquer la moitié du couple à gauche requis Recommandation pratique Si on met le couple avec les clés , ne jamais utiliser le cathead automatique, utiliser toujours une corde suffisamment longue sur le tambour du spining. Si on peut, il est préférable de mettre le couple avec la table (clabot simple en place) sans oublier de maintenir la table freinée.

Soit avec les tiges bien calées dans les slips (penser à attacher les slips). Dans ce cas il sera nécessaire de reprendre le couple avec la clé de manœuvrer la garniture. Si la table de rotation n’à pas de verrouillage , mettre les deux clés du même côté de façon à pouvoir opérer avec celles-ci dans la même direction. L’une sera à un point fixe et servira de verrouillage ; l’autre mettra le couple à gauche. Ne jamais utiliser un double verrouillage à la table quand la charge est mise à feu, le relâchement rapide du couple à gauche peut faire effectuer des tours supplémentaires au train de tiges en surface. Si celles-ci ne sont pas libres de tourner, le choc contre le verrou peut dévisser des joints au hasard dans la garniture. Diamètre Poids Grade

5

19.50#

3 1/2

13.30#

2 3/8 2 7/8

6.65# 10.40#

E X95 G S E X95 G S E E

Nombre de tours par 1000 mètres pour une traction données de (tonnes) 0.00 20.00 50.00 70.00 100.00 120.00 150.00 170.00 200.00 8.75 8.75 8.50 8.00 7.25 6.50 4.50 2.00 11.25 11.25 11.00 10.75 10.00 9.50 8.25 7.25 4.25 12.50 12.25 12.00 11.75 11.25 11.00 10.25 9.00 6.50 16.00 15.75 15.50 15.50 15.25 14.75 13.50 12.25 12.75 12.50 11.75 10.25 16.00 15.75 15.25 14.25 12.00 10.00 2.00 17.75 17.25 16.75 16.25 14.25 12.00 8.00 22.75 22.50 22.00 21.50 20.25 18.75 16.50 14.50 9.00 18.75 17.75 15.50 12.25 13.00 7.25 -

2. Back-off Sécurité : Informer le personnel, couper la radio pendant la connections des détonateur et des cordons d’explosif en surface. Le nombre de cordons est choisi en fonction du joint à dévisser voir tableau ELEMENTS DIAMETRE 00 à 1000 m 2 3/8 à 1 2 7/8 Tiges de 3 1/2 à 4 2 forage 4 1/2 à 2 6 9/16 3 1/2 à 4 2à4 4 1/8 à 2à4 Masse tiges 5 1/2 5 3/4 à 7 3à6 7 1/4 à 12 4à6

1000 à 2000 m

PROFONDEUR 2000 à 3000 à 3000 m 4000 m

> 4000 m

2

2à3

3à4

4à6

3

3à4

4à6

5à8

3à4

4à6

5à9

6 à 12

2à5

3à7

3à8

4à9

3à6

4à8

4 à 10

5 à 12

4à8 5à9

5 à 10 6 à 12

6 à 12 7 à 15

7 à 15 8 à 18

*Ce tableau est donné à titre indicatif, pour des cordons de 80 g/ft. Pour les valeur indiquées, la plus faible correspond à une boue de densité 1.20, la plus haute correspond à une boue lourde. Le contrôle de la côte de dévissage se fera avec CCL. petit.

Bien vérifier que le diamètre extérieur des charge passe bien dans le diamètre le plus Indiquer à l’opérateur wire line de tirer (observer s’il y a indication onde de choc dans la garniture, ‘’poids au crochet’’ en surface). l’appareillage est descendu au niveau du joint à dévisser. Le train de tiges est rempli de boue jusqu’à la surface afin d’éviter un éventuel retour de boue (si le niveau dans l’annulaire est plus haut que dans les tiges. Le back-off peut être endommagé). Le cordon détonant ne recouvrira jamais plus d’un joint, en vue d’éliminer le risque d’un dévissage supplémentaire laissant deux poissons. En cas de raccords, réductions ou outils, il suffira de mettre quelques pouces de cordons en face du joint à dévisser. Aucune manifestation en surface après la mise à feu ne signifie pas forcement que le back-off a échoué. Le couple à gauche ne sera pas relâché vu que le joint peut être dévissé partiellement. Dans certain ses cas, le dévissage sera terminé en gardant le couple à gauche et en manœuvrant les tiges, sans excéder 0.5 à 1 tonnes en plus de la tension initialement mise . La puissance de la charge dépend des dimension des tiges et de la profondeur. Il est souhaitable d’avoir un impact maximum au filetage du joint , afin d’obtenir pendant un temps très court une diminution du frottement entre filets mâles et femelle, mais sans provoquer une déformation quelconque .

OUTILS D’INSTRUMENTATION

‘’EB’’ HE BUMPER-JAR Application

bas.

Un bumper jar est un joint télescopique permettant de battre vers le haut ou vers le

En fishing il est particulièrement utile pour relâcher des outil (qui peuvent se libérer) tels que l’overshot, spear, d’où l’utilisation du bumper jar

Procédure On place en général le bumper sub immédiatement au-dessus de l’outil de repêchage. Pour le battage vers le bas (sens plus efficace pour le bumper sub) : Marquer la tige d’entraînement , bumper sub fermé, Remontée pour ouvrir complètement le bumper sub et se mettre légèrement en traction, On moule rapidement la garniture puits on arrête brutalement quelque centimètres au-dessus de la marque sur la tige d’entraînement. La garniture agit alors comme un élastique avec une masse tige suspendu endessous. Correctement exécuté, le bumper sub bottera vers le bas en même temps que la masse des masse tiges placés au-dessus. L’arrêt brusque de la garniture dépend des conditions du trou et demande du ‘’doigt钒 au foreur. Pour le battage vers le haut : Marquer la tige d’entraînement , bumper sub ouvert, Se mettre en traction Relâcher énergiquement, on arrêtant brusquement la garniture à la marque sur la tige d’entraînement. La garniture agit encore comme une élastique qui s’étirerait, fermant ainsi partiellement le bumper sub avant de se recontracter, donnant ainsi un coup vers le haut. Pour se désengager en surface avec un spear ou overshot, on laisse un masse tige au-dessus de bumper sub. On ouvre complètement le bumper sub et ensuite on descend brutalement, le coup vers le bas devant permettre de se dégager. Mais attention, cette manœuvre reste délicate et doit se faire si possible dans le trou de service (mose hole). La masse tige placée au dessus du bumper sub ,permet d’améliorer l’efficacité du coup vers le bas.

‘’EB’’ HE BUMPER-JAR

OD 1 13/16 3 3/1/8 3 3/4 3 3/4 4 1/4 4 3/4 5 3/4 6 1/4 6 3/4 7 3/4

Assembly Number

ID

Connection

14020 14022 14024 14025 14027 14028 14029 14030 1446 14031

5/8 1 1 1/2 1 1/4 2 2 3/16 3 3 2 1/2 3 1/2

1 13/16 WFL 2 3/8 API REG 2 3/8 API IF 2 7/8 API REG 2 7/8 API REG 3 1/2 API FH-IF 4 1/2 API FH 4 1/2 API IF 5 1/2 API REG 6 5/8 API REG

Stroke mm 254 406 406 406 406 406 457 457 457 457

Tensile load at yield Tonne 27.2155 122.470 213.188 226.796 226.796 317.515 369.678 351.988 453.592 741.624

Torque at yield Ft-lbs 1000 8000 13500 15000 15000 18000 35000 40000 50000 62000

LA COULISSE HARTHQUAKER DE JONSON Introduction L’E.Q.Jar est une coulisse mécanique de forage. Elle est robuste et peut normalement travailler pendant d’assez longues périodes dans un puits. Comme avec tous les drilling jars, l’avantage principale est de pouvoir battre dés les premiers indices de coincement.

Réponses aux questions habituelles concernant l’E.Q.Jar

1. Dans la garniture, où incorporer l’E.Q.Jar Pour bien solliciter la coulisse de forage et donc pour qu’il ait les meilleures performances possibles, il faut forer avec la coulisse en tension dans la garniture (environ 4 tonnes au dessus du point neutre). Exemple : Si on prévoit de forer avec 18 tonnes sur l’outil, il faudra placer la coulisse au-dessus de 22 tonnes de DC. 2. Peut-on forer avec l’EQ.Jar en compression Il est préférable de le faire travailler en tension, mais, si on ne peut pas faire autrement, on peut ‘’également forer avec l’E.Q.Jar en compression. Dans ce cas, il faut respecter les préconisations suivantes : a) Il faut mettre l’E.Q Jar à 4 tonnes environ sous le point neutre b) Le tarage vers le bas doit être réglé à 7 – 10 tonnes. Ce tarage plus le force d’extension due aux portes de charge à l’outil doit permettre de travailler sans endommagement de la coulisse. c) Avec l’outil au fond du trou, il ne faut jamais arrêter la circulation d) Il ne faut pas mettre le flex-joint. On ajuste la longueur avec un DC court. 3. Temps normal de rotation d’un E.Q.Jar Ce temps est à ajuster en fonction de l’expérience. Il est aussi en fonction de la température du fond et les élastomères coulisse.

3. Faut-il faire déclencher en surface un E.Qjar avant la descente Il est préférable de faire déclencher en surface la coulisse quand on prévoit de le faire travailler en tension. (descendu position ouvert)

Mais si le tarage vers le haut supérieure à deux fois le poids de masse tiges sous la coulisse, il n’est pas nécessaire de faire cette opération de déclenchement en surface. En fin quand on prévoit de forer avec une coulisse en compression, il n’est pas nécessaire aussi de faire déclencher la coulisse en surface Dans tous les cas ; il ne faut jamais travailler avec la coulisse en position neutre ; son tarage dépend du poids exercée sous elle . Pour les caractéristiques de traction maximal admissible et de couple de vissage, voir les tableaux en fin du chapitre. Si on ne connaît pas de perte de charge à l’outil, on peut les évaluer à 70% de la pression de refoulement.

Ajustage de la valeur de battage en sur chantier Normalement la coulisse est réglée en atelier (valeur de tarage choisies par le client). Si, une fois sur le chantier, on veut changer ces valeurs, il faut faire tourner les chemise de tarage avec un outil que l’on introduit par le trou de l’accès. Ces trou (port-salut) sont situés sur le housing. Pour faire ces réglages, il est préférable d’avoir la coulisse déjà incorporée dans la garniture suspendue au moufle. a- ajustage sur chantier de la valeur de battage vers le haut : placer la coulisse en position cocked et en compression. Pour cela mettre les slips et le collier de sécurité autour du surface-trip-collar (immédiatement en-dessous de la bague) et poser le poids des masses tiges au-dessus du jar. Dévisser les bouchons des deux trous localisés à environ 2 mètres de haut sur le housing de la coulisse. En passant un outil spécial à travers ces trous, tourner la chemise d’ajustage (adjusting sleeve) à gauche pour augmenter la valeur de battage et à droite pour diminuer. Les lettres * repère* sont visibles à travers ces trous. Après avoir ajusté la valeur de battage revisser les vis Allen pour reboucher les trous jusqu’à ce qu’elles soient flush avec l’OD de la coulisse. b) ajustement de la valeur de battage vers le bas Descendre la coulisse en position cocked à travers la table jusqu'à avoir les trous supérieurs d’ajustement accessible. Dévisser les vis Allen et avec un outil spécial tourner la chemise droite pour diminuer. Replacer les vis Allen.

Down load adjustment (upper control housing)

Increas load

Up load adjustment (Lower control housing)

Decrease load

decrease load Increas load

Fig.1 Jar in locked

Fig.2 Up tripping load adjustment Fig.3 Down tripping load adjustment

Armement d’une coulisse au fond du puits : 1. la coulisse est en position d’extension complète : pour l’armer, il faut battre le trip sleeve en position cocked. Pour cela, il faut faire passer le point neutre légèrement au-dessus de la coulisse donc le poids de la garniture sous cette coulisse . La coulisse est alors prête à battre vers le haut ou vers le bas. 2.

la coulisse vient de battre vers le bas. Pour la réarmer, il faut faire passer le trip-sleeve de la position trip-down à cocked. Pour cela, il faut donc faire passer le point neutre légèrement sous la coulisse donc reprendre au Martin-Decker le poids de la garniture sur la coulisse .

NB : le poids à avoir au Martin-Decker pour armer la coulisse est indépendant des valeur de tarage. Remarque Ne pas oublier de tenir compte de l’usure des tiges. Si on prévoit de forer une longue phase avec la même garniture, il faudra éventuellement prévoir de changer le tarage de la coulisse au cours de la phase.

COULISSE MECANIQUE DAILLEY (LI-JAR) Caractéristiques Outil purement mécanique à barbotage dans un bain d’huile Réarmement automatique Battage aussi bien vers le bas que vers le haut par simple traction ou compression Pré tarage en atelier de la puissance de battage selon le tableau ci-dessous : COULISSE OD

4 4 6 7

1/8 3/4 1/4 3/4

TARAGE DE DECLENCHEMENT TENSION VERS LE HAUT COMPRESSION VERS LE BAS en tonne en tonnes

26 32 43 46

13 15 17 19

Les valeurs ci-dessus sont approximatives ( 2T) et correspondent aux tarage standards. elles peuvent être modifiés à la demande de l’utilisateur. Choix et positionnement de la coulisse

En forage continu, il est vivement conseillé de faire travailler la coulisse en tension. Si le diamètre de la coulisse est voisin de celui des DC en peut l’intercaler dans la dernière longueur de masse tige mais il est préférable de la positionner dans la première longueur d’Heavy Weight. Si la coulisse est sous dimensionné par rapport au diamètre des derniers DC, il faut l’assembler dans le la première longueur d’Heavy Weight. Il faut s’assurer que le tarage de la coulisse est compatible avec les conditions du rig. Consignes d’utilisation a. Forage La coulisse pourra forer 250 heures avant d’être mise en état. Cette durée, avec un entretien préventif, pourra être prolongée si la coulisse travaille dans de bonnes conditions et, en particulier, si elle travaille en tension, ce qui est vivement recommandé chaque fois que c’est possible. En cas de nécessité, la coulisse peut travailler en position fermée. Mais il faut limiter cette utilisation au stricte minimum ; ceci limitera la longévité de la coulisse et entraînera des frais de réparation supplémentaires. b. Battage S’assurer que la coulisse est en position armée (pas de coups libre). Si non la fait coulisser doucement, elle s’armera automatiquement. Attention : Une vitesse excessive peut empêcher le verrouillage et abîmer le mécanisme. Modulation de la puissance de battage Il est possible d’augmenter la puissance de battage en transmettant à la coulisse un léger couple à droite. Pour battage moins fort, il suffit d’appliquer un léger couple à gauche. Attention : La coulisse DAILLEY est très sensible au couple, ainsi, il faut agir prudemment en procédant par 1/8 ou ¼ de tour suivant la profondeur : ± ±

Un couple à droite trop élevé la bloque en position verrouillée. Un couple à gauche trop élevé l’empêche de se réarmer.

Très important : A la suite d’un coincement, il est fréquent que le couple à droite ou même à gauche (retour de la table) est piégé dans le train. Ce couple résiduel modifie considérablement le réglage de la coulisse et peut l’empêcher de battre. Pour reprendre le battage, il suffit de libérer le couple en manœuvrant et si nécessaire en transmettant une torsion contraire.

COULISSE MECANIQUE DAILLEY (LI-JAR) Outside Diametre (In.) Inside Diametre (In.)

4 1/8

4 3/4

6 1/4

6 7/8

7 3/4

1 1/8

2

2 1/4

2 1/2

2 3/4

2 7/8 A.P.I IF

3 1/2 A.P.I IF

Tensile Yield* (Lbs) 396.000 Torsional 18.000 Yield*(Ft.Lbs.) Normal Jar Setting : 53.300 Upstroke (Lbs.) Downstroke (Lbs) 28.200 Maximum Allowable 58.000 Overpull (Lbs.) Housing Torque at 7.600 Assembly (Ft.Lbs.) Maximum Recommended Drilling 4.500 Torque (Ft. Lbs.) Maximum Recommended Drill 4 1/2 OD Collar Size Below Jar (In.) Maximum Recommended Drill 4 1/8 OD Collar Size Above Jar (In.) Approximate Length 26 1/2 Extended (Ft.) Approximale Weight 820 (Lbs.) Free Travel Upstroke 7 7/8 (In.) Free Travel Downstroke 8 (In.) Total Stroke (In.) 15 7/8 Maximum Circulating 5.000

Tool Joint Size (In.)

5 1/2 A.P.I IF

6 5/8 A.P.I Reg

449.000

4 1/2 A.P.I IF 4 1/2 A.P.I XH 751.000

1.045.000

1.148.000

30.000

58.200

84.000

120.300

69.700

94.300

98.400

102.500

32.900

37.600

42.300

42.300

75.000

118.000

120.000

125.000

12.000

18.000

22.500

26.000

5.500

11.000

14.000

18.000

4 3/4 OD

6 1/4 OD

6 3/4 OD

7 3/4 OD

4 3/4 OD

6 1/4 OD

6 3/4 OD

7 3/4 OD

30 1/2

34

34 1/2

35 1/2

1.340

2.500

3.150

4.000

8 5/8

7 1/8

7 7/8

7 3/4

8

8

8

8

16 5/8 5.000

15 1/8 5.000

15 7/8 5.000

16 5.000

Pressure (Psi.) Maximum Hydrostatic Pressure+ Maximum BHT (°F)-

None

None

None

None

None

325°

325°

325°

325°

325°

HYDRAULIQUE FISHING JAR BOWEN TYPE ‘’Z’’ Application La ‘’jar type Z Bowen’’ est de type hydraulique. Elle permet donc de faire varier la force de battage l’outil étant dans le puits. Elle transmet le torque. Elle est surtout utilisée pour le fishing mais on peut également l’utiliser en test, carottage, alésage , surforage et même en forage léger pour des passes courtes Procédure

sub.

La jar hydraulique est placée sous les DC mais au dessus de safety joint et bumper Après avoir coiffé le poisson, la coulisse est mise en traction désirée pour battre. On met le frein et en attend l’impact.

Pour le premier coup, il faudra attendre plusieurs minutes . (ce temps dépend de la traction, de la profondeur, de la température du puits ; surtout si un jar accélérateur n’est pas employé). Pour réarmer la coulisse il suffit d’appuyer légèrement. IL NE FAUT JAMAIS DEPASSER LA TRACTION MAXIMUM QUE L’ON PEUT APPLIQUER A UNE JAR POUR FAIRE BATTRE PLUS VITE. Après le premier coup, les suivants deviennent plus faciles. Recommandation pour le nombre de DC à utiliser au dessus de la coulisse : -

sans jar accélérateur, leur poids doit être sensiblement le même que le poisson à repêcher. Avec jar accélerator, leur poids dans la boue doit être environ égal à 10% de la force maxi de battage de la coulisse employé (maximum permissible jarring load). On peut mettre des DC entre la coulisse et l’outil de prise mais l’impacte sera diminué.

HYDRAULIQUE FISHING JAR BOWEN TYPE ‘’Z’’ Jar Assembly Jar Type N° 70822 74723 54020 68010 55670 52504 52506

Sub Type Integral Mandrel Integrale Mandrel

Sub Type

Torque Failure (ft-lbs)

OD (inch)

ID (inch)

1 5/8

¼

15,400

46,300

420

1 13/16

5/16

18,000

59,400

640

2 1/4

3/8

21,000

118,500

2,200

1

35,400

194,800

5,200

27,800

160,200

5,900

32,400

229,200

7,600

1 1/4

56,500

345,000

13,500

1 1/2

46,000

299,700

13,000

1 7/8

46,500

179,500

8,200

2 29/32 3 1/16 3 1/8

3 3/4

52528

Lift Load Rec Max After Jarring Jarring at Load Yield (lbs) (lbs)

52497

1 1/2 1

52502

4 1/4

1 15/16

46,700

430,300

24,500

52653

4 1/2

2 3/8

49,000

375,000

25,900

1 1/2

85,000

591,900

27,600

74,500

468,800

27,100

136,400

937,000

52,600

52530 52500 52498

Integral Mandrel

4 3/4 6

2

52544

6 1/4

2 1/4

159,000

917,400

56,900

52680

6 3/4

2 3/8

172,800

1,013,800

74,200

52711

7 3/4

3 1/16

149,000

1,587,900

145,300

3 3/4

215,000

1,621,000

224,700

66346

9

Rec Wt of Collars Above Jar (lbs) 1,1001,450 1,3601,800 1,5602,100 2,2003,000 2,3003,000 2,4003,300 4,2005,700 3,4004,600 3,5004,700 3,5004,700 3,6004,900 6,3008,500 5,6007,500 10,20013,800 11,80016,000 13,00017,500 11,00015,000 14,30019,600

Baser sur 80% de charge calculée à la limite élastique. Le poids optimum peut être déterminés seulement par calcul et seulement si les bonnes données suffisantes sont disponibles. Ces données ils sont censés pour servir de guide seulement, et l'allocation appropriée doit être faite en service, comme facteur de sûreté. ' ' le type Z ' ' est une marque déposée des outils de Bowen, Inc. Data fournis par Bowen du numéro 5/4065, août, 1995 de manuel de Bowen

ACCELERATOR DE BATTAGE Ce type d’outil fabriqué par Bowen, Houston-Engineers, Jonhston; se place directement au dessus des DC avec une coulisse hydraulique au-dessus des DC. Il est composé d’une chambre d’azote (fluide compressible) et d’un piston compriment ce fluide lorsque l’outil est en tension. Cet outil augmente la puissance de battage en donnant aux DC le maximum de vitesse de déplacement grâce à l’élasticité du gaz bien supérieur à celle des tiges. De plus, l’énergie de traction est emmagasinée en un point, juste au-dessus du marteau ce qui élimine la perte d’énergie due aux frottement des tiges contre les parois du puits. D’autres part, il joue le rôle d’amortisseur.

BOWEN JAR INTENSIFIERS (ACCELERATEUR) Application Un accélérateur est utilisé avec une coulisse pour améliorer l’efficacité du battage. C’est un ressort qui absorbe le coup quand la coulisse bat. Il est particulièrement utile en trou peu profond quand l’allongement possible de la garniture est minimum ou en trou profond (dévié avec dog-legs important) quand les frottements réduisent la vitesse du marteau à l’impact. Par ailleurs l’accélérateur a un rôle d’amortisseur. C’est appréciable pour la garniture et pour le rig. L’accélérateur transmet le torque en toute direction. Conception L’accélérateur Bowen ressemble beaucoup à une coulisse hydraulique sauf que le piston fait complètement étanchéité avec le corps. Il consiste en un ensemble mandrin dans un ensemble corps (Body). Quand en met l’accélérateur en tension, l’expansion du fluide referme l’outil. Chaque accélérateur correspond à une coulisse bien déterminée. Son corps doit être grand que celui de la coulisse.

Procédure L’accélérateur est placé au top des DC. Dans cette position, il accélérera, comme ressort, seulement les DC et le reste de la garniture ne sera pas soumis au battage. Après avoir coiffé le poisson, appliquer la tension désirée (maximum en fonction de la résistance des différents éléments de la garniture), mettre le frein et attendre l’impacte. Règle pratique : le poids dans la boue des DC doit être environ à 10% de la valeur maximum autorisé de battage pour la coulisse employée. NB :

On peut mettre des DC entre le la coulisse et l’outil de prise mais on diminuera d’autant l’impacte.

BOWEN JAR INTENSIFIERS (ACCELERATEUR)

Intensi fier OD ID Assem (In.) (In.) bly

70957

1 5/ 8

¼

ReDrill Collar Wt Range (Lbs.)

1.1001.400

43.20 0 46.30 0

200

370

14.00 0

8.400

Used With Used Supe r Yield With (Ft- Jar Fishi ng Lbs) No. Jar No.

Torque

Min Pull Pull to Obtain Tensit Load Eff Blow e At to (Above Open Yield String & (Lbs. (Lbs.) Collar Wt) ) (Lbs.)

Rec (FtLbs)

420

64460

1 13 5/16 /16

1.3801.800

18.10 0

10.800

59.40 0

50640

2 1/ 4

1.5602.100

20.70 0

13.800

118.5 00

1.700 2.200

68262

2 29 /32

2.2003.000

37.00 0

24.600

194.8 00

1.600 5.200

55867

3 1/ 8

2.0003.300

30.00 0

21.000

229.2 00

3.500 7.600

55895

3 3/ 1 1/4 4

4.2005.700

52.00 0

36.000

345.0 00

3.800

3/8

1

640

13.50 0

7082 2

-

7422 3 2115 0 7807 4 1877 5 5402 0 6801 0 4273 6 7288 8 5250 4 3804 1457 0 37

55747

1 1/2

50660

1 7/8

3.4004.600

43.50 0

30.000 3.5004.700

299.7 00

3.800

13.00 0

179.5 00

2.500 8.200

430.3 00

6.600

24.50 0

43.00 0

55664

4 1/ 1 15/ 4 16

50708

4 1/ 2 3/8 2

3.6004.900

49.00 0

32.000

375.0 00

4.000

25.90 0

50700

1 1/2

6.3008.500

78.00 0

54.000

591.9 00

9.500

27.60 0

5.6007.500

63.00 0

43.000

468.8 00

9.500

27.10 0

10.20013.800

128.5 00

77.000

937.0 52.60 17.000 00 0

11.80016.000

147.0 00

4 3/ 4 55812 2 55860

55905

6

6 1/ 2 1/4 4

917.4 56.90 21.000 00 0 102.000

50720

55910

6 3/ 2 3/8 4 7 3/ 3 1/1 4 6

13.00017.500

172.9 00

11.00015.000

126.0 00

1.013. 74.20 24.000 800 0

88.000

1.587. 145.3 45.000 900 00

1325 5 5252 8 3740 6 5252 8 4135 5 2015 0 5249 7 4448 3 1364 0 5250 2 2596 0 5253 0 3811 0 5250 0 1471 0 5249 8 1237 0 5254 4 1113 0 5268 0 1113 0 5268 0 1516 0 5271 1

-

-

8046 8

-

-

7978 9 1454 84 7969 1 1454 00

-

78964 66372

9

3 3/4

12.10020.500 12.00016.000

220.0 00 200.0 00

123.000 100.000

1.600. 130.0 7297 45.500 000 00 8 1.621. 224.7 6634 70.000 000 00 6

Bowen Super Intensifier

the Strength shown are theoretical calculations based on yield strength of the material used in each case. The strengths shown are therefore accurate, plus or minus 20 percent of the figures shown only. These figures do not constitute a guarantee, actual or implied; they are meant to serve as guide only, and appropriate Allowance must be made in use, as a safety factor.

BOWEN MECANICAL SURFACE BUMPER JAR

Application Un bumper jar de surface est utilisé pour battre vers le bas; il est installé dans la garniture au-dessus de la table de rotation. il est utile pour se dégager d’un Key-Seat ou encore pour relâcher la prise d’un overshot ou d’un spear. Procédure

Après l’assemblage en surface bumper jar dans la garniture, on peut mettre la circulation avec la tige d’entraînement. Il faut mettre au-moins 300 à 400 lbs de poids au dessus du jar pour fermer l’outil. Il faudra commencer par un battage assez léger et augmenter si besoin graduellement. Pour augmenter la valeur de battage, tourner le control-ring dans le sens inverse des aiguilles d’une monter (clé spécial). Après ajustage de la valeur de battage remettre la vis qui empêche le control-ring de se dévisser par vibration. En aucun cas, dépasser comme valeur de battage le poids de la garniture dans la boue car lors de l’armement de l’outil; on aggravera le coincement de la garniture (Key-Seat). Complete Assembly Part. No .. 74520 Weight .. 1160 Connection 5 1/2 Reg OD 7 ID 1 7/8 Stroke 48 Maximum Torque at Yield in Ft-Lbs 52.400 Maximum Tensile Load qt Yield in Lbs 845.000 Maximum Allowable Pump Pressure in Psi 8.000 Setting Load (Tripping Tonnage) 0 To 100Tons

Ce tableau est fait dans des conditions dites normale. Un facteur de sécurité est à considérer en fonction de l’outil et le train complet du battage.

BOWEN HYDRAULIQUE EXTERNAL CUTTER

Application Le BOWEN hydraulique external cutter est utilisé pour couper extérieurement et remonter des drill pipe ou tubing sans se servir d’un tool joint comme point d’appui.

Conception L’outil comporte un raccord supérieur, un corps, un ensemble piston, des couteaux et un guide. La partie chambre / piston comporte une garniture d’étanchéité, un piston conique et un anneau pour appuyer sur les couteaux (free-ring). Le piston est fait de plusieurs segments et chacun de ces segments a un trou de circulation. Ces trous sont calculés pour pouvoir circuler à travers et créer une perte de charge afin de faire descendre le piston. A la descente, l’ensemble piston est maintenu en position haute par 2 shear pins. En pompant et en accroissant la pression, les pins se cisaillent, le piston descend et l’anneau appuie sur les couteaux. Ces derniers viennent donc en contact avec le tubing et on peut commencer la coupe. On peut également faire sortir les couteaux en se mettant en traction sous le tool

joint.

Il faut 0.5 tonne de tension pour cisailler les pins Procédure

Avant la descente du cutter, il faut surforer la garniture jusqu’à la côte désirée. Ensuite, on remplace la couronne de surforage par le cutter et on descend à la profondeur voulue. La coupe doit être faite au moins une tige au-dessus de la partie surforée. Ceci facilite la reprise du surforage. des pins)

Démarrer la pompe et monter en pression jusqu’à 145 Psi. (pression de cisaillement Commencer à tourner lentement (15 à 25 Trs/mn).

Quand les couteaux sont armés, il faut faire attention à ne pas engorger la pompe car le cutter peut alors tressauter et glisser sur liston. Il faut faire fonctionner la pompe au minimum pour couper avec un torque réduit. La fin de la coupe est signalée par une chute de pression et un gain de poids. On peut alors remonter, le poisson reste maintenu par les couteaux.

SIZE PIPE TO CUT-OD

ID OF CUTTER

1.315 1.660 1.900 2 1/16 2 3/8

3 3/16

OD OF CUTTER

4 1/16

FLUID PRESSURE REQ’D. TO OPERATE-Psi

20-45

FLUID FLOW REQ’D. TO OPERATE-GMT

1 19-208

COMPLETE ASSEMBLY

34415

1.900 2 1/16 2 3/8 2 7/8

3 7/8 4 11/16 10-25 125-128 41727

2 1/16 2 3/8 2 7/8 3 1/2 4 FJ

2 3/8 2 7/8 3 1/2 4

3 1/2 4 4 1/2 5

4 5/16

4 7/8

6 1/2

5 5/8

6 1/16

8

15-55

15-40

10-20

210-232

135-200

142-182

34551

51148

35957

TRI-STATE JAY TYPE SAFTY JOINT Application

Le jay type safty joint s’emploie en général avec le reversing tool et le wash over – drill collar – spear. Avec le système *J*, on peut associer une partie supérieure du filetage à droite avec une partie inférieure à gauche. On peut ainsi libérer un outil de prise à gauche avec une garniture à droite après essais de dévissage non réussi. Construction

L’outil comportent une partie supérieure, une partie inférieure et des vis de cisaillement. La partie supérieure a un tool joint femelle et un stinger avec des ergots en bas.

Ces ergots glissent dans des rainures (on forme de J) usinées dans le corps de la partie inférieure (tool joint mâle en bas). Une fois les vis cisaillées, l’outil a une course de 18 pouces de glissement. Sur cette course se trouve une rainure horizontale dans laquelle on peut engager les ergots et en tournant, on libère ainsi la partie supérieure de la partie inférieure du safty joint. Procédure

Pour libérer le safty joint : Cisailler les vis Remonter lentement avec un peut de torque pour faire tourner les ergots dans les fenêtre correspondantes. Le sens du torque est en fonction du type de l’outil (filetage à droite ou à gauche) Un safty joint à droite se libère par un torque à gauche et inversement.

BAASH-ROSS SAFTY JOINT Application On l’utilise dans la garniture de repêchage pour se donner un moyen de libération des outils de fishing si on ne réussit pas à se libérer du poisson. Il peut transmettre un torque important, en conséquence il est particulièrement recommandé dans les opérations de surforage. Construction L’outil comporte une partie inférieur et une partie supérieure. Le partie supérieure à un tool joint femelle et un gros filetage carré correspondant à celui de la partie inférieure. La partie inférieure a un tool joint mâle et dans son alésage est usiné un gros filetage carré. Sous ce filetage il y a un pack-off faisant étanchéité dans la partie inférieure. On peut donc circuler à travers cet outil. Au-dessus du filetage il y a une chemise crénelé avec un ressort. Cette chemise s’emboîte sur la partie inférieure et les crans empêchent d’avoir un survissage du filetage carré. Cet outil permet le passage d’outils wire line.

NOTE TECHNIQUE AUTO LOCK SAFTY JOINT BAASH-ROSS TYPE ‘’E’’ 1.

principe de fonctionnement du baash-ross

droite.

cet outil composé deux partie principales : a- une partie supérieure comportant : - un raccord supérieure (top sub) - un mandrin (pin) - une bague clavette sur le mandrin (collar) - un ressort de compression (coil-spring) b- une partie inférieure comportant : - le corps inférieure (box) - un presse-étoupe (packing nut) Ces deux parties sont raccordées par un filetage carré cylindrique à pas rapide à

La portée du raccord de ces deux parties n’est pas plane mais formée d’épaulements driving-lugs) est calculée de façon à ce qu’ils puissent se dégager lorsqu’ils reçoivent un couple donné à gauche. Dans l’autre sens ces emboîtements sont taillés de telle façon que tout le couple à droite reçu par la partie supérieure de l’outil est transmis intégralement à la partie inférieure. Les dévissage involontaire avec ce type de safty joint plus rares. Détailles supplémentaires : La partie dans laquelle sont taillés les emboîtements n’est pas d’une seule pièce avec le mandrin mais au contraire indépendante. Néanmoins un système de clavette la rend solidaire du mandrin en rotation. En translation, cette bague est libre vis-vis du mandrin mais elle est maintenue en place par armement du safty joint par écrasement momentané du ressort et montée de la bague sur le mandrin. L’étanchéité au fluide de circulation est assuré entre les deux parties de safty joint par un presse-étoupe situé au bas du mandrin. 2.

Utilisation Le safty joint peut être inclus dans tout train de forage, fishing, testing et dans n’importe quel endroit où sa présence est jugée nécessaire en vue d’un dévissage éventuel. a- Opération quelconques Pendant toute opération nécessitant la rotation à droite (forage, fishing ), le safty joint se comporte comme une tige et transmet intégralement traction et rotation. Attention cependant aux dévissage par inertie. b- Dévissage S’obtient par rotation à gauche.

Le safty joint se dévisse lorsqu’il reçoit un couple à gauche au minimum égal à 40% du couple nécessaire pour dévissage un tool joint classique de même dimension. Dans la pratique, lorsqu’on n’est pas sûre d’un bon blocage des tiges on effectue un blocage préalable du train de tiges en déplaçant le point neutre de bas en haut à chaque raccord de longueur. Le couple de blocage à droite est fournie par le tableau ci-dessous. Ø nominal des tiges

Nombre de tours à droite par 100 m de tiges

2 ‘’7/8

0.65

3 1/2

0.55

4 1/2

0.45

Ensuite le point neutre sera placé à la hauteur du safety joint et on tournera à gauche suivant le tableau ci-dessous Ø nominal safty joint BR type E 2 7/8 IF

Nombre de tours de dévissage 10

3 1/2 IF

10

4 1/2 IF

8 1/2

Une bonne pratique est d’utiliser la course du bumper sub ou coulisse lorsque celle-ci se trouve au-dessus du safty joint. Pour le dévissage on placera à mi-course, de cette façon il n’y aura pas de poids sur le safty joint. Lorsqu’on aura théoriquement dévisser on remontera le train de tiges de façon à mettre la coulisse et le safty joint en tension ; s’il n’y a pas libération on reprendra le dévissage jusqu’à libération complète. c- Revissage Si, on désire revisser le safty joint, on procède de la manière suivante :

On redescend le train de tiges avec au bout la partie mâle de safty joint jusqu’ à la côte du revissage, on tourne à droite un nombre de tours égal à celui utilisé pour le dévissage. Il ne faut pas mettre de poids sur le safty joint (bumper sub à mi-course). Le seul poids de la partie inférieure du bumper sub et de la partie supérieure du safety joint doit assurer le vissage. Lorsque le vissage est théoriquement terminé, mettre 2 à 3 tonnes de poids sur le safty joint pour bien engager la bague dans la partie inférieure par décompression du ressort et faire une tentative de vissage. Celui-ci doit atteindre le ‘’refus’’. 3.Entretien Pour démonter le safty joint : - Le placer horizontalement sur un étau à chaîne - Dévisser le raccord supérieur du mandrin. Cette opération libérera le ressort de la bague - Enlever le ressort et la bague - Dévisser le filetage carré - Démonter les presse-étoupes Après nettoyage on s’assurera de la bonne qualité des garnitures de presseétoupe. Egalement vérifier si la bague coulisse librement sur son clavetage. Vérification de tous les filetage et assemblage après un bon nettoyage et graissage.

TIW TYPE ‘’HRL’’ SAFTY JOINT Application Le TIW safty joint est installé dans une garniture de fishing pour pouvoir se libérer de l’outil de repêchage en cas de nécessité. En fraisage il est plus indiqué que le safty joint bash ross car pour ce dernier les cuttings peuvent venir sédimenter derrière la sleeve et gêner ainsi son dévissage. conception

Le safty joint est composé de 03 parties : - La partie supérieure avec un tool joint femelle et un gros filetage carré mâle - La partie inférieure avec un tool joint mâle et un gros filetage carré femelle - Une friction-ring entre les épaulements de ces 02 partie. Les filetages mâles sont chromés pour éviter un grippage dû à la corrosion. 02 O-ring d’étanchéité permettent la circulation à travers cet outil. Ces 02 O-ring rendent parfois difficile le dévissage (pression atmosphérique emprisonnée) on peut en enlever un. Procédure

Pour dévisser le safty joint, un torque à gauche (pour le type à droite) est appliqué à la garniture. Il faut environ 1/5 du torque du tool joint correspondant pour dévisser le filetage carré. Le friction ring empêche le survissage de l’outil.

TIW TYPE ‘’CO’’ WASH OVER SAFTY JOINT

Application On utilise le wash over safty joint pour connecter les tiges aux tube de surforage si l’on souhaite éventuellement se libérer (en cas de coincement).

Conception L’outil comprend : - Une partie supérieure - Une partie inférieure - Un friction-ring anti-dévissage La partie inférieure à un filetage mâle de wash pipe et un gros filetage carré à la partie supérieure. En dessous de ce filetage se trouvent 02 gorges pour O-ring. On peut passer des outils wire line à travers.

Procédure Le safty joint est installé au top des wash over pipes et doit être vissé à leur couple. Pour dévisser le safty joint mettre du torque à gauche en remontant lentement la garniture. On peut se revisser dans la partie femelle en tournant à droite. Les 02 O-rings rendant parfois difficile le dévissage. On peut éventuellement en supprimer un. Wash Pipe size OD 4 1/2 5 5 5 1/2 7 7 7 5/8 7 5/8 8 5/8 8 5/8 9 5/8

Max OD

MAW ID

4 5/8 5 3/8 5 13/16 5 13/16 7.390 7 3/4 8 1/8 8 1/2 9 1/8 9 5/8 10 1/8

3.812 4.250 4.625 4.892 6.171 6.563 6.875 7.297 7.725 8.140 8.665

SERIES 150 BOWEN RELEASING AND CIRCULATING OVERSHOT T

ype SFS (semi full strength) : moyenne résistance (battage léger).

T

ype FS ( full strength) : plain resistance (battage).

T

ype XFS (extra full strength) : extreme plain resistance (battage).

T

ype SH (slim hole) : trou réduit faible résistance (battage prescrit; bumper sub pour relâcher autorisé). ype XSH (extra slim hole) : trou très réduit très faible résistance (battage strictement prescrit ; bumper sub pour relâcher autorisée). On peut équiper ces overshot avec des équipements spéciaux tels que : Sabot Itcoloy pour fraiser la tête du poisson. Oversize guide. Extension.

T

Type “A” Packer

Spiral Grapple

Spiral Grapple Control

Basket Grapple

Patented Double Lip Packer

Basket Grapple Mill Control

The Series 150 Bowen Releasing and Circulating Overshot

Packer Outer Seal

Il est recommander de l’utiliser avec un Bumper sub au-dessus afin de pouvoir relâcher la prise quand on veut se dégager du poisson. CHOIS DES EQUIPEMENTS D’OVERSHOT : Prendre en considération l’usure du poisson. 1. Grapple : Les dimensions nominales sont de 1/8 en 1/8 (exemple 3 1/2, 3 3/8, 3 1/4, 3 1/8, 3 .). Le choix du grapple (spirale grapple) se fera en tenant compte en général de l’ expérience tout en se basant des informations du constructeur.

a)- pour des diamètre de 6 à 9 1/2 un spirale grapple peut saisir jusqu’à 1/8 endessous et au-dessus de son diamètre nominal (au-delà de cette dernière limite le relâchement de l’overshot peut devenir impossible). b)- pour le diamètre inférieur à 6 la tolérance de 1/8 doit être ramené à 1/16 . NE PAS UTILISER UN GRAPPLE DEFORM2 MËME LEGEREMENT Bowen Releasing and Circulating Overshots

Series “150

Maxim Load Capacity at um Yield Pt (Tf) Bo Catch Basket wl OD Spir Size Grapple No. (With (In.) al Gra With Spiral pple out With Grappl Stop e) Stop B468 8 B469 3 471 7 B473 4 B473 8 B474 3 B481 6 B482 1 B482 4

Load Capacity at Maxim Yield Pt (Lbs) um Basket Bowl Catch OD Spira Grapple No. Size (In.) l (With Grap With Spiral With ple out Grappl Stop Stop e)

3 3/4

5 1/ 221. 202.7 160.5 8 807 56 72

B5283

6 1/4

7 3/ 187. 169.2 128.6 8 833 35 39

B5286

4 1/4

5 1/ 141. 119.7 88.90 4 521 48 4

B5294

3 1/2

4 13 206. 179.6 129.7 /16 838 23 27

B5299

137. 100.2 90.26 892 44 5

B5307

2 3/8

3 1/ 140. 120.2 75.75 2 160 02 0

B5315

4 1/2

5 13 /16

5323

4 1/4

5 9/ 16

3 1/8

4 1/ 131. 119.2 53.52 4 995 95 4

2 7/8

4

199. 179.6 129.7 127 23 27

8 1/2

9 5/ 419.5 376.0 341.00 8 00 00 0 11

8 5/8

8 7/8

1.308 1.240 1.130.0 .000 .000 00

10 1/ 657.0 578.0 465.00 4 00 00 0 10 1/ 586.6 515.4 413.60 2 00 00 0 11 3/ 1.364 1.207 942.00 8 .000 .000 0

9

B5323 5331

10 1 637.0 574.3 462.00 /8 00 00 0

10 1/8

10 5/ 8

660.0 556.0 445.00 00 00 0 586.8 515.6 426.50 00 00 0

11 3/ 616.0 528.0 435.00 4 00 00 0

B5 482 7 B483 4 3/4 1 B484 6 4 5/8 B497 1 B507 2 3/8 4 B508 2 2 1/2 B508 8 B510 0 3 1/16 B510 3 B510 3 1/8 6 B511 4 3 1/4 B511 7 B512 5 3 3/8 B512 8 B513 3 3/4 1 B513 3 7/8 8

6 5/ 288. 260.3 209.5 8 938 62 60

B5331

6 1/ 195. 172.8 124.7 16 498 19 38

B5346

6 1/2

7 5/8

5 15 199. 179.1 129.2 /16 127 69 74

B5356

7 1/4

8 3/8

5 1/ 134. 117.0 84.36 2 717 27 8

B5427

3 1/ 95.7 86.18 53.97 4 08 2 7

B5430

3 5/ 131. 119.2 53.52 995 8 95 3

5700

3 3/ 98.8 88.90 55.97 8 83 4 1

M5700

4 3/ 131. 119.2 53.52 16 995 95 3

5735

3 15 120. 99.33 72.57 /16 202 6 4

5735PT

-

118. 98.42 56.69 841 9 9

5898

4 1/4

4 3/ 115. 106.1 66.67 8 212 41 8

6152

4 1/ 102. 91.62 57.60 8 058 5 6

M6152

4 1/ 145. 127.0 79.83 2 150 06 2

B6232

4 1/ 118. 98.42 52.61 4 841 9 6

B7095

4 5/ 99.7 89.81 57.15 8 90 1 2

B7098

5 3/ 177. 159.6 1152 16 355 65 12

B7103

4

660.0 580.0 468.00 00 00 0

4 1/8

430.0 385.0 295.00 00 00 0

5 7/1 547.6 435.5 277.10 6 00 00 0 5

5 5/8 4 5/8

296.5 258.5 201.00 00 00 0 420.0 378.5 273.00 00 00 0 349.6 315.0 227.00 00 00 0

5 15/ 514.1 421.3 297.40 16 00 00 0 -

5 9/1 526.6 494.3 362.50 6 00 00 0

5 3/4

7 3/8

3 7/8

4 5/8

4 7/8

7 1/2

612.7 509.2 361.30 00 00 0

637.0 542.2 421.75 00 50 0 656.8 564.0 372.70 00 00 0 186.8 166.7 104.20 00 00 0

6 3/1 404.5 341.2 282.70 6 00 00 0 5 3/4

273.5 230.7 178.00 00 00 0

8 5/8

436.0 385.0 309.00 00 00 0

B514 1 B4 514 4 B515 0 3 21/3 2 B515 3 515 6 4

B5156 B5164 B5167 B5170 B5173 B5179 B5187 B5195 B5198 B5208 B5216 B5224 B5232 B5235 B5243 B5251 5259 B5259 B5267

4 3/ 167. 105.2 72.57 4 829 33 4

B7499

5 5/ 182. 159.2 123.8 16 344 11 31

7574

6

7 5/8

611.3 532.6 404.30 00 00 0

178. 153.3 95.25 715 14 4

7788

5

6 1/8

468.0 440.0 322.00 00 00 0

4 9/ 125. 103.4 71.21 16 192 19 4

7797

8 1/4

760.0 650.0 552.00 00 00 0

5

138. 100.6 57.15 4 7/ 799 98 2 8 174.6 109.31 75.749 33 6

4 1/4

5 1/8

4 1/2

5 3/8

4 3/4

5 5/8

5

5 7/8

5 1/2

6 5/8

5 9/16

6 11/ 16

5 3/4

6 7/8

6

7 1/8

6 1/8

7 1/4

6 5/8

7 3/4

6 3/4

8 1/8

7 3/8

7 5/8

7 3/4 8

9 8 1/2 9 1/4 8 3/4 8 7/8 9 1/8

161.4 79 134.7 17 163.2 93 146.5 10 180.9 83 190.5 09 180.9 83

136.53 1 117.02 7 139.70 6 107.95 5 158.75 7 167.37 6 158.75 7

138.79 9 211.82 8 260.36 2 165.56 1 262.17 6 174.63 3 156.48 9 174.63 3 157.39 7

6 1/2 7

8 5/8 637.0 542.2 408.25 00 50 0

7806

7 1/4

105.23 3

7811

7 3/4

9 3/8

84.368

7831

7 1/4

8 7/8

106.14 1

8223

3 1/8

4 1/8

98.883

8617

5 1/2

6 5/8

B-8921

2

8942

4 3/4

127.45 9 134.26 3 107.95 5

197.31 177.8 135.17 3 08 1 158.7 57 240.8 58 288.9 38 188.6 94 298.0 10 195.0 45 188.6 94 195.0 45 179.6 23

7801

3 13/1 431.0 381.0 275.00 5 1/8 6 00 00 0

111.58 4 170.09 7 209.56 0 132.44 9 210.92 0 133.81 0 125.19 2 13381 0 107.04 8

8962 M-8962

8 1/2

8965

8 3/4

8971

10

8977 M-8977 8980 8997 M-8997 9011 M-9011 9028

4 3/4 5 3/4 6 7/8

6 3/8 4 7/8

8 7/8

540.00 0 637.30 0 310.20 0 386.00 0

475.00 0 564.00 0 255.00 0 325.00 0

2 5/16 68.000 47.000 422.00 0 602.70 0 10 1/8 624.30 0 296.00 10 1/2 0 828.30 11 7/8 0 432.90 5 7/8 0 338.00 5 3/4 0 367.00 6 7/8 0 443.00 0 8 436.00 0 479.00 0 7 1/2 459.60 0 405.00 6 0 6

354.00 0 492.00 0 576.70 0 251.00 0 744.00 0 411.60 0 233.00 0 332.00 0 410.00 0 406.90 0 454.00 0 435.30 0 343.00 0

359.000 427.700 170.000 232.000 30.000 253.000 391.000 445.500 200.000 558.800 303.275 116.600 253.000 318.000 350.000 339.000 323.700 284.000

Bowen Releasing and Circulating Overshots Series “150” Maxim Load Capacity at um Yield Pt (Lbs) Bow Catch Basket l OD Spir Size Grapple No. (With (In.) al Spiral Gra With Grappl pple out With Stop e) Stop

Load Capacity at Maxim Yield Pt (Lbs) um Basket Bowl Catch OD Spira Grapple No. Size (In.) l (With Grap With Spiral With ple out Grappl Stop Stop e)

904 5 5/8 0 906 8 3/8 2 909 8 5/8 8 910 7 M- 3 1/8 910 7 911 1 3 21/3 M2 911 1 912 1 M- 3 3/4 912 1 913 4 M- 6 5/8 913 4 916 6 3/8 4 920 5 3/8 5 921 5 1/2 1 921 7 9

B10201 B11323 B11825

405. 000 422. 9 1/2 000 458. 9 3/4 000 310. 4 1/8 200 6 3/4

4 1/8

4 11/ 16

347.0 00 402.0 00 435.0 00 255.0 00

289.0 00 309.0 00 333.0 00 170.0 00

255. 210.6 140.0 000 00 00

12566

332. 279.0 199.5 000 00 00

12568

366. 314.0 212.8 098 21 70 138.0 00

2 5/8

86.40 0 315.0 00 115.0 00 279.0 00

61.000 227.00 0 71.500 199.50 0

6 1/4

7 3/8

471.0 448.0 283.00 00 00 0

12694

7 1/2

8 5/8

458.0 41.40 313.40 00 0 0

B12824

9 5/8

11 1/ 536.8 515.6 413.70 4 00 00 0

B13681

2 7/8

3 3/4

422. 400.0 318.0 000 00 00

B13722

4 3/4

6 1/1 431.0 381.0 275.50 6 00 00 0

345. 315.0 227.0 000 00 00

B14142

6 1/8

7 1/4

261. 233.0 300 00 116.6 00

7 3/4

101.6 00 345.0 6 5/8 7 3/4 00 135.0 5 1/8 5 3/4 00 3 21/3 4 11/ 332.0 12277 2 16 00 2 1/8

523. 500 350. 6 1/2 000 444. 6 5/8 000 453. 8 1/8 000

456.0 00 294.0 00 379.0 00 429.5 00

346.5 00 210.0 00 293.0 00 329.5 00

214.0 192.8 121.40 00 00 0

435.0 392.0 298.00 00 00 0

425.0 00 11 3/ 966.5 15252 9 1/2 4 00 12 3/ 605.0 15802 11 1/4 4 00 193.5 16397 2 1/8 2 7/8 00 14762

6 3/4

7 7/8

381.0 00 852.0 00 562.2 50 173.2 00

288.00 0 635.00 0 444.00 0 110.20 0

923 7 3/8 3 923 7 5/8 9 A3 923 9 924 7 7/8 5 927 1 M- 2 7/8 927 1 929 7 1/2 1 B3 13/1 929 6 8 930 6 M- 2 3/8 930 6 933 7 M- 6 5/8 933 7 951 3 7/8 7 957 7 1/8 1 963 7 M- 3 3/8 963 7 969 4 M- 6 1/4 969 4 972 3 3/4 7 974 6 3/8 7

422. 400.0 309.0 000 00 00 458. 435.0 333.0 8 3/4 000 00 00 8 1/2

3 5/8 9

3 5/8

9 1/8

129. 107.4 55.31 184 35 3 422. 400.0 309.0 000 00 00 193. 157.4 78.70 500 00 0

413.0 362.5 246.00 00 00 0 3 21/3 4 17/ 260.4 233.4 170.50 17203 2 32 00 00 0 16502

6 3/4

7 7/8

17209

7

8 3/8

587.9 557.7 428.05 77 64 1

3 21/3 343.6 316.5 249.00 4 1/6 2 00 00 0 403.0 356.0 256.00 18439 5 1/4 6 3/8 00 00 0 17422

229. 195.9 102.5 100 00 00

19092

7 5/8

542.5 479.0 364.50 00 00 0

660. 547.5 409.0 200 00 00

19477 3 1/16 3 5/8

169.3 178.5 97.600 00 00

6 1/4

4 11/ 265. 214.0 106.0 16 000 00 00

19841

3 21/3 4 11/ 355.0 300.0 213.00 2 16 00 00 0

193. 173.2 118.0 500 00 00

20167

8 1/2

10 1/ 600.0 492.0 391.00 8 00 00 0

215. 184.3 122.7 526 12 00

21302

3 3/8

3 7/8

590. 500.0 403.0 000 00 00

21381

587. 505.5 382.5 000 00 00

22991

3 1/8

8 1/8

451. 389.5 276.5 000 00 00 422. 400.0 307.0 8 1/4 000 00 00 281. 249.4 167.9 500 00 00 4 3/4 248. 224.0 152.9 700 00 00 5 1/4

7 3/8

449.0 420.0 308.00 00 00 0 4 3/4

26352 27901

6

28072

22

5 3/4 428.0 410.0 303.00 00 00 0 449.0 00 670.0 7 5/8 00 24 3/ 1.270 4 .000

28332 2 1/16 2 3/8

450. 427.2 327.9 400 83 00

28500

467. 444.0 340.4 600 00 00

30082 3 1/16 4 1/8

391. 342.6 244.7 000 00 00 479. 454.0 339.0 7 1/2 000 00 00 5

2

31655 16 3/4 31765

102.5 97.50 66.500 00 0

4 3/4

420.0 308.00 00 0 580.0 442.00 00 0 1.253 1.076.2 .800 50

68.00 48.90 32.900 0 0

2 5/1 96.00 90.60 71.500 6 0 0

20 1/ 4

347.2 347.2 190.40 00 00 0

1.479 1.344.6 .060 00 432.9 411.6 303.27 5 3/4 00 00 5 NA

974 6 1/2 8 974 6 1/4 9 B3 13/1 977 6 5 981 7 7 985 7 3/4 2 986 6 1/2 2 998 6 1/4 4 999 6 8

420. 400.0 325.0 000 00 00 655. 570.0 428.0 7 7/8 000 00 00 8 1/8

4 7/1 137. 118.0 444.8 6 500 00 00 8 1/8 8 7/8 7 5/8 7 7/8 7 1/2

453. 000 458. 000 418. 200 655. 000 590. 000

429.5 00 435.0 00 396.7 00 570.0 00 512.0 00

329.5 00 333.0 00 322.9 00 428.0 00 390.0 00

3 7/3 185.7 166.1 81.200 2 00 00 13 3/ 1.022 745.5 33008 11 7/8 4 .314 64 16 3/ 1.197 1.226 64555 14 3/4 4 .674 .777 32775 2 5/32

707.4 00 217.7 37587 3 1/16 3 3/4 00 451.0 47475 3 7/8 5 1/4 00 1.164 68030 14 16 .000 36537

9 1/4

11

644.2 520.00 00 0 221.2 179.70 00 0 389.5 276.50 00 0 1.175 .000

Bowen Releasing and Circulating Overshots Series “150 Maxi Load Capacity at mum Yield Pt (Tf) Catc Basket h Grapple Bowl Size OD Spira No. (Wit (In.) l h Grap With Spira With ple out l Stop Stop Grap ple) 249 266 M266 277 905

670.0 00 602.7 8 00 625.0 6 3/ 00 6 5/8 4 637.0 00 4 7/ 405.0 8 3/8 8 00 6

M7 1/ 10264 1 B8 3/ 1231 8 3 1/ 1248 2 7 3/ 1283 4 2 3/ 1446 8 B7 3/ 1501 4 1641 M1641 1657 M1657

7 5/8

6 1/8 8 7/8 10 1/ 16 4 5/8 9 3/8 4 1/8 9 3/8

6 1/ 7 5/8 4 7 7/8

580.0 00 510.7 50 537.8 00 542.2 50 367.0 00

442.0 00 398.6 00 406.6 00 408.2 50 298.0 00

Load Capacity at Yield Pt (Lbs) Basket Grapple

Maxim um Bowl Catch OD Spira No. Size (In.) l (With Grap With Spiral ple out Grappl Stop e)

2382

5 1/2

7 1/8

6 5/8

8 1/4

3075

4 7/8

6 3/8

558.0 510.0 369.00 00 00 0

7

8 1/8

439.2 395.8 318.40 00 00 0

6

7 5/8

B3264

637.5 00 241.0 00 637.0 00 455.0 00 592.0 00 502.1 00 542.4 68 627.6 00 645.3 00

B3366 B3522 B3711 A3795 BV3798 B3812 B3816 B3819 B4218

462.0 00 177.0 00 408.2 50 265.0 00 340.0 00 363.2 00 364.4 90 395.0 00 482.0 00

760.0 650.0 552.00 00 00 0 578.3 508.1 345.00 9 5/8 00 00 0 8 1/4

B2716 B2791 B3034

586.9 515.6 426.5 00 00 00 574.3 00 256.0 00 542.2 50 390.0 00 520.0 00 449.9 00 479.0 44 542.4 00 564.0 0

6 1/2

With Stop

8

5 3/4

7 3/8

6 1/2

8 1/8

3 1/2

4 1/2

4 1/2

5 5/8

5 9/16 7 1/4 6 3/4 7 6 1/8

8 3/8 8 5/8 7 3/4

637.5 574.3 462.00 00 00 0

637.5 574.3 462.00 00 00 0 586.5 00 271.0 00 268.0 00 675.2 00 612.1 99

515.5 00 226.0 00 320.0 00 608.4 00 537.8 60

413.50 0 146.50 0 211.00 0 489.40 0 365.21 4

637.0 574.3 462.00 00 00 0

B1828 B1836 B1871 1875 B1881 B2109 C2205

2 7/ 8 3 1/ 8 8 7/ 8 6 1/ 4 10 1 /8 6 1/ 4 6 1/ 4

3 3/4 3 7/8 11 1/ 4 7 5/8 12 1/ 2 7 7/8 7 7/8

214.0 00 155.1 00 1.605 .000 542.4 68 1.364 .000 586.8 00 640.0 00

192.8 00 144.2 00 1.580 .000 479.0 44 1.207 .000 515.6 00 560.0 00

121.4 00 98.00 0 1.395 .000 364.4 90 941.7 00 413.7 00 468.0 00

4392

2 7/8

4503

5 1/4

M4503 B4516 B4519

5 1/4

349.0 264.0 176.00 00 00 0 403.0 356.0 256.00 6 3/8 00 00 0 397.4 358.0 278.50 6 3/8 00 00 0 4 1/8

7 1/2 9 1/8 5 1/4

6 7/8

B4563

3 1/2

5 1/8

B4621

3 1/2

637.0 574.3 462.00 00 00 0

625.0 526.0 330.00 00 00 0 267.4 220.7 144.30 4 3/8 00 00 0

SERIES 70 BOWEN SHORT CATCH OVERSHOT

Application Le short catch overshot est utilise pour coiffer un poisson dont le fishing neck est trop court pour un overshot normal.

Procédure Identique aux overshot séries 150. c’est également un outil qui permet de se libérer. Pour faciliter le relâchement de la prise , il est conseillé d’employer un bumper sub.

OVERSHOT Part OD Number 2 5/16 3 5/8 3 3/4 4 1/8 4 5/8 4 3/8 4 11/16 4 11/16 5 5/8 4 3/8 5 1/2 5 3/4

38506 17615 13535 10434 11290 C-11023 10434 10543 11297 12645 12785 13065

Type SH SH SH SH FS SH SH FS SH FS FS

Le grappin Le nombre 38509 17618 13538 10437* 11292 B-11026 10437 10546* 11300 12647 12788 13068

Capacité Prise Without With maximal stop Stop Tonne Tonne 1 5/8 37.500 25.400 2 1/2 244.577 202.500 2 5/8 217.000 164.500 3 1/16 169.250 136.650 3 1/16 248.800 211.500 3 3/8 191.130 183.105 3 11/16 348.350 281.250 3 21/32 190.000 150.000 3 21/32 397.500 320.000 3 3/4 171.000 142.000 3 3/4 459.000 252.950 4 1/4 290.800 242.950

5 5 7 7 7 8 8

7/8 7/8 3/8 5/8 7/8 1/4 1/2

9 9 3/8 9 1/4 9 3/4 9 7/8 11 1/4

10543 10560 38933 11630 16975 38939 20050 39425 38945 25030 20060 38951 33878

SH FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS

10546 10563* 38936 11633 16976 38942 20053 39428 38948 25033 2063 38954 33881

3 21/32 4 3/4 5 5/8 6 6 1/4 6 1/2 7 7 1/4 7 5/8 7 3/4 8 8 1/8 9

642.500 217.000 232.500 262.500 390.000 232.500 263.000 461.300

506.000 181.000 187.000 218.500 323.500 194.000 219.000 346.000

SOCKET BAASH ROSS TYPE ‘’E’’ Généralités sur les sockets rôle.

Les sockets ne se diffèrent que très peu des overshot. Ils ont pratiquement le même Ils ont les avantage suivants par rapport à l’overshot : 1. supportant plus facilement un battage intensif. 2. se relâchent plus facilement après battage. Pour ces raisons ils sont choisis des overshots dans les instrumentation difficiles.

Par contre , les sockets nécessitent une tête de poisson tés nette et pratiquement sans bavure ou matage.

Procédure Vérifier la socket et l’état des coins, de la garniture d’étanchéité, de la bague, du presse-étoupe et de la chemise de coins correspondant à la dimension du poisson à repêcher. Assemblage et descente avec train de battage, déverrouillée. La tête du poisson étant réparée, la circulation sera arrêtée et toute rotation prescrite. On continuera à poser lentement jusqu’à ce que le poisson soit nettement engagé. Dégager vers le haut, si le poisson ne vient pas , reprendre la circulation Ne jamais tourner à droite; sauf pour relâcher, tant que le poisson est suspendu au train de repêchage. Si on veut relâcher le poisson, poser de façon à n’avoir au crochet que le poids de train de repêchage , poser encore environ ½ tonne pour verrouiller le socket en position ouverte, si le poisson ne se dégage pas, battre un peu vers le bas et verrouiller. Pour déverrouiller la socket dans le trou et reprendre le poisson, agir comme décrit plus haut pour le repêchage mais en tournant ½ tour à gauche avant de dégager. A remarquer que les coins peuvent attraper un poisson supérieur de 1/8 et inférieur de 3/16 à leur diamètre nominal. Par exemple des slips dits 5 3/4 peuvent prendre un poisson entre 5 7/8 et 5 9/16. La bague de presse-étoupe (packing gland) doit avoir un alésage supérieur de 1/8 au diamètre du poisson à repêcher, par exemple 5 7/8 pour 5 3/4. Par contre la garniture en caoutchouc doit avoir un alésage inférieur de 1/16 à 3/16 au diamètre du poisson à repêcher, par exemple 5 9/16 pour 5 3/4. Entretien Pour changer la garniture, dévisser le guide, retirer la garniture et la bague. Remontée en sens inverse en veillant à bien placer la portée en V vers le haut.

Pour changer les coins, dévisser le raccord supérieur, retirer l’ensemble raccord socket chemise après avoir déverrouiller le J , puis dégager le dispositif de prise du cônes de celui-ci. Ce dispositif étant retiré, désolidariser le support du coin du verrou en dévissant les vis de fixation quant au coins ils sont simplement engagés dans une rainure de leur support. Vérifier, nettoyer, graisser et remonter l’ensemble.

TAPER TAP (TARAUD) Application Un taraud est utilisé pour s’engager à l’intérieur d’un poisson tubulaire. Il est particulièrement intéressant dans sa version à gauche pour faire les dévissage . Il faut éviter de battre avec un taraud car il aura tendance au mieux à lâcher sa prise, au pire à casser. attention à l’ID si en veut employer des explosifs Procédure C’est un outil qui risque de ne pas se libérer. On devrais donc le descendre avec un safety joint. Pour faciliter le vissage du taraud, on peut mettre un bumper sub. N’utiliser le taraud que si aucun autre moyen de prise n’est possible car on condamne l’accès à l’intérieur du poisson. NB : Lors du choix d’un taraud, se préserver la possibilité du pouvoir le surforer. (OD max. du taraud inférieur a l’id des tubes de surforage).

Application

PIN TAP

Les pin tap sont utilisés pour morde dans des tool joint femelle d’un poisson (DC, DP) . ils ont un ID supérieur aux tarauds donc permettent plus facilement le passage des outils wire line. On peut l’utiliser en particulier avec un reversing tool (pin tap à gauche). On peut faire un battage avec un pin tap.

Procédure

Sélectionner le pin tap adapté pour le tool joint à repêcher et descendre au top poisson. Comme c’est un outil qui ne se libère pas, il est recommandé d’incorporer un safety joint. Circuler au top poisson pour dégager les sédiments. Avec la circulation au minimum, tourner doucement en pénétrant dans le

poisson. Si la pression augmente avec le torque cela signifie que l’on a bien engagé l’outil dans le poisson. On peut alors essayer de remonter. NB : Comme pour le taraud, se préserver la possibilité de pouvoir surforer un pin tap. Application

FULL CIRCLE BOWEN REALESING SPEAR

Le Full Circle Realesing Spear permet de repêcher intérieurement des tiges, casing, tubing, il a une large surface de contacte avec le poisson et en conséquence peut être utilisé avec des coulisses de battage ou des pulling-tools. Procédure

Assemblage et descente avec train de battage ; sans oublier le bumper sub ; position des sleeps rétractés. S’engager doucement dans le poisson Tourner à gauche la garniture de façon à ce que le mandrin du spear tourne au moins de 1/6 de tour . Les slips peuvent descendre ainsi en position de prise pour agriffer le poisson. Pour se libérer , battre vers le bas et tourner ensuite 1/6 de tour au moins vers la droite. De cette façon on devrait remettre les slips en position haute rétractée. Une autre méthode pour se libérer est de battre vers le haut et de tourner à droite en remontant doucement la garniture (de cette manière le pas à gauche des stries sur les slips devrait permettre de se dévisser du poisson) . FULLCIRCLE BOWEN REALESING SPEAR SPLIP TENSILE ASSEMBLY SLIP EXPANSION STRENGTH TO OD-SLIPS PART ENGAGEMENT AT YIELD OVER CATCH RETRACTED NUMBER AREA SAFETY lbs RING 6175 2 3/8 DP 1 11/16 6175 56400 11/32 2 3/8 6693 1 29/32 6693 71500 Tbg 6246 2 7/8 DP 2 6246 110400 3/8 2 7/8 6684 2 5/16 6684 134000 Tbg 7640 3 1/2 DP 2 7/16 7640 172000 13/32 3 1/2 6701 2 13/16 6701 224000 Tbg 7648 4 DP 3 3/32 7648 296000 15/32 6710 4 Tbg 3 5/16 6710 275000 4 1/2 DP 6715 3 15/32 ½ 6715 318000 4 1/2 Tbg

5 1/2 DP 5 9/16 DP 4 1/2 – 10536 5 Csg 9337 5 Csg 9342 5 1/2 Csg 9347 6 Csg 9796 6 5/8 Csg 9352 7 Csg 10608 7 5/8 Csg 8 5/8 – 6318 9 Csg 9 5/8 – 10473 10 Csg 6067 10 3/4 11 3/46073 12 Csg 13 6081 13 3/8 Csg 6723

4 1/2 3 25/32 4 4 1/2 5 1/16 5 1/2 5 3/4 6 7/16

9/16 ½ 9/16 5/8

6723

628000

10536

376000

9337 6342 9347 9796 9352 10608

454000 628000 945000 1060000 1228000 1414000

7 1/4

11/16

6318

1761000

8 3/16

¾

10473

2324000

6067

3300000

6073

4300000

6081

5961000

9 1/2 10 9/16 12

13/16

ITCO BOWEN REALESIG-SPEAR Application Le Itco Realing-Spear est utilisé pour s’engager à l’intérieur du poisson et remonter des tiges, casing et tubing . On peut l’utiliser avec une coulisse ou encore des ensemblescutters. Dans la version Havy-duty on peut l’utiliser avec des pulling tool. Le grapple, d’une seul pièce, prend normalement sur 360°. Procédure Contrôler si le spear et son grapple sont du type correcte pour repêcher le poisson. Le diamètre que peut repêcher un grapple est frappé sur la partie supérieure de ce dernier. Descendre le spear au bout de la garniture de repêchage et visser le grapple en position rétractée (sens inverse des aiguilles d’une montre). Au top du poisson, descendre doucement, ensuite tourner le mandrin un tour complet à gauche pour mettre le grapple en position de prise. En remontant, le grapple agrippera le poisson. Pour relâcher le poisson, battre vers le bas et tourner le mandrin 2 à 3 tours à droite pour mettre le grapple en position rétractée, ensuite remontée doucement. Si le spear n’a pas relâché, battre vers le bas et tourner doucement vers la droite en remontant la garniture. Cette opération devrait permettre au grapple de se dévisser du poisson grâce au pas à gauche des stries du grapple. Accessories : Spear Pack off assembly : Il est vise sous le spear en remplacement du standrad nut. Il est mis dans les situation où la circulation est nécessaire à l’intérieur du poisson. Avec le pack off ne commencer le circulation qu’après engagement et prise dans le poisson. Mill type nut Il est vissé en remplacement du standard nut dans le cas où l’engagement dans la poisson est gênée par des sédiments ou de déformation interne. Avec cet équipement mettre la rotation lente à l’arrivée sur le poisson et faire progresser lentement l’engagement de l’outil.

Itco Type BOWEN Releasing Spears Spear Body Grapple Assembly Yield No. No. Strength 17240 17242 NA 17243 17245 1.946.000 17246 17248 2700.000 17470 17472 NA 17475 17477 725.000 18270 18272 920.000 17720 18822 NA 19350 19352 29.400 20115 20119 NA 20120 20122 2.700.000 20890 20892 NA 20895 20897 NA 27780 27782 5.600.000 35841 35843 43.600 42069 42071 132.000 58292 58294 1.175.000 62198 49888 270.000 62242 1230 74509 74555 116.400 81470 9283 2.700.000 195015 145017 270.000

Spear Body Grapple Assembly Yield No. No. Strength 530 532 530.000 1227 1230 270.000 1332 1334 920.000 1344 1348 132.000 9266 9268 972.000 9281 9283 2.700.000 9380 9382 1.946.000 9410 9412 357.000 9485 9487 530.000 9572 9574 1.800.000 9645 9647 116.400 9680 9682 920.000 9715 9717 1.175.000 9915 9917 62.000 9945 9947 357.000 11195 11197 43.600 73200 13202 725.000 16455 16457 20.800 17228 17230 132.000 17231 17233 270.000 17234 17236 1.175.000 17237 17239 972.000

Itcxo Realeasing Spear

Spear Stop Sub Spear Pack-Off

‘’EFL’’ H.E UNIVERSAL ROTATING AND REALESING SPEAR

Application L’EFL est utilisé pour coiffer par l’intérieur des tubing des tige et des casing. Il peut transmettre un torque important Il est pratiquement utile pour les opération de back-off avec un reversing tool. Procédure

Le spear est connecté à la garniture de repêchage avec des slips en position ouverte. On entre dans le poisson sans tourner (un stop peut être installé). En remontant, les slips vont mordre dans le poisson. Pour un dévissage, amener d’abord les slips dans le poisson par traction puis mettre à la tension requise pour avoir le point neutre sur le joint à dévisser. Pour relâcher au ‘’EFL’’, battre vers le bas, descendre d’environ 02 pouces et tourner 1/6 de tour au moins sur la droite pour mettre les slips en position rétractée.

ASSEMBLY PART NUMBER

TO CATCH

OD

14328

2 Tbg

1 29/32

14329

2 1/2Tbg

2 5/16

14330

3 1/2 Tbg

2 11/16

1/2

14331

4 Csg

14332

4 1/2 Csg

3 1/8

1

14333

5 Csg

14334

5 1/2 Csg

4 1/16

1 1/4

14785 14788

7 Csg 9 5/8 Csg

5 11/16 7 1/4

2 1/4 3

14337

13 3/8 Csg

14792

18 5/8 Csg

11 34

3 3/4

ID 3/8

FRAISAGE I. Les différents fraises et leurs utilisations Les fraises plates (crusher mill) Outil très robuste présentant une très grande plage de coupe, permettant le broyage au choc aussi bien que le décollage en copeaux. Recommandés particulièrement pour les ferrailles massives et libre. Les fraise à secteur (junk mill) Outil robuste où les plages de coupe ont été remplacée par des lames larges et reliées en formes triangulaires. Ces outils ont de meilleures caractéristiques de coupes.

Les fraises à lames (standard et econo mill) Ce sont des outils de coupe très agressifs mais aussi plus fragiles, ils ne permettent qu’un battage léger. C’est des outils classiques pour la destruction de matériel tubulaire lorsqu’il est impossible d’utiliser un pilot mill. Ils sont recommandé pour les reforges du ciment comportant un fraisage (anneau, sabot ). Pilot mill C’est une fraise à lames ayant un pilot pour se guider dans un poisson. C’est un outil idéal pour le fraisage du matériel tubulaire dont l’ID est libre. Ses performances sont excellents et l’on doit parfois limiter son avancement pour éviter l’amoncellement de copeaux.

Fraise conique C’est en fait un outil d’alésage utilisé pour recalibrer l’intérieur du matériel tubulaire. Il est utilisé pour la remise du diamètre d’un tubage déformé Section mill C’est un outil comprenant 3 à 6 couteaux escamotables commandés hydrauliquement. Il est utilisé pour couper des tubages ou ouverture de fenêtre.

Couronne de surforage C’est un sabot, cylindrique ayant des dents ou des ondulations rechargées au carbure ou diamant vissé au bout d’une colonne de surforage. Il permet de nettoyer l’espace annulaire autour d’un poisson. Recommandations générales a) Eliminations des cuttings, limaille et copeaux -

Circulation abondant avec boue visqueuse = Vmarsh 60 à 80 vitesse annulaire recommandée : 120 ft/mn (le régime turbulent est le plus adapté). Utiliser obligatoirement un, deux paniers à sédiment. Bac supplémentaire de décantation. Passes spéciales de nettoyage et circulation inverse quand c’est possible (aimant, panier à sédiment, ou circulation inverse avec tiges nues).

b) Immobilisation de la ferraille 1

cimenter

S’il y a trop de ferraille libre à fraiser il est conseillé de le

(on peut envisager de le faire éclater par un léger battage et ainsi de le coincer avant fraisage) 2 Lorsqu’il s’agit d’un poisson moins important et relativement fragile on peut envisager de la faire éclater par un léger battage et ainsi de le coincer avant fraisage. 3 Avec des fraises robuste (à plage ou à secteurs), un battage sérieux permet de casser et de coincer certains éléments mobiles les rendant ainsi plus facile à fraiser. c) Renouvellement des angles de coupe En principe, les vibrations de la garniture et l’érosion de la matrice sont suffisantes pour dégager de nouveaux grains ou les rafraîchir par clivage. Dans la pratique il arrive que les grains se polissent et perdent leur agressivité. Il faut alors battre légèrement pour les casser et provoquer le clivage générateur d’angle de coupe. d) Protection du centre de la fraise Les grains du centre de la fraise se détériorent plus rapidement que les autres, la vitesse de coupe y étant trop faible. Cet inconvénient peut être réduit en laissant une cheminée dans le centre de la fraise. La partie centrale de la ferraille qui ne peut pas être facilement fraisée sera alors carottée. e)

Prévention contre les contacts poisson-corps de fraise

Après usure de la matrice le corps de la fraise peut venir au contact avec le poisson .le pression sur les zones de contact peuvent être très élevées. Il peut s’en suivre un durcissement de l’acier du poisson qui pourra alors tailler la fraise elle –même pas le but Un seul remède, remonter l’outil avant d’avoir une usure trop importante. L’observation de l’évolution de l’avancement peut être utile. f)

Interprétation de l’usure d’une fraise Le fraisage partiel d’une tête de poisson peut laisser une languette. Cette dernière, si elle n’est pas éliminée peut provoquer un rapide side-track en jouant le rôle de sifflet déviateur. Pour évité cela, il faut dégager fréquemment et manœuvrer brutalement pour rabattre ou casser la longuette. Cette procédure permet de récupérer les morceaux non fraisés qui auraient été plaqués contre la paroi du trou.

g)

Protection des tubages Pour protéger le tubage il faut utiliser des fraises parfaitement lisses à l’extérieur et une garniture très stabilisée ( Si c’est possible employer une fraise à jupe). Lors du surforage de poisson appuyés sur le tubage, dans le cas de puits déviés, ne pas hésiter à sacrifier ces poissons en utilisant des couronne agressives à l’intérieur.

h)

Précaution pour le fraisage de matériel tubulaire affaibli C’est le cas des tubes crépines ou fortement corrodés. Il faut alors limiter le poids sur l’outil.

i)

Paramètres A. Fraisage / 100 RPM mini B. Surforage ou fraisage avec taper mill : 75 RPM et moins si trop de torque. C. Toujours démarrer la rotation 30cm au-dessus du poisson. Ajuster poids et rotation et faire rodage de a fraise. D. Travailler avec un poids constant. E. En casing bien cimenté, on peut accroître poids et vitesse de rotation. Si le casing est en mauvaise état il faut diminuer le poids mais garder une vitesse de rotation assez élevée. F. Le cutting idéal a environ 1/32 d’épaisseur et 3 de long. Si les cutting sont trop fins, on peut essayer d’augmenter le poids. Si les cuttings ont une ferme d’écaille de poisson (pilot mill ou section mill), il est conseillé d’augmenter la vitesse de rotation et diminuer le poids. Plus l’acier est dur, plus les cutting seront fins. G. La présence de caoutchouc (packer) réduit la vitesse d’avancement. On peut essayer d’arrêter la circulation de temps en temps et de marteler cette garniture en caoutchouc pour la casser et la brûler. H. En cas de fraisage difficile, la fraise peut trépider. Réduire le poids à 1T500 et la vitesse à 50 RPM. Travailler ainsi pendant une heure puis essayer d’augmenter

le poids. Si la fraise travaille correctement, garder ces paramètres. Si la vitesse d’avancement est réduite augmenter la vitesse de rotation. Si les trépidations recommencent, réduire à nouveau la vitesse.

JUNCK MILL : c’est un outil universel pour le fraisage : - Outil - Packer - Casing - Setting tool - Ciment - Reamer - DC - Slips - DP - Hanger -

Wash pipe Whip stock Tester Sub Jar

*Conseils généraux : -

Si le poisson tourne avec la fraise, on peut battre légèrement dessus pour essayer de briser et le rendre immobile afin de fraiser plus facilement. Attention, si le torque augmente, cela signifie qu’un morceau du poisson son s’est glissé entre la fraise et le casing. De temps en temps dégager et redescendre en rotation sur le poisson.

*Pour la ferraille libre dans le puits -

OD fraise =

Drift du casing

1/8 à ¼’’ au dessus du diamètre d’un trou ouverts Avoir 4 à 9 tonne de DC Avoir un junk sub immédiatement au-dessus de junk mill. Attention, prendre un junk sub asses solide. Sur des morceau de ferraille libres dans le puits, battre légèrement dessus pour cela : ± Dégager la tige d’entraînement de 3 mètre et descendre rapidement sur le poisson sur une course de 2.5 mètre. Refaire cette opération trois fois ou quatre fois en tournant ¼ de tour. Cette opération permet d’immobiliser (temporairement) le poisson. ± Toujours pour de la ferraille libre, dégager de temps en temps en s’arrêtant pour laisser retomber cette ferraille au fond. ± Dans un casing, mettre un stabilo immédiatement au-dessus de la fraise (qui a par ailleurs déjà des lames de stabilisation à OD de la fraise) et un autre à 9 m ou moins. * Pour un poisson immobile

-

OD fraise =

Drift du casing 1/8 à ¼’’ au dessus du diamètre d’un trou ouverts

-

Poids de 1 à 5 tonne selon la rigidité du poisson Après 1 à 1.50 mètres de fraisage, dégager et redescendre on tournant pour bien nettoyer le puits. - Redescendre toujours sur le poisson on tournant et appliquer progressivement le poids. Ne jamais laisser la fraise immobile sur le poisson. - Dans un casing, mettre un stabilo immédiatement au-dessus de la fraise (qui a d’ailleurs déjà des lames de stabilisation) et un autre à 9 mètre ou moins. Prendre de préférence des stabilo à lames non agressives. Pilot mill On l’utilise pour fraiser du matériel tubulaire ; casing, tiges, liner, Wash pipe, ., à condition que le centre du poisson soit libre ; à la circulation doit passer en totalité par le pilot si non il y a risque de coincement et rupture de ce dernier par excès de couple (partie fragile du pilot mill). Conseils généraux -

L’OD des lames doit être environ ¼’’ plus large que l’OD (attention au tool joint) du poisson à fraiser. - L’OD du pilot doit être de 1/16 à 1/32 inférieur à l’ID du poisson à fraiser. - Ajuster les paramètre à chaque descente. Ils peuvent être différent d’une fraise à l’autre. Pour commencer on peut adapter 100 à 150 trs/mn pour 1 à 3 tonnes . - Pour les liner, un casing perforé, endommager ou colapsé, adapter 70 trs/mn et 1 tonne au moins. Si pendant le fraisage d’un casing, liner , on note une chute d’avancement, cela peut venir d’un anneau de métal coupé tournant avec la fraise ou encore de l’usure des grains actifs. Essayer de battre légèrement pour casser l’anneau. Si on observe plus de remontée de cuttings après avoir essayé la méthode cidessus, et qu’il n’y a pas d’augmentation de torque, il y a de grande chance pour que le poisson tourne ou que la fraise soit usée. Si la fraise remonte on bonne état, on déduit donc que le poisson tourne Et qu’il peut être judicieux d’essayer le repêcher. * Pour un Liner hanger On peut utiliser un pilot mill pour fraiser le liner hanger puis le liner ou encore fraiser le liner hanger avec un junk mill et le liner avec un pilot mill. Dans tous les cas, choisir un OD mini pour le pilot mill afin de fraiser les tool joints et un mini de ciment. * Wash pipe, casing le pilot mill est idéal pour fraiser des tubes de surforage ou des casing. * DP et DC

Dans un puits dévié, avec les DP ou DC reposant sur une génératrice, le fraisage sera très difficile. Si le poisson se remplit de cuttings, il faudra continuer le fraisage avec un junk mill. * Procédure pour fraisage avec un pilot mill ±

le pilot mill à 1.50 m du poisson : mettre la rotation, accroître progressivement à 125 trs/mn. Lever et abaisser le pilot mill de 1 à 2 m sans toucher le poisson. De cette façon on pourra noter le poids et le torque. Le torque permettra de connaître la côte exacte à laquelle on pénètre dans le poisson. Un torque excessif indiquera que le pilot s’est engagé à côté du poisson.

±

Réduire la rotation à 30 trs/mn et pénétrer dans le poisson. Mettre environ 1 tonne de poids . arrêter la rotation . une diminution progressive de rotation indique que l’on est positionné correctement dans le poisson

±

Pour fraiser du casing J55 ou N80 prendre comme paramètre 2 à 4 tonnes et 125 trs/mn. Avec le P110 mettre légèrement plus de poids (idem si l’on doit fraiser en même temps le ciment).

±

Bien nettoyer le trou en ramonant avec rotation tous les 4 à 6 mètres de fraisage. Pour les longs fraisages prévoir des passes pour le nettoyage l’ID du poisson à fraiser.

TAPER MILL Le taper mill est particulièrement adapté pour aléser un casing partiellement colapsé, pour nettoyer une fenêtre après side track au wipstock dans un casing, pour fraiser un sabot de casing abîmé, . * Conseille généraux -

Vitesse de rotation suivant le torque mais rarement au-dessus de 75 trs/mn. Ne jamais démarrer le fraisage avec un taper mill en rotation à 75 trs/mn On met moins de poids avec un taper mill qu’avec un junk mill. Après être entré dans le poisson, augmenter progressivement le poids à 0.5 à 1 tonne. Attention au torque.

* Comment nettoyer une fenêtre au wipstock -

Le diamètre du taper mill doit être le même que l’OD de la fraise utilisé pour fraiser la fenêtre ou légèrement supérieur au diamètre de l’outil à descendre. Descendre le taper mill à 1.5 m du top fenêtre. Démarrer la rotation à 40 trs/mn Ne pas dépasser un poids de 1/2 tonne; travailler au torque Tourner lentement avec peu de poids sur toute la longueur du wipstock Répéter plusieurs fois cette opération pour bien nettoyer la fenêtre.

* Comment aléser un casing colapsé -

Déterminer avec un outil ou une empreinte le diamètre qui passe à travers la partie colapsé. Utiliser un taper mill environ ¼’’ plus grand que l’ID mini de la partie colapsé. Si le colapsé est important, utiliser des tape mill de diamètre progressifs pour aléser le casing à l’ID maxi. Commencer le fraisage à 50 trs/mn. Poids selon le torque, dans la plupart des cas autour de 1 à 1.5 tonne. Si le casing est très colapsé, la partie colapsé peut agir comme un wipstock et il y aura danger de partir en sid track.

* Elargissage travers cement-retainer, guide-shoe.. -

Diamètre du taper mill égal en général au drift du casing. 70 trs/mn et 1 à 2 tonnes. Ajuster en fonction du torque. Après avoir élargie tout le passage, aléser en tournant entre 80 et 100 trs/mn.

WASH-OVER (SURFORAGE) L’utilisation de la couronne de surforage pour : -

Outil DC DP

- Jar - packer - stabilisateur

Il est la plupart de temps plus facile de surforer que de fraiser. * Conseil généraux pour le surforage 1-

le surforage se fait avec peu de poids et avec une vitesse de rotation modérée afin de diminuer les risques d’éclatement de la couronne de surforage (ou tube) 50 à 100 trs/mn avec un poids de 1 à 3 tonnes. Attention au torque. 2En casing on fixe environ à 10 le nombre maximum de tube de surforage à descendre. En trou ouvert, descendre un nombre minimum de tubes maximum 3 tubes. 3S’il l’avancement est bon, attention à la remontée des cuttings. Modifier les caractéristiques de la boue ou augmenter le débit de pompage. 4Le débit doit être ajusté en fonction des pertes de charge produit entre le poisson et l’ID des tubes de surforage d’une part et le casing d’autre part (ou trou). Ces perte produisent un phénomène de flottation. Le poids indiqué au Martin Decker n’est plus rien à voir avec le poids réellement transmis sur la couronne de surforage. Exemple : Trou 6 OD du poisson 4 3/4 tube de surforage ID 4 13/16 et OD 5 15/16 Q = 250 l/mn poussée 4 Q = 350 l/mn poussée 7 T Il faudrait donc appuyer à 7 tonne minimum avec un débit de 350 l/mn pour commencer à transmettre un peu de poids sur la couronne. Ce poids est excessif pour une colonne 5 1/2 – 17 lbs/ft et pourrait entraîner un flambage des tubes d’où une augmentation faut donc travailler avec un débit inférieur.

* Comment choisir une couronne adaptée. 5- Le sabot doit avoir une épaisseur minimum de 3/8 (pour assurer rigidité suffisante et pour bien tenir le carbure). 6- ID de la couronne de surforage au moins 1/16 de plus que l’OD des tubes de surforage.

BAKER PACKER MILLING TOOL Un packer milling est constitué de : -

un raccord supérieur un tube de surforage + une fraise couronne pour fraiser le packer une extension vissée dans le raccord supérieur avec catch sleeve.

On peut employer un packer milling tool : -

sans extension, pour surforer le packer

-

avec extension, sans catch sleeve, pour surforare le packer (avec une fraise au bout pour nettoyer l’intérieur).

-

avec extension et catch sleeve pour fraiser et remonter le packer dans la foulée. Outil Baker

-

pour engager le packer milling tool Baker, il suffit de poser puis de remonter pour engager le catch sleeve dans la gorge du packer

-

fraiser au minimum jusqu’au slip supérieur

-

si l’on veut dégager l’outil (cas packer non libre) il suffit de mettre en tension et tourner 12 tours à droite.

Outil Houston-Engineer

Le catch sleeve est maintenue en position non verrouillée par un J. si l’on veut dégager l’outil, il faut tirer, puis poser et ensuite tourner légèrement à droite. Du fait que le J est petit, il est souvent très difficile de tourner à la position non déverrouillées. Son emploi est donc risqué.

SECTION MILL SERVCO Application Le section mill est un outil hydraulique servant à fraiser une fenêtre dans un casing ou tubing. On peut également l’utiliser comme pipe cutter. pack.

Ses applications principales sont les fenêtres pour side track ou gravel

Conception L’outil comporte un raccord supérieur, un corps, un piston avec cames, un ressort de piston, un indicateur de débit, des couteaux et des bras de stabilisation. En circulation à travers l’outil, une perte de charge est crée à travers le piston qui pousse les cames et fait sortir les couteaux. La moitié des couteaux coupe le casing ; en suite tous les couteaux participent au fraisage. L’indicateur de débit par chute de pression ( ou un accroissement du débit) le moment où le casing est complètement coupé. Procédure L’outil est monté au bout des DC et descendu à la profondeur désirée. Mettre la rotation ( 80-60 RPM )et démarrer la pompe. Monter progressivement la pression jusqu'à avoir un débit correspondant à 80 –120 kg/cm² de pression, la perte de charge à l’outil étant de 40 – 60 kg/cm². Pour ouverture Conserver la rotation jusqu’à ce que le casing soit coupé (chute de pression notée grâce au flow-tel) Nettoyer la coupe en tournant 5 à 10 minutes à la même place. Dans le cas d’ouverture d’une fenêtre, continué à mettre du poids et accroître la rotation entre 100 et 125 RPM (le poids optimum se trouve entre 2 et 4 tonnes) jusqu’à la hauteur voulue.

SERVCO HYDRAULIQUE PIPE CUTTER

Application L’hydraulique pipe cutter est utilisé pour couper par l’intérieur un ou plusieurs casing en une ou plusieurs passes. conception L’outil comporte ; un top sub, un corps, un piston, un ressort de piston, un indicateur de débit (flow tel) et des bras de coupe. En pompant du fluide le forçant à descendre. La base de la tige du piston pousse alors sur la cames de la partie supérieure des bras, les faisant pivoter est mettant ainsi en contacte le fond de coupe des ces bras avec le casing. Le carbure de tungstène des bras est en position pour attaquer le casing. Quelque remarques sur le model ‘’V’’ Servco pipe cutter I. Prendre des bras de façon à couper un casing à la fois. II. A la côte de la coupe, démarre la rotation, commencer à pomper doucement puis augmenter la pression jusqu’à 1000 à 1200 psi. III. A cause de l’excentricité des casings, on peut avoir des perte de circulation en cours de coupe. Ceci est normal ; les cuttings seront de toute manière nettoyés et les bras lubrifiés. IV. Le flow tel peut ne pas donner une bonne indication (chute de la pression) à cause de la profondeur de coupe trop peu importante. On sera que le casing est coupé par l’augmentation des coups de pompe. V. On note une augmentation de torque et de bruit juste avant la fin de coupe. VI. Il faut choisir le débit en fonction de l’outil de façon à avoir un bon nettoyage et une chute de pression au flow tel. Utilisation de garniture combinées, outil de coupe hydraulique But : gagner du temps lors des opérations d’instrumentation sur casing lorsque plusieurs coupes et repêchage successifs sont nécessaires. Matériel utiliser : les section-mill et pipe cutter qui sont des outils hydraulique se refermant dés que la pression de boue est supprimée. Les arrache tubes, munis d’ un stop collar se posant sut le casing à repêcher et d’un tool joint Api à la base permettant d’y visser le train de coupe. Ces outils se verrouillent et se déverrouillons de plus par simple rotation.

Composition des garniture de coupe et de repêchage combiné

Diamètre adapté au casing

Outil de coupe hydraulique 01 DC 01 stabilisateur ( si le DC est de diamètre très petit) tiges (longueur nécessaire) arrache tube

Diamètre adapté au trou dans lequel on descend

bumper sub coulisse hydraulique (si l’on désire battre) DC (longueur nécessaire)

Il est noter que les outils hydrauliques travaillent sons poids ; un seul DC est amplement suffisant pour assurer une coupe parfaite. Opération de coupe et de repêchage simultanés au fond Descente à la côte voulue (le stop collar de spear permettra de positionner l’arrache tube par rapport à la tête des tubes). Pendant la coupe il sera préférable que le spear soit situé entre 6 et 15 m au-dessus de la tête de tubages. Mettre en rotation lente, 60tr/mn et augmenter progressivement la pression de pompe jusqu'au valeurs requises et attendre la fin de la coupe . (chute de pression pour les outils munis de flo-tel, chute de couple si le casing est libre et pas trop lourd 100 à 150 m de casing 7 par exemple). La pression de pompe est alors relâchée et le coupe tube manœuvré à travers la coupe ; si l’outil peut descendre librement on passe alors à la phase de repêchage qui consiste à descendre le spear et à l’engager dans le casing. Traction, battage éventuel, remontée ou, dans le cas où le tronçon coupé est coincé, coupe intermédiaire suivie d’un deuxième essai de repêchage évidemment sans avoir remonter. Les opérations de coupe et de repêchage combinés permettent les gains de temps - Une manœuvre pour une coupe suivi d’un repêchage - 03 manœuvres pour deux coupes suivies d’un repêchage effectif du tronçon supérieur - 05 manœuvres pour trois coupes suivies du repêchage effectif du tronçon supérieur. Les couteaux des outils permettant ces trois coupes consécutives sans avoir à remonter pour contrôler l’outil. Opérations de coupe et de dégagement du casing par l’emploi du spear en surface immédiatement après la coupe Ce genre d’opération consiste à intercaler un arrache tube dans le terrain de sonde et à s’assurer que le tubage est libéré par la coupe, avant de remonter le coupe tube. Dans le cas où le résultat est négatif, un gain de temps d’une manœuvre est assuré. Cette opération est évidemment possible à moyenne ou faible profondeur lorsque le poids de la garniture de coupe et celui de casing ne sont pas trop élevés.

Body OD

Fishing Neck OD

Standard Pin Connection

Tool Series

3 5/8

3 1/8

2 3/8 API Reg

3600

4 1/8

3 1/8

2 3/8 API Reg

4100

4 1/2 5 1/2

4 1/8 4 3/4

2 7/8 API Reg 3 1/2 API Reg

4500 5500

7 1/4

5 3/4

4 1/2 API Reg

7200

8 1/4

5 3/4

4 1/2 API Reg

8200

9 1/4

5 3/4 8 or 9

4 1/2 Reg 6 5/8 or 7 5/8 API Reg

9200

4 1/2 5 11,50-18,50 Lbs 5 1/2-6 6 5/8-7 5/8 8 5/8 24.00-44.00 Lbs 9 5/8 29.30-47.00 lbs 10 3/4-11 3/4

11700

13 3/8-16

11 1/2

To Mill Casing

RECEPTION PLATE PORME ET PISTE D’ACCES

PUITS :____________________APPAREIL____________________DATE____________________ OUI NON OUI NON OUI NON OUI NON OUI NON OUI NON OUI NON OUI NON OUI NON OUI NON

1 – Piste d’accès (état acceptable) 2 – Installation de surface démontée 3 – Clôture enlevée 4 – Plate-forme en TUF (dimensions correctes selon plan de l’appareil) 5 – Plate-forme en béton (dimension) 6 – Cave dessablée 7 – Caniveau autour de la plate-forme dessablée 8 – Tranchées de dégagement des vibrateurs au bourbier 9 – Bourbier (dimensions acceptables) 10 – Fosse pour brûlage des déchets PLATE-FORME ACCEPTABLE : SIGNATURES :

RESPONSABLE GENIE CIVIL :

NOM :

CHEF DE CHANTIER :

NOM :

RESPONSABLE SECURITE

NOM :

SUPERVISEUR SONATRACH:

NOM : DATE :

PLATE FORME NON ACCEPTABLE : Réserves :

/

/

..

RECEPTION HYDRAULIQUE :

PUITS : _______________

DATE_______________

APPAREIL_______________

Mode d’alimentation : Source d’alimentation : Si citernage : Point de citernage : Débit de remplissage : Distance entre point de citernage et Puits : Nombre de citernes à disposition : Si alimentation par puits d’eau : Type de pompe immergée : Diamètre de la conduite : Etat de la conduite : Fuite constatées : Débit mesuré à l’arrivée sur chantier :

Le débit minimum acceptable est de 18 m3/Heure

RESERVES :

SIGNATURE : SERVICE TRANSPORT SH/DP:

NOM :

SERVICE HYDRAULIQUE SH/DP:

NOM :

SECURITE

NOM :

CHEF DE CHANTIER

NOM :

RESPONSABLE DE SECURITE

NOM :

SUPERVISEUR SH DP :

NOM :

RECEPTION APPAREIL GENERALITES MAT ET SUBSTRUCTURES.

(la visite et le contrôle visuel du MAT son obligatoires) La plaque API est elle en place et lisible ?

OUI NON

Des éléments du mât sont ils abîmés ? (cornières, traverses, montants verticaux)

OUI NON

Si OUI combien ? lesquels ? (_______________________________________________________) Tous les éléments ont-ils des axes en état ?

OUI NON

Tous les axes ont-ils leurs épingles de sécurité ?

OUI NON

Les échelles sont-elles en état ainsi que leurs fixations ?

OUI NON

Les crinolines sont-elles en état ainsi que leurs fixations ?

OUI NON

Le monte fainéant de mât est-il satisfaisant ? Est-il anti-déflagrant ?

OUI NON OUI NON

Le stop chute accrocheur est-il installé ? ± son câble est-il en état ? ± est-il bien amarré ?

OUI NON OUI NON OUI NON

VERIFIEZ TOUTES LES ATTACHES et SECURITES DES POULIES DE RENVOIE SUIVANTES (Noter si tout est en état) Poulie du treuil à air :

OUI NON

Poulie du géolographe :

OUI NON

Poulie du cabestan :

OUI NON

Poulies de suspension des clés :

OUI NON

Le mât est il centré par rapport à la table de rotation et axe du puits :

OUI NON

Le balisage diurne du mât existe-t-il ? (peinture rouge et blanche)

OUI NON

SUBSTRUCTURE

les cornières, travers, poutre sont elles abîmées ? lesquelles ? les axes sont ils en places avec leur sécurité ? Si non lesquelles ?

OUI NON OUI NON

PASSERELLE D’ACCROCHAGE La passerelle est elles en état ? (Jambes de soutien. Câbles de suspension rambardes. Passerelle relevable) OUI NON Les doigts sont-ils en état (Non tordus) ?

OUI NON

Sont ils tous sécurisés par câble ou chaîne ?

OUI NON

Le dispositif coulissant de fermeture sécurité est-il en état ?

OUI NON

Existe t-il un treuil à air ?

OUI NON

Si oui. Ce treuil fonctionne t-il ?

OUI NON

La ceinture de sécurité et ses câbles sont-ils en état ?

OUI NON

Existe t-il une deuxième ceinture de sécurité ?

OUI NON

Quelle est la date de leur dernier contrôle par service de sécurité ?

(_______________)

PASSERELLE DE TUBAGE Les rambardes de sécurité existent ?

OUI NON

Sa course est-elle réglable ?

OUI NON

Le treuil de réglage en hauteur est il en état ?

OUI NON

Est ce un palan à main ou un treuil à air ?

(_______________)

Hauteur d’ajustage mini

(_____________) M

La ceinture de sécurité est-elle en état ?

CIRCUIT HYDRAULIQUE :

OUI NON

DATE :

/

/

RECEPTION DU MATERIEL DE LEVAGE :

PUITS_________________APPAREIL_________________DATE_________________

..

GROUPE DE FORCE 1

BON MAUVAIS

Génératrice ou Alternateur GROUPE DE FORCE 2

BON MAUVAIS

Génératrice ou Alternateur GROUPE DE FORCE 3

BON MAUVAIS BON MAUVAIS

Génératrice ou Alternateur GROUPE DE FORCE 4

BON MAUVAIS BON MAUVAIS

Génératrice ou Alternateur Installation électrique

BON MAUVAIS

SCR

BON MAUVAIS BON MAUVAIS

Compresseur d’air N°1

BON

Compresseur d’air N°2

BON MAUVAIS

Compresseur d’air N°3

BON MAUVAIS

Pompe centrifuge à gasoil (de transfert)

BON MAUVAIS

Citernes à gasoil capacité : (_______________) m 3 Autonomie : (_______________)

Réserves

MAUVAIS

REMARQUES Toute défaillance dans le système de puissance doit être considérée avec attention Toute perte de puissance pendant le work over peut entraîner la perte du puits.

SOYER RIGOUREUX DANS CETTE RECEPTION.

SIGNATURES : RESPONSABLE MAINTENANCE: CHEF DE CHANTIER : SUPERVISEUR SH/DP :

NOM : NOM : NOM : DATE :

/

/

.

RECEPTION ENVIRONNEMENT DE L’APPAREIL 1 – VEHICULE, MOYEN DE MANITENSION : Véhicules mis à la disposition du chantier : Nombre : Type : Etat : Etat de l’ambutlance :

BON BON

MAUVAIS MAUVAIS

Moyen de manutention : Type : Capacité : Etat :

BON

MAUVAIS

Etaux à mâchoire

OUI

NON

Meule fixe

OUI

NON

Perceuse su colonne

OUI

NON

Perceuse portative

OUI

NON

Meule et/ou tronçonneuse portative

OUI

NON

Caisse à outil

OUI

NON

Etat de la caisse

BON

MAUVAIS

Etat du magasin

BON

MAUVAIS

BON

MAUVAIS .etc)

OUI

NON

2 – ATELIER DU MECANICIEN + ELECTRICIEN : (EQUIPEMENT)

Groupe de soudure Etat : Equipement auxiliaire : (masque + gants + tablier + baguettes Groupe oxygène / acétylène Quantité de bouteilles pleines (sur chantier)

OXYGENE . Qte(__________)

Quantité de bouteilles pleines (sur chantier)

ACETHYLENE. Qte (__________)

3 - ATELIER SONDEURS ET EQUIPEMENT GENERAL

Les foreurs possèdent ils l’équipement suivant ? :

Un étau pour reconditionner les pistons et clapets

OUI

NON

Un arrache chemise pompe

OUI

NON

Un arrache siége de clapet pompe

OUI

NON

Inventaire du magasin SONDEUR Masse en acier Qté (______)

Masses en bronze Qté (_______)

Barres à mine Qté (_______) Clé à chaîne modèle (_______) Qté (_______) ; (_______) Qté (_______) ; (_______) Qté (_______) Clé à griffe modèle (_______) Qté (_______) ; (_______) Qté (_______) ; (_______) Qté (_______) Palans à chaîne Qté (_______)

Tire forts Qté (_______)

Cle a air automatique avec jeux de douilles

OUI

NON

Manilles capacité Tns (_______) Qté (_______) ; capacité Tns (_______) Qté (_______) Elingues capacité Tns (_______) Qté (_______) ; capacité Tns (_______) Qté (_______) Brouettes Quantité (_______).

Pelles Quantité (_______).

Pioches Quantité (_______).

Chaque poste à t-il une caisse à outils ?

SINATURES CHEF DE CHANTIER :

NOM :

RESPONSABLE MAINTENANCE :

NOM :

SUPERVISEUR SH/DP :

NOM : DATE :

/

/

QUARTIER BOUE VIBRATEURS Marque

________________

Nombre

________________

Etat général

BON

MAUVAIS

Etat des courroies

BON

MAUVAIS

Protection du système d’entraînement

BON

MAUVAIS

Tension de toiles

BON

MAUVAIS

Stock de toiles sur chantiers :

DESSABLEUR (remplir le bac avec de l’eau et mettre la pompe centrifuge en marche) Marque. diamètre refoulement, aspiration, impeller

__________ ____X____X____

Puissance électrique

_____________________CV

Vitesse de rotation

____________________Tr / mn

Nombre et diamètre des cônes

____________ ___________ ‘’

Contrôle de l’état des cônes (démontage)

BON

MAUVAIS

Débit mesuré (retour dans bac dessilteur) Pression au manométre (les valeurs acceptables etant 3000 l/mn. Recommandé 33 PSI de 3500 à 4000 l/mn) (DANS LE CAS DE DEBIT INSUFFISANT. (y remédier)

DESSILTEUR ET MUD CLEANER (Remplir le bac avec de l4eau et d2marrer la pompe centrifuge)

Caractéristiques nominales : Marque, diamètre refoulement, aspiration, impelled

__________ ____X____X____

Puissance électrique

_______________________CV

Vitesse de rotation

_____________________Tr/mn

Nombre et diamètre des cônes

__________ __________’’

Contrôle état des cônes (démontage) Tailles des toiles du Mud Cleaner - Montées - En stock Débit mesuré (retour dans le bac dessilteur)

BON MAUVAIS ______________________Mesh ______________________Mesh _______________________l/mn

Pression au manomètre ________________________PSI (Les valeurs acceptables étant 3000 l/mn. Recommandé 33 PSI de 3500 à 4000 l/mn) DANS LE CAPS DE DEBIT INSUFFISANT (y remédier)

BACS A BOUE Etat général des bacs Nombre de bacs de : Réserve : Décantation : Circulation :

BON MAUVAIS

Etanchéité aspiration pompe forage N°1

OUI NON

Etanchéité aspiration pompe forage N°2

OUI NON

Etanchéité des vannes de séparation de bac à bac

OUI NON

Etanchéité des vannes de compartiment à compartiment

OUI NON

Etat des tôles de séparation des compartiments

BON MAUVAIS

Circuits de transfert de bac à bac

BON MAUVAIS

Circuits de transfert de compartiment à compartiment

BON MAUVAIS

Etanchéité des portes de vidange des bacs

OUI NON

Puissance des hélico mélangeurs

_______________________CV

Hauteur des hélices par rapport au fond

_______________________cm

Hauteur recommandée est : 30 cm état des pales et des supports

BON MAUVAIS

Sablière : Inclinaison : Volume : GROUPE DE FABRICATION DE BOUE Caractéristique nominales POMPE N°1 : Marque, diamètre refoulement, aspiration, impeller

____________ _____X_____X _____

Puissance du moteur électrique

______________________________ CV

Vitesse de rotation

_____________________________ tr/mn

Etanchéité des vannes d’aspiration

OUI NON

Etanchéité des vannes de refoulement

OUI NON

Etat de la duse du mixeur

BON MAUVAIS

Diamètre De La Duse (recommandé 2 )

__________________________ ‘’

Caractéristique nominales POMPE N°2 : Marque, diamètre refoulement, aspiration, impeller

____________ _____X_____X _____

Puissance du moteur électrique

______________________________ CV

Vitesse de rotation

_____________________________ tr/mn

Etanchéité des vannes d’aspiration

OUI NON

Etanchéité des vannes de refoulement

OUI NON

Etat de la duse du mixeur

BON MAUVAIS

Diamètre De La Duse (recommandé 2 )

__________________________ ‘’

(Le débit acceptable étant 3000 l/mn pour les deux pompàes du groupe de fabrication. Recommandé 3500 à 4000 l/mn) Accès au mixeurs

BON MAUVAIS

DANS LE CAS DE DEBIT INSUFFISANT (y remédier)

GOULOTTE

Circuler à la boue avec un debit maximum en passant par toutes les goulottes et par le remplissage du tube fontaine : Le joints de raccordements sont ils étanches :

OUI NON

Les glissières d’accès aux bacs fonctionnent elles :

OUI NON

Inclinaison goulotte-tube fontaine

BONNE MAUVAISE

La goulotte tube fontaine au vibrateurs est elle étanche

OUI NON

TRIP TANK Présence de trip tank

OUI NON

Volume

____________________________ M3

Sensibilité

____________________________ l/cm

Fonctionnement au remplissage du puits : A) Par gravité

B) Par pompe centrifuge de recyclage

La vanne d’isolement sur la goulotte est elle étanche Par quelle méthode le remplissage du puits est il contrôlé Est-il équipé d’un système d’alarme ?

(A) ou (B) OUI NON _________________________________ OUI NON

CABINE ACCROCHEUR Etat de la cabine Etat de la balance à boue Etat du viscosimètre Etat alimentation en eau Etat tableau de prise de mesure

BON BON BON BON BON

MAUVAIS MAUVAIS MAUVAIS MAUVAIS MAUVAIS

CAPACITE QUARTIE BOUE Volume total des bacs de circulation Volume pompage des bacs de circulation Volume de réserve boue Volume de pill tank

_____________ M 3 _____________ M 3 _____________ M 3 _____________ M 3

RESERVE EN EAU Volume de réserve eau

_____________ M 3

Etat des pompes centrifuges

BON MAIVAIS

TRANSFET DE GAS OIL VERS LES BACS Capacité

_____________M3

Etat de la conduite (diamètre recommandé 2 )

BON MAUVAIS

FAIRE UN SCHEMA DU CIRCUIT BOUE BASSE ET HAUTE PRESSION AVEC TOUS LES VOLUMES DES BACS ET AFFICHEZ LE

SIGNATURES Chef de chantier :

NOM :

Superviseur SH/DP :

NOM :

SI SH/DP

NON : DATE :

/

/

..

GENERALITES MAT ET SUBSTRUCTURES. (la visite et le contrôle visuel du MAT son obligatoires) La plaque API est elle en place et lisible ?

OUI NON

Des éléments du mât sont ils abîmés ? (cornières, traverses, montants verticaux)

OUI NON

Si OUI combien ? lesquels ? (_______________________________________________________) Tous les éléments ont-ils des axes en état ?

OUI NON

Tous les axes ont-ils leurs épingles de sécurité ?

OUI NON

Les échelles sont-elles en état ainsi que leurs fixations ?

OUI NON

Les crinolines sont-elles en état ainsi que leurs fixations ?

OUI NON

Le monte fainéant de mât est-il satisfaisant ? Est-il anti-déflagrant ?

OUI NON OUI NON

Le stop chute accrocheur est-il installé ? ± son câble est-il en état ? ± est-il bien amarré ?

OUI NON OUI NON OUI NON

VERIFIEZ TOUTES LES ATTACHES et SECURITES DES POULIES DE RENVOIE SUIVANTES (Noter si tout est en état) Poulie du treuil à air :

OUI NON

Poulie du géolographe :

OUI NON

Poulie du cabestan :

OUI NON

Poulies de suspension des clés :

OUI NON

Le mât est il centré par rapport à la table de rotation et axe du puits :

OUI NON

Le balisage diurne du mât existe-t-il ? (peinture rouge et blanche)

OUI NON

Le balisage (gyrophare) fonctionne t-il ? ) SUBSTRUCTURE les cornières, travers, poutre sont elles abîmées ? lesquelles ? les axes sont ils en places avec leur sécurité ? Si non lesquelles ?

OUI NON OUI NON

PASSERELLE D’ACCROCHAGE

La passerelle est elles en état ? (Jambes de soutien. Câbles de suspension rambardes. Passerelle relevable) OUI NON Les doigts sont-ils en état (Non tordus) ?

OUI NON

Sont ils tous sécurisés par câble ou chaîne ?

OUI NON

Le dispositif coulissant de fermeture sécurité est-il en état ?

OUI NON

Existe t-il un treuil à air ?

OUI NON

Si oui. Ce treuil fonctionne t-il ?

OUI NON

La ceinture de sécurité et ses câbles sont-ils en état ?

OUI NON

Existe t-il une deuxième ceinture de sécurité ?

OUI NON

Quelle est la date de leur dernier contrôle par service de sécurité ?

(_______________)

PASSERELLE DE TUBAGE : Les rambardes de sécurité existent ?

OUI NON

Sa course est-elle réglable ?

OUI NON

Le treuil de réglage en hauteur est il en état ?

OUI NON

Est ce un palan à main ou un treuil à air ?

(_______________)

Hauteur d’ajustage mini

(_____________) M

La ceinture de sécurité est-elle en état ?

OUI NON

PLAN INCLINE, PLAN HOIRIZONTAL ET TACKS A TIGES : Le plan incliné est il en état ainsi que l’escalier ?

OUI NON

Le plan horizontal (walk way) est il en état ainsi quez les racks à tiges ?

OUI NON

Existe : il un escalier d’accès à chaque extrémité du plan horizontal ?

OUI NON

Chaîne de sécurité amovible du plan incliné

OUI NON

CHEF de CHANTIER :

NOM :

RESPONSABLE MAINTENANCE/SH :

NOM :

RESPONSABLE SECURITE/SH :

NOM :

SI ou SUPERVISEUR SH :

NOM :

TREUIL DE FORAGE ET CABLE :

DATE :

/

/

..

Type : (_______________) Les rouleaux de renvoi existent-ils en état ?

OUI NON

Le guide câble existe t-il ? est-il en état ?

OUI NON

Le limitateur de course est-il placer ? (son type : crown o matic ou twin stop)

OUI NON

L’avez vous essayé ?; dans la négatif faites le

OUI NON

Quel est l’état de l’attache du brin actif ?

BON MAUVAIS

L’état du câble de forage est-il ?

BON MAUVAIS

Type de câble : (_______________) diamètre : (_______________) pce Quel est la charge de rupture à coefficient (3) ? : (_______________) Tns Quel est l’état de l’attache du brin mort ? BON MAUVAIS Jeu de sensateur ? (il doit etre compris entre 3/8 et 5/8 )

BON MAUVAIS

Existe t-il un coupe câble ? (mécanique ou hydraulique)

OUI NON

Quel poids indique le Martin Decker moufle à vide ? (_______________) Tns Le frein auxiliaire bloque t-il le moufle frein levé ?

OUI NON

La fixation du treuil sur la substructure est-elle en état ?

OUI NON

Etat des jantes du treuil ?

BON MAUVAIS

LES BANDES DE FREIN SONT ELLES EN ETAT ? noter leur usure (il est recommandé de les changer pendant le déménagement)

OUI NON

Quelle pression lisez6vous sur le manom2tre du circuit d4eau de refroidissement des bandes de frein du treuil ? (_______________) psi

TREUIL DE CURAGE : Existe t-il ? OUI NON Si oui : quelle est la longueur du câble disponible (_____________) M diamètre (_____________)’’ Existe t-il un guidage pour son enroulement ?

OUI NON

Quelle est la charge de rupture du câble ? (_______________) Tns

MOUFLE FIXE, MOUFLE MOBILE, CROCHET : MOUFLE FIXE : Les gardes corps sont-ils en état ?

OUI NON

Les poulies sont-elles en état ? (pas de lèvres cassées + profondeurs des gorges + roulements + cage de protection . ) ? OUI NON Leurs graisseurs sont-ils en état ?

OUI NON

Existe t-il madriers de protection sous les cornières du moufle fixe (en caps de défaillance du limitateur de course) OUI NON MOUFLE MOBILE : Les poulies sont-elles en état (pas de lévres cassées + profondeur des gorges + roulements + cage de protection .) ? OUI NON Les graisseurs sont-ils en état ?

OUI NON

CROCHET : Le crochet est-il facile à ouvrir ?

OUI NON

Le crochet est-il facile à positionner ? (en rotation)

OUI NON

La sécurité (rotation) est-il en état ?

OUI NON

L’amortisseur (ressort) est-il en état ? (doit soulever une longueur de 5 19.50# sans se détendre)

OUI NON

date dernière inspection : BRAS D’ELEVATEUR : Etat des support

BON MAUVAIS

Etat des gorges

BON MAUVAIS

Date dernière inspection :

TETE D’INJECTION, TIGES D’ENTRAINEMENT : TETE D’INJECTION : Type (_______________) : Le tube d’usure est-il neuf ? (il est recommandé de démarrer le puits avec un tube d ’usure neuf) Existe t-il un en réserve ?

OUI NON OUI NON

Dernière inspection :

CAPACITES du moufle fixe (_______________)Tns ; du moufle mobile(_______________)Tns de la tête d’injection (_______________) Tns ; debras d’élévateur (_______________) Tns

TIGES ET CARREE D’ENTRAINEMENT : Type (carrée ou hexagonal – 5 1/4, 4 1/4, 3 1/2) Les portées de la tige 5 1/4 sont-elles en bon état ?

OUI NON

Les portées de la tige 4 1/4 ou 3 1/2 sont-elles en bon état ?

OUI NON

Leurs rouleaux et graisseur sont-ils en état 5 1/4 ?

OUI NON

Leurs rouleaux et graisseur sont-ils en état 4 1/4 ou 3 1/2 ?

OUI NON

Le carrée d’entraînement sont-ils en état ?

OUI NON

Kelly spinner existe t-il ?

OUI NON

Fonctionne t-il ?

OUI NON

KELLY COCK : Upper kelly cock Fonctionne t-elle ? OUI NON Ou est placée sa clé de manœuvre ? (__________________________________________________) Existe t-il une lower kelly cock ?

OUI NON

Le raccord d’usure sous tige d’entraînement est-il en état ?

OUI NON

Est-il équipé d’un protecteur de casing en état ?

OUI NON

Date dernière inspection tiges d’entraînement et ces accessoires :(_______________________)

TABLE DE ROTATION : Type : (______________)

Etat : (______________)

Diamétre de passage : (______________)

Etat du système de rotation :

BON MAUVAIS

Etat d’indicateur de couple (sensateur) :

BON MAUVAIS

Etat du système de freinage :

BON MAUVAIS

La cale manuel de blocage est-elle facile à manœuvrer ?

OUI NON

Tester la rotation de la table de rotation à plein régime

Chef de chantier :

BON MAUVAIS

NOM :

Superviseur/SH :

NOM :

Responsable maintenance/SH :

NOM :

Responsable sécurité/SH :

NOM : DATE :

NB : faire l’inventaire des machoires

PLANCHER DE FORAGE :

/

/

..

Graisse à tige

OUI NON

Type de graisse :

(_______________)

Nombre de pots sur chantier :

(_______________)

Essuie tige en bon état

OUI NON

Nombre de Clé à chaînes

(_______________)

Nombre de Clé à griffes

(_______________)

Nombre de masses : (ces outils de base doivent être sur le plancher)

(_______________)

Armoire à boue avec étanchéités en état 5 et 3 1/2 : Calibres d’outils :

OUI NON

OUI NON (12 1/4______) (8 1/2____) (6 ____) (5 7/8____)

Type de vannes de sécurité Gray valve (_______________) Quel filetage ? (_______________) Type de vannes de sécurité Gray valve (_______________) Quel filetage ? (_______________) Tête de circulation rotatif (4 1/2 IF) Prés de travailler (______) PSI

OUI NON

Tête de circulation rotatif (3 1/2 IF) Prés de travailler (______) PSI

OUI NON

CLES POUR TIGES ET MASSES TIGES : Quel est le type de clés pour tiges et masses tiges ?

(_______________)

Quelle est leur capacité maximum ? (_______________) #

ou (_______________) M/Kgf

Quelle est leur capacité maximum ? (_______________) #

ou (_______________) M/Kgf

Les câbles de suspension des clés sont-ils en état ?

OUI NON

Les câbles de retenue des clés et leurs attaches (serre câbles) sont-ils en état ?

OUI NON

Quel est le diamètre des câbles de retenue ?

(__________) ’’

Les câbles ou chaînes de traction sont-ils en état ?

OUI NON

Les clés sont elles bien équilibrer et faciles à mouvoir ?

OUI NON

Les peignes sont-ils en état ?

OUI NON

Quantité en stock (_______________)

Goupilles de retenues des peignes ?

OUI NON

Existe t-il des lunettes de sécurité pour les changer ?

OUI NON

Existe t-il un indicateur de couple de blocage ?

OUI NON

Est-il en état ?

OUI NON

Gerbier est ils en état ?(le câble de forage est recommandé comme assise et non le bois) OUI NON

Le câble du treuil à air ou hydraulique est-il en état ? Quel est son diamètre ? (__________)’’

OUI NON

Sa capacité ? (__________) Tns

La corde du cabeston diamètre (_________)’’

Est-elle en état ?

OUI NON

L’éclairage du plancher est-il satisfaisant ?

OUI NON

Est-il anti-déflagrant (ADF) ?

OUI NON

Existe t-il une clé automatique ?

OUI NON

Etat du plancher : Tôle anti-dérapant :

OUI NON

Etat des rambardes :

BON MAUVAIS

Etat de la fermeture amovible du plan incliné :

BON MAUVAIS

Accès aux escaliers : libre :

OUI NON

Etat de fixation :

Rangement de l’outillage :

BON MAUVAIS BON MAUVAIS

PUPITRE DU CHEF DE POSTE : Est t-il équipé de : Un indicateur de torque rotation ?

OUI NON

Un manomètre pression boue ?

OUI NON

Un indicateur de vitesse de rotation ?

OUI NON

Un compte coups pompes à boue ?

OUI NON

L’indicateurs de poids ?

OUI NON

La pression de refoulement ?

OUI NON

Indicateur de niveau des bacs d’aspiration ?

OUI NON

Indicateur de niveau du trip tank ?

OUI NON

L’enregistreur ‘’MARTIN DECKER’’ est-il en état ?

OUI NON

La commande des OBTURATEURS est-elle facilement accessible ?

OUI NON

CABINE DU CHEF DE POSTE : (DOG HOUSE) Etat de la cabine :

BON MAUVAIS

Panneau d’affichage mural ?

OUI NON

Existe t-il un géolographe ? est-il en état ?

OUI NON

Le chef de poste à t-il une table pour faire son rapport ?

OUI NON

Existe t-il un mud système ?

OUI NON

Le cahier de garniture est-il propre et à jour ?

OUI NON

Les croquis des différentes têtes de puits sont-ils affiches avec les obturateurs et la distance des mâchoires de fermeture au plancher ? OUI NON Dans la négatif faites le. Faire également les croquis avec dimensions de toutes les réductions et de tout le matériel de repêchage (matériel de repêchage du chantier).

ATTENTION Ce cahier est non seulement sous la responsabilité du CONTRACTEUR mais également celle du SUPERVISEUR SH. Lors d’une instrumentation, toutes information erronée ou manquante peut conduire à l’échec et à la perte du puits. Les consignes de sécurité puits sont elles affichées ? Si NON faites le.

OUI NON

Stock suffisant de diagrammes pour enregistrement :

OUI NON

Pastilles pour le Totco :

OUI NON

Les équipes possèdent elles une caisses à outils ? Avec le minimum suivant :

OUI NON

Pince à circlips pour duses d’outil :

OUI NON

Compas pour mesurer les diamètre intérieur :

OUI NON

Compas pour mesurer les diamètre extérieur :

OUI NON

Une brosse métallique :

OUI NON

Une double décamètre métallique :

OUI NON

Un métre :

OUI NON

Un marteau :

OUI NON

Un jeu de clés :

OUI NON

Un scie à métaux :

OUI NON

Un jeu de clés Allen :

OUI NON

CHEF de CHANTIER : SUPERVISEUR/SH : RESPONSBLE MAINTENANCE/SH : RESPONSBLE SECURITE/SH :

NOM : NOM : NOM : NOM : DATE :

/

/

..

TUBULAIRE ET ACCESOIRES TIGES : Diametre nominal (‘’)

Poids Lbs/ft

Classe

Grade

Filetage

Diamétre Tool joint

Limite élastique A 80% (tns)

Quantité disponible sur chantier

5

Derniére date d’inspection

Nombre d’heures de rotation

3 1/2

TIGES LOURDES : (HEAVY WEIGHTS) Diametre nominal (‘’)

Poids Lbs/ft

Type

Diametre Filetage intérieur

Diamétre Tool joint

Quantité dispon- ible sur chantier

Derniére date d’inspection

Nombre d’heures de rotation

Diametre Filetage intérieur

Diamétre Tool joint

Quantité dispon- ible sur chantier

Derniére date d’inspection

Nombre d’heures de rotation

MASSES TIGES : Diametre nominal (‘’)

Poids Lbs/ft

Type

STABILISATEURS : Diametre nominal (‘’)

Diametre Marque intérieur

Type

Filetage

Usure de diamétre

Quantité dispon- ible sur chantier

Derniére date d’inspection

Nombre d’heures de rotation

REDUCTIONS : Faire un inventaire des réductions, vérifier si ces réductions sont contractuelles et si elles correspondent à la garniture du chantier et les différant outils de d’instrumentation. Dans le caps négative que manque t-il pour descendre.

Désignation OD

ID Filetage Longueur

Nombre

Date derniére inspection

REDUCTION NECESSAIRE ET NON DISPONIBLE SUR CHANTIER : Désignation OD

ID Filetage Longueur

Nombre

Date derniére inspection

PLAQUE DE VISSAGE D’OUTIL : 12 1/4

OUI NON

BON MAUVAIS

8 1/2

OUI NON

BON MAUVAIS

6

OUI NON

BON MAUVAIS

5 7/8

OUI NON

BON MAUVAIS

ELEVATEURS TIGES ET MASSES TIGES : Désignation

Type Etat

Capacité

Date dernière inspection

Elévateur tiges 5 Elévateur tiges 3 1/2 Elévateur masses tiges 6 1/2 Elévateur masses tiges 4 3/4

CALES:

Désignation Tiges 5

Type Etat

Date derniére inspection

Tiges 3 1/2 Masses tiges 6 1/2 Masses tiges 4 3/4

INVENTAIRE DES MACHOIRES DE CLES

PLANCHER DE FORAGE : Graisse à tige

OUI NON

Type de graisse :

(_______________)

Nombre de pots sur chantier :

(_______________)

Essuie tige en bon état

OUI NON

Nombre de Clé à chaînes

(_______________)

Nombre de Clé à griffes

(_______________)

Nombre de masses : (ces outils de base doivent être sur le plancher)

(_______________)

Armoire à boue avec étanchéités en état 5 et 3 1/2 : Calibres d’outils :

OUI NON

OUI NON (12 1/4______) (8 1/2____) (6 ____) (5 7/8____)

Type de vannes de sécurité Gray valve (_______________) Quel filetage ? (_______________) Type de vannes de sécurité Gray valve (_______________) Quel filetage ? (_______________) Tête de circulation rotatif (4 1/2 IF) Prés de travailler (______) PSI

OUI NON

Tête de circulation rotatif (3 1/2 IF) Prés de travailler (______) PSI

OUI NON

COLLIER DE SECURITE : Diamètre du collier : Type

Clé de blocage : Quel est le stock de pièces (peignes, axe, poignées, etc ..) de rechange , pour les types d’équipements mentionnés ci-dessus. OUI NON CHEF de CHANTIER : NOM : SUPERVISEUR SH: NOM RESPONSABLE MAINTENACE SH : NOM : RESPONSABLE SECURITE : NOM :

MATERIEL DE REPECHAGE : L’équipement ci-dessous est le matériel de première urgence, il est contractuel, doit être sur le chantier et doit permettre de repêchage tous les équipements descendus dans le trou. OVERSHOT SERIE FS 8 1/8

OUI NON

Avec les équipements pour le repêchage 6 3/8, 6 1/2, 6 1/4, 6 3/ 8 en Spiral Grapple Et les équipements pour le repêchage 5 , 4 1/2 en Basket Grapple OVERSHOT SERIE FS 5 3/4

OUI NON

Avec les équipements pour le repêchage 4 3/4, 4 5/8, 4 1/2, en Spiral Grapple Et les équipements pour le repêchage 4 1/4, 3 1/2 en Basket Grapple. JUNCK BASKET 8 1/8

OUI NON

JUNCK BASKET 5 3/4

OUI NON

REVERSE CIRCULATING JUNCK BASKET 8 1/2

OUI NON

REVERSE CIRCULATING JUNCK BASKET 6

OUI NON

JUNK SUB 6 1/2

OUI NON

JUNK SUB 4 3/4

OUI NON

AIMANT 8 1/2

OUI NON

AIMANT 6

OUI NON

TARAUD de 4 1/2 au minimum

OUI NON

TARAUD de 3 1/2 au minimum

OUI NON

TARAUD de 2 3/8 au minimum

OUI NON

TARAUD de 2 7/8 au minimum

OUI NON

SAFETY JOINT 6 1/2

OUI NON

SAFETY JOINT 4 3/4

OUI NON

BUMPER SUB 6 1/2

OUI NON

BUMPER SUB 4 3/4

OUI NON

COULISSE HYDRAULIQUE 6 1/2

OUI NON

COULISSE HYDRAULIQUE 4 3/4

OUI NON

MATERIEL DE MANUTENTION DE TUBAGE : Table de tubage (spider) Nombre 2

OUI NON

02 jeux de Slips 9 5/8 pour Spider

OUI NON

02 jeux de Slips 7 pour Spider

OUI NON

Elévateur 9 5/8

OUI NON

Elévateur 7

OUI NON

Collier de manœuvre 9 5/8

OUI NON

Collier de manœuvre 7

OUI NON

Collier de manœuvre 5

OUI NON

Collier de manœuvre 4 1/2

OUI NON

Protecteur rapide 9 5/8

OUI NON

Protecteur rapide 9 5/8

OUI NON

Câble téléphérique pour protecteur 9 5/8

OUI NON

Câble téléphérique pour protecteur 7

OUI NON

Calibre 9 5/8 47#

OUI NON

Calibre 7 26#

OUI NON

Calibre 7 29#

OUI NON

Calibre 7 32#

OUI NON CHEF DE CHANTIER :

NOM :

SUPERVISEUR SH/DP:

NOM :

RESPONSABLE SECURITE :

NOM :

POMPE A BOUE ET CIRCUIT HAUTE PRESSION : POMPE A BOUE :

Type de pompe (_______________).

Puissance (________________).

Nombre de pompe : Fonctionnement de la soupape de sécurité :

OUI NON

L’avez vous essayé ?

OUI NON

Sa conduite de purge est elle bien fixée et sécurisée :

OUI NON

Faire tourner chaque pompe à l’eau pendant une ½ heure, à 75% de la pression de service, puis l’ensemble des pompes ensemble également à la pression de service en utilisant le système (réduction et outil en bout ) Quelle pression lisez vous au manomètre pompe ?

(______________) Bars

Quelle pression lisez vous au manomètre colonne montante ?

(______________) Bars

Quelle pression lisez vous au manomètre du chef de poste ?

(______________) Bars

Constatez vous des fuite sur la colonne montante ?

OUI NON

Le refroidissement des tiges de piston fonctionne t-il ? (son circuit est-il fermé ?)

OUI NON OUI NON

les boulons des colliers des tiges de pistons sont-ils bloqués ?

OUI NON

Quelle pression lisez vous sur le manomètre d’huile de graissage de la pompe mécanique ? (______)PSI Les crépines d’aspirations ont elles été nettoyées ? (dans la négative il faut les nettoyer et vérifier les joints d’étanchéité)

OUI NON

Pression de pré charge des amortisseurs de pulsation : (____________) PSI (recommandé 25 à 40% de la pression de service) Etat des robinets témoin installés sur le corps de pompes :

OUI NON

Les flexibles de liaison haute pression, pompe boue, manifold, colonne montante sont-ils en état ?

OUI NON

L’état du flexible de la colonne montante :

BON MAUVAIS

Quelle est leur pression de travail donnée par le constructeur ?

(______________) PSI

Quantité de flexibles de rechange sur chantier :

(_______________)

Les flexible en service sont ils sécurisés par collier et chaîne ?

OUI NON

Les flexibles d’injection plancher est-il en état ?

OUI NON

Quelle est la pression de travail donnée par le constructeur ?

(______________) PSI

Est-il sécurisé sur la colonne montante et tête d ’injection par collier et chaîne ?

OUI NON

Y-a t-il un flexible d’injection de rechange sur chantier ?

OUI NON

Tester tout le circuit boue haute pression à la pression de service et noter la valeur atteinte. EQUIPEMENT DE RECHANGE POMPE BOUE ET CIRCUIT HAUTE PRESSION :

CHEMISE Diamètre Quantité

PISTON Diamètre Quantité

Quantité

Quantité

MEMBRANE GARNITURE JOINT DE JOINT DE DE CLAPECT DE PORTE DE PORTE DE BOUTEILLE CLAPECT CLAPECTS CHEMISE DE PULSATION

SOUPAPE DE SECURITE

VANNE 4

RACCORD UNION

JOINT DE RACCORD UNION 4

CHIKSAN 2

BOUTEILLE D’AZOTE

ROTULES 2 QUANTITE

Quelle est la longueur de CHIKSAN 2

disponible :

(_______________) Mètres

Ces CHIKSANS ont-ils été testés ?

OUI NON

EQUIPEMENTS DE SECURITE ET SYSTEME KOOMEY OBTUTRATEUR ANNULAIRE

DIAMETRE

DESIGNATION

PRESSION DE SERVICE

RACCORDEMEN T BRIDE OU CLAMP

ETAT MEMBRANE

ETAT GORGES JOINT TORE

OBTUTRATEUR A MACHOIRES

DIAMETRE

DESIGNATION

PRESSION DE SERVICE

MUD CROSS, ADAPTEURS, SPACERS

RACCORDEME NT BRIDE OU CLAMP

ETAT MEMBRANE

ETAT GORGES JOINT TORE

DIAMETRE

DESIGNATION

PRESSION DE SERVICE

NOMBERE

LONG (M)

ETAT MEMBRANE

ETAT GORGES JOINT TORE

KILL ET CHOCK LINE : Vérifier l’état et le diamètre des conduites, des rotules des chiksans, des

,

raccord union vannes ,clapet anti retour

MANIFOLD DUSE : Pression de service : selon la pression de services des BOP Faire manœuvrer les vannes, les démonter dans le caps de mauvais fonctionnement, ouvrir les duses et vérifier les pointeaux et les siéges, les changer s’ils sont sifflés. Le manifold de duses à t-il été nettoyé à l’eau claire ? NON

OUI

Installe et tester la ligne de torche à 30% de la pression de service des BOP. Faire un schéma du manifold de duses. JOINT TORE Vérifier si l’entrepreneur a les joints nécessaires pour monter tous ses équipements. Quels sont les joints tore disponibles au magasin de l’appareil ? (faire un inventaire) KOOMY : Vérifier l’état des accumulateur

BON MAUVAIS

MAUVAIS

Vérifier l’état du moteur électrique

BON

Vérifier l’état de la pompe à air, du filtre à air, du huileur, et de la pression d’air (120 PSI une valeur acceptable) BON MAUVAIS Vérifier la pression de précharge de l’accumulateurs (1000 PSI acceptable) (________) PSI Vérifier l’état l’appareillage de régulation : Pressostat (hydro pneumatique) démarrage de la pompe à air Pressostat (hydro électrique) démarrage de la pompe électrique Le starter automatique de la vanne hydro-élecxtrque. L’état de fonctionnement de toutes les soupapes de décharge : Accumulateurs (relief valve) tarée à 3500 PSI. Manifold (relief valve) tarée à 5500 PSI. L’état et le fonctionnement de toutes les valves anti-retour : Une sur chaque refoulement de la pompe à air. Une sur le refoulement d e la pompe électrique. Les manomètres en général quatre : Un pour la pression des accumulateurs. Un pour la pression du manifold. Un pour la pression de l’obturateur annulaire. Un pour la pression d’air. Les vannes manuelles et leur étanchéité : Vanne d’arrivée d’air. Vannes conduites d’aspiration d’huile des pompes à air. Vanne d’aspiration pompe électrique. Vanne d’isolement des accumulateurs. Calculer le volume nécessaire à la fermeture 4 voies (une par fonction et une à la sortie de l’unité volume de 25% (300 litres) Vérifier que le réservoir à été nettoyé et que le fond est propre, pas de débris de rouille, de peinture, de sable, chiffons, etc. . Il y a 07 (sept) paramètre à contrôler : Remplir le réservoir, en mesurant son volume exact 1 - Contrôle du temps de mise en charge des bouteilles Les deux groupes doivent assurer ensemble la compression des bouteilles de 1000 PSI à 3000 PSI en moins de 15 minutes.

2 – Contrôle de la pression de démarrage et d’arrêt des pompes Chaque groupe de pompe doit démarrer quand la pression baisse 10% (2700 Psi) et doit s’arrêter quand elle est remontée à 3000 PSI. 3 – Contrôle du niveau d’huile du réservoir Le niveau d’huile doit se situer au milieu du réservoir. 4 – Contrôle de la pré charge des bouteilles mesurer le volume récupéré après purge des bouteilles de 3000 Psi à 2000 PSI et calculer la pression de pré charge P.

P= 6000 x V récupéré / v

5 – Contrôle de l’autonomie de fermeture du puits avec les pompes seulement Bouteilles isolées, chaque groupe doit, en moins de 02 minutes et avec une pression finale d’au moins 1200 PSI. Fermer l’obturateur annulaire à la pression requise Ouvrir la HCR 6 – Contrôle de l’autonomie de fermeture du puits avec les bouteilles seulement (API 16E) Pompes isolées, les bouteilles doivent satisfaire à deux conditions : Fermeture de tous les obturateurs avec un volume de sécurité de 50% Un fois les obturateurs fermés, la pression finale doit être supérieure à la pression calculée correspondante à la fermeture de tous les obturateurs à mâchoires à la pression de service des obturateurs. Exemple : 1400 PSI pour une pression de service de 10 000 PSI et un rapport de fermeture de 7/1. 7 – Contrôle du temps de fermeture des obturateurs Le temps de fermeture ( de l’action initiale à la fermeture complète) doit être inférieur à 30 secondes pour tous les diamètres d’obturateurs à mâchoires. Observation : Item 5, 6 et 7 se fonts lors des tests.

Note: les vannes de choke et kill line doivent se fermer dans un temps inférieur au temps de fermeture des obturateurs à mâchoires. Vérifier les tableaux de commandes à distance : MAUVAIS Vérifier les conduites de liaisons hydrauliques : MAUVAIS Vérifier les raccords de ces conduites : MAUVAIS

BON BON BON

RECOMMANDATIONS : Ce premier test de réception permet une première appréciation sur l’état du matériel et va donner le temps de remettre en condition cet équipement avant le premier test de fonctionnement après premier montage des OBTURATEURS et éviter une perte de temps. Après montage des OBTURATEURS, se conformer aux fiches de test de section 12 des procédures les temps de fermeture et d’ouverture étant scrupuleusement notés pour la raison suivante. La comparaison des temps à chaque test permet de repérer une mal fonction sur une fonction de fermeture et de prévenir une éventuelle panne dans une phase critique. Ne jamais négliger cette opération

Matériel de test :

NON NON

Pompe de test de pression : Pression de travail : (_____________) PSI Tester cup 13 3/8 Tester cup 9 5/8

OUI NON OUI NON OUI

Tester cup 7

OUI Quantité de cups de rechange :

13 3/8 (_____________) 9 5/8 (_______________) 7 (_____________) CHEF DE CHANTIER :

NOM :

SUPERVISEUR SH/DP :

NOM :

RESPONSABLE MAINTENANCE :

NOM :

RESPONSABLE SECURITE :

NOM :

MATERIEL DE SECURITE : Cette réception doit se faire en présence des responsable de sécurité SH/DP et de l’entrepreneur de forage. GENERLITES : Vérifier et tester les points suivant :

Ceinture de sécurité de l’accrocheur, sont câble de suspension et son point d’attache, sont ils dans un état satisfaisant ? OUI NON Le stop chute et son ralentisseur sont-ils dans un état satisfaisant ? OUI NON Les câble de retenue des clés et serre-câble, sont-ils dans un état satisfaisant ? OUI NON Les points fixes de retenue des clés sont-ils dans un état satisfaisant ? OUI NON Le circuit de mise à la terre et-il en état satisfaisant ? OUI NON La liaison équipotentielle citerne–camion de dépotage et-il en état satisfaisant ? OUI NON DETECTEUR DE GAZ ET EQUIPEMENT DE PREMIERE URGENCE :

Existe t-il une civière sur chantier ? NON

OUI

Existe t-il une trousse de première urgence ? OUI NON Existe t-il un détecteur de gaz ? NON

OUI

Existe t-il un masques respiratoires ? NON

OUI

Si OUI combien (__________) : sont-il en état ? : OUI NON

MATERIEL DE LUTTE CONTRE L’INCENDIE :

Existe t-il une t-il une moto pompe avec lance à incendie ? OUI NON Marque et type : Débit : m3/H (débit acceptable : 30 m3/H) Est elle en état et est-elle branchée ? NON

OUI

Combien d’extincteurs portatifs à POUDRE ? (________) Combien d’extincteurs portatifs à MOUSSE ? (________) Ces extincteurs sont-ils en état ? OUI NON Quelle est la date de leur dernière vérification ? (_______________) Existe t-il un registre de sécurité (Contracteur + Maître d’œuvre) ? OUI NON Existe t-il un registre de travail du câble ? DESIGNATION

Etat des Cornières Axes et Epingles de sécurité Poulies Moufle Fixe (inspection visuel des gorges) Passerelle d’accrochage : Chaînes ou câble de sécurité et état des doigts Attache de la ceinture Stop chute, Fixation de l’ancrage au sol Etat de la passerelle de tubage Fonctionnement vers le haut Fonctionnement vers le bas Sommiers de gerbage (gerbier) Fixation de sécurité des flexibles Escaliers d’accès correctement installes De niveau Etat des rambardes

BON

MOYEN

MAUVAIS

Eclairage Du mat Eclairage de la cave Plancher Poulies Treuil à air Géolographe Cabeston Suspensions des clés Centrage du mât REMARQUES : DESIGNATION DU MATERIEL GROUPE DE FORCE N°1

BON

GENERATRICE OU ALTERNATEUR

N°2 N°3 N°4 N°5

INSTALATION ELECTRIQUE

COMPRESSEUR A AIR

SCR

N°1 N°2 N°3

POMPE CENTRIFUGE A GAZ OIL (de transfert) BACS A GAS OIL : Capacité : Autonomie :

m3 Jours

TABLE DE ROTATION Essai à vide à grande vitesse pendant 10 mn, noter : Bruit de roulement Test de frein Embryage, fuites d’air TREUIL Crown o matic ou Twin stop Laisser descente le moufle à vide depuis l’accrochage et activer l’Elmago, il

MAUVAIS

doit l’arrêter Circuit de refroidissement des jantes des bandes de frein Catehead, fuite d’air des embrayage CABLE DE FORAGE Guide câble Etat de l’attache du brin mobil Gonflage correct du sensator du Rea

REMARQUE : Toute defaillance dans le système puissance doit être considérée avec attention avant de

démarrer l’appareil. Toute perte de puissance peut entraîner la perte du puits . SOYER RIGOUREUX DANS CETTE RECEPTION .

DESIGNATION DU MATERIEL

BON

MAUVAIS

BON

MAUVAIS

POMPE A BOUE Chaque pompe séparément : Essai en dynamique pendant 30 mn à 75% de la pression de service Les deux pompes simultanées : Essai en dynamique pendant 30 mn à 75% de la pression de service Tester tout le circuit haute pression à la pression de service Contrôler la précharge à l’azote des amortisseurs de pulsation (25 à 40% de la pression de service) Tester le rendement des pompes : Pompe N°1 : volume/coup : Pompe N°2 : volume/coup :

Rendement : Rendement :

DESIGNATION DU MATERIEL EAT DES CLES DE FORAGE Peignes des clés Câble de suspension Câble de retenue Axes de retenue de peignes

CLES AUTOMATIQUE

KELLY SPINNER CALES Peignes Poignées FOURRURE DE LA TABLE DE ROTATION Usure CABESTON Etat du câble Efficacité du frein ARMOIRE A BOUE Etat des garniture pour tiges 5 Etat des garniture pour tiges 3 1/2 Etat du tuyau de décharge

CLES A GRIFFE, A CHAINE ESSUIE TIGES 5 ESSUIE TIGES 3 1/2 GRAISSE A TIGES TETE DE CIRCULATION ROTATIVES 5 3 1/2 DOG HOUSE Cahier de garniture Consignes de sécurité clairement affichées Géolographe CONSOLE DU CHEF DE POSTE Indicateur de couple de blocage des tool joints Indicateur de torque de rotation Monomètre de pression de refoulement Indicateur de vitesse de rotation de la table Compte coups des pompes Indicateur de niveau des bassins Indicateur de pertes / gain (alarme) Indicateur de poids (Martin Decker) TENSIOMETRE DE BLOCAGE DE TOOL JOINT GRAY VALVE 5 3 1/2

REMARQUES : la réception deS indicateurs doit se faire en situation de simulation lors des test de pompes de forage, test de la table de rotation etc .

DESIGNATION DU MATERIEL

VIBRATEURS Etat général Etat du système d’entraînement Stock des toiles sur chantier DESABLEUR Contrôle du débit Pression au manomètre

BON

MAUVAIS

DESSILTEUR ET MUD CLEANER

Contrôle du débit Pression au manomètre (pour le dessableur et le dessilteur, les valeur acceptable sont 3000l/mn et 33 PSI à l’eau)

BACS A BOUE

Remplir les bacs avec de l’eau un à un et effectuer les tests : Etanchéité aspiration pompe de forage N°1 Etanchéité aspiration pompe de forage N°2 Etanchéité des vannes de compartiment à compartiment Circuit de transfert de bac à bac Circuit de transfert de compartiment à compartiment Etanchéité de portes de vidange Fonctionnement des hélico-mélangeurs

RECEPTION CIRCUIT BASSE PRESSION DESIGNATION DU MATERIEL SKID DE FABRICATION Pompe 1 & 2 Débit mesuré Etanchéité des vannes d’aspiration Etanchéité des vannes de refoulement Etat de la duse du mixeur

(la valeur acceptable est de 3000 l/mn pour les deux pompes) GOULOTTE Contrôler les étanchéités suivantes : Joint de raccordement Goulotte tube fontaine aux vibrateurs Glissiéres d’accés aux bacs

TRIP TANK

Fonctionnement au remplissage du puits Etanchéité de la vanne d’isolation sur goulotte Sensibilité Alarme

CABINE ACCROCHEUR

Densimètre Viscosimètre Arrivée d’eau Tableau d’affichage des mesures

BON

MAUVAIS

DESIGNATION DU MATERIEL CHARIOT DE LEVAGE Etat général Capacité de levage Fuite hydrauliques Fuite d’eau au moteur Démarrage Etat de la fonction levage Etat du system de freinage Etat des pneumatiques

BON

MAUVAIS

Cette réception doit se faire avec la présence des responsable de sécurité SH/Det de l’entrepreneur de forage . GENERALITES : VERIFIER ET TESTER LES POINTS SUIVANTS : Ceinture de l’accrocheur, son câble de suspension et son attache : Sont-ils dans un état satisfaisant ? Le stop chute et son ralentisseur sont-ils dans un état satisfaisant ? Les câbles de retenue des clés et serre-câble, état satisfaisant ? Les points fixes de retenue des clés sont-ils état satisfaisant ? Le circuit de mise à la terre, état satisfaisant ? Liaison équipotentielle citerne-camion de dépotage, état satisfaisant ?

OUI OUI OUI OUI OUI OUI

NON NON NON NON NON NON

DETECTEURS DE GAZ ET EQUIPEMENT DE PREMIERE URGENCE : Existe t-il une civière sur chantier ? Existe t-il une trousse de première urgence ? Existe t-il un détecteur de gaz ? Existe t-il des masque respiratoires ? Si oui combien :______________ , sont-ils en état ?

OUI OUI OUI OUI OUI

NON NON NON NON NON

MATERIEL DE LUTTE CONTRE L’INCENDIE : Existe t-il une moto pompe avec lance à incendie ? Marque et type : Capacité (m3/heure) : Combien d’extincteurs à poudre ?-------------------Combien d’extincteurs à poudre ?-------------------Ces extincteurs sont t-il en état ? Quelle est la date de leur dernière inspection ?----------/----------/---------REGISTRE DE SECURITE (Contracteur + Maître d ’œuvre)

REGISTRE DE TRAVAIL DU CABLE

OUI NON

OUI NON OUI NON

OUI NON

Responsable de Sécurité SH/DP :

NOM :

Responsable de sécurité Contracteur :

NOM :

Superviseur SH/DP :

NOM :

Chef de Chantier :

NOM :

Responsable Maintenance SH/DP :

NOM : DATE :

CHEF DE CHANTIER :

NOM :

SUPERVISEUR SH/DP :

NOM :

RESPONSABLE SECURITE :

NOM : DATE :

/

/

..

/

/

..