01 Well Control-Sonatrach [PDF]

Zitiervorschau

SOMMAIRE

SECTION

1

Principes fondamentaux de contrôle de venues

2

Causes des venues

3

Indices d'une venue

4

Procédures de fermeture

5

Méthodes de contrôle de venues

6

Equipements de contrôle de venues

ANNEXE

API RP53 API RP59 SECTION

CONTROLE DE VENUES SECTION 1:PRINCIPES FONDAMENTAUX DE CONTROLE DE VENUES

SECTION 1 : PRINCIPES FONDAMENTAUX DE CONTROLE DE VENUES

1.1 INTRODUCTION 1.1.1 Le contrôle primaire 1.1.2 Le contrôle secondaire 1.1.3 Le contrôle tertiaire 1.2 PRESSIONS DANS UN PUITS 1.2.1 Pression hydrostatique 1.2.2 Pression dynamique de fond 1.3 PRESSIONS DE FORMATIONS 1.3.1 Définition 1.3.2 Pression géostatique 1.3.3 Pression normale 1.3.4 Pression anormale 1.4 PRESSION DE FRACTURATION 1.4.1 Définition 1.4.2 Leak-off test (LOT) 1.4.3 Pression maximale admissible (Padm) 1.4.4 Gain maximal admissible (Gmax)

1-1

CONTROLE DE VENUES SECTION 1:PRINCIPES FONDAMENTAUX DE CONTROLE DE VENUES

1.1 INTRODUCTION Dans cette section sont traités les principes fondamentaux de contrôle de venues. Le contrôle d'un puits est divisé en trois catégories principales à savoir le contrôle primaire, le contrôle secondaire et le contrôle tertiaire. 1.1.1 Le contrôle primaire C'est le nom donné au processus qui maintient une pression hydrostatique dans le puits supérieure à la pression des fluides de formation étant forée, sans toutefois dépasser la pression de fracturation de la formation la plus fragile. Si la pression hydrostatique est inférieure à la pression de formation alors les fluides de formation entreront dans le puits. Si la pression hydrostatique du fluide excède la pression de fracturation de la formation la plus fragile alors il se produira une perte. Dans ce cas extrême de perte de circulation, la pression de formation peut excéder la pression hydrostatique permettant l’intrusion des fluides de formation dans le puits. Un surpression de la pression hydrostatique sur la pression de formation est maintenue, cet excès est généralement appelé marge de manœuvre.

1.1.2 Le contrôle secondaire Si la pression du fluide dans le puits (la boue) ne réussit pas à empêcher les liquides de formation d’entrer dans le puits, celui-ci commencera à débiter. Cette intrusion ne peut-être arrêtée qu’en utilisant " les équipements de sécurité " pour empêcher les fluides de s’échapper du puits. La remise du puits sous contrôle est effectuée en utilisant les méthodes de contrôle conventionnelles à savoir la Driller's ou la Wait & Weight Method. 1.1.3 Le contrôle tertiaire Le contrôle tertiaire décrit la troisième ligne de défense où la formation ne peut pas être contrôlée par le contrôle primaire ou secondaire (hydrostatique et équipement). Une éruption interne par exemple. Les situations particulières en contrôle de venues sont : a) l'outil n'est pas au fond. b) le bouchage de la garniture. c) la garniture hors du trou. d) sifflure de la garniture. e) pertes de circulation. f) la pression annulaire supérieure à la pression maximale admissible.

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g) coincement de la garniture. h) migration du gaz sans expansion. i) opérations spéciales (stripping, snubbing,... )

1.2 PRESSIONS DANS UN PUITS 1.2.1 PRESSION HYDROSTATIQUE La pression hydrostatique est définie comme étant le poids d'une colonne verticale de fluide par unité de surface. Pression hydrostatique = Densité de Fluide x Profondeur Verticale La pression hydrostatique dépend de la hauteur ou la profondeur verticale de la colonne de fluide. La forme de cette dernière n'a aucune importance (fig 1.1).

Fig 1.1 Différents types de colonnes Si la pression est exprimée en bar et la profondeur est mesurée en mètre, il est commode de convertir la densité du fluide kg/L en un gradient de pression bar/m. Le facteur de conversion est égal à 1/10.2. Gradient de pression (bar/m) = densité du fluide (kg/L) x 1 / 10.2 Pression hydrostatique (bars) = densité (kg/L) x côte verticale (m) x 1 / 10.2 Le facteur de conversion 1/10.2 est dérivé comme suit: 1m3 contient 1000 L et la densité du fluide est de 1 kg/L.

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La pression exercée par 1m de hauteur de ce fluide sur une surface de 1m² est égale à : 1000 x 0.981 (daN) = 0.0981 bars = 1 bars cm² 10.2 10000

Fig 1.2 Cube de côté unitaire 1 m La formule de la pression hydrostatique (Ph) peut être exprimée différemment en fonction des unités utilisées. Ph = Z x d 10.2

où

Ph : pression hydrostatique (bars) d : densité du fluide (kg/L) Z : hauteur verticale du fluide (m)

Ph = ρ x g x Z

où

Ph : pression hydrostatique (Pascal) ρ : masse volumique (kg/m3) g : accélération de la pesanteur (m/s²) Z : hauteur verticale de la colonne de fluide (m)

Ph = Z x d 10

où

Ph : pression hydrostatique (kg/cm²) d : densité du fluide (kg/L) Z : hauteur verticale de la colonne du fluide (m)

Ph = 0.052 x MW x TVD

où

Ph : pression hydrostatique (psi) MW : densité de la boue (ppg) TVD : hauteur verticale (ft)

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Relations entre différentes unités de pression L'unité de la pression en système SI est le Pascal 1 Pascal = 1 Newton / 1 m² Les multiples sont: 1 bar = 105 Pa = 102 kPa = 0.1 MPa = 1.02 kg/cm² 1 Psi = 1 lb/in² = 0.06897 bars = 6.897 kPa Note : On choisira le bar comme unité de pression pour ce manuel. 1.2.2 Pression dynamique de fond Les pertes de charge dans une conduite représentent la résistance totale du fluide à l'écoulement, cette résistance est due essentiellement aux forces de frottements internes et externes au fluide. La répartition des pertes de charge dans le circuit de forage est comme suit : • • • • •

l'installation de surface (PCS) l'intérieur des tiges de forage (PCDP) l'intérieur des drill collars (PCDC) à travers les duses de l'outil (PCO) dans l'espace annulaire (PCA)

La pression de refoulement des pompes (PR) est la somme de toutes les pertes de charge dans le circuit de circulation.

PR = PCS + PCDP + PCDC + PCO + PCA La pression exercée sur le fond du puits (Pf ) est la somme des pressions dans l'annulaire. Pf = Pha + Pca

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Densité équivalente en circulation ( E.C.D ) Pf = Pca + Pha =

Z x deqv 10.2

d'où

deqv =

10.2 x (Pca + Pha) Z

deqv = da +

10.2 x Pca Z

où da : densité de la boue dans l'espace annulaire (kg/L) Variation des pertes de charges avec les différents paramètres Pc =

où

K x d x L x Q² Ø5

K : constante L : longueur de la conduite d : densité du fluide Q : débit d'écoulement Ø : diamètre de la conduite

a) variation des pertes de charge avec la densité Pc2 = Pc1 x d2 d1 où

Pc2 : pertes de charge avec la densité d2 Pc1 : pertes de charge avec la densité d1 d1 : densité initiale de la boue d2 : la nouvelle densité de boue

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b) Variation des pertes de charge avec le débit Pc2 = Pc1 x

où

Q2 Q1

2

= Pc1 x

N2 N1

2

Q2 : nouveau débit de circulation qui correspond à la nouvelle vitesse (N2) de la pompe Q1 : débit initial de circulation correspondant à l'ancienne vitesse (N1) de la pompe

c) Variation des pertes de charge avec la longueur de la conduite

où

L2 : nouvelle longueur de la conduite L1 : longueur initiale de la conduite

d) Variation des pertes de charge avec le diamètre de la conduite Pc2 = Pc1 x

où

Ø1 Ø2

5

Ø 1 : diamètre initial de la conduite Ø 2 : nouveau diamètre de la conduite

Exemple d'application: EX 1: PR1 = 120 bars, d1 = 1.20. Quelle est la nouvelle pression de refoulement avec la densité d2 = 1.25 ? PR2 = PR1 x d2 = 120 x 1.25 = 125 bars d1 1.20

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EX 2: PR1 = 100 bars pour une vitesse de la pompe de 50 coups/mn. Quelle sera la nouvelle pression de refoulement à 60 coups/mn ? N2 N1

PR2 = PR1 x

2

= 100 x

60 50

2

= 144 bars

1.3 PRESSIONS DE FORMATIONS 1.3.1 Définition C'est la pression du fluide contenu dans les pores d'une formation. Elle est aussi appelée pression de pores ou pression de gisement. 1.3.2 Pression géostatique La pression géostatique à une profondeur donnée est la pression exercée par le poids des sédiments sus-jacents. Comme il ne s'agit pas d'une pression de fluide on préfère souvent, pour faire la distinction fluide/matrice, utiliser le terme contrainte géostatique. Elle peut être exprimée ainsi S=

où

ds x Z 10.2

ds: densité apparente des sédiments sus-jacents (kg/L) S : contrainte géostatique (bars) Z : hauteur verticale des sédiments (m)

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1.3.3 Pression normale La pression normale de pores à une profondeur donnée correspond à la pression hydrostatique du fluide au point situé à la côte verticale Z. Ce qui implique une connexion pore à pore jusqu'à l'atmosphère indépendamment du cheminement du fluide (fig 1.3).

Fig 1.3 Pression normale Le tableau suivant illustre des exemples de la magnitude de la pression normale de formation pour quelques zones. Toutefois en l'absence des données précises, la valeur de 1.07 kg/L est utilisée comme la densité de formation à pression normale. Eau de formation

Densité kg/l

Gradient de pression bar/m

Eau douce

1.00

0.098

Eau salée

1.02

0.100

Eau salée Eau salée

1.04 1.07

0.102 0.105

Eau salée

1.10

0.108

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Régions Montagnes rocheuses et mid continent USA Majorité des bassins sédimentaires à travers le monde Mer du Nord et sud de la Chine Golf du Mexique, USA Quelques régions dans le Golf du Mexique

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1.3.4 Pression anormale En I'absence d'une barrière de perméabilité, I'augmentation du poids géostatique dû à la sédimentation représente la force essentielle de l'expulsion des fluides. Si au cours du processus de sédimentation l'expulsion est freinée par une barrière de perméabilité ou une vitesse de sédimentation supérieure à la vitesse d'expulsion du fluide, la pression de pores devient anormale. Lorsque le fluide de formation supporte une partie de la contrainte géostatique il y a sous-compaction caractérisée par une augmentation de la porosité et diminution de la densité. Une étude menée en laboratoire en 1948 par TERZAGHI & PECK a permis l'établissement d'un modèle de compaction qui est le suivant (fig 1.4)

Fig 1.4 - Schéma du modèle de compaction de TERZAGHI CAS A : Vanne fermée (absence de drainage) Sous l'application de la charge S représentant la contrainte géostatique la pression du manomètre monte indiquant l'augmentation de la pression à l'intérieur du cylindre. Ce cas illustre un vrai cas de la pression anormale, le fluide peut à la limite supporter le poids de tous les terrains sus-jacents, ce qui peut l'amener à une pression équivalente de 2.3 à 2.4 kgL. CAS B et C : Vanne ouverte Il y a possibilité de drainage d'eau, une partie de la charge S est supportée par les ressorts (matrice), la pression d'eau diminue jusqu'à ce que la charge S soit supportée par les ressorts seulement, dans cette situation la pression du fluide devient hydrostatique.

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Exemple de pressions anormales : •

Puits artésiens

a) L'anomalie de pression de formation provient du fait que le réservoir affleure à une altitude supérieure à la côte d'implantation du sondage (fig 1.5).

Fig 1.5 b) L'anomalie de pression provient du fait que le réservoir affleure à une altitude inférieure à la côte d'implantation du sondage, c'est aussi le cas des réservoirs déplétés (fig 1.6).

Fig 1.6 •

Colonne d'hydrocarbure

La présence d'une formation gazéifére provoque une anomalie de pression caractérisée par une surpression au toit du réservoir par le fait que la pression hydrostatique de l'eau est transmise a l'interface (fig 1.7).

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Fig 1.7 Colonne d'hydrocarbure •

Forces tectoniques latérales

Les forces latérales peuvent engendrer des contraintes horizontales additionnelles qui augmentent la vitesse de compaction des argiles ce qui provoque une réduction du taux d'expulsion de l'eau et création d'une pression anormale (fig 1.8).

Fig 1.8 Pressions anormales résultant des forces tectoniques

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•

Relief et structuration

Sous l'effet des contraintes tectoniques, le soulèvement des formations contenant des fluides en présence d'une roche couverture imperméable, suivi de l'érosion des formations sus-jacentes pourrait conduire à des pressions anormalement élevées à faible profondeur. •

Bancs de sel et d'argile

Durant le processus de sédimentation, les dépôts de sel et d'argile jouent le rôle d'une roche couverture empêchant ainsi le mouvement des fluides des formations sous-jacentes. L'augmentation du poids géostatique en présence de ce type de formations caractérisées par une perméabilité très réduite ou presque nulle peut générer des pressions anormalement élevées. •

Les failles

Les failles résultant d'un état de contraintes combinées (contraintes verticales et latérales) ont généralement un effet de drainage facilitant ainsi la communication entre une formation profonde et une formation peu profonde. Cependant, la présence d'une barrière de perméabilité empêche la circulation des fluides et par conséquent la création des pressions anormalement élevees (fig 1.9). Fig 1.9 Un piège d'hydrocarbure résultant d'une faille dans le bloc de droite est surélevé par rapport à celui du gauche

•

Diapir de sel ou d'argile

Le diapir de sel ou d'argile est le résultat d'un fluage des formations sous-jacentes sous l'effet des mouvements tectoniques. Le soulèvement des formations à une faible profondeur est toujours accompagné par une conservation de la pression de pores en présence d'une barrière de perméabilité (fig 1.10).

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Fig 1.10 Souvent les dômes de sel entraînent la déformation des couches sus-jacentes

1.4 PRESSION DE FRACTURATION En général, les formations moins profondes ont des pressions de fracturation relativement faibles par rapport à celles des grandes profondeurs, ceci est dû à l'augmentation du poids géostatique et la compaction des sédiments sous-jacents. 1.4.1 Définition La pression de fracturation est la pression à laquelle il y aurait rupture de la matrice de la roche, cette fracturation est accompagnée par une perte de boue. Dans le cas d'un forage, la formation sous le sabot représente en général le point le plus fragile du découvert. Par ailleurs la traversée des couches profondes nécessite des densités de boue plus élevées pour le maintien des parois du trou et empêcher l'intrusion des fluides de formations. La connaissance de la pression de fracturation est d'une importance vitale pour l'élaboration du programme de forage et de tubage. 1.4.2 Leak-off test (LOT) Les calculs théoriques basés sur l'estimation de la densité apparente des sédiments par découpage lithologique ont donné des valeurs approximatives de la pression de fracturation. I Un leak-off test est un essai de pression qui détermine la valeur réelle de la pression à exercer sur la formation jusqu'a initier l'injection du fluide de forage dans la formation. En contrôle de venue, la pression d'injectivité est essentielle pour la détermination de la pression maximale admissible en surface (Padm) afin d'éviter la fracturation de la formation la plus fragile dans le découvert. Procédure du leak-off test L'utilisation d'une pompe de faible débit et des manomètres de pression précis sont nécessaires pour l'obtention des valeurs exactes de la pression du leak-off test (LOT). Les étapes à suivre sont

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• • • • • • • • •

s'assurer de l'étanchéité de la colonne de tubage forer 1 a 3 mètres sous le sabot circuler et conditionner la boue remonter l'outil au sabot et connecter la ligne de pompage tester la ligne de pompage fermer l'obturateur commencer le pompage par l'intérieur des tiges ou par l'espace annulaire avec un débit de 40 à 80 l/min (0.25 à 0,50 bbl/min) et ploter sur un graphe préalablement préparé les pressions qui correspondent à chaque incrément du volume pompé. arrêter la pompe une fois la déflexion est confirmée. La pression au point de déflexion représente la pression du leak-off test (LOT) purger la pression et mesurer le volume retour

Le résultat du leak-off test dans une formation consolidée est différent de celui d'une formation non consolidée car la perte de boue à faible pression est probable dans cette dernière et la pression chute une fois la pompe est arrêtée (fig 1.11).

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Fig 1.11

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La pression de fracturation est donnée par la formule suivante : Pfrac = PLOT + où

Zs x d 10.2

Pfrac : Pression de fracturation au sabot (bars) PLOT : Pression en surface du LOT (bars) Zs : Côte verticale du sabot (m) d : densité de boue au dessus du sabot (kg/L)

Exemple d'application : PLOT = 70 bars Zs = 2500m d = 1.20 Pfrac = PLOT +

Pfrac = 70 +

Zs x d 10.2

2500 x 1.20 = 364 bars 10.2

1.4.3 Pression maximale admissible (Padm) La pression maximale admissible est la pression limite à ne pas dépasser en tête d'annulaire pour éviter la fracturation de la formation la plus fragile. (dfrac – d) x Zs Padm = Pfrac - Zs x d = 10.2 10.2 Note : La pression admissible doit être recalculée à chaque changement de densité de boue. La pression maximale admissible ne doit en aucun cas être atteinte lorsque l'effluent est au-dessous du point fragile (sabot), elle devient insignifiante lorsque I'effluent est au-dessus du point fragile. On définit la pression maximale Pmax comme étant la pression limite en tête de l'annulaire, cette limite dépend de la pression de service des équipements de surface et de la pression d'éclatement du tubage.

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1.4.4 Gain maximal admissible (Gmax) Le gain maximal admissible est défini comme étant le volume maximal de la venue après fermeture du puits qui peut être circulé en toute sécurité sans fracturer au point fragile. 1) Durant le forage En cas de venue il y a deux états critiques qui peuvent conduire à la fracturation : a) Lorsque la venue est au fond juste après la fermeture du puits, il faut calculer la hauteur maximale (Hmax) de la venue correspondant à Pa1 = Padm en tête de l'espace annulaire : Hmax = 10.2 x

(Padm – Pt1) (d1– deff)

avec V1 = Hmax x Vea où :

Hmax : hauteur maximale de la venue au fond (m) Padm : pression maximale admissible (bars) Pt1 : pression stabilisée en tête des tiges puits fermé après venue (bars) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) deff : densité de l'effluent (kg/L) V1 : volume de la venue au fond (L) Vea : volume unitaire de l'espace annulaire garniture trou (L/m)

2) Durant la circulation de la venue du fond jusqu'au point fragile, il y a expansion de l'effluent entraînant une augmentation de sa hauteur jusqu'à atteindre Hmax. Pour les calculs on considère que le sommet du gaz est au niveau du point fragile et que la pression qui règne est égale à la pression de fracturation. On calcule le volume de la venue dans les conditions de fond après fermeture qui donnera la hauteur maximale (Hmax) au niveau du point fragile lors de la circulation. On applique la loi de Boyle entre les deux états : • •

Conditions au fond : Ppores , V2 Conditions au point fragile : Pfrac, Vs avec Vs = Hmax x Vea

V2 =

10.2 x Pfrac x Vea x (Padm – Pt1) Pfrac x Vs = Ppores Ppores x (d1– deff)

Note: Le Gmax est égal à la valeur la plus petite de V1 et V2

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Exemple d'application : Phase 8"1/2 Casing 9"5/8 DC 6"1/2 DP 5" 19.5 # E densité de boue densité d'équilibre Gradient de fracturation densité d'effluent

Z = 2800 m Zs = 2200 m L=140m d1 = 1.50 kg/L de = 1.60 kg/L Gfrac = 0.18 bar/m deff = 0.23 kg/L

Solution Pfrac= Gfrac x Zs = 0.18 x 2200 = 396 bars Pt1 =

Z x (de – d1) 10.2

Pt1 =

2800 x (1.60 – 1.50) = 28 bars 10.2

Padm = Pfrac – Zs x d1 10.2 Padm = 396 –

Ppores =

Ppores =

donc

2200 x 1.5 = 73 bars 10.2

Z x deql 10.2 2800 x 1.6 = 439 bars 10.2

Hmax =

10.2 x (73 – 28) = 361 m (1.5 – 0.23)

Hmax > LDC d'où : V1 = 140 x 15.2 + (361 – 140) x 23.3 = 7277 L

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CONTROLE DE VENUES SECTION 1:PRINCIPES FONDAMENTAUX DE CONTROLE DE VENUES

V2 =

10.2 x 396 x (73 – 28) x 23.3 439 x (1.5 – 0.23)

= 7596 L

Donc Gmax = V1 = 7277 L 2) Durant la manoeuvre de remontée Durant la remontée de la garniture un pistonnage risque de provoquer une intrusion de fluide de la formation dans le puits, cela est dû à la diminution de la pression de fond. Si une intrusion a lieu, on notera après fermeture du puits la même pression en tête des tiges et d'annulaire (venue au-dessous de l'outil). Une fois I'outil est retourné au fond on lira une pression nulle en tête des tiges et une pression Pa en tête d'annulaire. Il faut donc déterminer le gain maximal (Gmax) pour éviter la fracturation au point fragile. On applique la relation suivante : Hmax =

10.2 - Padm d1 - deff

et Gmax = Hmax x Vea d'où: Gmax =

10.2 x Padm x Vea d1 - deff

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Exemple d'application: Profondeur verticale du puits Côte verticale du sabot Pression maximale admissible Densité de boue Densité d'effluent Longueur des drill collars Capacité : drill collars / trou = 15 L/m drill pipe / trou = 24 L/m

Z = 3500 m Zs = 2000 m Padm = 80 bars d = 1.60 deff = 0.3 LDC = 140 m

Solution : Hmax =

10.2 x 80 10.2 x Padm = 628m = d1 - deff 1.60 – 0.3

Hmax > LDC d'où Gmax = 140 x 15 + (628 – 140) x 24 Gmax = 13812 l = 13.8 m3

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CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

2.1 INTRODUCTION 2.2 PARAMETRES AFFECTANT LE CONTROLE PRIMAIRE 2.2.1 Densité de boue 2.2.2 Procédure de manœuvre 2.2.3 Marge de sécurité en manœuvre (Trip margin ) 2.2.4 Observation puits (flow check) 2.2.5 Short trip 2.2.6 Pompage d'un bouchon lourd (Slugging) 2.2.7 Cabine d'enregistrement ( Mud logging ) 2.2.8 Communication 2.2.9 Alarmes 2.3 CAUSES DES VENUES 2.3.1 Défaut de remplissage pendant la manœuvre 2.3.2 Pistonnage vers le haut et vers le bas ( Swabbing and surgging ) 2.3.3 Perte de circulation 2.3.4 Densité de boue insuffisante 2.3.5 Formations à pressions anormalement élevées 2.3.6 Contamination de la boue par le gaz

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CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

2.1 INTRODUCTION Le contrôle primaire d'une venue consiste en l'utilisation d'un fluide de forage de densité suffisante qui peut fournir une pression au fond du puits égale ou légèrement supérieure à la pression de la formation, sans pour autant dépasser la pression de fracturation. Il est extrêmement important de maintenir cet équilibre à tout moment durant la réalisation du puits, sa perte ne serait ce que temporaire permettra au fluide de la formation d'entrer dans le puits. Définition d'une venue Une venue est définie comme étant l'intrusion d'un fluide indésirable d'une formation perméable dans le puits, dès que la pression de fond devient inférieure à la pression de pores.

2.2 PARAMETRES AFFECTANT LE CONTROLE PRIMAIRE Pour être sûr que le contrôle primaire est effectif à tout moment, les précautions et procédures suivantes doivent être scrupuleusement suivies. 2.2.1 Densité de boue Pour un contrôle effectif du puits, s'assurer à tout moment que la densité à l'entrée et à la sortie du puits est maintenue à la valeur requise. Cette densité est maintenue à une valeur correcte pendant le forage par l'utilisation des équipements d'épuration mécanique (Tamis vibrant, Dessilter, Mud cleaner...) ou par dilution. La fréquence des mesures de densité pendant le forage doit être de 30 minutes ou moins dépendant de la nature des opérations et des procédures de chaque compagnie. Ces valeurs doivent être normalement consignées sur un registre de mesures. 2.2.2 Procédure de manœuvre L'opération de manœuvre que ce soit la remontée ou la descente nécessite une préparation particulière qui consiste en : •

l'utilisation de la feuille de manœuvre (Trip sheet) pour suivre les volumes à remplir en cours de remontée ou à récupérer en cours de descente. Cette fiche doit être remplie par le chef de poste (fig 2.1). L’utilisation d'un bac de manœuvre (Trip tank) pour mesurer d'une manière précise le volume récupéré ou pompé pendant la manœuvre (fig 2.2).

•

s'assurer de la disponibilité sur le plancher de la gray valve, de la safety valve et de leurs réductions appropriées (fig 2.3). Pendant la remontée de la garniture, le volume à remplir doit être égal au volume d'acier extrait; dans le cas contraire la manœuvre doit être arrêtée pour identifier le problème et prendre les mesures nécessaires.

2-2

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

Fig 2.3

2-3

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

Fig : 2.1

2-4

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

SCHEMA DE FONCTIONNEMENT D'UN TRIP TANK Fig : 2.2 2.2.3 Marge de sécurité en manœuvre (Trip margin) Avant d'arrêter la circulation et d'entamer l'opération de remontée, s'assurer qu'on a une surpression (Trip margin) capable de compenser les pertes de charge annulaire et l'effet du pistonnage en cours de remontée (Swabbing). Marge de sécurité = où

10.2 x Pca Z

Pca : pertes de charge annulaire en cours de forage (bars) Z : profondeur verticale (m)

2.2.4 Observation puits (flow check) La stabilité du puits à tout moment est impérative avant toute opération de remontée. Des flow checks doivent être faits avec les pompes arrêtées aux points suivants: • • •

au fond au sabot avant la remontée de la BHA 2-5

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

2.2.5 Short trip Dans des circonstances particulières un short trip de 5 à 10 longueurs peut être fait avant d'entamer la remontée afin de vérifier les conditions de fond (swabbing). Une fois l'outil est retourné au fond, circuler le volume annulaire tout en surveillant le retour de la boue. 2.2.6 Pompage d'un bouchon lourd (Slugging) C'est une pratique qui est souvent utilisée pour éviter les pertes de boue en surface pendant la remontée de la garniture et ainsi de mieux contrôler le volume de boue utilisé. L'équation suivante permet le calcul du volume de boue lourde à pomper à l'intérieur de la garniture avant le début de la manœuvre. Vv = Vb x Où

db -1 di

Vv : le volume de vide à l'intérieur des tiges Vb : le volume du bouchon lourd db : la densité du bouchon lourd di : la densité de la boue utilisée

En pratique, le bouchon lourd doit avoir une densité supérieure à la densité de la boue et un volume calculé pour maintenir au minimum deux (02) longueurs de tiges vides. Il est très important de connaître la position du bouchon dans le puits en cours de remontée. 2.2.7 Cabine d'enregistrement ( Mud logging ) L'utilisation d'une cabine d'enregistrement (Mud logging) est un moyen qui nous permet d'avoir en temps réel les informations essentielles pour une détection rapide d'une éventuelle venue. Ces informations sont : • • • • • • • •

les paramètres de forage (WOB, RPM, ...) la vitesse d'avancement (ROP) les niveaux et l’état des volumes de boue en surface le débit d'entrée et de sortie la densité de la boue à l'entrée et à la sortie l'analyse des déblais la détection et analyse des gaz la tendance du "d" exposant

2.2.8 Communication Une bonne communication entre tous les membres de l'équipe de forage (chef de poste, boueux, technicien de la cabine d'enregistrement ...) est essentielle pour la surveillance et le suivi des procédures de forage. Par exemple lors d'un transfert de boue en surface tous les membres de l'équipe doivent être avertis. 2-6

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

2.2.9 Alarmes Les dispositifs d'alarmes disponibles sur l'appareil de forage doivent être calibrés, bien entretenus et actifs. Parmi ces dispositifs, deux sont essentiels pour la détection d'éventuelles venues: • •

alarme du débitmètre différentiel (% débit de retour) alarme du niveau des bacs à boue (Gain et Perte)

2.3 CAUSES DES VENUES La prévention des venues est un processus qui doit d'abord commencer par l'étude et la compréhension des causes qui sont à I'origine de ces venues. Les causes de venues les plus fréquentes sont : • • • • •

le défaut de remplissage du puits pendant les manœuvres de garniture le pistonnage vers le haut et vers le bas pendant les manœuvres les pertes de circulation la densité du fluide de forage insuffisante les situations spéciales (DST, avancement non contrôlé dans une formation contenant du gaz...)

Les statistiques ont révélé que la majorité des venues surviennent en cours de manœuvres où la réduction de la pression de fond est essentiellement due à : • • •

l'annulation des pertes de charge annulaire à l'arrêt des pompes la chute de niveau de boue dans l'annulaire pendant la remontée le pistonnage vers le haut (swabbing)

2.3.1 Défaut de remplissage pendant la manœuvre La baisse du niveau de boue dans l'annulaire engendrerait une réduction de la pression de fond qui peut provoquer une venue si le puits n'a pas été rempli avec un volume de boue équivalent au volume d'acier extrait. Les équations suivantes nous permettent de calculer la réduction de la pression de fond due à cette baisse de niveau lorsque les tiges sont remontées vides ou pleines. •

Tiges vides ΔP = H x

Gb x Va tige (Vi tubage – Va tige)

2-7

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

•

Tiges pleines

ΔP = H x

où

Gb x [ Va tige + Vi tige ] Vi tubage – [ Va tige + Vi tige ]

ΔP : réduction de la pression de fond (bars) H : longueur de tiges remontée (m) Gb : gradient de boue (bar/m) Va tige : volume acier des tiges (L/m) Vi tige : volume intérieur des tiges (L/m) Vi tubage : volume intérieur du tubage (L/m)

L'utilisation d'un bac de manoeuvre (trip tank) et une feuille de manœuvre (trip sheet) sont indispensables pour éviter et détecter les anomalies de remplissage. 2.3.2 Pistonnage vers le haut et vers le bas ( Swabbing and surgging ) Pistonnage vers le haut ( Swabbing ) Le pistonnage vers le haut est un phénomène qui se manifeste lors de la remontée de la garniture entraînant une dépression au fond du puits. Cette dépression est d'autant plus importante que : • • • •

la vitesse de remontée est trop rapide la densité et la rhéologie (viscosité, gel ...) sont élevées le jeu entre le trou et la BHA est réduit I'outil est bourré

Le pistonnage vers le haut peut être détecté par un suivi rigoureux du retour à la goulotte et un bilan des volumes dans le trip tank. Pour minimiser l'effet du pistonnage il faut : • • • •

conditionner la boue avoir une surpression suffisante sur le fond avant d'entamer la remontée (trip margin) contrôler la vitesse de manœuvre circuler en remontant si nécessaire

Si un pistonnage a eu lieu, la manœuvre doit être arrêtée et la procédure suivante sera appliquée : a) si le puits ne débite pas: • • •

installer la gray valve redescendre au fond, en contrôlant le retour de boue après chaque longueur circuler sous duse le bottom up 2-8

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

Certaines compagnies préfèrent faire le stripping au lieu de redescendre la garniture puits ouvert. b) si le puits débite: • • • • •

installer la safety valve fermer le puits selon procédures installer la gray valve redescendre au fond en strippant circuler sous duse et évacuer la venue

Pistonnage vers le bas ( Surgging ) Le pistonnage vers le bas est aussi un phénomène qui se manifeste lors de la descente de la garniture entraînant une surpression au fond du puits. Si cette surpression est importante, la pression de fond devient supérieure à la pression de fracturation de la formation, et par conséquent provoquer une perte totale de la boue qui pourra entraîner une baisse suffisante du niveau de boue dans le puits et favoriser l'envahissement du puits par le fluide de la formation. 2.3.3 Perte de circulation Lors d'une perte totale de circulation, la pression hydrostatique diminue et si elle devient inférieure à la pression de pores, il y aura une intrusion du fluide de la formation dans le puits. La hauteur maximale de vide tolérée pour ne pas avoir une venue est donnée par la formule suivante : H= où

ΔP x 10.2 di

H : la hauteur maximale du vide (m ) ΔP : la différence entre la pression de fond et la pression de pores (bars) di : la densité initiale de la boue (kg/L)

2.3.4 Densité de boue insuffisante La densité de boue est un facteur primordial pour le contrôle primaire du puits. Si cette densité devient inférieure à la densité d'équilibre d'une formation poreuse et perméable il y aura venue. L’insuffisance de la densité peut être due à : • • •

une sous estimation de la pression de pores une diminution accidentelle de la densité de boue en surface une contamination de la boue par le fluide de formation

2-9

CONTROLE DE VENUES SECTION 2 : CAUSES DES VENUES

2.3.5 Formations à pressions anormalement élevées Des formations à pressions anormalement élevées déjà traitées dans la section précédente sont souvent rencontrées dans beaucoup de régions et à des profondeurs très diverses. Ces formations sont souvent une des causes des venues. On dit qu'une formation est à pression anormalement élevée lorsque son gradient de pression est supérieur au gradient normal. Gradient anormal > 0,105 bars/m Les formations à pressions anormalement élevées sont souvent prévues et détectées par l'analyse détaillée des études sismiques avant de commencer le forage. Un autre moyen plus direct pour détecter ces formations à pressions anormalement élevées consiste à observer les tendances des paramètres suivants pendant le forage : • • • • •

vitesse de pénétration (ROP) "d"- exposant température de sortie de la boue à la goulotte torque et frottements densité des argiles

2.3.6 Contamination de la boue par le gaz Lors du forage des formations contenant du gaz, ce dernier se mélange à la boue entraînant une réduction de la densité effective. Cette réduction est d'autant plus significative lorsque le gaz s'approche de la surface (Loi de BOYLE). La quantité de gaz contaminant la boue de forage dépend de: • • • •

la vitesse d'avancement (ROP) le diamètre de l'outil de forage la porosité les conditions de fond (pression et température)

La réduction de pression due à la contamination de la boue par le gaz est donnée approximativement par la formule de Strong : ΔP = 2.3 où

de - ds Log Ph ds

ΔP : la réduction de la pression sur le fond (bars) de : la densité d'entrée de la boue ds : la densité de sortie de la boue Ph : la pression hydrostatique de la boue initiale (bars)

Pour la sécurité du puits la boue doit être dégazée en surface avant d'être recirculée. 2 - 10

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

3.1 INTRODUCTION 3.2 SIGNES PRECURSEURS D'UNE VENUE 3.2.1 Augmentation de la vitesse d'avancement ( Drilling Break ) 3.2.2 Augmentation du torque et des frottements 3.2.3 Diminution de la densité des argiles 3.2.4 Taille, forme et volume des cuttings 3.2.5 Changement des propriétés de la boue 3.2.6 Changement de la température de la boue à la sortie 3.2.7 Diminution du d-exposant 3.2.8 Indices de gaz dans la boue 3.3 SIGNES POSITIFS D'UNE VENUE 3.3.1 En cours de forage 3.3.2 En cours des manœuvres 3.3.3 Situations pouvant masquer une venue 3.4 COMPORTEMENT DU GAZ DANS UNE BOUE A L'HUILE

3-1

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

3.1 INTRODUCTION Une détection rapide d'une venue suivie immédiatement par une action appropriée sont les éléments clés pour la réussite de contrôle du puits. Plusieurs signes peuvent prévenir d'un risque imminent d'une venue, ces signes avertisseurs sont analysés ci-après.

3.2 SIGNES PRECURSEURS D'UNE VENUE La sécurité du puits dépend essentiellement de la détection rapide des signes précurseurs d'une venue, toutefois la détection d'un seul signe peut ne pas être un indicateur définitif d'une venue, c'est la raison pour laquelle il est très important d'observer les autres indicateurs détaillés ci-après. 3.2.1 Augmentation de la vitesse d'avancement ( Drilling Break ) La vitesse d'avancement est généralement fonction d'un certain nombre de paramètres qui peuvent être : • • • • • • •

le poids sur l'outil la vitesse de rotation la nature de la formation l'hydraulique le type de l'outil la pression différentielle la porosité de la formation

Une augmentation de la vitesse d'avancement lors du forage d'une formation à pression anormalement élevée serait due principalement à la réduction de la pression différentielle et à l'augmentation de la porosité si tous les autres paramètres sont maintenus constants. Dans ces conditions, la réduction de la pression différentielle favorisera l'arrachement des cuttings et le nettoyage du front de taille, ce qui met en évidence l'effet sur la vitesse d'avancement (fig 3.1)

3-2

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

Il est donc nécessaire de contrôler immédiatement la stabilité du puits dès la constatation d'une augmentation rapide de la vitesse d'avancement (Drilling Break). 3.2.2 Augmentation du torque et des frottements L'augmentation du torque et des frottements par rapport à leurs tendances normales pendant le forage pourrait indiquer la pénétration d'une zone à pression anormalement élevée. Cette augmentation peut être considérée comme une indication de l'instabilité des parois du trou due à la réduction de la pression différentielle ce qui entraînerait le fluage des argiles et l'accumulation des cuttings autour du BHA (fig 3.2).

Fig 3.2

3-3

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

3.2.3 Diminution de la densité des argiles La tendance normale de la densité des argiles croit avec la profondeur sous l'effet de la compaction. La pénétration d'une zone à pression anormalement élevée est accompagnée généralement d'une augmentation de la porosité ce qui entraîne une réduction de la densité des argiles. La mesure de l'écart entre la densité des argiles (mesure prise en surface) et la tendance de variation normale sur la courbe (densité normale/profondeur) est utilisée comme un moyen de détection de zone à pression anormalement élevée (fig 3.3).

Fig 3.3 3.2.4 Taille, forme et volume des cuttings Les déplais de grande taille peuvent être produits dans les zones de transition et à pression anormalement élevée suite a une pression différentielle négative. L'analyse continue en surface de la taille, la forme (long et angles aigus) et le volume des cuttings permet la détection de l'entrée dans une zone de transition. 3.2.5 Changement des propriétés de la boue L'intrusion d'un fluide plus léger dans le puits entraîne une diminution de la densité de la boue, cette diminution de densité est généralement accompagnée par une variation de la viscosité en fonction du type de boue et de la nature de I'effluent. Par exemple, l'intrusion de l'eau de formation dans une boue à base d'huile entraînera l'augmentation de la viscosité, par contre l'effet est inverse pour une boue salée saturée à faible PH. Le changement de la concentration des chlorures dans la boue est un indicateur de l'entrée de l'effluent dans le puits.

3-4

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

Un rôle important du boueux est d'établir la tendance normale des propriétés de la boue et de surveiller tous les changements significatifs. 3.2.6 Changement de la température de la boue à la sortie La variation du gradient normal de température est caractérisée par une diminution à l'approche de la zone de transition suivie par une augmentation plus rapide que la normale à l'entrée dans cette dernière (fig 3.4). La mesure de température en surface doit être corrigée pour prendre en considération l'influence des paramètres suivants: • • • •

débit de forage nature et volume de boue en circulation temps écoulé depuis la dernière manoeuvre température ambiante

3-5

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

Température de la boue à la sortie

Fig 3.4

3-6

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

3.2.7 Diminution du d-exposant La méthode du "d" exposant a été introduite pour normaliser la vitesse d'avancement dans le but d'éliminer l'effet des variations des paramètres de forage pour aboutir à une mesure représentative de la forabilité des terrains (fig 3.5).

d=

où

1.26 – Log (ROP / RPM) 1.58 – Log (WOB / D)

d : d-exposant ROP : vitesse d'avancement (m/h) RPM : vitesse de rotation de l'outil (trs/min) WOB : poids sur l'outil (tonne) D : diamètre de l'outil (pouce)

Le "d" exposant doit être corrigé en fonction de la densité de la boue. dc = d x

où

d1 d2

dc : "d" exposant corrigé d : d-exposant d1 : densité du fluide de formation correspondant au gradient de pression hydrostatique normal ( 1.00 à 1.07 kgL) d2 : densité de la boue équivalente

3-7

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

La représentation graphique du "d" exposant en fonction de la profondeur dans une zone d'argile permet de : • définir une ligne de base "normal trend" • suivre l'évolution de leur compaction • détecter les zones à pressions anormalement élevées.

Fig 3.5

3.2.8 Indices de gaz dans la boue La présence du gaz dans la boue peut provenir de l'une des causes suivantes : Lors du forage d'une formation perméable contenant du gaz, avec une une densité de boue suffisante, le gaz contenu dans la roche détruite se libère provoquant ainsi le gazage de la boue (gas cut mud). Le pourcentage de gaz dans la boue est fonction de : - diamètre de l'outil - débit de circulation - la vitesse d'avancement - la pression de pores - la porosité de la formation Le gazage de la boue peut devenir dangereux si son pourcentage dans l'annulaire est élevé, ce qui diminuera la pression hydrostatique à une valeur qui pourra déclencher une venue.

3-8

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

•

Pendant les ajouts de simples, il y aurait intrusion de gaz (Connection Gas) dans le puits, si la pression de fond devient inférieure à la pression de pores, soit par l'élimination des pertes de charge annulaire, soit par l'effet du pistonnage. Une fois ce bouchon est détecté en surface, il est nécessaire d'augmenter la densité de la boue avant la manœuvre de la garniture.

•

Après manœuvre, un bouchon de gaz (Trip Gas) est quelquefois détecté lors de la circulation d'un bottom up si la pression de fond est devenue inférieure à la pression de pores pour les raisons suivantes: - l'effet de pistonnage vers le haut (Swabbing) - le défaut de remplissage

3.3 SIGNES POSITIFS D'UNE VENUE Un signe positif d'une venue signifie une intrusion sûre d'un certain volume d'effluent dans le trou ce qui nécessite la fermeture immédiate du puits. Les signes positifs énumérés ci-dessous peuvent se manifester en cours de forage ou pendant les manœuvres. 3.3.1 En cours de forage Les signes positifs d'une venue en cours de forage sont : • • •

l'augmentation du débit à la goulotte l'augmentation du niveau des bacs le débit à la goulotte, pompes a l'arrêt

Le débitmètre différentiel (mud flow indicator) et le totaliseur des volumes (mud volume totalizer) sont indispensables pour la détection des venues. 3.3.2 En cours des manœuvres Les signes positifs d'une venue en cours de manœuvres sont : • •

la différence entre le volume de boue rempli et le volume d'acier extrait à la remontée la différence entre le volume d'acier introduit et le volume de boue récupéré à la descente

L'utilisation d'un trip tank et d'une feuille de manœuvre sont indispensables pour une détection rapide d'une intrusion d'effluent en cours de manœuvre.

3-9

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

3.3.3 Situations pouvant masquer une venue Dans certaines situations, les signes positifs peuvent être masqués par : • • • • • • •

l'ajustement de la densité de la boue en cours de forage le transfert de la boue en surface durant le forage une perte partielle de circulation des fuites dans les équipements de surface l'utilisation des équipements d'épuration mécanique le démarrage et l'arrêt des pompes de forage drain back

3.4 COMPORTEMENT DU GAZ DANS UNE BOUE A L'HUILE En cas de venue de gaz lors du forage avec une boue à l'huile, le gaz se dissous dans la phase huile de la boue créant un nouveau mélange liquide. La circulation du mélange dans l'annulaire s'effectuera sans expansion jusqu'a ce qu'il atteigne son point de bulle à l'approche de la surface où il se détend rapidement. Lors de la circulation d'un volume d'effluent du fond jusqu'à la surface dans un puits ouvert, la détection de la venue est plus difficile dans le cas d'une boue à base d'huile que dans le cas d'une boue à base d'eau (fig 3.6)

3 - 10

CONTROLE DE VENUES SECTION 3 : INDICES D'UNE VENUE

Boue à base d'huile

Boue à base d'eau

3 - 11

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.1 INTRODUCTION 4.2 PROCEDURE DE FERMETURE SOFT 4.2.1 Alignement du circuit de contrôle 4.2.2 Procédure de fermeture en forage 4.2.3 Procédure de fermeture en manœuvre 4.3 PROCEDURE DE FERMETURE HARD 4.3.1 Alignement du circuit de contrôle 4.3.2 Procédure de fermeture en forage 4.3.3 Procédure de fermeture en manœuvre 4.4 PROCEDURE DE FERMETURE FAST 4.4.1 Alignement du circuit de contrôle 4.4.2 Procédure de fermeture en forage 4.4.3 Procédure de fermeture en manœuvre 4.5 AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTES PROCEDURES DE FERMETURE 4.5.1 Procédure soft 4.5.2 Procédures hard et fast 4.6 PROCEDURE D'EVACUATION AVEC DIVERTER 4.7 PROCEDURE DE FERMETURE LORS DES OPERATIONS DE WIRE-LINE

4-1

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.1 INTRODUCTION La détection rapide d'une venue et la fermeture immédiate du puits sont les éléments clés pour la réussite des opérations de remise sous contrôle du puits. Les procédures de fermeture de puits ont été établies dans le but de: • •

sécuriser le puits minimiser le volume de la venue

L'importance et la sévérité de la venue dépendent de : • • • •

la pression différentielle au fond du puits la perméabilité de la formation temps écoulé avant la fermeture du puits la nature de l'effluent

L'objectif de cette section est de décrire les différentes procédures de fermeture de puits, en cas de venue, reconnues par l'industrie pétrolière. Ces procédures énumérées ci-dessous, relatives aux appareils de forage fixes ne sont que des recommandations générales : • • •

la procédure de fermeture SOFT la procédure de fermeture HARD la procédure de fermeture FAST

4-2

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.2 PROCEDURE DE FERMETURE SOFT 4.2.1 Alignement du circuit de contrôle Pendant les opérations de forage le circuit de contrôle doit être aligné comme suit (fig 4.1). • • • • •

la vanne manuelle de la choke line ouverte la vanne hydraulique de la choke line fermée la duse hydraulique ouverte toutes les vannes de la ligne (en aval de la HCR) passant par la duse hydraulique, allant au séparateur doivent être ouvertes Les autres vannes du manifold de duses fermées ALIGNEMENT DU CIRCUIT DE CONTROLE POUR FERMETURE SOFT

Fig 4.1

4-3

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.2.2 Procédure de fermeture en forage Lorsque n'importe quelles indications sont observées lors du forage, et que le puits peut être en train de débiter : 1. arrêter la rotation de la garniture 2. dégager la kelly avec les pompes en marche et positionner le premier tool joint au dessus de la table de rotation 3. arrêter les pompes de forage et observer le retour de la boue, si positif : 4. ouvrir la vanne HCR choke line. 5. fermer un obturateur (l’annulaire de préférence 6. fermer la duse hydraulique et avertir le superviseur 7. noter le gain, relever les pressions en tête de tiges et d’annulaire et plotter leurs valeurs en fonction du temps Note: Duse en position ouverte durant le forage

4.2.3 Procédure de fermeture en manœuvre S’il y a indication de swabbing et que le puits débite durant un flow check, le puits doit être fermé de la manière suivante : 1. poser la garniture sur cales 2. installer la vanne de sécurité (safety valve) en position ouverte 3. Fermer la vanne de sécurité 4. ouvrir la vanne HCR choke line 5. fermer un obturateur (l’annulaire de préférence 6. fermer la duse hydraulique et avertir le superviseur 7. noter le gain, relever les pressions en tête d’annulaire 8. Installer un BOP interne (Gray valve ou Non-Return Valve). 9. Ouvrir la vanne de sécurité. 10. Réduire la pression du BOP annulaire et commencer le stripping de la garniture dans le puits. Note: Duse en position ouverte durant le forage

Avec une venue par swabbing, il y a trois options : 1. Redescendre dans le puits en strippant. 2. Exécuter la méthode volumétrique de purge. 3. Faire revenir la venue dans la formation par la méthode Bullheading.

4-4

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.3 PROCEDURE DE FERMETURE HARD 4.3.1 Alignement du circuit de contrôle Pendant les opérations de forage le circuit de contrôle doit être aligné comme suit (fig 4.2) : • • • • •

la vanne manuelle de la choke line ouverte la vanne hydraulique de la choke line fermée la duse hydraulique fermée toutes les vannes de la ligne (en aval de la HCR) passant par la duse hydraulique, allant au séparateur doivent être ouvertes Les autres vannes du manifold de duses fermées ALIGNEMENT DU CIRCUIT DE CONTROLE POUR FERMETURE HARD ET FAST

Fig 4.2

4-5

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.3.2 Procédure de fermeture en forage Lorsque n'importe quelles indications sont observées lors du forage, et que le puits peut être en train de débiter : 1. arrêter la rotation de la garniture 2. dégager la kelly avec les pompes en marche et positionner le premier tool joint au dessus de la table de rotation 3. arrêter les pompes de forage et observer le retour de la boue, si positif : 4. fermer l’annulaire ou le pipe rams (de préférence) 5. ouvrir la vanne HCR choke line et avertir le superviseur. 6. noter le gain, relever les pressions en tête de tiges et d’annulaire et plotter leurs valeurs en fonction du temps. 4.3.3 Procédure de fermeture en manœuvre S’il y a indication de swabbing et que le puits débite durant un flow check, le puits doit être fermé de la manière suivante : 1. poser la garniture sur cales 2. installer la vanne de sécurité (safety valve) en position ouverte 3. Fermer la vanne de sécurité 4. fermer un obturateur (le pipe rams de préférence) 5. ouvrir la vanne HCR choke line et avertir le superviseur 6. noter le gain, relever les pressions en tête d’annulaire 7. Installer un BOP interne (Gray valve ou Non-Return Valve). 8. Ouvrir la vanne de sécurité. 9. Réduire la pression du BOP annulaire et commencer le stripping de la garniture dans le puits. Note: Duse en position fermée durant le forage

4-6

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.4 PROCEDURE DE FERMETURE FAST 4.4.1 Alignement du circuit de contrôle L'alignement du circuit de contrôle est le même que celui utilisé dans la procédure hard. 4.4.2 Procédure de fermeture en forage Lorsque n'importe quelles indications sont observées lors du forage, et que le puits peut être en train de débiter : 1. arrêter la rotation de la garniture 2. dégager la kelly avec les pompes en marche et positionner le premier tool joint au dessus de la table de rotation 3. arrêter les pompes de forage et observer le retour de la boue, si positif : 4. ouvrir la vanne HCR choke line 5. fermer l’annulaire (de préférence) ou le pipe rams et avertir le superviseur. 6. noter le gain, relever les pressions en tête de tiges et d’annulaire et plotter leurs valeurs en fonction du temps. 4.4.3 Procédure de fermeture en manœuvre Lorsque n'importe quelles indications sont observées lors du forage, et que le puits peut être en train de débiter : 1. poser la garniture sur cales 2. installer la vanne de sécurité (safety valve) en position ouverte 3. Fermer la vanne de sécurité 4. ouvrir la vanne HCR choke line 5. fermer un obturateur (l’annulaire de préférence) et avertir le superviseur 6. noter le gain, relever les pressions en tête d’annulaire NOTE : Après la fermeture du puits, il est recommandé pour toutes les procédures d'aligner le retour de la goulotte sur le trip tank pour détecter d’éventuelles fuites au niveau des obturateurs.

4-7

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.5 AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTES PROCEDURES DE FERMETURE 4.5.1 Procédure soft Avantages: • •

permet le contrôle et la surveillance de l'évolution des pressions en tête de l'annulaire et en tête des tiges durant la fermeture évite les coups de bélier à la formation

Inconvénients: • •

temps de fermeture assez long engendrant un gain important risque de confusion durant son application

4.5.2 Procédures hard et fast Avantages: • •

temps de fermeture court entraînant un gain faible procédure de fermeture moins compliquée

Inconvénients: • •

ne permet pas le contrôle de l'évolution des pressions à la fermeture risque des coups de bélier au niveau du découvert

4.6 PROCEDURE D'EVACUATION AVEC DIVERTER Une bonne pratique de contrôle de venues consiste a installer un diverter pendant le forage des formations de surface de faible gradient de fracturation et susceptibles de contenir du gaz. Cet équipement assure l'évacuation de la venue sans fermer le puits. Recommandations pratiques a) En forage Lors du forage des formations de surface susceptibles de contenir du gaz, les points suivants doivent être pris en compte: • • • •

le bon nettoyage du trou le contrôle de l'avancement le risque de pistonnage l'intercalation d'un clapet anti-retour dans la garniture 4-8

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

b) En cas de venue Au moindre signe de venue pendant le forage, la procédure suivante doit être appliquée (fig 4.3) : 1. maintenir les pompes à fort débit et pomper la boue lourde déjà préparée 2. positionner la vanne de sécurité (Safety valve) au dessus de la table de rotation 3. ouvrir la ligne d'évacuation 4. fermer la vanne de retour sur tamis vibrants et trip tank 5. fermer le diverter 6. arrêter les équipements et organes non nécessaires pour le contrôle du puits (blowers, poste de soudure, ...) NOTE: 1. En cas d'épuisement de la réserve de boue continuer le pompage avec de l'eau 2. Si le diverter est doté de deux lignes de torche, fermer la vanne de la ligne opposée à la direction du vent

4-9

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

Fig 4.3

4 - 10

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

RELEVE DES PRESSIONS 1 / Relevé des pressions Temps (mn)

Pression tiges

Pression EA

Temps (mn)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Pression tiges

Pression EA

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2 / Tracé de la courbe

Temps (mn) Fig 4.4

4 - 11

CONTROLE DE VENUES SECTION 4 : PROCEDURES DE FERMETURE

4.7 PROCEDURE DE FERMETURE LORS DES OPERATIONS DE WIRE-LINE Dans le cas de venue pendant les opérations de wire-line, il est conseillé de procéder comme suit : 1. arrêter les opérations de wire line et fermer l'obturateur annulaire 2. ouvrir la vanne hydraulique de la choke line et avertir le superviseur 3. noter le gain et relever la pression en tête 4. établir un programme de neutralisation

NOTE : Il est recommandé de remonter le cable wire line par stripping. En cas de complication couper le câble et fermer l'obturateur shear ou blind rams.

4 - 12

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

5.1 INTRODUCTION 5.2 CALCULS PRÉLIMINAIRES 5.2.1 Choix du débit de contrôle (Qr) 5.2.2 Mesure des pertes de charge à débit réduit (Pc1) 5.2.3 Calcul de la pression maximale admissible (Padm) 5.2.4 Mesure du gain (G) 5.2.5 Observation et relevé des pressions en tête 5.2.6 Détermination de la densité requise (dr) 5.2.7 Calcul des volumes et temps de circulation 5.2.8 Calcul de la pression initiale de circulation (PR1) 5.2.9 Calcul de la pression finale de circulation (PRr) 5.3 METHODES DE CONTROLE 5.3.1 Driller's Method 5.3.2 Wait and Weight Method 5.3.3 Concurrent Method 5.3.4 Volumetric Method 5.3.5 Lubricating Method 5.4 PROCEDURE DE STRIPPING 5.5 CONTROLE DE VENUES DANS LES PUITS HORIZONTAUX

5-1

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

5.1 INTRODUCTION Le contrôle de venues est la mise en œuvre d'une série d'opérations permettant l'évacuation de l'effluent et la mise en place d'une boue de densité égale à la densité d'équilibre de la formation. Le contrôle de la venue doit être fait tout en évitant une nouvelle intrusion et la fracturation de la formation la plus fragile.

5.2 CALCULS PRÉLIMINAIRES Une venue peut survenir à tout moment durant la réalisation d'un forage, c'est la raison pour laquelle un certain nombre de paramètres doivent être préalablement choisis, mesurés, calculés et régulièrement tenus à jour. Les autres paramètres nécessaires pour le contrôle seront calculés ultérieurement sur la base des données obtenues après la fermeture du puits. 5.2.1 Choix du débit de contrôle (Qr) La circulation des venues se fait généralement à des débits relativement faibles par rapport aux débits de forage. En pratique la valeur du débit de contrôle est généralement choisie entre la moitié et le quart du débit de forage. Ce choix est fait sur la base d'un certain nombre de critères pour : • • • • •

minimiser les surpressions exercées dans le puits par réduction des pertes de charge annulaire donner le temps à l'opérateur de la duse d'ajuster les pressions et de réagir efficacement en cas de problèmes durant le contrôle tenir compte de la capacité du Mud Gas Separator pour le traitement de la venue avoir le temps nécessaire pour l'alourdissement de la boue en surface réduire le risque d'usure de la duse

5.2.2 Mesure des pertes de charge à débit réduit (Pc1) Le calcul théorique des pertes de charge étant approximatif, une mesure directe devient nécessaire pour l'obtention d'une valeur exacte des pertes de charge à débit réduit. La valeur de ces pertes de charge doit être régulièrement tenue à jour par des mesures fréquentes : • • • •

à chaque changement d'équipe à chaque changement de la BHA à chaque changement de la densité et la rhéologie de la boue après forage d'une longue section de 100 à 200 m

NOTE : La lecture des pertes de charge à débit réduit (Pc1) doit se faire sur le manomètre du panel de commande duse, utilisé pour le contrôle des venues.

5-2

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5.2.3 Calcul de la pression maximale admissible (Padm) La connaissance de la pression maximale admissible en tête de l'annulaire est d'une importance vitale pour éviter la fracturation de la formation la plus fragile durant le contrôle de la venue. La valeur de la pression maximale admissible est obtenue à partir résultats du Leak-off Test d'après la formule suivante : Padm = Pfrac -

d1 x Zs 10.2

ou bien : Padm = Zs x où

dfrac – d1 10.2

Padm : pression maximale admissible (bars) Pfrac : pression de fracturation (bars) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) Zs : côte verticale du sabot (m) dfrac : densité de fracturation (kg/L)

5.2.4 Mesure du gain (G) Le gain de boue en surface représente le volume de la venue au fond du puits après fermeture, il est donc estimé par la différence des niveaux dans les bacs à boue avant et après la venue. Toutefois si ce raisonnement est valable pour les boues à base d'eau, il ne l'est pas pour les boues à base d'huile, le gain mesuré dans ce cas doit être corrigé. 5.2.5 Observation et relevé des pressions en tête Dès la fermeture du puits après une venue, les pressions en tête des tiges et d'annulaire doivent être relevées et notées chaque minute jusqu'à la stabilisation. Le temps nécessaire pour la stabilisation des pressions en tête dépend des paramètres suivants : • • •

la pression différentielle au fond du puits la perméabilité du réservoir la nature de l'effluent

Dans le cas d'une venue de gaz, la détermination des pressions stabilisées en tête s'avère difficile et délicate du fait de la migration du gaz dans l'espace annulaire. C'est la raison pour laquelle en pratique, toute augmentation de pression au delà d'une certaine limite est considérée comme étant due à la migration du gaz (fig 5.1).

5-3

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Fig 5.1 La pression stabilisée en tête des tiges (Pt1) représente uniquement la différence entre la pression de pores et la pression hydrostatique de la boue à I'intérieur de la garniture, par contre, la valeur de la pression annulaire dépend de : • • •

la pression de pores volume de la venue la nature de I'effluent

En général, la valeur de la pression annulaire stabilisée (Pa1) est supérieure à celle de la pression stabilisée en tête des tiges (Pt1). L'écart entre ces deux valeurs est d'autant plus élevé que le volume de la venue est plus important et la densité de l'effluent est plus faible (fig 5.2).

5-4

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Fig 5.2 La présence d'un clapet anti-retour (float valve) dans la garniture de forage rend la lecture directe de la pression en tête des tiges difficile. Pour lire la pression dans ces conditions, la procédure suivante peut être mise en œuvre : • •

pomper de la boue à très faible débit par l'intérieur des tiges en observant la pression annulaire arrêter la pompe dès que la pression annulaire commence à augmenter

La pression stabilisée en tête des tiges (Pt1) sera égale à la pression notée en tête des tiges correspondant au début de l'augmentation de la pression annulaire. 5.2.6 Détermination de la densité requise (dr) La densité requise est définie comme étant la densité de la boue fournissant une pression hydrostatique égale à la pression de pores. Après la fermeture du puits, la pression de pores est égale à la somme des pressions à l'intérieur de la garniture et aussi égale à la somme des pressions dans l'espace annulaire.

5-5

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Fig 5.3 Ppores = Pt1 + Phi = Pa1 + Pha + Pheff où

Pt1 : pression stabilisée en tête des tiges (bars) Phi : pression hydrostatique de la boue à l'intérieur de la garniture (bars) Pa1 : pression stabilisée en tête d'annulaire (bars) Pha : pression hydrostatique de la boue dans l'espace annulaire (bars) Pheff : pression hydrostatique de la venue dans l'espace annulaire (bars) 5-6

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La méconnaissance de la densité exacte de l'effluent rend l'estimation de la pression de pores au moyen de l'espace annulaire incertaine, par contre, son calcul par l'intérieur de la garniture donne une valeur plus précise du fait que l'intérieur des tiges est rempli d'une boue homogène de densité connue. Ppores =

Z x dr = Z x d1 Pt1 + 10.2 10.2

ou bien : dr = d1 + où

10.2 x Pt1 Z

dr : densité requise de la boue (kg/L) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) Pt1 : pression stabilisée en tête des tiges (bars) Z : côte verticale (m)

La masse de baryte nécessaire pour alourdir la boue de la densité initiale (d1) à la densité requise (dr) est donnée par la formule suivante : B = 4.2 x V x

où

dr - d1 4.2 - dr

B : masse de baryte nécessaire pour I'alourdissement (tonnes) V : volume total de boue à alourdir (m3) dr : densité requise de la boue (kg/L) d1 : densité initiale de la boue (kg/L)

5.2.7 Calcul des volumes et temps de circulation •

Intérieur garniture

a) Volume intérieur garniture (Vi) : Vi = V int tiges + V int BHA

5-7

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b) Nombre de coups de pompe (Ci) : Ci = où

Vi x Nr Vi = Qu Qr

Vi : volume intérieur garniture (L) Qu : débit réel unitaire de la pompe (L/cp) Nr : vitesse de la pompe correspondant au débit de contrôle (cps/min) Qr : débit de contrôle (L/min)

c) Temps de circulation (Ti) : Ti = où •

Vi Qr

Vi : volume intérieur garniture (L) Qr : débit de contrôle (L/min)

Espace annulaire découvert

a) Volume annulaire découvert (Vd) : Vd = Van (BHA/trou) + Van (tiges/trou) b) Nombre de coups de pompe (Cd) : Cd = où

Vd x Nr Vd = Qu Qr

Nr : vitesse de la pompe correspondant au débit de contrôle (coups/min) Qu : débit réel unitaire de la pompe (L/coup)

c) Temps de circulation (Td) : Td =

Vd Qr

5-8

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•

Espace annulaire total

a) Volume annulaire total (Va) : Va = Van découvert + Van tubage

b) Nombre de coups de pompe (Ca) : Ca =

Va x Nr Va = Qr Qu

c) Temps de circulation (Ta) : Ta =

Va Qr

5.2.8 Calcul de la pression initiale de circulation (PR1) Durant le contrôle à débit constant, la pression initiale de circulation (PR1) nécessaire pour maintenir une pression constante au fond et égale à la pression de pores : PR1 = Pt1 + Pc1 où

PR1 : pression initiale de circulation (bars) Pt1 : pression stabilisée en tête des tiges (bars) Pc1 : pertes de charge à débit réduit (bars)

5.2.9 Calcul de la pression finale de circulation (PRr) Pour maintenir une pression au fond constante lors du pompage de la boue de densité requise à l'intérieur de la garniture, la pression de refoulement doit décroître de la pression de refoulement initiale (PR1) jusqu'à la pression de refoulement finale (PRr). Cette pression finale correspond aux pertes de charge à l'intérieur de la garniture lorsque la boue lourde atteint l'outil. PRr = Pc1 x où

dr d1

PRr : pression finale de circulation (bars) Pc1 : pertes de charge à débit réduit (bars) dr : densité requise de la boue (kg/L) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) 5-9

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5.3 METHODES DE CONTROLE Plusieurs méthodes de contrôle ont été développées au fil des années pour traiter diverses situations de venues. Ces méthodes de contrôle ont le même principe de base qui consiste à maintenir une pression au fond constante et égale ou légèrement supérieure à la pression de pores durant toute la durée du contrôle. Elles différent les unes des autres par la procédure de mise en œuvre de ce principe. 5.3.1 Driller's Method La Driller's Method est la méthode la plus anciennement utilisée, elle est considérée comme étant la méthode la plus simple à mettre en œuvre du fait que le contrôle peut se faire immédiatement après la fermeture du puits sans préparation spéciale. Cette méthode consiste : - Premièrement : à circuler et évacuer la venue avec la densité initiale de forage. - Deuxièmement : à remplacer la boue initiale par une boue de densité suffisante pour équilibrer la pression de pores. Procédure de mise en œuvre de la Driller's Method 1) Fermer le puits dès la constatation d'un signe positif de venue 2) Noter le gain et relever les pressions stabilisées en tête des tiges et d'annulaire 3) Remplir la fiche de contrôle (kill sheet) fig 5.9 et 5.10 4) Première circulation •

• •

Ouvrir légèrement la duse et démarrer progressivement la pompe de forage jusqu'à atteindre le débit de contrôle (Qr) en ajustant la duse pour maintenir la pression annulaire constante et égale a la valeur de la pression stabilisée en tête d'annulaire (Pa1). Une fois le débit de contrôle est atteint, la pression en tête des tiges doit être égale en principe à la pression initiale de circulation calculée (PR1). Continuer à circuler à débit constant jusqu'à l'évacuation complète de la venue tout en ajustant la duse pour maintenir la pression de refoulement constante et égale à la pression initiale de circulation (PR1). Arrêter la circulation et fermer le puits une fois que la boue lourde est prête. Après la fermeture du puits, on doit lire les mêmes pressions en tête des tiges et d'annulaire. Pt = Pa = Pt1

5 - 10

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5) Deuxième circulation •

• • • •

La boue de densité requise étant prête. Ouvrir légèrement la duse et démarrer la pompe progressivement jusqu'a atteindre le débit de contrôle en ajustant la duse pour maintenir la pression annulaire constante et égale à la valeur de la pression annulaire lors de la fermeture en fin de la première circulation (Pa = Pt1). Continuer à circuler à débit constant et ajuster la duse pour avoir une pression de refoulement décroissante de la valeur de la pression initiale de circulation (PR1) à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) selon le graphe pré-établi. Une fois la boue lourde atteint l'outil, continuer à circuler à pression de refoulement constante et égale à la pression finale de circulation (PRr) jusqu'à l'arrivée de la boue de densité requise en surface. On doit noter en principe une pression annulaire nulle. Arrêter la circulation, fermer la duse et observer les pressions en tête des tiges et d'annulaire qui doivent être nulles. Ouvrir le puits et continuer les opérations normales de forage après conditionnement de la boue.

NOTES : 1. Durant la circulation de la venue dans le découvert, la pression annulaire ne doit en aucun cas dépasser la pression maximale admissible en tête (Padm) pour ne pas fracturer au sabot ou au point fragile. Une fois la venue est dans le tubage, le risque de fracturation est écarté si la pression de fond est maintenue constante. 2. Après la mise en place de la boue de densité requise, cette dernière peut être alourdie à une densité supérieure fournissant une marge de sécurité (trip margin) de l'ordre de 10 à 15 bars. Avantages et inconvénients de la méthode Avantages : • •

démarrage du contrôle juste après la stabilisation des pressions simple d'utilisation

Inconvénients : • • •

entraîne des pressions élevées dans l'annulaire qui peuvent provoquer la fracturation au point fragile. génère de fortes pressions en surface et par conséquent l'exposition des équipements à des pressions durant une longue période. temps de contrôle élevé

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Fig 5.4 5 - 12

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Fig 5.5 5 - 13

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Fig 5.6 5 - 14

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5.3.2 Wait and Weight Method La Wait and Weight Method est une autre technique de contrôle de venues ayant le même principe de base que la driller's method. La procédure de cette méthode consiste à évacuer la venue avec la boue de densité requise en une seule circulation. Procédure de mise en œuvre de la Wait & Weight Method 1) Fermer le puits dès la constatation d'un signe positif de venue. 2) Noter le gain et relever les pressions stabilisées en tête des tiges et d'annulaire. 3) Remplir la fiche de contrôle (kill sheet) et alourdir la boue à la densité requise. 4) Une fois la boue de densité requise est prête, ouvrir légèrement la duse et démarrer progressivement la pompe jusqu'à atteindre le débit de contrôle (Qr) en maintenant à l'aide de la duse la pression annulaire constante et égale a la pression stabilisée en tête d'annulaire (Pa1). Lorsque le débit de contrôle est atteint avec une pression annulaire maintenue constante, le manomètre de tiges doit indiquer une pression de refoulement égale à la valeur de la pression initiale de circulation (PR1). 5) Pendant le pompage de la boue de densité requise à l'intérieur de la garniture à débit de contrôle constant, la pression de refoulement doit décroître selon le graphe pré-établi de la valeur de la pression initiale de circulation (PR1) à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) lorsque la boue lourde atteint I'outil. 6) Durant la remontée de la boue lourde dans l'espace annulaire, continuer à circuler à pression de refoulement constante et égale à la valeur de la pression finale de circulation (PRr) en ajustant la duse jusqu'à l'évacuation complète de la venue et le retour de la boue lourde en surface. 7) Arrêter la pompe, fermer la duse et observer les pressions en tête des tiges et d'annulaire qui doivent être nulles. 8) Ouvrir le puits et continuer les opérations normales de forage après conditionnement de la boue. Avantages et inconvénients de la méthode Avantages : • • •

moins de risque de fracturation surtout pour des découverts très longs moins de pression en tête d'annulaire durant le contrôle moins de risque d'usure de la duse (washout) du fait que le temps de circulation est réduit

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Inconvénients : • • • •

temps d'attente important pour préparer la boue de densité requise, d'où risque de coincement et de bouchage de la garniture difficultés d'homogénéisation de la boue pour des volumes importants migration du gaz durant l'attente difficultés de prévoir le comportement du gaz dans l'espace annulaire

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Fig 5.7

5 - 17

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Evolution des pressions en tête des tiges et d'annulaire

Fig 5.8 5 - 18

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Fig 5.9 5 - 19

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Fig 5.10 5 - 20

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5.3 3 Concurrent Method Cette méthode est aussi connue sous le nom de "Slow Weight-up Method" ou "Engineering Method", elle est généralement utilisée dans des cas où les moyens de barytage sont limités. Cette méthode consiste à démarrer le contrôle de la venue après la stabilisation des pressions. L'alourdissement de la boue se fait par palier durant la circulation. Elle est plus compliquée que les autres méthodes de contrôle du fait de la présence de plusieurs densités à la fois à l'intérieur de la garniture, ce qui nécessite plus d'attention pour suivre l'évolution de la pression de refoulement durant le contrôle de la venue. 5.3 4 Volumetric Method La Volumetric Method est une méthode de contrôle conventionnelle qui consiste à faire remonter jusqu'en surface une venue de gaz sans circulation, en laissant le gaz se détendre d'une manière contrôlée. Cette méthode est utilisée dans des situations particulières de venues ou la circulation de l'effluent devient impossible telles que : • • • • •

garniture de forage hors du trou garniture coincée loin du fond bouchage de la garniture de forage arrêt de la force motrice sifflure ou rupture de la garniture de forage

On peut distinguer deux cas possibles lors de l'application de la Volumetric Method: 1er cas: communication de pression entre I'espace annulaire et I'intérieur des tiges avec impossibilité de circulation. Chaque fois que la lecture de la pression en tête des tiges est possible, on utilise ce qu'on appelle la méthode de purge classique. Cette méthode consiste à purger de la boue pour maintenir la pression en tête des tiges constante et égale à la valeur de la pression stabilisée (Pt1) jusqu'à l'arrivée du gaz sous les obturateurs où il sera évacué en circulation ou en utilisant la lubricating technique. En pratique, une marge de sécurité est prise pour pallier aux fluctuations des pressions lors de la manipulation de la duse. 2ème cas: pas de communication de pression et impossibilité de circulation. Lorsque la lecture de la pression en tête des tiges n'est pas possible, le contrôle de la pression de fond doit se faire avec le manomètre annulaire.

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a) Choix et calculs 1) Choix du palier de pression de travail (ΔP) Le palier de pression de travail (ΔP) est défini comme étant l'augmentation de pression annulaire autorisée avant de purger un certain volume de boue pour garder la pression de fond constante. La valeur de ce palier de pression est généralement comprise entre 5 et 10 bars. En pratique, l'augmentation de la pression annulaire est obtenue en laissant le gaz migrer puits fermé. 2) Choix de la marge de sécurité (S) Une marge de sécurité de 10 à 15 bars est prise pour pallier aux variations des pressions dues au maniement de la duse. 3) Calcul du volume de purge (V) Le volume V est le volume de boue à purger dans le trip tank donnant une pression hydrostatique dans I'espace annulaire égale au palier de pression de travail (ΔP) choisi. Le calcul de ce volume est obtenu par la formule suivante : V= où

10.2 x ΔP x Vea d1

V : Volume de boue à purger Q ΔP : Palier de pression de travail (bars) d1 : densité de la boue (kg/L) Vea : Volume espace annulaire correspondant à la position du gaz dans l'espace annulaire (L/m)

4) Calcul de la vitesse de migration du gaz (Vm) Une fermeture prolongée du puits après une venue de gaz aura pour conséquence une augmentation de pression due à la migration de ce dernier. La vitesse de migration du gaz dans l'espace annulaire est estimée à partir de l'augmentation de la pression par unité de temps. Pour connaître la position du gaz à tout moment dans l'espace annulaire, la formule suivante peut être appliquée : Vm = où

10.2 x ΔP d1

Vm : vitesse de migration du gaz (m/h) ΔP : augmentation de pression (bars/h) d1 : densité de la boue (kg/L)

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Procédure de mise en œuvre de la Volumetric Method 1) Noter la pression stabilisée en tête de l'annulaire Pa1 2) Laisser la pression annulaire monter jusqu'à la valeur Pa2 = Pa1 + S + ΔP 3) Purger dans le trip tank à pression annulaire constante et égale à Pa2 le volume de boue V calculé correspondant à la position du gaz dans l'annulaire en utilisant de préférence la duse manuelle 4) Laisser la pression annulaire monter d'une valeur égale au palier de pression de travail ΔP choisi. La pression annulaire aura une nouvelle valeur Pa3 = Pa2 + ΔP 5) Répéter les séquences 3 et 4 jusqu'à l'arrivée du gaz en surface, puis sera évacué en utilisant la lubricating

Fig 5.11

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Exemple d'application : Z= 3700m Zs = 2450m d1 = 1.40 kg/L dgaz = 0.30kg/L LDC = 200m Pt1 = 0 bar ( garniture bouchée) Pa1 = 50 bars Gain = 1500 L Capacités : OH/DC = 15.20 L/m OH/DP = 23.90 L/m CSG/DP = 24.90 L/m

On prend une marge de sécurité S=10 bars et un palier de pression de travail ΔP = 5 bars. La pression annulaire est égale à : Pa2 = Pa1 + S + ΔP Pa2 = 50 + 10 + 5 = 65 bars Si I'augmentation de pression est de 10 bars en 30 min, la bulle de gaz a migré du fond de la valeur : h=

h=

10.2 x ΔP d1

10.2 x 10 = 73 m 1.40

et la vitesse de migration est de : Vm =

Vm =

10.2 x ΔP 1.40

10.2 x (10 x 2) = 146 m/h 1.40 5 - 24

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

La bulle de gaz est dans l'espace annulaire drill collars-trou. Le volume de boue V à purger dans le trip tank correspondant au palier de pression de travail (ΔP) de 5 bars est égal à : V=

V=

10.2 x ΔP x Vea (OH/DC) d1 10.2 x 5 x 15.2 = 554 litres 1.40

Le volume de boue V à purger lorsque la bulle est dans l'espace annulaire tiges-trou est égal à : V=

V=

10.2 x ΔP x Vea (OH/DP) d1 10.2 x 5 x 23.9 = 871 litres 1.40

Le volume de boue V à purger lorsque la bulle est à l'intérieur du tubage est égal à : V=

V=

10.2 x ΔP d1

x Vea (CSG/DP)

10.2 x 5 x 24.9 = 907 litres 1.40

La mise en application de la volumetric method est décrite comme suit : 1) après fermeture, laisser la pression annulaire augmenter jusqu'à la valeur Pa2 = 65 bars, ensuite purger à pression annulaire constante le volume V = 554 L 2) laisser la pression annulaire augmenter jusqu'à la valeur Pa3 = 70 bars et purger à pression annulaire constante le volume V = 871 L 3) Répéter la séquence 2 en laissant la pression annulaire augmenter de la valeur ΔP et purger le volume V correspondant à la position de la venue dans l'espace annulaire jusqu'à l'arrivée de la venue sous les obturateurs.

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CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

Fig 5.12

5 - 26

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

Fig 5.13 5.3.5 Lubricating Technique C'est une technique utilisée pour évacuer un volume de gaz se trouvant sous les obturateurs en le remplaçant par la boue de forage. Le principe de la technique consiste à maintenir la pression de fond constante en pompant un certain volume de boue par l'espace annulaire et de purger un volume de gaz pour réduire la pression annulaire d'une valeur égale à la pression hydrostatique du volume pompé.

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Procédure de mise en œuvre de la Lubricating 1) Noter la pression annulaire Pa 2) Choisir un palier de pression de travail ΔP qui est généralement compris entre 5 et 10 bars 3) Calculer le volume de boue V donnant une pression hydrostatique dans l'espace annulaire égale au palier de pression de travail ΔP choisi V= où

10.2 x ΔP x Vea d1

V : volume de boue à pomper par l'espace annulaire (L) ΔP : palier de pression de travail choisi (bars) d1 : densité de la boue (kg/L) Vea : volume de l'espace annulaire tubage-tiges (L/m)

4) Pomper par l'espace annulaire (kill line) le volume de boue V calculé 5) Laisser la boue se décanter à travers le gaz 6) Purger du gaz à I'aide de la duse manuelle pour réduire la pression annulaire d'une valeur égale au palier de pression de travail ΔP choisi plus la surpression due à l'injection de la boue 7) Répéter les séquences 4, 5 et 6 jusqu'à l'évacuation complète de la venue NOTE : Dans le cas d'une venue en cours de manœuvre, la pression annulaire doit être nulle en fin de l'opération de lubrification et l'augmentation de la densité n'est pas nécessaire pour remettre le puits sous contrôle.

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Exemple d'application :

Données :

d1= 1.40 kg/L Pt1 = 0 bar (garniture bouchée) Pa = 100 bars Capacité espace annulaire CSG/DP = 24.90 L/m On choisira un palier de pression de travail ΔP de 5 bars.

Le calcul du volume de boue à pomper correspondant au palier de pression de travail ΔP est : V=

V=

10.2 x ΔP x Vea d1

10.2 x 5 x 24.9 = 907 litres 1.40

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CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

L'évolution de la pression annulaire en fonction du volume de boue pompé est représentée comme suit sur la figure 5.14.

Fig 5.14 Pour remettre le puits sous contrôle dans la cas précédemment étudié où la garniture a été supposée bouchée, cette dernière doit être perforée ou nettoyée après l'évacuation complète de la venue.

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CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

Fig 5.15

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5.4 PROCEDURE DE STRIPPING Dans le cas d'une venue en cours de manœuvre de remontée, plusieurs options peuvent être envisagées : a) si le puits ne débite pas, redescendre la garniture au fond puits ouvert tout en surveillant le retour de boue à la goulotte. b) si le puits est fermé, garniture loin du fond et les conditions du trou ne permettent pas de redescendre la garniture, la Volumetic Method sera utilisée pour contrôler la venue. c) si le puits est fermé après débit et les conditions du trou le permettent, le stripping est recommandé pour retourner l'outil au fond et évacuer la venue en circulation (première circulation de la Driller's Method). Sachant que le contrôle d'une venue en cours de manœuvre ne sera effectif que si l'outil est au fond, tous les efforts doivent être déployés pour redescendre l'outil au fond en utilisant la procédure de stripping. En effet, le stripping est une technique qui permet en cas de venue de redescendre la garniture de forage au fond (puits fermé), en gardant la pression de fond constante. Pour maintenir la pression de fond constante, l'opération de stripping consiste à purger à pression annulaire constante un volume de boue égal au volume extérieur de la garniture introduite, plus un certain volume correspondant à l'augmentation de la pression annulaire due à la migration du gaz. La réalisation pratique d'une telle opération s'avère délicate pour les raisons suivantes : • • • •

augmentation de la pression en tête d'annulaire due simultanément à la migration du gaz et à l'introduction de la garniture dans le puits difficulté de connaître la position exacte du gaz dans le puits mise en place d'équipements adaptés à l'opération (trip tank et BOP'S). manque de formation et de communication.

Procédure de mise en œuvre de I'opération de stripping 1) Noter le gain (G) et relever la pression annulaire stabilisée (Pa1) 2) préparer la feuille de contrôle pour le stripping. 3) Choisir un palier de pression de travail ΔP qui est généralement compris entre 5 et 10 bars 4) Calculer le volume de boue V1 à purger correspondant à ce palier de travail

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V1 = où

10.2 x ΔP x Vea (OH / DC) d1

V1 : volume de boue à purger (L) ΔP : palier de pression de travail choisi (bars) d1 : densité initiale de la boue (kg/L) Vea : volume de l'espace annulaire trou-tiges (L/m)

5) Choisir une marge de sécurité (S) pour pallier aux fluctuations de pressions dues à la manipulation de la duse. Sa valeur est généralement comprise entre 10 et 15 bars 6) Calculer la marge de sécurité (SDC) pour compenser la chute de pression hydrostatique due à l'introduction de la BHA dans la venue SDC = où

d1 - dgaz 10.2

-

G Vea (OH / DC)

-

G Vtrou

d1 : densité initiale de la boue (kg/L) dgaz : densité de l'effluent (kg/L) G : gain mesuré en surface (L) Vea (OH / DC) : volume de l'espace annulaire OH/DC (L/m) Vtrou : volume linéaire du trou (L/m)

7) Aligner le manifold de duse sur le trip tank et réduire la pression de régulation de l'obturateur annulaire jusqu'à I'obtention d'une légère fuite 8) Faire monter la pression annulaire (en strippant) à une pression Pa2 égale à la valeur : Pa2 = Pa1 + S + SDC + ΔP 9) Continuer l'opération de stripping en introduisant la garniture lentement à une vitesse de l'ordre de 0.3 m/s (1 ft/s) et en purgeant à pression annulaire constante égale à Pa2 10) Après chaque longueur introduite, noter le volume total purgé V et calculer la différence entre ce dernier et le volume extérieur total de la garniture introduite dès le début de la purge Vext 11) Poursuivre l'opération de descente en purgeant à pression annulaire constante égale à Pa2 jusqu'à ce que la différence entre le volume total purgé V et le volume total extérieur introduit depuis le début de la purge Vext soit égale au volume calculé V1 = V - Vext

5 - 33

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

12) Fermer la duse manuelle et continuer à stripper en laissant la pression annulaire monter de ΔP jusqu'à la valeur Pa3 avec : Pa3 = Pa2 + ΔP 13) Répéter les séquences 11 et 12 jusqu'à ce que l'outil arrive au fond et se préparer pour évacuer la venue en circulation Recommandations pour I'opération de stripping • • • • •

Remplir la garniture au moins chaque cinq (5) longueurs descendues La vitesse de descente doit être réduite lors du passage des tool-joints à travers l'obturateur annulaire Enlever les protecteurs de tubage et graisser les tool-joints des tiges lors de la descente L'utilisation d'un trip tank gradué de faible capacité est indispensable pour un bon suivi des volumes Installation d'une bouteille d'accumulateur sur la ligne de fermeture de l'obturateur annulaire pour absorber les surpressions causées lors du passage des tool-joints à travers l'obturateur.

Exemple d'application : Données: Outil Côte verticale Z Côte sabot Zs Côte outil Vint tiges V acier tiges Vea (trou-DP) Vea (trou-DC) Volume trou Densité boue Densité gaz Gain

8"1/2 3600m 3000m 3100m 9.15 L/m 4 L/m 23.3 L/m 15.2 L/m 36.6 L/m 1.45 0.30 3000 L

1) On choisit un palier de pression de travail ΔP = 5 bars et une marge de sécurité S de 10 bars.

5 - 34

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

2) Calcul du volume V1 correspondant au palier de pression de travail V1 =

10.2 x ΔP x Vea (OH / DC) d1

V1 =

10.2 x 5 x 15.2 = 535 litres 1.45

3) Calcul du volume extérieur de la garniture Vext = V int tiges + V acier Vext = 9.15 + 4 = 13.15 L/m 4) Calcul de la sécurité SDC SDC =

SDC =

d1 - dgaz 10.2

1.45 – 0.3 10.2

-

-

G Vea (OH / DC) 3000 3000 15.2 36.6

G Vtrou

-

= 13 bars

5) Calcul de la pression annulaire Pa2 Pa2 = Pa1 + S + SDC + ΔP Pa2 = 10 + 10 + 13 + 5 = 38bars

Réalisation • •

• •

Faire augmenter la pression annulaire en strippant jusqu'à 38 bars, puis continuer à stripper à pression annulaire constante et égale à 38 bars en purgeant dans le trip tank. Après chaque longueur introduite, noter le volume total purgé V et calculer le volume V1 = V Vext. Continuer à stripper à pression annulaire constante et égale à 38 bars jusqu'à ce que le volume V1 soit égal à 535 L (sans tenir compte du volume extérieur de la garniture ayant servi à faire augmenter la pression annulaire à la valeur (Pa2). Fermer la duse et faire augmenter la pression annulaire de 38 à 43 bars en strippant. Puis continuer l'opération de stripping à pression annulaire constante et égale à 43 bars en purgeant. Répéter les opérations de descente et de purge jusqu'à ce que l'outil arrive au fond en faisant augmenter la pression annulaire de 5 bars chaque fois qu'un volume V1 = 535 L est récupéré.

NOTE : Fermer la duse durant les ajouts des longueurs.

5 - 35

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

L'évolution de la pression annulaire en fonction du nombre de longueurs strippées dans le puits est donnée à titre indicatif sur la figure ci-dessous.

Fig 5.16

5 - 36

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

Fig 5.17

5 - 37

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

5.5 CONTROLE DE VENUE DANS LES PUITS HORIZONTAUX Le comportement d'une venue dans un puits fortement dévié ou horizontal est différent de celui dans un puits vertical. En effet, une venue de gaz peut être piégée et plus difficile à évacuer du drain horizontal. Dans un puits horizontal, le volume d'une venue due au pistonnage en cours de la manœuvre de remontée est relativement plus important que dans un puits vertical. La confirmation d'une telle venue par un flow check ou par une lecture des pressions après la fermeture du puits est impossible tant que le gaz est dans le drain horizontal. 5.4.1 Détection des venues en forage La détection d'une venue dans une section horizontale est plus difficile que dans un puits vertical. Toutefois les indicateurs les plus sûrs restent les mêmes à savoir : • •

augmentation du débit de boue à la goulotte augmentation du niveau de boue dans les bacs

Pour permettre un bon suivi des volumes durant le forage d'une section horizontale, les opérations telles que, l'ajout des produits chimiques ou de la boue même de faibles volumes dans le circuit de circulation sont à éviter. 5.4.2 Précautions à prendre durant les ajouts Pendant les ajouts de simples, aligner le retour de boue sur le trip tank pour détecter d'éventuelles venues dues à l'élimination des pertes de charge annulaire. 5.4.3 Précautions à prendre durant les manœuvres 1) Réduire la vitesse de remontée pour éviter le pistonnage (swabbing) 2) Conditionner la boue avant la manœuvre de remontée pour obtenir une rhéologie adéquate et une densité de boue avec une marge de sécurité suffisante 3) Lors de la manœuvre de remontée, le bouchon lourd ne doit être pompé que lorsque l'outil est hors de la section horizontale 4) Suivre d'une manière rigoureuse les volumes pompés par l'utilisation d'un trip tank et d'une feuille de manœuvre (trip sheet) 5) S'assurer que la marge de sécurité de manœuvre (trip margin) est suffisante avant d'entamer la remontée 5.4.4 Evolution de la pression de refoulement lors du contrôle L'évolution de la pression de refoulement lors du contrôle de la venue dans un puits horizontal ne suit pas une seule ligne droite comme c'est le cas dans un puits vertical, du fait de sa géométrie. 5 - 38

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

Le calcul et le tracé du graphique de la pression de refoulement lors de l'injection de la boue de densité requise doivent être fait pour chaque tronçon du puits : • • •

section verticale : de la surface jusqu'au point d'amorce de la déviation (KOP) section déviée : du point d'amorce (KOP) jusqu'au point d'atterrissage (EOB) section horizontale : du point d'atterrissage (EOB) jusqu'à la profondeur totale du puits

Exemple d'application Données : Pt1 Pc1 d1 VintDP Vint DC LDC

= 40 bars = 70 bars = 1.20 = 3.84 L/m = 2.56 L/m = 150m

Débit unitaire pompe 18.60 L/coup Le profil du puits est schématisé sur la figure ci-dessous

Fig 5.18

5 - 39

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

•

Volume intérieur garniture Vi = Vint tiges x LDP + Vint DC x LDC Vi = 3.84 x (5500 - 150) + 2.56 x 150 = 20928 L

•

Nombre de coups intérieurs Vi

Ci = •

débit unitaire

20928 = 1125 coups 18.6

Densité requise de la boue dr = d1 +

•

=

10.2 x 40 10.2 + Pt1 = 1.32 = 1.20 + 3500 Z

Pression initiale de circulation PR1 PR1 = Pt1 + Pc1 = 40 + 70 = 110 bars

•

Pression finale de circulation PRr PRr = Pc1 x

1.32 dr = 77 bars = 70 x 1.20 d1

Durant le pompage de la densité requise, la pression de refoulement décroît de la valeur PR1 = 110 bars à PRr = 77 bars lorsque la boue dr atteint l'outil. La valeur de la pression de refoulement lorsque la boue lourde atteint le point d'amorce de déviation (KOP) et la fin de déviation (EOB) est calculée comme suit : 1. Section verticale (de A à B) La chute de pression statique en tête des tiges ΔPt au point B est : ΔPt = Pt1 -

ΔPt = 40 -

ZB x Pt1 ZD

750 x 40 = 31.4 bars 3500

5 - 40

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

L'augmentation des pertes de charge au point B est : ΔPci = Pc1 +

ΔPci = 70 +

LB x (PRr – Pc1) LD

750 x (77 – 70) = 71 bars 5500

La valeur de la pression de refoulement lorsque la boue dr atteint le point B est égale à : ΔPt + ΔPci = 31.4 + 71 = 102.4 bars. Le nombre de coups de pompe de A à B C A-B =

C A-B =

Vint DP x LB débit unitaire

3.84 x 750 = 155 coups 18.6

2. Section déviée (de B à C) La chute de pression statique au point C ΔPt = Pt1 -

ΔPt = 40 -

ZC x Pt1 ZD

3500 x 40 = 0 bar 3500

L'augmentation des pertes de charge au point C ΔPci = Pc1 +

ΔPci = 70 +

LC x (PRr – Pc1) LD

4500 x (77 – 70) = 76 bars 5500

La valeur de la pression de refoulement lorsque la boue dr atteint le point C est égale à : ΔPt + ΔPci = 0 + 76 = 76 bars 5 - 41

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

Le nombre de coups de pompe de A à C C A-C =

C A-C =

Vint DP x LC débit unitaire

3.84 x 4500 = 929 coups 18.6

3. Section horizontale (de C à D) La chute de pression statique au point D : ΔPt = Pt1 -

ZD x Pt1 ZD

3500 x 40 = 0 bar 3500

ΔPt = 40 L'augmentation des pertes de charge au point D ΔPci = Pc1 +

ΔPci = 70 +

LD x (PRr – Pc1) LD

5500 x (77 – 70) = 77 bars 5500

La valeur de la pression de refoulement lorsque la boue dr atteint le point D est égale à : ΔPt + ΔPci = 0 + 77 = 77 bars Le nombre de coups de pompe de A à D

C A-D =

C A-D =

Vint DP x LDP + Vint DC x LDC débit unitaire

3.84 x 5350 + 2.56 x 150 18.6

5 - 42

= 1125 coups

CONTROLE DE VENUES SECTION 5 : METHODES DE CONTROLE DE VENUES

La variation de la pression de refoulement lors du pompage de la boue de densité requise de la surface jusqu'à la côte finale du puits est illustrée sur le graphique ci-dessous.

Fig 5.19

5 - 43

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

6.1 INTRODUCTION 6.2 LES OBTURATEURS 6.2.1 Obturateurs annulaires 6.2.2 Obturateurs à mâchoires 6.2.3 Empilage des obturateurs 6.2.4 Diverters 6.2.5 Obturateurs rotatifs 6.2.6 Obturateurs internes 6.3 CIRCUIT MANIFOLD 6.3.1 Manifold de duses 6.3.2 Choke Line 6.3.3 Kill Line 6.4 COMMANDES HYDRAULIQUES DES OBTURATEURS 6.4.1 Description de I'unité 6.4.2 Fonctionnement de I'unité 6.4.3 Panel de commande 6.4.4 Choix de l'unité 6.4.5 Contrôle de I'unité de commande hydraulique 6.5 PROCEDURES DE TEST DES EQUIPEMENTS 6.5.1 Règles générales 6.5.2 Procédures de test en pression 6.6 EQUIPEMENTS DE TRAITEMENT DE GAZ EN SURFACE 6.7 EQUIPEMENTS DE DETECTION 6.8 BRIDES ET JOINTS TORES 6.8.1 Les brides (flanges) 6.8.2 Les joints tores

4-1

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

6.1 INTRODUCTION Un des aspects très important du contrôle de venues est le choix adéquat, l'utilisation correcte et la maintenance des équipements de contrôle des venues. Dans cette section sont décrits les équipements de contrôle de venues, le système de commande hydraulique, les empilages des obturateurs et les procédures des tests des équipements de contrôle. En addition, un guide pratique de maintenance du système d'accumulateur est introduit en fin de section.

6.2 LES OBTURATEURS La fonction principale des obturateurs est de permettre la fermeture du puits en cas de venue et la circulation sous duse durant le contrôle. Un obturateur est défini par : • • • •

sa marque : Cameron, Shaffer, Hydril, ... son type : U, SL, GK, ... sa dimension nominale qui correspond au diamètre minimal d'alésage, par exemple : 11", 13"5/8, ... sa série qui correspond à sa pression de service, exemple : 3000 psi, ...

6.2.1 Obturateurs annulaires L'obturateur annulaire est situé au top de l'empilage des obturateurs. Il contient une garniture élastique permettant : • •

la fermeture sur n'importe quel diamètre et même dans le cas extrême sur un trou vide (non recommandé) le stripping de la garniture de forage

Les obturateurs annulaires les plus couramment utilisés sont fabriqués par : • • •

Hydril type (GK, GL, GX et MSP) Shaffer type sphérique Cameron type D

Principe de fonctionnement des obturateurs annulaires (fig 6.1) Le principe de fonctionnement décrit ci-dessous est identique à tous les obturateurs annulaires. La fermeture est assurée par l'envoi d'huile sous pression dans la chambre de fermeture, entraînant le piston vers le haut, comprimant la garniture. Cette dernière étant plaquée vers le haut et vers le bas ne peut que se refermer vers l'intérieur.

4-2

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

L'ouverture est effectuée par l'envoi d'huile sous pression dans la chambre d'ouverture, entraînant le piston vers le bas, la garniture élastique se décomprime et reprend sa forme initiale. Le retour d'huile vers le réservoir s'effectue par le côté opposé de la chambre. Recommandations pratiques • • • • • • •

Appliquer une pression de fermeture conforme aux recommandations du constructeur, en effet, une pression de fermeture excessive réduit considérablement la durée de vie de la garniture. Descendre l'outil et la BHA lentement à travers l'obturateur annulaire pour minimiser l'endommagement de la garniture. Durant le stripping, réduire la pression de fermeture jusqu'à ce qu'une légère fuite se produit durant le stripping. Nettoyer les cavités et inspecter la garniture à chaque fin de puits. Démonter, inspecter et remplacer les joints annuellement. Remplacer les cap seals à chaque changement de la garniture. Employer une garniture d'élastomère naturel, synthétique ou néoprène suivant le type de boue de forage utilisée.

4-3

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Fig 6.1 Principe de fonctionnement de l'obturateur annulaire

4-4

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

L'obturateur annulaire Hydril type GK 4"1/6 - 10000, 15000 & 20000 psi Caractéristiques opérationnelles • • • • • • • •

Conçu pour les opérations de stripping et snubbing. La garniture élastique et les deux chambres d'ouverture et de fermeture sont testées à la pression de travail de I'obturateur. Le corps de l'obturateur est testé à 150% de la pression de travail. Peut se fermer sur un trou vide. Possibilité de mesurer la course du piston pour déterminer l'usure de la garniture. Disponible avec couvercle boulonné. La pression du puits aide à l'étanchéité de la membrane. Répond aux spécifications standard NACE concernant la résistance à l’H2S.

Fig 6.2 Obturateur annulaire type GK 4" 1/16

4-5

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

L'obturateur annulaire Hydril type GL Caractéristiques opérationnelles • • • • • •

Peut se fermer sur un trou vide. La pression du puits aide à l'étanchéité de la membrane. Le couvercle boulonné facilite le changement de la membrane. Conçu principalement pour les têtes de puits sous marine. Possibilité de mesurer la course du piston pour déterminer l'usure de la garniture. A une balancing chambre (secondary chamber) qui permet de contrebalancer la pression de la hauteur de boue dans le riser qui s'applique sur le piston et s'oppose a la fermeture.

Fig 6.3 Obturateur annulaire type GL

4-6

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Fig 6.4 Obturateur annulaire Hydril type GL 16"3/8 - 5000 psi

4-7

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

L'obturateur annulaire Hydril type MSP Caractéristiques opérationnelles • • • • •

Peut se fermer sur un trou vide. Principalement utilisé comme diverter. Revient automatiquement à la position ouverte quand la pression de fermeture est relâchée. La pression du puits aide à l'étanchéité de la membrane. Plus grande aptitude au stripping.

Fig 6.5 Obturateur annulaire MSP – 2000

4-8

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L'obturateur annulaire Shaffer sphérique Caractéristiques opérationnelles • • • •

Peut se fermer sur un trou vide. Nécessite une pression de fermeture élevée dans le cas d'utilisation sous marine. La pression du puits aide à l'étanchéité de la membrane. Pas de possibilité de mesurer la course du piston.

Fig 6.6 4-9

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L'obturateur annulaire Cameron type DL Caractéristiques opérationnelles • • • • •

Démontage rapide du couvercle lors du changement de la membrane. La plupart de ces obturateurs nécessitent moins de volume de fluide pour la fermeture que celles des annulaires Hydril et Shaffer. Sa hauteur est inférieure à celles des annulaires Hydril et Shaffer. Son poids est inférieur à ceux des annulaires Hydril et Shaffer sauf le 11" - 10000. Nécessite une pression de fermeture de 3000 psi pour fermer sur un trou vide.

Fig 6.7 Obturateur annulaire Cameron type DL

Différents types de garnitures selon Hydril IDENTIFICATION

NATURE DE LA GARNITURE

COULEUR

CODE

TEMP (°F)

COMPATIBILITE DE LA BOUE DE FORAGE

NATUREL

NOIRE

NR

-30 à 225

BOUE A BASE D'EAU

NITRIL

ROUGE

NBR BAND

20 à 190

BOUE A BASE D'HUILE

NEOPRENE

BANDE VERTE

CR

-30 à 170

BOUE A L'HUILE

4 - 10

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Volume de fluide nécessaire pour manœuvrer I'obturateur annulaire sur un trou vide (en gallons)

4 - 11

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Différentes formes des garnitures des obturateurs annulaires

Spherical Sealing Element (SHAFFER)

Garniture pour l'obturateur annulaire Cameron Fig 6.8 4 - 12

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6.2.2 Obturateurs à mâchoires Ces types d'obturateurs sont disponibles en simple, double ou triple étage et peuvent être équipés avec des mâchoires à fermeture : • • • •

totale (Blind rams) totale et cisaillante (Blind shear rams) sur un diamètre donné (pipe rams) sur une série de diamètres (variable rams)

Les modèles les plus couramment utilisés sont : Cameron type U & UII, Shaffer type LWS et Hydril type X A) Principe de fonctionnement des obturateurs à mâchoires Le principe de fonctionnement de tous les types des obturateurs à mâchoires est pratiquement identique. Pour illustrer ce principe, l'obturateur Cameron type U décrit ci dessous. Obturateur à mâchoires Cameron type U (fig 6.9 & fig 6.10) Il est constitué d'un corps forgé comprenant : • •

un alésage central vertical pour le passage des outils un alésage horizontal dans lequel se déplace un jeu de deux mâchoires. Chaque mâchoire est agrafée sur une tige de piston comportant au centre le piston de manœuvre (5).

De chaque côté du corps: • une bride intermédiaire (2) • un bonnet (3) Deux pistons (9) et (10) solidaires du corps, centré par vissage de deux tiges, servant à manœuvrer des bonnets, présentent les caractéristiques suivantes : • • •

l'un (10) côté fermeture a un alésage central communiquant par l'intermédiaire de sa tige au circuit fermeture l'autre (9) côté ouverture est plein. Le circuit débouche derrière le piston par deux ouvertures deux vis de verrouillage (8) permettent le blocage des mâchoires en position fermée (locking screw).

En version sous-marine, ces vis sont remplacées par un système hydraulique de blocage à coins dit (wedgelock). Ce système maintient les mâchoires fermées, même si la pression sur le dispositif de blocage est relâchée.

4 - 13

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La bride intermédiaire entre corps et bonnet dans laquelle coulisse la tige de piston est munie d'un joint à lèvres du côté puits et d'un joint O ring côté chambre de manœuvre du piston. Entre ces deux joints se trouvent une mise à l'atmosphère (ce qui permet la détection d'une fuite éventuelle) ainsi qu'un système supplémentaire d'étanchéité par injection de graisse plastique, à n'employer qu'en cas d'urgence.

Fig 6.9 Obturateur à mâchoires Cameron type U

4 - 14

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Fig 6.10 Obturateur à mâchoires Cameron type U

Principe de fonctionnement La fermeture est effectuée par l'envoi d'huile sous pression à travers l'orifice de fermeture, l'huile passe à l'intérieur de la tige et du piston, arrive dans le cylindre central, pousse le piston vers l'avant, entraînant la mâchoire et assure l'étanchéité en fin de course. Le retour d'huile, chassée par le mouvement des pistons, s'effectue par le côté ouverture. Pour ouvrir, l'huile sous pression est envoyée par l'orifice d'ouverture, passe par la tige du piston plein et arrive dans le cylindre de manœuvre, pousse le piston vers l'arrière entraînant la mâchoire. Le retour d'huile s'effectue par le côté de fermeture. Le système hydraulique de l'obturateur Cameron type U est conçu pour travailler sous une pression de 1500 psi. Des pressions de 300 à 500 psi sont normalement suffisantes pour le fonctionnement. En cas de nécessité, on pourra admettre dans le circuit des pressions allant jusqu'a 5000 psi (note du constructeur). Changement des mâchoires Pour changer les mâchoires procéder comme suit : • • • • •

dévisser les boulons de fixation des deux bonnets appliquer la pression sur le circuit de fermeture pour ouvrir les bonnets changer les mâchoires appliquer la pression sur le circuit d'ouverture pour fermer les bonnets visser les boulons de fixation des bonnets

4 - 15

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Fig 6.11 Circuit hydraulique de l'obturateur Cameron type U B) Obturateur double Cameron type UII Caractéristiques opérationnelles • • • • • •

Utilisation en onshore et sous marine La pression du puits aide à la fermeture des mâchoires Etanchéité auxiliaire pour le piston de manœuvre Utiliser dans les puits HP avec une température de l'ordre de 250°F Démontage et montage rapide pour le changement des mâchoires Un système de verrouillage (wedgelock) automatique maintient les mâchoires fermées même si la pression sur le dispositif de blocage est relâchée

Fig 6.12 Obturateur double Cameron type UII

4 - 16

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U II BLOWOUT PREYENTER PART NUMBERS

Fig 6.13 UII BOP Part Numbers

4 - 17

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C) Obturateur à mâchoires Cameron type SS Caractéristiques opérationnelles • • • •

Hauteur basse On ne peut pas repérer la position des mâchoires de l'extérieur La pression du puits aide à maintenir les mâchoires fermées Le piston de manœuvre contient une étanchéité auxiliaire

Fig 6.14 Obturateur Cameron Type SS

4 - 18

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D) Obturateur à mâchoires Hydril type X Caractéristiques opérationnelles • • • • •

Disponible pour des pressions de service élevées Disponible avec des systèmes de verrouillage manuel ou automatique Nécessite plus d'espace pour l'ouverture latérale des portes La pente des cavités permet le drainage de la boue et des déblais Les mâchoires sont conçues pour suspendre la garniture de forage

Fig 6.15 Obturateur à mâchoires Hydril type X

4 - 19

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E) Obturateur Shaffer type LWS poslock

Fig 6.16 Obturateur à mâchoires Shaffer modèle LWS

4 - 20

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Système de verrouillage du Shaffer type LWS poslock * Verrouillage Lors de la fermeture des mâchoires, le fluide de manœuvre pénètre également à l'intérieur du piston de manœuvre et tend à déplacer le petit piston également vers l'avant, celui-ci pour l'instant reste bloqué, retenu par les quatre clavettes. Dès que le piston de manoeuvre est en fin de course (mâchoires fermées), les quatre clavettes sont en face de l'alésage le plus grand. Le petit piston toujours soumis à la pression du fluide de manœuvre, peut alors effectuer sa course en écartant les quatre clavettes, verrouillant ainsi le piston de manœuvre et par conséquent les mâchoires. Le ressort se détend et bloque le petit piston à fond. Il est possible maintenant de supprimer la pression du fluide de manœuvre, dans le cas, par exemple, d'un abandon momentané de la tête de puits.

Fig 6.17 Piston de verrouillage en position verrouillé

4 - 21

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* Déverrouillage Lors de I'ouverture des mâchoires, le grand piston, toujours verrouillé par les clavettes, ne peut se déplacer. Mais le fluide, pénétrant à l'intérieur par les lumières, déplace le petit piston en comprimant le ressort, libérant les quatre clavettes et par la suite, le piston de manœuvre.

Fig 6.18 Piston en position déverrouillé

F) Les mâchoires Les mâchoires sont constituées de trois pièces : • • •

Un bloc métallique (la forme selon le type des mâchoires) Une garniture supérieure d'étanchéité (top seal) Une garniture frontale : - Packer pour fermeture sur une dimension donnée ou une série de diamètres - Side packer et blade packer pour fermeture totale et cisaillante

La garniture supérieure et frontale s'agrafent l'une à l'autre par deux tenons.

4 - 22

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Fig 6.19 Shear rams

Fig 6.20 Shear rams Shaffer

4 - 23

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Fig 6.21 Variable rams

Fig 6.22 Pipe rams

4 - 24

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

G) Rapport de fermeture Dans le but d'assurer la fermeture du puits en toute sécurité en cas d'une venue, il faut que la force exercée par la pression d'huile sur la section S du piston, soit supérieure ou égale à la force exercée par la pression en tête de puits sur la section s de la mâchoire (Fig 6.23). Par définition le rapport de fermeture R est égal au rapport des sections S/s, qui est donné par le constructeur. Nous avons à l'équilibre : Phuile x S = Ppuits x s, d'où

Phuile =

Ppuits R

Exemple : Pour un obturateur série 10000 et un rapport de fermeture 10.56 La pression d'huile doit être égale à 10000/10.56 = 947 psi cette valeur est majorée à 1000 psi

Fig 6.23

4 - 25

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Rapport d'ouverture et de fermeture des obturateurs à mâchoires

4 - 26

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Volume du fluide nécessaire pour le fonctionnement des obturateurs à mâchoires

4 - 27

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

6.2.3 Empilages des obturateurs Le choix des éléments de l'empilage des obturateurs est fonction de : • • •

la pression maximale attendue en surface les diamètres des outils et tubulaires à descendre la présence d'agents corrosifs (H2S)

L'empilage des obturateurs doit toujours assurer la possibilité de : • • • •

la fermeture du puits avec ou sans garniture l'évacuation d'une venue l'injection dans le tubage le stripping

Exemples de configurations d'empilages

Cas - 1

caractéristiques opérationnelles •

Lorsque l'un des obturateurs à mâchoires est fermé, on peut utiliser les sorties latérales de la mud cross pour contrôler le puits.

•

L'utilisation d'un obturateur double permet dans le cas des substructures basses d'utiliser les sorties latérales de l'obturateur et d'éliminer la mud cross.

•

Le puits peut être fermé pendant le changement des pipe rams. Une fuite au niveau de la mud cross ne peut être réparée.

•

Il y a davantage de brides exposées à la pression du puits, les brides sont considérées comme points faibles dans n'importe quel empilage.

4 - 28

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Cas - 2

Cas - 3

caractéristiques opérationnelles •

Le puits peut être fermé pendant le changement des pipes rams.

•

En dernier recours on peut larguer la garniture et fermer le puits en cas d'extrême urgence.

•

Un nombre réduit de brides sont exposées à la pression du puits sous le blind rams.

•

Lorsque le pipe rams est fermé, on peut utiliser les sorties latérales de la mud cross.

•

On peut changer ou réparer tous les éléments au dessus du blind rams.

caractéristiques opérationnelles •

C'est l'empilage qui est généralement acceptable avec trois obturateurs à mâchoires.

•

Avec le blind rams fermé, on peut changer le pipe rams supérieur.

•

La garniture étant dans le puits, la fermeture du pipe rams inférieur permet la réparation des éléments au dessus.

•

La garniture étant dans le puits, on peut changer le blind rams en pipe rams, les tiges peuvent être descendues en stripping avec l'utilisation des deux pipes rams supérieurs, le pipe rams inférieur sera garde en réserve.

•

Le blind rams fermé, une fuite autour de la mud cross ou du pipe rams inférieur ne peut être réparée.

4 - 29

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Cas - 4

caractéristiques opérationnelles •

On peut utiliser les sorties latérales de la mud cross lorsque le blind rams est fermé.

•

Le blind rams étant fermé, une fuite autour de la mud cross ou le pipe rams inférieur ne peut être réparée.

•

La garniture étant dans le puits, on peut changer le blind rams en pipe rams, les tiges peuvent être strippées dans le puits à travers les pipes rams supérieurs tout en gardant le pipe rams inférieur en réserve.

•

Si une fuite se produit au dessus de la table de rotation, les tiges peuvent être suspendues sur le pipe rams inférieur. En fermant le blind rams le puits peut être circulé.

•

Lorsque le blind rams est fermé, il y a davantage de brides exposées à la pression du puits. Les brides sont considérées comme points faibles dans n'importe quel empilage.

4 - 30

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Cas - 5

caractéristiques opérationnelles •

La garniture étant dans le puits, le blind rams peut être changé en pipe rams et les tiges peuvent être manœuvrées dans le puits fermé tout en gardant le pipe rams inférieur en réserve.

•

Avec la garniture dans le puits, la fermeture du pipe rams supérieur permet la circulation à travers les sorties latérales de la mud cross.

•

La fermeture du blind rams permet le changement et la réparation des éléments au dessus.

•

La garniture étant dans le puits, la fermeture du pipe rams inférieur permet la réparation des éléments au dessus.

•

Le blind rams étant fermé, des fuites au niveau du pipe rams inférieur ne peuvent être réparées.

•

La fermeture du blind rams ne permet pas l'utilisation des sorties latérales de la mud cross.

4 - 31

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Cas - 6

caractéristiques opérationnelles •

Le puits peut être fermé pendant le changement des rams.

•

Un nombre réduit de brides sont exposées à la pression du puits sous le blind rams.

•

La fermeture du blind rams permet la réparation ou le changement de tous les éléments au dessus.

•

En dernier ressort on peut larguer la garniture et fermer le blind rams en cas d'extrême urgence.

•

Seul la fermeture du pipe rams supérieur permet l'utilisation des sorties latérales.

•

En cas de stripping, on ne peut pas changer le blind rams en pipe rams.

4 - 32

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Cas - 7

caractéristiques opérationnelles •

La fermeture de l'annulaire ou du blind rams exposera davantage de brides à la pression du puits, les brides sont considérées comme points faibles dans un empilage d'obturateurs.

•

La garniture étant dans le puits, on peut changer le blind rams en pipe rams, les tiges pourront être strippées en utilisant les deux pipe rams supérieurs tout en gardant les pipe rams inférieurs en réserve, si la distance est suffisante entre les rams pour contenir le tool joint.

•

La fermeture du blind rams ne permet pas l'utilisation des sorties latérales.

4 - 33

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Cas - 8

caractéristiques opérationnelles •

La fermeture du blind rams permet la réparation des éléments au-dessus.

•

Un nombre réduit de brides est exposé à la pression du puits au dessous du blind rams.

•

La garniture étant dans le puits, l'utilisation des sorties latérales de la mud cross est possible avec la fermeture de l'un des pipe rams.

•

En cas de stripping, on ne peut pas changer le blind rams en pipe rams.

4 - 34

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Cas - 9

caractéristiques opérationnelles •

Le puits étant sous pression, une fuite autour de la mud cross ou le pipe-rams inférieur ne peut être réparée.

•

La fermeture de l'un des pipe rams permet l'utilisation des sorties latérales de la mud cross.

•

La garniture étant dans le puits, on peut changer le blind rams en pipe rams, les tiges peuvent être manœuvrées à travers le pipe rams supérieur tout en gardant les deux pipe rams inférieurs en réserve.

•

Le changement du blind rams permet de stripper les tiges à travers les rams supérieurs tout en gardant le pipe rams inférieur en réserve si la distance est suffisante pour contenir un tool joint.

4 - 35

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Cas - 10

caractéristiques opérationnelles •

Le puits étant sous pression, une fuite autour de la mud cross ou le pipe rams inférieur ne peut être réparée.

•

La fermeture de l'un des pipe rams permet l'utilisation des sorties latérales.

•

La garniture étant dans le puits, on peut changer le blind rams en pipe rams, les tiges peuvent être manœuvrées à travers le pipe rams supérieur tout en gardant les deux pipe rams inférieurs en réserve.

•

Le changement du blind rams permet de stripper les tiges à travers les rams supérieurs tout en gardant le pipe rams inférieur en réserve si la distance est suffisante pour contenir un tool joint.

4 - 36

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Cas - 11

caractéristiques opérationnelles •

Une fuite autour du blind rams ou la mud cross ne peut être réparée si le puits est sous pression.

•

La fermeture du pipe rams inférieur permet l'utilisation des sorties latérales de la mud cross.

•

Le changement du blind rams en pipe rams permet le stripping des tiges à travers les deux pipe rams supérieurs tout en gardant le pipe rams inférieur en réserve si la distance est suffisante entre les rams pour contenir un tool joint.

4 - 37

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6.2.4 Diverters Un diverter est un obturateur annulaire de grand diamètre et faible pression de service. Il comporte dans sa partie inférieure une ou deux sorties latérales de large diamètre (12" ou plus de préférence), équipées de vannes manuelles ou à commande à distance qui s'ouvrent dès qu'on initie la fermeture de l'obturateur. Le diverter est utilisé pour évacuer une venue lors du forage des formations de surface sans fermer le puits.

Fig 6.24 Diverter

4 - 38

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6.2.5 Obturateurs rotatifs L'obturateur rotatif est placé au dessus de l'empilage pour assurer l'étanchéité autour de la garniture de forage durant les opérations telles que • • •

forage ou circulation sous pression avec de l'air ou gaz forage avec la boue en déséquilibre évacuation d'un effluent sur torche ou bourbier, particulièrement dans les puits à H2S

La pression normale de travail de l'obturateur est de 500 à 700 psi. L'étanchéité autour de la garniture de forage augmente avec la pression régnant dans le puits.

Fig 6.25 Obturateur rotatif

4 - 39

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6.2.6 Obturateurs internes Ce sont des équipements qui permettent d'obturer rapidement la garniture de forage en cas de venue. Upper kelly cock C'est une vanne à fermeture rapide placée au sommet de la tige d'entraînement.

Fig 6.26 Upper kelly cock Omsco

4 - 40

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Lower kelly cock C'est une vanne à fermeture rapide, située à la partie inférieure de la tige d'entraînement.

Fig 6.27 Lower Kelly Cock

4 - 41

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Gray valve C'est une vanne à clapet anti-retour, qui est maintenu ouvert grâce à un dispositif spécial (Fig 6.28). Elle est vissée sur la garniture lorsqu'une venue se manifeste. Il faut prévoir les réductions nécessaires pour son vissage.

Fig 6.28 Gray Valve

4 - 42

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Fast shut off coupling C'est un dispositif à verrouillage rapide utilisé en cas de venue par l'intérieur de la garniture. Il permet le pompage d'un dispositif clapet anti-retour (type drop in check valve) à travers la garniture. L'inconvénient est que la garniture ne peut être redescendue.

Fig 6.29 Fast shut off coupling

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Drop in back pressure valve (DIBPV) C'est un clapet anti-retour, pompé à travers les tiges, il vient se positionner dans son raccord permettant la circulation de boue en évitant tout retour par les tiges. La venue étant contrôlée, la drop in check valve peut être récupérée soit au câble, soit à la remontée. Le raccord spécial de la drop in check valve est généralement placé au top des masses tiges.

Fig 6.30 Drop in check valve et son siège

4 - 44

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Float valve Ce sont les soupapes classiques à clapets anti-retour placés au-dessus de l'outil qui empêchent tout retour de boue par l'intérieur des tiges. Les inconvénients de ces équipements sont : • • • •

surpression durant la descente difficulté de lecture de pression en tête des tiges risque de bouchage par colmatant nécessité de remplissage de la garniture durant la descente

Modele F

Modele G Fig 6.31 Float Valves

4 - 45

Modele GC

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6.3 CIRCUIT MANIFOLD 6.3.1 Manifold de duses Le manifold de duses permet durant Ie contrôle d'appliquer une contre pression dans le puits à l'aide d'une duse réglable et de diriger le retour vers les bacs, le séparateur, la torche ou le bourbier. Etant donné les risques de bouchage et d'usure durant le contrôle, le manifold de duses doit être équipé au moins de deux duses réglables afin de permettre d'isoler une ligne défaillante et de basculer sur une autre pour continuer le contrôle. Sa pression de travail en amont des duses doit être égale ou supérieure a celle des obturateurs, par contre, la pression de la partie en aval est généralement d'une série inférieure.

Fig 6.32 Manifold de duses et conduites choke line et kill line

On trouve plusieurs types de duses : • • •

la duse calibrée fixe (Positive Choke) employée principalement en production la duse réglable manuelle (Adjustable Choke) la duse commandée à distance (Remote Choke) 4 - 46

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Duse réglable manuelle (Fig 6.33) Elle est composée d'un corps massif avec : • • • • • •

une entrée latérale taraudée ou à brides une sortie dans I'axe du pointeau, également taraudée ou à bride une duse vissée au fond du corps avec un joint d'étanchéité un chapeau avec écrou rapide et presse-étoupe de la vis pointeau la vis pointeau sur la vis pointeau, une douille graduée de 0 a 64/64 ème de pouce

Fig 6.33 Duse manuelle

4 - 47

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Duse commandée à distance Il existe plusieurs types de duses commandées à distance ayant le même principe de fonctionnement. La commande à distance de la duse est assurée par un dispositif (choke panel) placé sur le plancher de forage. Exemples Duse SWACO - 10000 psi (Fig 6.34) La duse est équipée de deux disques en carbure de tungstène comportant chacun une ouverture semi-circulaire. Le disque de fond (1) est fixe, l'autre (2) mobile est actionné par la tige (3). La rotation du disque mobile, limité à 180° est effectuée par l'intermédiaire d'un piston hydraulique monté sur crémaillère. L'ouverture de cette duse peut varier par rotation du disque mobile de 2.4 pouce carré jusqu'à fermeture complète.

Fig 6.34 Duse Swaco

4 - 48

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Duse Cameron - 10000 psi (Fig 6.35) Elle se compose : • • • • •

d'un corps avec une entrée latérale à bride 3" 1/16 10000 et une sortie taraudée ou à bride 4" 5000 d'un siège ( seat ) en carbure de tungstène avec un joint "0" ring d'étanchéité l'obturateur (sleeve) également en carbure de tungstène, est actionné par une tige de piston et un piston se déplaçant dans un cylindre (bonnet) de chaque côté du cylindre, un alésage taraudé permet l'entrée du fluide de manœuvre. Le siège et l'obturateur sont réversibles à l'extrémité du cylindre de manœuvre se trouve le système d'indication de position de la duse

Une pompe hydraulique alimentée en air comprimé fournit l'énergie permettant l'ouverture ou la fermeture de la duse.

Fig 6.35 Duse commandée à distance Cameron

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Choke panel (Fig 6.36) Le contrôle de la duse s'effectue à l'aide d'un pupitre qui comporte : • • •

une pompe hydraulique principale une pompe à main de secours un réservoir d'huile

Sur le tableau de commande on trouve : • • • • • • •

un levier "air supply" un levier principal de commande marqué "open", "hold", "close" contrôle le mouvement du disque mobile. une vanne "hydraulic regulator" régle la vitesse de déplacement du disque mobile un "position indicator" indique la fermeture approximative de la duse en pourcentage deux manomètres de pression ( stand pipe et casing ) un compte-coups de pompe un tolalisateur de coups de pompe

Fig 6.36 Choke panel 6.3.2 Choke Line (Fig 6.32) La choke line est la conduite qui relie l'empilage des obturateurs au manifold de duse. Elle doit avoir une pression de travail égale à celle des obturateurs et un diamètre intérieur supérieur ou égal à 3 pouces pour réduire l'effet des pertes de charges, minimiser le risque de bouchage et l'usure durant le contrôle.

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La connexion à I'empilage des obturateurs s'effectue au moyen de deux vannes en série. Il est recommandé qu'une de ces vannes soit commandée à distance pour une ouverture rapide du circuit de contrôle. 6.3.3 Kill line (Fig 6.32) La kill line est la conduite qui relie l'empilage au circuit de pompage, elle doit avoir une pression de travail égale à celle des obturateurs et un diamètre intérieur minimum de 2". Elle offre la possibilité de pomper sous les obturateurs. La conduite contient deux vannes en série et un clapet anti-retour qui permet de protéger le stand pipe et les pompes de forage contre toute pression venant du puits en cas de venue.

6.4 COMMANDES HYDRAULIQUES DES OBTURATEURS Les obturateurs et les vannes hydrauliques de la choke line et kill line sont manœuvrés hydrauliquement à distance suivant le principe de fonctionnement des vérins hydrauliques à double effet. Le système de commande hydraulique a pour objectif d'assurer la fermeture et I'ouverture de chaque fonction d'une façon efficace, rapide et facile à répéter et si nécessaire sans avoir à utiliser d'énergie extérieure. Les caractéristiques de l'unité à commande hydraulique sont définies en fonction : Du volume total d'huile pour assurer la séquence imposée par la procédure de la compagnie De la pression maximale de travail. Du temps nécessaire pour recomprimer l'accumulateur selon les spécifications API. L'unité KOOMEY décrite ci-dessous est la plus répandue dans l'industrie.

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Fig 6.37 L'unité hydraulique Koomey

6.4.1 Description de I'unité 1. Arrivée d'air 2. Huileur 3. Vane by-pass (normalement fermée), elle permet de by passer la vanne d'admission hydropneumatique n° 4 4. Vanne d'admission hydropneumatique automatique, ferme l'arrivée d'air quand la pression hydraulique est comprise entre 2900 et 3000 psi. S'ouvre automatiquement entre 2600 et 2700 psi suivant réglage 5. Vannes manuelles d'isolement des pompes hydropneumatiques (normalement ouvertes ) 4 - 52

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6. Pompes hydropneumatiques 7. Vanne manuelle d'isolement de l'aspiration des pompes hydropneumatiques (normalement ouvertes) 8. Filtre à l'aspiration 9. Clapet anti-retour 10. Pompes Triplex ( ou duplex ) entraînée par moteur électrique 11. Manocontact démarre le moteur électrique si la pression chute sous 2700 psi et l'arrête à 3000 psi 12. Coffret de démarrage à trois positions (arrêt, auto, manuel), normalement en automatique 13. Vanne manuelle d'isolement de l'aspiration de la pompe électrique 14. Filtre à l'aspiration 15. Clapet anti-retour 16. Vanne d'isolement de la batterie d'accumulateurs (normalement ouverte) 17. Accumulateur, précharge 1000 psi ± 10 % en Azote exclusivement 18. Soupape de sécurité tarée de 3300 à 3500 psi avec retour au réservoir 19. Filtre à huile circuit HP 20. Régulateur de pression, réduit la pression de 3000 psi à normalement 1500 psi pour le circuit manifold (obturateurs à mâchoires et opérateurs de vannes) 21. Clapet anti-retour 22. Vannes à 4 voies / 3 positions, ne doivent jamais être en position neutre. Ces vannes peuvent être commandées de distance au moyen de vérins contrôlés par des distributeurs pneumatiques situés au panel de commande du plancher de forage 23. Vanne by-pass (normalement en position fermée) permet d'appliquer directement dans le manifold la pression des accumulateurs 3000 psi sur la fonction désirée. Peut être commande à distance 24. Soupape de securité 25. Vanne de purge du circuit HP (normalement fermée) 26. Sélecteur à 2 positions (unit ou panel)

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27. Régulateur de pression annulaire permet de régler la pression de fermeture de l'obturateur annulaire de 0 à 3000 psi, il peut être commandé à partir du panel de plancher 28. Manomètre de pression d'accumulateur 29. Manomètre de pression manifold 30. Manomètre de pression annulaire 31,32 et 33 Transmetteurs pneumatiques de pressions vers le panel de commande à distance 34. Filtre à air 35, 36, 37 et 38 Régulateurs à air pour les transmetteurs pneumatiques 39. Platine de connexion du faisceau de tubes de télécommande pneumatique 40. Indicateur de niveau d'huile dans le réservoir 41. Bouchon de remplissage du réservoir 42. Vannes à quatre voies / trois positions 43. Clapet anti-retour 44. Soupape de sécurité 45 et 46 Lignes auxiliaires (test ou skidding) 47. Retour au réservoir lors de l'utilisation d'une ligne auxiliaire 48. Bouchon d'inspection 6.4.2 Fonctionnement de I'unité L'unité à commande hydraulique se compose de six sous-ensembles : • • • • • •

appareillage à air appareillage électrique partie accumulation manifold mâchoires - vannes manifold annulaire réservoir

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Appareillage à air L'air de la sonde passe a travers un filtre puis un lubrificateur (2). Normalement la vanne by pass (3) est fermée et l'air passant par la vanne d'admission hydropneumatique (4), arrive à chaque pompe hydropneumatique (6). La vanne d'admission d'air (4), réglable manuellement, s'ouvre lorsque la pression hydraulique chute à 2700 psi (en général) et se ferme à 3000 psi. Si l'on désire gonfler les accumulateurs à plus de 3000 psi il suffit d'ouvrir la vanne by passe (3) sans oublier de la refermer lorsque la pression voulue est atteinte. Si une pompe à air (6) est défaillante, on peut l'isoler par la vanne (5) ce qui permet de réparer sans arrêter l'unité. Le fluide hydraulique stocké à pression atmosphérique dans le bac est aspiré par la pompe à air à travers une conduite équipée d'une vanne (7) et d'un filtre (8) puis refoule à 3000 psi vers les bouteilles d'accumulateur. La ligne de refoulement 3000 psi est équipée d'un clapet anti-retour (9). Appareillage électrique La pompe (10) a la même utilisation que la pompe hydropneumatique vue précédemment et les conduites de fluide sont équipées normalement sur la ligne d'aspiration, d'une vanne (13) et d'un filtre (14) et sur la ligne de refoulement à 3000 psi, d'un clapet anti-retour (15). Là encore, le principe du démarrage de la pompe électrique à 2700 psi et de son arrêt à 3000 psi est respecté. La baisse de pression est enregistrée par le mano-contact (11) qui actionne un contacteur électrique (12). Normalement ce contacteur doit être sur la position auto. La position manuelle sera choisie si l'on veut dépasser la pression de 3000 psi. Partie accumulation Le système d'accumulation est protégé par le clapet de sécurité (18), taré à 3300 psi ou 3500 psi. Les vannes d'isolement (16) doivent être ouvertes sauf lors des déménagements. Le fluide à 3000 psi arrive dans 2 régulateurs de pression : le régulateur (27) pour le manifold de I'obturateur annulaire et le régulateur (20) pour le manifold des autres obturateurs et les vannes de commandes a distance. La vanne by pass (23) permet d'éviter le régulateur (20) et d'envoyer directement la pression des bouteilles dans le manifold. Le manomètre (28) indique en permanence la pression dans les bouteilles. 4 - 55

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De plus, le circuit possède un clapet de sécurité (24) taré à 5500 psi, qui protège le système si la vanne (16) est fermée et une vanne de purge (25) vers le réservoir. Manifold mâchoires - vannes Le fluide sous pression de 3000 psi arrive dans le régulateur de pression (20) d'ou il ressort à 1500 psi. Le manifold possède : • • • •

un manomètre (29), où l'on doit lire 1500 psi un sélecteur (26) pour opérer les fonctions, soit de l'unité soit du plancher une vanne by pass (23) pour appliquer en cas d'urgence directement 3000 psi dans le manifold différentes vannes 4 vois (22) connectées chacune aux différents obturateurs et vannes

Manifold annulaire Système semblable à l'autre manifold où le fluide sous pression 3000 psi arrive dans un régulateur de pression (27) qui permet de régler la pression sur le manomètre (30) de 0 à 3000 psi suivant les opérations ( forage, venue, stripping,. . . ) La commande du régulateur alliée au sélecteur (26) permet de régler la pression annulaire, soit de l'unité, soit du panel du plancher de forage. Certains régulateurs conservent leurs réglages en cas de rupture de la télécommande (fail safe). Sur le côté de l'unité, il existe 3 transmetteurs de pression qui transforment les pressions hydrauliques en pressions pneumatiques pouvant être lues à différents endroits du chantier. Réservoir Le réservoir de section rectangulaire sert au stockage du fluide de manœuvre à la pression atmosphérique. Sa capacité doit être au minimum égale à deux fois le volume d'huile nécessaire pour assurer la séquence exigée. 6.4.3 Panel de commande (fig 6.38) Plusieurs modèles existent dans l'industrie selon le type de commande. Les opérations peuvent être contrôlées à partir d'un panneau de commande à distance situé sur le plancher ou dans le dog-house. Un panneau auxiliaire de secours peut être placé en dehors du périmètre de sécurité. Pour manœuvrer une fonction, la vanne maîtresse d'air doit être actionnée en même temps que la commande de la fonction correspondante pour manœuvrer la vanne à 4 voies / 3 positions sur l'unité principale. La position des vannes à 4 voies de l'unité est indiquée par des voyants lumineux vert ou rouge.

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Fig 6.38 Panel de commande à distance 6.4.4 Choix de l'unité Pour le choix de l'unité, il faut calculer : • • • •

le volume de fluide nécessaire pour réaliser la séquence d'ouverture et de fermeture imposée par le maître d'œuvre le volume de I'accumulateur la capacité du réservoir atmosphérique le débit de chaque pompe

Exemple Dimensionnement de l'unité d'accumulation pour l'empilage suivant : Tête de puits 13" 5/8 5000 psi, composée d'un obturateur annulaire Hydril type GK, un obturateur double Cameron type U. La séquence imposée par le maître d'œuvre est : Le volume du fluide utile doit assurer la fermeture et l'ouverture de toutes les fonctions, plus une réserve de 25% de ce volume qui restera dans I'accumulateur à une pression minimale de 1200 psi.

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Composition de l'empilage

volume d'ouverture Gallons

volume de fermeture Gallons

Annulaire Hydril GK

14.16

17.98

Pipe rams Cameron U

5.46

5.54

Blind rams Cameron U

5.46

5.54

Vanne HCR choke line

1.00

1.00

Total

26.08

30.06

Le volume exigé par la séquence Vu = (26.08 + 30.06) x 1.25 = 70.175 Gallons. Calcul du volume total des bouteilles : P1 : la pression de précharge (1000 Psi) et V1 le volume de l'accumulateur P2 : la pression minimale (1200 Psi) V2 : le volume de l'azote à P2 P3 : la pression maximale de travail (3000 Psi) V3 : le volume de l'azote à P3 Vu : le volume utile d'huile (70.175 Gallons) On applique la loi de BOYLE : P1 x V1 = P2 x V2 = P3 x V3 D'où

V2 V3 Vu = = P3 P1 (P3-P2)

V1 =

V2 =

Vu x P3 (P3-P2)

V2 x P2 Vu x P2 x P3 = P1 P1 x (P3 – P2)

d'où V1 = 2 x Vu = 140 Gallons Il faut donc 14 bouteilles de 10 Gallons. Pour les pressions données ci-dessus, le volume de l'accumulateur est égal à deux fois le volume utile.

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Calcul de la capacité du réservoir Selon la règle API, le réservoir doit avoir une capacité minimum égale à deux fois le volume utile. Dans cet exemple la capacité du réservoir doit être au moins 140 Gallons. Dimensionnement du groupe de pompage a) L'ensemble du groupe de pompage doit gonfler les bouteilles de la pression minimale 1200 Psi à la pression maximale 3000 Psi dans une durée de 10 min maximum. Dans cet exemple Q = 70 / 10 = 7 GPM (gallons par minute) b) L'accumulateur est mis hors service, chaque groupe de pompage doit permettre séparément de fermer toute dimension d'annulaire sur le diamètre minimal des tiges et d'ouvrir une vanne HCR dans une durée de 2 mn tout en conservant une pression résiduelle de 1200 Psi. Si l'on considère la plus grande dimension d'annulaire utilisé sur le champ, MSP 20" 3/4 le volume de fermeture est de 31.05 Gallons, le volume d'ouverture d'une HCR est de 1 Gallons, Soit Q le débit de chaque pompe, Q ≥ (31.05 + 1) / 2 Donc chaque pompe doit assurer un débit supérieur ou égal àa 16 Gallons par minute. 6.4.5 Contrôle de I'unité de commande hydraulique - Une inspection complète de l'unité sera réalisée à chaque déménagement - Des tests de fonctionnement seront effectués : • • •

A chaque test de BOP soit au minimum 1 fois par semaine Alternativement à partir de chaque panneau de commande Tous les résultats (temps, volumes, pressions) doivent être consignés sur la fiche de rapport de test.

Il y a 7 paramètres à contrôler : 1) Contrôle du temps de mise en charge des bouteilles Les deux groupes doivent assurer ensemble la compression des bouteilles de 1000 psi à 3000 psi en moins de 15 minutes. 2) Contrôle de la pression de démarrage et d'arrêt des pompes Chaque groupe de pompe doit démarrer quand la pression baisse de 10% (2700 psi) et doit s'arrêter quand elle est remontée à 3000 psi. 3) Contrôle du niveau d'huile du réservoir Le niveau d'huile doit se situer au milieu du réservoir. 4 - 59

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

4) Contrôle de la précharge des bouteilles Mesurer le volume récupéré après purge des bouteilles de 3000 psi à 2000 psi et calculer la pression de précharge P, P = 6000 x Vrécupéré x Vaccumulateur 5) Contrôle de l'autonomie de fermeture du puits avec les pompes seulement Bouteilles isolées, chaque groupe doit, en moins de 2 minutes et avec une pression finale d'au moins 1200 psi : • •

fermer l'obturateur annulaire à la pression requise ouvrir la vanne HCR

6) Contrôle de l'autonomie de fermeture du puits avec les bouteilles seulement (API 16E) Pompes isolées, les bouteilles doivent satisfaire à deux conditions : • •

fermeture de tous les obturateurs avec un volume de sécurité de 50% une fois les obturateurs fermés, la pression finale doit être supérieure à la pression calculée correspondante à la fermeture de tous les obturateurs à mâchoires (à l'exception des shear rams) à la pression de service des obturateurs.

Exemple : 1400 psi pour une pression de service de 10000 psi et un rapport de fermeture de 7/1. 7) Contrôle du temps de fermeture des obturateurs Le temps de fermeture (de l'action initiale à la fermeture complète) doit être inférieur à 30 secondes pour tous les diamètres d'obturateurs à mâchoires et pour les obturateurs annulaires de diamètre inférieur à 20", pour les diamètres d'obturateurs annulaires supérieurs ou égaux à 20" le temps doit être inférieur ou égal à 45 secondes. Note : les vannes de choke et kill line doivent se fermer dans un temps inférieur au temps de fermeture des obturateurs à mâchoires.

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6.5 PROCEDURES DE TEST DES EQUIPEMENTS L'ensemble des équipements de sécurité (obturateurs, manifold plancher, manifold de duses et les suspensions du tubages) doivent faire l'objet d'un programme de test. Ces tests à réaliser sont de deux sortes : • •

Tests de fonctionnement : Il s'agit des tests des organes de commandes des équipements de sécurité. Il faut s'assurer que quel que soit le moment, la fermeture et l'ouverture des organes seront effectives et rapides. Tests de pression : Il s'agit des tests réalises en pression sur les équipements de sécurité. Il faut s'assurer que quel que soit le moment, ils résisteront aux pressions maximum attendues.

6.5.1 Règles générales • • • • • • • • • • •

Tous les éléments seront testés à leur pression de service ou à la pression de service de la tête de puits utilisée. Prendre en compte la plus petite valeur de ces deux pressions. Pour les puits de développement la pression de test pourra être réduite. Pour éviter une déformation de la garniture en caoutchouc de l'obturateur annulaire, celui-ci sera testé à 50% de sa pression de service. La durée des tests sera de 15 mn pour les obturateurs et de 10 mn pour les vannes. Les pressions seront appliquées dans le sens dans lequel les éléments seront appelés à travailler Les tests en pression seront effectués avec une pompe de test. Le maximum admissible de baisse de pression est de 5% pour une pression de test allant jusqu'à 5800 Psi et de 300 Psi pour les pressions supérieures à 5800 Psi. Les pressions seront enregistrées et leurs valeurs consignées sur la fiche de test périodique des équipements de sécurité. Les tests seront faits à l'eau. Si les tests sont effectués à l'aide d'un tester cup (figure 46), la valeur de la pression de test ne doit pas dépasser 60% de la valeur de la résistance à l'éclatement du tubage (I'API RP53 recommande 70%). Prendre les dispositions nécessaires pour éviter les conséquences d'une fuite du fluide.

Périodicité des tests • • • • • •

A la réception de matériel Après tout démontage et montage Avant un test de formation Chaque fois que jugé nécessaire par le superviseur Au minimum : un test de fonctionnement 1 fois / semaine, complété par un test en pression toutes les 2 semaines Avant l'entrée dans un réservoir

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6.5.2 Procédures de test en pression • • • • • • •

Circuler avec de l'eau pour nettoyer les lignes à tester Remplir l'espace à tester jusqu'au retour de la goulotte et fermer l'obturateur Ouvrir la ligne derrière les éléments qui seront sous pression Effectuer un test à basse pression de 30 bars, avant le test à haute pression Monter en pression avec palier de 30 bars jusqu'à atteindre la pression de test Attendre 10 min pour le test des vannes et 15 min pour les obturateurs Purger à zéro par la pompe de test ou par le choke manifold

NB) le test des équipements peut s'effectuer en temps masqué Les pages suivantes montrent les différentes configurations du circuit correspondantes aux éléments à tester selon les procédures Sonatrach.

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Eléments testés :

Pipe rams & Vannes 5, 8, 10, 17, 51 et 52

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Eléments testés :

Vannes 4

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Eléments testés :

Pipe rams & Vannes 3, 6 et 7

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Eléments testés :

Vannes 1

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Eléments testés :

Vannes 2

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Eléments testés :

Obturateur annulaire

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Eléments testés :

Blind Rams et Clapet anti-retour

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Eléments testés :

Vannes 12, 13 et 14

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Eléments testés :

Vannes 9, 10 et 11

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Eléments testés :

Vannes 15, 16, 19 et 20

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CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Eléments testés :

Vannes 17, 18 et 21

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Eléments testés :

Lower Kelly Cock

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CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Eléments testés :

Upper Kelly Cock

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Les éléments utilisés pendant le test en pression sont :

Tester Plug

Tester Cup Fig 6.39

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6.6 EQUIPEMENTS DE TRAITEMENT DE GAZ EN SURFACE Ces équipements sont installés en aval du manifold de duses pour le dégazage de la boue. Il permet de ventiler le gaz en sécurité et récupérer la boue dans les bacs. Il existe deux types d'équipements de traitement de gaz en surface : Mud Gas Separator (fig 6.40) La boue gazée passe dans le séparateur où elle est dégazée par ruissellement sur les chicanes. La boue dégazée est récupérée en bas du séparateur alors que le gaz s'échappe à la partie haute par la vente line. Si la capacité du séparateur est dépassée, il faut diriger le gaz vers la ligne de torche pour éviter le retour de la boue gazée dans le circuit et ensuite fermer le puits en vue de réduire le débit de contrôle. La pression régnant a I'intérieur du séparateur est égale aux pertes de charge produites dans la ligne d'évacuation (vent line). La ligne de retour de boue vers les bacs est équipée d'un système de tube en U (mud seal), en général de hauteur comprise entre 2 et 7m. La pression maximum acceptable dans le séparateur est égale à la pression hydrostatique exercée par le mud seal. Si cette pression maximale est dépassée dans le séparateur, il y a risque d'envahissement des bassins par le gaz. Le diamètre du séparateur minimum recommandé est de 30". Figure -39. Un séparateur vertical est caractérisé par: - La longueur et le diamètre du séparateur (L= 10ft, OD=30" mini) - Arrangement des chicanes - Diamètre et longueur de la ligne d'évacuation (ID = 6" mini, L= variable) - L'orientation à l'entrée de la boue dans le séparateur pour minimiser l'érosion et permettre I'inspection de la surface d'usure. - La hauteur du tube en U pour maintenir une colonne de boue dans le séparateur. En général un séparateur de diamètre de 30" et hauteur minimum de 16ft permet d'assurer un dégazage adéquat dans la majorité des venues de gaz. Le diamètre intérieur de la conduite d'entrée de la boue dans le séparateur doit être égal a celle de la choke line (généralement 4").

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Fig 6.40 Mud Gas Separator

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Degassers (fig 6.41) Dans le cas où le taux de gaz dans la boue est faible, soit parce que la venue de la formation est faible, soit parce qu'il s'agit de gaz résiduel après séparation dans le Mud Gas Separator, la boue gazée est passée dans le Degasser installé en aval des tamis vibrant. La boue est aspirée et injectée dais une enceinte ou elle est soumise à un vide partiel à l'aide d'une pompe à vide. La boue se dégaze par ruissellement sur des chicanes et retourne dans le circuit. Une pompe à vide est utilisée pour créer la dépression dans l'enceinte et aspire la boue gazée. Une autre pompe centrifuge annexe assure la circulation de la boue dégazée vers les bacs. En général, ce type d'équipement est utilisé avec la boue à viscosité élevée dont l'extraction du gaz dans le séparateur vertical seul ne suffit pas.

Fig 6.41 Degassers

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6.7 EQUIPEMENTS DE DETECTION Pit Volume Totalizer (fig 6.42) Les niveaux de la boue dans les bacs sont continuellement surveillés. Un ensemble de flotteurs (un par bac ) permettent de mesurer le niveau dans les bassins. Les dimensions du bac étant connues, une conversion niveau / volume est alors réalisée. Cet équipement est accompagné par une alarme audiovisuelle pour une détection plus rapide d'une baisse ou augmentation du niveau.

Fig 6.42

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Return Mud Flow system (Fig 6.43) Dans la goulotte, un débitmètre différentiel (système à palette) donne les variations du débit retour en pourcentage. Si les débits entrée et sortie ne sont pas exactement les mêmes, il y a immédiatement indication de gain ou de perte par une alarme audiovisuelle préalablement activée.

Fig 6.43 Return Mud Flow System

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Trip Tank (Fig 6.44) C'est un bac étroit à une hauteur qui permet à l'appréciation du volume d'une longueur. La mesure est effectuée à l'aide d'un flotteur qui entraîne directement un repère se déplaçant devant une règle. Il existe aussi d'autres systèmes de mesure tel que le potentiomètre qui donne directement le volume total, les gains et les pertes. Le trip tank permet donc de faire un bilan des volumes précis lors des manœuvres.

Fig 6.44 Bac de manœuvre

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6.8 BRIDES ET JOINTS TORES 6. 8.1 Les brides (flanges) Ce sont des mécanismes qui servent à connecter les différents éléments de la tête du puits. Une bride est désignée par : son type (6B ou 6BX), sa dimension nominale en pouce (diamètre intérieur) et sa pression de service en psi (working pressure). Exemple : 11" - 5000 psi Il existe deux types de brides (Fig 6.45) : Les brides 6B pour les pressions de service 2000, 3000 et 5000 jusqu'à la dimension 11". Les brides 6BX pour les pressions de service 5000 à partir de la dimension de 13 5/8, 10000, 15000 et 20000 psi (ainsi qu'en pression de service 2000 et 3000 psi de diamètre nominal 26" 3/4). Ces deux types de bride se différencient principalement par le système d'étanchéité métal sur métal qui utilise le pincement entre les deux brides d'un joint tore en acier.

Fig 6.45 types de brides

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CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

6.8.2 Les joints tores Ce sont des éléments fabriqués en acier, qui servent à assurer l'étanchéité entre deux brides de même dimension nominale et de même série. Il est fabriqué en fer doux (symbole "D" frappé sur le joint), soit en acier doux (symbole S). Le joint tore est identifié par : • •

Une ou deux lettres désignant son type. Un numéro indiquant un repère correspondant à une dimension nominale mais pouvant être utilisé pour plusieurs séries (ex : R57 est utilisé pour les brides 12" 2000 et 12" 3000). A partir de ce numéro on peut avoir les dimensions de la gorge et du joint tore. Il existe trois principaux types de joints tores : R, RX et BX (Fig. 6.46) •

Les joints tores R et RX sont utilisés sur les brides de type 6B. Le type R a une section ovale ou octogonale. Le joint tore RX a une section octogonale asymétrique.

Pour ces deux types de joints l'étanchéité de l'assemblage sera effective lorsque le pincement du joint par le serrage des écrous ou des clamps approchera la côte S appelée stand off. Ce jeu doit être le même sur toute la circonférence. •

Les joints tores type BX sont utilisés sur les brides 6BX, ils ont une section octogonale à profil symétrique avec trou d'égalisation des pressions. L'égalisation permet à la pression d'être active radialement en forçant vers l'extérieur le joint et assurer l'étanchéité sur les flancs extérieurs des gorges. Pour ce type de joint, les brides viennent en contact au blocage (S = 0).

Remarques Un joint tore ne doit jamais être réutilisé • • • • •

Les gorges des brides doivent être parfaitement propres Le joint doit être inspecté avant sa mise en place et ne doit porter aucune trace de choc. Le montage doit se faire à sec ou légèrement huilé Les joints RX et BX sont déformables par la pression (Pressure energized). Il est recommandé de contrôler périodiquement le blocage des boulons suite aux vibrations de la tête de puits durant les opérations de forage.

4 - 84

CONTROLE DE VENUES SECTION 6 : EQUIPEMENTS DE CONTROLE DE VENUES

Fig 6.46 Types de joint tore Dimension nominale 1" 13/16 2" 1/16 2" 9/16 3" 1/16 3" 1/8 4" 1/16 5" 1/8 7" 1/16 9" 11" 13" 5/8 16" 3/4 18" 3/4 20" 3/4 21" 1/4

2000

3000

RX23 RX26

RX24 RX27

RX31 RX37 RX41 RX45 RX49 RX53 RX57 RX65

RX31 RX37 RX41 RX45 RX49 RX53 RX57 RX66

série 5000 10000 BX 151 R-RX24 BX 152 R-RX27 BX 153 BX 154 R-RX35 R-RX39 BX 155 R-RX44 BX 169 R-RX46 BX 156 R-RX50 BX 157 R-RX54 BX 158 BX160 BX 159 BX162 BX 162 BX163 BX 164

RX74 RX73

BX165

BX 164

Brides API et joints tores correspondants

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15000 BX151 BX152 BX153 BX154

20000 BX151 BX152 BX153 BX154

BX155

BX155

BX156 BX157 BX158

BX156

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

APPENDIX B SECTION 2-C: BLOWOUT PREVENTER STACK ARRANGEMENTS SURFACE INSTALLATIONS

CLASSIFICATION OF BLOWOUT PREVENTERS 2.C1 API classification of example arrangements for blowout preventer equipment is based on working pressure ratings. Example stack arrangements shown in Figs. 2.C.1 to 2.C.9 should prove adequate in normal environments, for API Classes 2M, 3M, 5M, 10M and 15M. Arrangements other than those illustrated may be equally adequate in meeting well requirements and promoting safety and efficiency. STACK COMPONENT CODES 2.C2 The recommended component codes for designation of blowout preventer stack arrangements are as follows: A = annular type blowout preventer. G = rotating head. R = single ram type preventer with one set of rams, either blank or for pipe, as operator prefers. Rd = double ram type preventer with two sets of rams, positioned in accordance with operator’s choice. Rt = triple ram type preventer with three sets of rams, positioned in accordance with operator’s choice. S = drilling spool with side outlet connections for choke and kill lines. M = 1000 psi rated working pressure. Components are listed reading upward from the uppermost piece of permanent wellhead equipment, or from the bottom of the preventer stack. A blowout preventer stack may be fully identified by a very simple designation, such as: 5M -13 5/8 - SRRA This preventer stack would be rated 5000 psi working pressure, would have through bore of 13 5/8 inches, and would be arranged as in Fig. 2.C.5. RAM LOCKS 2.C3 Ram type preventers should be equipped with extension hand wheels hydraulic locks. SPARE PARTS 2.C4 The following recommended minimum blowout preventer spare parts approved for the service intended should be available at each rig:

APPENDIX B - 1

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

a. a complete set of drill pipe rams and ram rubbers for each size drill pipe being used, b. a complete set of bonnet or door seals for each size and type of ram preventer being used, c. plastic packing for blow out preventer secondary seals, d. ring gaskets to fit flange connections, and e. appropriate spare parts for annular preventers, when used. PARTS STORAGE 2.C5 When storing blowout preventer metal parts and related equipment, they should be coated with a protective coating to prevent rust. DRILLING SPOOLS 2.C6 While choke and kill lines may be connected to side outlets of the blowout preventers, many operators prefer that these lines be connected to a drilling spool installed below at least one preventer capable of closing on pipe. Utilisation of the blowout preventer side outlet reduces the number of stack connections by eliminating the drilling spool and shortens the overall preventer stack height. The reasons for using a drilling spool are to localise possible erosion in the less expensive spool and to allow additional space between rams to facilitate stripping operations. 2.C7 Drilling spools for blowout preventer stacks should meet the following minimum specifications: a. Have side outlets no smaller than 2" nominal diameter and be flanged, studded, or clamped for API Class 2M, 3M, and 5M. API Class 10M and 15M installations should have a minimum of two side outlets, one 3" and one 2" nominal diameter. b. Have a vertical bore diameter at least equal to the maximum bore of the uppermost casing head. c. Have a working pressure-rating equal to the rated working pressure of the attached blowout preventer. 2.C8 For drilling operations, wellhead outlets should not be employed for choke or kill lines Such outlets may be employed for auxiliary or back-up connections to be used only if a failure of the primary control system is experienced.

APPENDIX B - 2

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

APPENDIX B - 3

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

EXAMPLE BLOWOUT PREVENTER ARRANGEMENTS FOR 3M AND 5M RATED WORKING PRESSURE SERVICE SURFACE INSTALLATION

*Drilling spool and its location in the stack arrangement is optional - refer to Par. 2.C.6

APPENDIX B - 4

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

EXAMPLE BLOWOUT PREVENTER ARRANGEMENTS FOR 10M AND 15M WORKING PRESSURE SERVICE – SURFACE INSTALLATION

* Drilling spool and its location in the stack arrangement is optional – referee to part 2.C.6 ** Annular Preventer A, and rotating head G, can be of a lower pressure rating.

APPENDIX B - 5

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

SECTION 2-D BLOWOUT PREVENTER STACK ARRANGEMENTS SUBSEA INSTALLATIONS

VARIANCE FROM SURFACE INSTALLATIONS 2.D.1 The arrangements of subsea blowout preventer stacks are similar to the example preventer surface installations with certain differences. The differences are: a. Choke and kill lines normally are connected to ram preventer body outlets. b. Spools may be used to space preventers for shearing tubulars, hanging off drill pipe, or stripping operations. c. Choke and kill lines are manifolded for dual purpose usage. d. Blind/shear rams are normally used in place of blind rams. e. Ram preventers are usually equipped with an integral or remotely operated locking system. STACK COMPONENT CODES 2.D.2 The recommended component codes adopted for designation of subsea blowout preventer stack arrangements use the same nomenclature as surface installations with the addition of remotely operated connectors: CH = remotely operated connector used to attach wellhead or preventers to each other (connector should have a minimum working pressure rating equal to the preventer stack working pressure rating). CL = low pressure remotely operated connector used to attach the marine riser to the blowout preventer stack. Example subsea blowout preventer stack arrangements are illustrated in Figs. 2.D.1 through 2.D.8. SPARE PARTS AND PARTS STORAGE 2D.3 Recommended minimum blowout preventer spare parts list and parts storage recommendations are shown in Paras. 2C.1 and 2.C.5. In addition, a spare annular preventer packing element and seal should be included and carefully stored and maintained.

APPENDIX B - 6

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

APPENDIX B - 7

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

APPENDIX B - 8

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

SECTION 5.A CLOSING UNITS—SURFACE INSTALLATIONS ACCUMULATOR REQUIREMENTS General 5.A.1 Accumulator bottles are containers which store hydraulic fluid under pressure for use in effecting blowout preventer closure. Through use of compressed nitrogen gas, these containers store energy, which can be used to effect rapid preventer closure. There are two types of accumulator bottles in common usage, separator and float types. The separator type uses a flexible diaphragm to effect positive separation of the nitrogen gas from the hydraulic fluid. The float type utilises a floating piston to effect separation of the nitrogen gas from the hydraulic fluid. Volumetric Capacity 5.A.2 As a minimum requirement, all blowout preventer closing units should be equipped with accumulator bottles with sufficient volumetric capacity to provide the usable fluid volume (with pumps inoperative) to close one pipe ram and the annular preventer in the stack plus the volume to open the hydraulic choke line valve. 5.A.3 Usable fluid volume is defined as the volume of fluid recoverable from an accumulator between the accumulator operating pressure and 200 psi above the precharge pressure. The accumulator operating pressure is the pressure to which accumulators are charged with hydraulic fluid. 5.A.4 The minimum recommended accumulator volume (nitrogen plus fluid) should be determined by multiplying the accumulator size factor (refer to Table 8-A) times the calculated volume to close the annular preventer and one pipe ram plus the volume to open the hydraulic choke line valve. TABLE 5-A

Notes: *Based on minimum discharge pressure of 1200 psi.

APPENDIX B - 9

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

Response Time 5.A.5 The closing system should be capable of closing each ram preventer within 30 seconds. Closing time should not exceed 30 seconds for annular preventers smaller than 18 3/4 inches and 45 seconds for annular preventers 18 3/4 inches and larger. Operating Pressure and Precharge Requirements for Accumulators 5.A.6 No accumulator bottle should be operated at a pressure greater than its rated working pressure. 5.A.7. The precharge pressure on each accumulator bottle should be measured during the initial closing unit installation on each well and adjusted if necessary (refer to Para. 5.A.4). Only nitrogen gas should be used for accumulator precharge. The precharge pressure should be checked frequently during well drilling operations. Requirements for Accumulator Valves, Fittings, and Pressure Gauges 5.A.8 Multi-bottle accumulator banks should have valving for bank isolation. An isolation valve should have a rated working pressure at least equivalent to the designed working pressure of the system to which it is attached and must be in the open position except when accumulators are isolated for servicing, testing, or transporting (refer to Fig. 5.A.1). Accumulator bottles may be installed in banks of approximately 160 gallons capacity if desired, but with a minimum of two banks. 5.A.9 The necessary valves and fittings should be provided on each accumulator bank to allow a pressure gauge to be readily attached without having to remove all accumulator banks from service. An accurate pressure gauge for measuring the accumulator precharge pressure should be readily available for installation at any time. CLOSING UNIT PUMP REQUIREMENTS Pump Capacity Requirements 5.A.10 Each closing unit should be equipped with sufficient number and sizes of pumps to satisfactorily perform the operation described in this paragraph. With the accumulator system removed from service. The pumps should be capable of closing the annular preventer on the size drill pipe being used, plus opening the hydraulically operated choke line valve and obtain a minimum of 200 psi pressure above accumulator precharge pressure on the closing unit manifold within two (2) minutes or less. Pump Pressure Rating Requirements 5.A.11 Each closing unit must be equipped with pumps that will provide a discharge pressure equivalent to the rated working pressure of the closing unit. Pump Power Requirements 5.A.l2 Power for closing unit pumps must be available to the accumulator unit at all times, such that the pump will automatically start when the closing unit manifold pressure has decreased to less than 90 percent of the accumulator operating pressure. APPENDIX B - 10

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

5.A.13 Two or three independent sources of power should be available on each closing unit. Each independent source should be capable of operating the pumps at a rate that will satisfy the requirement described in Para. 5.A.10. The dual source power system recommended is an air system plus an electrical system. Minimum recommendations for the dual air system and other acceptable but less preferred dual power source systems are as follows: a. A dual air/electrical system may consist of the rig air system (provided at least one air compressor is driven independent of the rig compound) plus the rig generator (refer to Fig. 5.A.2). b. A dual air system may consist of the rig air system (provided at least one air compressor is driven independent of the rig compound) plus an air storage tank that is separated from both the rig air compressors and the rig air storage tank by check valves. The minimum acceptable requirements for the separate air storage tank are volume and pressure which will permit use of only the air tank to operate the pumps at a rate that will satisfy the operation described in the pump capacity requirements (refer to Para. 5.A.10). c. A dual electrical system may consist of the normal rig generating system and a separate generator (refer to Fig. 5.A.3). d. A dual air/nitrogen system may consist of the rig air system plus bottled nitrogen gas (refer to Fig.5.A.4). e. A dual electrical/nitrogen system may consist of the rig generating system and bottled nitrogen gas (refer to Fig. 5.A.5). 5.A.14 On shallow wells where the casing being drilled through is set at 500 feet or less and where surface pressures less than 200 psi are expected, a backup source of power for the closing unit is not essential. REQUIREMENTS FOR CLOSING UNIT VALVES FITTINGS, LINES, AND MANIFOLD Required Pressure Rating 5.A.15 All valves and fittings between the closing unit and the blowout preventer stack should be of steel construction with a rated working pressure at least equal to the working pressure rating of the stack up to 3000 psi. Refer to API Spec 6A: Specification for Wellhead Equipment* for test pressure requirements. All lines between the closing unit and blowout preventer should be of steel construction or an equivalent flexible, fire-resistant hose and end connections with a rated working pressure equal to the stack pressure rating up to 3000 psi. Valves Fittings and other Components Required 5.A.16 Each installation should be equipped with the following: a. Each closing unit manifold should be equipped with a full-opening valve into which a separate operating fluid pump can be easily connected (refer to Fig. 5.A.1).

APPENDIX B - 11

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

b. Each closing unit should be equipped with sufficient check valves or shut-off valves to separate both the closing unit pumps and the accumulators from the closing unit manifold and to isolate the annular preventer regulator from the closing unit manifold. c. Each closing unit should be equipped with accurate pressure gauges to indicate the operating pressure of the closing unit manifold, both upstream and downstream of the annular preventer pressure regulating valve. d. Each closing unit should be equipped with a pressure regulating valve to permit manual control of the annular preventer operating pressure. e. Each closing unit equipped with a regulating valve to control the operating pressure on the ram type preventers should be equipped with a bypass line and valve to allow full accumulator pressure to be placed on the closing unit manifold, if desired. f. Closing unit control valves must be clearly marked to indicate (1) which preventer or choke line valve each control valve operates, and (2) the position of the valves (i.e., open, closed, neutral). Each blowout preventer control valve should be turned to the open position (not the neutral position) during drilling operations. The choke line hydraulic valve should be turned to the closed position during normal operations. The control valve that operates the blind rams should be equipped with a cover over the manual handle to avoid unintentional operation. g. Each annular preventer may be equipped with a full-opening plug valve on both the closing and opening lines. These valves should be installed immediately adjacent to the preventer and should be in the open position at all times except when testing the operating lines. This will permit testing of operating lines in excess of 1500 psi without damage to the annular preventer if desired by the user. *Available from American Petroleum Institute. Production Department, 2535 One Main Place Dallas TX 75202-3904.

REQUIREMENTS FOR CLOSING UNIT FLUIDS AND CAPACITY 5.A.17 A suitable hydraulic fluid (hydraulic oil or fresh water containing a lubricant) should be used as the closing unit control operating fluid. Sufficient volume of glycol must be added to any closing unit fluid containing water if ambient temperatures below 32 F are anticipated. The use of diesel oil, kerosene, motor oil, chain oil. or any other similar fluid is not recommended due to the possibility of resilient seal damage. 5.A.18 Each closing unit should have a fluid reservoir with a capacity equal to at least twice the usable fluid capacity of the accumulator system. CLOSING UNIT LOCATION AND REMOTE CONTROL REQUIREMENTS 5.A.19 The main pump accumulator unit should be located in a safe place which is easily accessible to rig personnel in an emergency. It should also be located to prevent excessive drainage or flow back from the operating lines to the reservoir. Should the main pump accumulator be located a substantial distance below the preventer stack, additional accumulator volume should be added to compensate for flow back in the closing lines.

APPENDIX B - 12

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

5.A.20 Each installation should be equipped with a sufficient number of control panels such that the operation of each blowout preventer and control valve can be controlled from a position readily accessible to the driller and also from an accessible point at a safe distance from the rig floor. CLOSING UNIT PUMP CAPABILITY TEST 5.A.21 Prior to conducting any tests, the closing unit reservoir should be inspected to be sure it does not contain any drilling fluid, foreign fluid, rocks, or other debris. The closing unit pump capability test should be conducted on each well before pressure testing the blowout preventer stack. This test can be conveniently scheduled either immediately before or after the accumulator closing time test. Test should be conducted according to the following procedure: a. Position a joint of drill pipe in the blowout preventer stack. b. Isolate the accumulators from the closing unit manifold by closing the required valves. c. If the accumulator pumps are powered by air, isolate the rig air system from the pumps. A separate closing unit air storage tank or a bank of nitrogen bottles should be used to power the pumps during this test. When a dual power source system is used, both power supplies should be tested separately. d. Simultaneously turn the control valve for the annular preventer to the closing position and turn the control valve for the hydraulically operated valve to the opening position. e. Record the time (in seconds) required for the closing unit pumps to close the annular preventer plus open the hydraulically operated valve and obtain 200 psi above the precharge pressure on the closing unit manifold. It is recommended that the time required for the closing unit pumps to accomplish these operations not exceed two minutes. f. Close the hydraulically operated valve and open the annular preventer. Open the accumulator system to the closing unit and charge the accumulator system to its designed operating pressure using the pumps. ACCUMULATOR TESTS Accumulator Precharge Pressure Test 5.A.22 This test should be conducted on each well prior to connecting the closing unit to the blowout preventer stack. Test should be conducted as follows a. Open the bottom valve on each accumulator bottle and drain the hydraulic fluid into the closing unit fluid reservoir. b. Measure the nitrogen precharge pressure on each accumulator bottle, using an accurate pressure gauge attached to the precharge measuring port, and adjust if necessary.

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Accumulator Closing Test 5.A.23 This test should be conducted on each well prior to pressure testing the blowout preventer stack. Test should be conducted as follows: a. Position a joint of drill pipe in the blow out preventer stack. b. Close off the power supply to the accumulator pumps. c. Record the initial accumulator pressure. This pressure should be the designed operating pressure of the accumulators. Adjust the regulator to provide 1500 psi operating pressure to the annular preventer. d. Simultaneously turn the control valves for the annular preventer and for one pipe ram (having the same size ram as the pipe used for testing) to the closing position and turn the control valve for the hydraulically operated valve to the opening position. e. Record the time required for the accumulators to close the preventers and open the hydraulically operated valve. Record the final accumulator pressure (closing unit pressure). This final pressure should be at least 200 psi above the precharge pressure. f. After the preventers have been opened, recharge the accumulator system to its designed operating pressure using the accumulator pumps.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

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FIG 5.A.2 EXAMPLE REDUNDANT AIR/ELECTRIC SYSTEMS FOR OPERATING CLOSING UNIT PUMPS

FIG 5.A.3 EXAMPLE REDUNDANT ELECTRICAL SYSTEMS FOR OPERATING CLOSING UNIT PUMPS

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FIG 5.A.4 EXAMPLE REDUNDANT AIR/NlTROGEN SYSTEMS FOR OPERATING CLOSING UNIT PUMPS

FIG 5.A.5 EXAMPLE REDUNDANT ELECTRIC/NlTROGEN SYSTEMS FOR OPERATING CLOSING UNIT PUMPS

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SECTION 5-B CLOSING UNITS—SUBSEA INSTALLATIONS

VARIANCE FROM SURFACE INSTALLATIONS 5.B.1 Closing unit systems for subsea installations are basically the same as those used in surface installations except more accumulator volume is normally required and some of the accumulator bottles may be mounted on the subsea blowout preventer stack. ACCUMULATOR REQUIREMENTS Volumetric Capacity 5.B.2 As a minimum requirement, closing units for subsea installations should be equipped with accumulator bottles with sufficient volumetric capacity to provide the usable fluid volume (with pumps inoperative) to close and open the ram preventers and one annular preventer. Usable fluid volume is defined as the volume of fluid recoverable from an accumulator between the accumulator operating pressure and 200 psi above the precharge pressure. 5.B.3 In sizing subsea mounted bottles, the additional precharge pressure required to offset the hydrostatic head of the sea-water column and the effect of subsea temperature should be considered. Response Time 5.B.4 The closing system should be capable of closing each ram preventer within 45 seconds. Closing time should not exceed 60 seconds for annular preventers. Requirements for Accumulator Valves 5.B.5 Multi-bottle accumulator banks should have valving for bank isolation. The isolation valves should have a rated working pressure at least equivalent to the designed working pressure of the system to which they are attached. The valves must be in the open position except when the accumulators are isolated for servicing, testing, or transporting. Accumulator Types 5.B.6 Both separator or float type accumulators (refer to Para. 9.A.l) may be used. HYDRAULIC FLUID CONTROL MIXING SYSTEM 5.B.7 The hydraulic fluid reservoir should be a combination of two storage sections; one section containing mixed fluid to be used in the operation of the blowout preventers, and the other section containing the concentrated watersoluble hydraulic fluid to be mixed with water to form the mixed hydraulic fluid. This mixing system should be automatically controlled so that when the mixed fluid reservoir level drops to a certain point, the mixing system will turn on and water and hydraulic fluid concentrate will be mixed into the mixed fluid reservoir. The mixing system should be designed to mix at a rate equal to the total pump output. APPENDIX B - 18

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PUMP REQUIREMENTS 5.B.8 A subsea closing unit control system should include a combination of air and electric pumps. A minimum of two air pumps should be in every system along with one or two electric powered triplex pumps. The combination of air and electric pumps should be capable of charging the entire accumulator system from the precharge pressure to the maximum rated charge pressure in fifteen minutes or less. The pumps should be installed so that when the accumulator pressure drops to 90 percent of the preset level, a pressure switch is triggered and the pumps are automatically turned on. CENTRAL CONTROL POINT 5.B.9 A subsea closing unit control system should have a central control point. For a hydraulic system, this should be a manifold capable of controlling all the hydraulic functions on the blowout preventer stack. The hydraulic control system should consist of a power section to send hydraulic fluid to subsea equipment and a pilot section to transmit signals subsea via pilot lines. When a valve on the control manifold is operated, a signal is sent subsea to a control valve, which when opened allows hydraulic fluid from the power fluid section to operate the blowout preventers. Pressure regulators on the surface control manifold send pilot signals to subsea regulators to control the pressure of the hydraulic fluid at the preventers. The surface control system should also include a flow meter which, by a measure of the volume of fluid going to a particular function, will indicate if that function is operating properly. The hydraulic manifold should be located in a safe but readily accessible area. 5.B.10 An Electro-hydraulic system should have a central control point which interfaces various signals electronically and sends one set of signals electrically to the subsea solenoid valves, which direct the flow of hydraulic fluid to operate a blowout preventer function. In this system, a flow meter should be used to provide an indication of the proper flow of hydraulic fluid and proper operation of the blow out preventer. OTHER CONTROL PANELS 5.B.11 Subsea control systems should have at least one remote control panel. The panel should have a schematic outline of the blowout preventer stack and provide for remote panel activation. There should be a remote control panel located on the rig floor adjacent to the driller’s station. This panel should comply with API RP 500B: Recommended Practice for Classification of Areas for Electrical Installations at Drilling Rigs and Production Facilities on Land and on Marine Fixed and Mobile Platforms.* Another remote panel is sometimes located in the toolpusher’s office. One control station should be located at least 50 feet from the centre line of the wellbore. HOSE AND HOSE REELS 5.B.12 A hydraulic hose bundle may consist of pilot hoses which have an inside diameter of 3/16" or 1/8" or both, and a power hose which is one inch inside diameter. The pilot hoses, as previously described, carry the signals to the subsea valves on the blowout preventer stack, while the main hydraulic fluid is supplied through a hose or rigid line to the pod and accumulators on the blowout preventer stack. The working pressure rating of the hose bundle should equal or exceed the working pressure rating of the control system. For an Electro-hydraulic system, electrical cables are run subsea to the solenoid valves. The hydraulic power supply line may be integrated into an electrical cable bundle or may be run separately.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

5.B.13 The hose reels should be equipped so that some functions are operable while running or pulling the blowout preventer stack or lower marine riser package. Recommended functions to be operable at these times are the stack connector, riser connector, one set of pipe rams, pod latches, and, if applicable, ram locks. SUBSEA CONTROL PODS 5.B.14 There should be two completely redundant control pods on the blowout preventer stack after drilling out from under the surface casing. Each control pod should contain all necessary valves and regulators to operate the blowout preventer stack functions. The control pods may be retrievable or non-retrievable. The hoses from each control pod should be connected to a shuttle valve that is connected to the function to be operated. A shuttle valve is a slide valve with two inlets and one outlet which prevents movement of the hydraulic fluid between the two redundant control pods.

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SECTION 7-A INSPECTION AND TESTING - SURFACE INSTALLATIONS

FIELD ACCEPTANCE INSPECTION AND TESTING 7.A.1 The field acceptance procedure should be performed each time a new or reworked blowout preventer or blowout preventer of unknown condition is placed in service. Ram Type Preventers and Drilling Spools 7.A.2 Following are recommended inspections and tests for this equipment: a. Visually inspect the body and ring grooves (vertical, horizontal, or ram bore) for damage, wear, and pitting. b. Check bolting, both studs and nuts, for proper type, size, and condition. Refer to Section 8-A for bolting recommendations. c. Check ring joint gaskets for proper type and condition. Refer to Section 8-A for ring joint gasket recommendations. d. Visually inspect ram type preventers for: 1) Wear, pitting, and or damage to the bonnet or door seal area, bonnet or door seal grooves, ram bores, ram connecting rod, and ram operating rods. 2) Packer wear, cracking, and excessive hardness, Refer to Section 8-A for information on sealing components. 3) Measure ram and ram bore to check for maximum vertical clearance according to manufacturer’s specifications. This clearance is dependent on type, size, and trim of the preventers. 4) If preventer has secondary seals, inspect secondary seals and remove the plugs to expose plastic packing injection ports used for secondary sealing purposes. Remove the plastic injection screw and the check valve in this port. (Some preventers have a release packing regulating valve that will need to be removed.) Probe the plastic packing to ensure it is soft and not energising the seal. Remove and replace packing if necessary. e. Hydraulically test with water using the following procedure (refer to Para. 7.A.5 for test precautions): 1) Connect closing line(s) to preventer(s). 2) Set preventer test tool on drill pipe below preventer(s) if testing preventer with pipe rams.

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3) Check for closing chamber seal leaks by applying closing pressure to close the rams and check for fluid leaks by observing opening line port(s). Closing pressure should be equivalent to the manufacturer’s recommended operating pressure for the preventer’s hydraulic system. 4) Release closing pressure, remove closing line(s), and connect opening line(s). 5) Check for opening chamber seal leaks by applying opening pressure to open rams and check for fluid leaks by observing closing line port(s). Opening pressure should be equivalent to the manufacturer’s recommended operating pressure for the preventer’s hydraulic system. 6) Release opening pressure and reconnect closing line(s). 7) Check for ram packer leaks at low pressure by closing rams with 1500 psi operating pressure and apply pressure under rams to 200-300 psi with blowout preventer test tool installed (when testing preventer containing pipe rams). Hold for three minutes. Check for leaks. If ram packer leaks, refer to step 9. If ram packer does not leak, proceed to step 8. 8) Check for ram packer leaks by increasing pressure slowly to the rated working pressure of the preventer. Hold for three minutes. Check for leaks. If ram packer leaks, proceed to step 9. 9) If rams leak, check for worn packers and replace if necessary. If the preventer is equipped with an automatic locking device, check same for proper adjustment in accordance with manufacturer’s specifications. Continue testing until a successful test is obtained. 10) Test the connecting rod for adequate strength by applying opening pressure as recommended by the manufacturer with rams closed and blowout preventer rated working pressure under the rams. 11) Release opening pressure and release pressure under rams. 12) Repeat procedure (steps 1 through 9) for each set of pipe rams. 13) Test blind rams in same manner as pipe rams (step 1, steps 3 through 9) with test plug installed but test joint removed. Annular Blowout Preventers and Diverters 7.A.3 Following are recommended inspections and tests for this equipment: a. Visually inspected: 1) Studded face of preventer head for pitting and damage, particularly in ring groove and stud holes. 2) Body for wear and damage. 3) Vertical bore for wear and damage from drill string and drill tools.

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4) Inner sleeve for pitting and damage. Look through slots in base of inner liner for cuttings that might be trapped, thereby preventing full movement of the piston. 5) Packer for wear, cracking excessive hardness, and correct elastomer composition. Refer to Section 8-A for information on sealing components. 6) Bolting (both studs and nuts) for proper type, size, and condition. Refer to Section 8-A for bolting recommendations. 7) Ring-joint gaskets for proper type and condition. Refer to Section 8-A for ring-joint gasket recommendations. b. Hydraulic test using the following procedure: 1) Connect closing line to preventer. 2) Set blowout preventer test tool on drill pipe below preventer. 3) Test the seals between the closing chamber and wellbore and between the closing chamber and opening chamber by closing preventer and applying manufacturer’s recommended closing pressure. If other chambers are located between the wellbore and operating chamber, this seal should also be tested. 4) a) If pressure holds, refer to step 13. b) If pressure does not hold and no fluid is running out of opening chamber opening, the seal between the closing chamber and the wellbore or other operating chambers is leaking. Refer to step 11. c) If fluid is coming out of the opening chamber opening, indicating the seal between the closing chamber and opening chamber is leaking, proceed to step 5. 5) Release closing pressure. 6) Install plug in opening chamber opening, or if opening line is equipped with a valve install opening line and close valve. 7) Test seals between the closing chamber, operating chambers, and wellbore by applying manufacturer’s recommended closing pressure. Observe to see that pressure holds. 8) Release closing pressure. 9) Remove plug in opening chamber opening and install opening line or open valve in opening line. 10) Apply 1500 psi closing pressure.

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11) Apply 1500 psi wellbore pressure. 12) Bleed closing pressure to 1000 psi. 13) To test the seal between the wellbore and the closing chamber. Close valve on closing line and disconnect closing line from valve on closing unit side of valve. Install pressure gauge on closing unit side of valve and open valve. If this seal is leaking, the closing line will have pressure greater than 1000 psi. Caution: If the closing line does not have a valve installed, the closing line should not be disconnected with pressure trapped in the closing chamber. 14) Release wellbore pressure. 15) Release closing pressure. 16) a) To test the seals between the opening chamber and the closing chamber and between the opening chamber and the piston, apply manufacturer’s recommended opening pressure. If pressure holds, refer to step 21. b) If pressure does not hold and no fluid is running out of the closing chamber opening, the seal between the opening chamber and the piston is leaking. Verify this visually. Refer to step 21. c) If fluid is coming out of the closing chamber opening, indicating the seal between the opening chamber and the closing chamber is leaking, proceed to step 17. 17) Release opening pressure. 18) Install closing line and block flow (close valve in closing line, if available). 19) Apply 1500 psi opening pressure. If pressure does not hold, seal between the opening chamber and the preventer head is leaking. Verify this visually. 20) Release opening pressure and replace necessary seals. Refer to step 22. 21) Release opening pressure, replace closing line, and replace necessary seals. 22) If closing line has a valve installed, make certain that valve is open at the end of the test. NOTE: This procedure tests all seals except the seal between the wellbore and the opening chamber. This seal should be tested in the bottom annular preventer if two annular preventers are being used or if a stack is nippled up on an annular preventer (for snubbing. etc.). It can be tested as follows: a) To rated working pressure by running a test joint and plug, closing an upper preventer, removing the opening line, and pressuring the preventer stack. b) To 1500 psi maximum, or by closing an upper preventer and the annular preventer, removing the opening line, and pressuring up between preventers.

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PERIODIC FIELD TESTING Blowout Preventer Operating Test 7.A.4 A preventer operating test should be performed on each round trip but not more than once per day. The test should be conducted as follows while tripping the drill pipe with the bit just inside casing: a. Install drill pipe safety valve. b. Operate the choke line valves. c. Operate adjustable chokes. Caution: Certain chokes can be damaged if full closure is effected. d. Position blowout preventer equipment to check choke manifold. Open adjustable chokes and pump through each choke manifold to ensure that it is not plugged. If choke manifold contains brine, diesel or other fluid to prevent freeze-up in cold weather, some other method should be devised to ensure manifold, lines, and assembly are not plugged. e. Close each preventer until all pipe rams in the stack have been operated. Caution: Do not close pipe rams on open hole. If blind rams are in the stack, operate these rams while out of the hole. f. Return all valves and preventers to their original position and continue normal operations. Record test results. g. Annular preventers need not be operated on each round trip. They should, however, be operated at an interval not to exceed seven (7) days. Blowout Preventer Hydraulic Tests 7.A.5 The following items should be checked each time a preventer is to be hydraulically tested: a. Verify wellhead type and rated working pressure. b. Check for wellhead bowl protector. c. Verify preventer type and rated working pressure. d. Verify drilling spool, spacer spool, and valve types and rated working pressures. e. Verify ram placement in preventers and pipe ram size. f. Verify drill pipe connection size and type in use. g. Open casing valve during test, unless pressure on the casing or hole is intended. h. Test pressure should not exceed the manufacturer’s rated working pressure for the body or the seals of the assembly being tested.

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i. Test pressure should not exceed the values for tensile yield, collapse and internal pressure tabulated for the appropriate drill pipe as listed in API RP 7G: Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits*. j. Verify the type and pressure rating of the preventer tester to be used. TABLE 7-A Test Pressure Recommendations Blowout preventer stack rated working pressure (or as specified in Notes below.)

Preventer Equipment Tested 1. Entire blowout preventer stack. 2. All choke manifold components upstream of chokes. 3. All kelly valves, drill pipe, and tubing safety valves. 4. Drilling spools, intermediate casingheads, and side outlet valves.

Rated working pressures of preventers or 3000 psi. whichever is less

1. Closing unit valves and manifold 2. All operating lines.

Casing test pressure

1. Any blind rams below drilling spool. 2. Primary casinghead and side outlet valves. 3. Casing string.

Fifty percent (50%) of rated working pressure or components 200 - 300 psi.

1. Choke manifold components downstream of chokes 1. All ram type preventers 2. Annular preventers 3. Hydraulically operated valve.

Notes: 1. Initial test pressure for the blowout preventer stack, manifold, valves, etc., should be the lesser of the rated working pressure of the preventer stack, wellhead, or upper part of the casing string. 2. Optional test - a rated working pressure test on top flange of the annular preventer. A companion test flange will be required. *Available from American Petroleum Institute. Production Department. 2535 One Main Place, Dallas TX 75202-3904.

7.A.6 An initial pressure test should be conducted on all preventer installations prior to drilling the casing plug. Conduct each component pressure test for at least three minutes. Monitor secondary seal ports and operating lines on each preventer while testing to detect internal seal leaks. 7.A.7 Subsequent pressure tests of blowout preventer equipment should be performed after setting a casing string, prior to entering a known pressure transition zone, and after a preventer ram and/or any preventer stack or choke manifold component change; but no less than once every 21 days. Equipment should be tested to at least 70 percent of the preventer rated working pressure, but limited to the lesser of the rated working pressure of the wellhead or 70 percent of the minimum internal yield pressure of the upper part of the casing string:

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however, in no case should these or subsequent test pressures be less than the expected surface pressure. An exception is the annular preventer which may be tested to 50 percent of its rated working pressure to minimise pack-off element wear or damage. After a preventer stack or manifold component change, hydraulically test in accordance with the provisions in Par. 7.A.6 and Table 7-A. Precautions should be taken not to expose the casing to test pressures in excess of its rated strength. A means should be provided to prevent pressure build up on the casing in the event the test tool leaks. Closing Unit Pump Capability Test 7.A.8 Refer to Par. 5.A.21 for closing unit pump capability test details. Accumulator Tests 7.A.9 Refer to Paras. 5.A.22 and 5.A.23 for accumulator tests details. Auxiliary Equipment Testing 7.A.10 The lower kelly valve, kelly, kelly cock, and inside blowout preventer should be tested to the same pressure as the blow out preventer stack at the same time the preventer assembly tests are made. This equipment should be tested with pressure applied from below. MAINTENANCE PROCEDURES 7.A.11 Field welding on a blowout preventer or related equipment is not recommended. 7.A.12 The service life of annular preventer packing units can be extended by: a. Closing on pipe rather than full closure. b. Using closing pressures recommended by the manufacturer. c. Utilising the type of elastomer packing unit that best suits the drilling fluid conditions and environment expected . d. Proper use of a regulator or accumulator when stripping tool joints. Rapid movement of a tool joint through the preventer packing unit may cause severe damage and early failure of the packing unit. 7.A.13 If elastomer parts are to be stored for a long time period, sealed containers will help extend their useful life. Refer to Section 8-A for information on extending the life of elastomers for preventers and related equipment. 7.A.14 When a blowout preventer is taken out of service, it should be completed washed, steamed, and oiled. The rams (sealing element) should be removed and the ram bore washed inspected, and coated with a rust inhibitor. Flanged faces should be protected with wooden covers. Any burrs or galled spots should be smoothed.

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TEST PLUGS AND TEST JOINTS 7.A.15 Test Plugs. Several makes of test plugs are available for testing preventer stacks. The testing tool arrangement should provide for testing the bottom blowout preventer flange. Test plugs generally fall into two types, hanger type and cup type. a. The hanger type test plug has a steel body with outer dimensions to fit the hanger recess of corresponding types of casinghead. An O-ring pressure seal is provided between the tester and the hanger recess (refer to Figs 7.A.1 and 7.A.2). The tester is available in various sizes depending on wellhead type and size and is equipped with tool joint connections. These plugs should be constructed with an upper bevel and/or bevelled groove (refer to Figs, 7.A.1 and 7.A.2) to facilitate the use of locking screws. The O-ring groove, if used, should be machined to permit a pressure seal from above or below the plug. Other types of seals should also be capable of holding pressure from above or below the plug. Weep holes may be drilled in the pin end of the test joint or may be installed in the test plug. These testers can be provided with a plug to test blind rams with the drill string removed. The tester can be retrieved with the drill string. b. The cup type test plug (refer to Figs. 7.A.3 and 7.A.4) consists of a mandrel threaded with a box on top and a pin on bottom, for a tool joint connection. A cup type pressure element holds pressure from above. Some models (refer to Fig. 7.A.1) contain a back pressure valve to bypass fluid when going in the hole. Also, a set of snap plugs (usually 4) can be provided integral to the mandrel so that the snap plugs can be broken off by dropping a bar inside the pipe, thereby allowing the annulus to be connected with the inside of the drill pipe to permit pulling the tool without swabbing the hole. 7.A.16 Test Joints. The test joint should be made of pipe of sufficient weight and grade to safely withstand tensile yield, collapse or internal pressures that will be placed on it during, testing operations Refer to API RP 7G: Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits* for tabulated data listed by pipe size, grade, weight, and class (condition of pipe). The test joint (refer to Fig. 7.A.5), or a box and pin sub on top of a standard joint of drill pipe, should have a tapped or welded connection below the box end connection equipped with a valve, gauge, and fittings having a working pressure at least equal to the rated working pressure of the preventer stack. Weep holes may be drilled in the pin end of the test joint or may be installed in the test plug. 7.A.17 Casing Ram Test Sub. Fig. 7.A.6 illustrates a casing ram test sub. Casing rams can be tested by connecting this test sub between the test joint and the test plug so that the sub can be placed in the casing rams to be tested. A casing ram test sub can be made by welding tool joint connections on the ends of a short length of casing of desired diameter. *Available from American Petroleum Institute. Production Department. 2535 One Main Place, Dallas TX 75202-3904.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

EXEMPLE OF HANGER TYPE TEST PLUGS

EXAMPLE CUP TYPE TEST PLUGS

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SECTION 7-B INSPECTION AND TESTING—SUBSEA INSTALLATIONS

SURFACE INSPECTION AND TESTING 7.B.1 Prior to delivery to an offshore drilling unit, visually inspect the preventers, spools, high pressure connector, and kill and choke valves for condition of bodies, machined surfaces, grooves, actuating rods, rams, seals, and gaskets. Inspect in accordance with procedures in Para. 7.A.2.e. 7.B.2 Test each individual component of the blowout prevention system to be utilised in test facilities under shop conditions to rated working pressure utilizing procedures outlined in Para.7.A.2.e. Following unitisation in the shop, test entire unit for proper operation using the hydraulic closing system. Test the closing system to 3000 psi. Pressure test each preventer and high pressure connector for low pressure (200 psi) leaks and to rated working pressure. Record the date and results of inspection and tests on the shipping tags. 7.B.3 After delivery to an offshore drilling unit, install the unitised blowout prevention system on a prepared test stump. A low pressure and rated working pressure test of each component as in the offsite procedure (Para. 7.B.2) should be repeated and properly recorded in the well log. Test record should include opening and closing times and hydraulic fluid volumes required for each function. Subsequent pressure tests should be limited to 70% of the rated working pressure of the blowout preventer stack or the anticipated surface pressure, whichever is greater. Full rated working pressure tests should be limited to one test following any major ram cavity repair work. 7.B.4 The blowout prevention system should be visually inspected and pressure tested in accordance with Para. 7.B.3 before returning on a well. SUBSEA TESTING 7.B.5 The blowout prevention system should be operated on each trip but not more than once every 24 hours during normal operations. The annular preventers need not be operated on each trip. They must, however, be operated in conjunction with the required pressure tests and at an interval not to exceed seven days. The periodic actuation test is not required for the blind or blind shear rams. These rams need only be tested when installed and prior to drilling out after each casing string has been set. A record of these tests should be maintained in the well log and should include closing and opening times and pressures and volumes of hydraulic fluid for each function. 7.B.6 Pressure tests of the subsea system should be conducted after installation, after setting casing, and before drilling into any known or suspected high pressure zones. Otherwise, these tests should be conducted at regular intervals but not more than once every week. On installation of the blowout preventer stack, each component including the high pressure connectors should be individually pressure tested at a low pressure (200 psi) and to the greater of 70 percent of rated working pressure or the maximum pressure expected in the upper part of the casing. Subsequent pressure tests may be limited to the lesser of 70 percent of the rated working pressure of the blowout preventers or 70 percent of the minimum internal yield strength rating of the upper part of the casing, provided the test

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

pressure equals or exceeds the maximum pressure expected inside the upper part of the casing. An exception is the annular preventer which may be tested to 50 percent of its rated working pressure to minimise pack-off element wear or damage. A test plug or cup type tester should be used (refer to Section 7-A). Precautions should be taken not to expose the casing to test pressures in excess of its rated internal yield strength. A means should be provided to prevent pressure build up on the casing in the event the test tool seals leak. Actuation testing of pipe rams should not be performed on moving pipe. 7.B.7 The subsea blowout prevention system is dependent on surface actuated hydraulic, pneumatic, and electric controls. The design of this prevention system is dependent on water depth and environmental conditions and should have an adequate backup system to operate each critical function. It is equally important to pressure and operationally test this system concurrently with the blowout preventers and connectors.

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SECTION 8-A SEALING COMPONENTS—SURFACE INSTALLATIONS

FLANGES AND HUBS 8.A.1 The following tabular data detail sizes in use on blow out preventers

Notes: * Replaces 20 1/4" subsequent to January 1974. ‡ Replaces BX-161 subsequent to adoption of 5000 psi rated working pressure (10,000 psi test pressure) flange in lieu of 5000 psi rated working pressure (7500 psi test pressure) flange in June 1969.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

8.A2 API Spec 6A: Specifjcation for Wellhead Equipment requires that flanges integral with drilling through equipment be marked as follows: manufacturer's name or mark, API monogram (when authorised by API), flange or hub size, pressure rating, ring joint type and number, minimum vertical bore, model and serial number and date of manufacture, and damp number where applicable. Equipment marking details are shown, in Para. 1.7 of Specification 6A*. Detailed specifications on flanges including dimensions, groove details, and materials are included in Section 2 of MI Spec. 6A 8.A.3 Specifications covering hub and clamp connection components are contained in Section 2, API Spec 6A: Specification for Wellhead Equipment. A hub and clamp connection consists of two hubs pulled together against a metal seal ring by a two or three piece damp with two to four bolts and nuts. The hub and clamp connection requires fewer bolts for make-up as compared to the flanged connection. Depending on the manufacturer, metal seal rings may be of the API RX, API BX, or nonAPI type. Hub and clamp connections may be API or of special design (manufacturer's literature should be consulted for identification, specification, dimensional data, and recommended make-up torque). 'Available horn American Petroleum Institute, Production Department, 2535 One Main Place, Dallas TX 75202-3904

RING-JOINT GASKETS 8.A.4 Type RX and Type BX ring-joint gaskets should be used for flanged blowout preventer connections. These are self-energizing gaskets. Type RX rings are used in conjunction with API Type 6B flanges. Type BX are used with API Type 6BX flanges. Detailed specifications for ring joint gasket are included in Section 3 of AP1 Spec 6 A: Specification for Wellhead Equipment. Caution: Because connections utilising RX and BX ring-joint gaskets have a limited amount of positive interference which assures the gaskets will be coined into sealing relationship in the flange grooves, these gaskets are not recommended for reuse. Rings coated with teflon, rubber, or other resilient material are not recommended. The material may tend to fill any scars or mashes in the ring-joint groove, which might cause a leak under high pressure. 8.A.5 Ring-joint gaskets are marked with the manufacturers name or mark, API monogram (when authorised by API ring-joint type and number, and material identification as required in Par.l.7 of API Spec 6.A. Specification for Wellhead Equipment." 8.A.6 Hub gaskets may be API or of special design (consult manufacturer's literature for specifications). BOLTING 8.A.7 Flange stud bolt and nut specifications for normal service are summarized below : Flange Type 6B 6BX

Stud Bolts Grade spec B7 ASTM A-193 B7 ASTM A-193

Nuts Grade 1 2H

spec ASTM A-194 ASTM A-194

Notes: 1. For low temperature service (below -200, see Para.1.4.7. API Spec 6A: Specification for Wellhead Equipment*. 2. For hydrogen sulfide service, refer to Sections 9-A and 9-B.

APPENDIX B - 34

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

8.A.8 The stud bolt grade, as designated in Para. 8.A.7 should be stamped on the end of the stud. The nut grade, as designated in Para. 8.A.7, should be stamped on one face of the nut. ELASTOMERS 8.A.9 Each resilient part of a preventer should be identified by the elastomer used in the compound of which it is moulded and to indicate its hardness. 8.A.10 Preventer elastomer compounds and hardness ranges are shown in Table 8-A. 8.A.11 All elastomer parts should be marked or identified. If part size permits, marking should be placed directly on the part either by moulding or by an inked stamp. If part size does not permit this method of marking, Identification should be attached to the part by a tag. The method and location of identification marking is left to the discretion of the manufacturer and user. The coding identification is comprised of two parts: a. Hardness (± 5 points variation, durometer). b. Manufacturer compound number. Example: 75-400 This marking designates a part that has a durometer hardness range of 70-80, and with a manufacturer's compound number of 400.

TABLE 8-A Common Name Herculor C (Shaffer) Natural (Hydril) Natural (Shaffer) Nitrile (Hydril) Nitrile (Shaffer) Neoprene (Hydril & Regan) Neoprene (Shaffer) Superwear1 (Cameron)

Typical Service Application² Low Temp Normal, Low Temp Normal, Low Temp Oil Base Oil Base Low Temp, Normal Normal Normal, Oil Base, Low Temp

Hardness Range, durometer 70-75 70-75 67-75 70-75 70-82 70-75 74-78 80-85

Notes: 1. Registered trademark of Cameron Iron Works. 2. Consult manufacturer for current service recommendations on specific applications.

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SECTION 8-B SEALING COMPONENTS—SUBSEA-INSTALLATIONS

GENERAL 8.B.1 Operation of the subsea blowout preventer stack and marine riser system requires particular attention to the availability and correct usage of sealing components which are peculiar to subsea equipment. These non-API components are described in the following paragraphs. Manufacturers should be consulted for specifications and spare parts recommendations. Other sealing components are covered in Section 8-A. WELLHEAD CONNECTOR 8.B.2 The primary seal for the wellhead connector is a pressure energised metal-to-metal type seal. Initial seal requires that the metal seal be coined into contact with the mating seal surfaces. These seals are not recommended for reuse. Some wellhead connectors are equipped with resilient secondary seal, which may be energised should the primary seal leak. This seal should be utilised under emergency conditions only. MARINE RISER 8.B.3 The primary seal for the marine riser connector consists of resilient type O-Ring or lip-type seals. The primary seal for choke and kill line stab subs on the integral riser connector consists of pressure energised resilient seals or packing. Care should be taken to carefully clean and inspect all seals prior to running the marine riser. 8.B.4 The primary telescopic joint seal assembly consists of a hydraulic or pneumatic pressure energised resilient packing element. SUBSEA CONTROL SYSTEM 8.B.5 Primary hydraulic system seal between the male and female sections of the control pods is accomplished with resilient seals of the O-ring, pressure energised, or face sealing types. 8.B.6 The hydraulic junction boxes consist of stab subs or multiple check valve type quick disconnect couplings. The primary seals are O-rings. These seals should be inspected each time the junction box is disconnected. 8.B.7 The primary pod valve seals vary according to the manufacturer with both resilient and lapped metal-to-metal type seals used.

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SECTION 10-A PIPE STRIPPING ARRANGEMENTS - SURFACE INSTALLATIONS

PURPOSE 10.A.1 During operations on a drilling or producing well, a sequence of events may require tubing, casing, or drill pipe to be run or pulled while annular pressure is contained by blowout preventers; such practice is called “stripping”. Stripping is normally considered an emergency procedure to maintain well control; however, plans for certain drilling, completion, or well work operations may include stripping to eliminate the necessity of loading the well with fluid. EQUIPMENT 10.A.2 Stripping techniques vary, and the equipment required depends upon the technique employed. Each stripping operation tends to be unique, requiring adaptation to the particular circumstances. Therefore, the equipment and the basic guidelines discussed herein are necessarily general in nature. Stripping requires surface equipment which simultaneously: a. permits pipe to be pulled from or run into a well, b. provides a means of containing and monitoring annular pressure, and c. permits measured volumes of fluid to be bled from or pumped into the well. 10.A.3 Subsurface equipment is required to prevent pressure entry or flow into the pipe being stripped. This equipment should either be removable or designed so that its presence will not interfere with operations subsequent to stripping. 10.A.4 The well site supervisor and crew must have a thorough working knowledge of all well control principles and equipment employed for stripping. Equipment should be rigorously inspected, and, if practicable, operated prior to use. 10.A.5 For stripping operations, the primary surface equipment consists of blowout preventers, closing units, chokes, pumps, gauges, and trip tanks (or other accurate drilling fluid measuring equipment). 10.A.6 The number, type, and pressure rating of the blowout preventers required for stripping are based on anticipated or known surface pressure, the environment, and degree of protection desired. Often the blowout preventer stack installed for normal drilling is suitable for low pressure stripping if spaced so that tool joints or couplings can be progressively lowered or pulled through the stack, with at least one sealing element closed to contain well pressure. 10.A.7 Annular preventers are most commonly employed for stripping because tool joints and some couplings can be moved through the preventer without opening or closing of the packing element. Wear of the packing element limits the sole use of this preventer if high annular pressure must be contained while stripping. To minimise wear the closing pressure should be reduced as much as possible and the element allowed to expand and contract (breathe) as tool joint pass through. Lubrication of the pipe with a mixture of oil and graphite or by permitting a small leakage of annular APPENDIX B - 37

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

fluid will reduce wear on the packing element. A spare packing element should be at the well site during any stripping operation. 10.A.8 Ram type preventers or combinations of ram and annular preventers are employed when pressure and/or Configuration of the coupling could cause excessive wear if the annular preventer were used alone. Ram preventers must be opened to permit passage of tool joints or couplings. When stripping between preventers, provision should be made for pumping into and releasing fluid from the space between preventers. Pressure across the sealing element should be equalised prior to opening the preventer to reduce wear and to facilitate operation of the preventer. After equalising the pressure and opening the lower preventer a volume of drilling fluid equal to that displaced as the pipe is run into or pulled from the well should be, respectively, bled from or pumped into the space between the preventers. Comments concerning use of minimum closing pressure and lubrication of the pipe as noted in Para. 10.A.7 for annular preventer stripping, and Paras. 2.C.4 and 2.C.5 regarding spare parts availability and storage are applicable. 10.A.9 Chokes are required to control the release of fluid while maintaining the desired annular pressure. Adjustable chokes which permit fast, precise control should be employed. Parallel chokes which permit isolation and repair of one choke while the other is active are desirable on lengthy stripping operations. Because of the severe service, spare parts or spare chokes should be on location. Fig. 10.A.1 illustrates an example choke installation on the standpipe suitable for stripping operations. 10.A.10 A pump truck or skid mounted pump is normally employed when stripping out. The relatively small volume of drilling fluid required to replace the capacity and displacement of each stand or joint of pipe may be accurately measured and pumped at a controlled rate with such equipment. Well fluid from below the preventer should not be used to equalise pressure across the stripping preventer. 10.A.11 A trip tank or other method of accurately measuring the drilling fluid bled off, leaked from, or pumped into the well within an accuracy of one-half barrel is required. 10.A.12 The lowermost ram should not be employed in the stripping operation. This ram should be reserved as a means of shutting in the well if other components of the blowout preventer stack fail. It should not be subjected to the wear and stress of the stripping process. 10.A.13 Closing units and associated control, pipe and regulators are critical on stripping operations. Thorough knowledge of the capacity and capability of the particular pump and accumulator system employed and the opening and closing requirements of the blowout preventers to be used is essential. Charging of the accumulators to rated working pressure and then isolating them from the closing system provides a reserve in the event of malfunction of the dosing pump. Installation of a second accumulator or charged nitrogen bottles to furnish additional reserve may be prudent for extended stripping operations. 10.A.14 Gauges to measure the annular pressure accurately are required. Low range pressure gauges may be needed and should be available. SUBSURFACE EQUIPMENT

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

10.A.15 Equipment which is run or set inside the pipe being stripped includes safety valves inside blow out preventers floats, and various plugs. The lower Kelly valve while not strictly a subsurface tool, may be run into the well. 10.A.16 Drill pipe safety valves (refer to Para. 6.A.3) employed for stripping are essentially fullopening. valves usually of the ball type with outside dimensions which permit the valve to be run through blowout preventers and into the well. If a well is coming in through the drill pipe, a safety valve in the open position can be stabbed into the drill pipe then closed. Additional equipment such as inside blowout preventers, float valve or seating nipples can then be installed, the safety valve opened, and sealing assembly run into well. 10.A.17 Inside;blowout preventers (refer to.Par. 6.A.4) can be stabbed if a well is coming in through the drill pipe or installed above a drill pipe safety valve. It should be remembered that inside blowout preventer tools may not be full-opening so that other tools cannot be run below them without a difficult milling operation. 10.A.18 Float valves can be used for stripping operations by installation above a drill pipe safety valve, or they can be run as a routine item in the drill string. These tools are essentially check valves, either flapper or poppet, which seal pressure from below but permit fluid to be pumped down the drill pipe. The flapper type valves are easier to mill out and tools or pipe can be lowered through them. 10.A.19 Several types of plugs are available to effect a lower seal of the pipe being stripped. Drill pipe or tubing may be equipped with seating nipples which permit plugs to either be pumped down or run on a wireline and landed in a profile nipple, preventing flow up through the drill pipe or tubing. Some of these plugs serve as check valves halting flow from below but permitting passage of fluid from above. Designed to be retrievable by wireline these plugs may be removed to permit access below the seating nipple. Other non retrievable plugs can be set in drill pipe or casing by electric or "shooting" line. Such plugs are run through pressure lubricators and set by explosive charge.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

FIG 1O.A.1 EXAMPLE STANDPIPE CHOKE INSTALLATION

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

SECTION 10-B PIPE STRIPPING ARRANCEMENTS

SUBSEA INSTALLATIONS PURPOSE 10.B.1 To provide maximum utility of the entire blowout preventer system, the subsea stack arrangement should make provisions for stripping pipe. Pipe stripping is the process of running or pulling drill pipe, casing, or tubing with pressure on the blowout preventer stack EQUIPMENT 10.B.2 To facilitate immediate stripping operations, the following should be considered: a. Drilling spool and blowout preventer ram placement. Precise measurements of the blowout preventer spacing should be posted on the driller's control panel. b. Choke and kill line openings. c. The regulator for the annular preventer pressure must be responsive to less than 100 psi differential pressure, or an accumulator should be installed in both the preventer opening and closing line. The precharge pressure of these accumulators should be determined and as for the specific rig and well conditions before running the preventer stack d. The preventer used for stripping or working pipe should be backed up by another preventer. Consideration should be given to installing a second annular preventer for redundancy. e. Connections should be made from the choke manifold to the trip tank for accurate fluid volume measurements as a backup to other volume measuring systems. f. The well fluid leakage from the annular preventer during stripping should be measured at the flow line. g. A heave indicator read-out at the driller's position can aid in the implementation of stripping operations. h. Vessel motion, drill pipe motion. and well pressure constraints should be established. Beyond which stripping operations should not be performed. i. Refer to Section 10-A for general considerations.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

SECTION 11 MARINE RISER SYSTEMS

GENERAL 11.1 A marine riser system is used to provide a return fluid flow path from the wellbore to either a floating drilling vessel (semi submersible or hull type) or a bottom supported unit, and to guide the drill string and tools to the wellhead on the ocean floor. Components of this system include remotely operated connectors, flexible joints (balljoints), riser sections, telescopic joints, and tensioners. Data on these components, together with information on care and handling of the riser, are included in this Section, API RP 2K: Recommended Practice for Care and Use of Marine Drilling Risers* and API RP 2Q: Recommended Practice for design and Operation of Marine Drilling Riser Systems.* 11.2 For a drilling vessel, the marine riser system should have adequate strength to withstand: a. dynamic loads while running and pulling the blowout preventer stack; b. lateral forces from currents and acceptable vessel displacement; c. cyclic forces from waves and vessel movement; d. axial loads from the riser weight, drilling fluid weight, and any free standing pipe within the riser; and e. axial tension from the riser tensioning system at the surface (which may be somewhat cyclic) or from buoyancy modules attached to the exterior of the riser. Unless otherwise noted, internal pressure rating of the marine riser system (pipe, connectors, and flexible joint) should be at least equal to the working pressure of the diverter system plus the maximum difference in hydrostatic pressures of the drilling fluid and seawater at the ocean floor. In deeper waters, riser collapse resistance, in addition to internal pressure rating, may be a consideration if circulation is lost or the riser is disconnected while full of drilling fluid. 11.3 For bottom-supported units, consideration should be given to similar forces and loads with the exception of vessel displacement, vessel movement, and high axial loads. Operating water depths for bottom-supported units are often shallow enough to permit free standing risers to be used without exceeding critical buckling limits, with only lateral support at the surface and minimal tension being required to provide a satisfactory installation. 11.4 Information presented in this Section applies primarily to floating drilling vessels, since more demanding conditions normally exist for these marine riser systems than for those installed for bottomsupported units. *Available form American Petroleum Institute, Production Department, 2535 One Main Place, Dallas TX 75202-3904

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MARINE RISER SYSTEM COMPONENTS (NOTE: Additional details are contained in API RP 2K: Recommended Practice for Care and Use of Marine Drilling Risers and API RP 2Q: Recommended Practice for Design and Operation of Marine Drilling Riser Systems.) Remotely Operated Connector 11.5 A remotely operated connector (hydraulically actuated) connects the riser pipe to the blowout preventer stack and can also be used as an emergency disconnect from the preventer stack, should conditions warrant. Connector internal diameter should be at least equal to the internal bore of the blowout preventer stack. Its pressure rating can be equal to either the other components of the riser system (connectors, flexible joint, etc.) or to the rated working pressure of the blowout preventer stack (in case special conditions require subsequent installation of additional preventers on top of the original preventer stack). Connectors with the lower pressure rating are designated CL while those rated at the preventer stack working pressure are designated CH. Additional factors to be considered in selection of the proper connector should include ease and reliability of engagement/disengagement, angular misalignments, and mechanical strength. 11.6 Engagement or disengagement of connector with the mating hub should be an operation that can be repeatedly accomplished with ease, even for those conditions here some degree of misalignment exists. 11.7 Mechanical strength of connector should be sufficient to safely resist loads that might reasonably be anticipated during operations. This would include tension and compression loads during installation, and tension and bending forces during both normal operations and possible emergency situations. Marine Riser Flexible Joint (Ball Joint) 11.8 A flexible joint is used in the marine riser system to minimise bending moments, stress concentrations, and problems of misalignment engagement. The angular freedom of a flexible joint is normally 10 degrees from vertical. A flexible joint is always installed at the bottom of the riser system either immediately above the remotely operated connector normally used for connecting/disconnecting the riser from the blowout preventer stack, or above the annular preventer when the annular preventer is placed above the remotely operated connector. 11.9 For those vessels having a diverter system, a second flexible joint is sometimes installed between the telescopic joint and the diverter to obtain required flexibility, or some type of gimbal arrangement may also be used. For deep-water operations or unusually severe sea conditions, another flexible joint may be installed immediately below the telescopic joint. 11.10 Mechanical strength requirements for flexible joints are similar to those for the remotely operated connector. They should be capable of safely withstanding loads that might reasonably be encountered during operations, both normal and emergency. In addition, the angular freedom of up to approximately 10 degrees should be accomplished with minimum resistance while the joint is under full-anticipated load. Hydraulic “pressure balancing” is recommended for ball-type flexible joints to counteract unbalanced forces of tensile load, drilling fluid density, and seawater density. This pressure balancing also provides lubrication for flexible joints.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

11.11 Technical investigations and experience have shown the importance of close monitoring of the flexible joint angle during operations to keep it at a minimum. One method of accomplishing this is by the use of an angle-azimuth indicator. The flexible joint angle, vessel offset, and applied (riser) tension are indications of stress levels in the riser section. For continuous drilling operations, the flexible joint should be maintained as straight as possible, normally at an angle of less than 3 degrees: greater angles cause undue wear or damage to the drill string, riser, blowout preventers, wellhead or casing. For riser survival (i.e. to prevent overstressing), the maximum angle will vary from about 5 degrees to something less than 11 degrees, depending upon parameters such as water depth, vessel offset, applied tension, and environmental conditions. Drill pipe survival must also be considered if the pipe is in use during those critical times of riser survival conditions. Marine Riser Sections (Refer to API RP 2Q: Recommended Practice for Design and Operation of Marine Drilling Riser Systems* for additional details.) 11.12 Specifications for riser pipe depend upon service conditions. It should be noted, however, that drilling vessels normally encounter a wide variety of environments during their service life; consequently, the riser should have a minimum yield strength and fatigue characteristics well in excess of those required not only for the present but for reasonably anticipated future conditions. 11.13 Riser pipe steel should conform to ASTM Designation A-530: General Requirements for Specialised Carbon and Alloy Steel Pipe† and be fabricated and inspected in accordance with API Spec 5L: Specification for Line Pipe*. Specifications that provide riser pipe with a reasonable service life for operation in most parts of the world include a steel having a minimum yield strength of between 50,000 psi and 80,000 psi. Risers with lower minimum yield strength (35,000 psi) have proven satisfactory if used in those areas where only light to moderate service conditions are encountered. †Available from American Petroleum Institute. Production Department, 2535 One Main Place, Dallas TX 75202-3904. *Available from American Society for Testing and Materials, 1916 Race St, Philadelphia Pennsylvania 19103.

11.14 Computer programs are available for determining riser stresses under various operating conditions, and should be used for installations where previous experience is limited or lacking. Permissible operating stresses are normally expressed as a percent of minimum yield strength and depend upon the preciseness of the data input. For any combination of service conditions (i.e. environmental, vessel offset, drilling fluid weight riser weight, etc.), there is an optimum riser tension for which static and dynamic riser stresses are minimum. 11.15 The internal diameter of the riser pipe is determined by size of the blowout preventer stack and the wellhead, with adequate clearances being necessary for running drilling assemblies, casing and accessories, hangers, packoff units, wear bushings, etc. 11.16 Marine riser connectors should provide a joint having strength equal to or greater than that of the riser pipe. For severe service, quench and tempering and shotpeening the connector pin end are sometimes done. The joint, when made up and tested under reasonable maximum anticipated service loads, should have essentially no lateral, vertical, or rotational movement. After release of load, the joint should be free of deformation, galling or irregularities. Make-up practice, including bolt- torque requirement should be specified by the manufacturer. 11-17 Refer to Sections 3-B and 4-B for information on choke and kill lines. APPENDIX B - 44

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

11.18 Auxiliary drilling fluid circulation lines are sometimes required and included as an integral part of large diameter riser systems. Drilling fluid can be pumped into the lower section of the riser system to maintain adequate annular velocities while drilling small diameter holes. The number of lines, size, and pressure rating will be determined by flow rates and pressures required. Marine Riser Telescopic Joint 11.19 The telescopic joint serves as a connection between the marine riser and the drilling vessel, compensating principally for heave of the vessel. It consists of two main sections, the outer barrel (lower member) and the inner barrel (upper member). 11.20 The outer barrel (lower member), connected to the riser pipe and remaining fixed with respect to the ocean floor, is attached to the riser tensioning system and also provides connections for the kill and choke lines. A pneumatically or hydraulically actuated resilient packing element contained in the upper portion of the outer barrel provides a seal around the outside diameter of the inner barrel. 11.21 The inner barrel (upper member), which reciprocates within the outer barrel, is connected to and moves with the drilling vessel and has an internal diameter compatible with other components of the marine riser system. The top portion of the inner barrel has either a drilling fluid return line or diverter system attached, and is connected to the underneath side of the rig sub structure. 11.22 The telescopic joint, either in the extended or contracted position, should be capable of supporting anticipated dynamic loads while running or pulling the blowout preventer stack and should have sufficient strength to safely resist stresses that might reasonably be anticipated during operations. Stroke length of the inner barrel should provide a margin of safety over and above the maximum established operating limits of heave for the vessel due to wave and tidal action. 11.23 Selection of a telescopic joint should include consideration of such factors as size and stroke length, mechanical strength, packing element life, ease of packing replacement with the telescopic joint in service, and efficiency in attachment of appurtenances (i.e. tensioner cables, choke and kill lines, diverter systems. etc.). Marine Riser Tensioning System 11.24 The marine riser tensioning system provides for maintaining positive tension on the marine riser to compensate for vessel movement. The system consists of the following major components: a. tensioner cylinders and sheave assembly. b. hydropneumatic accumulators/air pressure vessels, c. control panel and manifolding, d. high pressure air compressor units, and e. stand-by air pressure vessels. Tensioning at the top of the riser is one of the more important aspects of the riser system, as it attempts to maintain the riser profile as nearly straight as practicable and reduce stresses due to APPENDIX B - 45

CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

bending. As tension is increased, axial stress in the riser also increases. Therefore, an optimum tension exists for a specific set of operating conditions (water depth, current, riser weight, drilling fluid density, vessel offset, etc.). 11.25 Wirelines from the multiple hydraulic tensioner cylinders are connected to the outer barrel of the telescopic joint. These cylinders are energised by high pressure air stored in the pressure vessels. Tension on the wirelines is directly proportioned to the pressure of stored air. In general, as the vessel heaves upward, fluid is forced out of the hydraulic cylinders thereby compressing air. As the vessel heaves downward pressure of the compressed air will cause the hydraulic cylinders to stroke in the opposite direction. 11.26 Selection of tensioners should be based on load rating, stroke length, speed of response, service life, maintenance costs, and ease of servicing. Maximum load rating of individual tensioners depends on the manufacturer, typically ranging from 45.000 to 80.000 pounds and allowing maximum vertical vessel motion of 30 to 50 feet. Design of the wireline system that supports the riser must take into consideration the angle between the wireline and the axis of the telescopic joint and its influence on stresses. 11.27 The number of tensioners required for a specific operation will depend on such factors as riser size and length, drilling fluid density, weight of suspended pipe inside the riser, ocean current, vessel offset, wave height and period and vessel motion. Computer programs are available for riser analysis, including tensioning requirements. Consideration should also be given to operating difficulties that might occur should one of the tensioners experience wireline failure. Recommendations for marine riser design and operation of riser tensioning systems are contained in APl RP 2K: Recommended Practice for Care and Use of Marine Drilling Risers and API RP 2Q: Recommended Practice for Design and Operation of Marine Drilling Riser Systems.* 11.28 Periodic examination of riser tensioning system units should be made while in service, since the system can cycle approximately 6000 times per day. Particular care should be taken to establish a wireline slipping and replacement program based on ton cycle life for the particular rig installation. Users should consult the equipment manufacturer for general maintenance procedures and specifications recommendations. Buoyancy 11.29 For deeper waters, it may be impractical from an operating view point to install sufficient units capable of providing adequate tensioning. In these cases, some types of riser buoyancy may be the solution (flotation jackets, buoyancy tanks, etc.) Buoyancy reduces the top tensioning requirements but loses some of its effectiveness as a result of the increased riser diameter exposing a greater cross sectional area to wave forces and ocean currents. Selection of the optimum method and/or material for obtaining buoyancy requires careful consideration of a number of factors, including water absorption, pressure integrity, maintenance requirements, abuse resistance, and manufacturer's quality control. Several of these factors are time and water-depth dependent. As water depth increases, these factors become more critical. A part of any analysis for an optimum safe system should include consideration of the consequences of buoyancy failure during operations.

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CONTROLE DE VENUES APPENDIX B: API RP53

Riser Running and Handling 11.30 Well trained crews and close supervision are needed for maximum efficiency and to preclude any failure from improper handling or make-up of marine riser connectors. Some special equipment and tools for handling, running, and make-up/break-out may also be beneficial, both in protecting the riser and improving efficiency. These tools include a flare-end guide tube for guiding the riser through the rotary table and a joint laydown trough installed in the V-door. Care should also be taken in protecting riser joints stored on the vessel. Marine Riser Inspection and Maintenance 11.31 As marine riser joints are removed from service, each joint and connector should be cleaned, surfaces visually inspected for wear and damage, damaged packing or seals replaced, and surface relubricated as required. Buoyancy material and/or systems, if installed, should also receive close inspection. Prior to running a riser, thorough inspection of all components may also be warranted, particularly if the riser has been idle for some time or previous inspection procedures are unknown. For those operations where environmental forces are severe and/or tensioning requirements are high, consideration should be given to maintaining records of individual riser joint placement in the riser string and periodic testing (non-destructive) of the connector and critical weld areas to reduce failures. Refer to APIRP2K: Recommended Practice for Care and Use of Marine Drilling Risers* for specific information. *Available from American Petroleum Institute, Production Dept. 2535 One Main Place, Dallas TX 75202-3904.

APPENDIX B - 47

CONTROLE DE VENUES APPENDIX C: API RP59

APPENDIX C CLOSING IN KICKS 3.6 Soft Close-in Procedure. For a soft close-in, a choke is left open at all times other than during a well control operation. The choke line valves are aligned such that a flow path is open through the choking system, with the exception of one choke line valve located near the blowout preventer. When the soft close-in procedure is selected for closing in a well the: 1) choke line valve is opened, 2) blowout preventer is closed, and 3) choke is closed. This procedure allows the choke to be closed in such a manner to permit sensitive control and monitoring of casing pressure buildup during closure. This is especially important if formation fracturing and broaching to the surface is likely to occur if the well is closed in without regard to the possibility of excessive initial closed-in casing pressure. 3.7 Hard Close-in Procedure. For a hard close-in, the chokes remain closed at all times other than during a well control operation. The choke line valves are aligned such that a flow path is open through the choking system with the exception of the choke(s) itself and one choke line valve located near the blowout preventer stack. When the hard close-in procedure is selected for closing in a well, the blowout preventer is closed. If the casing pressure cannot be measured at the wellhead, the choke line valve is opened with the choke or adjacent high pressure valve remaining closed so that pressure can be measured at the choke manifold. This procedure allows the well to be closed in the shortest possible time, thereby minimising the amount of additional influx of kicking fluid to enter the wellbore. Use of the hard close-in procedure is limited to well conditions in which the maximum allowable casing pressure is greater than the anticipated initial close in pressure and a well fracture would not be expected to broach to the surface on initial closure. 3.8 Soft Close-in Versus Hard Close-in Procedure. The soft close-in procedure provides a means of monitoring casing pressure and a more sensitive control of casing pressure buildup during closure than will be experienced using the hard close-in procedure. If the initial closed-in casing pressure is likely to exceed the maximum allowable casing pressure, the soft close-in procedure permits initiation of a low choke pressure procedure or other alternate procedures before maximum allowable casing pressure is reached. In this situation, the soft close-in procedure has a distinct advantage over the hard close-in procedure. The major disadvantage of the soft close-in procedure is that the additional time involved in opening the choke line valve and closing the choke will allow additional influx into the wellbore. This procedure will result in a larger kick volume and potentially higher casing pressure than obtained if the hard close-in procedure is used while circulating out the kick. The hard close-in procedure is somewhat less complicated, can be performed by one man working on the rig floor, and is more likely to be performed without inadvertent delays in closure than the soft close-in procedure. 3.9 Stabilised Pressures. When a kick is detected, the well should be closed in as quickly as possible to minimise kick influx volume. Figure 3.3 shows a schematic diagram of a well shut in on a kick. In this well, a 20-barrel gas influx occurs when drilling at 10,000 feet with a 10.0 Ib/gal drilling fluid. The stabilised closed-in pressures are 500 psi on the drill pipe and 640 psi on the casing or annulus gauge. Figure 3.4 illustrates various pressures in the wellbore. To understand how the various pressures interact, it is necessary to isolate and identify each one. The drill pipe gauge pressure plus the hydrostatic pressure of the drilling fluid equals the formation pressure. The same pressure balance can be made for the annulus, i.e., casing gauge pressure plus the hydrostatic pressure of the annulus drilling fluid plus the hydrostatic pressure of the influx equals the formation pressure.

APPENDIX C - 1

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Figure 3.5 illustrates an example of a 10,000 foot closed-in well with 10.0 Ib/gal drilling fluid and a small volume of gas at bottom. When the gas rises to 5000 feet without expansion or temperature change, the bottom-hole pressure rises to 7800 psi, which is equivalent to a 15.0 Ib/gal drilling fluid column. When the gas reaches the surface, bottom-hole pressure is 10,400 psi, which is equivalent to a 20.0 Ib/gal drilling fluid column. At 5000 feet the borehole pressure is equivalent to a 30.0 Ib/gal drilling fluid column to that depth. Such excessive pressure should be avoided whether gas rises through a static drilling fluid column or is circulated out by allowing the gas to expand as it rises. This also requires that the pits be allowed to gain volume. If a gas bubble is permitted to rise in a wellbore without expanding, the gas pressure will remain constant. The reduced hydrostatic head above the gas column must be overcome by increased surface pressure on the casing: in turn this increased pressure results in a higher bottom-hole pressure.

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FIG. 33 WELL CLOSED IN ON A KICK

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3.10 Closed-in Drill Pipe Pressure. Formation pressure near the wellbore is reduced during flow. When the well is closed in, the borehole pressure will rise until equal to formation pressure. As the drill pipe (and annulus) is in communication, the drill pipe pressure will also rise and stabilize. The drill pipe pressure at this time indicates the amount to increase the drilling fluid density. If the well is not circulated, the gas will slowly rise and increase both wellbore and drill pipe pressures. Drill pipe pressures read after the initial stabilized reading will indicate excessive drilling fluid density increase. To avoid excess wellbore pressures, the choke should be used to bleed drilling fluid from the casing and maintain the initial shut-in drill pipe pressure. These conditions are illustrated in Figure 3.6. To determine the closed-in drill pipe pressure when a back-pressure valve is in the drill string, pressure should be increased slowly using the smallest pump available to determine the pressure at which the back-pressure valve opens. If casing pressure is seen to rise while pumping on the drill pipe, pumping should be stopped and the increase in casing pressure subtracted from drill pipe pressure.

FORMATION INTEGRITY TESTS 3.11 Leak-off Test. A leak-off test is made to determine the pressure at which a formation will begin to fracture. Leak-off tests are usually run after drilling a short distance below the surface casing shoe. These tests may also be made on other casing strings. A leak-off test is performed by pumping drilling fluid into the wellbore at a slow rate (typically one-half barrel per minute), with blowout preventers closed and carefully plotting the resulting pressure versus the total volume pumped. The pressure at which the plotted curve begins to flatten. i.e., when the pressure increases a smaller amount for a volume pumped, is the surface leak-off pressure. The pump should be stopped immediately. This pressure plus the hydrostatic pressure of the drilling fluid is the formation fracture pressure. Formation fracture pressure (psi) = Leak-off pressure (psi) + [.052 x Drilling fluid density (Ib/gal)] x Casing TVD (ft) It is useful to calculate the formation fracture gradient as equivalent or fracture drilling fluid density.

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Fracture drilling fluid density (Ib/gal) =

Fracture pressure is the maximum surface pressure that can be applied to a casing that is full of drilling fluid without fracturing the formation. Fracture pressure is calculated as follows: Fracture pressure (psi) = 0.052 x Casing TVD (ft) x [Fracture drilling fluid density (Ib/gal) - Present drilling fluid density (lb/gal)]

3.12 Formation Competency Test. A formation competency test is made to determine if a wellbore will support drilling fluid of a higher density which may be required at some future time during the well drilling and completion operations. The formation competency test is performed by pumping drilling fluid into the wellbore at a slow rate (typically one-half barrel per minute) with blowout preventers closed. Pumping into the wellbore should be continued until reaching the predetermined test pressure as calculated below: Test pressure (psi) = 0.052 x Casing TVD (ft) x [Required test drilling fluid density b/gal) - drilling fluid density currently in use (Ib/gal)].

While conducting this test, the surface pressure should be plotted against the volume pumped into the wellbore. If at any time the plotted curve should begin to flatten or the pressure decrease, pumping should be stopped immediately (refer to Para. 3.11).

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CIRCULATING KICKS AT CONSTANT BOTTOM-HOLE PRESSURE SECTION 4 CAUSES OF KICKS AND WARNING SIGNALS - CAUSES OF KICKS

4.1 Introduction. Loss of primary well control most frequently results from: 1) failure to keep the hole full; 2) swabbing; 3) insufficient drilling fluid density; and/or 4) lost circulation. These problems can occur during any operation conducted on a well. The goal of well control is to prevent a well kick (influx of formation fluid into the wellbore) from becoming a blowout (uncontrolled flow of formation fluid). 4.2 Conditions Necessary for a Kick. The two conditions that must be present in the wellbore for a kick to occur are 1) the pressure in the wellbore at the face of the kicking formation must be less than the formation pressure; and 2) the kicking formation must have sufficient permeability to allow flow into the wellbore. To maintain primary well control, drilling personnel should utilise all techniques at their disposal to ensure that the hydrostatic pressure in the wellbore is always greater than the formation pressure. A number of conditions which can cause or contribute to well kicks are discussed in Paras 4.3 through 4.15. 4.3 Hole Not Full of Drilling Fluid. When the fluid level in the wellbore is allowed to drop or is maintained with a lighter density fluid, the resultant reduced hydrostatic head can allow fluid entry from the formation. The rig should have drilling fluid measuring devices to determine that proper fluid replacement or displacement occurs when pulling or running pipe. The type of fluid measuring equipment used should be influenced by the anticipated well control operations involved in drilling the well. 4.4 Tripping Out of the Hole. When pulling pipe, its displacement volume should be replaced with the proper amount of drilling fluid to maintain constant hydrostatic pressure. Any significant reduction in hydrostatic pressure may result in loss of primary control. If the hole fails to take the proper amount of drilling fluid, hoisting operations should be suspended and an immediate safe course of action determined while observing the well. This usually requires returning to bottom and circulating the hole. The frequency of filling the hole during tripping operations is critical in maintaining primary control. The hole should be completely filled at intervals that will prevent an influx of formation fluid. Continuous filling or filling after each stand of drill pipe may be advisable. The hole should be filled after each stand of drill collars. When the hole is filled continuously, an isolated drilling fluid volume measurement facility (such as a trip tank) must be used. 4.5 Tripping In the Hole. In running pipe back in the hole, the drilling fluid volume increase at the surface should be no greater than predicted displacement. Some holes take significant volumes of drilling fluid during trips because of seepage loss. It is necessary to keep a trip book (refer to Para. 10.3 and Table 10.1) for ready comparison to determine if an abnormal condition occurs. The gauging of fluid returns and comparison with prior trip records should provide a warning of possible loss of primary well control. The hole and fluid returns should be checked at frequent intervals.

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4.6 Out of the Hole. Time with pipe out of the hole should be minimised. Particular care should be taken when a servicing tool, such as a core barrel, with its length too great to clear the ram closure zone and/or its outside diameter too large to fit the pipe rams, to have the necessary crossover connection(s) readily available so that correct pipe movement can be effected to be able to close more than the annular blowout preventer. In case of equipment repair on drilling rigs, the pipe should be run at least back to the last easing shoe, if possible, before repairs are undertaken. In well servicing operations, when making equipment repairs, effecting routine maintenance, or shutting down overnight, the pipe should be run to a sufficient depth to ensure that the well can be controlled. 4.7 Swabbing. When pipe is pulled from a well, a reduction in bottom-hole hydrostatic pressure (swabbing) may occur. Bottom-hole pressure reduction of several hundred pounds per square inch (psi) can occur when swabbing takes place. This pressure reduction, which can be sufficient to permit the entry of formation fluid into the wellbore, is one of the major reasons for losing primary well control. This type of swabbing action should not be confused with the more obvious concept of actually pulling fluid from a well with a balled up bit or packer, or swabbing in a producing well through tubing. When pipe is pulled from a well, swabbing can be difficult to detect. The well may take some fluid as the pipe is withdrawn but less than the complete pipe displacement. The detection of swabbing, therefore, can only be done by accurately measuring the drilling fluid added to the hole as pipe is pulled. Three prime factors in controlling swabbing are: 1) drilling fluid properties; 2) rate of pulling pipe; and 3) drill string and hole configurations. 4.8 Trip Margin. The use of a trip margin is encouraged to offset the effects of swabbing. The additional hydrostatic pressure will permit some degree of swabbing without losing primary well control. 4.9 Short Trip. After tripping and circulating “bottoms-up,” the amount of gas, salt water, or oil contamination will enable the evaluation of operating practices affecting swabbing. Adjustments in pulling speed, drilling fluid flow properties, and/or drilling fluid density may be warranted. A short trip and circulating “bottoms-up” before pulling out of the hole can also be used to determine the system’s swabbing characteristics. 4.10 Insufficient Drilling Fluid Density. The condition where formation pressure exceeds existing hydrostatic pressure in the wellbore is referred to as underbalance and can be caused be insufficient drilling fluid density. 4.11 Lost Circulation. Lost circulation occurs in both drilling and well servicing operations and may quickly destroy the hydrostatic overbalance that constitutes primary control. The loss can result from natural or induced causes. Natural causes include fractured, vugular, cavernous, subnormallypressured, or pressuredepleted formations. Induced loss can result from mechanical formation fracturing resulting from 1) excessive drilling fluid density, 2) excessive annular circulating pressure, 3) pressure surges related to running pipe or tools. 4) breaking circulation, or 5) packing off in the annulus. 4.12 Drill Stem Testing. Drill stem tests are performed by setting a packer above the formation to be tested and allowing the formation to flow. During the course of testing, the borehole or casing below the packer and at least a portion of the drill pipe or tubing is filled with formation fluid. At the conclusion of the test, the fluid in the test string above the circulating valve must be removed by proper well control techniques, such as reversing, to return the well to a safe condition. Depending on the length of hole below the packer, type of fluid entry, and formation pressure, the normal drilling

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hydrostatic overbalance can be reduced or lost. Caution should be exercised to avoid swabbing when pulling the test string because of the large diameter packers. 4.13 Drilling Into an Adjacent Well. Frequently, a large number of directional wells are drilled from the same offshore platform or onshore drilling pad. If a drilling well penetrates the production string of a previously completed well, the formation fluid from the completed well may enter the wellbore of the drilling well, causing a kick. Special care should be exercised to avoid a collision course with another well. 4.14 Excessive Drilling Rate Through a Gas Sand. Even if the drilling fluid density in the hole is sufficient to control gas zone pressure, gas from the drilled cuttings will mix with the drilling fluid. Excessive drilling rate through a shallow gas zone or coal bed can supply sufficient gas from cuttings to reduce the hydrostatic pressure of the drilling fluid column through a progressive combination of density reduction and drilling fluid loss from “belching” to the point that the formation will begin flowing into the wellbore. 4.15 Others. Primary control can also be lost while performing operations other than circulating, drilling, or running and pulling pipe, loss of well control can occur during coring, perforating, fishing, performing primary or remedial cementing, running casing or liner operations, or when differential fill equipment malfunctions. All such operations require the accurate measurement and control or drilling fluid replaced or displaced in the well to maintain primary control. Complications can occur in primary control during floating drilling operations due to distorted readings caused by motion and heave. The measurement of drilling fluid volume and flow rate is most critical in floating operations and requires pit level monitoring devices (floats) located in the centre of the pits or multi-floats with sequential integration utilised. A trip tank and pit watcher should be considered if vessel movement creates any problem in measuring drilling fluid requirements on trips. 4.16 Special Situations. The accurate prediction of pressure gradients, particularly abnormal pressure, and the prevention of an insufficient drilling fluid density situation, are highly desirable but not always attainable. In some situations of insufficient drilling fluid density, operations can be safely handled and proceed without increasing drilling fluid density, yet maintain control (underbalanced drilling). An abnormally pressured gas zone with low productivity (e.g., shale gas) is a possible example where the well will not flow appreciably but gas exists after a trip which may require use of blowout prevention equipment and/or rotating heads. Sometimes fluid influx will occur when circulation is stopped, but will not occur during drilling operations due to the effect of annular circulating pressure. In this instance, successful operations usually require an increase in drilling fluid density or, in some fields, the use of a lighter drilling fluid and another heavier drilling fluid to control the well on trips. WELL CONTROL WARNING SIGNALS 4.17 General. Well control warning signals can be classified in three major general categories as follows: A. Previous Field History and Drilling Experiences. 1. Depth of zones capable of flowing. 2. Formation gradients.

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3. Fracture gradients. 4. Formation content. 5. Formation permeability. 6. Intervals of lost circulation. B. Physical Response From the Well. 1. Pit gain or loss. 2. Increase in drilling fluid return rate. 3. Changes in flowline temperature. 4. Drilling breaks. 5. Variations in pump speed and/or standpipe pressure. 6. Swabbing. 7. Drilling fluid density reduction. 8. Effects of connections, short trip, and trip on shows and gains. 9. Hole problems indicating underbalance (i.e., tight hole, packing-off, sloughing). 10. Excessive pressure or pressure changes between casing strings. C. Chemical and Other Technical Responses From the Well. 1. Chloride changes in the drilling fluid. 2. Oil show. 3. Gas show (chromatograph). 4. Formation water. 5. Shale density. 6. Electric logs. 7. Drilling equation exponents.

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4.18 Volume of Drilling Fluid to Keep the Hole Full on a Trip is Less Than Calculated or Less Than Trip Book Record. This condition is usually caused by formation fluid entering the wellbore due to the swabbing action of the drill string. As soon as swabbing is detected, the drill string should be run back to bottom. Circulate and condition the drilling fluid to minimise further swabbing. It may be necessary to increase the drilling fluid density, but this should not be the first step considered because of the inherent potential problems of causing lost returns or differential sticking. 4.19 Gain in Pit Volume. An unaccounted volume gain in the drilling fluid pit(s) is an indication that a kick may be occurring. As the formation fluid feeds into the wellbore, it causes more drilling fluid to flow from the annulus than is pumped down the drill string, thus the volume of fluid in the pit(s) increases. 4.20 Increased Flow From Annulus. If the pumping rate is held constant, the flow from the annulus should be constant. If the annulus flow increases without a corresponding change in pumping rate, the additional flow is caused by formation fluid(s) feeding into the wellbore or gas expansion. 4.21 Sudden Increase in Bit Penetration Rate. A sudden increase in penetration rate (drilling break) is usually caused by a change in the type of formation being drilled: however, it may also signal an increase in formation pore pressure. Increased penetration rates due to higher pore pressures are usually not as abrupt as formation drilling breaks, but they can be. In order to be certain that gradual increases in pore pressure are recognised, a penetration rate versus depth curve plot is recommended to highlight the trend of increasing pore pressure. 4.22 Change in Pump Speed or Pressure. The initial surface indication that a well kick has occurred could be a momentary increase in pump pressure. The pump pressure increase is seldom recognised because of its short duration, but it has been noted on some pump pressure recording charts after a kick was detected. The pressure increase is followed by a gradual decrease in pump pressure, and may be accompanied by an increase in pump speed. As the lighter formation fluid flows into the wellbore, the hydrostatic pressure exerted by the annular column of fluid decreases, and the drilling fluid in the drill pipe tends to U-tube into the annulus. When this occurs, the pump pressure will drop and the pump speed will increase. The lower pump pressure and increase in pump speed symptoms are also indicative of a hole in the drill string, commonly referred to as a washout. Until a confirmation can be made whether a washout or a well kick has occurred, a kick should be assumed. 4.23 Gas-cut Drilling Fluid. Gas-cut drilling fluid often occurs during drilling operations and can be considered one of the early warning signs of a potential well kick: however, it is not a definite indication that a kick has occurred or is impending. An essential part of analysing this signal is being able to determine the downhole conditions causing the drilling fluid to be gas-cut. Gas-cut fluid occurs as a result of one or more of the following downhole conditions: 1) drilling a gas-bearing formation with the correct drilling fluid density in the hole (drilled gas); 2) swabbing while making connections or making a trip (trip or connection gas); and 3) influx of gas from a formation having a pore pressure greater than the pressure exerted by the drilling fluid (gas flow). A. Drilled Gas. When the hydrostatic pressure exerted by the drilling fluid is greater than the pore pressure of a gas-bearing formation being drilled, there will be no influx of gas from the formation. Nevertheless, gas from the drilled cuttings will usually mix with the drilling fluid causing the returns to be gas cut. As gas is circulated up the annulus, it expands slowly until just before reaching the surface. The gas then undergoes a rapid expansion, resulting in the

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drilling fluid density being reduced considerably upon leaving the annulus. In some cases this reduction in density can be quite extreme but it may not mean that a kick is about to occur. Usually, only a small loss in hydrostatic pressure results because the majority of gas expansion occurs in the top of the hole. Drilling fluid of proper density is still maintained in most of the hole. Quite often when the drilled gas reaches the surface, the annular preventer must be closed and the drilling fluid circulated through the open choke manifold. This prevents the expanding gas from “belching” fluid through the bell nipple. If “belching” continues, the hydrostatic head will be reduced due to loss of drilling fluid from the hole. B. Trip or Connection Gas. After circulating “bottoms-up” following a trip or connection, a higher level of gas entrained in the drilling fluid returns may cause a short duration density reduction or gas unit increase. If the well did not flow when the pumps were stopped during the trip or connection, it can be reasonably assumed that the gas was swabbed into the wellbore by the pipe movement. These symptoms can indicate increasing formation pressure when compared with previous trips and connections. C. Gas Flow. Influx from a gas zone while drilling is a serious situation. While drilling, the formation pore pressure must exceed the hydrostatic pressure of the drilling fluid plus the circulating friction losses in the annulus for gas from the formation to flow into the wellbore. Once influx begins, continued circulation without the proper control of surface pressures will induce additional flow, since the density of the hydrostatic column (annulus) is continually lessened by the flow of formation fluid and expansion of gas. 4.24 Liquid-cut Drilling Fluid. When a permeable liquid-bearing formation having pore pressure greater than the drilling fluid hydrostatic pressure is encountered, fluid will feed into the wellbore. Depending upon the pressure differential between the formation and the drilling fluid, influx may be detected by: 1) a gain in pit volume, 2) lower density returns, 3) a change in drilling fluid chlorides, and/or 4) an increase in rotary torque. The volume of liquid contained in the cuttings is usually so small that unless accompanied by gas, it will not significantly affect the drilling fluid density. NOTE: A rare exception to this rule is the very low permeability formation which can be drilled while allowing a continuous small influx to occur. This type of underbalanced drilling is only practicable in certain well-known drilling areas where the geology is sufficiently known to allow preplanning for the rig equipment and drilling practices necessary. ADDITIONAL CAUSES OF KICKS UNIQUE TO SUBSEA OPERATIONS 9.2 Loss of Integrity. Wellbore hydrostatic pressure is a function of height and density of the drilling fluid column from the flowline to the depth of interest. If a riser fails, leaks, or becomes disconnected, the drilling fluid gradient in the riser is lost and replaced by a sea water gradient (approximately 0.445 psi/ft — 8.56 Ib/ gal) from the point of failure to sea level. The loss of wellbore hydrostatic pressure associated with this situation can sometimes be sufficient to allow the well to flow. The first response should be to close the blowout preventers. In some situations, the drilling fluid density may be sufficient to compensate for the loss of hydrostatic pressure. If not, the loss of hydrostatic pressure should be restored prior to opening the blowout preventer. 9.3 Trapped Gas Below Blowout Preventers Subsequent to control operations during which gas is circulated out the choke line, free gas will remain trapped below the closed preventer. If the closed preventer is an annular preventer, it is possible for this volume of gas to be quite significant. In order to

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prevent a rapid unloading of the riser due to trapped gas when the annular preventer is opened or the introduction of a secondary kick due to light density drilling fluid in the riser, close the uppermost rams below the choke line and close the diverter. Open the preventer above the trapped gas and allow this gas to rise toward the surface. Displace the riser with kill fluid and reopen the rams. It may be necessary in extreme cases to close the bottom rams to isolate the hole and fill the riser by circulating through the kill line. This problem becomes more severe with increased water depth and/or preventer size.

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