1 INTRODUCTION

OPERATIONS DE PUITS

Rev. 00 21/10/ 2004

Page 176 of 200

GROUPEMENT SONATRACH AGIP

Projet Formatif

BRN-ROD OPERATION INTEGREE

OPERATIONS DE PUITS

Eni Corporate University Divisione E&P

SOMMAIRE

8INTRODUCTION

111.0 GENERALITES

111.1 FONCTIONS ET OBJECTIFS DUNE COLONNE DE PRODUCTION

121.2 CONCEPTION DUNE COLONNE DE PRODUCTION

121.3 EVALUATIONS DU RESERVOIR

121.4 EVALUATIONS MECANIQUES DE LA FORMATION

131.5 SECURITE

142.0 TYPES DE COMPLETION

142.1 CONFIGURATION DUNE COLONNE DE PRODUCTION (Compltion)

142.1.1 Configuration du fond de trou

142.2 LES COMPLETIONS EN TROU OUVERT

162.2.1 Avantages de la compltion en trou ouvert

162.2.2 Inconvnients de la compltion en trou ouvert

162.3 LA COMPLETION EN TROU TUBE

192.3.1 Avantages de la compltion en trou tube

192.3.2Inconvnients de la compltion en trou tube

202.4 METHODE DUNE COMPLETION SIMPLE

202.4.1 En puits ouvert (in open hole)

202.4 2 En puits tub (in cased hole)

212.5 STRUCTURE DUNE COMPLETION SIMPLE

222.5.1 Structure typique dune compltion simple

252.6 CARACTERISTIQUES DUNE COMPLETION SELECTIVE SIMPLE

252.6.1 Utilisation dune compltion simple a zones multiples

292.7 COMPLETIONS INTELLIGENTES

312.8 COMPLETION DOUBLE

332.8.1 Structure typique dune compltion double

363.0 TUBING

363.1 CLASSIFICATION

363.2 LA NOMENCLATURE API

373.3 DIMENSION ET FILETAGE DUN TUBING

484.0 PACKERS

484.1 GENERALITES

494.2 LA FONCTION DU PACKER

494.3 PRINCIPAUX ELEMENTS DU PACKER

534.3.1 Etanchit entre casing et packer

554.3.2 Etanchit entre packer et tubing tubing packer seal ou locator

564.3.3 Hauteur des joints dtanchit

574.4 DIFFERENTS TYPES DE PACKERS

574.4.1 Packers permanents

594.4.2 Packers rcuperables

604.4.3 Packers mcaniques

634.4.4 Packers hydrauliques

644.4.5 Packers de compression avec verrouillage hydraulique

654.4.6 Packers hydrostatiques

664.4.7 Packer double

685.0 VANNE DE SECURITE

685.1 GENERALITES

685.2 VANNE DE SECURITE CONTROLEE DEPUIS LA SURFACE

705.3 Mcanisme de fermeture des vannes

745.4 Egalisation

755.5 LIGNES DE CONTROLE CONTROL LINE

765.6 Pression de travail de la ligne de contrle

776.0 EQUIPEMENTS AUXILIAIRES

776.1 RACCORDS AVEC RECEPTACLE Landing Nipples

796.2 Raccord en biseau

826.3 VANNE DE CIRCULATION

856.4 Position douverture, quilibrage et position de fermeture

876.5 RACCORDS ANTI-USURE FLOW COUPLING

876.6 TUBE ANTI-USURE BLAST JOINT

876.7 Utilit

876.8 Matriaux et dimensions

886.9 Connexions

907.0 PERFORATION DU TUBAGE

907.1 OBJECTIF

907.2 DIAGRAMME ACOUSTIQUE Cement Bond Log - CBL

927.3 PERFORATIONS

937.3.1 Perforations avant descente du train de test

937.3.2 Perforations a travers le train de test

957.4 LE FLUIDE TAMPON

957.5 PERFORATIONS CHARGES CREUSES

977.5.1 Mcanisme de perforation du tubage

987.6 TYPE DE CANON

997.6.1 Canons transportes par cble Wire line conveyed guns

1007.6.2 Support de charges pour tubing descendu par cble Through-tubing Hollow Carrier Guns

1017.6.3 Canons descendus a laide de tubings - Tubing Conveyed Perforating TCP

1037.7 PERFORMANCE DES CHARGES

1058.0 DEMARRAGE DU PUITS - WELL UNLOADING

1058.1 DEPLACEMENT DU FLUIDE

1058.2 SYSTEME DE DEPLACEMENT

1078.3 Procdures de circulation

1078.4 Remplacement du fluide de compltion par le fluide de production

1088.5 Dplacement laide du Coiled Tubing

1109.0 TETE DE PUITS ET TETE DE PRODUCTION

1109.1 GENERALITES

1109.2 COMPOSANTS DE LA TETE DE PUITS

1109.2.1 Structure typique dune tte de puits

1129.2.2 Bride dancrage pour la colonne de production tubing head spool

1149.2.3 Dispositif de suspension de la colonne de production tubing hanger

1189.2.4 Dispositif de suspension pour completion doubletubing hanger

1209.3 CONFIGURATION DE LA TETE DE PRODUCTION Christmas tree ou X-mas tree

1209.3.1 Composant de la tte de production Christmas Tree

12610.0 ESSAIS DE PUITS

12610.1 OBJECTIFS

12610.2 RESPONSABILITES DES OPERATIONS DE TEST

12710.3 ORGANISATION GENERALE

12810.4 ESSAI DE PRODUCTION SUR LES PUITS

12810.4.1 Domaines d'application des tests en trou non tub

13110.4.2 Domaines d'application des tests en trou tub - DST

13210.5 DESCENTE DU TRAIN DE TEST DST ET TEST DES EQUIPEMENTS

13210.5.1 Assemblage du train de test

13410.5.2 Test en pression

13610.6 ACTIONS PRELIMINAIRES AVANT LES OPERATIONS DE TEST

13710.6.1 Inspection des quipements de fond et de surface

14010.6.2 Essai en pression des BOP

14110.7 TETE DE CIRCULATION OU TETE DE TEST EN SURFACE POUR DST

14310.8 IMPLANTATION DES EQUIPEMENTS

14410.8.1 Systme darrt durgence

14710.8.2 Manifold de duses

14810.8.3 Lle sparateur de test

14910.8.4 Bac de comptage

15110.8.5 Pompe de transfert

15210.8.6 Brleurs

15310.9 ACIDIFICATION

15410.10 SEQUENCES DE BASE DES MESURES PENDANT UN TEST

15410.10.1 Le pr-dbit

15510.10.2 Enregistrement de la pression vierge

15510.10.3 Dgorgement et dbit de test

15710.10.4 Echantillonnages

16110.10.5 Enregistrement de la remonte de pression

16110.11 NEUTRALISATION DU PUITS EN FIN DE TEST

16511.0 INTERVENTION SUR PUITS

16511.1 CONDITIONS REQUISES POUR UNE OPERATION DE WORKOVER

16611.2 OPERATIONS WIRELINE

16811.3 LES EQUIPEMENTS DE SURFACE WIRELINE

16911.3.1 Presse toupe hydraulique Stuffing Box

17111.3.2 SAS Lubricator Riser

17211.3.3 Bloc obturateur de pression BOP Wireline

17311.4 OUTIL DE LA GARNITURE WIRELINE Wireline Tools

17311.4.1 Attache du cble Rope Socket

17611.4.2 Tiges Stem

17711.4.3 Coulisse de battage Jar

18311.4.4 Slection des outils

19212.0 UNITE DE COILED TUBING

19412.1 TOURET DE Coiled Tubing

19612.2 PRESSE ETOUPE Stuffing Box ou Stripper

19712.3 BLOC OBTURATEUR DE PRESSION - BOP Coiled Tubing

19812.4 CONNECTEURS TYPIQUES POUR Coiled Tubing

19912.5 CLAPETS DE RETENU POUR Coiled Tubing

20012.6 APPLICATION DOPERATIONS Coiled Tubing

INTRODUCTION

Les puits sont lun des principaux investissements dans le dveloppement des champs ptroliers, lobjectif est donc davoir un dbit maximum pendant une dure aussi longue que possible.

La colonne de production dun puits a une fonction trs importante en aval de lexploitation des hydrocarbures, elle fait la liaison entre le haut du rservoir et lensemble des quipements de production en surface.

La conception de la colonne de production fait partie de ltude lors de la conception dun puits qui dpend de ltude technique du forage.

Cette colonne de production comprend:

L'quipement de fond, qui permet la communication entre la formation et le puits.

Le tubing de production (tubing et matriel annexe) fait la liaison entre le fond du puits et la surface.

La tte de puits, pour le contrle de la production.

Le but de l'tude de la conception d'une compltion, est de dterminer l'quipement ncessaire et le diamtre du tubing de production, pour produire le fluide, avec un maximum de scurit et d'efficacit, pour toute la vie du puits.

Cette tude demandera :

L'analyse des risques par rapport l'environnement et par rapport l'objectif de production.

L'valuation de la capacit du rservoir produire un fluide pour les diffrentes conditions de la zone au droit du puits.

Une estimation de la possibilit pour le fluide d'arriver en surface en tenant compte des pertes de charge dans la colonne de production et dans les lignes de surface.

Les conditions ci-dessus permettront :

De choisir l'quipement rpondant aux conditions de scurit et de prvisions de production pour toute la vie du puits.

D'tablir les procdures pour les oprations de compltion.

La quantit de donnes, de contraintes et dobjectifs analyser, traiter et valuer, pour rsoudre les problmes d'tude d'une compltion, amne un certain nombre de lignes de conduite qui sont :

Collecte des donnes,

Analyse et dtermination de objectifs de production,

Diagramme d l'ensemble du projet.

Le diagramme de l'ensemble du projet, permettra de voir, que la plupart du temps, tous les objectifs ne peuvent tre atteints, et que l'on doit tenir compte de donnes sur lesquelles on n'a pas de contrle, cependant on peut avoir le choix entre diffrentes configurations satisfaisantes.

De faon slectionner la compltion la mieux adapte, une discussion entre toutes les parties intresses est alors ncessaire et conduira un compromis.

1.0 GENERALITES1.1 FONCTIONS ET OBJECTIFS DUNE COLONNE DE PRODUCTION

Les objectifs fondamentaux dune colonne de production sont:

Atteindre un dbit de production ou un dbit dinjection optimum au prix de revient le plus faible.

Etre le plus simple possible pour augmenter la fiabilit

Fournir une scurit adquate en accord avec la lgislation ou les exigences de la compagnie, et des pratiques courantes de lindustrie.

Faire en sorte que des changements oprationnels dans la fonction future du puits soient envisageables.

La fonction principale dune colonne de production est damener les hydrocarbures en surface ou dinjecter des fluides dans la formation. Cependant, une colonne de production doit aussi rpondre un grand nombre dautres fonctions exiges pour:

La scurit

Loptimisation de la production

Loptimisation des services

Le contrle des pressions

Lentretien du rservoir

Ces principales exigences fonctionnelles doivent tre conues en fonction des lments ci-aprs:

Protger le tubage de production de la pression de formation

Protger le tubage de production de la corrosion provoque par les fluides du puits

Empcher les hydrocarbures de schapper si une fuite en surface se produit

Inhiber les dpts et la corrosion

Produire par une ou plusieurs zones

1.2 CONCEPTION DUNE COLONNE DE PRODUCTION

De nombreuses donnes sont exiges pour excuter la conception dune colonne de production et, meilleures seront les donnes, meilleure sera la conception.

Afin de planifier correctement une colonne de production une tude doit tre effectue, que se soit sur les caractristiques mcaniques du rservoir ou sur le rservoir lui-mme.

1.3 EVALUATIONS DU RESERVOIR

Etude du dveloppement du rservoir

Dbit des fluides du puits (huile, gaz, condensa) et pourcentage deau produit par rapport la vie dun puits

Pression de fond en production, pression de fond puits ferm

Pression de dbit minimum exig la tte de puits

1.4 EVALUATIONS MECANIQUES DE LA FORMATION

Le contrle du sable si ncessaire

Stimulation / fracturation

Analyse de la composition des fluides

Asphaltes, paraffines

Les lments pour la dfinition des caractristiques mcaniques de la colonne de production seront dfinis partir des tudes du rservoir rsultant de lidentification des divers fluides de formation et de leur dbit au travers des roches du rservoir.

Les informations rsultant aprs ltude sur la conception dune colonne de production dans sa forme la plus adapte sont gnralement une synthse comprenant:

Evaluation de lenvironnement corrosif

Choix du matriel (lastomre etc.)

Choix du diamtre du tubing (P & T profils contre dbits)

Configuration de la colonne au fond du puits

Analyse des contraintes du tubing

Choix sur la mthode de perforation

Choix des fluides pour la compltion

Techniques recommandes de stimulation

Liste des quipements de fond avec les spcifications dachat

Spcification et slection de la tte de puits

Procdures dinstallation

1.5 SECURITE

La meilleure combinaison gomtrique des profils de tubage doit rpondre la scurit durant le forage ainsi quaux exigences de la scurit lors de la configuration dune colonne de production.

Lensemble de la lgislation et des rglementations locales, en terme de scurit et denvironnement, devront tre prises en compte pendant la conception du puits.

2.0 TYPES DE COMPLETION

2.1 CONFIGURATION DUNE COLONNE DE PRODUCTION (Compltion)

La conception dune colonne de production a pour objectif de rpondre toutes les exigences ci-dessus dune manire conomique et scuritaire. Plusieurs configurations peuvent tre identifies et sont reprsentes ci-aprs suivant lexprience de ENI travers le monde.

2.1.1 Configuration du fond de trou

Le dpartement Forage est en charge de l'tude du programme de forage et de tubage du puits. Cette tude prend en compte les donnes gologiques comme, perte de circulation, pressions, zones non compactes, etc... et dfinit le diamtre du tubage et la cote du sabot pour chaque tubage. L'avis et les desiderata du spcialiste compltion seront pris en compte, pour la dfinition du tubage de production, surtout dans le cas de puits de dveloppement (diamtre du tubage, contraintes en pression et temprature, sur le tubage et prvoir les oprations futures comme traitement de puits, injection de gaz dans l'annulaire pour le gas lift, etc...).

La configuration du fond de trou peut tre caractrise par la nature de la liaison entre le trou et le rservoir et deux types principaux doivent tre diffrencis.

2.2 LES COMPLETIONS EN TROU OUVERT

Le rservoir est for aprs la pose et la cimentation du tubage de production.

Il peut tre soit laiss tel que et produire en trou ouvert, soit couvert par un tubage perfor, soit quip de crpines calibres avec ou sans gravel pack, dans le but de consolider de la formation.

Colonne de production en trou ouvert

2.2.1 Avantages de la compltion en trou ouvert

La formation ne sera pas endommage par le ciment

Pas d'effets de restriction

Les mesures lectriques logs en trou ouvert peuvent tre rptes, puisque la zone productive n'est pas couverte par un tubage.

Le puits peut tre facilement approfondi

Le puits peut tre facilement quip d'un liner de compltion ou dun gravel pack pour le contrle des sables

Pas de cot de perforations.

2.2.2 Inconvnients de la compltion en trou ouvert

Les zones ne peuvent pas tre isoles,

Il est difficile de prvenir les venues d'eau ou de gaz par effets de coning ou fingering

Dans le cas de zones multiples, une stimulation slective travers la compltion serait difficile ( noter que cela peut tre fait avant compltion, avec packers en trou ouvert).

Le choix de la cote du sabot du tubage, est dlicat dans le cas o les mesures lectriques logs de la zone productive sont faites aprs descente du tubage

Il peut tre ncessaire de faire un nettoyage des abords du trou, si la formation n'est pas bien consolide Des roches-rservoirs consolides sont impratives.

2.3 LA COMPLETION EN TROU TUBECette mthode de compltion est la plus frquente. Le ciment enveloppe le tubage de production ou le tubage suspendu Liner, isole chaque zone ou couche du rservoir permettant ainsi de perforer, stimuler et mettre en production les zones slectionnes.

Colonne de production couverte

2.3.1 Avantages de la compltion en trou tube

Diffrents intervalles producteurs peuvent tre isols entre eux. De ce fait il est plus facile de prvenir ou mme d'liminer les risques de production d'eau ou de gaz, en faisant des perforations ou des traitements de stimulations slectifs.- Possibilit de produire plusieurs zones sparment.

Adapt pour la mise en place de certaines techniques de contrle des sables (Gravel pack, Sand consolidation). A noter que dans ce cas la pression du ciment, entre tubage et abords du trou constitue dj un bon soutien des sables.

Permet de positionner avec plus de prcision le sabot du tubage, qui sera descendu aprs le logging des intervalles produire.

Permet l'conomie du tubage de production si l'on dcide d'abandonner le puits aprs les logs en trou ouvert.

2.3.2 Inconvnients de la compltion en trou tube

Cot des perforations.

Risque d'endommagement de la formation, pendant les oprations de cimentation.

Rduction du diamtre des abords du trou et restrictions dues aux effets de perforations rduisant la productivit du puits.

Il est essentiel d'avoir une bonne cimentation pour assurer l'isolation des zones.

Comme les logs en trou ouvert ne peuvent tre rpts, une interprtation et analyse prcise de ceux-ci doivent tre faites avant descente du tubage de production.

A l'occasion d'une reprise de puits, celui-ci ne pourra tre approfondi qu'avec un diamtre rduit, infrieur celui du tubage de production.

La compltion avec tubage perfor, sera la rgle gnrale, quand le rservoir n'est pas trs consolid, comporte des argiles ou lorsque l'on veut produire plusieurs zones. Les compltions en trou ouvert seront utilises dans le cas d'une seule zone trs consolide, et quelquefois, associes un gravel pack en trou ouvert.

2.4 METHODE DUNE COMPLETION SIMPLE

Une seule zone productrice demande une tude gologique et une identification exacte du mcanisme des mouvements des fluides de faon choisir la meilleure section du puits mettre en production.

2.4.1 En puits ouvert (in open hole)

Le sabot de la dernire colonne de tubage est ciment au dessus de la zone de production. Cette zone sera isole provisoirement pendant la cimentation du tubage et pourra ensuite tre perfore si ncessaire.

En aucun cas cette zone de production ne devra tre endommage.

2.4 2 En puits tub (in cased hole)

Le tubage est ciment sur tout le dcouvert de la formation, comprenant toutes les zones productrices, et ensuite perfor laide de canons casing perforator aux endroits dfinis.

2.5 STRUCTURE DUNE COMPLETION SIMPLE

Un seul train de tubing est descendu dans le puits comprenant un seul packer fix vers lextrmit des tubings, juste au dessus de la zone de production, permettant de protger le tubage de production des fluides du rservoir.

Le tubage de production nest pas soumis la corrosion / rosion, ni aux pressions en tte qui peuvent parfois tre trs leves.

Ce type de compltion est utilis :

Quand Il y a juste une zone de production

Lorsque la production se fait sur plusieurs zones, en mme temps, considre alors comme une seule zone de production.

2.5.1 Structure typique dune compltion simple

1 Vanne de scurit Safety valve

Cette vanne de scurit est opre hydrauliquement partir de la surface. Elle est gnralement fournie avec deux raccords flow couplings, un en dessous et un autre en dessus de cette vanne, pour protger les tubings.

2 Vanne de circulation Circulation Valve ou manchon coulissant Sliding Sleeve

Elle permet la communication entre le tubing et lespace annulaire. Le changement de la position en ouverture ou en fermeture de cette vanne se fait en utilisant une unit dite: Wireline, utilisant les outils appropris shifting tool.

Cependant la tendance actuelle est de ne pas placer une vanne de circulation au dessus du packer dans la conception dune compltion simple. Pour tuer le puits avant la remonte des tubings, une charge perforant le tubing tubing perforator est alors descendue lintrieur du tubing.

3 Garniture dtanchit Packer

Elle peut tre:

Soit permanent ou rcuprable

Soit mcanique ou hydraulique

4 Extension de fraisage Mill-Out Extension

Si le packer est de type permanent, il faudra alors fraiser le mcanisme dancrage du packer avec un outil spcial miling tool avant de le remonter. Cette extension permettra au raccord nomm catcher sub de sagripper sur cette partie du packer.

5 Raccord avec rceptacle suprieur Seating Nipple

Gnralement, ce rceptacle suprieur de type No-go est de diamtre intrieur plus important que celui du rceptacle situ en dessous. Il est prvu pour loger un bouchon obturateur Wire Line Plug pour un packer permanent.

Si le packer est de type hydraulique, sa fonction est de recevoir un outil de test testing tool or check valve pour mettre le tubing en pression lors de lancrage du packer.

6 Tube perfor Perforated spacer tube

Ce tube perfor facilite le dbit du puits, lors de la pause dun outil appel le Bomb-hanger sur le rceptacle en bout de la colonne de production.

Le Bomb-Hanger est un bouchon permettant de recevoir des instruments denregistrement.

7- Raccord avec rceptacle infrieur Seating nipple

Gnralement, ce rceptacle infrieur de type bottom no-go est utilis pour recevoir les instruments denregistrement des pressions et des tempratures.

8 Sabot du tubing Tubing shoe

Cest llment situ en bout de la compltion et usin de faon faciliter lentre au fond du puits des outils Wire Line lintrieur des tubings.

2.6 CARACTERISTIQUES DUNE COMPLETION SELECTIVE SIMPLE

Ce type de compltion est ralis avec un seul train de tubing et plusieurs packers isolant les zones de production.

Il est possible dexploiter lune des zones de production en oprant des vannes de circulation et en installant des bouchons obturateurs laide des techniques de Wire Line.

Ce type de compltion est utilis pour la production dhydrocarbures partir de diffrentes zones, gnralement sparment, en utilisant un seul train de tubing.

Elle se distingue dune compltion simple par un plus grand nombre de packers et de vannes de circulation.

2.6.1 Utilisation dune compltion simple a zones multiples

Quand deux zones prsentent des caractristiques similaires et des fluides compatibles, il est possible de les exploiter en mme temps.

Dans ce cas, le train de compltion doit tre quip avec des tubings plus forte paisseur Blast Joint en face des zones perfores sur les niveaux suprieurs.

2.6.1.1 Vannes de circulation

Les vannes de circulation sont places entre deux packers de faon faire produire ou isoler une zone. Elles sont de type ON-OFF. Elles peuvent tre soit toutes ouvertes, soit toutes fermes, le dbit de production est alors ajust au niveau de la duse de la tte de puits. Cependant le plus souvent il nest pas possible dexploiter en mme temps des zones avec des pressions et des ratios de productivit diffrents, parce que seule la zone regroupant les meilleures caractristiques serait alors exploite.

Compltion simple choix multiple

Exemple dune compltion simple choix multiples

2.7 COMPLETIONS INTELLIGENTES

Ces compltions sont une nouvelle gnration de compltions simples choix multiples, appeles ainsi cause de leurs instruments denregistrement mesurant les pressions, tempratures et dbits mais aussi du fait que les vannes de circulation conventionnelles sont remplaces par des vannes de fond rglables, opres partir de la surface, ajustant le dbit de chaque zone lintrieur dune seule colonne de production.

Schma dune compltion intelligente

2.8 COMPLETION DOUBLE

Compltion double

Pour exploiter deux zones simultanment et indpendamment, deux colonnes de production doivent tre installes dans le puits avec deux packers, le plus haut devant tre un double packer (dual type).

2.8.1 Structure typique dune compltion double

La structure dune compltion double comprend deux trains de tubings:

2.8.1.1 La colonne de tubing longue Long string

La colonne de tubing Long String est celle qui transporte le fluide exploit partir de la zone la plus profonde. Lors de la descente dans le puits, cette colonne de tubing comprend un packer simple et un packer double.

Les quipements installs sur la colonne de tubing longue, pour une compltion double, sont les mmes que ceux utiliss pour une compltion simple slective normale. La seule diffrence est le packer suprieur, qui, sur le type dual possde deux passages, un pour chaque colonne de tubings.

Tube de sret de sparation Shear out safety joint

Ce tube peut tre plac entre le packer double et le packer simple dans le cas de situation particulire (sable, dbris.) qui pourrait gner le retrait du packer simple. La tendance actuelle est de ne pas incorporer cet quipement dans la colonne de tubing, mais dutiliser si ncessaire, un Jet Cutter ou Chemical Cutter pour couper le tubing.

2.8.1.2 La colonne de tubing courte Short string

Cette colonne de tubing courte reprsente le tubing connect la zone de production entre les deux packers et la surface.

Equipement de la colonne de tubing courte Short String Equipment

La colonne de tubing courte est compose de lquipement habituel du packer suprieur tout comme celui de la colonne de tubing longue. En bout de la colonne de tubing courte, se trouve un quipement permettant ltanchit avec le packer double.

Installation de la colonne de tubing courte Short string installation

La colonne de tubing courte peut tre descendue dans le trou, aprs ou en mme temps que la colonne de tubing longue. Dans ce dernier cas, les deux colonnes de tubing sont directement connectes sur le haut du packer double et descendues dans le trou en utilisant des cales et un lvateur spcifique Dual Slips et Dual spiderelevator.

La descente simultane des deux colonnes de tubing est privilgie cause de la prsence des vannes de scurit et de leurs lignes de commandes respectives.

Schma dune compltion double

3.0 TUBING

Les lments du tubulaire de la colonne de production sont appels TUBINGS.

Le type de tubing utilis dans lindustrie ptrolire est conu sans aucune soudure, avec des embouts filets.

3.1 CLASSIFICATION

Les tubings sont disponibles dans une gamme varie de diamtres, de matriaux, de rsistance mcanique et de types de filetages.

Dans le secteur ptrolier, les tubings sont classs selon:

Le diamtre extrieur

Le poids (pour une longueur dun pied)

Le type de connexion

Le degr de rsistance de lacier

et correspondent gnralement au standard fix par API (American Petroleum Institut).

3.2 LA NOMENCLATURE API

La dfinition commune dun tubing API est la suivante:

2.7/8 EUE

6,5 lb/ft

J 55

(1) (2)

(3)

(4) (5)

(1) Le diamtre extrieur nominal du tubing

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

(3) Le poids par pied dun tubing en livre (lb/ft). Gnralement plusieurs poids sont disponibles pour chaque diamtre extrieur du tubing. Chaque variation de poids linaire implique un changement du diamtre intrieur. Le constructeur est suppos fournir deux dimensions de diamtres intrieurs:

Le diamtre nominal intrieur

Le diamtre utilis pour le calibrage Drift

(4) La lettre dsigne le type de matriel dcrit par les rgles API

(5) Le chiffre tablit la limite lastique exprime en milliers de livres pour un pouce au carr pound per square inche: psi.

Dans ce cas la limite lastique de ce tubing est de 55 000 psi.

3.3 DIMENSION ET FILETAGE DUN TUBING

Renflement extrieur Sans renflement Section de tube intgralConnexion de tubing de type integrale integral connection

Ce sont des tubings possdant un filetage mle et femelle sur un mme tube. La connexion de deux tubes se fait en vissant un filetage mle dans un filetage femelle. Ce type de filetage est appel Integral Joint.

Certaines connexions, sans paulement (no upset) sont moins efficaces que le corps du tubing.

Les filetages possdant une tanchit mtal contre mtal, une capacit la tension leve et une rsistance la pression, sont appels premium.

Les connexions avec un paulement extrieur et de type Premium sont gnralement plus rsistantes que le tubing.

Les tubings achets avant de fileter leurs extrmits sont appels Plain End Tubings.

Il est cependant important de consulter les tables listant les proprits mcaniques des diffrents types de connexion Tubing Performance Properties.

TUBING API

Les tubings API sont connects laide dun manchon filet lintrieur sur les deux extrmits.

Les dimensions des manchons sont tablies suivant les spcifications API, ces types de manchons ont un diamtre extrieur rduit, appel spcial clearance.

Type de filetage

Le profil des filetages est de type triangulaire avec une inclinaison de 30 sur les cts, ayant le sommet et la gorge du filetage arrondis.

Le pas du filetage se compose de 8 10 filets par pouce dpendant du diamtre nominal et une conicit de 0.75 pouces par pied.

A lintrieur du manchon un retrait demeure entre les bouts des deux parties mles. (Pour un tubing de 2.3/8 la hauteur du retrait est denviron un pouce).

Tubing API

Epaulement extrieur API dune connexion de tubing

Le tubing avec un paulement externe External Upset EU a les deux bouts filets sur les extrmits du corps extrieur de lpaulement.

Efficacit de la jointure

La rsistance de la traction de la jointure, au niveau de lpaulement extrieur de la connexion, est quivalente ou plus grande que la rsistance du corps du tubing.

Diffrence entre des filetages API et NON API

La diffrence essentielle entre les filetages API et les autres est:

Que le premier prsente une section triangulaire en haut du filetage

Que le second a un profil trapzodal

La jointure dune connexion API a un double but: de supporter le tube et dassurer une tanchit hydraulique.

Etanchit hydraulique et couple de serrage

Le principe de fond dune tanchit hydraulique est de crer une certaine pression interstitielle bearing pressure plus grande que la diffrence de pression de travail du tube.

Cet objectif est atteint en appliquant le couple de serrage correct, de faon tablir une connexion mtal contre mtal entre les parties mles et femelles, crant ainsi un grand nombre de points dtanchit sur tout le tour du filetage.

Graissage

Lespace vide entre la crte et la gorge correspondante (0.003 inches de tolrance) doit tre rempli avec une graisse spciale adapte pour une tanchit hydraulique. La plus couramment utilise est le type Bakerseal.

Connexion de tubing API sans paulement Non Upset (NU)

Un tubing sans paulement (NU) a les deux bouts du tube filets, sans consolidation.

Tubing sans paulement avec manchon

Les tubings NU API sont connects laide dun manchon filet lintrieur sur les deux cts.

Dimensions

Les dimensions du manchon sont tablies suivant les rgles API, ces manchons nont pas un diamtre extrieur rduit (No special clearance).

A lintrieur du manchon un retrait demeure entre les deux filetages mles (pour un tubing de 2.3/8 la hauteur du retrait est denviron 1 pouce).

Type de filetage

Le profil du filetage est triangulaire avec une inclinaison de 30 sur les cts et arrondi au niveau de la crte du filetage.

Le pas du filetage se compose de 8 10 filets par pouce avec une conicit de 0.75 pouce par pied.

Efficacit de la jointure

La rsistance la traction de la jointure est plus faible que la rsistance du corps du tubing.

Connexion VAM

Connexion VAM

La connexion VAM est un type de filetage datant des annes 1970 qui nest plus utilis sur les nouvelles compltions, cependant il y a encore beaucoup de puits quips avec ce type de connexion.

Type de filetage

Il est trapzodal avec une conicit de 6,25% de type Buttress modifie avec la base parallle celle du cne et les cts de 3 et 10, avec 6 - 8 filetages par pouce.

Type dtanchit

Etanchit mtallique avec une conicit de 30 sur le bout de la partie mle et de 20 sur langle oppos.

Efficacit de la jointure

Plus de 100% de la valeur du corps de la jointure

Connexion NEW VAM

Connexion NEW VAM

La connexion NEW VAM est une amlioration de la connexion VAM qui ne se trouve plus sur le march.

La conception du filetage et du type dtanchit est similaire celui du filetage VAM, mais la longueur du filetage et du manchon ont t changes pour amliorer lefficacit des jointures en terme de rsistance mcanique.

Note: Par consquent, il est possible de connecter un filetage mle NEW VAM avec un filetage femelle VAM mais pas linverse

Connexion VAM ACE

Connexion VAM ACE

La connexion VAM ACE est une connexion Vallourec conue pour les tubings en alliages rsistants la corrosion, elle peut tre galement utilise avec des tubings en acier demandant de hautes performances.

Type de jointure

Avec un manchon plac en bout du tube.

Type de filetage

Trapzodal avec une conicit de type Buttress modifie de 1:16, avec la base parallle celle du cne et les cts de 3 (pour une plus grande rsistance la traction) et +10, 6 filets par pouce pour des diamtres de 3.1/2 4.1/2 et 8 filets par pouce pour des diamtres de 2.3/8 2.7/8.

Type dtanchit

Etanchit mtallique avec une conicit de 10% sur le diamtre en bout des filetages mles et dun appui de 15 avec un angle invers.

Efficacit de la jointure

Plus grande que 100% de la valeur du tubing

4.0 PACKERS

4.1 GENERALITES

Le packer est un dispositif introduit dans le puit avec la compltion. Une fois ancr, il ferme de faon tanche lespace annulaire entre les tubings et le tubage ou, dans des cas spcifiques, entre le tubing et la formation du puits.

En plus de sa fonction dtanchit hydraulique, il permet le passage du fluide depuis la formation vers lintrieur du tubing et inversement dans le cas de puits injecteurs.

4.2 LA FONCTION DU PACKER

Les principales fonctions du packer sont:

1) de sparer les fluides de compltion des fluides du rservoir

2) de protger le tubage de la pression de la formation

3) de protger le casing de lrosion et de la corrosion des fluides de la formation

4) disoler plusieurs zones productives les unes des autres ou disoler une zone endommage.

Le choix du packer

Les facteurs considrer pour le choix dun packer sont:

Les conditions du puits

La compatibilit avec dautres quipements de la compltion

La raison de la descente et des modalits fixes

La cotation prcise obligatoire

Les conditions oprationnelles durant la production et/ou le traitement de stimulation

Le dlai dattente dintervention

Les raisons conomiques

4.3 PRINCIPAUX ELEMENTS DU PACKER

Les principaux lments qui constituent un packer sont:

Garniture - Packing

Coins dancrage - Slips

Mandrin - Mandrel

Joints dtanchits - Casing Seal

Etanchit du tubing - Tubing Seal

Garniture - Packing

Elle ralise ltanchit hydraulique entre le mandrin de verrouillage lock mandrel et le tubage.

Le type et le matriel sont dfinis suivant les conditions du puits (pression, temprature et composition des fluides).

Garnitures dtanchits

La configuration peut varier entre une, deux ou trois garnitures dtanchits (packing)

Coins dancrage - Slips

Coin dancrage Slips

Les coins dancrage garantissent lancrage du packer sur le tubage et sont coincs contre la surface interne du tubage de faon viter tout mouvement quand le packer est soumis des pressions diffrentielles ou diffrentes tensions sur le tubing.

Mandrin - Mandrel

Mandrin Mandrel

Le mandrin est le tube interne du packer permettant au fluide de la formation de passer et dtre connect aux tubings.

Les caractristiques mcaniques et le type de matriaux qui le constituent dpendent des conditions du puits.

4.3.1 Etanchit entre casing et packer

Les niveaux de pression auxquelles les packers peuvent rsister dpendent de lnergie de la force applique sur les garnitures dtanchit (packing) contre les surfaces du tubage.

La pression interne produite par lnergie de la force est transmise aux garnitures dtanchit (packing) durant la phase dancrage puis est stocke par les garnitures elles-mmes.

Si ce niveau de pression est maintenu ou sil est plus important que la force diffrentielle laquelle il est soumis, le packer rsistera la diffrence de pression.

Etanchits Packer / tubage et Packer / tubing

Anneau de retenue Back up ring

La tendance naturelle des lastomres sous pression est de se dformer et de remplir les espaces vides adjacents, et spcialement lespace entre le packer et la paroi interne du tubage.

Cest pourquoi un systme en mtal formant un anneau appel back up ring, se dplace avec le packing durant la phase dencrage jusqu ce quil adhre la paroi du tubage. Avec ce systme applicable au packer permanent, lefficacit de ltanchit est maintenue dans le temps, rendant ainsi ce type de packer trs fiable.

4.3.2 Etanchit entre packer et tubing tubing packer seal ou locator

Les diffrentes caractristiques des fluides produits dans le puits et les conditions de compltion demandent diffrents types dtanchit entre le tubing et le packer.

Un systme unique adapt pour toutes ces conditions nexiste pas.

Etanchit packer / tubing ou Locator

Tous les systmes disponibles sont plus fiables quand les mouvements des joints dtanchit sur le tubing sont vits lintrieur du packer.

4.3.3 Hauteur des joints dtanchit

Si les mouvements ne peuvent pas tre vits, alors la hauteur des joints dtanchit devra tre telle quelle ne devra pas permettre aux joints, dans le cas dune diminution de la longueur maximum des tubings, de sortir du packer.

4.4 DIFFERENTS TYPES DE PACKERS

Packers permanents

Packers rcuprables

Packers mcaniques

Packers hydrauliques

1) simple prise

2) double prise

Packers hydrostatiques

4.4.1 Packers permanents

Cest un packer qui permet le passage dun accs unique pour le fluide et, une fois ancr, ne peut pas tre rcupr ou enlev autrement que par fraisage de ses composants externes jusquau bas des coins dancrage. Dans les compltions choix multiples il est gnralement utilis comme packer de fond. Il peut tre compos dun ou deux trous en rapport avec le diamtre intrieur, pour contenir diffrents types de connexions tubing / packer en fonction du diamtre intrieur minimum exig.

Une fois ancrs, ces packers doivent tre fraiss pour tre retirs.

Il est possible de dconnecter et de reconnecter le tubing de ces packers.

Packers permanents

Caractristiques principales

Body lock rings: mcanisme qui maintient la force qui a t applique sur la ou les garnitures dtanchit et sur les coins dancrage.

Back up ring: Anneau mtallique qui peut se dformer pour atteindre les extrmits des garnitures dtanchit et augmenter ainsi les performances de rsistance suivant la diffrence de pression.

Full Circle Slips: les coins dancrage adhrent la surface du casing tout autour de la circonfrence permettant au packer davoir une rsistance dancrage mcanique maximale.

4.4.2 Packers rcuperables

Cest un packer qui aprs ancrage, peut tre remont la surface. Par dfinition il est prvu de le rcuprer en tirant simplement sur le tubing de production. La rcupration est ralise par lintermdiaire dun mcanisme de cisaillement qui permettra gnralement au packer de se relcher, librant ainsi lnergie stocke dans le systme de garniture dtanchit.

Packers rcuprables

4.4.2.1 Mcanisme dancrage

Ancrage hydraulique: par pressurisation de la surface interne du tubing contre un bouchon obturateur plac sous le packer.

Ancrage mcanique: par la manipulation du tubing (au moyen de la rotation, de traction ou de compression de la colonne de tubing).

Selon chaque type de packer une classification est galement faite suivant leur mode dancrage.

4.4.2.2 Mcanisme de libration

La libration est ralise:

Au moyen detractions exerces sur la colonne de tubing

Au moyen demanipulations exerces sur la colonne de tubing (rotation, traction, compression)

Les packers mcaniques rcuprables pour les tests du puits sont conus pour tre librs et ancrs plusieurs fois dans le puits, sans tre ncessairement remonts la surface pour effectuer une maintenance.

4.4.3 Packers mcaniques

Ce sont les packers rcuprables les plus simples et les plus conomiques. Ils sont conus avec un ensemble de coins pour lancrage du packer sur le tubage dans une seule direction.

Lors dune opration dancrage lintervention est directe, avec des mouvements verticaux et rotatifs transmis par la colonne de tubing. Lancrage et ltanchit sont gnralement assurs par le poids ou la traction du packer.

Ces packers peuvent tre classs en trois catgories:

a) Traction ingale

b) Compression ingale

c) Compression gale

a) Traction ingale

Le packer est ancr grce une traction exerce par la colonne de tubing.

Toute force due la pression ou la temprature provoquant une compression sur le packer peut compromettre sa capacit dtanchit.

Ce packer nest pas conu avec un systme de rquilibrage par pression avant sa libration.

Un deuxime systme de libration peut tre incorpor laide de goupilles de cisaillement, actives par une traction sur la colonne de tubing.

b) Compression ingale

Le packer est ancr grce au poids de la colonne de tubing et reste fix pour toute la dure durant laquelle une compression est exerce sur lui.

Toute force agissant contre la compression sur le packer aura tendance le librer.

Aucun systme de rquilibrage par pression nest prvu avant la libration.

c) Compression gale

Le packer fonctionne comme le prcdent.

Le systme dquilibrage permet de supprimer une ventuelle diffrence de pression lintrieur du packer avant de le librer.

Cet avantage est trs important dans les puits profond o il est facile de trouver des espaces libres dans le packer avec des petites pressions inattendues et suffisantes pour empcher sa libration.

4.4.4 Packers hydrauliques

Ils peuvent tre subdiviss galement en:

Simple prise Single Grips

Double prise Dual Grips

Simple prise Single Grips

Simple prise Single Grips

4.4.5 Packers de compression avec verrouillage hydraulique

Ces packers sont ancrs grce au poids de la colonne du tubing et ne peuvent pas tre utiliss dans des programmes demandant ou supposant une ventuelle traction sur la colonne de tubing.

Dual Grips double prise

Le packer rcuprable double prise possde des coins bi-directionnels qui, lorsque le packer est ancr, empchent son mouvement vers le bas et vers le haut. Plusieurs modles incorporent un systme dquilibrage de pression.

Double prise

4.4.6 Packers hydrostatiques

Ces packers combinent les avantages dancrage hydraulique car ils ne ncessitent pas de hautes pressions dancrage.

Packer Hydrostatique

4.4.6.1 Pression hydraulique

Une pression hydraulique lintrieur de la colonne de tubing est ncessaire pour:

Le cisaillement des goupilles

Lamorage du mcanisme dancrage du packer

4.4.6.2 Pression hydrostatique

Le mcanisme dancrage est amlior par la pression hydrostatique de la colonne du tubing communiquant avec une chambre atmosphrique, qui agira sur le piston de faon:

activer lancrage des coins

activer la compression des lments dtanchit

La pression hydrostatique au niveau du packer reprsente lnergie dancrage transfre au packer lui-mme.

4.4.7 Packer double

Ce type de packer est toujours rcuprable, il possde deux passages pour les fluides de la formation correspondant chaque colonne de tubing. Il est toujours ancr laide de la pression hydraulique / hydrostatique et existe en deux versions, avec ou sans guide scoop head.

Avec scoop head signifie que le packer est descendu sur une seule colonne de tubing et que la seconde est descendue lors dune deuxime manuvre. Ce type peut tre utilis seulement en tant que packer suprieur dans une installation packers multiples o aucune vanne de scurit nest installe puisque linterfrence gomtrique des vannes de scurit sur le haut du puits empcherait la descente sparment des deux colonnes de tubing.

Sans scoop head signifie que les deux colonnes de tubing sont descendues simultanment en utilisant un lvateur double dual elevators, des cales doubles dual slips et des mchoires doubles dual BOP rams en surface.

Packer double

5.0 VANNE DE SECURITE

5.1 GENERALITES

La scurit est dune importance primordiale pour toute tude de compltion et cest la principale considration que les ingnieurs doivent prendre en compte lors de cette tude.

La scurit en terme gnral signifie tre capable de garantir lintgrit de la compltion dans tous ses composants au travers des diffrentes charges supportes au cours de toutes les oprations du puits;

Ceci en appliquant le facteur de scurit le plus appropri chacun des composants ou en vrifiant quils sont mis en uvre.

De plus, un nombre minimum de barrires de scurit doit tre install pour garantir que le puits reste en scurit (dans le cas dun dysfonctionnement de la tte de puits) qui est normalement assure par les vannes de scurit et la tte de puits

5.2 VANNE DE SECURITE CONTROLEE DEPUIS LA SURFACE

Le contrle est hydraulique (au moyen dhuile hydraulique) au travers dune ligne de contrle control line permanente de de diamtre connecte en surface un botier hydraulique.

La pression hydraulique agit sur un ressort maintenant la vanne ouverte. Toute rupture de la control line ou tout incendie pouvant faire fondre un lment du circuit de contrle purge la pression du circuit de contrle vers latmosphre provoquant ainsi la fermeture automatique de la vanne par lintermdiaire dun ressort.

Les vannes de ce type sont disponibles en deux configurations rcuprables: par wireline et par tubing.

Vanne de scurit rcuprable pour tubing

Vanne de scurit rcuprable pour wire line

5.3 Mcanisme de fermeture des vannes

Du point de vue de la fermeture mcanique, il y a deux diffrentes configurations disponibles: de type clapet plat ou de type clapet sphrique Flapper type or Ball Type.

Vannes a clapet platLe mcanisme de fermeture est un clapet qui est maintenu ouvert par le flow tube lors de louverture du clapet vers le bas. Le clapet tourne sur 90 autour dune charnire et se loge lintrieur dun renforcement du corps de la vanne (vanne rcuprable de tubing) ou dans une partie usine au bas du raccord (vanne rcuprable wire line). Dans cette position, le clapet est protg de la corrosion induite par les fluides produits par le flow tube. Quand le flow tube bouge vers le haut dans son mouvement de fermeture, le ressort autour de la charnire du clapet, dplace le clapet dans le flux qui aide la fermeture de la vanne. Suivant les diffrentes conditions du puits le clapet se ferme hermtiquement contre un rceptacle, ltanchit tant mtal contre mtal, ou par des joints lastomres. Mme si il est dfini comme une tanchit mtal contre mtal, llment dtanchit incorpore un rceptacle moins dure (non lastomre) qui garantie ltanchit faible pression diffrentielle.

La possibilit de pomper travers la vanne est facile effectuer, une fois que la pression est quilibre des deux cts puisquune force ngligeable est ncessaire pour ouvrir le clapet.

Vanne clapet

Vanne clapet

Vannes clapet sphrique

Vanne sphrique

Le mcanisme de fermeture de la vanne est, dans cet exemple, une boule avec un trou central qui, en position ouverte, correspond la dimension nominale du trou de la vanne. En souvrant et en se fermant, la vanne tourne autour de son axe horizontal. La rotation est provoque par le coulissement dune patte monte sur le rceptacle de la boule lintrieur dune rainure incline sur le corps de la vanne. Une fois ferme une tanchit mtal contre mtal est garantie, du moins lorsque la vanne est neuve. Elle est plus sujette des pannes cause de la boule o un dpt peut se former en position ouverte et donc ne pas rpondre correctement son mode de fermeture automatique. Quand la vanne est en service depuis longtemps il est galement possible que la boule, durant son mouvement douverture, ne souvre pas compltement, rduisant ainsi le diamtre intrieur du trou et provoquant en plus des problmes pour le passage des outils de wireline.

5.4 Egalisation

Toutes les vannes de scurit de fond contrles en surface demandent en gnral une galisation de pression de lautre ct du mcanisme de fermeture, avant louverture de la vanne avec la pression de la ligne de contrle. Ceci pour viter deux phnomnes: le premier tant un ventuel sifflage du clapet ou de la boule pendant la procdure dgalisation de pression et le second tant une cassure de la charnire du clapet de la patte du sige de la boule.

Vanne de scurit

5.5 LIGNES DE CONTROLE CONTROL LINE

Le tube utilis comme ligne de contrle pour oprer les vannes de scurit de fond est install le long de la colonne de production. Dans ce cas, les SCSSV sont normalement installes de faible profondeur et par consquent, la longueur de la ligne est gnralement relativement courte.

Les tubes de petit diamtre pour des oprations de contrle dinjection sont fabriqus soit sans soudure soit avec soudure. Ils sont normalement disponibles dans une grande gamme de matriaux et de dimensions.

5.6 Pression de travail de la ligne de contrle

Une vanne de scurit de fond est normalement installe une profondeur relativement faible, de 30 m 50 m partir de la tte de puits pour des chantiers terre et partir du fond marin pour des chantiers en mer. Pour cette raison la configuration de la ligne de contrle nest pas affecte par la dviation du puits, cependant il est recommand dinstaller un collier de maintien par tubing.

La pression de travail (WP working pressure) est dfinie ci-aprs:

WP = pression de travail de la vanne de scurit WP + pression douverture de la vanne

La pression de la vanne de scurit est spcifie par le fabricant.

La pression douverture de la vanne, fournie par le fabricant, est la pression exige pour surmonter la force de fermeture du ressort plus la rsistance induite par les effets de la friction. Gnralement, cela se situe entre 1500 2000 psi suivant le fabricant.

6.0 EQUIPEMENTS AUXILIAIRES

6.1 RACCORDS AVEC RECEPTACLE Landing Nipples

Cest un petit raccord avec des parois paisses mont sur la colonne de tubing et qui fournit un logement, un ancrage et une tanchit (packing) des quipements de contrle positionns en dessous de la surface, qui peuvent tre installs ou enlevs. Ce raccord a un diamtre intrieur minimum plus petit que le diamtre de loutil servant calibrer le tubing.

Raccord avec rceptacle

Le choix du type de raccord est sujet la pression de travail qui caractrise la compltion (ex: SCSSV ou la tte de puits). Les raccords X et XN sont utiliss pour des pressions de travail < 10,000 psi alors que les types R et RN sont utiliss pour des pressions plus leves.

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

Raccord avec rceptacle

6.2 Raccord en biseau

Baker F top no-go (AF- HV VF) an R bottom no-go (AR HR VR)

Comme dans le cas des raccords slectifs, le choix dpend de la pression de travail de la colonne.

AF, AR (WP < 10,000 psi)

HI, HR (WP entre 10,000 et 15,000 psi)

VF, VR (WP > 15,000 psi)

Les principales caractristiques physiques dun raccord nipple sont :

Diamtre du trou tanche Seal bore diameter

Diamtre NO-GO si applicable No-go diameter

Diamtre extrieur du mandrin de verrouillage Lock mandrel OD (LMOD)

Les donnes de tous ces raccords nipple peuvent tre trouves dans le catalogue du fabriquant. Il ne faut pas prendre en compte dautres donnes ou celles sur des vieux catalogues car des changements sur le systme des raccords ont pu tre effectus, ce qui les rend incompatibles.

Raccord porte extrieure de type NO-GO NO-GO Landing Nipple

Un no go landing nipple est descendu au fond du trou pour supporter des enregistreurs

Le mandrin de verrouillage lock mandrel passe lintrieur du selective landing nipple mais sarrtera dans le no-go landing nipple puisque le mandrin de verrouillage a un diamtre extrieur plus large que le diamtre intrieur du no-go landing nipple.

Slectivit du type No-Go

6.3 VANNE DE CIRCULATION

Introduction

La vanne de circulation sliding side door ou sliding sleeve est un dispositif permettant la communication des fluides entre lintrieur et lextrieur du tubing.

Vanne de circulation

Composants

Ils consistent en:

Un corps externe avec des trous sur la partie du milieu.

Deux sries de joints packing au dessus et en dessous des trous, garantissant ltanchit interne avec le fourreau coulissant qui est perfor lui aussi et qui peut tre dplac vers le haut et vers le bas avec un quipement wireline.

6.4 Position douverture, quilibrage et position de fermeture

En position douverture, les trous du fourreau concident avec ceux de la partie externe ainsi, la surface de passage est gale la surface interne du tubing.

Position douverture, dquilibrage et position de fermeture

6.5 RACCORDS ANTI-USURE FLOW COUPLING

Les flow coupling dans une colonne de tubing sont des lments importants prendre en compte pour la dure de vie dune compltion. Sur les flow coupling lpaisseur du tube est plus importante que celle des tubings correspondants, ils sont conus pour empcher toute rosion cre par la turbulence des flux. Lexprience pratique montre que les flow coupling doivent avoir une longueur minimum de 3 ft (0,91 m).

Il est recommand dinstaller les flow coupling au dessus et en dessous des landing nipples ou tout autre raccord ayant une restriction de diamtre intrieure.

6.6 TUBE ANTI-USURE BLAST JOINT

Les Blast joint sont des sections de tubing ayant une paisseur de tube importante. Habituellement le diamtre intrieur est gal celui du tubing, alors que le diamtre extrieur est quivalent celui des raccords entre les tubings (coupling).

6.7 Utilit

Les blast joint doivent tre installs dans la colonne de production en face des sections perfores des zones de production dans les puits de production choix multiples.

Leur fonction est daugmenter la dure de vie du tubing en augmentant sa rsistance lrosion due au flux qui passe en face des blast joint.

6.8 Matriaux et dimensions

Les types les plus utiliss au monde sont fabriqus en acier spcial ayant subit un traitement de surface pour le durcir. La longueur de ces blast joint est comprise entre 10 et 20 ft (3 6 mtres).

6.9 Connexions

Les connexions filetes sont telles quune fois visses elles ne sont pas visibles. Aucun changement de profil extrieur napparat ce qui vite:

Des points faibles dans le cas de diamtre extrieur rduit

Des turbulences

7.0 PERFORATION DU TUBAGE7.1 OBJECTIF

La perforation dun puits a pour objectif dtablir la communication entre le puits et la formation en ralisant des trous travers le tubage, le ciment et la formation de telle manire que cela nentrave pas la capacit de production du rservoir.

7.2 DIAGRAMME ACOUSTIQUE Cement Bond Log - CBL

Avant dexcuter des perforations il est obligatoire davoir des rfrences donnes par des diagrammes acoustiques cement bond long de la zone qui va tre perfore.

Un diagramme acoustique cement bond long CBL enregistre ltanchit du ciment sur le tubage et la formation, pour vrifier la sparation des niveaux des zones suprieures et infrieures qui doivent tre perfores et galement pour dterminer la position des manchons de connexion du tubage.

Principe sonic du CBL / VDL

Corrlation des canons Gun correlation

Corrlation avec les canons

Une corrlation des graphiques radioactifs gamma ray or neutron log enregistre les limites des intervalles perforer et dtermine la limite de la formation lextrieur du tubage.

Lors des perforations, un dtecteur de manchon de tubage casing collar locator CCL3 est toujours plac entre la tte du cble et les canons.

7.3 PERFORATIONS

Dans le cas d'un test en trou tub, le niveau tester est gnralement perfor avant la descente du train de test.

7.3.1 Perforations avant descente du train de test

La hauteur perforer, le type de perforateur et le nombre de tirs au mtre ou par pied sont donns par le programme.

Recommandations :

Pendant le montage du ou des canons de tir et le dbut de leur descente, toute interfrence radiolectrique, soudure etc... doivent tre arrtes.

Un enregistrement de calage au GR-CCL doit tre effectu avant le tir.

Pendant le tir et la remonte du ou des canons, le niveau du puits doit tre surveill en permanence.

7.3.2 Perforations a travers le train de test

Gnralement, lors d'un test en trou tub les perforations sont effectues avant la descente du train de test.

Toutefois, dans certains cas o il est possible de mettre en oeuvre un train de test plein trou, cest--dire permettant le passage du perforateur, il peut tre avantageux d'effectuer les perforations aprs descente du train de test (perforations sous dpression : under balanced method).

Dans ce cas la procdure suivre sera la suivante :

Monter l'quipement haute pression (BOP + Lubricator) et le tester en pression.

Au moment du raccordement des perforateurs aux organes lectriques, vrifier que les radios sont teintes, qu'aucun poste de soudure arc ne fonctionne sur le chantier.

Cette scurit s'appliquera dans les premiers deux cents mtres de descente et les derniers deux cent mtres de remonte aprs perforation.

Contrler les cotes de perforations selon la procdure suivante : Prparer un diagramme reprsentant l'assemblage du CCL et des perforateurs, en indiquant les distances entre outils (environ quatre pieds entre la cote de mesure du CCL et la plus haute perforation, environ deux pieds entre deux trains de perforateurs, etc ....),

Calculer la cote de positionnement du CCL pour chaque tir,

A partir d'une corrlation connue ( enregistrement d'un CCL dj tabli ) et en reprant des joints courts ( marker joints ) qui auront pu tre intercals dans les lments de tubage, fixer la cote calcule prcdemment,

Lapproche de la cote de perforation doit s'effectuer du bas vers le haut. Si plusieurs tirs doivent tre effectus on repositionnera chaque fois les perforateurs en abaissant l'ensemble d'environ trois cinq mtres sous la cote prvue et ensuite en remontant lentement.

Les perforations ne seront en principe jamais excutes de nuit.

Pendant les perforations, placer quelqu'un qui surveillera le manomtre mont pralablement sur le lubricator et qui " coutera " l'onde de choc gnralement sensible en surface pendant le tir.

Aprs le tir, observer la pression en tte de quinze trente minutes, lorsque le perforateur est retir du puits, vrifier que toutes les charges ont t tires.

Remarque

Cette opration ne doit pas tre pratique par temps de vent de sable.

7.4 LE FLUIDE TAMPON

En rgle gnrale, le programme prvoit une pression diffrentielle applique sur la couche au moment des perforations ou de la mise en production. Si cela nest pas prvu dans le programme, il appartient au superviseur de test de dfinir le fluide tampon pour satisfaire les objectifs :

Le plus souvent on utilisera de l'eau. Toutefois on peut utiliser du gasoil afin d'avoir le tampon jusqu'en surface tout en pouvant appliquer sur la couche une pression diffrentielle suffisamment important.

Au-dessus de la vanne de test, prvoir une portion de tampon d'eau glifie pour viter le problme des dpts sur la vanne (optionnel), dans le cas o l'on attend des pressions anormales largement suprieures la pression hydrostatique on prfrera un tampon d'eau augment d'une pression en tte un tampon de boue.

Remarque : Dans certains cas, ce peut tre un tampon de gaz dazote. La mise en place d'un tel tampon, fait appel un quipement trs spcialis et une procdure complique.

7.5 PERFORATIONS CHARGES CREUSES

Le principe des perforations charges creuses est disponible dans nimporte quelle documentation technique ou commerciale du fournisseur. Lingnieur de la compltion doit faire en sorte que le choix des charges rponde aux conditions du puits tout en fournissant une efficacit de perforation maximum.

Les performances de chaque type de charges sont disponibles chez le fournisseur. Le cordon dtonateur qui relie toutes les charges au dtonateur dans la tte de puits doit correspondre aux explosifs slectionns.

Le dtonateur est amorc par une dcharge lectrique, lorsquun systme par cble wire line est utilis ou par une goupille de mise feu opre par une tte de tir mcanique ou hydraulique, lorsque lon descend les charges dans le puits avec les tubings (TCP ou Tubing Conveyed Perforating).

Processus de perforation7.5.1 Mcanisme de perforation du tubage

Une fois les charges en place dans le canon et descendues dans le puits, la dtonation commence la phase T.O qui correspond lamorage du dtonateur. Ceci gnre une onde de choc se dplaant 7000 m/sec au travers du dtonateur.

Le dtonateur amorce la dtonation sur lamorce de la charge (primer charge) qui son tour fait partir le coup de feu.

La vlocit de la dtonation augmente et avance avec une force sphrique, contre lenveloppe ou liner (phase T-1).

A ce moment, le rservoir se dilate en toile sur lextrieur pendant que le liner est compress lintrieur. Laction combine des deux forces gnre une augmentation de la vlocit larrire du liner, ce qui fait violemment partir un jet de particules qui perforent la fois le tubage, le ciment et la formation (T-2 stage).

La perforation est possible grce un niveau de pression leve, associe un jet violent de gaz et de matire pulvrises qui pntrent, chassant les matires rencontres plutt que de les brler, les perforer ou les ronger.

La qualit dune charge consiste en une production dun long et violent jet de gaz associ une vlocit importante.

La performance des perforations au fond dun puits est cruciale pour la russite dune compltion.

Perforateur charge creuse

7.6 TYPE DE CANON

Il y a 3 principaux types de canons perforateurs:

Canons pour tubages transports par cble

Support de charges pour tubings descendu par cble

Canons descendus laide de tubing (TCP)

7.6.1 Canons transportes par cble Wire line conveyed guns

Ces types de canons sont gnralement descendus dans le puits avant linstallation de la colonne de production. En consquence, un dsquilibre hydrostatique ne peut normalement pas tre appliqu, bien que dans des compltions simples gros diamtre certains canons de ce type peuvent tre descendus lintrieur du tubing avec un dsquilibre hydrostatique.

Canons transports par cble

7.6.2 Support de charges pour tubing descendu par cble Through-tubing Hollow Carrier Guns

Ces canons sont une version plus petite que les canons de tubage qui peuvent tre descendus dans les tubings. La dimension des charges est donc plus petite, do des performances infrieures celles des autres canons. Les perforations se font seulement sur 0 ou 180 avec un maximum de 4 charges par pieds (4 spf) sur un canon de 2.1/8 et de 6 charges par pied pour un canon de 2.7/8 de diamtre extrieur.

Ils sont normalement installs sur un dispositif ayant un axe dcentr cause de lespace quil peut y avoir entre le tubage et les canons.

Canon de compltion descendu au cble

7.6.3 Canons descendus a laide de tubings - Tubing Conveyed Perforating TCP

Les canons TCP sont une variante des canons de tubage qui sont descendus laide de tubings permettant dinstaller une longueur de canon beaucoup plus importante. Une longueur de plus de 1.000 ft (330 m) est possible (spcialement utile dans les puits horizontaux) ainsi que la perforation sous une extrme dpression sans risque pour les canons de remonter hors du trou.

Dans les oprations de compltion, ils peuvent tre descendus et suspendus la bonne profondeur avant linstallation de la colonne de production ou tre descendus au travers du tubing laide dune unit de coiled tubing.

Canon descendu laide de tubings

Normalement, le fluide de la compltion est chang par un fluide plus lger provoquant une pression hydrostatique plus faible (under balance situation), vient ensuite la mise feu des canons par lune des mthodes suivantes:

Le lancement dune barre depuis la surface

Laugmentation de la pression hydraulique applique depuis la surface, puis ultrieurement rduite une pression planifie under balance en un temps donn la rduction de la pression hydrostatique par un impact provoqu par un outil descendu au cble wireline

Avantages associs aux TCP:

Suppression d'une opration au cble lectrique,

Possibilit de perforer sous dpression avec des charges de caractristiques quivalentes aux canons de tubage de gros diamtres.

Les principaux problmes associs avec les TCP sont:

Le positionnement des canons est plus difficile

Le puisard doit tre for plus profond pour loger la longueur de canons si ils sont largus au fond du puits aprs la mise feu

Une mise feu rate a un cot trs lev

La dtection de la mise feu est incertaine

En raison dune longue priode dexposition suite un temps de mise en place important, des charges dune qualit plus importante peuvent aussi tre demandes.

Dtrioration possible des enregistreurs

7.7 PERFORMANCE DES CHARGES

Pntration

En gnral, plus limpact est fort, meilleur est le rsultat, il doit au minimum dpasser lespace endommag lors du forage. Toutefois, pour obtenir un impact forte densit, les canons peuvent tre limits par la dimension des charges qui peuvent tre installes, ce qui aura un effet sur la pntration.

Diamtre du trou

Le diamtre du trou obtenu est fonction du type de tubage et doit tre:

Entre 6 mm et 12 mm pour des compltions normales

Entre 15 mm et 25 mm pour des compltions de type filtre graviers gravel packed

Entre 8 mm et 12 mm si les fracturations doivent tre excutes la o des billes dtanchit sont utilises

Perforation en surpression overbalanced

Si le puits doit tre perfor en surpression, un contrle strict du fluide utilis sera alors ncessaire pour sassurer quil est compatible avec le type de formation et les fluides du rservoir. Les fluides doivent aussi tre propre pour viter tout dommage dans la formation.

Perforation en sous pression underbalanced

Pour optimiser le nettoyage des perforations, une situation de sous pression peut tre utilise. Un niveau de dsquilibre (baisse de pression hydrostatique) est bas sur un nombre important dtudes sur le gisement l o des perforations de type TCP doivent tre utilises.

Nombre de coups par pieds Shot density

Le nombre de coups est homogne. Les formations isotopiques devront avoir un minimum de 8 coups par pieds mais ne doivent pas excder la frquence de laminage des argiles. Si les perforations se font laide de canons descendus dans les tubings , cela se fera en plusieurs fois.

Un nombre de coup par pied plus important est demand :

Quand la permabilit verticale est faible

Quand il y a un risque davoir du sable avec les fluides en surface

Quand il y a un risque de vlocit importante ce qui entrane des turbulences

Quand un filtre gravier gravel pack est prvu

Donnes fournir aprs les perforations

Le type de perforateur

Le diamtre des perforateurs.

Le nombre de coups par unit de longueur.

Le type de charge.

L'angle entre les charges (phase)

Le type et la densit du fluide en place lors des perforations.

La pression en tte (ventuellement) avant et aprs perforation.

8.0 DEMARRAGE DU PUITS - WELL UNLOADING

Dans les compltions conventionnelles, o lutilisation dun systme artificiel nest pas ncessaire pour faire remonter les fluides de faon faire dbiter le puits la fin des oprations de compltion, la pression hydrostatique applique par les fluides de compltion sur le rservoir doit tre diminue.

La pratique normale pour obtenir ce rsultat est de remplacer le fluide de compltion par un autre fluide plus lger.

8.1 DEPLACEMENT DU FLUIDE

La densit du fluide utilis pour dplacer le fluide de compltion dans le tubing est choisie de faon crer une diminution de pression de fond suffisante, avec un cot minimum.

Choix du fluide

Plusieurs lments interviennent dans le choix du fluide de dplacement le plus appropri: le premier tant la densit du fluide, qui est normalement plus leve que celle de leau.

Gnralement leau douce est utilise comme fluide de dplacement. Cependant de la boue plus lgre peut tre galement utilise suivant la disponibilit, le prix et limpact environnemental des diffrents fluides. Il est ncessaire de toujours considrer limpact environnemental de leur vacuation et de leur dispersion ou mme lors dune mission de gaz dans latmosphre.

Si une densit plus faible est requise, le fluide le plus utilis est le diesel. Si besoin, un dplacement partiel ou total de la colonne de production peut tre ventuellement effectu avec diffrents types de gaz tels que: du mthane ou de lazote.

8.2 SYSTEME DE DEPLACEMENT

Les mthodes gnralement utilises pour remplacer le fluide du puits sont:

Par absorption dans la formation (bullheading)

En circulation

En assistance laide du coiled tubing

Dplacement par absorption

La mthode de dplacement par absorption dans la formation bullheading est la plus simple et la plus conomique, bien que la moins utilise car elle peut tre applique uniquement dans certaines situations, en particulier lorsque le fluide inject nendommage pas la formation.

Schma dun dplacement typique

Permabilit dans une couche dhydrocarbure

Dans certaines formations, la permabilit dans une couche dhydrocarbure se dgrade si de leau est injecte ou si certains composants de la formation ne sont pas compatibles avec les fluides qui peuvent tre introduits dans la formation.

Permabilit de la formation

Un autre critre dterminant le choix de linjection dun fluide dans la formation bullheading est la permabilit de la formation qui doit tre leve de faon permettre de faibles pressions de pompage et une injection rapide lors des oprations.

Dplacement du volume intrieur de la colonne

Le dplacement du volume de la colonne dans la formation peut tre partiel ou total et peut tre excut avec un fluide ou du gaz (mthane ou azote).

Dplacement en circulation

Le dplacement en circulation est la mthode la plus utilise au monde, car elle est aussi efficace que le dplacement par injection. Lavantage est que les oprations excutes nont aucune consquence sur la formation.

8.3 Procdures de circulation

Le dplacement en circulation consiste pomper directement un fluide plus lger lintrieur de la colonne en rcuprant un volume quivalent partir de lespace annulaire passant par une vanne de fond mettant en communication le tubing et lespace annulaire.

8.4 Remplacement du fluide de compltion par le fluide de production

Lorsque le programme de compltion stipule le remplacement du fluide de compltion par le fluide de production, le volume dplac dans le tubing permet de dmarrer rapidement les oprations de dgorgement.

Remplacement avec le fluide de compltion

8.5 Dplacement laide du Coiled Tubing

Ce systme est utilis pour faire dmarrer le puits en pompant, en continu ou par intermittence, un fluide plus lger ou du gaz dans la colonne de production.

Le coiled tubing descendu lintrieur de la colonne de production est utilis quand le puits a absorb une grande quantit de fluide pendant les perforations et/ou pendant les phases de compltion mais aussi dans le cas de formation faible production. Ce systme de dplacement en circulation doit souvent tre rpt plusieurs fois, do un impact important sur les cots de lopration.

Gaz lift

9.0 TETE DE PUITS ET TETE DE PRODUCTION

9.1 GENERALITES

Cet quipement compos dune tte de puits de surface et dune tte de production est lun des composants le plus important du puits du point de vue de la scurit.

La partie wellhead concerne les quipements de la tte de puits utiliss pendant le forage, elle garantie la suspension et lancrage du tubage une fois descendu et ciment. Au travers de ses composants elle transfert les charges (traction, compression et temprature) se produisant pendant la production, partir du tubage de production et de la tte de production en passant par le systme de suspension du tubage qui les transfert ensuite la surface du sol.

La fiabilit de la tte de puits est vitale pour le puits, mme si un systme de secours est en place en cas de problme. La tte de puits est lquipement du puits le plus utilis et sa fonctionnalit devra tre constante durant toute la vie du puits.

9.2 COMPOSANTS DE LA TETE DE PUITS

9.2.1 Structure typique dune tte de puits

Un exemple dune structure typique de tte de puits est prsent dans le croquis ci-aprs. Il permet lidentification des diffrents lments bass sur les diffrentes phases dopration (forage et compltion) et leur dsignation avec les termes anglais utiliss dans la rglementation API 6Ae ISO 10423.

Tte de puits standard BSB pour une compltion simple

Ceci est la configuration la plus conventionnelle suivant les rgles API

9.2.2 Bride dancrage pour la colonne de production tubing head spool

Sur le haut de la dernire bride de tubage se trouve la bride dancrage du tubing tubing spool qui est talonne pour la pression maximum du puits, elle est conue dans un type de matriel appropri, et a pour fonction de suspendre la colonne de production et de fournir un paulement pour le dispositif de suspension de la colonne de production tubing hanger.

Tout comme le casing spool, le tubing head spool est conu avec deux sorties sur les cts ayant un diamtre nominal de 2 qui permet de contrler et de surveiller lespace annulaire. Habituellement, une sortie est quipe avec une vanne, lautre sortie tant quipe avec un manomtre enregistreur de pression.

Bride dancrage pour la colonne de production tubing head spool

Le tubing spool rend tanche lespace se trouvant autour du tubage de production grce la garniture dtanchit secondaire secondary packing ou laide dune tanchit mtallique metal pack off quand cela est ncessaire.

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

9.2.3 Dispositif de suspension de la colonne de production tubing hanger

La colonne de production est suspendue lintrieur du tubing spool au moyen du tubing hanger. Ce tubing hanger rend tanche lespace entre le tubing et le tubing spool grce une garniture lastomre ou laide dune garniture mtallique lorsque cela est ncessaire.

Dispositif de suspension de la colonne de production Tubing hanger

Le tubing hanger devra aussi tre maintenu lintrieur du tubing spool pour viter que, durant la production, il puisse tre soulev cause de llongation du tubing provoqu par laugmentation de la temprature. Le tubing hanger est donc maintenu en place par des vis spcifiques ties down screws qui lors de leur vissage viennent appuyer sur un anneau conique qui compresse la garniture dtanchit du tubing hanger tubing hanger pack off seals.

Vis dancrage de type BS Tie Down Screw

Sur la partie suprieure, le tubing hanger peut tre fabriqu de diffrentes faons.

Dans sa version la plus simple il peut avoir une tte en une seule pice qui se loge lintrieur de la bride de la tte de puits o des joints O ring sparent les galeries circulaires de/des ligne(s) de contrle hydraulique pour la/les vanne(s) de scurit

Dans les autres cas, les lignes de contrle ont des sorties spares lintrieur du hanger. Ainsi, leur continuit comme celle du trou principal avec la bride de la tte de puits est garantie grce une tanchit transfer carrier qui rend tanche lintrieur du corps du tubing hanger avec lintrieur de la bride de la tte du puits. Cette tanchit transfer carrier peut tre fournie avec des O rings en lastomre ou avec des joints mtalliques.

Le profil intrieur du tubing hanger prvoit toujours un rceptacle soit pour une BPV back pressure value soit pour un bouchon obturateur wireline sur les installations modernes. Les deux dispositifs ont la particularit dobturer la colonne de production avant denlever la tte de production X mas tree et dassembler les BOPS. Lavantage dun bouchon obturateur wireline par rapport lutilisation dune BPV, est sa possibilit dtre descendue ou enleve sous pression en utilisant un quipement de pression wireline normal, alors que lenlvement dune BPV sous pression ncessite lutilisation doutils spciaux.

Outil pour installer et enlever une BPV

9.2.4 Dispositif de suspension pour completion doubletubing hanger

Tubing Hanger pour compltion double

Brides comprenant un Tubing Hanger pour compltion double

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

La tte de production est un rel dispositif de scurit qui intercepte le flot dhydrocarbures provenant du puits. Sa configuration traditionnelle au dessus de la bride de la tte du puits est la suivante:

Un passage vertical

Une vanne matresse manuelle infrieure lower manual master valve

Une vanne matresse automatique commande distance automatic master valve

Une croix cross

Une vanne manuelle suprieure manual swab valve

Un bouchon de tte avec connexion rapide pour connecter un quipement wirelineTree cap with quick connector

Un passage horizontal partir de la croix

Une vanne latrale automatique automatic wing valve

Une duse chocke valve

une vanne latrale manuelle (ct oppos la vanne automatique) manual kill valve

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

9.3.1 Composant de la tte de production Christmas Tree

La structure standard dune tte de production est compose de:

1. Vanne matresse infrieure lower master valve: gnralement manuelle, elle doit tre opre seulement en cas durgence ou pour fermer le puits pour une longue priode. Cest le type de vanne utilise comme barrire de scurit de surface, aprs le tubing, la vanne dans le puits et la BPV, pendant le dmontage de la tte de production place au dessus. Elle peut tre incorpore ladaptateur de la tubing head pour une compltion simple ou double.

2. Vanne matresse suprieur (vanne de travail) upper master valve (working valve): elle est gnralement active par un dispositif de commande hydraulique ou pneumatique. Elle est utilise comme tant la premire vanne de scurit de surface. Le fluide activant le dispositif de commande est rgul partir dun panneau de contrle command par des sondes ragissant aux variations de pression et de temprature. La mme centrale peut tre utilise pour commander sparment la vanne matresse infrieure ou dautres vannes, y compris la vanne de scurit du puits et doit par consquent excuter les fermetures en accord avec les squences planifies et garder en mmoire les caractristiques des vannes et des conditions du puits.

3. Croix cross: cest un lment compos de brides, prsent uniquement sur les ttes de puits assembler et appele ainsi car elle reprsente 4 passages, les 2 passages verticaux tant connects la vanne matresse et la vanne suprieure, alors quhorizontalement, sur le ct production, une vanne latrale wing valve est connecte. Une autre vanne latrale kill valve de mme dimension ou plus petite est ventuellement connecte sur une des 4 sorties.

4. Vanne latrale wing valve: cest une vanne opercule assemble horizontalement sur la tte de production. Elle est gnralement manuelle alors que la seconde vanne latrale, si elle est prsente et monte avant la duse, peut tre opre laide dune commande hydraulique ou pneumatique.

5. Duse rglable ou fixe ajustable ou positive choke: installe aprs la vanne latrale avec une ouverture spcifique, elle rgule le dbit dhydrocarbure du puits.

6. Vanne suprieur swab valve: utilise pour les oprations wireline ou toute autre intervention dans la colonne de production. Cest une vanne manuelle gnralement ferme.

7. Chapeau de tte top adapter: il est plac sur le haut pour fermer la tte de production sur sa partie suprieure, gnralement assembl avec une vanne pointeau needle valve et un manomtre. Ce chapeau de tte est muni dune connexion rapide, compatible avec des quipements de wireline ou autres.

Tte de production basic

Tte de production compacte pour compltion simple

Tte de production compacte pour compltion double

Tte de puits pour une compltion ESP Electric Sub Surface Pump

10.0 ESSAIS DE PUITS10.1 OBJECTIFS

Lobjectif principal, aprs le forage dun puits, est de tester et dvaluer le rservoir.

La mthode normale dinvestigation du rservoir est de conduire un test de puits well test. Il y a deux mthodes de test de puits:z(- Drill Stem Test - DST

Le but est de dfinir la qualit du fluide de la formation. Des tiges de forage ou des tubings ainsi que des outils de fond sont utiliss sur une courte dure pour valuer le rservoir.

Le fluide de la formation peut ne pas atteindre ou juste atteindre la surface durant le temps du dgorgement.

Production Test

Le but est de dfinir la qualit et la quantit de fluide dans la formation. Plusieurs options dans la conception de la colonne sont disponibles suivant les exigences du test et la nature du puits.

10.2 RESPONSABILITES DES OPERATIONS DE TEST

Le matre d'oeuvre dsigne sur le site un reprsentant comptent et responsable de l'excution des oprations de test. Ce reprsentant est un spcialiste en essai de puits, qui assurera la coordination gnrale de l'ensemble des oprations. Ce reprsentant faute de spcialiste, peut tre le foreur responsable du Rig condition qu'il ait une connaissance suffisante de ce genre d'opration,

Si le reprsentant choisi n'a pas particip l'laboration du programme et des procdures de test il doit tre inform suffisamment l'avance du contenu des instructions de test et de leur base d'laboration, afin de faire part aux autorits matre d'oeuvre du programme, de tout commentaire pouvant amener une modification du programme.

Ce reprsentant (en gnral un producteur fond) a la responsabilit directe et totale de la conduite des oprations d'essais de puits et de la scurit pendant ces oprations.

Il n'a pas le pouvoir de modifier le programme opratoire sans accord pralable de la hirarchie locale, tout spcialement en ce qui concerne les dcisions pouvant remettre en cause les objectifs.

Toutefois il doit prendre avec le responsable de l'appareil de forage, toutes les dcisions urgentes, ncessaires pour assurer la sauvegarde des hommes et la conservation du puits.

10.3 ORGANISATION GENERALE

Les rgles ci-aprs concernent l'organisation gnrale mettre en oeuvre l'occasion d'une opration d'essai de puits. En outre les consignes gnrales de scurit ainsi que certaines consignes spcifiques (prsence possible dH2S, CO2, . . .), tablies pour les phases prcdentes (forage compltion . . .) restent bien videmment en vigueur lors des oprations de test.

En rgle gnrale, un test fait intervenir plusieurs entits diffrentes au niveau de sa ralisation :

Des reprsentants du Matre d'oeuvre,

Des reprsentants du contracteur de forage,

Des reprsentants des socits de service.

D'autres entits rattaches au matre d'oeuvre peuvent galement intervenir, chacune pour sa spcialit : spcialiste fluides de forage et compltion, ingnieur rservoir, etc.

Les responsabilits peuvent tre distingues sur le plan de la scurit et du contrle et de l'excution des travaux. On peut imaginer qu'il ne sera par facile de retenir le principe d'une responsabilit unique.

Il est souhaitable de respecter les lignes directrices dcrites ci-aprs :

En cours d'opration d'essai de puits, la scurit du personnel ressort de l'observation et de la diffusion gnrale des consignes de scurit, aussi bien que de l'utilisation normale des quipements.

Dans le cas de situations normales, c'est le reprsentant du Matre d'oeuvre qui est responsable de la mise en application des consignes de scurit. Cette responsabilit est partage entre le reprsentant permanent du matre d'oeuvre (en gnral un superviseur de forage) et le reprsentant du matre d'oeuvre spcialiste en essais de puits (en gnral ingnieur et superviseur de production de fond).

Remarque :

En ce qui concerne l'utilisation des quipements, le contracteur de forage conserve un droit de veto concernant l'utilisation de son matriel en dehors des limites contractuelles affrentes leurs capacit ou aux conditions d'environnement.

10.4 ESSAI DE PRODUCTION SUR LES PUITS

10.4.1 Domaines d'application des tests en trou non tub

Le DST en trou ouvert est une mise en production de courte dure d'un intervalle gologique non tub suppos contenir des hydrocarbures. Cet intervalle est isol par un packer ancr immdiatement au dessus (test standard), soit par deux packers ancrs de part et d'autre

(Straddle test), le second packer ayant pour but d'isoler cette zone d'une autre, situ plus bas. Dans les deux cas les packers sont ancrs dans le dcouvert.

De part les risques encourus : coincement, fuites frquentes au(x) packer(s), ce type de DST ne peut tre que de courte dure. Il est pratiqu dans les puits d'exploration gradient normal.Il permet une investigation gologique rapide (reconnaissance des fluides):

Soit pendant le forage : tests en descendant par paliers de 9 30 mtres avec utilisation d'un packer,

Soit lorsque le forage a atteint sa cte finale, dans ce cas si il y a plusieurs intervalles gologiques tester lutilisation de deux packers est ncessaire except pour la zone tester la plus basse qui n'a pas tre isole.

Remarques :

Si la pose d'un tubage est dcid, de nouveaux tests sont gnralement entrepris pour obtenir plus d'informations ( permabilit, potentiel...),sur les zones qui ont t juges intressantes lors du ou des tests pratiqus dans le dcouvert.

10.4.1.1 Avantages inconvnients des tests pratiques en trou non tubes

Avantage

Simplicit du test, l'quipement de surface peut tre rduit au maximum,

Rapidit de mise en oeuvre et temps oprationnel rduit,

Permet d'viter les problmes de mauvaise cimentation derrire le tubage, donc une trs bonne fiabilit concernant l'identification de l'effluent contenu dans le niveau test,

Ne perturbe pas l'avancement du programme de forage,

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

Inconvnients

Risque d'un coincement toujours important, ajout une instrumentation plus dlicate qu'en trou tub,

Type de test non adapt pour les rservoirs non consolids,

Etanchit parfois problmatique du packer si le trou n'est pas bien calibr,

Information, obtenues au cours de ce genre de test, trs limites (cela est d aux faibles dbits imposs lors de ce type de DST)

10.4.2 Domaines d'application des tests en trou tub - DST

Le DST en trou tub est une mise en production de courte dure d'un intervalle gologique, aprs descente d'un tubage au droit de cet intervalle. Le tubage est perfor au droit de la zone tester et un packer est ancr au dessus pour assurer l'isolation annulaire pendant les oprations de test. Toutefois, dans certains cas, la zone tester n'est pas tub mais le packer est ancr dans le tubage technique situ au-dessus.

La vanne de fond (tester) peut tre soit commande mcanique comme pour les tests en trou ouvert, soit commande par pression annulaire.

Le domaine d'application des DST en trou tub couvre pratiquement tous les cas envisageables : Appareils de forage fixes ou flottants,

Puits droits ou dvis,

Zone tester avec gradient de pression normal ou anormal,

Puits faible ou grande profondeur.

Le DST en trou tub permet gnralement d'atteindre tous