Equipement Des Puis Erruptifs [PDF]

Zitiervorschau

COMPLETION EQUIPEMENTS DE PUITS

SUPPORT DE FORMATION

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EQUIPEMENTS LE PUITS SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .................................................................................................................. ...5 2. LES FONCTIONS DES PUITS ........................................................................................6 2.1. INTRODUCTION...................................................................................................... .6 2.2. L’EFFLUENT ............................................................................................................ .9 2.2.1. Description compositionnelle ..............................................................................9 2.2.2. Enveloppe de phase ........................................................................................ .10 2.2.3. Éléments indésirables...................................................................................... .11 2.3. EXERCICES .......................................................................................................... .11 3. FONCTIONNEMENT DES PUITS ................................................................................ .12 3.1. FONCTIONNEMENT PUITS PRODUCTEUR.........................................................12 3.2. FONCTIONNEMENT PUITS INJECTEUR ..............................................................15 4. LES EQUIPEMENTS DES DIFFERENTS TYPES DE PUITS .......................................16 4.1. LES DIFFERENTS TYPES DE PUITS ....................................................................16 4.2. LES NORMES TOTAL ........................................................................................... .18 4.2.1. Puits éruptif...................................................................................................... .18 4.2.2. Puits activé par Gas Lift ; ..................................................................................18 4.2.3. Puits activé par pompage centrifuge avec dégazage annulaire........................19 4.3. LES ÉQUIPEMENTS DE FOND .............................................................................19 4.3.1. Casings (cuvelages) et colonnes de casing......................................................19 4.3.2. Autres équipements du trou de forage..............................................................20 4.3.3. Consolidation de la liaison couche trou (LCT) ..................................................22 4.3.4. Complétions..................................................................................................... .23 4.3.4.1. La complétion simple .................................................................................23 4.3.4.2. La complétion sélective ..............................................................................24 4.3.4.3. La complétion double .................................................................................24 4.3.4.4. Exemples de différentes complétions.........................................................25 4.3.5. SCSSV (Surface Controlled Subsurface Safety Valve) ....................................29 4.3.6. Les bouchons annulaires (packers) ..................................................................31 4.4. LES EQUIPEMENTS DE SURFACE ......................................................................32 4.4.1. La tête de puits (Wellhead) ...............................................................................33 4.4.1.1. Tête de casing (Casing Head)....................................................................33 4.4.1.2. Tête de tubing ........................................................................................... .34 4.4.1.3. Espaces annulaires ................................................................................... .34 4.4.1.4. Capteur de pression du casing...................................................................35 4.4.2. L’arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree) ................................................35 4.4.2.1. Vanne maîtresse inférieure (Lower Master Valve) .....................................36 4.4.2.2. Vanne maîtresse supérieure (Upper Master Valve - Surface Safety Valve – SSV)....................................................................................................................... .3 6 4.4.2.3. Vanne de curage (Swab Valve – Crown Valve) .........................................36 Page 2 de 111

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4.4.2.4. Vanne latérale (Wing Valve).......................................................................36

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4.4.2.5. Duse (Choke Valve) ...................................................................................37 4.4.3. Têtes de puits sous-marines.............................................................................37 4.5. LES DIFFERENTS TYPES D’ACTIVATION ...........................................................38 4.5.1. Le pompage aux tiges ......................................................................................39 4.5.2. Le pompage centrifuge immergé (PCI) .............................................................40 4.5.2.1. Description du matériel ..............................................................................40 4.5.2.2. La pompe .................................................................................................. .40 4.5.3. Le pompage à cavité progressive (type Moineau) ............................................42 4.5.4. Le Gas-Lift ....................................................................................................... .44 4.5.4.1. Le gas lift en circuit fermé ..........................................................................44 4.5.4.2. L’équipement gas lift de surface.................................................................45 4.5.4.3. L’équipement gas lift de fond .....................................................................46 4.5.4.4. Principe de fonctionnement :......................................................................46 4.6. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES ..........................48 4.6.1. Choix d’une méthode d’activation .....................................................................48 4.6.2. Le gas-lift ......................................................................................................... .51 4.6.3. Le pompage centrifuge immergé ......................................................................52 4.6.4. Le pompage à cavité progressive .....................................................................53 4.6.5. Le pompage aux tiges ......................................................................................54 4.7. EXERCICES .......................................................................................................... .55 5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS ..........................................................59 5.1. FICHE DE RECEPTION PUITS ..............................................................................60 5.2. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM) .............................63 5.3. EXERCICES .......................................................................................................... .68 6. LE PUITS ET LE PROCESS ........................................................................................ .69 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE ..............................................................................69 7. LES AUXILIAIRES ........................................................................................................ .70 7.1. WELLHEAD CONTROL PANEL (WHCP) ...............................................................70 7.2. SPECIFICATION GENERALE GROUPE ................................................................71 7.3. EXERCICES .......................................................................................................... .72 8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT .....................................................................73 8.1. NORMAL OPERATING .......................................................................................... .73 8.1.1. Mesures et enregistrements .............................................................................73 8.1.1.1. Définitions ..................................................................................................73 8.1.1.2. Localisation ................................................................................................74 8.1.1.3. La tête de puits.......................................................................................... .74 8.1.1.4. Le séparateur de test .................................................................................75 8.1.1.5. Évacuation ................................................................................................ .75 8.1.2. Procédures ...................................................................................................... .76 8.1.3. Quelles utilisations? ......................................................................................... .76 8.1.4. Quels types d’enregistrement ? ........................................................................76 8.2. SECU OPERATING ................................................................................................79 8.2.1. Introduction ...................................................................................................... .79 8.2.2. Rappel sur les barrières actives de sécurité d’un puits .....................................79 8.2.3. Systèmes de contrôle .......................................................................................80 8.2.4. Pilotes .............................................................................................................. .81 8.2.5. Emergency Shutdown (ESD) Systems .............................................................82 8.3. CAPACITES MAXI / MINI........................................................................................88 Page 4 de 111

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8.4. EXERCICES .......................................................................................................... .94 9. CONDUITE DES PUITS ................................................................................................95 9.1. OUVRIR UN PUITS.................................................................................................95 9.1.1. Première mise en service .................................................................................96 9.1.2. Mise en service suite à ESD0 / ESD1...............................................................97 9.1.3. Mise en service suite à SD2 / SD3 ...................................................................98 9.1.4. Manipulations des vannes ................................................................................99 9.1.4.1. Upper Master Valve ...................................................................................99 9.1.4.2. Choke valves............................................................................................. .99 9.2. FERMER UN PUITS ............................................................................................ .100 9.3. MISE À DISPOSITION D’UN PUITS .....................................................................101 er 9.4. MAINTENANCE 1 DEGRE .................................................................................102 9.5. EXERCICES ........................................................................................................ .103 10. TROUBLESHOOTING .............................................................................................. .105 10.1. SI, POURQUOI ? ALORS ! ................................................................................ .105 10.2. RETOUR D’EXPERIENCE................................................................................. .107 11. GLOSSAIRE ............................................................................................................. .108 12. SOMMAIRE DES FIGURES ..................................................................................... .109 13. SOMMAIRE DES TABLES ....................................................................................... .111

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1. OBJECTIFS Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension du puits, élément primordial du système de production, et principalement de son équipement, afin de répondre mieux aux contraintes imposées par la production et ce dans des conditions optimales.

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2. LES FONCTIONS DES PUITS 2.1. INTRODUCTION Un puits sert à mettre en liaison le fond à la surface. Il permet, principalement, de ramener l’effluent (mélange d’hydrocarbures et d’eau) du gisement aux installations de surface dans lesquelles il sera traité ultérieurement pour répondre aux spécifications commerciales. Cependant, le puits peut avoir d’autres fonctions tel que l’injection. En effet, lors de l’extraction des hydrocarbures, le gisement va se dépléter (chuter en pression) ; il faudra alors réinjecter un autre effluent (eau, gaz) pour pouvoir conserver la pression de gisement (Pgis) ou, du moins, ralentir sa chute, afin de pouvoir récupérer un maximum d’hydrocarbures. Pour ce faire nous utiliserons des puits injecteurs. Il existe aussi les puits « témoins ». Ces puits sont implantés en périphérie de certains réservoirs (ex : stockage de gaz souterrain) et servent à contrôler le niveau de pression du réservoir ainsi que son niveau aquifère. Leur technologie est sensiblement la même qu’un puits producteur ou injecteur. Un puits se décompose en deux sous-ensembles élémentaires qui sont : les équipements FOND (cuvelages (casings), complétion) les équipements SURFACE (wellhead, christmas tree) Nous les décrirons ultérieurement.

Figure 1: Composition d'un puits

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Toutefois, un puits est un ensemble plus conséquent comprenant de nombreux autres domaines. Il s’étend depuis le gisement jusqu’au manifold de production en passant par des domaines tels que la liaison couche trou ( L.C.T. ), la duse de production. Figure 2: Les différentes domaines d'un puits On rencontre du brut piégé dans des formations souterraines, le gisement. Un gisement peut aussi contenir de l’eau salée et / ou du gaz. La pression des fluides dans le gisement va dépendre de plusieurs facteurs, entre autres : La profondeur du gisement La manière dont le gisement a été formée Le type de formations en dessus et autour du gisement Figure 3: Exemple type d'une coupe gisement

Cette pression et température du gisement ainsi que la nature du fluide va conditionner le type de puits (activé ou non) et son dimensionnement. Un puits foré va créer une ouverture du réservoir vers la surface de la terre. Dans beaucoup de cas, les fluides montent vers la surface à l’ouverture du puits. Un puits éruptif est un puits ou les fluides montent uniquement avec la pression existante dans le gisement.

Figure 4: Mise en production d'un gisement Page 8 de 111

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Dans le cas où on doit utiliser des pompes ou d’autres moyens d’activation pour amener le fluide vers la surface, on parle d’un puits activé. Nous développerons aussi ces différents moyens d’activations (gaz lift, pompage aux tiges, pompage centrifuge, pompage à cavité progressive) et plus particulièrement les équipements dédiés à ces procédés dans les chapitres suivants.

Figure 5: Schéma d'une installation de gas-lift continu

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2.2. L’EFFLUENT Que ce soit de l’huile, du gaz, de l’eau ou un mélange des trois, l’effluent se décompose en éléments carbonés simples (éthane, méthane, etc..) ainsi qu’en éléments spécifiques (N2, CO2, H2O, etc..). Chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique, masse molaire etc..). Il est défini dans la composition globale par le pourcentage de sa quantité présente dans l’effluent Toutes ces variables sont déterminées en laboratoire et servent de base dans tous les calculs effectués par la suite (process, pertes de charges, etc ...). Notamment pour le dimensionnement des équipements du puits Cette composition est inexploitable si on ne donne pas les conditions P et T nécessaires pour définir l’enveloppe de phase. Cependant, l’effluent, composé d'un mélange d’hydrocarbures, est souvent accompagné d'eau et d’autres éléments indésirables qui seront aussi acteurs dans le dimensionnement.

2.2.1. Description compositionnelle L’hydrocarbure est décrit par des propriétés caractéristiques (masse volumique huile/gaz, viscosité) de même que par une enveloppe de phase résultant d'une analyse de ses constituants (C1, C2, etc., jusqu'à un mélange lourd décrit par ses propriétés et nommé C11+).

Figure 6: Exemple d'une composition d'effluent Page 10 de 111

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Cette description complète est utilisée surtout pour les gaz et les fluides légers. On notera que chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique, masse molaire, etc.)

2.2.2. Enveloppe de phase Cette enveloppe de phase spécifie l’état (liquide/gaz) dans lequel est l’hydrocarbure en fonction de la pression et de la température du milieu où il se trouve (réservoir, fond du puits, surface).

Figure 7: Enveloppe de phase Au-dessus et à gauche du point critique, l'effluent est monophasique liquide, à droite il n’y a que du gaz. Dans la surface sous la courbe, il y a un mélange di-phasique de liquide et de gaz. Le cricondentherme est le point de température maximum de l'enveloppe diphasique. Le cricondenbar est le point de pression maximum de l'enveloppe diphasique. Courbe de bulle : c’est la partie de la courbe enveloppe de phase pour laquelle T TC. Elle représente les conditions dans lesquelles la première goutte d’huile apparaît dans la phase gaz. L'origine de la description précise du fluide effluent est l'analyse PVT (Pression Volume Température) fournie par le laboratoire d'après un échantillon pris au fond du puits.

2.2.3. Éléments indésirables Les éléments indésirables liés à l’effluent proprement dit tel que l’eau, l’H2S, le CO2, le sable, le mercure dans le gaz doivent être pris en compte dans le dimensionnement des puits et des installations de surface La combinaison de certains d’entres eux sous certaines conditions de pression et de température ont des effets indésirables et dommageables pour les installations pétrolières, notamment pour le puits (formation de dépôts, d’hydrates). Nous développerons ce sujet ultérieurement dans le cours.

2.3. EXERCICES 1. Citer les 2 sous ensembles élémentaires qui composent un puits.

2. Qu’est-ce qu’une enveloppe de phase ?

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3. FONCTIONNEMENT DES PUITS Le fonctionnement d’un puits diffère selon son type (producteur ou injecteur) et selon son mode d’activation s’il est non éruptif. Le fonctionnement de chaque puits sera détaillé dans les cours « process » puits en gaslift et puits pompés.

3.1. FONCTIONNEMENT PUITS PRODUCTEUR Un gisement est un volume de roche, dont les pores contiennent des fluides. Généralement, dans un gisement à huile, celle-ci se trouve entre une couche d’eau et une couche de gaz. La pression de l’eau et du gaz pousse l’huile dans le puits. Quand un trou de forage est complété, une zone avec une pression basse est crée, et le puits peut produire. Pour un gisement à gaz, le principe est le même sauf que l’on ne rencontre principalement que 2 phases (gaz et eau). Figure 8: L'écoulement du fluide d'un réservoir Un puits n’est pas éruptif si : La pression en surface est égale à la pression du réservoir La pression du réservoir et la pression au fond de trou sont égales. Un puits est éruptif s’il existe une différence de pression entre le réservoir et le trou de forage. Quand la différence de pression augmente, le débit augmente. Figure 9: Réservoir et trou de forage Page 13 de 111

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Quand le puits produit, les fluides quittent le réservoir et entrent dans le trou de forage. La pression dans le réservoir autour du trou de forage diminue graduellement et les fluides des endroits du réservoir où il y a une pression plus grande s’écoulent vers le trou de forage ou la pression est plus basse. Quand on ferme un puits, la pression va s’égaliser graduellement, jusqu’au moment ou il n’y a plus de différences de pression et l’écoulement vers le trou de forage s’arrête. Figure 10: Pressions dans le réservoir La pression du fluide dans le fond d’un puits est une combinaison de trois paramètres : La pression hydrostatique dans le puits Les pertes de charges dans le puits La pression en tête de puits Avec les variations de pression, la composition du fluide change. La pression hydrostatique en un point dépend de la hauteur de colonne de fluide qui est au dessus du point de mesure. Quand le fluide monte dans le tubing, la pression hydrostatique diminue. Dans le réservoir, la proportion de gaz dépend de la pression du réservoir. Si la pression du réservoir est grande, une grande partie du gaz est dissous dans l’effluent. Il existe deux types principaux de régimes d’écoulement : Un écoulement monophasique (gaz ou liquide) Un écoulement à bulles Avec un écoulement monophasique, tous les gaz sont dissous dans le fluide. Ceci arrive quand la pression du fluide est plus élevée que le point de bulle. Donc si la pression dans le tubing jusqu'à la surface est plus élevée que le point de bulle, le fluide aura un écoulement monophasique dans le puits. Figure 11: Changement d'un régime d'écoulement Page 14 de 111

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On aura un écoulement à bulles à partir du point où la pression descend en dessous du point de bulle. Quand le fluide monte dans le tubing, la pression hydrostatique diminue et le régime d’écoulement peut changer d’un écoulement monophasique vers un écoulement à bulles. En montant, la pression diminuera de plus en plus, donc de plus en plus de bulles de gaz seront séparées du fluide. Le débit des fluides dépendra de la différence entre la pression du gisement et la contre pression en fond de puits. Pour qu’un puits soit éruptif, la pression du réservoir doit être plus grande que la pression en tête et la pression hydrostatique. A l’aide de la duse, on peut augmenter la pression en tête de puits et en conséquence Diminuer le débit du fluide. Éviter la séparation des fluides dans le trou de forage

Figure 12: Les différentes pression d'un puits

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3.2. FONCTIONNEMENT PUITS INJECTEUR Un puits injecteur est un puits dans lequel on injecte des fluides au lieu d’en produire. L’objectif qui est d’injecter des fluides, est normalement le maintien de la pression sur le réservoir et/ou son balayage. Deux types d’injection sont communs : gaz et eau. Il est possible d’utiliser du gaz qui provient de la séparation. L’injection de gaz se fait généralement dans la section supérieure du réservoir. L’injection d’eau se fait généralement dans la partie inférieure du réservoir. Figure 13: Puits d'injection Le principe de fonctionnement pour un puits injecteur gaz ou eau reste quasiment identique dans sa philosophie et quasiment dans sa conception. Schéma fonctionnement INJECTION Gaz / Eau

Puits Injecteur GAZ / EAU

Pompage HP

Traitement EAU d’injection

EAU

Réseau Distribution

Compression HP

Traitement GAZ d’injection

GAZ

Figure 14: Schéma typique de fonctionnement d'un puits injecteur Page 16 de 111

4. LES EQUIPEMENTS DES DIFFERENTS TYPES DE PUITS 4.1. LES DIFFERENTS TYPES DE PUITS Il existe différents types de puits : Les puits producteurs : ils véhiculent l’effluent du fond à la surface Les puits injecteurs : ils véhiculent l’effluent de la surface vers le fond Les puits témoins : ils permettent le contrôle de certains paramètres du réservoir Les services Gisement/Forage, après s’être concertés sur la meilleure façon de produire un gisement, décident de la géométrie d’un puits. Une grande majorité de puits sont forés verticalement, mais certaines contraintes (ex : réservoirs minces, fracturés, etc.. ) imposent des profils différents . La majorité d’entre eux sont présentés ci-dessous.

Figure 15: Différents profils d'un puits

Une fois la géométrie de profil du puits décidée, des études seront faites pour définir le type d’équipements que l’on implantera dans le puits. Le puits est composé de l’équipement de subsurface et d’une tête de puits. Dans les pages suivantes, nous allons voir comment ces deux parties sont composées.

Figure 16: Équipement d'un puits

4.2. LES NORMES TOTAL Les normes TOTAL préconisent des équipements minimum à installer sur un puits selon qu’il soit éruptif ou pas, et selon son mode d’activation. Nous détaillerons ci-après les différents cas de figure avant de décrire ce matériel plus tard.

4.2.1. Puits éruptif Un cuvelage cimenté (casing) Une tête de puits avec la colonne équipée de 2 vannes, la seconde étant motorisée : SSV ‘Surface Safety Valve’ 2 sorties annulaires équipée de vanne Un bouchon annulaire (‘Packer’) Une vanne de sécurité de fond faisant fonction d’ESDV (SCSSV ‘Surface Controlled Subsurface Safety Valve’) Une colonne de production (tubing) Figure 17: Équipements puits éruptif

4.2.2. Puits activé par Gas Lift ; Équipements d’un puits éruptif plus: Un clapet anti-retour amont vanne d’isolation gaz HP Vanne(s) Gas Lift équipée(s) de clapet anti-retour Vanne de sécurité de subsurface annulaire

Figure 18: Équipements puits gaz-lift

4.2.3. Puits activé par pompage centrifuge avec dégazage annulaire Équipements d’un puits éruptif plus: Une vanne motorisée aval vanne d’isolation dégazage annulaire Un bouchon annulaire de subsurface Une vanne d’isolation du bypass du bouchon annulaire

Figure 19: Équipements puits pompé

4.3. LES ÉQUIPEMENTS DE FOND 4.3.1. Casings (cuvelages) et colonnes de casing Au fur et à mesure de l'avancement du forage on descend un certain nombre de cuvelages (casings) pour : Protéger la nappe phréatique ou la mer Prévenir l’instabilité du trou foré Contenir la pression de formation par la densité de la boue Permettre l’installation de la colonne de production (tubing string) dans le dernier casing/liner (cuvelage/colonne perdue) Pour assurer une protection vraiment étanche, le cuvelage est complété par une cimentation qui consiste à injecter du ciment liquide sous pression, par la base du cuvelage, pour remplir l'espace entre les cuvelages et le trou. Le casing est un tuyau d’acier d’un diamètre extérieur de moins de 4½″ jusqu'à plus de 20″.

Les tuyaux de casing assemblés a l’aide des connections étanches sont appelé « colonne de casing » Les colonnes de casing sont utilisées pour protéger le trou de forage durant celui-ci. Quand les travaux de forage sont terminés, la colonne de casing continue à protéger le trou de forage contre l’effondrement et les fuites. Il est généralement nécessaire de placer plusieurs colonnes de casing dans un trou de forage au courant des travaux de forage, mais le premier casing posé aura toujours le plus grand diamètre. Les travaux de forage continueront à l’intérieur de chaque casing qui est posé. Retenez les faits suivants concernant les colonnes de casing : La première colonne de casing qui est posé est la colonne de surface et elle est tenue en place avec du ciment. La colonne de surface a le plus grand diamètre La colonne de casing qui complète le trou de forage est la colonne de production La colonne de production a le plus petit diamètre de toutes les colonnes de casing dans un trou de forage Si dans un trou de forage, il n’y a qu’une seule colonne de casing, cette colonne est appelé la colonne de production et elle sera cimenté jusqu’au réservoir. La première colonne de casing installée est toujours la colonne la plus courte dans le trou de forage De temps en temps, une colonne de guidage est posée avant la colonne de surface

4.3.2. Autres équipements du trou de forage Tubing de production : La plupart des puits sont mis en production à travers un tubing de production qui se trouve a l’intérieur de la colonne de production Espace annulaire : Espace entre la paroi intérieure d'un puits ou de son tubage et la paroi extérieure des tiges de forage ou de la colonne de production. Quand le fluide du réservoir entre dans le trou de forage, une partie peut monter dans l’espace annulaire. Bouchon annulaire (packer): Garniture d’étanchéité pour éviter que le fluide monte dans l’espace annulaire

Figure 20: Exemple de coupe technique de puits (Casings vs Géologie)

4.3.3. Consolidation de la liaison couche trou (LCT) Une fois le cuvelage du puits réalisé, on consolidera la liaison couche trou si les formations géologiques ainsi que le type de réservoir rencontré le nécessitent. Cette liaison assure le passage de l’effluent entre la couche réservoir et le trou foré. Afin de prévenir de nombreux problèmes lors de la mise en production d'un puits, on peut intervenir sur la liaison couche trou. Ainsi, suivant le type de roche réservoir, différents systèmes peuvent être mis en place. Figure 21: Différents liaisons couche trou On notera que dans tous les cas de figure, une attention particulière sera portée par le producteur lors desémarrages afin d'éviter de fortes variations de pression pouvant générer à terme une dégradation prématurée de la liaison couche trou.

Figure 22: Différents liaisons couche trou avec perforations

4.3.4. Complétions Une complétion a pour but d’assurer : La liaison de production entre le réservoir et la surface. La production optimale par des équipements spécifiques (activation). La sécurité en cas d’incident dans le puits ou en surface. Elle permet en outre de produire sélectivement plusieurs couches de réservoir, d’isoler des couches produisant de l’eau ou du gaz en excès et de contrôler les venues de sable dans les formations non consolidées. Une fois le puits foré et cuvelé (casings posés et cimentés) et la LCT consolidée ou pas,l’équipement nécessaire à la production est mise en place, c'est la complétion. Là aussi, suivant les caractéristiques du puits il en existe plusieurs sortes. 4.3.4.1. La complétion simple

Figure 23: La complétion simple

La complétion simple correspond à la mise en production d'un ou plusieurs niveaux dans le même tube et est composée principalement d'un tubing central et d'un packer d’isolation de l’annulaire. 4.3.4.2. La complétion sélective Que ce soit en complétion sélective ou en complétion double, le rendement financier vis-à-vis de l'architecture puits est plus favorable que pour une complétion simple. Ceci est d'autant plus vrai que l'on s'oriente de plus en plus vers des forages en mer profonde et donc que l'on cherche à réduire le nombre de puits. La complétion sélective se différentie de la complétion double par un mélange dans le tubing des effluents provenant de deux zones de production différentes.

Figure 24: La complétion sélective

4.3.4.3. La complétion double Dans ce type de complétion, le mélange des deux effluents est rendu impossible (incompatibilité compositionnelle), et c'est pourquoi ils sont produits séparément. La contrainte majeure de ce type de complétion est l'encombrement important des deux tubings (euxmêmes de diamètres réduits), au sein du casing rendant alors difficile toute intervention ou activation en gas lift.

Figure 25: La complétion double

4.3.4.4. Exemples de différentes complétions

Figure 26: Exemple de complétion d'un puits à gaz éruptif

Figure 27: Exemple de complétion d'un puits en pompage centrifuge immergé

Figure 28: Exemple de complétion d'un puits en gaz-lift

Figure 29: Exemple de complétion d'un puits injecteur d'eau

4.3.5. SCSSV (Surface Controlled Subsurface Safety Valve) Les SCSSV font partie de nos barrières de sécurité sur un puits.

Figure 30: Extrait du "Company Rule CR EP FPP 135 - Barriers on Completed Wells"

Figure 31: Surface Controlled Subsurface Safety Valve Elles sont généralement opérées depuis la surface par fluide hydraulique. En augmentant la pression de la ligne de contrôle, on va déplacer vers le bas une chemise à l’intérieur de la SCSSV. La pression hydraulique normale d’alimentation est d’environ 4000 psi.

La chemise va ouvrir d’abord un clapet d’égalisation pour égaliser les pressions amont aval du clapet de la SCSSV. A la surface, les vannes de tête de puits doivent être fermées pour permettre cette égalisation de pression.

Figure 32: Fonctionnement SCSSV

A l’approche de l’égalisation des pressions, la chemise peut terminer d’ouvrir l’obturateur (qui est maintenu fermé par un petit ressort). La SCSSV est « fail closed »: cela signifie qu’en cas de problème sur l’alimentation en fluide hydraulique, la chemise remontera sous l’action d’un ressort (comprimé lors de l’ouverture de la chemise) et que la vanne fermera.

Figure 33: Obturateur d'une SCSSV En conséquence, l’obturateur (un clapet ou une vanne boisseau) fermera et restera fermée avec l’augmentation de pression sous l’obturateur.

La seule fonction de la Surface Controlled Subsurface Safety Valve (SCSSV) est de fermer le puits en dessous de la surface d’une manière automatique et fiable en cas d’urgence

Figure 34: Coupe d'une SCSSV

Selon le type, la SCSSV peut être retirée du puits à l’aide d’une opération wireline ou bien, elle peut faire partie de la colonne de production

4.3.6. Les bouchons annulaires (packers) Les packers sont utilisés pour isoler les différents réservoirs perforés ou pour constituer (du coté de l’annulaire) la barrière de sécurité de fond de puits. Ils sont ancrés sur la paroi du casing soit mécaniquement soit hydrauliquement et comprennent des garnitures pour assurer l’étanchéité avec le casing. L’étanchéité avec le tubing peut être assurée par un locator ou par vissage avec le tubing supérieur.

Les packers ont des avantages importants : Un packer peut transférer une partie du poids du tubing vers la colonne de production Un packer peut aider à éviter d’endommager le cuvelage. Un packer aide à prolonger la vie d’un puits

Figure 35: Les bouchons annulaires (packer)

4.4. LES EQUIPEMENTS DE SURFACE

Figure 36: Tête de puits et arbre de Noël Les équipements de surface au dessus de la vanne maîtresse sont appelés arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree) et les équipements en dessous de la vanne maîtresse font partie de la tête de puits (Well Head). Le fluide passe de la tête de puits à travers la vanne maîtresse dans la T de l’arbre de Noël. La il est dirigé a travers une vanne latérale et une vanne réglable vers un reseau de collecte. Sur la partie supérieure de l’arbre, on retrouve un manomètre qui indique la pression dans le tubing.

4.4.1. La tête de puits (Wellhead) La tête de puits est composée de : Deux têtes (ou plus) de casing Une tête de tubing La tête de casing inférieure repose sur la colonne de surface et soutient le casing technique. La tête de casing supérieure soutient la colonne de production et assure l’étanchéité entre les deux colonnes. Le fluide qui entre dans l’espace entre la colonne de production et la colonne technique peut être retiré à l’aide de la vanne qui se trouve sur la tête de casing supérieure. La tête du tubing soutient la colonne de tubing et assure l’étanchéité de l’espace annulaire tubing – casing. 4.4.1.1. Tête de casing (Casing Head) Une tête de casing est utilisée pour soutenir la colonne de production à partir de la surface. La tête du casing à une olive de suspension qui tient le support du casing. Le support de casing soutient la colonne de production. La tête du casing est visée ou soudé sur l’embout du casing de surface. Des têtes de casing sont aussi utilisées pour soutenir des colonnes intermédiaires. Certains forages sont par exemple équipés de trois colonnes de casing : Figure 37: Olive de suspension et support casing Une colonne intermédiaire ou colonne technique posée a l’intérieur de la colonne de surface. La colonne de production, qui est posée a l’intérieur de la colonne technique

La colonne technique est plus longue que la colonne de surface, mais plus court que la colonne de production et elle est utilisée dans les cas ou la pression du réservoir et la profondeur du trou de forage le demande. Pour soutenir la colonne de production, une deuxième tête de casing est utilisée.

4.4.1.2. Tête de tubing A la surface du forage, une tête de tubing soutient la colonne de tubing. La tête de tubing est attachée à la tête supérieure du casing. Une olive de suspension dans la tête de tubing contient un support pour le tubing. Les fuites sont évitées à l’aide d’un jeu de joints.

Figure 38: Tête de tubing

4.4.1.3. Espaces annulaires Chaque espace entre deux colonnes est appelée un espace annulaire. Un puits qui a un tubing a aussi une espace entre le tubing et la colonne de production. Cette espace est un espace annulaire. L’espace annulaire a des sorties sur les cotés de la tête du tubing. Il y a aussi des sorties sur les cotés des têtes de casing. Ceux-ci sont les sorties pour les espaces annulaires entre les colonnes de casing. Si un puits contient trois colonnes de casing, la sortie sur la tête de casing inférieure est la sortie de l’espace annulaire entre le casing de la colonne de surface et le casing de la colonne technique. Les sorties dans la tête de tubing sont équipées de manomètres qui mesurent la pression qui existe dans l’espace annulaire entre le tubing et le casing de production.

4.4.1.4. Capteur de pression du casing Malgré le fait que les têtes de casing ont des capteurs de pression, celui de la tête du tubing est généralement appelé le capteur de pression du casing. Le terme pression du casing fait référence a la pression de l’espace annulaire entre le tubing et le casing de production

4.4.2. L’arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree) L’équipement d’un puits qui est utilise pour contrôler le débit de l’effluent est appelé « Arbre de Noël » (Christmas Tree – Xmas Tree) L’arbre de Noël se trouve au dessus de la tête de puits. Un arbre de Noël est au moins composé des éléments suivants: Vanne maîtresse inférieure Vanne maîtresse supérieure Vanne de curage Vanne latérale Duse

Figure 39: Arbre de Noël Christmas Tree

4.4.2.1. Vanne maîtresse inférieure (Lower Master Valve) En exploitation, cette vanne est normalement ouverte. Elle sert comme « backup » pour les vannes plus haut dans l’arbre de Noël. La vanne maîtresse inférieure peut être fermé quand il y d’autres vannes qui doivent être entretenues ou enlevées. La manœuvre de cette vanne est soumise à autorisation (voir consignes d’exploitation site).

4.4.2.2. Vanne maîtresse supérieure (Upper Master Valve - Surface Safety

Valve – SSV)

Cette valve est utilisée pour fermer et ouvrir le puits. Cette vanne peut être une vanne manuelle ou opéré a l’aide d’un mécanisme de commande hydraulique ou pneumatique. Quand elle est équipée d’un mécanisme de commande, on peut aussi l’appeler « Surface Safety Valve – SSV). En l’absence de pression hydraulique ou pneumatique, la vanne sera fermée.

4.4.2.3. Vanne de curage (Swab Valve – Crown Valve) Cette vanne se trouve en haut de l’arbre de Noël et permet un accès vertical à l’intérieur du puits. En exploitation, cette vanne est normalement fermée

4.4.2.4. Vanne latérale (Wing Valve) Il peut y avoir une ou deux vannes latérales. La vanne latérale est utilisée pour ouvrir ou fermer l’écoulement de l’effluent du puits vers la production. Elle peut être opéré manuellement ou être équipe d’un mécanisme de commande. Ce mécanisme fonctionne de la même manière que celui du SSV Pour éviter l’usure de la vanne maîtresse, l’écoulement du fluide est souvent arrêté en fermant la vanne latérale. Figure 40: Vanne latérale

4.4.2.5. Duse (Choke Valve) La plupart des arbres de Noël ont aussi une duse qui permet de régler le débit du puits. Avec cette duse, on peut contrôler le débit et donc augmenter la pression en amont de la vanne. Si la duse n’est pas réglable, l’écoulement du fluide doit être arrêté pour pouvoir remplacer la duse.

Figure 41: Choke Valve

4.4.3. Têtes de puits sous-marines

Le développement grandissant de l’exploitation des grands fonds a mis au jour de nouvelles technologies, notamment sous-marines. Les représentations suivantes montrent les réseaux sous-marins et plus particulièrement les « Wellhead » et « Christams Tree ». Figure 42: Réseau sous-marin

Le détail de ces technologies ne sera pas développé dans ce cours et sera l’objet d’un cours spécifique.

Figure 43: Manifold, Well Head et Christmas Tree sous-marin

4.5. LES DIFFERENTS TYPES D’ACTIVATION Après avoir considéré les différents types de géométrie, les différents équipements existants sur un puits, il est nécessaire de prendre en compte les différents types d’activation lorsque celle-ci est nécessaire. En effet, un puits peut être activé pour produire plus mais surtout lorsque l'effluent n'a plus suffisamment d'énergie pour accéder à la surface dans les conditions fixées par le procédé. Les causes sont multiples mais on retiendra principalement la baisse de la pression statique du réservoir ou l'augmentation du BSW (pourcentage d’eau dans l’effluent) de manière importante par venue d'eau de formation ou d'eau d'injection. Les principaux moyens d'activation sont présentés ci-après :

Figure 44: Les différents moyens d'activation

4.5.1. Le pompage aux tiges Nous rappelons qu'il s'agit d'une pompe à piston intercalée dans le tubing, dont le piston est mû depuis la surface par un système à balancier, par l'intermédiaire d'un train de tiges. En ce qui concerne la pompe à piston, elle est constituée d'un clapet de non retour fixe (standing valve) et d'un piston avec passage central du fluide, ce passage étant muni d'un clapet de non retour (travelling valve). Figure 45: Mouvement descendant d’une pompe à piston Ce piston se déplace donc alternativement verticalement dans un cylindre (barrel). Ce cylindre est soit intégré dans le train de tubings, soit ancré à l'intérieur du train de tubings. Dans le mouvement ascendant du piston, la travelling valve est fermée sous l'effet du poids du fluide au-dessus du piston. Ce fluide se trouve donc poussé vers le haut tandis que le volume compris entre les clapets qui est en augmentation se remplit de fluide en provenance de la couche, la standing valve autorisant la circulation dans ce sens. Figure 46: Mouvement ascendant d'une pompe à piston

Figure 47: Schéma d'une unité de pompage conventionnelle

4.5.2. Le pompage centrifuge immergé (PCI) 4.5.2.1. Description du matériel Les principaux éléments qui constituent le groupe de pompage centrifuge sont de bas en haut : Le moteur électrique Le protecteur La pompe centrifuge. Ce groupe est alimenté en énergie électrique par un câble électrique qui est accolé au tubing et qui sort de la tête de puits par un système de presse étoupe. Une armoire de contrôle et un poste de transformation constituent avec les divers conducteurs l'installation électrique de surface.

4.5.2.2. La pompe Ce sont des pompes centrifuges multi étages, comme le montre le schéma ci-après. Les étages sont regroupés en modules (housing) de 20, 30 ou 40 étages. Ces modules sont accouplés entre eux par des systèmes à brides en ce qui concerne le stator et par des manchons et arbres cannelés en ce qui concerne la partie tournante. Chaque étage est composé d'une roue mobile ou aube qui imprime au fluide un mouvement centrifuge et d'un diffuseur fixe qui provoque un ralentissement du liquide et de ce fait une augmentation de sa pression. Figure 48: Premier élément d'une pompe en tandem avec aspiration standard

Les aubes peuvent être fixes ou flottantes. Les aubes fixes sont immobilisées sur l'arbre moteur. Les efforts axiaux des différentes aubes sont donc transmis à l'arbre et neutralisés par une butée tournante située dans le protecteur. Ce mode de construction n'est valable que si la hauteur de refoulement demandée à la pompe n'est pas trop élevée. La règle est donc de ne pas utiliser ce système pour des profondeurs supérieures à 6 000 pieds. Les aubes flottantes ne sont pas immobilisées en translation sur l'arbre. Les efforts axiaux sont neutralisés par des coussinets situés entre le diffuseur et la roue. Ces efforts axiaux sont minimums pour le débit de la pompe correspondant au rendement maximum. Ils croissent au fur et à mesure que l'on s'éloigne de ce débit (dans un sens ou dans l'autre), d'où l'intérêt de ne pas trop s'écarter du rendement optimum pour la longévité du matériel.

Figure 49: Schéma générale d'installation d'une pompe centrifuge électrique immergée

4.5.3. Le pompage à cavité progressive (type Moineau) Ces pompes, qui sont utilisées dans l'industrie chimique pour véhiculer des fluides très visqueux se composent : d'un stator en élastomère d'un rotor en acier. Figure 50: Stator pompe Moineau On voit que du fait de la rotation du rotor dans le stator, des volumes de liquide se trouvent piégés dans des alvéoles et sont propulsés de l'aspiration vers le refoulement. Figure 51: Rotor Pompe Moineau Il s'agit donc d'une pompe à caractéristiques volumétriques. Le groupe de pompage a la même configuration que dans le cas d'une pompe centrifuge.. Une variante des pompes type Moineau commence à voir le jour ; il s'agit d'une pompe Moineau entraînée depuis la surface par un train de tiges analogue à celui utilisé dans le pompage aux tiges. L'installation de fond est dans ce cas extrêmement simple. Le stator de la pompe est vissé à l'extrémité inférieure du tubing. Le rotor est descendu à l'extrémité des tiges de pompage, (le stator étant déjà en place) et enfilé dans le stator. Un butoir placé à l'extrémité inférieure du stator permet de contrôler le bon positionnement du rotor dans le stator. En surface, on trouve une sortie étanche pour la tige polie et un système d'entraînement en rotation de cette dernière (poulies et moteur électrique). Sur l'épure ci-dessous, le stator est représenté en coupe, il est fixe. Le rotor (pas à droite), représenté en coupe tourne à droite. Nous voyons qu'il se forme entre les deux engrenages des alvéoles qui, lorsque le rotor tourne, s'ouvrent à l'extrémité gauche, grandissent, sont isolées et viennent déboucher à l'autre extrémité en diminuant progressivement pour enfin s'annuler. Ainsi le liquide se déplace de gauche à droite. Le refoulement et l'aspiration sont toujours isolés l'un de l'autre par une ligne d'étanchéité de longueur constante.

Si le rotor tourne en sens inverse, les alvéoles se déplacent de la droite vers la gauche suivant le même principe. Nous avons donc une pompe qui est bien réversible.

Figure 52: Epure de principe d'une pompe Moineau

4.5.4. Le Gas-Lift Allégement du poids de colonne par Gas Lift. Le but est ici de modifier le gradient de pression de l'effluent en allégeant le poids de colonne par injection de gaz à débit contrôlé et continu le plus au fond du puits. On réduit ainsi la pression hydrostatique.

4.5.4.1. Le gas lift en circuit fermé Dans un circuit fermé, le gaz qui a servi au gas lift des puits, ainsi que le gaz naturel des puits sont récupérés en quasi-totalité à la sortie des séparateurs de production, recomprimés et réinjectés à nouveau dans le puits. Il y a quelques pertes en gaz dues à la régulation de la pression du réseau aspiration compresseurs. Ces pertes peuvent être importantes et perturber le fonctionnement des compresseurs en cas de production instable des puits (heading,…).

Figure 53: Schéma de gas lift en circuit fermé

Le gas lift en circuit fermé constitue un système comprenant : le réservoir les puits les équipements de fond (vannes gas lift,..) les collectes les lignes d’alimentation en gaz d’injection les séparateurs les installations de traitement (éventuelles) la compression les équipements de surface (transmetteurs, comptages, duses,…) L’équilibre du système est global : la production d’un puits à fort GOR servira à activer un puits à faible GOR.. D’une manière générale, une production maximale, une utilisation efficace du gaz, un coût minimum de l’ensemble investissements initiaux / frais d’exploitation cumulés, résulteront d’un dimensionnement correct du système. Sauf pour les cas où des contraintes existent, lors du dimensionnement d’une installation de compression de gaz lift, la pression de refoulement pourra être sélectionnée pour obtenir : une optimisation de la puissance de compression une limitation plus ou moins avancée du matériel gas lift à mettre en place dans les puits (mandrins gas lift)

4.5.4.2. L’équipement gas lift de surface Il est constitué des divers capteurs et instruments de contrôle ainsi que de la vanne de réglage gas lift. Cette vanne peut être une simple duse fixe ou une duse réglable. Différents paramètres permettent de surveiller le comportement du puits, entre autres la température et la pression en tête tubing de production, la pression du casing, le débit de gaz injecté dans le casing.

4.5.4.3. L’équipement gas lift de fond Des mandrins gas lift vont être installés dans la complétion d’un puits candidat au gas lift. Leur côte aura été déterminée par le service Méthodes / puits en fonction des données réservoir transmises par le service Gisement. Des vannes gas lift vont être installées dans ces mandrins. Leur rôle est de décharger progressivement le puits à l’aide de la pression d’injection de gaz disponible pour atteindre la profondeur d’injection requise, soit le point d’injection finale. La vanne située au point d’injection final, généralement un orifice dont le diamètre aura été choisi pour injecter un débit de gaz optimisé, permettra de produire le puits au débit liquide désiré. Il existe deux types de vannes gas lift : les vannes « casing operated » les vannes « tubing operated » Les vannes « tubing operated » sont surtout utilisées pour les complétions doubles et rarement pour des complétions simples. Figure 54: Principe de fonctionnement vanne gas lift de décharge "casing operated" 4.5.4.4. Principe de fonctionnement : Les vannes « casing operated » sont dites vannes de décharge car elles permettent d’atteindre l’orifice final d’injection. Chaque vanne est installée au wire line dans le logement d’un mandrin. L’étanchéité de la vanne avec le logement se fait par des garnitures supérieures et inférieures, la communication de la vanne avec le casing se faisant entre les garnitures. Les internes de la vanne sont constitués d’un soufflet sous pression solidaire d’un clapet

qui vient faire étanchéité sur un siège orifice lors de la baisse de pression casing.

Le diamètre du siège orifice peut être choisi en fonction du débit de gas lift requis. Un clapet situé en aval du siège orifice empêche tout retour du tubing vers le casing. Le soufflet communique, suivant les fabricants, avec une chambre supérieure (parfois par un orifice pour éviter les ouvertures / fermetures violentes du soufflet qui est dans ce cas rempli de silicone). L’ensemble chambre – soufflet est pressurisé en atelier à l’azote. Les seuils de fermeture sont décalés d’une vanne de décharge à l’autre pour permettre le transfert de l’injection de gaz vers la vanne inférieure.

Figure 55: Principe de fonctionnement du gas lift

4.6. AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES 4.6.1. Choix d’une méthode d’activation Deux critères permettent de faire une présélection du type d’activation : productivité du puits (débit) profondeur. Productivité du puits (débit)

GL

ESP

< 6000 m³/j

¤

¤

500-2300 m³/j

¤

¤

32-500 m³/j

¤

¤

< 32 m³/j

¤

RP

PCP

¤

¤

¤

¤

¤

¤

Profondeur du Puits > 3600 m

¤

3000 - 3600 m

¤

< 2400 m

¤

(Pb T°) ¤

Table 1: Critères de sélection du type d'activation Dénomination utilisée :

GL Gas lift ESP Pompage centrifuge immergé PCP Pompage à cavité progressive

RP

Pompage aux tiges

Cette présélection sera à confirmer en fonction des problèmes rencontrés sur le puits et des différents facteurs suivants : nombre de puits et espacements têtes de puits taille casings, types de complétions profil du puits type d’activation existante, expérience problèmes d’opération (dépôts, paraffines, corrosion,…) disponibilités locales (énergie, servicing, pièces,…) degré d’automatisation investissement et coûts opératoires performances en temps de marche situation géographique (environnement) possibilités de work over

Méthode d’ACTIVATION Problèmes

GL

ESP

RP

PCP

Sable

Bon

Mauvais

Mauvais

Bon

GOR élevé

Excellent

Bon (si rotary gas separator)

Médiocre

Passable

Puits dévié

Bon

Bon

Passable

Moyen

Débit élevé

Excellent

Excellent

Passable

Moyen

Profondeur

Bon

Moyen

Moyen

Médiocre

Simplicité de conception

Oui

Moyen

Oui

Oui

Souplesse pour les débits

Bon

Bon (si variateur de fréquence)

Moyen

Bon

Présence de dépôts

Moyen

Moyen

Médiocre

Bon

Présence de gaz libre

Excellent

Mauvais

Mauvais

Effluent visqueux

Possible (peu utilise)

Oui (le plus utilisé)

Oui

Moyen (si rotary gas separator) Possible (si viscosité < 200 cp)

Table 2: Problèmes en fonction du méthode d'activation

4.6.2. Le gas-lift Avantages : flexibilité investissement faible pour l’équipement du puits adaptation sur puits déviés possibilité de présence de sable matériel réduit sur le puits en surface interventions légères sur les puits possibilité de traitement utilisation possible du gaz produit sur place Inconvénients : nécessité d’une source de gaz problèmes de redémarrage (régimes transitoires) importance des installations de surface (compresseurs GL) sensibilité du procédé à la pression en tête de puits délai de mise en place limites d’activation par déplétion importante gaz de formations corrosives problèmes d’hydrates adaptation du casing au gaz lift installation haute pression rendement faible (10 à 30%)

4.6.3. Le pompage centrifuge immergé Avantages : Débits importants Simplicité de conception Peu encombrant Bon rendement (35 à 60%) Pas de nuisances Facile à opérer Possibilité d’installer des capteurs pour mesurer la pression de fond Peut être installée dans un puits dévié à condition d’être dans une partie rectiligne Coût faible pour de gros débits Inconvénients : pas ou peu flexible (sans variateur) présence de gaz gênante (15% maximum accepté avec un gas separator) intervention sur le puits avec matériel lourd durée de vie faible si température puits élevée (1 an en moyenne) énergie électrique requise doit être stable 3

pas utilisable pour les faibles débits (30 m /J mini pour refroidissement moteur) création d’émulsions profondeur limitée par la chute de tension dans le câble (maximum 2400 m)

4.6.4. Le pompage à cavité progressive Avantages : faible coût d’investissement faible encombrement en surface bon rendement (40 à 70%) simplicité d’installation utilisable sur une large gamme de densité d’huile Faibles coûts de maintenance Utilisable en puits déviés et horizontaux Accepte de grandes quantités de sable Inconvénients : usure du tubing et des tiges limité en température d’utilisation (122°C maxi) sensible à la présence d’H2S, de CO2 et d’aromatiques n’accepte pas de gaz libre

4.6.5. Le pompage aux tiges Avantages : simplicité de conception déplétion du puits possible souplesse de réglage en surface pompage de fluides visqueux coûts faibles (achat et maintenance) automatisation facile bon rendement (45 à 60%) pas de problème de température Inconvénients : frottements si puits dévié rendement faible si présence de gaz profondeur limitée unité de surface encombrante solides gênants problèmes avec paraffine débits faibles

4.7. EXERCICES 3. Citer les différents types de puits.

4. Citer les 3 types de casings rencontrés classiquement dans un puits.

5. Qu’est-ce qu’une SCSSV ? Quelle est sa fonction ?

6. Quelles sont les 4 vannes essentielles d’une Christmas Tree ?

7. Citer les principaux types d’activation

8. Citer les 6 éléments majeurs d’une installation PCI

9. Expliquer le principe de fonctionnement du gas-lift à l’aide des schémas.

10. Un puits qui demande une pompe ou un autre moyen activation s’appelle un puits éruptif  Vrai  Faux 11. Pourquoi ?

12. Si un fluide avec la même densité remplit chaque trou de forage, a quel point est-ce qu’on aura la plus grande pression hydrostatique ?  Au fond du trou de forage A  Au fond du trou de forage B 13. Pourquoi ?

14. Si la pression d’écoulement est de 5000 PSIG et la pression hydrostatique est de 2000 PSIG, est-ce que le puits produira sans activation ?  Oui, ce puits est un puits éruptif  Non, on aura besoin d’un moyen d’activation 15. Pourquoi ?

16. Quel type de casing protège le trou de forage et évite le contact des fluides de forage avec des couches d’eau fraîche ?  La colonne de perforation  La colonne de production  La colonne de surface  La colonne technique 17. Un packer fait que les fluides ne peuvent pas entrer dans une espace annulaire.  Vrai  Faux 18. Où se trouve la tête de puits ?  Au-dessus de la vanne maîtresse  En dessous de la vanne maîtresse 19. La pression hydrostatique au fond du puits est plus grande quand l’effluent contient plus de  Gaz  Huile 20. En augmentant la contre-pression en tête, on diminue le débit d’un puits.  Vrai  Faux

5. REPRESENTATION ET DONNEES DES PUITS Nous décrirons dans ce chapitre comment est représenté un puits sur les principaux documents mis à la disposition de l’exploitant. Fiche réception de puits : ce document édité par le département Forage identifie le puits de par ses équipements de subsurface et de surface ainsi que des différents paramètres qui le définissent. Cette fiche de réception de puits est signée conjointement par le département Forage et le Département Exploitation qui donne son accord pour prendre sous sa responsabilité l’exploitation du puits. Plan de circulation des Fluides (PCF / PFD) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. Piping & Instrumentation Diagram (P&ID) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format beaucoup plus complexe que le PCF, toutes les lignes et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement.

5.1. FICHE DE RECEPTION PUITS

Figure 56: Fiche réception puits (1)

Figure 57: Fiche réception puits (2)

Figure 58: Fiche réception puits (3)

5.2. REPRESENTATION SUR PFD (PROCESS FLOW DIAGRAM) Plan de circulation des Fluides (PCF/PFD) : ce document édité lors de la phase projet, présente sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux. Les exemples de PFD(Process Flow Diagram) ci-dessous montrent un puits producteur offshore, non éruptif en gas-lift.

Production Équipements Le Puits

Figure 59: PFD d'un puits producteur Support de Formation EXP-PR-EQ010-FR Dernière Révision: 25/05/2007

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Figure 60: Schéma d'implantation d'un puits sur plateforme offshore Support de Formation EXP-PR-EQ010-FR Dernière Révision: 25/05/2007

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Figure 61: P&ID de puits producteur en gas-lift Support de Formation EXP-PR-EQ010-FR Dernière Révision: 25/05/2007

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Figure 62: P&ID de puits non éruptif en PCI Support de Formation EXP-PR-EQ010-FR Dernière Révision: 25/05/2007

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5.3. EXERCICES 21. Dans quels types de documents principaux un exploitant peut-il retrouver la représentation d’un puits ?

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6. LE PUITS ET LE PROCESS 6.1. LOCALISATION ET CRITICITE Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si l’on considère qu’elles sont nécessaires pour réaliser les spécifications requises du produit en sortie. Dans la chaîne d’exploitation des hydrocarbures, le puits est l’équipement de départ. Et de ce fait, l’intégrité de la fonction est critique pour la production. En revanche la quantité de puits sur une même plateforme tempère le degré de criticité de l’ensemble (sauf pour certains puits « dédiés » à une fonction spécifique – ex : puits à gaz alimentant une turbine -).

Fonction

Equipements

Criticité

Production Etat*

Secours

Bypass

Puits

Moyen

Arrêt

Non

Non

Puits dédié

Haute

Arrêt

Non

Non

Production

* en cas de perte de la fonction

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7. LES AUXILIAIRES Ce chapitre décrit le principal équipement auxiliaire nécessaire au fonctionnement du puits. : Le wellhead control panel. Les autres équipements auxiliaires spécifiques aux puits activés seront traités dans les chapitres « process » Puits en Gas Lift et Puits Pompés

7.1. WELLHEAD CONTROL PANEL (WHCP) Les vannes de sécurité d’une tête de puits sont normalement des vannes a passage direct, avec un actionneur pneumatique ou hydraulique. On aura donc besoin d’une pression hydraulique ou pneumatique pour ouvrir la vanne. Une coupure ou perte de la pression hydraulique ou pneumatique vont fermer les vannes de sécurité à l’aide d’un ressort qui se trouve dans l’actionneur. Toutes les vannes de sécurité faisant partie du système de sécurité d’un puits sont des vannes « fail closed ». « Fail closed » veut dire que, des qu’il y a un problème avec l’alimentation de la vanne, elle va se fermer. L’alimentation de la vanne peut être électrique, pneumatique ou hydraulique. Le “wellhead control panel” fourni cette alimentation en énergie. Ce WHCP est constitué d’un : Hydraulic Power Unit (HPU) qui alimente les vannes des têtes de puits Cabinet Front Panel (CFP) qui contient tous les équipements de contrôle et de suivi

Figure 63: Wellhead Control Panel

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7.2. SPECIFICATION GENERALE GROUPE Extrait de la Spécification Générale Groupe (GS EP SAF 226 / GS EP INS 147) détaillant certaines recommandations concernant le fonctionnement du wellhead control panel :

Figure 64: Extrait de la Spécification Générale Groupe GS EP INS 147

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Figure 65: Extrait de la Spécification Générale Groupe GS EP SAF 226

7.3. EXERCICES 22. Qu’est-ce qu’un wellhead control panel?

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8. PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT 8.1. NORMAL OPERATING 8.1.1. Mesures et enregistrements Le but de ce chapitre est de définir l'intérêt et l'utilité des mesures sur les puits. 8.1.1.1. Définitions Les mesures sur un puits peuvent être de deux sortes et le choix de l'une ou de l'autre dépendra alors de l'utilisation voulue du paramètre pris en compte. Les simples mesures qui sont en fait des indications et permettent la détection d'une anomalie. Les enregistrements qui déterminent une tendance ou une évolution afin de permettre une analyse. Dans ce cas, on notera les enregistrements occasionnels utilisés lors de la recherche de solution suite à une anomalie.

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8.1.1.2. Localisation Les paramètres principaux de fonctionnement d’un puits sont schématisés ci après et diffèrent peu, que ce soit un puits producteur ou injecteur. Des paramètres spécifiques supplémentaires sont à prendre en compte s’il s’agit de puits activés et seront détaillés dans le cours « process » puits gas lift et puits pompés . Mesures – Paramètres de fonctionnement

Tête de Puits TT - PT

Puits PRODUCTEUR

FCV

ROV

% open

PRO TEST

SSV

ROV

Réseau PT

Puits INJECTEUR

EA PT EA1 PT EA2 PT EA3

SCSSV

ROV

PRO

PT Hyd

Figure 66: Localisation des points de mesure 8.1.1.3. La tête de puits Les paramètres nécessaires au suivi et à l'analyse sont : Pression hydraulique du liner de commande SCSSV. Niveau d’huile armoire hydraulique commande SCSSV Pression des espaces annulaires EA1, EA2, EA3. Pression tête de puits. Température tête de puits. Ouverture de la duse. Page 74 de 111

On notera que pour la pression en tête de puits, il y aura de préférence un capteur transmetteur doublé d'un indicateur (manomètre). La raison principale de cette double mesure est de pouvoir évaluer rapidement la valeur de la pression lors d'une intervention sur le puits sans avoir à interpréter celle-ci sur un enregistreur ou à demander par radio à la salle de contrôle. En cas de complétion double, chaque string aura ses propres paramètres et l'on cherchera à définir l'interaction de l'un par rapport à l'autre en fonction de différents débits de production. 8.1.1.4. Le séparateur de test Il est utilisé comme son nom l'indique lors de tests. Que ce soit pour un suivi de la production de chaque puits ou pour une analyse suite à une anomalie, les mesures effectuées sur le séparateur de test sont importantes. Le but lors d'une telle intervention est de déterminer le bilan matière, c'est à dire de quantifier chaque phase de l'effluent (gaz, huile et eau) pour chaque puits. Pour cela, on effectuera les mesures suivantes : Débit huile (ou liquide). Débit gaz. Prise d'échantillons afin de mesurer le BSW (% d’eau dans l’effluent). Pression du séparateur, elle permet d'établir les débits mesurés et ce en condition standard. On notera que les mesures effectuées sur le séparateur de test ne sont utilisables que si le puits est stable durant le test.

8.1.1.5. Évacuation Quel que soit le type de production, l'évacuation est le terme utilisé pour définir la contre pression du réseau situé en aval de la tête de puits. Seule la pression (PT Réseau) sera dans ce cas enregistrée.

8.1.2. Procédures Il faut différencier les mesures de tous les jours des mesures occasionnelles. Dans le premier cas, on se contente de mesures de contrôle permettant de vérifier que le puits se comporte normalement (pas d'anomalie), tandis que dans le second cas, les mesures permettent un diagnostic. Les objectifs sont donc bien différents, mais on se souviendra que dans les deux cas les mesures sont importantes, même si parfois cela semble la même chose que la veille. Dans le cas de mesures occasionnelles, il faut respecter la procédure préalablement définie et en cas de problème conserver les mesures (elles pourront toujours être utiles) et renouveler l'opération. Enfin, on notera que pour les mesures de fond (qui permettent de quantifier les pertes de charge dans la formation), il est impératif qu'elles soient effectuées en simultané avec un passage sur le séparateur de test. Sinon, elles ne servent à rien alors que leur coût est important.

8.1.3. Quelles utilisations? Le relevé de toutes ces mesures ne trouve pas son utilité dans le fait de stocker des données. Bien au contraire, et c'est en regardant les différentes utilisations que l'on prend conscience de l'importance de celles-ci. Il conviendra donc d'être rigoureux dans ces relevés de mesures. Vérification du bon fonctionnement du puits. Optimisation de la production (et / ou de l'activation). Compte rendu au management et aux associés. Prévision d'un rééquipement adapté.

8.1.4. Quels types d’enregistrement ? On trouve des enregistreurs locaux soit de type cellule Barton (enregistreur à plume utilisé pour la pression, la température et les débits) soit de type autonome avec batterie (agréé pour utilisation en zone classée).

Ils permettent d'enregistrer généralement des valeurs pour des durées ≥ 24 heures. Il est impératif d'enregistrer les mesures en tête de puits pendant les tests, particulièrement pour les puits activés. Une simple lecture ne suffit pas. Seules les courbes (trends) permettent d'apprécier les problèmes de stabilité, de démarrage, de mauvais fonctionnement en général. Aujourd’hui, on trouve de plus en plus de possibilités d’enregistrement déporté (câblé ou télétransmission) des mesures échantillonnées sur site.

Exploration & Production Équipements Le Puits

Support de Formation EXP-PR-EQ010-FR Dernière Révision: 25/05/2007

Figure 67: Exemple Instrumentation puits pour mesures Page 78 de 111

8.2. SECU OPERATING 8.2.1. Introduction Des systèmes de sécurité sont mise en place pour fermer le puits en cas de situations d’urgences. Une situation d’urgence pourrait être un feu ou des variations de pression anormales causes par une rupture des conduites, le mauvais fonctionnement d’un équipement de surface, une tête de puits endommagé ou une autre situation à risques. La philosophie sécurité d’un puits implique de définir trois niveaux : Le confinement des hydrocarbures o Équiper les puits avec des moyens d’activation des barrières de sécurité o Équiper les conduites de production et d’injection d’une isolation adéquate et des dispositifs de sécurité Éviter l’inflammation des hydrocarbures o Prévoir des dispositifs de détection de gaz o Définition des zones dangereuses autour d’un puits Réduire les impacts d’une situation d’urgence o Prévoir des dispositifs de détection de feux o Minimiser les impacts d’un feu o Prévoir les moyens de lutte incendie

8.2.2. Rappel sur les barrières actives de sécurité d’un puits Surface controlled subsurface safety valve (SCSSV) o Contrôle hydraulique de la surface o Position de sécurité fermée o Réarmement au voisinage du puits Surface safety valve (SSV) o Tête de puits (position vanne maîtresse) o Position de sécurité fermée o Réouverture quand faute est identifiée Emergency shut down valve (ESDV) o Isole une installation o Peut-être fermée manuellement o Verrouillée au coffret de commande local

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Shut down valve (SDV) o Fermeture automatique par le système de contrôle o Réouverture à distance ou automatique quand le défaut est éliminé o Peut être fermée localement

8.2.3. Systèmes de contrôle Il existe deux systèmes pour contrôler la fermeture des vannes de sécurité: Contrôle a distance: La vanne est équipé avec des systèmes de surveillance, qui réagissent sur des changements à certains points éloignés de l’endroit où la vanne est installée. Contrôle direct: Ce système va réagir uniquement sur des changements de pression à l’endroit ou la vanne est installée. Les vannes de sécurité d’une tête de puits sont normalement des vannes a passage direct, avec un actionneur pneumatique ou hydraulique. Il doit y avoir une pression hydraulique ou pneumatique pour ouvrir la vanne. Une coupure ou perte de la pression hydraulique ou pneumatique vont fermer les vannes de sécurité à l’aide d’un ressort qui se trouve dans l’actionneur. Toutes les vannes de sécurité faisant partie du système de sécurité d’un puits sont des vannes « fail closed ». « Fail closed” veut dire que, des qu’il y a un problème avec l’alimentation de la vanne, elle va se fermer. L’alimentation de la vanne peut être électrique, pneumatique ou hydraulique. Figure 68: Installation “Multi well” avec des équipements hydrauliques et pneumatiques

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8.2.4. Pilotes Les capteurs qui surveillent les changements de pression sont appelés « pilotes ». Un “pilote” de pression basse détecte des pressions excessivement basses. Un “pilote” de haute pression détecte des pressions excessivement élevées. Un 'pilote haut-bas' détecte des pressions en dehors d’une fourchette prédéfinie. Sur les plates-formes offshore, il peut y avoir plusieurs puits. Ces puits sont proches l’un de l’autre et il y a très peu d’espace entre les équipements du puits et les équipements de traitements. On peut aller nulle part sur la plate-forme pour échapper à une situation dangereuse. Le risqué de se trouver en danger est donc plus grande sur une plate-forme offshore que dans le désert.

Figure 69: Panneau de contrôle d’un puits Support de F Page 81 de 111

8.2.5. Emergency Shutdown (ESD) Systems Les sites de production ont aussi des systèmes « Emergency Shut Down » (ESD). Extraits de la specification générale TOTAL GS EP SAF 226 « Completed wells Safety systems and safety rules” :

Figure 70: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (1) Support de F Page 82 de 111

Figure 71: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (2)

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Figure 72: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (3)

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Figure 73: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (4) - Typical instrumented flowline

Figure 74: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (5) - Typical shutdown action matrix Support de F Page 85 de 111

Figure 75: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (6) - Typical shutdown causes matrix

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Figure 76: typical wellhead platform shutdown logic diagram

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Ces systèmes peuvent être activés manuellement ou à l’aide des capteurs. Un système ESD (Emergency Shut Down) va automatiquement fermer tous les puits et arrêter les équipements de traitement. Si un puits est équipé avec une DHSV (Down Hole Safety Valve) qui est contrôlé à partir de la surface, cette vanne aussi se ferme. Il y a un temporisateur qui fait que la SSV (Surface Safety Valve) va se fermer plusieurs secondes avant la SCSSV (Surface Controlled Sub-Surface Safety Valve). Ceci est appelé un “arrêt séquentiel”. En fermant d’abord les SSV, on arrête le débit à travers la SCSSV. Ceci limite la possibilité d’endommager la vanne ou les joints de la vanne

8.3. CAPACITES MAXI / MINI Définition : un puits a une capacité de production variable en fonction du temps, de son type, de ses caractéristiques et de la façon de l’opérer. Le Département gisement défini au départ le nombre de puits implantés sur un réservoir ainsi que leur diamètre de tubing afin d’assurer une production optimale du réservoir. Cette définition d’équipement fixe un débit maximum pour un puits, donc sa capacité à produire. Le Département Productivité Puits édite une feuille de consignes chaque mois qui recense les puits avec leurs préconisations de débit. C’est ensuite à l’équipe exploitation site de s’assurer de la mise en application et du suivi de ces consignes.

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Figure 77: Exemple de consignes réglage débit puits (1)

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Figure 78: Exemple de consignes réglage débit puits (2) Support de F Page 90 de 111

Figure 79: Exemple de consignes réglage débit puits (3) Support de F Page 91 de 111

Figure 80: Exemple de consignes réglage débit puits (4) Support de F Page 92 de 111

Figure 81: Exemple de consignes réglage débit puits (5) Support de F Page 93 de 111

8.4. EXERCICES 23. Quels sont les paramètres nécessaires à relever pour le suivi d’un puits?

24. Donnez une définition simple des 4 niveaux de shutdown en les classant du niveau le plus élevé au moins élevé.

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9. CONDUITE DES PUITS Dans cette section, nous allons voir la séquence d’ouverture et fermeture des vannes d’un puits. Ces séquences d’ouverture ou de fermeture basiques s’appliquent à la majorité des puits producteurs éruptifs et doivent être considérées comme guide. Il faut savoir qu’il existe sur chaque site des procédures «marche / arrêt » selon le type de puits rencontré (procédures OPERGUID) et qu’elles font référence en matière d’operating.

9.1. OUVRIR UN PUITS Il y a certaines taches qui doivent être complété avant l’ouverture d’un puits. Ceux-ci comprennent : Remplacement ou réparation des parties endommagées Réparation des éventuelles fuites S’assurer que toutes les vannes de surface se trouvent dans la bonne position Ensuite il faut contrôler que les pilotes de commande des vannes de sécurité sont dans une bonne condition de fonctionnement. Il faut contrôler que : Le pilote de commande de pression basse a bien fermé la vanne de sécurité quand le puits a été fermé. Puis, les équipements de production doivent être prêt à recevoir l’effluent du puits : Les conduites et vannes vers les équipements de production doivent être ouverte Finalement, il faut contrôler que : La duse est bien réglée Les plaques d’orifice correspondent au débit prévu Remarque : il peut arriver qu’un duse a été complètement fermé ou une plaque d’orifice a été remplace par une plaque pleine lors de la fermeture du puits

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9.1.1. Première mise en service Statut du puits avant première mise en service (après réception du puits par l’exploitation) SCSSV fermée Lower Master Valve fermée Upper Master Valve (SSV) fermée Swab Valve fermée Wing Valve fermée Choke Fermée (si duse ajustable) Toutes les vannes d’isolement PG fermées ESD Diagram / Sécurités réarmées Vannes process aval ouvertes Procédure d’ouverture du puits : Ouvrir toutes les vannes d’isolement PG. Ouvrir SCSSV selon procédure OPERGUID du site. Ouvrir Lower Master Valve Ouvrir Upper Master Valve (SSV) Ouvrir Wing Valve Ouvrir Choke à la valeur demandée. Figure 82: Première mise en service Support de F Page 96 de 111

9.1.2. Mise en service suite à ESD0 / ESD1 Statut du puits avant mise en service suite à ESD0 / ESD1 SCSSV fermée Lower Master Valve ouverte Upper Master Valve (SSV) fermée Swab Valve fermée Wing Valve fermée Choke Fermée (si duse ajustable) Toutes les vannes d’isolement PG fermées ESD Diagram / Sécurités réarmées Vannes process aval ouvertes Procédure d’ouverture du puits : Ouvrir toutes les vannes d’isolement PG. Ouvrir SCSSV selon procédure OPERGUID du site. Ouvrir Upper Master Valve (SSV) Ouvrir Wing Valve Ouvrir Choke à la valeur demandée.

Figure 83: Ouverture d’un puits suite à ESD0 / ESD1

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9.1.3. Mise en service suite à SD2 / SD3 Statut du puits avant mise en service suite à SD2 / SD3 SCSSV ouverte Lower Master Valve ouverte Upper Master Valve (SSV) fermée Swab Valve fermée Wing Valve fermée Choke Fermée (si duse ajustable) Toutes les vannes d’isolement PG fermées ESD Diagram / Sécurités réarmées Vannes process aval ouvertes Procédure d’ouverture du puits : Ouvrir toutes les vannes d’isolement PG. Ouvrir Upper Master Valve (SSV) Ouvrir Wing Valve Ouvrir Choke à la valeur demandée.

Figure 84: Ouverture d'un puits suite à SD2 / SD3

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9.1.4. Manipulations des vannes 9.1.4.1. Upper Master Valve Quand on ouvre un puits, l’ordre dans lequel on ouvre les vannes est très important. Les vannes maîtresses doivent être ouvert avant les vannes latérales. Il est important d’ouvrir les vannes maîtresses lentement pour éviter d’éventuels dégâts aux vannes et capteurs en aval. L’ouverture rapide des vannes maîtresses mets une pression soudaine sur la vanne suivante. Il faut d’abord ouvrir la vanne un petit peu pour égaliser la pression. Vous entendrez un sifflement du fluide. Le moment où ce sifflement disparaît, la pression est égalisée et vous pouvez continuer à ouvrir la vanne maîtresse. Puis contrôler les connexions entre la vanne maîtresse supérieure et la vanne suivante qui est fermée. Ces connections doivent être étanche, sans fuites. Les fuites d’huile sont visible, mais les fuites de gaz ne se voient pas toujours, mais généralement on peut entendre le sifflement du gaz qui échappe.

9.1.4.2. Choke valves La duse doit être ouverte lentement et progressivement pour éviter des chocs de pression. Ceci est très important sur des puits haute pression, des puits avec un grand GOR (Gas to Oil Ratio) et des puits producteur de gaz Si l’arbre de Noël est en forme de croix ou lieu de T, il faut d’abord commencer par ouvrir une vanne latérale, puis l’autre et continuer a les ouvrir en alternance. Ceci réduit la charge et l’usure des Choke valves Après l’ouverture des lignes, il faut positionner les vannes de sécurité dans leurs positions automatique.

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9.2. FERMER UN PUITS Les procédures de fermeture d’un puits sont le contraire de ceux pour l’ouverture. Fermer Choke Fermer Wing Valve Fermer Upper Master Valve

La fermeture de la Lower Master Valve ne se fera que dans des cas bien particuliers (opération Wire line, work over, test de fuite de vanne, remplacement de la Upper master Valve). En effet cette vanne reste la dernière barrière de sécurité opérable manuellement depuis la surface et le maintien de son intégrité au niveau de son étanchéité est primordial. La manœuvre de cette vanne est soumise à autorisation (voir consignes d’exploitation site). La fermeture de la SCSSV dépendra, elle aussi, des nécessités opérationnelles (test de fuite de vanne, remplacement des vannes tête de puits) . Cette vanne restera ouverte en operating normal. La manoeuvre de cette vanne est détaillée dans une procédure OPERGUID site. Rappel : Quand on ferme une vanne lentement, la vitesse du fluide augmente et peut causer une détérioration de cette vanne. Ce qui veut dire qu’il faut fermer les vannes de surface rapidement pour éviter de l’érosion causé par la grande vitesse du fluide. Certains vannes et chokes ont une tige montante qui indique le point d’ouverture. S’il n’y a pas de tige, utilisez le volant pour déterminer si la vanne est fermée ou ouverte. Il est important que les vannes soient complètement ouvertes ou fermées.

Figure 85: Fermeture d'un puits Support de F Page 100 de 111

9.3. MISE À DISPOSITION D’UN PUITS Le puits peut-être mis à disposition (dans une configuration bien particulière) pour pouvoir effectuer des opérations de maintenance ou de contrôle : opérations WIRELINE (mesures, nettoyage, remplacement SCSSV, remplacement vannes GL) opérations WORKOVER (remplacement PCI / Tubing) opérations COILED TUBING/SNUBBING (acidification,perfos,frac) Ces opérations nécessitent de descendre des équipements suspendus à un câble ou à un flexible au travers de la tête de puits et du tubing vers le fond du puits. Donc au travers, aussi, des vannes SSV et SCSSV. Ces vannes se ferment automatiquement sur défaut ESD, il existe donc une possibilité de cisaillement du câble WL ou du flexible COIL/SNUB pendant l’opération. Il est prévu pour ce cas, une mise à disposition particulière du puits pour que ces SSV et SCSSV ne se ferment que sur commande manuelle. Pour ce faire, on installera un boîtier de commande de vanne déporté qui permettra au technicien WL de fermer les vannes si la situation le nécessite. La connexion de ce boîtier de commande sur les SCSSV / SSV est décrite dans une procédure OPERGUID » site. Elle diffère selon le type d’installation rencontré mais garde la même philosophie de fonctionnement.

Figure 86: Extrait Company Rule CR EP FPP 132 «Barriers for well servicing operations»

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er

9.4. MAINTENANCE 1 DEGRE Nous aborderons dans ce chapitre la description du premier niveau de maintenance d’un puits que l’exploitant devra effectuer. Suite aux relevés des paramètres puits, l’opérateur a sous sa responsabilité de s’assurer : du bon fonctionnement : o de tous les manomètres et leur vanne d’isolement (lisibilité, étanchéité) o de tous les thermomètres (lisibilité) o des vannes manuelles de la wellhead & christmas tree (graissage, facilité de manœuvre, étanchéité) du contrôle des fuites des lignes : o commande SCSSV o commande SSV o injection produits chimiques du contrôle de : o niveau réservoir armoire hydraulique de commande SCSSV / SSV et plus globalement de l’état général du puits. L’opérateur devra donc faire une demande à sa hiérarchie pour une intervention de maintenance sur le problème détecté. Certains sites délimitent le champ d’intervention « maintenance » de l’exploitant et selon le type de défaut rencontré, l’exploitant le prendra à sa charge ou le délèguera au service maintenance. Les tests de fonctionnement et les tests d’étanchéité des vannes de sécurité SCSSV + wellhead + christmas tree + annulaires sont soumis à une règlementation groupe (CR EP FPP 135) afin de garantir un niveau d’opérabilité fiable. Le graissage de ces mêmes vannes souscrit lui à un planning géré par l’exploitant et le service maintenance. Une procédure OPERGUID site décrit précisément cette intervention.

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Figure 87: Extrait company Rule CR EP FPP 135 “Barriers on Completed Wells”

9.5. EXERCICES 25. Donner le séquencement d’ouverture d’un puits suite à ESD- 0/1.

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26. Donner le séquencement d’ouverture d’un puits suite à ESD- 2/3.

27. Expliquer comment on ouvre généralement une vanne manuelle sur une christmas tree ?

28. Donner le séquencement de fermeture manuelle d’un puits en donnant quelques précisions sur la LMV et la SCSSV.

29. Pour quelles opérations un puits peut-il être mis à disposition ?

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10. TROUBLESHOOTING 10.1. SI, POURQUOI ? ALORS !

SI

POURQUOI ?

ALORS !

EA TBG ou CSG percé (communication TBG/CSG ou gisement/CSG) EA1, EA2, EA3

Pression anormale (p/r aux données forage du puits)

Mauvaise cimentation CSG

Suivi journalier de la pression EA. Reporting à la hiérarchie

Packer fuyard

WELLHEAD

Connecteurs

Fuite sur connexion liner commande SCSSV

Mauvais serrage raccord.

Fuite sur connexion liner injection chimique

Pression dans liner trop élevée

Reporting à la hiérarchie. Interdiction de resserrer le raccord en pression.

VANNES Vanne isolement sur wellhead fermée

SCSSV

SCSSV ne s’ouvre pas. SCSSV ne se ferme pas

Ouvrir vanne isolement et refaire un essai d’ouverture / fermeture SCSSV

Liner commande bouché Défaut de fonctionnement de l’armoire hydraulique de commande

Reporting à la hiérarchie.

Défaut sur la vanne ellemême Support de F Page 105 de 111

Vanne isolement sur opérateur SSV fermée

Ouvrir vanne isolement et refaire un essai d’ouverture / fermeture SSV

Liner commande bouché SSV

SSV ne s’ouvre pas. SSV ne se ferme pas

Défaut de fonctionnement de l’armoire de commande

Reporting à la hiérarchie.

Défaut sur la vanne ou sur l’opérateur de commande

Manuelles

Difficile à manœuvrer. Ne s’ouvre pas. Ne se ferme pas

Mauvais graissage Reporting à la hiérarchie. Vanne H.S.

Fuite au presse étoupe

Presse étoupe desserré ou défectueux

Décalage % ouverture localement/salle de contrôle

Mauvais réglage recopie positionneur

Ne manœuvre pas

Pb sur opérateur duse

Difficile à manoeuvrer

Mauvais graissage. Duse H.S.

Reporting à la hiérarchie.

PG H.S.

Remplacer PG en s’assurant de l’échelle de mesure.

Vanne d’isolement bouchée

Reporting à la hiérarchie.

TG H.S.

Remplacer TG en s’assurant de l’échelle de mesure et de la longueur de la sonde.

Essai de resserrage modéré.

DUSE

Automatique

Manuelle

Reporting à la hiérarchie.

INSTRUMENTATION

PG

TG

Pas de lecture

Pas de lecture

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10.2. RETOUR D’EXPERIENCE

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11. GLOSSAIRE

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12. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1: Composition d'un puits......................................................................................... .6 Figure 2: Les différentes domaines d'un puits .....................................................................7 Figure 3: Exemple type d'une coupe gisement ....................................................................7 Figure 4: Mise en production d'un gisement ........................................................................7 Figure 5: Schéma d'une installation de gas-lift continu ........................................................8 Figure 6: Exemple d'une composition d'effluent...................................................................9 Figure 7: Enveloppe de phase ...........................................................................................10 Figure 8: L'écoulement du fluide d'un réservoir .................................................................12 Figure 9: Réservoir et trou de forage .................................................................................12 Figure 10: Pressions dans le réservoir ..............................................................................13 Figure 11: Changement d'un régime d'écoulement ...........................................................13 Figure 12: Les différentes pression d'un puits ...................................................................14 Figure 13: Puits d'injection ................................................................................................ .15 Figure 14: Schéma typique de fonctionnement d'un puits injecteur ...................................15 Figure 15: Différents profils d'un puits................................................................................16 Figure 16: Équipement d'un puits ......................................................................................17 Figure 17: Équipements puits éruptif .................................................................................18 Figure 18: Équipements puits gaz-lift.................................................................................18 Figure 19: Équipements puits pompé ................................................................................19 Figure 20: Exemple de coupe technique de puits (Casings vs Géologie) ..........................21 Figure 21: Différents liaisons couche trou..........................................................................22 Figure 22: Différents liaisons couche trou avec perforations .............................................22 Figure 23: La complétion simple ........................................................................................23 Figure 24: La complétion sélective ................................................................................... .24 Figure 25: La complétion double....................................................................................... .24 Figure 26: Exemple de complétion d'un puits à gaz éruptif................................................25 Figure 27: Exemple de complétion d'un puits en pompage centrifuge immergé ................26 Figure 28: Exemple de complétion d'un puits en gaz-lift ....................................................27 Figure 29: Exemple de complétion d'un puits injecteur d'eau ............................................28 Figure 30: Extrait du "Company Rule CR EP FPP 135 - Barriers on Completed Wells" ....29 Figure 31: Surface Controlled Subsurface Safety Valve ....................................................29 Figure 32: Fonctionnement SCSSV .................................................................................. .30 Figure 33: Obturateur d'une SCSSV ................................................................................. .30 Figure 34: Coupe d'une SCSSV ....................................................................................... .30 Figure 35: Les bouchons annulaires (packer) ....................................................................31 Figure 36: Tête de puits et arbre de Noël ..........................................................................32 Figure 37: Olive de suspension et support casing .............................................................33 Figure 38: Tête de tubing.................................................................................................. .34 Figure 39: Arbre de Noël - Christmas Tree ........................................................................35 Figure 40: Vanne latérale...................................................................................................36 Figure 41: Choke Valve .................................................................................................... .37 Figure 42: Réseau sous-marin...........................................................................................37 Figure 43: Manifold, Well Head et Christmas Tree sous-marin..........................................37 Figure 44: Les différents moyens d'activation ....................................................................38 Support de F Page 109 de 111

Figure 45: Mouvement descendant d’une pompe à piston ................................................39 Figure 46: Mouvement ascendant d'une pompe à piston ..................................................39 Figure 47: Schéma d'une unité de pompage conventionnelle ...........................................39 Figure 48: Premier élément d'une pompe en tandem avec aspiration standard ................40 Figure 49: Schéma générale d'installation d'une pompe centrifuge électrique immergée .41 Figure 50: Stator pompe Moineau .................................................................................... .42 Figure 51: Rotor Pompe Moineau ..................................................................................... .42 Figure 52: Epure de principe d'une pompe Moineau .........................................................43 Figure 53: Schéma de gas lift en circuit fermé ...................................................................44 Figure 54: Principe de fonctionnement vanne gas lift de décharge "casing operated" ......46 Figure 55: Principe de fonctionnement du gas lift ..............................................................47 Figure 56: Fiche réception puits (1) .................................................................................. .60 Figure 57: Fiche réception puits (2) .................................................................................. .61 Figure 58: Fiche réception puits (3) .................................................................................. .62 Figure 59: PFD d'un puits producteur ................................................................................64 Figure 60: Schéma d'implantation d'un puits sur plateforme offshore................................65 Figure 61: P&ID de puits producteur en gas-lift .................................................................66 Figure 62: P&ID de puits non éruptif en PCI ......................................................................67 Figure 63: Wellhead Control Panel ....................................................................................70 Figure 64: Extrait de la Spécification Générale Groupe GS EP INS 147 ...........................71 Figure 65: Extrait de la Spécification Générale Groupe GS EP SAF 226 ..........................72 Figure 66: Localisation des points de mesure....................................................................74 Figure 67: Exemple Instrumentation puits pour mesures...................................................78 Figure 68: Installation “Multi well” avec des équipements hydrauliques et pneumatiques .80 Figure 69: Panneau de contrôle d’un puits ........................................................................81 Figure 70: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (1).......................82 Figure 71: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (2).......................83 Figure 72: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (3).......................84 Figure 73: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (4) - Typical instrumented flowline ................................................................................................. .85 Figure 74: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (5) - Typical shutdown action matrix ...............................................................................................85 Figure 75: Extrait de la spécification générale TOTAL GS EP SAF 226 (6) - Typical shutdown causes matrix .............................................................................................86 Figure 76: typical wellhead platform shutdown logic diagram ............................................87 Figure 77: Exemple de consignes réglage débit puits (1) ..................................................89 Figure 78: Exemple de consignes réglage débit puits (2) ..................................................90 Figure 79: Exemple de consignes réglage débit puits (3) ..................................................91 Figure 80: Exemple de consignes réglage débit puits (4) ..................................................92 Figure 81: Exemple de consignes réglage débit puits (5) ..................................................93 Figure 82: Première mise en service .................................................................................96 Figure 83: Ouverture d’un puits suite à ESD0 / ESD1 ......................................................97 Figure 84: Ouverture d'un puits suite à SD2 / SD3 ...........................................................98 Figure 85: Fermeture d'un puits ...................................................................................... .100 Figure 86: Extrait Company Rule CR EP FPP 132 «Barriers for well servicing operations» .............................................................................................................................. ...101 Figure 87: Extrait company Rule CR EP FPP 135 “Barriers on Completed Wells” ..........103 Support de F Page 110 de 111

13. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Critères de sélection du type d'activation.............................................................48 Table 2: Problèmes en fonction du méthode d'activation...................................................50

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