Equipements Des Puits Éruptifs 2 [PDF]

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LES EQUIPEMENTS DES PUITS ERUPTIFS

L'architecture du puits a à sa disposition toute une gamme d'équipements pour amener l'effluent du réservoir vers la surface où il sera traité. Dans la recherche du meilleur compromis entre les besoins et les contraintes du gisement et ceux de l'exploitant, les choix sont guidés par quatre grands principes :  accès au réservoir pour les mesures,  transit efficace de l'effluent du fond vers la surface,  contrôle de cet effluent en surface,  sécurité de l'installation. Bien entendu, la sélection des différents équipements se fait en fonction des données collectées et en relation avec la détermination des configurations (liaison couche-trou, complétion simple ou multiple, ...) et du mode d'activation éventuel. 1- Configuration générale de l’équipement d’un puits éruptif : Les équipements type d’une complétion sont subdivisés en deux parties : -

Les équipements de fond du puits (tubing, packer,…)

-

Les équipements de surface du puits ( tete de tubing, …)

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2- Les équipements de fond :

2-1-

Le tubing : 

Définition :

Le tubing est la conduite verticale d’acheminement des hydrocarbures du fond du puits vers la surface. Ce sont des tubings possédant un filetage mâle et femelle sur un même tube. La connexion de deux tubes se fait en vissant un filetage mâle dans un filetage femelle. 

Caractéristiques de tubings:

Les tubings sont disponibles dans une gamme variée de diamètres, de matériaux, de résistance mécanique et de types de filetages. Dans le secteur pétrolier, les tubings sont classés selon les caractéristiques géométriques du tubing et correspondant généralement au standard fixé par API (americanpetroleum institut). a- Diamètres des tubings et caractériquesgéoétriques : 

Le diamètre nominal :

C'est le diamètre extérieur du corps du tube (OutsideDiameter ou OD), exprimé traditionnellement en pouce et fraction de pouce. Pour les tubings, sont ainsi normalisés par l'API les diamètres extérieurs figurant dans le tableau ci-après. pouce

1.050

1.315

1.660

1.900

2.063

s mm

26,7

33,4

42,2

48,3

52,4

2"

2"

3"

3/8

7/8

1/2

60,3

73,0

88,9

4"

4"1/2

101,6

114,3

Note : 2" 3/8 = 2.375 ; 2"7/8 = 2.875

TABLEAU 1Diamètres nominaux des tubings normalisés par l'API



Le diamètre interieur et épaisseur :

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LES EQUIPEMENTS DES PUITS ERUPTIFS Le diamètre intérieur (Inside Diameter ou ID) découle du diamètre nominal et de l'épaisseur du tube et c'est naturellement lui qui est pris en compte pour le calcul des pertes de charge et des vitesses d'écoulement.



Diamètre de calibre (Drift) :

Cette donnée est de toute première importance. C'est en effet le diamètre garanti de passage à travers des tubings assemblés d'un mandrin comportant une portion cylindre de diamètre extérieur égal au driftet de 40 in (1,06 m) de longueur. En d'autres termes, le calibre conditionne la gamme d'outillage que l'on peut descendre dans le tubing, que ce soit des outils de travail au câble, des perforateurs, des outils de diagraphies ou de petits tubings d'intervention en concentrique.



Longueur des tubes :

Les tubings sont classés en deux gammes de longueur (range lengths) : -

gamme 1 : de 6,10 m à 7,32 m (20 ft à 24 ft)

-

gamme 2 : de 8,53 m à 9,75 m (28 ft à 32 ft) Pour les opérations d'ajustage de la colonne de production, une gamme de joints courts est également proposée. L'API normalise différentes longueurs pour ces joints : 0,61 m ; 1,22 m ; 1,83 m ; 2,44 m ; 3,05 m et 3,66 m (soit respectivement 2, 4, 6, 8, 10 et 12 ft).



Masse nominale :

En plus du diamètre nominal, on caractérise dans la pratique un tube, non pas par son épaisseur, mais par sa masse nominale. Elle correspond à la masse moyenne d'un tubing, extrémités comprises, et est exprimée en livre par pied (lb/ft ou symbole #).

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b- Grade d’acier et caractéristiques métallurgiques des tubings Sont normalisés actuellement les grades API suivants : H40, J55, C75, L8O, N80, C90, P105. Cependant, elles ne sont pas toutes proposées pour tous les diamètres nominaux ou masses nominales. Chaque lettre est caractéristique d'une composition chimique de l'acier et d'un éventuel traitement thermique. Le nombre accolé à la lettre désigne la contrainte à la limite élastique minimum garantie par le fournisseur pour le tube ; elle est exprimée en milliers de psi.

c- Caractéristiques mécaniques des tubings : Les tubes descendus dans les puits sont soumis, outre à leur propre poids, à des régimes de pression et température variables qui vont générer des variations de contraintes. Sont principalement prises en compte les données de :  résistance à l'écrasement (collapse) du tube, exprimée en MPa, bar ou psi et basée sur l'épaisseur nominale du tube,  résistance à l'éclatement (burst ou internalyieldstrength), exprimée aussi en MPa, bar ou psi, mais basée sur l'épaisseur minimum autorisée par la norme (87,5 % de l'épaisseur nominale). Exemple : tubing à joint integral VAM Dext

E

Grade

Res écrasement

Res éclatement

2 "3/8

4,24 mm

J55

446 Kgf/cm²

476 Kgf/cm²

C75

573 Kgf/cm²

649 Kgf/cm²

N80

609 Kgf/cm²

692 Kgf/cm²

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d- Désignations des tubings : Tbg2 "7/8 N80 6,407 #

2-2-

Le packer : 

Définition

Le packer est un élément de puits qui fait étanchéité entre le tubing et le casing. Il permet ainsi aux fluides de formation de passer à l’intérieur du tubingjusqu’à l’arbre de noël. Il est descendu et ancré dans le cuvelage de production. On complète les puits avec des packers pour les raisons suivantes : -

Fixation de tubing au fond du puits.

-

Garantir l’étanchéité entre le fond et l’espace annulaire casing-tubing.

-

Séparer les fluides de complétion et les fluides de réservoir (sa présence autorise la mise en place dans l’annulaire d’un fluide de packer).

-

Protéger le tubage de la pression de formation.

-

Lutte contre certains phénomènes : protéger le casing de l’érosion et de la corrosion des fluides de formation.

-

Isoler plusieurs zones productives les unes des autres ou d’isoler une zone endommagée. 

Les fluides de packer (ou fluides d’annulaire) :

Mise en place dans l’annulaire, ils servent principalement à : -

Protéger le casing.

-

Réduire la pression différentielle limitant ainsi les efforts hydrauliques.

-

Aide à contre balancer les efforts d’écrasement du casing et les efforts d’éclatement du tubing dans les sections basses.

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Aide à contrôler le puits à la suite d’une fuite dans le tubing ou quand le packer n’est pas étanche.

En pratique, et en fonction de la densité désirée, on utilise des saumures de l’eau ou de gasoil. De plus, les fluides sont traités avec un inhibiteur de corrosion, un anti oxygène. 

Principaux éléments du packer :

Les principaux éléments qui constituent un packer sont : -

Garniture « packing ».

-

Coins d’ancrage « slips ».

-

Mandrin « mandrel ».

-

Joints d’étancheités « casing seal »

-

Etancheité du tubing « tubing seal »

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

Les types de packer :

Il existe deux types de packers : a-

Packer permanent :

C’est un packer qui permet un passage unique pour le fluide et une fois ancré, ne peut pas être récupéré ou enlevé autrement que par fraisage de ses composants externes jusqu’au bas des coins d’ancrage. Dans les complétions à choix multiples, il est généralement utilisé comme packer de fond.

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Packer récupérable :

C’est un packer qui après ancrage, peut être remonté à la surface. Par définition il est prévu de le récupérer en tirant simplement sur le tubing de production. La récupération est réalisée par l’intermédiaire d’un mécanisme de cisaillement qui permettra généralement au packer de se relâcher, libérant ainsi l’énergie stockée dans le système de garniture d’étanchéité. 2-3-

Les dispositifs de circulation :

Placé au-dessus du packer, le dispositif de circulation permet, si besoin est, de mettre en communication le tubing et l'annulaire. Cette possibilité s'avère très utile lors des opérations de mise en place de l'équipement dans le puits et de démarrage du puits. Ce dispositif peut aussi être utilisé pour le contrôle du puits lors des opérations préliminaires à une reprise de puits. Parmi les outils proposés par les fabricants, le choix d'un dispositif de circulation est fait principalement en fonction de sa fiabilité, de sa facilité de manœuvre, de sa compatibilité avec les autres pièces spéciales d'équipement du puits, de ses possibilités de réparation ou de reconditionnement in-situ par intervention légère dans le puits, surtout par travail au câble. On distingue essentiellement : 

Vanne de circulation à chemise coulissante :

Ce type de dispositif de circulation, très utilisé, est plus connue sous le terme de SSD ou SS (pour SlidingSideDoor ou SlidingSleeve) ; la communication tubing-annulaire est obtenue ou annulée par le déplacement d'une chemise coulissante 1. A l'aide d'un outil de manœuvre descendu au câble lisse, on déplace la chemise 1 de manière à dégager ou aveugler des lumières 2 usinées dans le corps de la vanne 3. Un usinage particulier du corps permet à des doigts "à ressort" 4 de verrouiller la chemise dans la position désirée.

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Vanne à chemise coulissante 

Mandrin à poche latérale (sidepocketmandrel) :

Normalement conçue pour l'activation des puits en gas-lift, cette pièce spéciale équipe cependant un certain nombre de puits éruptifs. Les mandrins sont aussi utilisés pour injecter par l'annulaire des produits chimiques dans le tubing : produits anti-émulsion, inhibiteur de corrosion en particulier. Ceci est obtenu en équipant les mandrins de vannes d'injection, s'ouvrant par pressurisation de l'annulaire à une certaine valeur de surpression. Le gros avantage d'un tel système est que les garnitures d'étanchéité qui encadrent les orifices de communication sont portées par l'outil mis en place dans la poche latérale, et, de ce fait, elles sont très facilement remplaçables. On apprécie également le fait que le mandrin à poche latérale laisse, à ce niveau, le tubing sans restriction de diamètre pour la production ou le passage d'autres outils descendus au câble, au snubbing ou au coiled-tubing. Les inconvénients majeurs sont d'abord, une section de communication, avec l'annulaire, faible Enseignante :Mlle BERKANI. A

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(prévue pour du gaz), ne permettant pas des débits liquides très élevés et, ensuite, un encombrement extérieur non négligeable par rapport au diamètre du tubing (ils ne sont d'ailleurs pas disponibles sur le marché pour les grandes dimensions de tubing) et pas forcément compatible avec un cuvelage techniquement ou économiquement acceptable.

Mandrin à poche latérale 

Siège perforé :

C'est un cas particulier de siège dans lequel des orifices sont percés. La communication est interdite ou permise respectivement par la mise en place ou le retrait d'une chemise d'aveuglement équipée de garnitures d'étanchéité, la manœuvre étant effectuée au travail au câble. La chemise d'aveuglement et donc les garnitures d'étanchéité sont très aisément remontées pour changement en cas de fuite ; par contre, la restriction de diamètre de passage est assez pénalisante si l'on doit effectuer d'autres opérations au câble, en-dessous.

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Siège perforé 2-4-

Les vannes de sécurité de subsurface :

En fonction, en particulier, de l'environnement, de la nature et de la pression de l'effluent produit, il peut être nécessaire de mettre dans le puits lui-même une vanne de sécurité de subsurface (SSSV : SubSurfaceSafety Valve) venant en complément de celle(s) équipant la tête de puits dans le cas où celle(s)-ci se retrouverait hors service (vanne ne fonctionnant pas, tête de puits "arrachée", ...). Le but de toutes ces vannes de sécurité de subsurface SSSV est de fermer le puits en cas d’accidents majeur : incendie, Xmastree arrachée. On distingue :

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

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Les vannes autopilotées SSCSV (Subsurface control safety valves) : Ces vannes que l'on dénommait souvent storm choke, sont appelées maintenant

SSCSV (SubSurfaceControlledsubsurfaceSafety Valves). Elles sont mises en place et récupérées au travail au câble Elles ferment le puits suite à une modification des conditions d'écoulement à l'endroit où elles sont installées :  soit une augmentation du débit local (et donc de la perte de charge à travers la vanne),  soit une chute de pression au droit de la vanne. a- Vannes de sécurité de fond autopilotées par la pression différentielle : Les « velocity valves» ou encore « Pressure differential valves » sont normalement ouvertes. Une duse incorporée à la vanne provoque une perte de charge en débit qui tend à la fermer. Un ressort de rappel la maintient ouverte, en casde trop grande augmentation de débit, la perte de charge supplémentaire ainsi créée induit une force de fermeture supérieur à la surface due au ressort de rappel, la vanne se ferme. Cette vanne ne peut pas fonctionner sur les puits à débit faible ou très variable. b- Vannes de sécurité de fond autopilotées par la pression locale : Ces vannes sont aussi connues sous les termes "Pressure operated valves" ou "Ambientsafety valves" fonctionnent avec un ressort récupérateur et une chambre à gaz ; la pression locale dans le puits tend à maintenir la vanne ouverte. De par sa conception est normalement fermée. Pour ouvrir la vanne, une pression égale ou supérieure à la pression de fonctionnement choisie est appliquée. Tant que la pression au droit de la vanne reste supérieure au point de fonctionnement, la vanne est ouverte et le ressort récupérateur comprimé ; mais, à la suite d'une baisse locale et anormale de la pression, celle-ci n'est plus suffisante pour contrebalancer les effets de la force

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LES EQUIPEMENTS DES PUITS ERUPTIFS exercée par le ressort récupérateur et la chambre à gaz. La vanne, alors, se ferme.



Les vannes de sécurité de subsurface commandées depuis la surface (SCSSV) : Contrôlées par la pression hydraulique dans la ligne de commande, les vannes de sécurité de subsurface, commandées depuis la surface, dites SCSSV (Surface Controlled Subsurface Safety Valves), sont des vannes "normalement fermées" (c'està-dire qu'elles sont fermées quand il n'y a pas de pression appliquée dans la ligne de contrôle) de type "failsafe". La pression de commande agit sur un vérin ; ce vérin repousse une chemise qui, en se déplaçant, ouvre la vanne et, en même temps, comprime un puissant ressort récupérateur. Tant que la pression de commande est maintenue à sa valeur de service, la vanne reste ouverte ; si, par contre, elle tombe en dessous d'un certain seuil, la vanne se ferme alors automatiquement sous l'action de la seule force de son ressort récupérateur. La mise en sécurité du puits peut être ainsi réalisée manuellement ou automatiquement pour des problèmes puits ou autres, feu, explosion ou choc, problème process, ... Suivant le niveau de mise en sécurité requis, elle peut être réalisée par la seule fermeture de la vanne de sécurité de tête de puits, ou avec la fermeture complémentaire de la vanne de sécurité de subsurface. Les fournisseurs classiques de SCSSV sont les mêmes que pour les vannes autopilotées. Elles sont proposées, par contre, sous deux options :

 soit mises en place dans un siège spécial et récupérées au travail au câble, auquel cas elles sont dites "WireLineRetrievable" (WLR) ;  soit vissées sur le tubing et relevées par remontée de tout ou partie de l'équipement du puits et dans ce cas, elles sont dites "Tubing Retrievable" (TR) ou "Tubing Mounted" (TM).

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Il existe par ailleurs des vannes spéciales, mixtes, proposées par d'autres fournisseurs tel AVA, dont une partie est "tubing retrievable" et l'autre "wire line retrievable". 2-5-

Les sièges pour outils (landing nipples) :

Pour répondre aux besoins de mesures, faciliter les opérations de mise en place de l'équipement, ou assurer certaines fonctions de sécurité, le tubing est équipé de pièces spéciales, appelées sièges, dans lesquelles des outillages mécaniques pourront être mis en place, normalement au travail au câble. On a essentiellement besoin de pouvoir :  tester en pression tout ou partie du tubing,  tester l'étanchéité du dispositif de circulation,  monter en pression le tubing pour ancrage d'un packer hydraulique,  isoler le tubing de la pression de couche,  laisser en place temporairement dans le puits des instruments de mesure de pression ou/et de température sans trop interférer, si possible, avec les conditions de production du puits. Lors de la complétion, la place, le nombre et le type de sièges dans l'équipement du puits sont à considérer très soigneusement et à choisir en fonction :  des opérations prévisibles dans le puits,  de la perte de diamètre de passage intérieur que le siège introduit essentiellement pour les outils à descendre plus bas dans le puits. Plusieurs types de sièges existent sur le marché, mais ils ont au moins deux éléments en commun : o une gorge d'ancrage permettant le verrouillage mécanique de l'outillage dans le siège si besoin est ; le porte-outil est alors muni d'un verrou (lock).

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o une portée d'étanchéité (seal bore) sur laquelle est réalisée, si nécessaire, l'étanchéité entre le siège et l'outillage, à l'aide de garnitures montées alors sur le porte-outil.

Dans la pratique on trouve deux types de sièges : a- Les sièges sélectifs : Les sièges sélectifs ont le même profil, la sélection d’un siège donnée est déterminée par le type d’outil descendu par wire line et sa manière d’ancrage. La conception du siège sélectif permet la descente de plusieurs sièges de même dimension dans une complétion ou l’ancrage des différents outils (plugs, vannes, appareils de mesure de température et de pression…) est possible.

b- Les sièges non sélectifs : Le siège non sélectif reçoit un dispositif de verrouillage utilisant le principe de nogo pour sa localisation. Dans une complétion, un seul siège d’une dimension donnée peut être descendu dans le puits. Le siège inférieur placé au bas de la complétion doit être de type nogo afin d’empêcher la chute de la plupart des outils wire line au fond du puits. 2-6-

Autres équipements de fond 

Flow coupling :

Les « flow coupling » dans une colonne de tubing sont des éléments importants à prendre en compte pour la durée de vie d’une complétion. Sur les « flow coupling » l’épaisseur du tube est plus importante que celle des tubings correspondants, ils sont conçus pour empêcher toute érosion créée par la turbulence des flux. L’expérience pratique montre que les « flow coupling » doivent avoir une longueur minimum de 3 ft (0,91 m). Enseignante :Mlle BERKANI. A

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LES EQUIPEMENTS DES PUITS ERUPTIFS Il est recommandé d’installer les « flow coupling » au-dessus et en dessous des « landing nipples » ou tout autre raccord ayant une restriction de diamètre intérieure.



Blast joint :

Les « Blast joint » sont des sections de tubing ayant une épaisseur de tube importante. Habituellement le diamètre intérieur est égal à celui du tubing, Les « blast joint » doivent être installés dans la colonne de production en face des sections perforées des zones de production dans les puits de production à choix multiples. Leur fonction est d’augmenter la durée de vie du tubing en augmentant sa résistance à l’érosion due au flux qui passe en face des « blast joint ». 

Sabot du tubing « Tubing shoe » : C’est l’élément situé en bout de la complétion et usiné de façon à faciliter l’entrée au fond du puits des outils « Wire Line » à l’intérieur des tubings.

3- Equipements de surface : Le choix du type de tête de puits et les fonctions qu’elle doit assurer sont liés aux besoins de : -

Sécurité contre l’éruption non contrôlée du puits.

-

Contrôle du débit du puits (dusage).

-

Contrôle périodiquement de l’état du puits et/ou mise en sécurité du puits par des outillages descendus au wire line. La tête de puis se compose de trois parties principales : 

La tête de tubage (casing head, casing spool) dans laquelle sont suspendus les tubages.

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LES EQUIPEMENTS DES PUITS ERUPTIFS 

La tête du tubing (tubing head) qui sert à suspendre le tubing de production.



La tête de production (Xmas tree) qui sert à diriger l’effluent de production ou d’injection et permet aussi le contrôle des pressions en tête de puits

3-1- Tête de tubage :

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Dans la pratique, on trouve deux types classiques de tête se tubage qui assurent la même fonction. a- Tête de tubage conventionnelle : Dans ce type de tubage, chaque tubage est suspendu au moyen d’un casing hanger logé dans la casing spool. La connexion inférieure de la tête de tubage est visée dans le premier tubage de surface et posée sur un épaulement. Il y a peut y avoir plusieurs têtes de tubages intermédiaires ou chaque casing spool est équipée d’un accès annulaire pour le contrôle des pressions. Les têtes de tubage sont connectées ensemble par des brides boulonnées. Pour les têtes de tubage conventionnelles, les bop’s doivent être démontés et réinstallées à la fin de chaque opération de descente et cimentation du casing, ainsi la tête de puits sera construite au fur et à mesure de la réalisation des phases de forage. b- Tête de tubage compacte : Dans les têtes de tubage compactes, chaque tubage est suspendu à l’aide d’un tubing hanger dans la même casing spool. L’avantage majeur de ce type de tête de tubage est l’élimination du temps de montage et démontage des Bop’s à la fin de chaque opération de cimentation de tubage. 3-2- Tête du tubing ou tubing spool : La tubing head spool est posée sur la bride supérieur de la dernière tête de cuvelage, elle a pour fonction de suspendre la colonne de production et de fournir un épaulement pour le dispositif de suspension de la colonne de production « tubing hanger ». Tout comme la « casing spool », la « tubing head spool » est conçue avec deux sorties latérales, l’une d’elle est équipée d’un manomètre permettant d’observer l’annulaire et d’y surveiller montée ou descente en pression, l’autre sortie permet de se brancher sur les conduites extrêmes. La colonne de production est suspendue à l’intérieur du tubing spool au moyen du « tubing hanger ». ce dernier rend étanche l’espace entre le tubing et « le tubing spool » grave à une garniture élastomère. Le tubing hanger est généralement usinée pour

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recevoir un clapet anti-retour (BPV : back pressure valve » lors des interventions sur la tête de puits.

3-3- Tête de production, l’arbre de noël (Xmas tree) : La tête de production est un assemblage de vannes et d’équipements annexes montée en un seul bloc. Elle est utilisée principalement pour contrôler l’écoulement du fluide dans le tubing de production et permettre l’accès pour les opérations de pompage et d’intervention en toute sécurité. La structure standard d’une tête de production est composée de : a- Vanne maitresse inférieure « Lower master valve » : Généralement manuelle, elle doit être utilisée seulement en cas d’urgence ou pour fermer le puits pour une langue période. Elle est utilisée comme vanne de secours pour la vanne maitresse supérieure. b- Vanne maitresse supérieure « Upper master valve » ou vanne de travail : Enseignante :Mlle BERKANI. A

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C’est la vanne primaire à utiliser en cas de fermeture du puits. Normalement c’est une vanne automatique, qui se ferme quand la pression en avale devient supérieur ou inférieur à la pression de tarage. Elle peut être à commande hydraulique ou pneumatique, elle est utilisée comme étant la première vanne de sécurité de surface. c- Croix « cross » : C’est un élément composé de brides, appelé ainsi car elle représente 4passages, les 2 passages verticaux étant connectés à la vanne maitresse supérieure, alors qu’horizontalement, sur le coté production, une vanne latérale « wing valve » est connectée, une autre vanne latérale « kill valve » est éventuellement connectée sur une des 4 sorties. d- Vanne latérale « swing valve » : C’est une vanne manuelle située à la sortie latérale reliant la croix de circulation à la ligne de production. Elle permet d’isoler le puits de la ligne de production et éviter un éventuel retour du fluide dans le puits. e- Vanne latérale extérieure (fail safe valve » : Normalement c’est une vanne à commande automatique, elle est située entre la vanne latérale intérieure et le porte duse. Cette vanne se ferme automatiquement dès qu’il y a variation significative de pression en surface (chute ou augmentation de pression). f- Vanne latérale intérieure de pompage « kill wing valve » : C’est une vanne manuelle qui n’est pas toujours installée sur la tête de production, située à sortie latérale de la croix de circulation du côté opposé à la ligne de production. Elle permet la connexion de l’unité de pompage à la tête de puits. g- Duse réglable ou fixe « adjustable ou positive choke » : La duse est placée après la vanne extérieure de la sortie latérale, elle permet de contrôler le débit et la pression en tête de puits. Elle peut être une duse fixe (positive choke) et réglable manuellement (ajustable choke). h- Vanne supérieure « Swab valve » : Enseignante :Mlle BERKANI. A

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Elle est utilisée pour les opérations Wire line ou toute autre intervention dans la colonne de production. C’est une vanne manuelle généralement fermée. i- Chapeau de tête « top adapter » : Il est placé sur le haut pour fermer la tête de production sur sa partie supérieure, généralement assemblée avec un manomètre. Ce chapeau de tête est muni d’une connexion rapide, compatible avec des équipements de wire line ou autres. 4- Mise en place des équipements : 4-1-

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