Equipement

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Formation Industrie - IFP

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UTILITE DES EQUIPEMENTS DE CONTRÔLE DES VENUES

• La boue est la première barrière de sécurité sur un puits, elle assure le contrôle primaire,

• Nécessité d’avoir une seconde barrière de sécurité en cas de défaillance de la première barrière,

Les BOP sont la deuxième barrière, ils assurent le contrôle secondaire,

• Nécessité de pouvoir fermer sur les différents tubulaires descendus dans le puits, d’où la nécessité d’avoir plusieurs types de BOP (BOP annulaires, à mâchoires avec différents types, internes),

Dans certains cas (shallow gas) nécessité de pouvoir évacuer l’effluent loin de l’appareil de forage utilisation de diverters,

• Le nombre d’éléments de l’empilage est fonction de la pression attendue dans le puits,

• Nécessité d’une unité hydraulique pour opérer les BOP,

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UTILITE DES EQUIPEMENTS DE CONTRÔLE DES VENUES

• Lorsque l’espace annulaire est fermé, il faut être capable de circuler dans le puits, de contrôler les pressions et de séparer les effluents de la boue, d’où le circuit sous duse et le séparateur gaz - boue,

• Les différents éléments sont assemblés par des brides qui permettent de faire l’étanchéité,

• Les BOP et le circuit sous duse doivent toujours être en état de fonctionner et tenir la pression, des tests de fonctionnement et de pression seront réalisés.

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EQUIPEMENT DE CONTRÔLE DES VENUES

• Exemples d’empilages de BOP en fonction de la pression,

• Les brides,

• Les BOP à mâchoires,

• Les BOP annulaires,

• Les diverters,

• Les BOP intérieurs (Inside BOP),

• L’unité de commande des BOP de surface (unité Koomey)

• Les kill et choke lines, le manifold de duses, les duses,

• Le séparateur atmosphérique,

• Les tests.

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EXEMPLES D’EMPILAGE DE BOP

Empilage 3 000 psi

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EXEMPLES D’EMPILAGE 5 000 ET 10 000 PSI

Empilage 5 000 psi Empilage 10 000 psi

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LES BRIDES

• Elles permettent de connecter deux éléments, l’étanchéité est faite à l’aide d’un joint en acier doux (ring gasket). Le joint tore est placé dans les gorges en acier inoxydable des brides, il fait étanchéité (métal sur métal) lorsque les brides sont correctement serrées.

• Les brides sont caractérisées par :– Leur type (6 B, 6 BX) :

• Les brides de types 6 B utilisées pour des pressions de service inférieures ou égales à 5 000 psi (jusqu’au 13 5/8).

– Leur diamètre nominal (diamètre intérieur de passage),– Leur pression de service (working pressure),– Leur type de connexion (boulonnée, goujonnée, à clamps).

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DIFFERENTS TYPES DE BRIDES. TYPE 6B

Les brides de type 6 B peuvent être assemblées avec des joints tores (ring gaskets) de type R (profil octogonal ou ovale) et RX.

Type R octogonal Type R ovale Type RX

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DIFFERENTS TYPES DE BRIDES. TYPE 6 BX

Pas de stand off avec les brides de type 6 BX. Elles sont assemblées avec des joints tores de type BX. Le X indique qu’ils sont "pressure energized". Les joints tores BX possèdent un trou qui permet la communication entre les deux gorges.

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DIAMETRE NOMINAL D’UNE BRIDE

Le diamètre nominal correspond au diamètre de passage intérieur de la bride.

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DIFFERENTS TYPES DE CONNEXION ENTRE BRIDES

Bride boulonnée

Bride goujonnée

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DIFFERENTS TYPE DE CONNEXION ENTRE BRIDES

Connexion par clamps

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ASSEMBLAGE DES BRIDES

• Les joints tore en acier doux ne doivent être utilisés qu’une seule fois (risque d’écrouissage du joint tore et d’endommagement de la gorge de la bride, déformation du joint lors du premier serrage entraînant des problèmes d’étanchéité),

• Ils doivent être montés à sec ou avec une fine pellicule d’huile (pas de graisse),

• Respecter les couples de serrage et la valeur du stand off sur les brides de type 6 B.

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PRESSION DE TRAVAIL DES EQUIPEMENTS

• Pression de travail (Working Pressure : WP)– Indique la pression maximum à laquelle l’équipement peut être soumis

au cours des opérations (contrôle venue, test, etc..).

• Pression d’épreuve (Test Pressure : TP)– Indique la pression maximum à laquelle l’équipement a été testé en usine

et à laquelle il peut être testé par un organisme de contrôle agrée.

• Valeur de la pression d’épreuve en fonction de la pression de travail– Pression d’épreuve = 2 x Pression de travail pour les équipements ayant

une pression de travail inférieure ou égale à 5 000 psi,

Équipement 3 000 psi éprouvé à 6 000 psi

– Pression d’épreuve = 1.5 x Pression de travail pour les équipements ayant une pression de travail supérieure à 5 000 psi,

Équipement 15 000 psi éprouvé à 22 500 psi.

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LES BOP A MACHOIRES

• Permettent la fermeture de l’espace annulaire :• Suivant l’équipement dans le puits :

– Fermeture sur un diamètre donné (pipe rams, casing rams),– Fermeture totale (blind rams) lorsqu’il n’y a pas de garniture dans le trou,

– Fermeture totale et cisaillante (blind shear rams : BSR) pour couper la garniture et faire étanchéité après la coupe,

– Fermeture variable (variable rams) pour plusieurs diamètres de tubulaire,– Fermeture sur deux tubes (dual rams) pour les complétions doubles.

• Principe de fonctionnement :– Un piston et une chemise délimitent une chambre d’ouverture et de

fermeture. La mâchoire montée à l’extrémité de la tige de piston suit le mouvement du piston. Un fluide hydraulique incompressible sous pression (1 500 psi) permet de déplacer le piston. Le circuit hydraulique permet d’envoyer du fluide de chaque coté du piston. Lorsqu’une des chambres est en pression, l’autre est purgée.

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BOP A MACHOIRES – LE CAMERON TYPE U

Les BOP à mâchoires sont conçus pour être étanches du bas vers le haut. La pression dans le puits aide à maintenir le BOP en position fermée. Quelque soit le type et le fabricant, la fixation des mâchoires sur la tige de piston leur permet un déplacement latéral et vertical. L’étanchéité est faite en haut par le top seal plaqué par la pression du puits contre la cavité de la mâchoire (ram cavity) et latéralement par le packer (étanchéité caoutchouc sur métal).

Cameron type U avec verrouillage manuel

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BOP A MACHOIRES – LE CAMERON TYPE U

Principaux éléments du Cameron type U

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BOP A MACHOIRES – CAMERON TYPE U

Les plaques métalliques situées de part et d’autre du caoutchouc du packer servent à guider et à éviter l’extrusion du caoutchouc qui fait l’étanchéité.

1 : Mâchoire supérieure2 : Corps supérieur3 : Blade packer4 et 5 : Side packers6 : Top seal7 : Mâchoire inférieure

Shear rams

Pipe rams

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Pipe rams

Variable rams

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Cameron type U équipé de blind rams en position ouverte.

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Cameron type U équipé de pipe rams en position fermée

Le rapport de fermeture pour un BOP à mâchoires indique la pression hydraulique à appliquer pour fermer le BOP en fonction de la pression dans le puits. Jusqu’à 10 000 psi, ce rapport est tel que l’on puisse fermer avec 1 500 psi. La pression à appliquer pour les blind shear rams est 3 000 psi.

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Le circuit hydraulique du Cameron type U permet d’ouvrir les bonnets pour accéder aux mâchoires. Pour ouvrir les bonnets, il faut fermer les mâchoires. Les pistons pour ouvrir les bonnets sont percés en bout, ils sont situés sur le circuit de fermeture des rams. les pistons pour refermer les bonnets sont percés latéralement, ils sont situés sur le circuit d’ouverture des rams.

Bonnet en position ouverteBonnet en position fermée

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BOP A MACHOIRES – ETANCHEITE ENTRE PUITS ET HYDRAULIQUE

La mise à l’air (vent to atmosphere) sert à détecter les fuites au niveau des joints d’étanchéité. Le système d’injection de graisse est uniquement un système de dépannage (à n’utiliser qu’en cas de fuite pendant un contrôle de venue).

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Verrouillage de type wedge lock

Système manuel, position verrouillée

En cas de purge de la pression dans la chambre de fermeture, les systèmes de verrouillage permettent de maintenir les BOP en position fermée et étanches.

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BOP A MACHOIRES – CAMERON TYPE U II

Cameron Type U II équipé du système wedge lock

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BOP A MACHOIRES SHAFFER

BOP Shaffer montrant la garniture posée sur les pipe rams inférieures au niveau d’un tool joint et cisaillée par les shear rams.

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BOP A MACHOIRES SHAFFER

Circuit hydraulique de fermeture et d’ouverture du BOP Shaffer

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BOP A MACHOIRES – RAMS SHAFFER

Détail des pipe rams Détail des shear rams

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BOP A MACHOIRES – SYSTEME MANUAL LOCK SHAFFER

Ram supérieure en position ouverte, ram inférieure en position fermée et verrouillée.

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BOP A MACHOIRES – SYSTEME POSLOCK SHAFFER

Le système poslock permet de verrouiller sur une seule position. S’il y a usure du packer et si la pression dans la chambre de fermeture est relâchée, l’étanchéité du BOP n’est pas garantie.

Ram supérieure en position ouverte, ram inférieure en position fermée et verrouillée.

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BOP A MACHOIRES HYDRIL

BOP à mâchoires Hydril avec verrouillage manuel

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BOP A MACHOIRES HYDRIL

Détail de conception du BOP à mâchoires Hydril

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BOP A MACHOIRES HYDRIL – CIRCUIT HYDRAULIQUE

Circuit hydraulique de fermeture et d’ouverture du BOP Hydril

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BOP A MACHOIRES HYDRIL – DIFFERENTS TYPES DE RAMS

Différents types de mâchoires Hydril

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BOP A MACHOIRES HYDRIL – DETAIL DES SHEAR RAMS

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LES BOP ANNULAIRES

• Utilité :– Permettent la fermeture de l’espace annulaire sur différents diamètres

(casing, tiges, câbles, ..) et de faire étanchéité à condition que la surface soit "régulière" (étanchéité sur une kelly, sur des DC spiralés mais pas sur des stabilisateurs !) C’est le BOP que l’on ferme en général en premier (avec un BOP à mâchoires, nécessité de bien positionner la garniture auparavant pour éviter d’endommager le BOP et le tubulaire),

– Possibilité de les utiliser en fermeture totale, mais pas recommandé par le fabricant,

– Permettent de faire du stripping.

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BOP ANNULAIRE HYDRIL – PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT

• Principe de fonctionnement :– Le piston et le corps du BOP délimitent une chambre d’ouverture et de

fermeture. Le piston a une forme conique qui est en contact avec le packing unit (élément faisant l’étanchéité). Un fluide hydraulique sous pression permet de déplacer le piston.

– Lorsqu’une des chambres est en pression, l’autre est purgée.

– Lorsqu’on envoie le fluide hydraulique sous pression dans la chambre de fermeture, le packing unit est comprimé par le piston conique. Étant bloqué vers le haut, il se referme et fait étanchéité autour du tubulaire se trouvant dans le puits.

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BOP ANNULAIRE HYDRIL – PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT

Déformation du packing unit lors de la fermeture du BOP.

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BOP ANNULAIRE – DETAIL DU PACKING UNIT

Détail d’un packing unit Hydril montrant son armature métallique.

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BOP ANNULAIRE HYDRIL – MODELES GK ET GX

BOP annulaire Hydril type GK avec chapeau vissé

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BOP ANNULAIRE HYDRIL – MODELES GK ET GX

BOP annulaire Hydril type GK - GX avec verrouillage du chapeau par latch

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BOP HYDRIL – VERROUILLAGE DU CHAPEAU PAR LATCH

BOP annulaire Hydril type GK - GX avec chapeau verrouillé par latch

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BOP ANNULAIRE – CAOUTCHOUC UTILISE POUR LE PACKING UNIT

Le caoutchouc naturel est destiné au forage avec des boues à base d’eau et des températures maximum de 220 °F (107 °C).

Le nitrile est destiné au forage avec des boues à base d’huiles et des températures maximum de 190 °F (88 °C).

Le néoprène est destiné au forage avec des boues à base d’huiles et des températures maximum de 170 °F (77 °C).

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BOP ANNULAIRE – CHANGEMENT DE PACKING UNIT

Découpe du packing unit pour le mettre en place avec des tiges dans le puits.

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5000

1500

1000

500

01000 2000 3000 4000INITIAL

CLOSURE W ELL PRESSURE - PSI

CSO

* C lo s in g p r e s s u re s a re a v e ra g e a n d w ill v a ry s l ig h t ly w ith e a c h p a c k in g u n it . U s e c lo s in g p re s s u re s h o w n a t in it ia l c lo s u r e t o e s ta b lis h s e a l o f f , a n d re d u c e c lo s in g p r e s s u re p ro p o rt io n a lly a s w e ll p re s s u re is in c re a s e d . W e ll p re s s u r e w ill m a in ta in c lo s u re a f t e r e x c e e d in g th e re q u ire d le v e l.* C lo s e C a u t io u s ly T o P re v e n t C o lla p s e O f C a s in g .

7 thru 9-5/8 pipe

CLO

SIN

G P

RES

SUR

E - p

si

4-1/2 thru 6“ pipe

3-1/2“ pipe

2-3/8“ pipe2-7/8“ pipe

Figure A13-0007BOP ANNULAIRE HYDRIL – PRESSION HYDRAULIQUE A APPLIQUER

Les pressions de fermeture sont des moyennes et peuvent varier légèrement avec chaque garniture. Utiliser la pression de fermeture indiquée en fermeture initiale pour établir l’étanchéité et réduire la pression de fermeture suivant l’augmentation de pression dans le puits. La pression dans le puits maintiendra la fermeture après avoir dépassé la valeur requise. Note : Sur casing, attention à ne pas dépasse la résistance à l’écrasement.

Pression initiale de fermeture Pression dans le puits en psi

Pres

sion

de

ferm

etur

e en

psi

Pression hydraulique à appliquer pour fermer le BOP et à maintenir en fonction du diamètre du tubulaire et de la pression dans le puits.

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5000

1500

1000

500

01000 2000 3000 4000INITIAL

CLOSURE WELL PRESSURE - PSI

CSO

* C lo s in g p re s s u re s a re a v e ra g e a n d w ill v a ry s lig h t ly w ith e a c h p a c k in g u n it . U s e c lo s in g p re s s u re s h o w n a t in it ia l c lo s u re t o e s ta b lis h s e a l o f f , a n d re d u c e c lo s in g p re s s u re p ro p o rt io n a l ly a s w e ll p re s s u re is in c re a s e d . W e ll p re s s u re w i ll m a in ta in c lo s u re a f t e r e x c e e d in g th e re q u ire d le v e l.* C lo s e C a u t io u s ly T o P re v e n t C o lla p s e O f C a s in g .

7 thru 9-5/8 pipe

CLO

SIN

G P

RES

SUR

E - p

si

4-1/2 thru 6“ pipe

3-1/2“ pipe

2-3/8“ pipe2-7/8“ pipe

Figure A13-0007BOP ANNULAIRE HYDRIL – PRESSION HYDRAULIQUE A APPLIQUER

Les pressions de fermeture sont des moyennes et peuvent varier légèrement avec chaque garniture. Utiliser la pression de fermeture indiquée en fermeture initiale pour établir l’étanchéité et réduire la pression de fermeture suivant l’augmentation de pression dans le puits. La pression dans le puits maintiendra la fermeture après avoir dépassé la valeur requise. Note : Sur casing, attention à ne pas dépasse la résistance à l’écrasement.

Pour fermer sur des tiges 5", il faut une pression initiale d’environ 650 psi. Si la pression dans le puits atteint 1 000 psi, la pression de fermeture peut être réduite ensuite à environ 350 psi.CSO = Complet Shut Off (le BOP est utilisé en fermeture totale).

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BOP ANNULAIRE – MONTAGE POUR LE STRIPPING

Une bouteille pour absorber les variations de pression est ajoutée sur la ligne de fermeture pour le stripping. La pression de fermeture du BOP doit être ajustée pour qu’elle ne varie pas de plus de 100 psi lors du passage des tool joints.

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BOP ANNULAIRE HYDRIL – MODELE GL

Le modèle GL possède une troisième chambre : la chambre d’équilibrage (balancing chamber) pour équilibrer la pression appliquée par la colonne de boue dans le riser. Il est conçu pour les stacks sous-marins.

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BOP ANNULAIRE SHAFFER

Spherical BOP Shaffer

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BOP ANNULAIRE SHAFFER

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BOP ANNULAIRE CAMERON TYPE D

Contrairement aux BOP annulaires Hydril et Shaffer, la pression dans le puits n’aide pas à la fermeture du Cameron type D. Cameron recommande d’appliquer 1 500 psi pour fermer ce BOP.

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LES BOP ANNULAIRES DANS LE STACK

• Position du BOP annulaire dans l’empilage :– Si la position des rams varie d’un opérateur à l’autre, le BOP annulaire

est toujours placé en haut du stack,

• Pression de service du BOP annulaire :– En général, une pression de service juste inférieure à celle des BOP à

mâchoires (annulaire 5 000 psi avec des BOP à mâchoires 10 000 psi).

• Il peut être nécessaire d’opérer plusieurs fois un BOP annulaire pour obtenir l’étanchéité.

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LES DIVERTERS

• Utilité :– En début de trou dans les zones à risque de shallow gas pour dévier le

débit du puits en cas de venue,

– Avec du shallow gas, il ne faut pas fermer le puits. Risque de fracturation jusqu’en surface et de formation de cratère si le puits est fermé.

• Montage : – Ce sont des BOP annulaires de grand diamètre et de faible pression de

service (30", 1 000 psi par exemple),

– Il y a une ou deux sorties latérales placées sous le BOP. Le diamètre de ces lignes doit être le plus grand possible pour minimiser l’érosion en cas de débit de gaz,

– Lorsque l’on opère un diverter, la sortie sous le BOP doit être impérativement ouverte avant que le BOP soit fermé. D’où des systèmes (BOP, vannes) où il est impossible d’avoir le puits fermé.

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DIVERTERS – MONTAGE D’UN DIVERTER

Utilisation d’un BOP annulaire en diverter Utilisation d’un BOP annulaire en BOP

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DIVERTERS – HYDRIL MSP 30" 1000 PSI

Exemple de BOP annulaire utilisé comme diverter. La pression à tenir est en général faible, mais le débit est très important produisant une érosion et une usure très importantes.

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DIVERTERS – HYDRIL MODELE FSP

Sur ce modèle, lorsque le BOP est ouvert, le piston ferme la sortie latérale. Lors de la fermeture du BOP, cette sortie se trouve ouverte.

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DIVERTERS – APPAREILS FLOTTANTS

1 Ligne de fermeture,2 Donut,3 Ligne d’évacuation,4 Joints d’étanchéité,5 Packer,6 Vis de verrouillage, 7 Corps,8 Vis de maintien du packer.

Système de diverter sur flottants

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LES BOP INTERIEURS (INSIDE BOP)

• Utilité :– Permettent de fermer l’intérieur de la garniture de forage en cours de

manoeuvre,

• Différents équipements utilisés :– Clapets anti-retour incorporés dans la garniture juste au dessus de l’outil

de forage (float valve, flapper valve),

– Dispositifs disponibles sur le plancher de forage et visés sur la garniture en cas de signe de venue (Gray valve, kelly cock),

– Dispositifs disponibles sur le plancher de forage et pompés dans la garniture et ancrés dans un sub placé en bas des tiges (Drop In Check Valve et son landing sub).

– Kelly cocks placés sur la kelly ou la top drive (upper et lower kelly cock) pour fermer si nécessaire en cas de retour par les tiges en cours de forage.

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BOP INTERIEURS (INSIDE BOP) – CHECK VALVE ET FLAPPER VALVE

Check valve et son sub Flapper valve

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BOP INTERIEURS (INSIDE BOP) – KELLY COCKS

Kelly cock Hydril

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BOP INTERIEURS (INSIDE BOP) – GRAY VALVE

1 : Vis de verrouillage de la tige 3,2 : Mécanisme de manœuvre,3 : Tige pour maintenir le clapet ouvert,4 : Corps supérieur,5 : Siège,6 : Clapet,7 : Ressort,8 : Corps inférieur.

Gray valve en position ouverte

Le clapet de la Gray valve est maintenu en position ouverte grâce à la tige et à la vis de verrouillage. La Gray valve est installée en position ouverte sur la garniture.

Lorsqu’elle est vissée sur la garniture, il faut dévisser la vis n°1, le ressort repousse le clapet qui vient faire étanchéité sur le siège. Ensuite il faut dévisser le mécanisme de manœuvre pour reconnecter la garniture.

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BOP INTERIEURS (INSIDE BOP) – DICV ET LANDING SUB

Le landing sub est incorporé dans la garniture de forage, en bas des tiges (attention au diamètre intérieur du tubulaire, il faut s’assurer que la DICV peut atteindre le landing sub !).La DICV vient s’ancrer dans le landing sub (il faut la déplacer par pompage) et fait l’étanchéité dans le sub au moyen d’une garniture en caoutchouc. La circulation directe est possible, la bille est repoussée par la pression. La circulation inverse est impossible, la bille poussée par le ressort vient s’appuyer sur le siège et arrête le débit.

Drop In Check Valve et landing sub

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BOP INTERIEURS (INSIDE BOP) – REGGAN FAST SHUT OFF COUPLING

Ce système est apparu au début des années 80, son poids important permet de coiffer la garniture même s’il y a débit par les tiges, (il faut un treuil à air pour le mettre en place).

Mais il doit être équipé d’un kelly cock pour pouvoir fermer le puits. De plus, cet équipement ne peut pas être descendu dans le puits. Il faudra donc mettre en place une DICV pour pouvoir enlever le Reggan avant de descendre.

De plus, il permet de faire étanchéité sur une dimension de tool joints donnée.

Il n’est plus utilisé à cause de ces différents inconvénients.

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BOP INTERIEURS (INSIDE BOP) – AVANTAGES ET INCONVENIENTS

• Avantages de la Gray Valve :– C’est un clapet anti-retour, elle permet la circulation directe

mais pas la circulation inverse.

• Inconvénients de la Gray valve :– Il sera très difficile de la mettre en place si le puits débite même très

faiblement par les tiges,– C’est un obstacle dans la garniture, il n’est pas possible de passer des

outils de wire line (extensimètrie, back off, etc..) au travers.

• Avantages du kelly cock :– C’est une vanne plein passage, donc possibilité de la mettre en place

même si le puits débite par les tiges,• Inconvénients du kelly cock :

– Il doit être descendu en position ouverte, donc il faut mettre en place en plus soit une DICV soit une Gray valve pour pouvoir redescendre la garniture et circuler.

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BOP INTERIEURS – AVANTAGES ET INCONVENIENTS

• Avantages d’une check valve sur l’outil de forage :– Elle permet la circulation directe mais pas la circulation inverse.

• Inconvénients d’une check valve sur l’outil de forage :– Nécessité de remplir la garniture à la descente,– Pas de lecture de la pression en tête de tiges lors d’une venue

problème pour déterminer Pt1 (SIDDP) et pour maintenir la pression de fond Pf constante pendant les périodes où il n’y a pas de circulation.

• Avantages d’une DICV :– Elle permet la circulation directe mais pas la circulation inverse,– Elle peut être repêchée au câble.

• Inconvénients d’une DICV :– Doit être chassée avec les pompes contrôle de la venue pendant sa

mise en place,– Souvent problème d’ancrage et / ou d’étanchéité dans le landing sub,– Attention au diamètre de passage intérieur du kelly cock et du tubulaire

au dessus du landing sub !!!

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BOP INTERIEURS – MISE EN PLACE

• Mise en place d’une Gray Valve :– Mettre en place un kelly cock, le bloquer sur la garniture et le fermer,– Mettre en place la Gray Valve au dessus du kelly cock, la bloquer,– Ouvrir le kelly et vérifier l’étanchéité de la gray valve,– Reconnecter le système de circulation (kelly, TDS) et redescendre.

• Mise en place d’une Drop In Check Valve (DICV) :– Mettre en place un kelly cock, le bloquer sur la garniture et le fermer,– Placer la DICV au dessus du kelly cock et reconnecter le système de

circulation (kelly, TDS),Auparavant, il faut s’être assurer qu’elle passe bien dans le kelly cock !!!

– Ouvrir le kelly cock et pomper pour chasser la DICV jusqu’à son ancrage dans le landing sub,

– S’assurer que la DICV est bien ancrée et qu’elle fait étanchéité,– Redescendre la garniture.

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INSIDE BOP – REDUCTIONS A AVOIR SUR LE PLANCHER

• Réductions à avoir sur le plancher :– Les inside BOP ont le même filetage que les tiges de forage utilisées (NC

50 pour les tiges 5", NC 38 pour les tiges 3 1/2 , etc.),– Les DC utilisés ont des filetages différents :

• NC 46 pour les DC 6 ½,

• 6 5/8 Reg pour les DC 8 ",

• 7 5/8 Reg pour les DC 9 ½, etc.

– Il faut avoir sur le plancher des réductions NC 50, NC 38 femelles (box) par NC 46, 6 5/8 Reg, 7 5/8 Reg males (pin) pour pouvoir connecter les BOP intérieurs aux DC.

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UNITE D’ACCUMULATION – PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT

• Elle permet de stocker un fluide hydraulique sous pression et d’opérer les BOP et les vannes de kill et choke line (HCR) avec ce fluide. En cours d’opération, s’il y a perte des sources d’énergie sur le chantier, le volume d’huile stocké sous pression dans l’unité sera normalement disponible pour mettre le puits en sécurité si nécessaire.

• Principe de fonctionnement :– Basé sur le comportement des gaz,

– Avec une quantité donnée de gaz contenue dans une enceinte de volume variable (chambre à air, piston dans une chemise) :

• Lorsque la pression à l’extérieur de l’enceinte augmente, le volume de gaz à l’intérieur diminue et sa pression augmente,

• Lorsque la pression à l’extérieur de l’enceinte diminue, le volume de gaz à l’intérieur augmente et sa pression diminue,

• La pression à l’intérieur de l’enceinte est égale à la pression appliquée à l’extérieur.

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REALISATION DE l’UNITE D’ACCUMULATION

• 16 E. 2. GENERAL

Le système de commande pour les BOP placés en surface (appareils à terre, jackups et plateformes) fournit normalement du fluide hydraulique en circuit fermé comme moyen de commande. Le système de commande des BOP comprend normalement :

– Un moyen de stockage (réservoir) pour fournir un volume suffisant de fluide au système de pompage,

– Des systèmes de pompage pour mettre en pression le fluide de commande,

– Des bouteilles pour stocker sous pression le fluide de commande,

– Un manifold de commande hydraulique pour réguler la pression du fluide de commande et opérer les différentes fonctions du système (BOP, vannes de choke et de kill line),

– Des panneaux de commande à distance pour opérer l’unité de commande à distance,

– Un fluide de commande hydraulique.

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DESCRIPTION DE L’UNITE DE COMMANDE DES BOP

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1 Arrivée d'air (pression de l'ordre de 120 psi),

2 Huileur,

3 Vanne qui permet de by-passer la vanne d'admission automatique d'air n°4. En position ouverte, elle permet d'alimenter en continu les pompes à air. Elle doit être normalement en position fermée,

4 Vanne d'admission hydropneumatique automatique. Elle permet de régler la pression de démarrage et l'arrêt des pompes à air,

5 Vannes manuelles d'isolement des pompes pneumatiques. Normalement, elles doivent être en position ouverte,

6 Pompes à air,

7 Vannes manuelles d'isolement de l'aspiration des pompes à air. Normalement, elles doivent être en position ouvertes,

8 Filtre à huile équipé d'une crépine sur la ligne d'aspiration,

9 Clapet anti-retour,

10 Pompe triplex entraînée par moteur électrique,

11 Manocontact : permet de régler les pressions de démarrage et d'arrêt de la pompe électrique. Il est réglé de telle façon que le moteur électrique démarre lorsque la pression dans l'unité chute sous un certain seuil (en général, 2700 psi) et s'arrête lorsque la pression atteint un certain seuil (3 000 psi),

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12 Coffret de démarrage contenant un commutateur à 3 positions (OFF, ON, AUTO). Le interrupteur doit être normalement sur la position AUTO,

13 Vanne manuelle d'isolement de l'aspiration de la pompe électrique. Normalement, elle doit être en position ouverte,

14 Filtre à huile équipé d'une crépine sur la ligne d'aspiration,


16 Vanne manuelle d'isolement des bouteilles. En fonctionnement normale, cette vanne doit être ouverte,

17 Accumulateur. La précharge en azote doit être de 1000 psi ± 10 %,

18 Soupape de sécurité, tarée entre 3300 et 3500 psi. Le retour est connecté au réservoir,

19 Filtre à huile sur le circuit haute pression,

20 Régulateur de pression : Il réduit la pression de 3000 psi à 1500 psi pour le circuit "manifold". Son réglage se fait manuellement,


22 Distributeurs 4 voies - 3 positions. Ces distributeurs, équipés de vérins pneumatiques, peuvent être pilotés à distance. Elles permettent l'envoi du fluide hydraulique sous pression vers les BOP ou les opérateurs de vannes, pour ouvrir ou fermer ceux-ci,

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23 Vanne de by-pass : permet de by-passer la régulation 3 000 – 1 500 psi et d'envoyer directement dans le manifold le fluide hydraulique à la pression des accumulateurs (3 000 psi). Cette vanne doit être normalement en position fermée. Elle peut être commandée à distance,

24 Soupape de sécurité avec retour au réservoir de stockage du fluide hydraulique. Elle est réglée vers 5 500 psi,

25 Vanne de purge de la partie HP. Elle est normalement en position fermée,

26 Sélecteur à 2 positions : Il permet de sélectionner le point de commande du régulateur de pression du BOP annulaire n° 27. Lorsqu'il est sur Remote, 27 peut être réglé à partir du panel de commande à distance. Lorsque le sélecteur est sur Local, 27 ne peut pas être réglé à distance,

27 Régulateur de pression annulaire : Il permet de régler la pression du fluide hydraulique envoyer vers le BOP annulaire afin d'ajuster la pression de fermeture de celui-ci. Ce régulateur est piloté pneumatiquement et peut être ajuster à distance,

28 Manomètre de pression de la partie "accumulateur",

29 Manomètre de pression de la partie "manifold",

30 Manomètre de pression de la partie "annulaire",

31, 32, 33 : Transmetteurs pneumatiques de pression de l'accumulateur, du manifold et de l'annulaire vers le ou les panneaux de commande à distance,

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34 Filtre à air,

35 Régulateur permettant de régler la pression d'air envoyée vers le régulateur 27,

36, 37, 38 : Régulateurs à air pour les transmetteurs pneumatiques de l'annulaire, de l'accumulateur et du manifold,

39 Platine de connexion du faisceau de télécommande pneumatique,

40 Indicateur de niveau de fluide hydraulique dans le réservoir,

41 Bouchon de remplissage et de mise à l'air du réservoir,

42 Vannes 4 voies - 3 positions,


44 Soupape de sécurité sur la ligne auxiliaire avec retour au réservoir de stockage du fluide hydraulique,

45 Ligne auxiliaire qui peut être utilisée pour le skidding,

46 Ligne auxiliaire qui peut être utilisée pour tester des équipements en pression,

47 Retour vers le réservoir lors de l'utilisation d'une ligne auxiliaire,

48 Bouchon d'inspection du réservoir de stockage de fluide hydraulique.

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UNITE D’ACCUMULATION – LES POMPES

Groupe de pompage de l’unité et système de démarrage et d’arrêt des pompes

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• API 16 E. 2. 3. POMPES

Un système de pompage consiste en une ou plusieurs pompes entraînées par une source d’énergie dédiée. Deux systèmes de pompages (le primaire et le secondaire) ou plus ayant des sources d’énergie indépendantes devraient être utilisés. Chaque système de pompage devrait avoir des pompes en nombre et de capacité suffisante pour réaliser de façon satisfaisante ce qui suit : avec les bouteilles hors service, le système de pompage devrait être capable de fermer chaque BOP annulaire (à l’exception du diverter) sur le diamètre minimum des tiges de forage utilisées, ouvrir la (ou les) vanne de la choke line opérée hydrauliquement et fournir la pression recommandée par le fabricant du BOP annulaire pour faire l’étanchéité sur les tiges en 2 minutes maximum.

Le débit combiné de tous les systèmes de pompage devrait être suffisant pour recharger tout le système d’accumulation de la pression de précharge à la pression maximum de travail du système de commande en 15 minutes maximum.

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Chaque système de pompage devrait fournir une pression de refoulement au moins équivalente à la pression de service du système. Les systèmes de pompes à air ne devraient pas nécessiter une pression d’air supérieure à 75 psi.

Chaque système de pompage devrait être protéger du risque de surpression par au moins 2 systèmes conçus pour limiter la pression de refoulement des pompes.

Un système devrait limiter la pression de refoulement des pompes de façon à ce qu’elle n’excède pas la pression de service du système de commande des BOP

Un second système, normalement une soupape de décharge, devrait être dimensionné pour un débit au moins égal au débit des systèmes de pompage et devrait être réglé pour décharger à pas plus de 10 % au dessus de la pression de service.

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L’énergie électrique et / ou pneumatique pour actionner les pompes devrait être disponible tout le temps de façon que les pompes démarrent automatiquement lorsque la pression du système a diminué approximativement à quatre-vingt-dix pourcent de la pression de service du système et s’arrêter automatiquement dans un intervalle compris entre 0 et 100 psi en dessous de la pression de service du système.

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UNITE D’ACCUMULATION – LES ACCUMULATEURS

Bouteilles de stockage d’huile sous pression

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• API 16 E. 2. 4. 2. PRECHARGE DES ACCUMULATEURS

La pression de précharge des accumulateurs peut être vérifiée après la purge du fluide de commande. Sur le chantier, la pression de précharge devrait être vérifiée et ajustée dans un intervalle de 100 psi de la pression recommandée à l’installation du système de contrôle et au début de chaque puits (intervalles ne dépassant soixante jours).

A cause de la présence de produits combustibles dans les fluides hydrauliques, les accumulateurs devraient être préchargés uniquement avec de l’azote. L’air comprimé ou l’oxygène ne devraient jamais être utilisés pour précharger les accumulateurs puisque leur mélange avec de l’huile peut entraîner la combustion.

• API RP 53 - 5. A. 4. PRESION DE PRECHARGELa pression minimum de precharge en azote recommandée pour une unité fonctionnant à 3 000 psi est 1 000 psi.

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• API 16 E. 2. 4. 1. BOUTEILLES ET CONNEXION DES BOUTEILLES

Le système d’accumulation devrait être conçu de façon que la perte d’un accumulateur individuel et / ou d’une rangée d’accumulateurs ne devrait pas entraîner une perte supérieure à approximativement vingt-cinq pourcent (25 %) de la capacité totale du système d’accumulation.

Des vannes d’isolation et de purge devraient être placées sur chaque rangée d’accumulateurs pour faciliter le contrôle de la pression de précharge ou pour vider les accumulateurs dans le réservoir du fluide de commande.

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UNITE D’ACCUMULATION- LE MANIFOLD DE COMMANDE

Circuit de distribution de l’huile vers les BOP et vannes

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• API 16 E. 2. 5. 1. CIRCUIT DE COMMANDE HYDRAULIQUE DU BOP ANNULAIRE

Un circuit de commande dédié sur le manifold de commande hydraulique devrait opérer le ou les BOP annulaires. Ce circuit devrait inclure un régulateur de pression pour réduire la pression du manifold amont à la pression recommandée par le fabricant. Le régulateur devrait répondre à des variations de pression du coté aval avec une sensibilité suffisante pour maintenir la pression prévue dans un intervalle de plus ou moins cent cinquante (150) psi.

Le régulateur de pression du BOP annulaire devrait être réglable à distance. La vanne manuelle directe et la capacité d’opérer le régulateur devrait permettre de fermer le BOP annulaire et / ou de maintenir la pression que l’on a choisi en cas de perte de la capacité de commander à distance.

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• API 16 E. 2. 5. 1. CIRCUIT HYDRAULIQUE DU MANIFOLD

Le manifold de commande hydraulique comprend un circuit commun avec une régulation de pression et des vannes de commande pour opérer les BOP à mâchoires et les vannes de kill et de choke line. Ce circuit peut être équipé avec une vanne pour court-circuiter le régulateur du manifold ou d’autres moyens pour court-circuiter le régulateur du manifold et permettre de passer de la pression régulée à la pression de l’accumulateur pour opérer des fonctions.

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• API 16 E. 2. 5. 2. VANNES DU MANIFOLD DE COMMANDE

La poignée de commande de la vanne placée sur le coté gauche (en faisant face à la vanne) devrait fermer le BOP ou la vanne de choke ou de kill line. La position centrale de la vanne de commande est appelée la position "neutre". En position neutre, la fourniture de fluide de puissance est fermée à la vanne de commande. Les autres voies de la vanne quatre voies peuvent être soit purgées soit bloquées suivant la vanne choisie pour l’application.

Un couvercle de protection ou d’autres moyens qui n’interférent avec les opération à distance devrait être installés sur les vannes de commande des blind / shear ram ou sur d’autres fonctions critiques. Il est requis de soulever ces couvercles pour opérer la fonction.

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• API RP 53 - 5. A. 15. VANNES DE COMMANDE Les vannes de commande de l’unité de fermeture doivent être clairement marquées pour indiquer quel BOP ou vanne de choke line chaque vanne de commande opère et la position des vannes (ouvert, fermé, neutre). Chaque vanne de commande d’un BOP devrait être en position ouverte (pas en position neutre) pendant les opérations de forage. La vanne hydraulique de la choke line devrait être en position fermée pendant les opérations de normales. La vanne de commande qui opère les blind rams devrait être équipée d’un cache sur la vanne manuelle pour éviter une opération non intentionnelle.

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UNITE D’ACCUMULATION ET DE COMMANDE DES BOP

Position des différentes vannes en cours de forage, schéma IWCF.

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UNITE D’ACCUMULATION ET DE COMMANDE DES BOP

Position des différentes vannes en cours de forage

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UNITE D’ACCUMULATION – LES COMMANDES A DISTANCE

Ensemble unité Koomey, BOP et panneaux de commande à distance.

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Panneau de commande à distance (driller’s panel).

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104 barConstant

193 barDecreasing

48 barC onstant

Figure A20-0010

Accum ulatorPressure

M anifo ldPressure

AnnularPressure

By P ass

104 - 207Annular

P ipe Ram

Pipe R am

Blind Ram

AnnularRegulator

Choke

Push & H old

K ill

Panneau de commande à distance des BOP (schéma IWCF)

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• API 16 E. 2. 6. PANNEAUX DE COMMANDE A DISTANCE

Au moins un panneau de commande à distance devrait être en place. La position centrale est appelée la position "neutre". Ceci assure qu’il y a au moins deux endroits où toutes les fonctions du système peuvent être opérées. Le panneau à distance devrait être accessible par le driller pour opérer les fonctions pendant les opérations de forage. La représentation du panneau de commande à distance du driller devrait être physiquement une représentation graphique du stack BOP. Il devrait inclure :

– La commande de toutes les fonctions hydrauliques qui opérent les BOP et les vannes de choke et de kill lines.

– Montrer la position des vannes de commande et indiquer lorsque la pompe électrique tourne (pour les unités offshore uniquement).

– Avoir une commande pour régler le régulateur du BOP annulaire.

– Avoir une commande de la vanne du régulateur du manifold ou avoir une commande directe pour le réglage du régulateur de pression.

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– Le panneau du driller devrait être équipé d’indicateurs permettant de lire :

• La pression de l’accumulateur,• La pression du manifold,• La pression du BOP annulaire, • La pression d’air du chantier.

– Le panneau du driller sur les unités offshore devrait avoir une alarme sonore et visuelle pour indiquer :

• Une pression accumulateur faible, • Une pression d’air faible,• Un niveau de fluide hydraulique dans le réservoir faible,• Que le panneau est alimenté par le circuit de secours (si applicable).

– Toutes les fonctions devraient nécessiter deux opérations manuelles. La commande du régulateur peut être exclue de cette demande.

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• API 16 E. 2. 6. METHODES DE COMMANDE A DISTANCE

La commande à distance, à partir du panneau de commande à distance, des vannes de commande hydraulique peut être réalisée par des systèmes de commande à distance pneumatiques, hydrauliques, électro-pneumatiques et électro-hydrauliques.

Les commandes pneumatiques ne sont pas recommandées lorsque la longueur des flexible dépasse 150 pieds (46 m).

Les commandes pneumatiques et électro-pneumatiques ne sont pas recommandées pour une utilisation à des températures où il gèle parce que la condensation dans les lignes de commande peut se solidifier et boucher les lignes.

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VANNES 4 VOIES ET SYMBOLES HYDRAULIQUES

Vanne 4 voies de type manipulator

Vanne 4 voies de type manipulator

Vanne 4 voies – 3 positions

Symboles hydrauliques

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UNITE D’ACCUMULATION – SCHEMA DE PRINCIPE DES COMMANDES

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• API 16 E. 2. 7. CONFORMITE DU SYSTEME DE CONDUITES

Toutes les conduites rigides ou flexibles entre le système de commande et le stack de BOP devrait être résistantes au feu, les connexions incluses, et devrait avoir une pression de travail égale à la pression de travail du système de commande des BOP (3 000 psi).

• API 16 E. 2. 8. ALIMENTATION ELECTRIQUE

L’alimentation électrique des panneaux électro-pneumatiques et électro-hydrauliques devrait automatiquement commuter sur une autre source d’alimentation électrique lorsque la source primaire est coupée. L’autre source d’alimentation électrique devrait être capable de maintenir l’opération à distance des fonctions pendant au moins deux heures si la source primaire venait à lâcher.

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Les fonctions du stack BOP devraient être aussi opérables à partir de l’unité de commande hydraulique principale. Cette unité devrait être installée à un endroit à distance du plancher de forage et facilement accessible par le personnel du chantier en cas d’urgence.

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DIMENSIONNEMENT DE L’UNITE

• API 16 E. 2. 1. TEMPS DE RESPONSE

Le temps de réponse entre le début et la fin de l’opération d’une fonction est basé sur la fermeture et l’étanchéité d’un BOP ou d’une vanne.

Pour les installations de surface, le système de commande des BOP devrait être capable de fermer chaque BOP à mâchoires en 30 secondes maximum. Le temps de fermeture ne devrait pas dépasser 30 secondes pour les BOP annulaires de diamètre nominal inférieur à 18 3/4 pouces et 45 secondes pour les BOP annulaires de diamètre nominal supérieur ou égal à 18 3/4 pouces.

Le temps de réponse pour les vannes des choke et kill lines (pour fermer comme pour ouvrir) ne devrait pas dépasser le temps de réponse minimum observé pour fermer un BOP à mâchoires.

La mesure du temps de réponse commence à l’instant où l’on appuie sur les boutons ou l’on manipule la vanne de commande pour opérer la fonction et se termine lorsque le BOP ou la vanne sont fermés et assurent l’étanchéité.

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• API RP 53 - 5. A. 5. TEMPS DE REPONSE

Le système de fermeture devrait être capable de fermer chaque BOP à mâchoires en moins de 30 secondes. Le temps de fermeture ne devrait pas dépasser 30 secondes pour les BOP annulaires de diamètre inférieurs à 20 pouces et 45 secondes pour les BOP annulaires de diamètre 20 pouces et plus.

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• API 16 E. 2. 2. 1. FLUIDE HYDRAULIQUE ET STOCKAGE

Les fluides hydrauliques à base d’eau sont habituellement un mélange d’eau potable et d’un lubrifiant soluble dans l’eau. Lorsque des températures ambiantes inférieures ou égales à 0°C sont attendues, un volume suffisant de glycol ou d’autres additifs approuvés par le fabricant du système de contrôle devrait être mélangé avec le fluide hydraulique à base d’eau pour éviter le gel.

Le réservoir de fluide hydraulique devrait avoir une capacité égale au moins à 2 fois le volume utile de fluide hydraulique du système d’accumulation.

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• API RP 53 - 5. A. 3. CAPACITE DES ACCUMULATEURS

Le volume utile de fluide (Vu) est défini comme le volume de fluide récupérable d’un accumulateur entre sa pression d’opération et 200 psi au dessus sa pression de precharge. La pression d’opération de l’accumulateur est la pression à laquelle les accumulateurs sont chargés avec le fluide hydraulique.

• API RP 53 - 5. A. 22. TEST DE PRECHARGE DE L’UNITE

Ce test devrait être effectué sur chaque puits avant de connecter l’unité sur le stack de BOP.

• API RP 53 - 5. A. 23. TEST DE FERMETURE DE L’UNITE

Ce test devrait être effectué sur chaque puits avant de réaliser les tests en pression du stack de BOP.

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• 16 E. 2. 4. 3. CAPACITE DES ACCUMULATEURS

Le système de commande des BOP devrait avoir un volume minimum de fluide hydraulique stocké (Vu), avec les pompes arrêtées, pour satisfaire la plus contraignante des conditions suivantes :

– Fermer à partir de la position totalement ouverte sans pression dans le puits, tous les BOP du stack, plus cinquante pourcent de réserve.

– La pression du volume restant dans les accumulateurs après fermeture de tous les BOP devrait dépasser la valeur minimum calculée (en utilisant le rapport de fermeture des BOP) de la pression nécessaire pour fermer tout BOP à mâchoires (à l’exclusion des shear rams) à la pression maximum du stack.

Les calculs pour déterminer le volume minimum de fluide hydraulique stocké sont uniquement pour la conception du système et ne sont pas à utiliser comme critère de performance sur le chantier.

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VOLUME D’HUILE FOURNI PAR UNE BOUTEILLE

Pression minimum dans la bouteille :

P1 = 1000 psi

Pression maximum dans la bouteille :

P2 = 3000 psi

P3 : Pression finale dans la bouteille

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• Soit V1 le volume d’azote dans la bouteille à la pression P1

– Les bouteilles standard ont un volume de 11 gallons, mais on considère que le volume disponible pour les fluides (azote et huile) est de 10 gallons.

• Soit V2 le volume d’azote dans la bouteille à la pression P2,– La pression est la pression de fonctionnement de l’unité (3 000 psi),– Le volume d’huile dans la bouteille est (10 – V2)

• Soit V3 le volume d’azote dans la bouteille à la pression P3,– La pression finale dépend de la partie de la règle que l’on prend

• La pression minimum recommandée par l’API est 1 200 psi (au minimum 200 psi au dessus de la pression de précharge),

• La pression finale est déterminée par le rapport de fermeture des BOP si l’on prend la deuxième partie de la règle (1428 psi pour un BOP 10 000 psi ayant un rapport de fermeture de 7 / 1),

– Le volume d’huile dans la bouteille est (10 – V3)

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• En appliquant la loi de Boyle - Mariotte à l’azote, nous avons

• Le volume utile Vu est le volume d’huile évacué d’une bouteille lorsque la pression varie de P2 (3 000 psi) à la pression finale P3 :

– Vu = 5 gallons avec P3 = 1 200 psi, P1 = 1 000 psi et V1 = 10 gallons,

– Vu = 3.67 gallons avec P3 = 1 428 psi, P1 = 1 000 psi et V1 = 10 gallons.

3P

1 V. 1P 3V et

2P

1 V. 1P 2V oùd' 3 V. 3P 2 V. 2P 1 V. 1P

3P

1 -

2P

1 . 1 V. 1P uV

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EXEMPLE DE CALCUL DU NOMBRE DE BOUTEILLES

DONNEES :

• Le stack est composé de :– Un BOP annulaire 5 000 psi,– Quatre BOP à mâchoires 10 000 psi, le rapport de fermeture est de 7 / 1

• Le volume d’huile nécessaire pour fermer le BOP annulaire est 16.5 gallons,

• Le volume d’huile nécessaire pour fermer un BOP à mâchoires est 5.5 gallons,

• Le totale d’huile nécessaire pour fermer le stack est de :

16.5 + 4 x 5.5 = 38.5 gallons

• L’unité Koomey est équipée de bouteilles de 11 gallons (volume disponible pour les fluides : 10 gallons).

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• En considérant la première partie de la règle :– Il faut 38.5 gallons d’huile pour fermer tout le stack,

– En considérant 50 % d’huile supplémentaire, il faut disposer au total de 58 gallons d’huile,

– La pression finale dans une bouteille est de 1 200 psi, avec une précharge de 1 000 psi, le volume utile pour une bouteille de 10 gallons est de 5 gallons,

• Le nombre de bouteilles est : 58 / 5 = 11.6, soit 12 bouteilles.

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• En considérant la deuxième partie de la règle :– Il faut 38.5 gallons d’huile pour fermer tout le stack,

– La pression finale dans une bouteille est de 1 428 psi, avec une précharge de 1 000 psi, le volume utile pour une bouteille de 10 gallons est de 3.67 gallons,

– Le nombre de bouteilles est : 38.5 / 3.67 = 10.5, soit 11 bouteilles.

• La condition la plus contraignante est la première, il faut dans ce cas 12 bouteilles.

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INCIDENTS POSSIBLES SUR L’UNITE DE COMMANDE DES BOP

Opération en cours

P accu en psi

P man en psi

P ann en psi

Lampe rouge

Lampe verte

causes

Forage ↓↑ 1 500 1 000 Fuite hydraulique sur le circuit 3 000.

Forage 2 600 1 500 850Problème de réglage de la pression de démarrage des pompes ou pompes sur off.

Forage 2800 2 800 900Vanne de by pass ouverte ou mauvais fonctionnement du détendeur du manifold.

Forage 2 800 1 500 900Tout est bon. La pression accumulateur est comprise entre 2 700 et 3 000.

Fermeture d’un BOP à mâchoires

3 000 2 850

↓↑ 1 000 S’allume S’éteint Tout est correct.

Fermeture d’un BOP annulaire

↓↑1 500

↓↑ Ne s’allume

pasS’éteint

Problème sur le circuit de la lampe rouge (lampe grillée, problème de contact, ..).

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INCIDENTS POSSIBLES SUR L’UNITE DE COMMANDE DES BOP

Opération en cours

P accu en psi

P man en psi

P ann en psi

Lampe rouge

Lampe verte

causes

Fermeture d’un BOP à mâchoires

3 000 1 500 1 000 S’allume S’éteintLa vanne 4 voies a fonctionné, mais pas de circulation de fluide de l’unité vers les BOP.

Forage, une vanne 4 voies au neutre

Soit fuite sur cette vanne 4 voies, soit n’est pas utilisée (pas connectée à un BOP)

0 psi d’air sur le panneau de commande à distance

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MAINTENANCE DE L’UNITE D’ACCUMULATION

• API 16 E. 2. 4. 2. PRECHARGE DES ACCUMULATEURS

La pression de précharge des accumulateurs peut être vérifiée après la purge du fluide de commande. Sur le chantier, la pression de précharge devrait être vérifiée et ajustée dans un intervalle de 100 psi de la pression recommandée à l’installation du système de contrôle et au début de chaque puits (intervalles ne dépassant soixante jours).

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VERIFICATION DE LA PRECHARGE EN AZOTE

• La vérification de la précharge des bouteilles en azote est réalisée en mesurant le volume de fluide hydraulique récupéré dans le tank lorsque la pression de l’unité est abaissée (par exemple de 3 000 psi à 2 000 psi).

• Exemple de vérification : Données – L’unité d’accumulation est équipée de 24 bouteilles de 11 gallons chacune

(on prendra un volume disponible pour les fluides de 10 gallons), le réservoir d’huile mesure 40 cm de largeur et 250 cm de longueur (dimensions intérieures du réservoir),

– Lorsque l’unité est à 3000 psi, le niveau d’huile dans le réservoir est de 30 cm,

– La pression de l’unité est abaissée de 3 000 psi à 2 000 psi,

– Lorsque la pression dans l’unité est de 2 000 psi, le niveau d’huile dans le réservoir est de 45 cm.

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• Le volume d’huile récupéré dans le réservoir est :

0.4 x 2.5 x (0.45 – 0.3) 150 litres soit 39.6 gallons,

• Volume moyen d’huile fourni par une bouteille :

39.6 / 24 = 1.65 gallons,

• Nous avons établi la relation suivante :

Vu = Volume d’huile récupéré d’une bouteille lorsque la pression passe de la pression P2 à la pression P3,

P1 = Pression de précharge en azote,

V1 = Volume de fluide dans une bouteille.

• Dans ce cas, Vu = 1.65 gallons

3P

1 -

2P

1 . 1 V. 1P uV

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• Nous cherchons la valeur de P1, en modifiant l’expression précédente nous obtenons :

• D’où

P1 = 990 psi la precharge en azote est correcte.

2P - 3P . 1V

3P . 2P . uV 1P

000 2 - 000 3 . 10

000 2 . 000 3 . .651 1P

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LE CIRCUIT DUSE

• Le circuit duse permet de circuler dans le puits lorsque l’espace annulaire est fermé et d’évacuer les fluides du puits vers différents points (séparateur, "torche", bourbier, .).

• Le circuit entre les BOP et les duses comprend : – Une vanne manuelle à la sortie du BOP qui sert de back up, elle est en

position ouverte en cours de forage,– La vanne commandée à distance (HCR) placée après la vanne manuelle

est en position fermée. Cette vanne sera ouverte lorsque l’on circule sous duse,

– La choke line connecte le stack de BOP au manifold de duse. Il est recommandé d’avoir au moins deux duses sur le manifold (en général l’une est commandée à distance, l’autre est manuelle),

– Des vannes (gate valves) pour diriger les fluides.

• La pression de service des équipements de la sortie des BOP jusqu’aux duses incluses doit être la même que celle des BOP.

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LE CIRCUIT DUSE

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LE CIRCUIT DUSE

• Les vannes et lignes du manifold en aval des duses ont en général une pression de service immédiatement inférieure à celle des BOP,

• Les duses permettent de produire une chute de pression (perte de charge), la chute de pression est fonction de l’ouverture,

– Les duses utilisées en forage sont réglables, ce qui permet de régler la valeur de la chute de pression et d’ajuster la pression dans le puits,

– Les duses ne sont pas des vannes, elles ne sont pas nécessairement étanches.

• Pour éviter la formation d’hydrates (solides formés par l’association d’eau et d’hydrocarbures) lors de la détente des hydrocarbures, possibilité sur certains manifolds d’injecter du glycol ou du méthanol avant les duses (le circuit d’injection et les pompes doivent avoir la même pression de service que les BOP !!) :

– Le glycol (le fluide des circuits de refroidissement) est préventif,– Le méthanol est préventif et curatif.

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LE CIRCUIT DUSE

• En forage, l’une des lignes du manifold est ouverte en direction du séparateur atmosphérique. La duse se trouvant sur cette ligne :

– Est ouverte si l’on utilise la méthode soft pour fermer le puits,– Est fermée si l’on utilise la méthode hard.

• Le manifold doit être équipé d’une ligne d’évacuation d’urgence (bleed off line, emergency line) permettant de court-circuiter les duses et purger le puits en cas de nécessité. Cette ligne doit avoir un diamètre intérieur au moins égal au diamètre intérieur de la choke line et doit être la plus rectiligne possible.

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LE MANIFOLD DE DUSES

• API RP 53 - 3. A. 3. GUIDE D’INSTALLATION

La ligne de purge qui court-circuite les duses (bleed off line, emergency line) devrait être au moins égale au diamètre de la choke line. Cette ligne permet de circuler dans le puits avec les BOP fermés tout en maintenant une contre pression minimum. Elle permet aussi également la purge de volume important de fluides provenant du puits pour soulager la pression annulaire avec les BOP fermés.

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MANIFOLD DE DUSES ET DUSES

Exemple de manifold subsea. Les kill et choke lines peuvent être utilisées indifféremment pour pomper dans l’annulaire et / ou pour circuler une venue.

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MANIFOLD DE DUSES ET DUSES

Exemple de manifold de duses montrant la ligne d’évacuation d’urgence.

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VANNES COMMANDEES A DISTANCE (HCR)

HCR type utilisée sur un manifold de BOP surface

Ensemble d’HCR pour BOP sous-marins. Ces vannes sont fail safe (se ferment si perte de la liaison hydraulique avec la surface). La fermeture est assurée par un ressort, la pression de l’eau de mer assiste la fermeture.

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LES DUSES

Duse à pointeau à commande manuelle

En déplaçant la position du pointeau, la surface de passage du fluide varie entraînant une variation des pertes de charge à l’intérieur de la duse.

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LES DUSES COMMANDEES A DISTANCE

Duse Cameron commandée à distance et son panneau de commande

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LES DUSES COMMANDEES A DISTANCE

Duse Swaco

Panneau de commande de la duse Swaco.

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LES DEGAZEURS

• Ils permettent de séparer le gaz de la boue de forage. Si la boue n’est pas correctement dégazée, risque de :

– Venues à cause de la diminution de la densité de la boue,– D’accidents graves (explosion, intoxication, .) avec les gaz qui vont se

dégagés au dessus des bassins (hydrocarbures, H2S).

• Deux types de dégazeurs sur le chantier : – Le séparateur atmosphérique (mud-gas separator, poor boy degazer)

connecté à la sortie du manifold de duses. Il est utilisé uniquement lorsque l’on circule sous duse. En fonctionnement, la pression à l’intérieur est supérieure à la pression atmosphérique.

– Le dégazeur placé sur le bac de retour de la boue du puits (active tank). Il est utilisé pour dégazer la boue en cours de forage mais peut l’être également pour continuer et parfaire son dégazage à la sortie du dégazeur atmosphérique. Le modèle habituellement utilisé est le dégazeur Swaco. Un "vide" partiel est fait à l’intérieur du bidon par une pompe.

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SEPARATEUR ATMOSPHERIQUE (POOR BOY DEGAZER)

Un système de chicanes permet de casser le débit de boue venant du manifold et d’augmenter la surface de contact de la boue avec l’atmosphère. L’écoulement de la boue vers les bacs se fait par gravité. La pression dans le séparateur est produite par l’écoulement du gaz dans la vent line qui est ouverte à l’atmosphère à son extrémité (chute de pression dans la ligne d’évacuation due aux frottements produits par l’écoulement du gaz dans la ligne). Le gaz est évacué par la vent line.

Mud

sea

l

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• La pression régnant dans le séparateur est égale aux pertes de charge produite par l’écoulement du gaz dans la vent line. Elle dépend :

– Du débit de gaz, des caractéristique du gaz (densité, viscosité, ..),– Du diamètre intérieur et de la longueur de la vent line.

• Un tube en U permet de maintenir un niveau de boue dans le fond du séparateur. Le tampon de boue délimité par le tube en U est le col de cygne ou mud seal.

• Le niveau de la boue au fond du séparateur dépend de la pression régnant dans le séparateur.

• Si le niveau de boue est au plus bas, il aura une évacuation d’une partie du gaz vers les bacs à boue, ce qui présente un danger. La hauteur du tube en U permet de calculer la pression à ne pas dépasser à l’intérieur du séparateur.

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• La pression maximum théorique Pmax à ne pas dépasser dans le séparateur est :

H = hauteur du col de cygne en m,d boue = densité de la boue dans le séparateur,

Pmax en bar.

• La pression réelle à ne pas dépasser sera inférieure à la valeur calculée car la boue n’est jamais parfaitement dégazée.

• Pour le bon fonctionnement du système, la pression dans le séparateur doit toujours être inférieure à la pression maximum qu’il peut réellement supporter.

• Pour un séparateur donné, la seule possibilité est d’ajuster le débit de gaz pour ne pas dépasser ses capacités, donc d’ajuster le débit de circulation de la venue.

10.2

boue d . H maxP

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DEGAZEUR " SOUS VIDE " SWACO

Dégazeur " sous vide " Swaco.

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Le dégazeur "sous vide" est placé sur le bac de retour de la boue du puits (active tank). Une pompe permet de créer une dépression à l’intérieur du dégazeur facilitant la séparation du gaz et de la boue. Un système de venturi permet de circuler la boue dans le dégazeur.

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Détail de montage et de fonctionnement du dégazeur sous vide. Un flotteur permet de régler le niveau de la boue et la dépression dans le bidon.

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Détail du système de régulation de la pression et du niveau de boue dans le dégazeur

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TEST DES EQUIPEMENTS

• Nécessité de s’assurer que les différents éléments du système (BOP, vannes, unité d’accumulation, etc.) remplissent leur rôle (tenue en pression, fonctionnement correct, ..).

• Réalisation de tests : – De fonctionnement (vérification du bon fonctionnement) :

– De pression (vérification de la tenue en pression) :

• Tests à basse pression (30 - 40 bar) et à haute pression,

• Tests réalisés avec la pression venant du puits,

• Les tests doivent être réalisés à l’eau claire,

• Les différents éléments à tester doivent être tester individuellement.

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TEST DES EQUIPEMENTS (BOP SURFACE)

• API RP 53 - 7. A. 4 TESTS PERIODIQUES DE FONCTIONNEMENTUn test de fonctionnement devrait être réalisé à chaque manoeuvre mais pas plus d’une fois par jour. Le test devrait être réalisé comme suit avec l’outil juste à l’intérieur du casing :

– Installer une vanne de sécurité sur les tiges.

– Opérer les vannes de la choke line.

– Opérer les duses. (Attention : certaines duses peuvent être endommagées si une ouverture complète est effectuée).

– Positionner les équipements pour vérifier le choke manifold. Ouvrir les duses et pomper à travers chaque duse pour s’assurer qu’elle n’est pas bouchée. Si le choke manifold est rempli de saumure, de gas oil ou d’autres fluides pour éviter le gel, d’autres méthodes devraient être imaginées pour s’assurer que le manifold et les lignes ne sont pas bouchées.

– Fermer chaque obturateur à mâchoires du stack. Ne pas fermer les pipe rams à vide. Si le stack est équipé de fermetures totales, opérer ces rams lorsque la garniture est hors du trou.

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• API RP 53 - 7. A. 4 TESTS PERIODIQUES DE FONCTIONNEMENT (suite)– Remettre toutes les vannes et les BOP dans leur position originale et continuer les

opérations. Enregistrer les résultats du test.

– Il n’est pas nécessaire d’opérer les BOP annulaires à chaque manoeuvre. Ils devraient, cependant, être opérés à intervalle ne dépassant pas sept jours.

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• API RP 53 - 7. A. 7. TEST HYDRAULIQUE DES BOP

Des tests en pression des équipements de contrôle des venues devraient être réalisés après la pose d’un casing, avant d’entrer dans une zone de transition de pression et après le changement d’un élément d’un BOP à mâchoires et / ou de tout BOP ou du choke manifold, mais au moins une fois tous les 21 jours.

Les équipements devraient être testés au moins à 70 % de la pression de service des BOP, mais limité à la pression de service de l’élément le plus faible de la tête de puits ou à 70 % de la pression d’éclatement de la partie supérieure du casing ; cependant, en aucun cas ces pressions de test devraient être inférieures à la pression attendue en surface.

Une exception est le BOP annulaire qui peut être testé à 50 % de sa pression de service pour minimiser l’usure ou l’endommagement de l’élément d’étanchéité.

Des précautions devrait être prises pour ne pas exposer le casing à des pressions de test dépassant sa résistance. Des moyens devrait être fournis pour éviter la mise en pression du casing en cas de fuite de l’équipement de test.

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• API RP 53 - 7. A. 6. TEST HYDRAULIQUE DES BOP

Un test initial de pression devrait être réalisé à la mise en place de tous les BOP avant de forer le bouchon de cimentation. Réaliser le test en pression de chaque élément pendant au moins trois minutes. Surveiller les systèmes de détection de fuite et les lignes de commande pendant le test pour détecter les fuites.

• API RP 53 - 7. A. 10. TEST DES EQUIPEMENTS

Les kelly cocks et les BOP intérieurs devraient être testées à la même pression que les BOP en même temps que les tests des BOP. Ces équipements devraient être testées avec la pression appliquée en dessous.

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API RP 53 - 7. A. 4. TABLEAU 7. A

Pression de test Équipement testé_______________________________________________________________________________________________________________________________

Pression de service du stack BOP. 1) Tout le stack BOP.2) Tous les éléments du choke manifold amont duses.3) kelly valves et vannes de sécurité des tiges et tubing.4) Drilling spool, les casing spools intermédiaires et les vannes latérales.

__________________________________________________________________________________________Pression de service des BOP ou 3000 psi 1) Vannes de l’unité de fermeture et manifold.(le plus faible des deux). 2) Toutes les lignes de commande.__________________________________________________________________________________________Pression de test du casing. 1) Les blind rams sous le drilling spool

2) La casing head et les vannes latérales.3) Le casing

__________________________________________________________________________________________Cinquante pourcent (50%) de la pression de 1) Tous les éléments du choke manifold aval duses.Service des éléments. __________________________________________________________________________________________200 – 300 psi. 1) Tous les BOP à mâchoires.

2) Le BOP annulaire.3) Les vannes opérées hydrauliquement

__________________________________________________________________________________________________________

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EQUIPEMENTS POUR TESTER LES BOP

Tester plug servant à mettre en place le wear bushing

Le test plug se place dans le casing spool

Tester cup visé aux tiges, il se place dans le casing. Attention à la traction sur les tiges. Utiliser des HWDP.

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TESTS BOP AVEC UN TESTER PLUG

Le test réalisé au tester cup permet de tester les shear rams. Ne pas oublier d’ouvrir les vannes du casing spool sous le plug !!

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TESTS BOP – VALIDITE DU TEST

Le test est considéré valide si la pression de test a diminué de moins de 5 % et si elle est restée constante pendant au moins 3 minutes.

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Equipement