14 PRO - EXP3 - S14 - G2 - Cours - 04 - 09 - Juillet [PDF]

Zitiervorschau

FORMATION PROFESSIONNALISANTE PRO/EXP3  GROUPE 2 

Sécurité Industrielle 

HSE en forage / completion / interventions puits    HMD / Centre IAP –04 ‐09 juillet 2015  M. Henri APPE

HSE en forage ‐ Complétion Introduction

HSE en forage ‐ Complétion ‐ Introduction

Objectifs du cours 

Les opérations de forage sont à l’origine de nombreux incidents /accidents dans l’amont pétrolier.



Le but du cours est : • D’identifier les dangers et les risques associés pendant les périodes de forage • D’analyser en conséquence les mesures de prévention et de réduction de la sévérité à prendre pour limiter les risques au minimum



Certains dangers/risques associés (présence d’atmosphère explosive, levage, manutention, transport, électricité, ...) ont été précédemment traités : • Des études de cas seront proposées

Les dangers et risques spécifiques aux opérations de forage (H2S, Explosifs, sources radioactives, danger liés au puits,...) seront traités en entier

HSE en forage ‐ Complétion ‐ Introduction

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

2

Généralités Statistique accidents sur appareil de forage 

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HSE en forage ‐ Complétion ‐ Introduction

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Document d’interface pour les  opérations forage‐puits

Document d’interface pour les opérations forage‐puits

Organisation des opérations



Représentant de la Compagnie • Un ‘’Company man’’ supervisant les différents contracteurs



Les Contracteurs • Contracteur de forage : − Il fournit l’appareil et le personnel pour l’opérer − Les principaux : » ENAFOR, ENTP en Algérie » TRANSOCEAN, SAIPEM, SCHLUMBERGER, MAERSK, …

• Les autres contracteurs − Ils fournissent une expertise dans des domaines spécifiques : cimentation, déviation, descente de casing, mud logging, … 

Nombre de personnel sur site − À terre : 35 to 40 − En mer : 80 à 120 suivant le type d’appareil

Document d’interface pour les opérations forage‐puits

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• Varie suivant les opérations à bord

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Contracteurs – Compagnies de service Superviseur forage/  Company man  

Gère/contrôle les compagnies de service Forage Boue Cimentation Descente casing/tubing Mud logging Diagraphies Forage dirigé Complétion

Contracteurs/ compagnies de service

Hélicoptère ….

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Bateaux

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Document d’interface pour les opérations forage‐puits

Document d’interface pour les opérations forage‐puits Objectifs 

Pendant les opérations sur puits, deux principaux systèmes de management HSE‐MS coexistent : • Le HSE‐MS de l’Opérateur • Le HSE‐MS du Contracteur de Forage qui exploite le rig avec son propre personnel



Avant de commencer un nouveau contrat de rig, les deux parties identifient les divergences entre les deux HSE‐MS



L’objectif du document d'interface HSE‐MS est : • D’éliminer les divergences entre les deux systèmes • D’établir les règles et les procédures communes à appliquer sur le site pendant les opérations.

Document d’interface pour les opérations forage‐puits

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Le document d'interface est un document formel

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Document d'interface pour les opérations forage‐puits Objectifs 

Lorsque cela est possible, et s’il est compatible avec le HSE‐MS de l’Opérateur, le HSE‐MS du Contracteur de Forage servira de base de management HSE sur chantier.



Le document d'interface HSE‐MS est : • Clair et concis, facile à lire et à utiliser par l’ensemble du personnel impliqué dans les opérations sur puits (y compris toutes les sociétés de service qui doivent en avoir une copie). • Présenté lors des formations sécurité sur chantier • Revu au moins une fois par an et mis à jour si nécessaire



Tout changement important apporté au HSE MS de l’Opérateur ou du Contracteur de Forage doit entrainer une mise à jour correspondante du Document d'interface HSE. © IFP Training

Le Document d'interface est un engagement à travailler selon  les règles définies en commun

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Document d’interface pour les opérations forage‐puits

Document d'interface pour les opérations forage‐puits Chapitres typiques du document d'interface 

Organisation et responsabilités HSE



Description de la communication (routine et situation d’urgence) sur chantier et avec les sièges sociaux respectifs



Initiation à la sécurité pour tout le personnel



Besoins en équipes et rotations



Besoins en réunions HSE



Procédures HSE à appliquer PTW SIMOPS H2S Politique et procédures de contrôle de puits Politique des gaz de surface Explosifs & sources radioactives ….

Document d’interface pour les opérations forage‐puits

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• • • • • • •

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Chapitres typiques du document d'interface



Hygiène et Sécurité des personnes sur chantier (EPI, Substances dangereuses, ...)



Capacités du personnel et besoins en formation (ICWF, manœuvres d’urgence, …)



Plan d’urgence et formation aux situations d’urgence



Rapport et Analyse des incidents/accidents



Gestion des changements



Gestion des rejets et effluents



Maintenance/audits et inspections

Document d’interface pour les opérations forage‐puits

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En complément, un plan d’urgence en cas d’éruption doit être préparé par l’Opérateur

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité  ‐ Mesures compensatoires : rappels

Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

Dangers/Risques/Sévérité  But du Chapitre 

Qu’est qu’un Danger?



Qu’est ce qu’un Risque?



Estimation du Risque



Mesures compensatoires pour limiter la Sévérité et/ou la probabilité d’occurence d’un Risque

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

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Dangers/Risques/Sévérité  Définition d’un Danger 

Un danger est: • Une Source de blessure ou de dommage matériel/environmental potentiel • Ou une sitation pouvant engendrer une blessure ou un dommage matériel/environmental

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

Dangers/Risques/Sévérité  Définition d’un Risque 

Le Risque associé à un Danger est la combinaison de: • La probabilité que le Risque se produise

ELEVEE

Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

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• La sévérité potentielle de l’incident/accident

FAIBLE

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Dangers/Risques/Sévérité  Définition Sévérité Potentielle

Dommages mineurs, pas de blessé : Sévérité 1 

Dommages relativement importants, blessures mineures : sévérité 2

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

Dangers/Risques/Sévérité  Matrice des risques



Identifier les dangers



Identifier les risques associés et ses conséquences



Estimer la sévérité potentielle



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Dommages relativement importants Blessure grave : sévérité 3 Un décès : sévérité 4 Plusieurs décès : sévérité 5

Mesures de compensations à mettre en place pour diminuer la sévérité potentielle  à un niveau acceptable❷ en − Diminuant la probabibilté (ex:échaffaudage,plateforme de travail − Ou(et) réduisant les conséquences(ex:Harnais,stoppe chute...) Likely



Unlikely

Very unlikely

Extremely unlikely © IFP Training

❷ Remote

Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

Moderate

Serious

Major

Catastrophic

Disastrous

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Dangers/Risques/Sévérité  Matrice des risques Shell

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

Dangers/Risques/Sévérité  Exercice 

Opération de transfert de joints de casing du camion sur la zone de stockage près de l’appareil de forage(pipe rack) • Identifier les dangers • Identifier les risques associés • Définir les précautions à prendre si le risque n’est pas acceptable Danger

Risques associés

Ac

Mesures compensatoires

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

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Dangers/Risques/Sévérité  Inventaire des risques spécifiques



Environnement professionnel + dangers permanents  Risques DANGERS PERMANENTS PRODUITS

FORAGE Hautes pressions Température  Machines tournantes Levage Manutention Travaux en hauteur …

Inflammables Incompatibles  Asphyxiants  Nocifs, toxiques  Corrosifs Explosif …

AMBIANCE DE TRAVAIL

Atouts/Faiblesses  Charges physique,  mentale, psychologique  Contexte économique  Rapports humains …

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Bruit  Poussière Chaleur/Froid/Intempéries Électricité/Rayonnement  Conception/Agencement  Encombrement

"HUMAIN“

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

Dangers/Risques/Sévérité  Comment réduire les risques professionnels ? MOYENS MATÉRIELS / TECHNIQUES

 Installations de plus en plus  sophistiquées  Technologies nouvelles  Matériaux plus performants  Dispositifs de sécurité  (prévention, protection,  intervention) accrus

Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

 Système de management HSE  Méthodes d'organisation du  travail  Procédures, modes  opératoires, consignes  Méthodes d'analyse de risques

"HUMAINS“  Sélection, formation et  affectation adéquates au poste  Sensibilisation aux risques et  préparation aux situations  dégradées  Responsabilités collective  individuelle  Climat de confiance

DESTINÉES À FORMER, GUIDER  L'ACTION, ET À DÉVELOPPER LA  RÉFLEXION

ÉLÉMENTS ESSENTIELS PAR LES  CONNAISSANCES ET LE  COMPORTEMENT

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INITIÉS DÈS LA CONCEPTION  ADAPTÉS AU SERVICE DEMANDÉ  UTILISÉS CORRECTEMENT  MAINTENUS EN BON ÉTAT

ORGANISATIONNELS

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Dangers/Risques/Sévérité  Filtres de sécurité

Systèmes de Management

Travail sur  Site

Conditions de Travail Comportement Humain

Incident !

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Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

Dangers/Risques/Sévérité Filtres de sécurité FILTRES SÉCURITÉ – EXEMPLE D’INCIDENT Travail avec  Produits  Corrosifs

Conditions de Travail  • Mauvaise protection des yeux Comportement Humain  • Pas de port de lunettes 

Systèmes de Management  • pas de training sécurité • pas de procédure écrite

Dangers ‐ Risques associés ‐ Sévérité ‐ Mesures compensatoires : rappels

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BLESSURE À L’ŒIL !

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Dangers/risques associés et mesures de  prévention dans les opérations de l‘amont  pétrolier (non spécifiques  au forage)

Sommaire du Chapitre 

Électricité (étude de cas)

• Inflammabilité (étude de cas) • Zones  dangereuses sur un  appareil de forage



Travaux en hauteur (étude de cas)



Travaux de fouille (étude de cas)



Danger lié au comportement des  fluides (étude de cas)



Circulation (étude de cas)



Produits dangereux (étude de cas)



Espaces confinés (étude de cas)



H2S



Sources radioactives



Manutention (étude de cas)



Levage (étude de cas)

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Dangers liés aux hydrocarbures



Dangers liés aux hydrocarbures

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Étude de cas

Macondo: 

Eruption de gaz à travers le riser due à une détection tardive de la venue du réservoir



Imaginer la suite en expliquant les différents phénomènes : • Depuis le réservoir jusqu’en surface − Comportement des fluides(boue de forage, effluent, …)

• Sur l’appareil de forage • Dans l’environnement 

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Qu’aurait il fallu faire pour empêcher cette éruption ou en limiter les conséquences ?

Zones dangereuses



Le classement des zones dangereuses est réalisé en fonction des évènements « susceptibles de se produire dans des conditions de fonctionnement normales ou anormales de l’installation »



Les zones sont définies comme suit : • Zone 0 : zone dans laquelle une atmosphère explosive gazeuse est présente en permanence ou pendant de longues périodes • Zone 1 : zone dans laquelle une atmosphère explosive gazeuse est susceptible de se former en fonctionnement normal • Zone 2 : zone dans laquelle une atmosphère explosive gazeuse n’est pas susceptible de se former en fonctionnement normal et où une telle formation, si elle se produit, ne peut subsister que pendant une courte période. • Des zones non dangereuses sont également définies : © IFP Training

− Ce sont des zones où la probabilité de présence de gaz ou de vapeurs inflammables est marginale quelles que soient les conditions de fonctionnement. Ce sont des zones non exposées au risque d’explosion.

Contrôler ou éliminer les sources d’inflammation : zones dangereuses pendant les opérations de forage onshore

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Cluster à terre

Zone des bacs à boue

Contrôler ou éliminer les sources d’inflammation : zones dangereuses pendant les opérations offshore

Plateforme Puits en mer

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Puits isolé en mer

Contrôler ou éliminer les sources d’inflammation : zones dangereuses pendant les opérations au câble (wireline)

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Contrôler ou éliminer les sources d’inflammation : zones dangereuses Dans une zone dangereuse, éliminer les sources d’inflammation requiert l’emploi de matériels de sécurité conçus pour être utilisés en atmosphère explosive (ATEX)



Exemples : • Tous les équipements électriques /instruments • Tous les équipements dont la température de peau peut dépasser les valeurs d’auto inflammation du gaz considéré − "T" suivi d’un chiffre de 1 à 6 indique la température maximale de surface que l’instrument ou le matériel électrique peut atteindre. Le choix de la gamme "T" est dicté par la connaissance des températures d’auto‐ inflammation des produits présents dans la zone dangereuse.

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

Mesures de prévention contre l’inflammabilité  Zones dangereuses : équipement ATEX défectueux 

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Danger lié au comportement des fluides  (pression, température)

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Danger lié à la pression Étude de cas Lors de la préparation d’un essai de puits, test en pression (avec de l’eau) des chiksans (conduites temporaires entre les différents équipements) à 10000psi.



A 8000 psi, déconnection brutale de la chiksan connectée au manifold de duse.



Un sondeur est gravement blessé(jambe cassée)



Étudier les causes de l’accident et proposer des mesures de prévention et de rédution de la sévérité

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

Dangers liés aux produits

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Dangers liés aux produits Étude de cas Des sondeurs utilisent un solvant pour nettoyer le plancher de la cabine du maitre sondeur avant peinture



Ils versent le solvant dans une bouteille d’eau plastique, percent un petit trou dans le bouchon pour verser le solvant



Une nouvelle équipe arrive. Un accrocheur, ayant soif, ouvre la bouteille et boit une gorgée



Il est immédiatement transporté à la clinique et soigné: il retourne à son poste le lendemain



Étudier les causes de l’accident et les mesures à prendre pour éviter qu’il ne se reproduise

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

Gestion des produits dangereux Film accident Obite

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Gestion des produits dangereux Étude de cas 

Une boite contenant une batterie pour alimenter le frein éléctrique du treuil, en cas de panne principale , est situé dans la ‘’locker room’’ à l’abris près de la cabine du maître sondeur sur le plancher



Deux côtés opposés de la boite ont une grille d’aération



Une explosion se produisit en ne faisant que des dégâts matériels



Analyser les causes de l’accident et les mesures pour éviter qu‐il ne se reproduise © IFP Training

Gestion de l’H2S

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Gestion de l’H2S pendant les activités Forage‐Puits

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Gestion de l’H2S Risques associés 

Pourquoi l’H2S constitue‐t‐il un danger pour les activités de Forage‐Puits ? • Risque sur les personnes de par sa toxicité élevée • Risque sur les équipements à cause du phénomène de corrosion sous contrainte • Pollution de la boue à l’eau :

Étude de cas : pertes totales

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− Baisse du PH − Forte amplification des propriétés rhéologiques de la boue − Assombrissement de la boue

Gestion du H2S Origine 

Origine bactérienne anaérobique dans la formation



Origine chimique (dégradation du soufre organique) souvent associée aux formations carbonatées/calcaires



Décomposition en sulfures des lignosulfonates ou autres additifs ajoutée au fluides de forage



Introduction d’une bactérie sulfato‐réductrice dans les fluides de forage qui entre dans la formation avec le filtrat



Attaque acide des sulfures insolubles présents dans la formation ou formés par la plupart des inhibiteurs d’H2S © IFP Training

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Propriétés physiques Incolore

Odeur

Œuf pourri à faible concentration Inodore au‐dessus de 200ppm

Densité

1,189 PLUS LOURD QUE L’AIR

Solubilité

Hydrosoluble et fortement soluble dans l’huile

Inflammabilité

Entre 4,3 et 46 % dans l’air Flamme bleue produisant du SO2 (gaz très toxique  et irritant)

Toxicité

Très haute

Corrosivité

Fragilise certains aciers dans des conditions spécifiques de pression partielle de H2S /de pH

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Couleur

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Effets physiologiques du H₂S

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Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits  Domaines d’utilisation pour les équipements en milieu corrosif Région 0 : domaine dans lequel  aucune précaution  métallurgique n’est nécessaire 

0 3

1

Région 1 : domaine dans lequel  des précautions mineures et peu  coûteuses sont nécessaires

0

2

• Exemple: les aciers au  carbone jusqu’au grade  P110 de l’API SPEC 5CT 

Région 2 : domaine dans lequel des précautions plus  importantes sont nécessaires • Exemple : les aciers au carbone et les aciers faiblement  alliés jusqu’au grade N80 de l’API SPEC 5CT © IFP Training

Région 3 : domaine dans lequel les précautions les plus strictes sont nécessaires • La résistance à la CSC nécessite des aciers à faible teneur en soufre et autres  13 impuretés et/ou un traitement au calcium (Référence norme ISO 15156)

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Niveaux de risque H2S  

On trouve généralement trois niveaux de risque • Niveau de risque 0 − Pas de risque lié à la présence d’H2S : le bassin géologique est connu et la présence d’H2S n’a jamais été enregistrée

• Niveau de risque 1 − Risque limité lié à la présence d’H2S : on ne peut pas complètement l’ignorer : » Présence de sulfures naturels pouvant être transformés par l’acide. » Traces d’H2S dans les opérations sur les puits d’appréciation ou de  développement

• Niveau de risque 2 © IFP Training

− Risques réels liés à la présence d’H2S : toutes les opérations de Forage/Complétion/Neutralisation/ DST(Essai de puits)/Interventions sur puits situés dans des zones dont on sait qu’elles contiennent potentiellement de l’H2S

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Risque de niveau 2 : détection de l’H2S 

Les capteurs d’H2S sont installés sur (dans) : • • • • • • •

Niveau de détection : 5 à 10ppm

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

Le dégazeur La ligne de retour de boue Les tamis vibrants Le(s) bassin(s) de retour de boue La cave ou au niveau de la wellhead Le plancher de forage Toute zone critique où l’H2S, qui est plus lourd que l’air, peut s’accumuler (cela dépendra de la configuration et de la ventilation sur le rig)

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Risque H2S de niveau 2 : Conditionnement de la boue Un environnement de forage contrôlé signifie que, même en cas de forage dans des réservoirs contenant du H2S : 

En aucun cas du H2S gazeux ne peut apparaitre en surface



En aucun cas de l’hydrogène atomique ne peut se former dans le puits, quelle que soit la profondeur.

Pour ce faire, l’H2S est neutralisé dès qu’il y a probabilité qu’il entre  dans le puits. Le rôle du fluide de forage est essentiel.

Contrôle et élimination des  sulfures solubles

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Maintenance du  pH de la boue au‐ dessus de 11

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Risque H2S de niveaux 1 et 2 : Sélection des équipements 

Un matériau pour utilisation en environnement corrosif (sour service) doit être choisi : • • • • •

Casing, liners et MLS (Mud Line Suspension) Wellhead et Xmas tree Équipements de contrôle du puits Équipements de complétion Équipements d’intervention sur puits − − − −

Electrical/slick wireline(opérations avec cable) Coiled tubing Équipement de test de puits …. © IFP Training

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Plan d’intervention H2S  Liste et rôle du personnel indispensable



Tâches et responsabilités de chacun



Formation spécifique H2S



Organisation et périodicité des exercices de sécurité



Politique sur les appareils respiratoires isolants



Politique d’évacuation du rig et procédures d’évacuation



Classification des zones



Procédure d’ignition en cas d’éruption



Procédures H2S spécifiques pendant les opérations: manœuvre du train de tige, carottage, contrôle des éruptions, opérations WL(wireline), échantillonnage, essais de puits



Procédures de sécurité et de communication avec les navires d’assistance /les rigs ou les plateformes aux alentours



Le plan d’évacuation et de communication avec la population locale (onshore)

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

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Opérations avec l’H2S : besoin de contrôle du puits 

Lorsqu’on s’attend à un risque d’H2S de niveau 1 ou 2, le principal objectif est de garder le puits sous contrôle



Il faut préparer : • Les procédures de contrôle du puits et les équipements relatifs • Les procédures de suivi de fond gazeux ou de gaz de connexion



Des exercices de contrôle du puits



La procédure de contrôle du puits à utiliser entre :

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• La Driller’s méthode • La Wait and weight méthode • La réinjection dans la formation par pompage sous pression (bull heading, solution recommandée si forte concentration d’H2S ou volume important de venue)

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Classification des zones sur site 

Zones "H2S 0" : zones où l’on ne rencontre pas d’H2S (en raison du vent, d’une hauteur relative, d’une mise sous pression, d’une distance, …). Contrôle périodique



Zones "H2S 1" : zones normalement sûres mais dont l’atmosphère peut contenir de l’H2S • Contrôle systématique nécessaire • Masque de fuite à disposition sur soi



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Zones "H2S 2" : zones présentant un danger potentiel une fois l’alarme de détection d’H2S déclenchée. Dans ce cas, l’accès à ces zones est limitée aux personnes autorisées, équipées d’appareils respiratoires isolants autonomes (SCBA) et toujours accompagnées

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Équipements spécifiques H2S pour les zones 1 ou 2 

Appareil de protection respiratoire (ex. : Sabre) pour travailler en zone 2 pendant des opérations spécifiques



Détecteur d’H2S permanent et portable



Kits de SCBA partout dans l’installation



Masques d’évacuation © IFP Training

• À disposition en permanence dans un sac pour le personnel • Prêts à être porté

Gestion d’H2S pendant les activités Forage‐Puits Premier secours pour les victimes d’H2S 

En présence d’H2S, au‐dessus de 10ppm: • Mettez votre masque d’évacuation. • Rejoignez une zone à l’air libre (contre le vent). • Alertez la salle de contrôle.



Premiers secours pour une victime • • • • •

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Ne lui portez pas secours avec votre masque d’évacuation. Mettez votre appareil respiratoire. Transportez la victime dans un zone à l’air libre. Composez le numéro d’urgence pour alertez la salle de contrôle. Si la victime ne respire pas, il faut entreprendre la réanimation (bouche à bouche), jusqu’à la reprise de la respiration (ou l’arrivée de l’aide médicale) ou il y aura mort par asphyxie. • La victime peut être réanimée sans effets sur le long terme si un traitement est rapidement administré.

Gestion des sources radioactives

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Gestion & utilisation des sources radioactives Sources radioactives sur un rig de forage 

Pendant les opérations de diagraphies(mesure des  paramètres de la formation) • Mesures au câble − Les sources radioactives sont installées dans l’ outil de mesure • LWD (Logging While Drilling) dans les drill collars au‐dessus de l’outil de forage



Dans certains débitmètres (injection boue, retour boue)



Pendant le NDT (Non Destructive Test) pour vérifier la qualité d’une soudure



Pendant la neutralisation si dépôt de NORM (Normally Occuring Radioactive Material) dans le tubing © IFP Training

Gestion & utilisation des sources radioactives Matière radioactive : effets

Aucun des 5 sens humains ne peut détecter la rayons ionisants

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3 types d’effets à partir des rayons ionisants Gestion & utilisation des sources radioactives Matière radioactive – Pratiques de travail en sécurité

Protection contre l’exposition 

L’exposition aux rayons est minimisée par l’application des principes de protection externe contre les rayons : • Minimiser la DURÉE d’exposition • Maximiser la DISTANCE entre vous et la source de rayons autant que possible • Garder une barrière de PROTECTION entre vous et la source de rayons (exemple : tablier en plomb) © IFP Training

Gestion & utilisation des sources radioactives Matière radioactive – Pratiques de travail en sécurité Une procédure doit être préparée,  incluant un plan de secours.

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• Personnel certifié pour manipuler  les sources radioactives • Permis de travail • Travail effectué au moment  opportun si possible • Zone contrôlée marquée à la limite  de 7.5 micro Sv/h par des cordes  ou des guirlandes de fanions • Affichage de messages  d’avertissement adaptés • Accès limité • Contrôle : dosimètre personnel,  badge à film

Gestion & utilisation des sources radioactives   Perte de source radioactive dans le puits 

La perte d’une source radioactive dans un puits est un évènement grave : • Difficile à gérer d’un point de vue administratif • Problème potentiel pour l’environnement (dispersion des radionucléides pouvant avoir un impact sur les formation d’eau douce, la vie en surface, …) • Coûteux : − Besoin de le repêcher − Le cimenter si échec du repêchage − Side track technique

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Gestion & utilisation des sources radioactives Perte de source radioactive dans le puits ‐ Prévention 

Le risque de perte d’une source radioactive doit être précisément évalué avant de commencer toute opération de diagraphie ’



Des méthodes alternatives doivent être prévues pour descendre les outils afin d’obtenir des acquisition de diagraphies nucléaires optimales et sûres



Si les conditions du trou/de forage ne sont pas jugées suffisamment stables pour descendre un câble électrique :

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• Des mesures sont prises pour améliorer les conditions de fond (conditionnement de la boue de forage et du trou) avant de prendre une décision définitive • Ou mise en place un programme de substitution

Gestion & utilisation des sources radioactives Perte de source radioactive dans le puits ‐ Prévention 

Après une manœuvre ayant révélé des problèmes • Il ne faut pas descendre dans le puits à la première descente wireline les combinaisons d’outils longs avec sources radioactives (combos) : − L’outil est partagé et les section nucléaires ne sont pas utilisées lors de la première tentative

• Ne jamais descendre une source radioactive juste après une manœuvre

N.B. : la décision est prise par le Company man © IFP Training

Gestion & utilisation des sources radioactives Perte de source radioactive dans le puits : méthode de  repêchage



Il existe deux méthodes de repêchage : • La méthode "reverse cut and thread"

− Accrocher la cloche de repêchage sur le poisson − Laisser le câble attacher au poisson − Remonter longueur de tige par longueur de tige, couper et se débarrasser du câble à chaque déconnexion jusqu’à ce que l’outil arrive en surface avec son point faible intact − La seule utilisée (contrôle permanent de la source)

• La méthode "cut and thread" : Accrocher la cloche de repêchage sur le poisson Tirer sur le câble pour casser au point faible Remonter le câble hors du trou Remonter la garniture de forage et le poisson Ne pas utiliser avec des sources nucléaires (risques élevés d’endommager ou de perdre le poisson)

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− − − − −

Gestion & utilisation des sources radioactives Perte de source radioactive dans le puits : Bouchage 

Lorsque la source radioactive est perdue dans le trou, besoin : • De localiser la profondeur exacte • De pomper un bouchon de ciment (épaisseur selon règlementation locale) • De confirmer la profondeur du top ciment • De faire un side track pour continuer les opérations de forage

la

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Espace confiné

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Espace confiné Exemples 

Tout espace ayant un accès/une issue difficile, pouvant avoir une ventilation non adaptée

Excavation

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Mud tanks

Espace confiné Exemples

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Cave

Egoûts

Espace confiné Étude de cas 

Reprise de puits pour Workover (changement du tubing de complétion)

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• Pendant les opérations de production, purge régulières des annulaires, due à une fuite entre le tubing et l’espace annulaire tubing/casing de production: du liquide (boue + hydrocarbures) coulent au fond de la cave pendant ces opérations • Le puits est neutralisé et un bouchon (plug) est installé en tête de tubing • Les annulaires sont dépressurisés avant les opérations de workover • Afin de remonter la tête de production avant d’installer les BOP’s de forage, un sondeur (roughneck) descend dans la cave pour dévisser écrous et tiges filetées de la bride de fixation sur la tête de casing • Le sondeur perd connaissance • Un autre sondeur descend dans la cave pour lui porter secours. Il perd aussi connaissance

Espace confiné Étude de cas 

Imaginer la suite



Analyser les causes de cet accident



Donner les mesures à prendre pour éviter que cet accident ne se reproduise

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Entrée dans les espaces confinés Risques principaux 

Entrer dans des espaces confinés sans prendre les précautions nécessaires peut se traduire par une explosion/ une blessure en raison : • • • •

De l’atmosphère qui est inflammable ou explosive. Du manque d’oxygène. De l’inhalation de gaz toxiques (H2S,CO2, …) Du contact avec des matières ou des irritants/toxiques/corrosifs (chaux, boue à l’huile, …)

fluides

NOMBRE ÉLEVÉ DE DÉCÈS LORS D’OPÉRATIONS  EN ESPACE CONFINÉ © IFP Training

Film N2

Entrée dans les espaces confinés Prévention des risques 

Procédure d’entrée



Permis de travail valide avec les permis complémentaires associés • Entrée dans un espace confiné • Isolation mécanique avec l’isolation positive des soupapes des capacités • Isolation électrique (lames de malaxage, ...)

Ventilation adéquate



Mesures en permanence de l’atmosphère (O2, N2, gaz explosif, …)



EPI adapté



Panneaux et barrières



Formation



Personne prête à intervenir



Procédure d’urgence

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

Panneaux – Exemples

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Manutention

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Manutention et levage Statistiques 

La manipulation et le levage sont les sources principales d’accident sur les installations de forage R11 0% R10 0%

R9 0%

R14 0%

R13 0%

R15 0% R2 0%

R8 R7 2% 2%

R16 4%

R1 4% R3 12%

Collision with vehicles and road traffic

Struck and squeezed by machinery or objects in movement

People falls

R4 16%

R6 44%

Posture and handling effects

R5 16%

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R1= Weather effects R2= Noise effects R3= Collision with vehicles and road traffic R4= People falls R5= Posture and handling effects R6= Struck and squeezed by machinery or objects in movement R7= Electricity contact R8= Burns R9= Intoxication R10= Asphyxia R11= Radiations effects R12= Explosion effects R13= Drowned R14= Buried of bogged down R15= Environment R16= Miscellaneous

R12 0%

Manutention Dangers sur les appareils de forage 

Sur le plancher de forage • Manipulation en permanence − Tiges/masses tiges − Clés pour visser/dévisser la garniture − Outils de forage

• • • •

Sol souvent glissant (boue) Surface réduite Table de rotation(si absence de Top drive) Utilisation des treuils à air (source de nombreux accidents quand utilisés pour transporter le personnel)

Sur la zone de stockage des tiges/casings



Sur la zone de fabrication de la boue

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

• Manutention de sacs/fûts, …

Manutention Risques associés 

Chute



Blessures musculaires (en particulier le dos)



Coincement du corps ou d’ une partie du corps



Heurt avec structure ou équipement mal contrôlé

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Levage

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Levage Étude de cas levage 

Montage unité de snubbing pour remonter une complétion sur puits éruptif • Le grutier soulève des tuyaux hydrauliques élingués situés dans un panier pour les transférer sur le petit plancher de l’unité situé à une vingtaine de mètres de hauteur • Une plaque d’acier (5cmx50cmx50cm) située dans le panier, non élinguée, est soulevée pendant la manœuvre Arrivée à une certaine hauteur ,elle tombe par gravité • Un chef de poste, sans casque, est heurté par la plaque et décède quelques minutes après l’accident

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Manutention/Levage Étude de cas levage 

Analyser les causes de l’accident



Donner les recommandations pour éviter que cet accident ne se reproduise

© IFP Training © IFP Training

Dangers liés à l’électricité

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Électricité Étude de cas 

Électrocution • Deux soudeurs travaillent dans un bac à boue pour effectuer des réparations avec des postes à souder électriques • Un des soudeurs (N°2) ayant terminé son intervention, l’autre soudeur(N°2) lui demande de lui prêter son équipement. N’obtenant aucune réponse le soudeur N°2 constate que son collègue est inerte et qu’ il est en contact avec le câble d’alimentation 220V de l’éclairage. Il remonte du bac, coupe l’alimentation électrique et appelle au secours • Malheureusement le soudeur N°1 décède malgré les tentatives de réanimation

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N.B. : • Un permis de travail avec analyse de risque associée avait été signé • La lampe avait été considérée hors d’usage et stockée à côté du lieu de travail ,toujours dans le bac, entourée du câble électrique défectueux

Électricité Étude de cas



Après enquête :

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• La gaine isolante du câble était coupée au niveau de l’entrée dans le boitier de la lampe(non conçue pour travailler comme lampe portable) • Le soudeur entra en contact avec le câble nu • Due à la très haute humidité dans le bac ,sa combinaison était saturée de transpiration • L’analyse de risque était générale pour le travaux de soudure et non spécifique au travail dans le bac

Électricité Étude de cas 

Analyser les causes de l’accident



Donner les recommandations pour éviter que cet accident ne se reproduise

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Travaux en hauteur

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Travaux en hauteur

Tout travail 2m au dessus du sol level

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Travaux en hauteur Général 

Nombreux accidents en particulier pendant les opérations de : • Montage et démontage de l’appareil − Les sondeurs négligent de porter une ceinture de sécurité

• Pendant les manœuvres − Au niveau du plancher avec chute à travers la V door − Au niveau de l’accrochage (monkey board),l’accrocheur se détachant pour récupérer par exemple un stand 

Nombreuses chutes (personnel ou objet)

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Travaux en hauteur Situations concrètes

Dans ces situations, quels sont les problèmes ?



Que devraient faire les intervenants pour éviter ces problèmes ?

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

Travaux de fouilles

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Travaux de fouilles Risques 

Endommagement de canalisations enterrées • Risque d’explosion et/ou de déversement d’hydrocarbures si la canalisation contient des hydrocarbures



Endommagement de câbles électriques/fibre optiques enterrés • Risque d’électrocution • Risque d’arrêt de l’installation

Effondrement de tranchée (à terre)



Suffocation (gaz lourd, H2S, CO2 en fond de tranchée)



Chute dans la tranchée

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

Travaux de fouilles Prévention Établir un permis de travail



Effectuer des mesures de gaz



Vérifier les plans d’implantation des canalisations et câbles enterrés, s’il sont disponibles, mais ne pas s’y fier



Vérifier tous les ouvrages sur le trajet de fouille prévu avec des outils de détection de canalisations et de câbles



Prévoir des marges de sécurité lors de travaux à proximité d’ouvrages enterrés



Étudier la possibilité de dépressuriser les canalisations et/ou de mettre les câbles hors tension



Les grues ne doivent pas s’approcher à moins de 7 mètres d’une personne travaillant dans la tranchée



Installer des barrières de sécurité

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

Equipements de Protection collective Exemples de protection collective

Extincteurs

Douche de sécurité

Protection thermique

Carter de pompe

Caillebotis et rambardes

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Bouée de sauvetage

Équipements de Protection collective Rôle de l’opérateur 

Pour être sûr que les Équipements de Protection collective jouent leur rôle, il est nécessaire de : • les respecter, sans les détourner de leur fonction ni les dégrader • identifier les problèmes causés par leur absence ou défaillance • signaler tout équipement de protection absent, dégradé ou neutralisé

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Gestion des risques majeurs forage‐ puits

Gestion des risques majeurs forage‐puits

Risques majeurs 

Perte de confinement • Passage incontrôlé de fluides de formation au travers de l’enveloppe interne et / ou externe du puits vers l’extérieur ou vers une autre formation Conséquences potentielles : − Éruption externe » » » » » »

Incendie/explosion Nuage d’H2S Pollution Victimes  Perte de rigs de forage Perte de plates‐formes tête de puits/têtes de puits groupées à terre dans les  forage de puits de développement

− Éruption interne

− Pertes financières élevées − Impacts sur l’image de la société avec la médiatisation internationale

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» Mise en pression et pollution des formations de subsurface » Fracturation de la formation avec remontée en surface de l’effluent loin du site  de forage

3

Gestion des risques majeurs forage‐puits

Risques majeurs : perte de confinement, causes possibles 

Perte des barrières de sécurité • Densité de la boue trop basse avec venue incontrôlée en provenance de la formation • Dysfonctionnement des BOP • Densité de la boue trop élevée avec fracturation de la formation : pertes totales avec possibilité de venue des formations supérieures • Gaz de surface • Opération SIMOPS − Intersection avec des puits en production pendant la phase de surface d’ un nouveau puits − Effondrement du rig/de la plate‐forme − Chute d’une charge lourde sur un équipement sous pression

• Pendant les activités de productions © IFP Training

− Perte des barrières de sécurité pendant la production − Perte des barrières de sécurité pendant les intervention sur puits − Corrosion Xmas tree/Completion et(ou) des casings

• … Gestion des risques majeurs forage‐puits

4

Risques majeurs 

Accidents de travail avec victime(s)



Peut survenir suite à des défaillances lors Du transport (voitures/bateaux/hélicoptères) D’opérations de levage D’opérations avec le treuil de levage D’opérations de test de puits De travail en hauteur De la manipulation de substances dangereuses D’une opération SIMOPS De situations dégradées De test en pression D’équipements temporaires (opérations spéciales) …

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• • • • • • • • • • •

5

Gestion des risques majeurs forage‐puits

Matrice d’évaluation des risques 

Rappel • Besoin d’identifier les dangers et d’évaluer les risques associés : − HAZID (Hazards identification – identification des dangers) − il existe différentes méthodes d’évaluation : » l’approche par scénario » L’approche par évaluation des risques quantitatifs (quantitative risk assessment, QRA)

• Pour diminuer le risque à un niveau acceptable, besoin de : − Réduire sa probabilité d’évènement (prévention) − Et de réduire sa gravité Likely

Not acceptable

Unlikely

Very unlikely

Extremely unlikely

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ALARP: As Low As Reasonably Practicable

Acceptable

Remote

Gestion des risques majeurs forage‐puits

Moderate

Serious

Major

Catastrophic

Disastrous

6

Prévention des risques : réduire la probabilité 

Programme de forage/complétion de puits préparé longtemps à l’avance prenant en compte : • Les informations géologiques (formations, pression de pore et de fracturation, …) • Les risques de gaz de surface • Les opérations SIMOPS • …



Sélection du personnel de la société (Company man, ingénieur boue, …) ayant reçu toutes les formations sécurité nécessaires



Sélection du rig

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• Selon le cahier des charges • Contrôle du Système de Management de la Sécurité (SMS) et des performances sécurité • Contrôle de la qualification et de la certification du personnel du contracteur de forage • Inspection par un tiers (spec MODU, …)

7

Gestion des risques majeurs forage‐puits

Prévention des risques : réduire la probabilité 

Sélection des autres contracteurs • • • • • • •



Diagraphies instantanées Contrôle du H2S et équipements (si risques d’H2S) Cimentation Descente des casings Transport Essais de puits …

Vérification de leurs performances sécurité et de la qualification du personnel, inspection des équipements, des procédures, … © IFP Training

Gestion des risques majeurs forage‐puits

8

Prévention des risques : réduire la gravité 

Mise en place et contrôles des règles de sécurité (Permis de travail ,levage, manipulation, …)



Comportement sécurité pour tout le personnel, en particulier du Management et du Company man qui doivent montrer leur engagement Sécurité



Le Company Man est responsable (le garant) de toute la sécurité sur l’installation © IFP Training

9

Gestion des risques majeurs forage‐puits

Prévention des risques : réduire la gravité



Réduire la gravité • Plans de secours • Plans en cas de déversement d’hydrocarbures • Vérifications et tests réguliers − Système F&G ESD (Feu & Gaz ,arrêt d’urgence) − Système anti‐incendie et déluge − BOP et équipements associés

• Formation sécurité régulière, comprenant : − des contrôles de venue − des exercices d’urgence © IFP Training

Gestion des risques majeurs forage‐puits

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Annexes : audit d’un rig 

Système de Management HSE

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• Qualité du HSE‐MS, du SMP et, le cas échéant, du SMQ (ces systèmes peuvent être évalués en les comparant à ceux de la compagnie ou à ceux d'autres contracteurs) • Performances HSE : LTIF, TRIR, taux de gravité • Performances opérationnelles : NPT (Non Productive Time) du rig, indicateurs de performance • Organisation et gestion du personnel : structure locale, matrice de formation et évaluation des compétences du personnel • Retour d’expérience HSE du contracteur de forage ou rapports de sociétés d’évaluation spécialisées sur les résultats HSE des contracteur de forage • Retour d’expérience du contracteur de forage sur ses performances opérationnelles techniques et références internes si celui‐ci a déjà travaillé pour la compagnie • Références externes, le cas échéant (autres opérateurs, tiers)

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Gestion des risques majeurs forage‐puits

Annexes : audit d’un rig 

Équipements

Gestion des risques majeurs forage‐puits

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• L’état général et le niveau d’entretien des équipements et du matériel de forage • Le système de traitement des boues de forage • Équipements de contrôle du puits • Le système de sécurité (détection gaz/incendie, détection de venue, …) • Les équipements utilisés dans le cadre des opérations maritimes • Les équipements utilisés dans le cadre des opérations aériennes • Les équipements utilisés dans le cadre des opérations de transport • Les équipements de télécommunication et les logiciels • Le système d’alimentation électrique • Les équipements électriques • Les équipements de sécurité et le matériel médical • Les grues et les équipements de levage • Les installations d’hébergement et de restauration

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Annexes : audit d’un rig 

Le contracteur de forage doit tenir à jour des registres de toutes les inspections et visites HSE effectuées par son personnel ou par un organisme d’inspection indépendant désigné. Ces registres identifient au minimum : • Les équipements inspectés, contrôlés ou testés • Les normes et procédures de référence utilisées • Les résultats de l’inspection

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Gestion des risques majeurs forage‐puits

PUITS X : étude de cas 

Sabot casing 13 3/8” à1300 m



Forage à 1700m d’une formation contenant du gaz avec de l’H2S (4,5%) • Densité de boue pour contrôler cette formation:1.1

Continuation du forage avec une boue de 1,2 à 2500m



Pertes totales dans une zone calcaire fracturée



The maitre sondeur arrête le forage(circulation/rotation)



Le company man et le tool pusher essayent de déterminer le niveau statique de la boue en se penchant au dessus de la table de rotation

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

Imaginer ce qui a pu se passer Gestion des risques majeurs forage‐puits

14

PUITS X : étude de cas 

Le tool pusher s’évanouit, suivi rapidement du Company man



Un sondeur essaye de les transporter à l’air frais mais s’évanouit aussi



Les trois hommes décèdent

Imaginer ce qui a pu se produire ? Proposer des actions pour éviter que l’accident ne se reproduise

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Gestion des risques majeurs forage‐puits

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Deep Horizon Accident: Macondo

Deep Horizon Accident: Macondo

Deep horizon accident

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Deep Horizon Accident: Macondo

2

Statuts du puits avant accident 

Fin des opérations de forage à 5000m sous la  table de rotation(puits vertical) • Profondeur eau  1500m • Densité boue: 1,8 avec une fenêtre boue  très faible(limite entre venue et pertes)

Un DST(essai se puits) avait été fait avec  débit d’huile et de gaz



Descente du casing de production avec un  nombre limité de centreurs



Cimentation du casing avec laitier spécial  (ciment+azote) pour limiter la densité



Préparation pour abandon temporaire(retour  sur puits prévu pour le mettre en production)



Durée du puits supérieure de 4 semaines par  rapport au planning initial (plus de 1.000000  US$/jour coût opérationnel)

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

3

Deep Horizon Accident: Macondo

Séquence des évènements avant le blow out Cimentation effectuée avec faible volume de laitier spécial



Vérification des deux clapets anti retour situé en bas du casing :  semblent OK



Le puits semble donc en sécurité



Début de déplacement  de la boue dans le riser par de l’eau de  mer(densité 1.03) pour préparation abandon  temporaire



Apparition du gaz en surface



Fermeture des BOP sous marin



Explosion sur la semi (atmosphère explosive avec  le gaz)



La semi coule quelques heures plus tard

Deep Horizon Accident: Macondo

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

4

Exercise



Analyser quelles pourraient être les car use principales de l’accident • • • •

Pourquoi une venue du réservoir ? Quelles sont les causes de cette venue ? Pourquoi cette venue n’a pas été détectée plus tôt ? Pourquoi le BOP ne s’est pas fermé correctement ?

© 2015 ‐ IFP Training

5

Deep Horizon Accident: Macondo

Macondo : principales  causes de l’accident 

L’intégrité du puits n’a pas été établie formellement • Le laitier de ciment n’a pas isolé l’annulaire − Mauvaise composition du laitier − Tests en labo non concluants − Volume trop faible contaminé par la boue

• Test étanchéité du fond fe puits incorrect − Les clapets anti retour de fond de puits n’ont pas fonctionné correctement

La venue des hydrocarbures n’ a pas été détectée et le contrôle du puits  a été perdu



La venue n’ a été détectée que lorsque le gaz est arrivé près de la  surface



Le contrôle de la venue(fermeture BOP, …) a été inefficace



Le BOP n’a pas fait étanchéité



Le système ultime de fermeture du BOP n’a pas fonctionné

Deep Horizon Accident: Macondo

© IFP Training



6

Macondo Rapport de la commission d’enquête

© IFP Training

Even so, the BOP’s automatic mode function (the « deadman » system) should have the blind shear ram after the power, communication, and hydraulics connections between the rig and the BOP were cut. But the deadman failed too. Although it is too early to tell at this point, this failure may have been due to poor maintenance. Post‐incident testing of the two redundant « pods » that control the deadman revealed low battery charges in one pod and defective solenoid valves in the other. If those problems existed at the time of the blowout, they would have prevented the deadman system from working.

7

Deep Horizon Accident: Macondo

Macondo Rapport de la commission d’enquête 

The commission has identified a number of potential factors that may have contributed to the failure to properly conduct and interpret the negative pressure test that night: • First, there was no standard procedure for running or interpreting the test in either MMS regulations or written industry protocols. Indeed, the regulations and standards did not require BP to run a negative‐pressure test at all • Second, BP and Transocean had no internai procedures for running or interpreting negative‐pressure tests, and had not formally trained their personnel in how to do so • Third, the BP Macondo team did not provide the Weil Site Leaders or rig crew with specifie procedures for performing the negative‐pressure test at Macondo • Fourth, BP did not have in place (or did not enforce) any policy that would have required personnel to cali back to shore for a second opinion about confusing data

Deep Horizon Accident: Macondo

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• Finally, due to poor communication, it does not appear that the men performing and interpreting the test had a full appreciation of the context in which they were performing it. Such an appreciation might have increased their willingness to believe the well was flowing. Context aside, however, individuals conducting and interpreting the negative‐pressure test should always do so with an expectation that the well might lack integrity.

8

Macondo Rapport de la commission d’enquête The most significant failure at Macondo – and the clear root cause of the blowout – was a failure of industry management. Most, if not all, of the failures at Macondo can be traced back to underlying failures of management and communication. Better management of decision‐making processes within BP and other companies, better communication within and between BP and its contractors, and effective training of key engineering and rig personnel would have prevented the Macondo incident. BP and other operators must have effective systems in place for integrating the various corporate cultures, internal procedures, and decision‐making protocols of the many different contractors involved in drilling a deepwater well



BP's management process did not adequately identify or address risks created by late changes to well design and procedures. BP did not have adequate controls in place to ensure that key decisions in the months leading up to the blowout were safe or sound from an engineering perspective. While initial well design decisions undergo a serious peer review process and changes to well design are subsequently subject to a management of change (MOC) process, changes to drilling procedures in the weeks and days before implementation are typically not subject to any such peer‐review or MOC process

Deep Horizon Accident: Macondo

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

9

Deep horizon accident

© IFP Training

Deep Horizon Accident: Macondo

10

Macondo Contrôle du puits

Le puits a été tué  le 4 août 2010 en injectant de la boue lourde et du  ciment à travers la tête de puits(‘’static kill’’) En plus le premier ‘’relief well’’ réussit à établir la communication  avec le puits au niveau du réservoir. Une injection de boue lourde et  de ciment étancha complètement la fuite

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Deep Horizon Accident: Macondo

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Gestion des explosifs

Gestion des explosifs

Sommaire 

Références



Systèmes de perforation et détonateurs



Responsabilités



Préparation



Prévention des risques



Stockage des explosifs © IFP Training

Gestion des explosifs

2

Références

Documents de référence : API RP 67: Pratique de sécurité recommandée pour l’utilisation d’explosifs dans le domaine pétrolier. IEEE C 95 4 2002 : Pratique recommandée pour déterminer les distances de sécurité des antennes transmettant des radio‐fréquences lors de l’utilisation de détonateurs électriques pendant les opérations avec explosifs.

© IFP Training

Le qualification minimale du personnel de la Société d’Explosifs participant  au stockage, à la manutention et à l’utilisation des explosifs sur le rig doit  être conforme à la Section 5 de la norme API RP 67

3

Gestion des explosifs

Systèmes de perforation

Descente de perforateurs

Charges explosives

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Processus de perforation à charge creuse à l’aide d’un liner  métallique solide Gestion des explosifs

4

Systèmes de perforation

Cable

Table de rotation RT Plancher forage

Rig view and Logging Truck

Tête de l’outil de  descente Cable

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Connection des canons Depth Measurement 5

Gestion des explosifs

Perforation des puits Outils et méthodes divers

Gestion des explosifs

A travers le tubing

Descendues avec le tubing

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Via la colonne de production

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Canon perforateur de casing

Casing perforé

Opération de perforation  avec un perforateur de  casing

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Schéma d’un perforateur de casing

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Gestion des explosifs

Canon perforateur de casing

Gestion des explosifs

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Perforateur de casing

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Outil de perforation descendu avec le tubing



Pour puits fortement déviés • Les canons sont connectés sous la colonne de tubing • Une fois le train de tubing descendu et à la bonne profondeur, le packer est ancré une barre lâchée depuis la surface (ou pressure activated sub) active le détonateur

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Gestion des explosifs

Détonateurs



Différents types de systèmes de mises à feu pour les détonateurs • Électrique (le plus fréquemment utilisé) − Détonateur basse tension standard : » Sensible aux radio‐fréquences / électricité statique/ protection cathodique » Mise à feu intempestive ou prématurée

− Détonateur haute tension » Insensible aux radio‐fréquences / électricité statique/ protection cathodique. 

• Pour le TCP (Tubing Conveyed Perforating) − Têtes de mise à feu mécaniques/ à percussion » Une barre qui est soit lâchée depuis la surface ou descendu en slickline dans le  train de tubing frappe la tête de mise à feu

» Une goupille de mise à feu (retenue par goupille de cisaillement) percute le  détonateur et initie la perforation

Gestion des explosifs

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− Tête de mise à feu à activation hydraulique / par pression

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Principaux risques



Mise à feu prématurée de charges explosives en surface ou en descente



Principales causes • Balle perdue ou électricité ou radio‐fréquences (RF) pour les détonateurs basse tension • Haute intensité par les détonateur pendant les opérations de pré‐ test • Procédures non appliquées • Erreur humaine



Conséquences © IFP Training

• Personnel blessé • Endommagement des casings du puits

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Gestion des explosifs

Analyse des risques Analyser les causes du risque d’explosion d’une charge de back off sur un rig opérant sur un cluster lors de la connexion électrique du détonateur en surface et définir les précautions à prendre Cause Test de la continuité du  circuit Radio‐fréquences parasites

Choc au niveau de la charge

Gestion des explosifs

Limiter les  conséquences

Ohmmètre  adapté à la  Balisage de la zone  résistance du détonateur. de préparation

Système de  management  Assessement du Risque Permis de travail

Réunion d’ouverture du  Détonateur haute tension Fermeture et mise  permis Silence radio en sécurité des puits  adjacents en début  Procédure silence radio Procédures de manutention de descente Procédures de la société de  Manutention avec les  équipements adaptés

Formation certification 

service Balisage plancher  restriction d’accès © IFP Training

Erreur de l’opérateur ’

Réduire la  probabilité

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Prévention des risques : responsabilités



Le responsable Forage/Puits s’assure :

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• Que la Société de service des explosifs applique les règlementations locales en plus des normes internationales • De la cohérence entre le système de management de la Société et celui du Contracteur de Forage sur le chapitre de l’utilisation des explosifs pendant les opérations sur puits • Que les responsabilités concernant la gestion des explosifs sont clairement stipulées dans le contrat • Qu’une analyse du risque opérationnel a été effectuée pour le rig concerné et que les mesures compensatoires associées rendant ce risque acceptable seront mises en place • Que les opérateurs Explosifs ont les certificats de qualification requis

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Gestion des explosifs

Prévention des risques : sélection des détonateurs  électriques 

On privilégiera les détonateurs à haute tension • Si le puits se situe dans une zone urbaine ou à proximité d’un puissant émetteur RF • En cas de Co‐activités(SIMOPS) car la communication fait partie de la sécurité dans les opérations de production • Près des lignes à haute tension (distance de 60 mètres ou distance mini entre les perforateurs égale à 1,5 fois la hauteur du rig)



Lors de l’utilisation de détonateurs à basse tension

Gestion des explosifs

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• La politique silence radio doit s’appuyer sur une analyse du risque spécifique des dangers des Radio‐Fréquences (RF) pour le type de détonateur et la configuration du circuit de mise à feu utilisé • Si la société d’Explosifs ne possède pas une telle analyse, la procédure silence radio doit se reposer sur la norme IEEE C 95 4 2002

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Prévention des risques : responsabilités sur site



Le représentant de la Société (la plupart du temps le Company man) s’assure : • Qu’un permis de travail spécifique a été préparé et signé • Qu’une réunion pré‐opération (pre‐job meeting) est organisée, avec les représentants de toutes les parties impliquées • Que toutes les précautions énumérées dans l’évaluation des risques de l’opération (Job Risk Assessment) sont mises en place avant le début de l’opération

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Gestion des explosifs

Prévention des risques : points principaux 

Les espaces de travail nécessaire à la préparation des canons ou des outils explosifs doivent être propres et dégagés



Des Barrières et des panneaux portant la mention « Danger explosifs, ne pas entrer » doivent être placés à un distance suffisante (généralement 15 mètres) de la zone de préparation, y compris du plancher de forage/BOP/Tête de casing/haut du riser



Vérifier que la tension entre le casing, le rig, la plate‐forme et l’unité de wireline ne dépasse pas • 0,25 volts pour un détonateur électrique standard (basse tension) • 40 volts pour un détonateur électrique à haute tension



Vérifier la mise à la terre de tous les équipements



En armant les canons sur la passerelle

Gestion des explosifs

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• Arrêter le réseau de communication radio si nécessaire • Arrêter la préparation du travail par temps d’orage, à l’approche d’un hélicoptère ou d’un bateau • Suspendre tout travail au plancher de forage et sur la passerelle et ne conserver qu’un minimum de personnel

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Prévention des risques : procédures détaillées 

Lors de la manutention, le montage et la descente des canons ou de l’outil explosif • S’assurer que le personnel non impliqué dans l’opération reste à l’écart de la zone opérationnelle − jusqu’à 70 m sous le sol ou le niveau de la mer − lorsque les canons ou l’outil explosif retourne en surface depuis la profondeur de 70 m sous le sol ou le niveau de la mer jusqu’à ce que l’ingénieur Explosifs ait vérifié qu’il n’y a plus de danger

• Éteindre les systèmes électriques de protection cathodique • Arrêter toutes les opérations de soudage électrique • Pour les émetteurs RF, appliquer la procédure du contracteur de politique silence radio • Dans tous les cas : les précautions minimum suivantes devront être mises en place : − tous les émetteurs RF (systèmes fixes de communication radio, émetteurs‐récepteurs portatifs, téléphones mobiles, etc.) doivent être éteints dans un périmètre de 30 mètres autour du puits − Les opérations en hélicoptère ou en bateau doivent cesser dans une périmètre de sécurité de 500 m − Á terre, une zone d’exclusion de 300 m doit être délimitée pour éviter toute intrusion d’émetteurs mobile ou dans un véhicule

CO‐ACTIVITÉS • S’assurer qu’une évaluation du risque spécifique a été réalisée pour mettre en évidence les dommages, les risques et les actions correctives concernant la tête de puits et les lignes de production des puits adjacents



Autorisation de mise à feu • Une fois que l’ingénieur Explosifs a notifié que la mise à feu est imminente et que les dernières vérifications ont été effectuées

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

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Gestion des explosifs

Prévention des risques : principaux points



Précautions pour les têtes de mise à feu électriques à haute tension • Les pratiques suivantes sont acceptables : − Les émetteurs radio peuvent être rester sous tension et utilisés de façon illimitée − Les systèmes électriques de protection cathodique peuvent rester sous tension − Les opérations en hélicoptère ou en bateau peuvent continuer − Les opérations de soudage électrique peuvent continuer, sauf dans un rayon de 15 mètres autour des zones de stockage ou d’utilisation des explosifs − À terre, une zone d’exclusion de 300 mètres n’est pas nécessaire © IFP Training

Gestion des explosifs

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Stockage des explosifs sur site Une liste des explosifs présents sur le rig est dressée, mise à jour et conservée dans le bureau du Company man sur le rig



Les détonateurs et les charges/cordons détonants sont stockés dans des conteneurs séparés



Tous les conteneurs de stockage d’explosifs d’un rig sont mis à la terre



Sur les installations offshore, un système de largage d’urgence est installé et les conteneurs à explosifs sont équipés d’un dispositif de localisation pour les récupérer s’ils tombent à la mer



Les portes d’un conteneur de stockage d’explosifs sont fermées et verrouillées, et ne sont ouvertes que pour ajouter ou retirer des explosifs, et pour faire un inventaire



Les quantités excédentaires d’explosifs pour les opérations de perforation sont renvoyées dès que possible et seuls les explosifs nécessaires aux opérations de repêchage sont conservées sur le rig

Gestion des explosifs

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

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Gestion du gaz de surface  (shallow gas)

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

Définition 

Du gaz de surface (shallow gas) désigne du gaz rencontré à une profondeur telle que : • la résistance du sabot ne permet pas de contenir une venue • et que le puits ne peut pas être fermé sans fracturation du sol jusqu’en surface, avec bullage ou formation de cratères



Principales causes de shallow gas

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

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• Lentille sablonneuse au milieu d’argiles; la sous‐compaction des argiles peut engendrer des pressions anormales (la cause la plus fréquente) • Migration de sources plus profondes, le long de failles ou de casings mal cimentés de puits fermés, vers un piège en surface. Le piège peut être formé par un niveau non‐perméable ou par une couverture d’hydrates (eaux profondes). Ce gaz sera souvent sous pression • Suralimentation de formations de surface en raison d’une éruption interne à proximité • Venue résultant de la collision avec un puits producteur adjacent sur une plate‐forme multi‐puits (pas vraiment du Shallow mais les conséquences sont identiques)

2

Risques associés 

Risques associés • Vitesse très élevée de l’effluent avec des particules de sables à l’intérieur du casing de surface et endommagement des équipements à cause de l’érosion • Á terre : fracturation jusqu’en surface − Libération de gaz autour du rig et fort risque d’inflammation − Effondrement du rig en raison de la formation d’un cratère

• Offshore : fracturation jusqu’au plancher marin − Libération de gaz au niveau du plancher marin − Effondrement des plates‐formes autoélévatrices (jack up) en raison de la formation d’un cratère/déstabilisation du sol − Bouillonnement du gaz jusqu’en surface avec perte de la flottabilité pour les appareils semi‐submersibles / bateaux de forage © IFP Training

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

3

Gaz de surface (shallow gas)

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Gestion du gaz de surface (shallow gas)

4

Prévention 

Identifier et éviter le gaz de surface doit être l’un des principaux objectifs des procédures de planification de puits et d’étude du site



Tous les programmes de forage doivent contenir une partie claire sur la probabilité et le risque de rencontrer du gaz de surface : elle doit s’appuyer sur l’étude et l’interprétation sismiques combinées aux données géologiques de limite et de forage



S’il y a une probabilité de rencontrer du shallow gas à l’emplacement de forage proposé, un plan shallow gas spécifique à la Compagnie et au Contracteur de Forage doit être préparé avant de démarrer le forage du puits. Il faut particulièrement prendre en compte :

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• Les procédures de forage et de contrôle (réf. formation prévention des éruptions) • La qualification du personnel • La formation • Le plan d’évacuation • L’arrêt d’urgence

5

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

Étude sismique et Optimisation de l’emplacement du rig



La sismique haute résolution  (HR) ou très haute résolution  est systématiquement  utilisée pour réaliser une  étude spécifique d’évaluation  du risque shallow gas



Les ingénieurs forage s’assurent qu’un telle étude a été menée et ils en utilisent les résultats pour :

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

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• Choisir l’emplacement du puits présentant les risques minimaux, • Déterminer le nouveau profil de puits si l’emplacement ne peut pas être modifié • Définir la cote optimale des sabots de casing • Évaluer le besoin de forer un trou pilote

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Prévention du risque : offshore 

L’utilisation d’un appareil de forage reposant sur le fond marin doit être évitée dans les zones offshore susceptibles de contenir du shallow gas



Si cela est impossible, toutes les procédures adéquates seront appliquées pour améliorer la stabilité du trou pendant le forage et la descente du casing de surface



Dès que la profondeur de l’eau le permet, un appareil de forage flottant sera utilisé dans les zones susceptibles de contenir du shallow gas • Le type semi‐submersible est à privilégier pour les profondeurs d’eau < 150 m © IFP Training

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Gestion du gaz de surface (shallow gas)

Prévention du risque : programme de forage 

Installation des tubes guides et des casings de surface couvrant tous les niveaux de shallow gas en batch sur l’emplacement des structures multi‐puits (cluster ou plate‐forme)



Il n’est pas recommandé de forer avec de l’eau douce ou de l’eau de mer en raison du risque élevé de venue : • Les lentilles de gaz sont souvent au‐dessus du gradient de densité de l’eau • Le pistonnage en manœuvre augmente la probabilité d’apparition d’une venue

Utilisation de laitiers de ciment étanches au gaz pour les tubages descendus dans des formations contenant du gaz de surface.



Débits de la boue de forage mini, vitesse d’avancement contrôlée et solides éliminés pour éviter les pertes et minimiser les conséquences de l’ECD (Equivalent Circulation Density)



Volume de 50 m3 de boue lourde (1.40‐1.45 SG), en plus d’un complément de LCM (Lost Control Material) pré‐mixé

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

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

8

Prévention du risque : détection d’une venue 

Le problème lorsque l’on fore en surface est que les indications normales d’une venue ne sont pas fiables : • Les vitesses d’avancement varient énormément • Le volume de boue est ajouté en continu au système actif • L’indicateur le plus fiable est le capteur de débit différentiel



À cause des difficultés à détecter rapidement une venue et de la profondeur des réservoirs de shallow gas, le temps de réaction est minime. Une prudence extrême et de la vigilance sont de

rigueur

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Gestion du gaz de surface (shallow gas)

Prévention : contrôle d’une venue 

Bonnes procédures de contrôle de venue (ref formation prévention des éruption) • Si une venue se produit en forant un shallow gas, le puits ne doit pas être fermé • Á terre et lorsqu’on utilise un riser en mer

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

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− l’écoulement de fluides doit être immédiatement dérivé du plancher de forage, en utilisant le diverter et des tubes de grands diamètres (pour réduire les pertes de charge minimisant ainsi les risques de fracturation au sabot) − Cependant, quel que soit l’équipement utilisé, la diversion en surface d’un shallow gas doit être considérée comme l’ultime recours permettant au personnel d’évacuer l’appareil de forage ou la plate‐ forme − Les aspects érosifs liés à la violence de ces venues sont rarement compatibles avec les équipements et un effondrement rapide du découvert est souvent ce que l’ont peut espérer de mieux

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Prévention du risque 

Recommandations générales de forage du Shallow Gas Les recommandations suivantes doivent être respectées pendant le forage : • Il faut réfléchir au forage d’un trou pilote en 8 ½” ou de diamètre inférieur en forant des puits d’exploration. La BHA doit inclure une float valve et il faut envisager une déviation et l’élargissement ultérieur du trou. Les avantages majeurs d’un trou pilote de faible diamètre sont :

Gestion du gaz de surface (shallow gas)

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− Le ROP (Rate Of Penetration) doit être contrôlé pour éviter de surcharger l’espace annulaire avec des débris et provoquer des pertes − Toutes les pertes doivent être traitées avant de continuer le forage. Forer à l’aveugle ou avec des pertes nécessite l’approbation de la Direction des Opérations − La pression à la pompe doit être étroitement surveillée et il faut faire un flow check sur toutes les connexions (sur les plates‐formes autoélévatrices). − Il faut remonter la garniture hors du trou à vitesse modérée pour éviter le pistonnage

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Procédures sécurité pendant les  opérations de forage

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Procédures sécurité en opération de forage



Font partie des exigences du Système de Management de la Sécurité



Les procédures sécurité en opération de forage ont été établies pour : • effectuer des opérations spécifiques (Permis de travail,utilisation d’explosifs, …) • Etre appliquées strictement par le personnel sur site



Afin de : • s’assurer que les opérations sont effectuées correctement et en toute sécurité et ainsi de minimiser : − les risques d’erreurs en opération et − les risques d’incidents/accidents

TOUT LE PERSONNEL CONCERNÉ DOIT LES AVOIR LUES ET  COMPRISES AVANT DE COMMENCER LA TÂCHE À EFFECTUER © IFP Training

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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Liste (non exhaustive) des procédures en opération de  forage              

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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

Procédures opératoires(type OPERGUID° Système de Permis de Travail Passation de consignes Gestion des SIMOPS ou co‐activités Gestion des situations dégradées Gestion des inhibitions Gestion des vannes CO/CF Levage et gréage Travail en hauteur Utilisation d’explosifs Conduite Utilisation d’équipements radioactifs Équipements de Protection Individuelle (EPI) Utilisation de meules …

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Le permis de travail

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Permit to work Drilling contractor or operator permit to work?? 

Le permis de travail à utiliser doit être clairement établi dans le bridging document



Habituellement • Opération de forage sans puits en production − Utilisation du Permis de travail du Contracteur − Le Supervisor de l’Opérateur cosigne le permis lorsque le travail peut avoir un impact sur les opérations effectuées dans le puits

• Opérations de forage sur site de production(clusters, plateforme puits, …) − Utilisation du Permis de travail du Contracteur dans les zones non dangereuses − Utilisation du Permis de travail de l’Opérateur dans les zones dangereuse:

− Les zones dangereuses doivent être définies pendant la préparation du contrat

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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» Sur l’appareil de forage (drill floor, traitement boue, …) » Dans les zones de production(X mas tree area,platform decks, …)

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Qu’est ce qu’un permis de travail? 

Tous les travaux effectués sur un site, hormis les tâches spécifiques « courantes » clairement identifiées, nécessitent un Permis de Travail



Le PT est un document autorisant l’exécution d’un travail • • • •



Il est approuvé par le management Il décrit le travail à effectuer Il permet une analyse de risque du travail à effectuer Il définit les responsabilités des différentes entités

Pour s’assurer que : • Toutes les tâches, les RISQUES ASSOCIÉS et les PRÉCAUTIONS À PRENDRE sont définis avant l’exécution du travail • Toutes les activités sont COORDONNÉES



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Pour garantir un environnement de travail sûr à tout le personnel travaillant sur site

7

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Éléments de base d’un permis de travail • La description précise du travail • LES DANGERS IDENTIFIÉS/RISQUES ASSOCIÉS • Les mesures de précaution et d’intervention et le contrôle de leur mise en œuvre effective • Les références de tous les documents pertinents y compris les procédures opératoires nécessaires à l’exécution du travail, les plans, ... • La signature du personnel impliqué dans la préparation et la validation • La (re)validation lors de chaque relève des équipes

• La clôture officielle du Permis de Travail Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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• Les mesures nécessaires pour assurer la bonne réception du travail

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Exemple de Permis de Travail

Description précise du travail,y compris la  zone,l’identification de l’équipement,les  outils utilisés, etc. Documents  suppléméntaires:procédures,P&ID’s…. Dangers/risques HSE Précautions  à prendre et controle Signatures des différents responsables Approbation finale du PT (re)validation à chaque poste Status du permis en fin de travail Mequres nécessaires pour réception de  l’équipement Cloture officielle du PT © IFP Training

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Responsibility of the signing parties



Authorisation du travail • Doit être clairement définie dans le bridging documents et les procédures SIMOPS (Simultaneous Operations) − Tous les permis à froid sur l’appareil de forage hors SIMOPS − Tous les permis à froid sur l’appareil de forage excepté les permis pouvant affectér les opérations de production(installation BOP, levage, ...)

• Représentant Contracteur forage et Superviseur forage − Tout permis de travail à chaud dans les zones dangereuses − Pendant les opérations de SIMOPS,toute opération clairement définie dans le bridging document

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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Gestion des permis de travail 



Réunion de Permis de Travail



Signature des participants



Approbation finale par le tool pusher et le superviseur Compagnie(éventuellement)



Validation à chaque début de poste,avec signature : • du superviseur d’intervention • du tool pusher/superviseur compagnie



Clôture

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Permis de travail – Permis à froid Travail à froid 

« Travail à froid » désigne une opération effectuée sans créer de points chauds, étincelles, flammes supplémentaires pouvant causer l’inflammation d’un produit ou d’un mélange inflammable

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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Permis de travail à chaud Travail à chaud 

« Travail à chaud » désigne une opération où l’énergie produite est suffisante pour causer l’inflammation d’un produit inflammable : • • • • •

Soudage à l’arc ou au chalumeau Meulage, découpe Sablage Utilisation de résistances chauffantes pour traitement thermique Utilisation d’outillages électriques ou de moteurs thermiques non certifiés pour utilisation en atmosphère explosive (ATEX)

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Limites du permis de travail 

UN PERMIS PAR CONTRACTEUR ET PAR OPÉRATION



Un permis de travail est limité à : • la seule opération prévue, pour laquelle les risques ont été identifiés • la durée de travail prévue



Un permis de travail peut être annulé : • si les conditions de sécurité sur le lieu de travail changent • si les instructions et les exigences de sécurité mentionnées sur le permis ne sont pas respectées



En cas d’alarme • Suspension immédiate de tous les travaux • Reprise avec l’approbation formelle opérationnel

responsable © IFP Training

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

du

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Le travail sur site : règles  générales



Aucun travail ne peut commencer sans un permis validé



Les permis doivent être disponibles sur site pendant toute la durée des opérations



Les intervenants doivent avoir pris connaissance des éléments du permis lors de la réunion de chantier (informations fournies par leur superviseur signataire du permis et par le représentant production) : Copie du permis validé

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Permis complémentaire 

Certains travaux nécessitent des permis spécifiques  complémentaires  : • • • • • • • • •



Consignation électrique Consignation mécanique Entrée dans un espace confiné Utilisation sources radioactives Utilisation explosifs Plongée Permis de circulation Permis de fouille Travaux avec source radioactive

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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Le ou les permis complémentaires sont associés au permis principal

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Permis Complémentaire – Entrée dans un espace confiné

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Permis complémentaire – Consignation procédé Simple isolation 

Documents à fournir : • PID repérés avec vannes à fermer (ouvrir) clairement indiquées



Types d’isolation • Simple isolation sur ligne ne contenant pas d’hydrocarbures • Double isolation et purge pour les conduites d’hydrocarbures • Isolation positive (pour travaux spécifiques : entrée en espace confiné, …)



CF

Pression

Double isolation et purge CF

CO

Consignation et Identification • Les vannes seront : − consignées avec le système de verrouillage approprié − identifiées

Isolation positive Pression

Pression

CF

CF

Manchette retirée

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ou

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

CF

Pression

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Exemple de consignation mécanique de vanne 

Vieux système, Peu fiable….

Système recommandé (Prolock system) Avec fiche identification © IFP Training

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Permis complémentaire – Consignation électrique



Un permis de travail est requis pour tous les travaux électriques nécessitant l’isolation d’équipements



L’isolation des équipements doit être effectuée par un agent habilité



Le superviseur électricité et le superviseur demandant l’exécution du travail (dans le PT principal) poseront un cadenas individuel sur le disjoncteur © IFP Training

Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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Passation de consignes

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

Passation de consignes



Les équipes se relayant en différents postes jour/nuit ou rotation/repos doivent donner une situation des installations au moment où elles changent de poste



Différents cahiers de consignes sont tenus sur le plancher et dans le bureau du superviseur et du tool pusher : • Connaissance opérations en cours • Connaissances des consignes données par le Company man • Connaissance situations dégradées

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Procédures sécurité pendant les opérations de forage

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Opérations simultanées/ Situations dégradées

SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Co‐activités (SIMOPS)

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

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Co‐activités Co‐activités (SIMOPS = SIMultaneous OPerationS)



• Opérations Simultanées Forage et Construction • Opérations Simulatnées Forage et Production

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Dangers et risques associés pendant des opérations de  forage /production 

Impacts des activités de forage sur les activités de production : Dangers

Risques associés Nuage de gaz Inflammation/incendie/explosion

Venue /éruption de gaz

Nuage de gaz/Inflammation/incendie/explosion/Possible dégagement d’H2S 

Forage dirigé de la partie supérieure du puits

Collision avec un puits adjacent en production Éruption

Charge lourde sur les équipements de production  (Xmas trees, lignes de production,…)

Endommagement des équipements Fuite/émanation de gaz (avec possibilité d’H2S )

Essai de puits et brulage huile/gaz

Fuite sur les équipements d’essai de puits Dégagement de gaz si fuite sur les équipements d’essai Fortes radiations sur les équipements pendant l’incendie

Personnel non formé aux opérations de production

Erreur humaine / Accident

Bateaux ravitailleurs supplémentaires autour de  l’installation

Collision avec les piliers de la plate‐forme de production Endommagement de la structure

Approche du rig/ assemblage du rig

Collision avec la plate‐forme de têtes de puits Endommagement des Xmas tree (renversement lors de ripage) Dégagement de gaz

Communication/coordination

Interférences entre les activités avec risques d’accidents

Urgences

Gestion des urgences entre forage/ production Perte de vies humaines/pertes d’équipements

SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

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Shallow gas

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Dangers et risques associés pendant des opérations de  forage /production 

Impacts des activités de production sur les activités de forage : Danger

Risque Associé

Nuage de gaz Fuite de gaz sur des équipements de production Inflammation/ incendie/ explosion sur l’appareil de forage Nuage de gaz Dégagement d’H2S Gaz hautement toxique Endommagement de l’appareil de forage Incendie/explosion dans la zone de production Personnel blessé Fuite sur les équipements de wireline Opérations de wireline(intervention sur puits) Dégagement de gaz dans la zone de forage Inflammation/ explosion Erreur humaine Personnel non formé aux opérations de forage Accident Interférence entre les activités avec risques d’accidents

Urgences

Gestion des urgences entre forage/ production Perte de vies humaines / pertes d’équipements

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Communication/coordination

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Organisation Chaque opération effectuée dans la zone en SIMOPS nécessite la préparation d’une procédure spécifique pour assurer que le risque d’effectuer des opérations simultanées de forage et de production est réduit à un niveau acceptable et reste sous contrôle grâce à :

SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

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• L’établissement d’une organisation spécifique pour gérer les opérations • L’identification des dangers supplémentaires et évaluation des risques associés • La mise en place de précautions spécifiques et de mesures compensatoires pour réduire et contrôler les risques • La coordination de plusieurs tâches et travaux ayant de possibles interférences, en s’assurant de leur compatibilité à l’aide du Système de Permis de Travail • L’information et la communication avec les différentes parties impliquées • La préparation aux situations d’urgence

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Prévention des risques : responsabilités



Sur un champ en production, le Responsable du Site de la Compagnie est en général le responsable Sécurité. Il est responsable de toutes les activités menées sur le champ



Pendant les opérations simultanées forage/production, la responsabilité des aspects HSE de la zone en Co‐activités peut être transférée au superviseur Forage Puits (Company man) qui est alors nommé Responsable Sécurité Délégué pour la zone de co‐activités concernée

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Prévention des risques : zone de responsabilité  opérationnelle 

La zone de responsabilité de chaque Responsable forage et production doit être clairement délimitée, validée par le Responsable Sécurité et communiquée à tous sur chaque installation spécifique avant de commencer les co‐activités

Zone de forage

Zone de production

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

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Prévention des risques : responsabilités du RSD  





 





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

Coordonner les co‐activités dans le respect des règles de sécurité Coordonner tous les déplacements, autour des installations en production et de l’emplacement du puits (surface et subsea) Assurer la conformité aux règles, instruction et procédures de maîtrise des risques Assurer le suivi du contrôle du bon état de fonctionnement des systèmes de sécurité de toutes les installations Définir les priorités concernant les différentes opérations Décider des mesures complémentaires de maîtrise des risques requises par une situation anormale ou inattendue Approuver les permis de travail pour les activités réalisées dans la zone en SIMOPS, avec l’accord du Responsable Sécurité Coordonner les action et interventions dans les situations d’urgence en liaison avec le Responsable Sécurité Assurer les échanges au quotidien avec le Responsable Sécurité du champ et l’informer de tout problème ou évènement pertinent

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Prévention des risques : zone de responsabilité du RSD 

Le périmètre sous la responsabilité du RSD dépend de la configuration du site • • • • •

Installation à terre Plate‐forme de forage isolée Plate‐forme de forage reliée par un pont à une plate‐forme de production Installations sous‐marines …

RSD zone de  responsabilité

Rayon de 1  000 à 1  500 m

Rayon de 250  à 1 000 m Support Forage

Plateforme  puits

Zone de manutention  sécurisée (au fond de la mer)

RSD

RSD Support  Forage  Flottant

Zone de manutention  sécurisée Corridor de  déplacement

(position MODU en surface)

Plate‐forme autoélévatrice

SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Appareil de forage flottant offshore profond

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RSD Zone de responsabilité

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Prévention des risques : préparation 

Dossier co‐activités • Responsabilités • Programme des activités • Mesures d’évaluation et de prévention des risques des principales activités : − − − −

Levage de charges lourdes Essais de puits Forage dirigé de la partie supérieure du puits …

• Procédures − − − − − −

PTW Matrice de décision pour les opérations simultanées Classification des zones POB et déplacement du personnel Communication (réunion quotidienne, moyens de communication, …) Urgences

• Équipements de sécurité Système de sécurité et d’arrêt d’urgence Tests et contrôle des systèmes de sécurité Installations de lutte contre incendie Voies d’évacuation

• Supervision renforcée (opérations, HSE) • Visite pré‐opérations

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− − − −

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Exemple de matrice de décision 

Une matrice de décision est préparée à l’avance pour identifier les opérations compatibles et non compatibles et pour prendre les précautions pour limiter les risques d’interférence

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

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Exercice matrice de co‐activités Activités de Forage •Approche rig et ripage Cantilever •Levage BOP •Forage phase de surface  (départ en déviation) •Forage phase intermédiaire • • • • •

Activités de Production • Travaux à froid install. lignes prod • Travaux à chaud tête de prod. • Production/Injection • Entretien puits wire line • Injection inhibiteur de dépôts •

Forage réservoir Essai puits/ nettoyage avec  brûleur Boom Test pression pont BOP Test pression tête de  production

Activités autorisées Activités autorisées avec restrictions Activités  interdites 

Fermé / Purgé © IFP Training

Préparer la matrice d’évaluation des risques  correspondant à ces co‐activités

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Exercice matrice de co‐activités Travaux à   Travaux à Production Entretien puits Injection  froid chaud Injection wire line inhibiteur Approche rig et  ripage cantilever  Levage BOP

Activités  interdites

Activités  interdites

Activités  interdites

Activités  interdites

Forage phase surface

Activités  restrictions

Activités  interdites

Fermé  purgé

Activités  restrictions

Fermé  purgé

Forage phase  interm.

Activités  autorisées

Activités  autorisées

Activités  autorisées

Activités  autorisées

Activités  autorisées

Forage réservoir

Activités  autorisées

Activités  interdites

Activités  autorisées

Activités  restrictions

Activités  autorisées

Contrôle de  venue Essai de puits

Activités  interdites

Activités  interdites

Fermé  purgé

Activités  interdites

Fermé  purgé

Activités  restrictions

Activités  interdites

Activités  autorisée

Activités  interdites

Activités  autorisées

Activités  Activités  restrictions restrictions

Activités  autorisées

Activités  interdites

Activités  autorisées

Activités  autorisées

Activités  autorisées

Activités  autorisées

Test pression tête  de production SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Activités  interdites

Activités  interdites

Activités  restrictions

Activités  interdites Activités  interdites

Fermé  purgé Activités  restrictions

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Test pression pont  supérieur

Fermé  purgé

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Situations dégradées

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SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

Situations dégradées



Toute situation anormale où le niveau de risque est temporairement élevé est déclarée comme une situation dégradée et notée en tant que tel dans un registre spécifique : • Situations anormales des barrières de sécurité des installations : − Systèmes de sécurité (Arrêt d’urgence, BOP et contrôle BOP, détection venue, …) − Barrières statiques de sécurité (i.e. tout équipement offrant un confinement, tel que le tubage, tête de casing…) − Équipements de lutte contre incendie

SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

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• Pertes de confinement (ex. : corrosion, …) • Anomalies dans l’organisation et la qualification (ex pas de supervision, absence de personnel compétent …) • SIMOPS • …

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Situations dégradées



Chaque situation dégradée fait l’objet d’une évaluation détaillée des risques menant à la définition et la mise en place des actions compensatoires et correctives, comme suit : • Tous les risques provoqués par la situation dégradée sont identifiés • Les mesures compensatoires appropriées sont immédiatement identifiées et mises en place, soumises à l’approbation de la Compagnie ou du Contracteur de forage selon la situation(à définir dans le bridging document) • Le statut de la situation dégradée et l’efficacité de la mesure compensatoire sont revus en permanence • Les mesures correctives (finales) sont identifiées et lancées dès que possible • Le registre des situations dégradées est maintenu à jour © IFP Training

SIMOPS Opérations simultanées ‐ Situations dégradées

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Systèmes de sécurité en forage

Systèmes de sécurité en forage

Systèmes de sécurité en forage



Barrières de sécurité de fond de puits et de surface pendant la durée de vie du puits



Équipements de sécurité de contrôle en surface



Les besoins en systèmes de sécurité implique tout le cycle de vie du puits de la construction à l’abandon Forage Workover Production Intervention sur puits Abandon

Systèmes de sécurité en forage

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• • • • •

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Définition des barrières de sécurité



Une enveloppe de puits est constituée d’un ou plusieurs éléments indépendants appelés barrières



Une enveloppe de puits empêche l’écoulement accidentel des fluides de la formation vers l’environnement ou une autre formation



Les enveloppes de puits sont considérées comme validées (ou testées) lorsque toutes les barrières qui la composent ont été testées • Ex. : Une colonne de fluide (fluide de forage, fluide de complétion…) est validée comme enveloppe interne après un contrôle de stabilité du puits ou flow check ( durée mini de 15mn).

Les opérations de forage / work over/ production doivent tout le temps être menées avec deux enveloppes indépendantes sur chaque trajet de fuite potentiel interne et externe

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

3

Systèmes de sécurité en forage

Exemples d’enveloppes de sécurité



Pendant les opérations de forage • Enveloppe primaire (pas de train de tiges dans le trou) − − − −

Boue à la bonne densité Dernier drilling spool Les BOP Dernier casing

• Enveloppe primaire (train de tiges dans le trou) − Comme ci‐dessus − Clapet anti‐retour (float valve) et DICV

• Enveloppe secondaire © IFP Training

− Ciment − Casings et drilling spools précédents

Exercices Systèmes de sécurité en forage

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Exemples d’enveloppes de sécurité



Pendant les opérations de production • Enveloppe primaire − Packer − SCSSV − Tubing

• Enveloppe secondaire − Ciment − Casings et drilling spools précédents − Xmas tree

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Exercices 5

Systèmes de sécurité en forage

Exemples d’enveloppes de sécurité



Pendant les opérations de wireline • Enveloppe primaire − En forage par le casing/découvert » Boue à la bonne densité » Les BOP » Le clapet anti‐retour (float valve)

− En forage par les tiges de forage » Comme ci‐dessus » Kelly valve

• Enveloppe secondaire » Ciment » Casings et drilling spools précédents » Xmas tree © IFP Training

Exercices Systèmes de sécurité en forage

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Cas particuliers



Le forage avec pression en tête (underbalanced)



Le forage sans retour à la goulotte (en pertes totales)



Le forage de réservoirs (de gaz) de surface avec diverter

Sont des situations particulières qui ne répondent pas au besoin de deux enveloppes de sécurité Des précautions particulières dans le programme de forage doivent être mises en place pour compenser la perte d’une enveloppe, à la suite d’une évaluation des risques appropriée © IFP Training

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Systèmes de sécurité en forage

Opérations de forage / workover : équipements de  contrôle de puits

BOP

Unité hydraulique

Panneau de contrôle des BOP

Systèmes de sécurité en forage

Choke manifold

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Dégazeur

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Opérations de forage / workover : équipements de  contrôle de puits 

Principaux besoins (BOP de surface) • Nombre et position des mâchoires des BOP − Se référer à la politique de la Société

• Unité hydraulique − Doit pouvoir complètement fermer et complètement ouvrir tous les obturateurs/mâchoires et vannes qu’elle opère avec une pression résiduelle de 200psi, pompes arrêtées − Temps de fermeture pour les mâchoires et les obturateurs (ID