Équipement de contrôle de venue

5/26/2018 quipement de Contrle de Venue

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FOR95009

QUIPEMENT DE CONTRLEDE VENUE

2006 ENSPM Formation Industrie IFP Training


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Sommaire

SOMMAIRE

AVERTISSEMENT 6

CE DOCUMENT SE RFRE AUX RGLES API RP 53 DE MAI 1984 ET RP 16 EDOCTOBRE 1990. CE SONT DES RECOMMANDATIONS MINIMUM. DESRGLES PLUS CONTRAIGNANTES PEUVENT TRE OU SONT EN VIGUEURAU SEIN DE CHAQUE COMPAGNIE. 6

CHAPITRE 1LES BRIDES 8

1.1 CARACTRISTIQUES DES BRIDES...............................................................................................8

1.2 MONTAGE.......................................................................................................................................... 11

1.3 LES BRIDES CLAMPS..................................................................................................................13

CHAPITRE 2

LES OBTURATEURS DE TTES DE PUITS.......................................................... 16

2.1 GNRALITS.................................................................................................................................. 16

2.2 DIFFRENTS TYPES D'OBTURATEURS.................................................................................... 18

2.2.1 Obturateurs mchoires (rams BOP).................................................................................................18

2.2.2 Obturateurs annulaire (annular BOP).................................................................................................18

2.2.3 Obturateurs internes (I-BOP)............................................................................................................. 18

2.2.4 Obturateurs rotatifs.............................................................................................................................18

2.3 LES OBTURATEURS MCHOIRES..........................................................................................212.3.1 Le Cameron type U (figure 2.2)......................................................................................................... 21

2.3.2 Autres BOP mchoires.....................................................................................................................31

2.4 LES OBTURATEURS ANNULAIRES.............................................................................................43

2.4.1 Hydril type GK................................................................................................................................... 43

2.4.2 Hydril type GL (figure 2. 28)............................................................................................................. 49

2.4.3 Shaffer sphrique (figure 2. 31)..........................................................................................................53

2.4.4 Cameron type D..................................................................................................................................54

2.5 DIVERTERS........................................................................................................................................ 57


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Sommaire

2.6 OBTURATEURS INTERNES DE GARNITURE (INSIDE BOP)................................................ 63

2.6.1 Dispositifs d'obturation en surface .................................................................................................... 63

2.6.2 Dispositifs placs au niveau de loutil ...............................................................................................67

2.6.3 Dispositifs pomper dans la garniture ..............................................................................................692.6.4 Procdures appliquer en cas de signe de venue en cours de manuvre......................................... 70

2.7 OBTURATEURS ROTATIFS (EN COURS DE DVELOPPEMENT)...................................... 72

CHAPITRE 3TEST DES TTES DE PUITS 73

3.1 LES TESTS DE FONCTIONNEMENT........................................................................................... 73

3.2 LES TESTS EN PRESSION...............................................................................................................74

3.2.1 Avec le tester cup................................................................................................................................75

3.2.2 AVEC LE TESTER PLUG..............................................................................................................77

3.3 RSULTATS DES TESTS.................................................................................................................80

CHAPITRE 4UNIT DACCUMULATION ET DE COMMANDEDES BOP 81

4.1 UNIT DE COMMANDE DE BOP SURFACE.............................................................................. 81

4.2 DESCRIPTION D'UNE UNIT STANDARD.................................................................................83

4.3 PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT DE L'UNITET RECOMMANDATIONS API................................................................................................ 86

4.3.1 Systmes de pompage.........................................................................................................................86

4.3.2 Les bouteilles .....................................................................................................................................87

4.3.3 Distribution du fluide hydraulique..................................................................................................... 89

4.3.4 Rservoir et fluide hydraulique.......................................................................................................... 92

4.3.5 Panneau de commande distance...................................................................................................... 924.3.6 Conduites............................................................................................................................................ 97

4.4 DIMENSIONNEMENT D'UNE UNIT...........................................................................................97

4.4.1 Calcul du nombre de bouteilles..........................................................................................................97

4.4.2 Capacit des pompes.......................................................................................................................... 99

4.4.3 Dimensionnement du rservoir de stockage du fluide hydraulique.................................................100

4.4.4 Temps de fermeture des BOP...........................................................................................................100

4.5 VRIFICATION DE LA PRCHARGE DES BOUTEILLES................................................... 101


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Sommaire

CHAPITRE 5LES DUSESLE CHOKE MANIFOLD 102

5.1 DUSE RGLABLE MANUELLE (FIGURE 5.1)..........................................................................103

5.2 DUSE COMMANDE DISTANCE............................................................................................ 103

5.2.1 Duse SWACO - 10000 psi................................................................................................................104

5.2.2 Duse "Cameron" 10000 psi (figure 5.5)...........................................................................................107

5.3 KILL LINE ET CIRCUIT MANIFOLD........................................................................................ 110

5.3.1 Kill line............................................................................................................................................. 110

5.3.2 Circuit manifold................................................................................................................................111

5.3.3 Sparateur atmosphrique.................................................................................................................115


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AVERTISSEMENT

CE DOCUMENT SE RFRE AUX RGLES API RP 53 DE MAI 1984 ET

RP 16 E DOCTOBRE 1990. CE SONT DES RECOMMANDATIONS

MINIMUM. DES RGLES PLUS CONTRAIGNANTES PEUVENT TRE

OU SONT EN VIGUEUR AU SEIN DE CHAQUE COMPAGNIE.

2006 ENSPM Formation Industrie IFP Training6


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CHAPITRE 1

LES BRIDES

Ce sont des systmes d'assemblage entre les diffrents composants de la tte de puits.

1.1 Caractristiques des brides

Elles sont dnommes par leur diamtre intrieur en pouces et par leur pression de serviceou pression de travail en psi (working pressure), par exemple : 13 5/8 - 5000 psi.

On trouvera figure 1.3 les dimensions nominales des brides ainsi que la pression de service laquelle elles sont disponibles.

Il existe deux types de bride (figures 1.1 et 1.2) :

les brides 6B pour les pressions de service 2000, 3000 et 5000 jusqu' la dimension 11"incluse,

les brides 6BX pour les pressions de service 5000 partir de la dimension de 13 5/8,

10 000, 15 000 et 20 000 psi (ainsi qu'en pression de service 2000 et 3000 psi dediamtre nominal 26 3/4).

Ces deux types se diffrencient principalement par la faon dont se fait le contact entre lesbrides. Ltanchit mtal sur mtal entre les deux brides est assure par un joint tore en acierdoux.

Les brides 6B sont quipes de joint du type R ou RX (figure 1.3). Le joint R est desection ovale ou octogonale, le joint RX est octogonal asymtrique (figure 1.3). Le X indiqueque le joint est activ par la pression (pressure energized).

Ces deux types de joints se montent indiffremment dans les gorges des brides 6B.L'tanchit de l'assemblage sera effective lorsque le pincement du joint par le serrage descrous (ou du clamp) approchera la cote S appele stand off (voir figure 1.4). Ce jeu doit treconstant sur toute la priphrie. Puisquil ny a pas de contact entre les deux brides, le serragedes boulons doit tre vrifi priodiquement.

Les brides de type 6B ne seront pas utilises pour des assemblages o il y a flexion delensemble BOP- tte de puits.



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Les brides

Les brides 6BX sont quipes d'un joint type BX (figure 1.5) de section octogonale, avecdes perages d'galisation des pressions dans les deux fonds de gorge. Ces trous d'galisationautorisent une fuite sur un des flancs intrieur du joint sans effet de soulvement du joint et

donc de fuite l'extrieur, car l'galisation permet la pression d'tre active radialement enforant vers l'extrieur le joint donc d'assurer le contact sur les flancs extrieurs des gorges.

FIG. 1.1 Bride de type 6B (srie 3000 psi)

FIG. 1.2 Bride de type 6BX (srie 5000, 10000 psi)


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Les brides

FIG. 1.3Joints tores API type R et RX et bride type 6B

FIG. 1.4Joints tore API type BX et bride type 6BX


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Les brides

Pression deservice

SRIE2000

SRIE3000

SRIE5000

SRIE10000

SRIE15000

SRIE20000

Dimensionnominale

113/16 BX 151 BX 151 BX 15121/16 R-RX 23 R-RX 24 R-RX 24 BX 152 BX 152 BX 15229/16 R-RX 26 R-RX 27 R-RX 27 BX 153 BX 153 BX 15331/16 BX 154 BX 154 BX 15431/8 R-RX 31 R-RX 31 R-RX 3541/16 R-RX 37 R-RX 37 R-RX 39 BX 155 BX 155 BX 15551/8 R-RX 41 R-RX 41 R-RX 44 BX 16971/16 R-RX 45 R-RX 45 R-RX 46 BX 156 BX 156 BX 156

9 R-RX 49 R-RX 49 R-RX 50 BX 157 BX 15711 R-RX 53 R-RX 53 R-RX 54 BX 158 BX 158135/8 R-RX 57 R-RX 57 BX 160 BX 159163/4 R-RX 65 R-RX 66 BX 162 BX 162183/4 BX 163 BX 164203/4 R-RX 74211/4 R-RX 73 BX 165 BX 164

FIG. 1.5Joints tores utiliser en fonctions des pressions de service et du diamtre nominal

1.2 Montage

Lassemblage des brides se fait par boulons (bolted), par goujons (studded) ou par clamps(figure 1.6).

Les gorges et les joints doivent tre contrls, nettoys et monts sec ou ventuellementlgrement huils, avant la mise en place du joint dans la gorge intrieure. Le positionnement

de l'lment suprieur doit se faire sans endommagement du joint et des flancs de gorge.

Dans le cas dassemblage par boulons ou par goujons, le blocage des crous de serragedoit se faire en croix et il faut respecter la cote S sur la circonfrence dans le cas de jointstores R ou RX et respecter les couples de serrage pour les brides 6BX (voir Formulaire duForeur - section L

Il faut vrifier galement, avec des cales d'paisseur l'absence de jeu entre les brides,

les joints tores ne doivent tre utiliss qu'une seule fois pour des raisons dtanchit etdcrouissage du mtal (lors du serrage, le mtal se durcit et peut endommager les

gorges sils sont rutiliss) .


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Les brides

Connexion par boulons

Connexion par goujons

Connexion par clamps

FIG. 1.6 Diffrents assemblages des brides


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Les brides

1.3 Les brides clamps

Le principe de base de l'assemblage est identique celui des brides boulonnes, seulchange le mode de serrage qui est constitu par deux demi colliers (clamp) serrs autour desbrides dont l'usinage extrieur est conique (hub). Le principe cne/coins transforme l'effortradial des colliers en une force de compression entre les deux brides et ralise ainsil'tanchit par le joint tore en acier.

Il faut diffrencier les Hubs et Clamps normaliss par l'API de ceux conus par CameronIron Works (figures 1.7 et 1.8).

Les Hubs API existent en srie 5000 et 10000 psi et utilisent des joints tores de type RXuniquement, alors que les Hubs Cameron existent de la srie 2000 20000 psi et utilisent des

joints tores RX ou BX. Ces derniers sont imprativement utiliss dans le cas d'empilages de

grande hauteur tels les BOP stack sous-marins. En effet, les efforts de basculement dus aupoids et la hauteur de l'ensemble ne se reportent pas directement sur le joint tore en aciercomme cela est le cas des joints RX, mais sur les faces des Hubs qui sont en contact dans lecas des joints BX.

FIG. 1.7 Profil dune connexion par clamp


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Les brides

FIG. 1.8 Collierspour serrage des brides - Clamp


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CHAPITRE 2LES OBTURATEURS DE TTES DE PUITS

2.1 Gnralits

Les obturateurs et leurs accessoires ont pour fonctions :

d'assurer la fermeture du puits quand ncessaire,

de permettre de reprendre le contrle du puits.

Les BOP assurent le contrle secondaire (deuxime barrire de scurit) alors que laboue assure le contrle primaire (premire barrire).

Un obturateur est dfini par :

sa marque (les principaux fabricants tant : Cameron, Shaffer, Hydril),

son type,

sa dimension nominale (diamtre du passage intrieur),

sa srie (pression maximale de travail et de test en psi).

Ces deux dernires caractristiques permettent de connatre la dimension nominale desbrides de raccordement (et des joints tores utiliser) qui correspond normalement au diamtrede passage dans l'obturateur et la pression maximale de travail.

Pour chaque obturateur on prcise en outre les caractristiques suivantes :

les rapports de fermeture et d'ouverture (rapport entre la pression qui rgne dans le puits

au moment de la fermeture - ou de l'ouverture - et la pression exercer dans la chambrehydraulique pour fermer ou ouvrir l'obturateur) ; par exemple, le rapport de fermeturede l'obturateur Cameron type U tant de 7 / 1, il faut exercer une pression de 1000 psisur les pistons de commande des mchoires pour les fermer s'il rgne dans le puits unepression de 7000 psi,

les volumes de fluide ncessaire pour la fermeture et l'ouverture de l'obturateur,

l'encombrement (hauteur, longueur, largeur, poids), en particulier la longueur ou lalargeur, suivant le type, lors de l'ouverture pour le changement des mchoires.



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Les obturateurs de ttes de puits

Toutes ces donnes sont indiques dans le formulaire du foreur Section L


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2.2 Diffrents types d'obturateurs

2.2.1 Obturateurs mchoires (rams BOP)

Ils peuvent tre quips de diffrents types de mchoires :

Fermeture sur une dimension donne : "pipe rams".

Fermeture totale "blind rams".

Fermeture totale et cisaillante "blind shear rams".

Fermeture sur une gamme de diamtres donns "variable rams, flex packer".

Fermeture sur deux tubes : "dual rams" pour les compltions doubles.

Le nombre dobturateurs mchoires de lempilage dpend de la pression attendue dansles formations forer (voir figures 2.1 a, b et c). La position des diffrents types de mchoiresvarie suivant les oprateurs. Chaque empilage prsente des avantages et des inconvnients.

2.2.2 Obturateurs annulaire (annular BOP)

Ils sont galement appels "bag type". Ils peuvent se fermer et faire tanchit sur des

quipements de section rgulire de diffrents diamtres (tubulaire et cbles) et mme sur letrou vide (mais pas vraiment recommand). Ils permettent la manuvre du train de tiges,obturateur ferm avec de la pression dans le puits (stripping).

Ils sont toujours placs au sommet de lempilage. Leur pression de service estgnralement immdiatement infrieure la pression de service des BOP mchoires. Cesten gnral le BOP que lon fermera en cas de venue avec un tubulaire dans le puits.

2.2.3 Obturateurs internes (I-BOP)

Les obturateurs internes (inside blowout preventers) sont les diffrents quipements quel'on place dans le train de tiges pour le fermer. Leur pression de service est gale ousuprieure la pression de service des BOP.

2.2.4 Obturateurs rotatifs

Ils permettent la rotation et la manuvre des tiges et sont placs au-dessus des obturateursnormaux. Ils sont utiliss pour forer sous pression en conservant une boue de faible densit(forage underbalance, forage l'air ou la boue are).


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FIG. 2.1aExemple dempilage avec 3 BOP (3 000 psi WP)

FIG. 2.1bExemple dempilage avec 4 BOP (5 000 psi WP)


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FIG. 2.1cExemple dempilage avec 5 BOP (10 000 psi WP)


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2.3 Les obturateurs mchoires

Nous passerons en revue plus particulirement le Cameron type U qui est un modlecouramment utilis dans lindustrie et qui prsente la conception la plus complexe.

2.3.1 Le Cameron type U (figure 2.2)

2.3.1.1 Description du Cameron type U

Il est constitu d'un corps forg comprenant :

un alsage central vertical pour le passage des quipements de forage,

un alsage horizontal (rams cavity) dans lequel se dplace un jeu de deux mchoires.

souvent 2 sorties latrales pour connecter directement les kill et choke lines (ce qui vitedutiliser une croix de circulation (mud cross ou drilling spool), ces sorties sont situessous les rams.

De chaque ct du corps : (figure 2.3)

une bride intermdiaire (2) (Intermediate flange),

un "bonnet" (3)

Chaque bride est fixe au "bonnet" par des vis tte noye et chaque ensemble "bride +bonnet" est fix au corps par quatre goujons (12). L'tanchit entre bride et corps est assurepar un joint type "O-ring" (22).

FIG. 2.2Cameron type U quip de pipes rams


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Chaque mchoire est "agrafe" sur une tige de piston comportant au centre le piston demanuvre (5). Ce type de montage permet un certain mouvement des mchoires (elles sontflottantes) ncessaire lors de la fermeture pour avoir un alignement correct entre lesmchoires et le tubulaire.

FIG. 2.3Eclat dun Cameron type U

Deux pistons (9) (10) solidaires du corps, servant la manuvre des bonnets prsententles caractristiques suivantes :

l'un (10) sur le circuit douverture du BOP a un alsage central, il permet dcarter lesbonnets du corps et daccder aux mchoires.

l'autre (9) sur le circuit de fermeture des BOP est perc latralement. Le circuitdbouche derrire le piston et permet de refermer les bonnets.

La bride intermdiaire entre corps et bonnet dans laquelle coulisse la tige de piston estmunie d'un joint lvres (lip seal) du ct puits et d'un "O" Ring ct chambre demanuvre du piston.


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Entre ces deux joints se trouvent une mise l'atmosphre (vent line ou weep line) (ce quipermet la dtection d'une fuite ventuelle) ainsi qu'un systme supplmentaire d'tanchitpar injection de graisse plastique. Cette possibilit dinjection est un systme d'tanchit de

secours n'employer que si le BOP ne peut pas tre dmont et rpar (figure 2.4), cest lecas en cours de contrle de venue.

FIG2.4Dtail du systme dtanchit du Cameron type U

Remarque : Un systme identique de dtection de fuite et dtanchit secondaire existe surtous les modles de BOP mchoires.

Deux vis de verrouillage (8) (locking screw) permettent le blocage des mchoires enposition ferme. En version sous-marine, ces vis sont remplaces par un systme hydrauliquede blocage coins dit "wedgelock". Ce systme maintient les mchoires fermes, mme si lapression est relche dans la chambre de fermeture (figure 2.5 a et b).


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FIG. 2.5aVerrouillage manuel du Cameron type U (BOP en position verrouille)

FIG. 2.5bVerrouillage du Cameron type U par le systme wedge lock

2.3.1.2 Les mchoires du Cameron Type U (figure 2.6a et b)

Les mchoires autres que les blind shear rams (BSR) sont constitues de trois pices :

unbloc mtallique,

une garniture suprieure d'tanchit en caoutchouc(top seal),


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une garniture frontale (front packer) : soit pour fermeture totale, soit pour fermeture surtige ou casing.

La pression applique sous la mchoire vient plaquer le top seal contre la cavit de la

mchoire (rams cavity) et assure ltanchit. Certains types de mchoires sontrenforces ou ont subit un traitement de surface spcifique permettant de pendre lagarniture dans le puits, cette possibilit est indique par un numro de srie spcifique.

Les deux garnitures (top seal et packer) s'agrafent l'une l'autre par deux tenons. Pourenlever la garniture frontale, il faut dabord enlever le top seal.

Le caoutchouc de la garniture frontale est maintenu entre deux plaques mtalliques. Cesplaques servent de guidage, elles permettent de maintenir le contact entre le caoutchouc et letubulaire sur lequel on ferme et vitent lextrusion du caoutchouc.

Les "blind shear rams" permettent, en cas d'urgence, de couper les tiges tout en assurantl'tanchit en fin de course.

1 : Mchoire suprieure, 2 : Corps suprieur, 3 : blade packer, 4-5 : side packer, 6 : top seal, 7 : mchoireinfrieure.

FIG. 2.6a Pipe rams et blind shear rams de Cameron type U


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La pression appliquer pour couper est 3000 psi. Le diamtre maximum des tiges deforage que lon peut couper est fonction du BOP et des rams utilises. Sur certains modlesde blind shear rams, les flanges intermdiaires sont plus paisses et le diamtre des pistonsprincipaux plus important, ce qui assure une force plus grande pour couper.

Les "variable rams" permettent la fermeture sur une gamme de diamtres (en gnral delordre de 3"). Elles sont construites sur le principe de la membrane du CAMERON type D(voir paragraphe 2.4.4).

FIG. 2.6b Variable rams de Cameron type U


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2.3.1.3 Fonctionnement du Cameron type U (figure 2.7)

La manuvre de l'obturateur est commande par une vanne quatre voies de lunit decommande des BOP.

Pour fermer, le fluide sous pression envoy par l'orifice marqu "close" passe l'intrieurde la tige et du piston (10) arrive dans le cylindre principal, l'arrire du piston de commande(5). Celui-ci pouss cot puits, entrane la mchoire. Le retour du fluide, chass par lemouvement des pistons, s'effectue par le ct marqu "open".

FIG. 2.7a Schma montrant le circuit de fermeture dun Cameron type U

La pression dans le puits aide la fermeture du BOP, elle passe sous la mchoire et vientsappliquer derrire celle-ci. Thoriquement, partir dune certaine valeur, elle permet mmede maintenir le BOP ferm aprs avoir purg la pression hydraulique dans le circuit defermeture.

Pour ouvrir, aprs manuvre de la vanne quatre voies, le fluide sous pression est envoypar l'orifice marqu "open". Il passe par la tige du piston plein (9) et arrive dans le cylindre demanuvre l'arrire du piston de commande. Le retour du fluide de fermeture s'effectue parle ct marqu "close".

FIG. 2.7b Schma montrant le circuit douverture dun Cameron type U


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La pression hydraulique de fermeture des rams est utilise pour l'ouverture des bonnetslors du changement des mchoires.

Pour cette opration, il faut :

dvisser les 8 goujons ou boulons (4 de chaque ct de l'obturateur). Ceux-ci maintenuspar un clip, ne peuventpas sortir de leur logement et tomber,

appliquer la pression du ct "fermeture". L'ensemble "bonnet + bride" tant libr ducorps, le fluide sous pression:

- remplit le cylindre principal cot fermeture fermant ainsi les mchoires

- Puis remplit les cylindres de changement des mchoires cot extrieur et les deuxbonnets scartent.

L'espace entre le corps et lensemble flanges intermdiaires - bonnets est suffisant poursortir les mchoires l'aide d'anneaux.

Pour fermer les bonnets : le fluide sous pression appliqu du cot ouverture

remplit le cylindre principal cot ouverture ouvrant ainsi les mchoires.

Puis chasse le fluide remplissant les cylindres de changement des mchoires cotintrieur et les deux bonnets se referment.

Pendant le blocage des goujons, il faut conserver la pression cot ouverture.

FIG. 2.8 Schma montrant la fois les bonnets en position ouverte (cot droit)et en position ferme (cot gauche)

Pour faciliter le dblocage des crous lors de l'ouverture, il est prfrable de maintenir lapression hydraulique sur "OPEN" plutt que de mettre la vanne de commande en positionneutre.

Le systme hydraulique du type U est conu pour travailler sous une pression de 1500 psi.Des pressions plus faibles sont normalement suffisantes pour le fonctionnement (avec 3000psi dans le puits et un rapport de fermeture de 7 / 1, il suffit denviron 450 psi). Il est prvupour fonctionner avec une pression de 3 000 psi (pression ncessaire pour couper avec les

Blind Shear Rams).


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Il est possible de faire du stripping avec les BOP mchoires. Pour cela, il faut rduire lapression hydraulique dans la chambre de fermeture ( la limite de la fuite) pour viterdendommager les garnitures en caoutchouc. Il faut se servir de 2 BOP quips de fermeturesur tiges pour pouvoir passer les tool joints. Cela ncessite davoir entre les deux lments

des lignes dgalisation de pression et une distance suffisante pour placer les tool joints.

2.3.1.4 Cameron type U II (figure 2.9)

La diffrence principale avec le Cameron type U est le systme de goujons prtensionnsdes bonnets, ce qui facilite leur blocage et dblocage pour ouvrir les bonnets et changer lesmchoires (voir figure 2.10 a, b, c et d pour le fonctionnement). Le principe douverture desbonnets est identique celui du type U, mais la course des pistons est rduite, ce qui diminuele poids appliqu sur les pistons de changement de mchoires lorsque les bonnets sontcarts.

Egalement pour les BOP quips de verrouillage hydraulique, les wedgelocks sontdirectement monts lextrmit des bonnets, leur circuit dopration peut tre connect aucircuit douverture des BOP. De cette faon les wedgelocks seront ouverts avant que lapression soit applique sur le piston principal cot ouverture. Une chambre dquilibrage depression quipe les wedgelocks, elle limine le risque que le BOP reste verrouill cause dela pression hydrostatique externe exerce par la colonne deau de mer.

FIG. 2.9Cameron type U II quip de wedgelocks


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FIG.2.10a Position normale : la pression sur le goujon est relche, lcrou serre le bonnetet la flange intermdiaire sur le corps du BOP

FIG.2.10bOuverture des bonnets : une pression de 30 000 psi est applique sur le goujonqui sallonge, lcrou peut tre desserr la main

FIG.2.10cFermeture des bonnets : une pression de 30 000 psi est applique sur le goujon,lcrou est resserr la main

FIG.2.10dRetour la position normale : la pression est relche, lcrou serre de nouveaule bonnet et la flange intermdiaire sur le corps du BOP

FIG. 2.10Systme de goujons prtensionns du Cameron type U II


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2.3.2 Autres BOP mchoires

2.3.2.1 BOP Shaffer (figure 2.11)

La conception du Shaffer est beaucoup plus simple que celle du Cameron (figure 2.11)mais le principe de fonctionnement reste identique.

Le Shaffer est compos dun corps et de deux portes. La chemise du piston est en contactdirect avec le milieu extrieur, il est ferm son extrmit extrieure par une plaque, le toutest fix sur les portes par des tiges filetes. Pour changer les rams, il faut ouvrir manuellementles portes. Le circuit hydraulique passe dans les charnires des portes, la ligne de fermeture

sort de la porte, passe lextrieur du cylindre et entre dans la plaque externe (voir figure2.12).

Le systme dtanchit entre la partie hydraulique et le puits, ainsi que le systme dedtection de fuite (weep hole) et dtanchit secondaire sont logs dans lpaisseur desportes.

FIG. 2.11BOP mchoires Shaffer type SL quip du systme de verrouillage Poslock


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FIG. 2.12 Circuit hydraulique du Shaffer type SL

FIG. 2.13 Pipe et blind shear rams Shaffer

Il faut faire attention au cours de la mise en place des mchoires, elles peuvent tre misesdans un sens ou dans lautre. Il faut sassurer que les blind shear rams sont mises dans le bon

sens.


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Il existe plusieurs systmes de verrouillage des BOP Shaffer en position ferme.

Le systme manuel (figure 2.14) : les vis de verrouillage (locking shaft) sont solidairesde la tige de piston (ram shaft), il faut les dvisser pour verrouiller le BOP.

FIG. 2.14 Systme de verrouillage manuel de Shaffer

Le systme Poslock (figure 2.15) : Un piston secondaire (locking cone) est log lintrieur du piston principal. Il y a communication entre la chambre douverture duBOP et le piston secondaire. Un ressort log lintrieur de ce piston secondaire le

repousse vers le puits. Lors de la fermeture du BOP, le ressort tendance repousser le piston secondaire cot

puits, la pression dans la chambre douverture tant purge. En fin de course, les quatresegments de verrouillage (locking segments) monts sur le piston principal sont cartspar le piston secondaire sous laction du ressort et viennent se loger dans lemplacementprvu (locking shoulder), verrouillant ainsi le BOP en position ferme.

Lors de louverture du BOP, la pression applique dans la chambre douverturerepousse le piston secondaire, comprime le ressort dgageant ainsi les 4 segments deverrouillage et le piston principal peut reculer librement.


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FIG. 2.15 Systme de verrouillage Poslock de Shaffer

Linconvnient du systme Poslock est quil ny a quune seule position de verrouillage. Sila garniture en caoutchouc est un peu use, il est possible de ne pas avoir ltanchit sur letubulaire lorsque la pression dans la chambre de fermeture est relche.

Le systme Ultralock (figures 2.16a, b et c) est trs voisin dans sa conception dusystme Poslock. On retrouve un piston secondaire (unlocking piston) lintrieur du

piston principal, 4 tiges de verrouillage (locking rods) et 4 chiens de verrouillage(locking dogs) monts sur ressort (les ressorts viennent plaquer les chiens contre lestiges de verrouillage). Comme dans le systme Poslock, la pression applique dans lachambre douverture repousse le piston secondaire vers lextrieur du BOP, unechambre sous pression remplace le ressort du systme Poslock, elle permet de repousserle piston secondaire du cot puits. Ce systme, contrairement au Poslock, permet deverrouiller dans plusieurs positions.


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FIG. 2.16a Systme de verrouillage Ultralock

Lors de la fermeture du BOP, les dents des chiens sautent sur celles des tiges deverrouillage (profil qui permet le dplacement dans ce sens mais pas dans lautre). Enfin de course, les chiens se trouvent plaqus contre les tiges de verrouillage par lesressorts et le systme ne peut pas revenir en arrire (puisquil ny a pas de pressionapplique dans la chambre douverture).


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FIG. 2.16b Systme de verrouillage Ultralock, BOP en position ouverte

Lors de louverture du BOP, la pression applique dans la chambre douverturerepousse le piston secondaire qui vient dgager les chiens des tiges de verrouillage et lepiston principal peut reculer librement.


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FIG. 2.16c Systme de verrouillage Ultralock, BOP en position ferme

FIG. 2.16dDtail du systme de verrouillage Ultralock


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2.3.2.2 BOP mchoires Hydril (figure 2.17)

Le principe de fonctionnement est identique celui des autres BOP mchoires.

FIG. 2.17BOP mchoires Hydril avec systme de verrouillage manuel

Le BOP est quip dune pice dusure lendroit o se fait ltanchit entre le top seal etles cavits des mchoires (voir figure 2.18 pour le dtail).


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FIG. 2.18Dtail de ltanchit entre les rams et les rams cavities

FIG. 2.19 Circuit hydraulique du BOP Hydril


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FIG. 2.20Diffrents types de rams Hydril

FIG. 2.21Dtail des blind shear rams Hydril


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Le systme de verrouillage automatique des mchoires utilis chez Hydril est le systmeMPL (Multiple Position Locking). Comme le system Ultralock de Shaffer, il permet deverrouiller le BOP sur plusieurs positions. Cest un mcanisme dembrayage, le plateau avant(cot puits) est solidaire du lock nut (voir figure 2.22 et 23 pour le dtail). Lorsque le

mcanisme est dsengag (ouverture du BOP), le lock nut et le plateau avant peuvent tournerlibrement entrans par le filetage de la tail rod. Le plateau arrire ne peut pas tourner, maispeut se dplacer davant en arrire, il est pouss cot puits par des ressorts, ce qui permetdengager le verrouillage. Il est pouss vers lextrieur par la chemise du piston principal parlintermdiaire du transfer ring. Cest la pression dans la chambre douverture qui pousse leplateau arrire vers lextrieur. Ce sont les ressorts du plateau arrire qui le pousse verslintrieur quand la pression dans la chambre douverture est relche. Les plateaux avant etarrire sont munis de dents qui permettent la rotation dans un sens (libre rotation dans le sensinverse des aiguilles dune montre quand on ferme le BOP), mais pas dans lautre lorsque lesdeux plateaux sont en contact.

Lors de la fermeture du BOP, le mouvement de la tige de piston fait tourner le lock nut quientrane le plateau avant, les 2 plateaux sont engags mais la forme des dents permet larotation du plateau avant dans ce sens. Si la pression est relche dans la chambre defermeture, le BOP ne peut pas souvrir car les dents ne permettent pas la rotation dans lautresens. Il faut appliquer une pression dans la chambre douverture pour dsengager lemcanisme.

Lors de louverture du BOP, la pression dans la chambre douverture repousse verslarrire la chemise, qui son tour repousse le transfer ring et le plateau arrire delembrayage librant ainsi la plaque avant qui peut tourner librement avec le lock nut sur la

tail rod.


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FIG. 2. 22 Systme MPL (Multiple Position Locking) de verrouillage des rams

FIG. 2.23Dtails du systme de verrouillage


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2.4 Les obturateurs annulaires

Le principal fabricant de BOP annulaires est Hydril. Les modles les plus courants sontGK, GL, GX, MSP pour les grands diamtres et basses pressions (diverters). Le modle GSest conu plus spcialement pour les oprations de snubbing et de stripping. Nous dcrironsgalement les BOP Shaffer et Cameron avec le type D.

Les BOP annulaires sont quips dune garniture lastique arme permettant la fermeturesur n'importe quel tubulaire prsentant une surface rgulire (kelly par exemple) ou sur untrou vide (non recommand). Il ne sera pas possible de fermer et faire tanchit sur tous lesquipements descendus dans le puits (pas dtanchit possible sur des stabilisateurs par

exemple !!).Les BOP annulaires permettent de faire du stripping sans tre oblig de se servir dun autre

BOP pour passer les tool joints.

Ils ne possdent pas, comme les BOP mchoires, de systme de verrouillage en positionferme. Si la pression est relche dans la chambre douverture, ltanchit ne sera pasmaintenue.

2.4.1 Hydril type GK

2.4.1.1 Description (figure 2. 24)

Cest le modle le plus couramment utilis. Il se compose d'un corps dans lequel peutcoulisser verticalement un piston. Sur ce modle le chapeau (head) est viss sur le corps, ilexiste des modles o le chapeau est verrouill par des chiens (voir figure 2. 28 ). Unechemise (slotted body sleeve) portant sa partie infrieure des ouvertures permet le passagedes fluides du puits. La pression dans le puits vient sappliquer sur la face intrieure dupiston et aide la fermeture du BOP.

Sur la partie suprieure intrieure conique du piston (2) vient reposer la garniture lastique armature mtallique (packing unit). Cette garniture vient en bute sa partie suprieure surle couvercle,et sa partie infrieure sur le guide intrieur (4).

Une chambre hydraulique douverture et une chambre de fermeture permettent ledplacement vertical du piston. Des joints dtanchit isolent ces deux chambres entre elleset avec lextrieur.


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FIG. 2.24Hydril type GKavec chapeau viss

Il existe des packing units avec diffrents types de caoutchouc. Le choix du caoutchoucsera fonction de la nature de la boue utilise (boue base deau ou dhuile) et de latemprature attendue dans le puits (le point le plus important considrer est la nature de laboue).

Le caoutchouc naturel est destin au forage la boue leau et des tempratures allantjusqu 225 F (107 C). Le packing est tout noir et NR figure dans le numro de srie.

Le nitrile est destin au forage la boue lhuile et des tempratures allant jusqu190 F (88C). Le packing est marqu dune bande rouge et NBR figure dans le numrode srie.

Le noprne est destin au forage la boue lhuile et des tempratures allant jusqu170 F (77C). Le packing est marqu dune bande verte et CR figure dans le numro desrie.


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La prsence dH2S nintervient pas vraiment sur le choix du caoutchouc. Les conditions destockage des packing units sont importantes pour avoir une bonne conservation des propritslastiques du caoutchouc (stockage dans un endroit froid, sec et sombre).

Il est possible de changer le packing unit avec des tiges dans le puits. Il faut couper lepacking neuf proprement avec un couteau, ce qui permet de louvrir et de le faire passerautour de la tige.

2.4.1.2 Fonctionnement

L'envoi du fluide de manuvre sous pression dans la chambre de fermeture pousse lepiston vers le haut, comprimant la garniture lastique (packing unit) qui, bloque en haut eten bas, ne peut que se refermer vers l'intrieur de l'obturateur (voir figure 2.25). L'lasticit de

la garniture lui permet de faire tanchit sur n'importe quel tubulaire ( condition quil aitune forme rgulire !! ) ou sur cble ou mme sans quipement dans le puits (utilisation enfermeture totale : Complete Shut Off), mais cela nest pas recommand par le fabricant.

Pour obtenir une fermeture et une tanchit correcte, il peut tre ncessaire dactionnerplusieurs fois la fermeture du BOP (le packing unit pouvant parfois se mettre en travers).

FIG. 2.25 Schma montrant la dformation du packing unit lors de la fermeture du BOP

L'envoi du fluide de manuvre sous pression dans la chambre douverture repousse lepiston vers le bas, dcomprimant la garniture lastique qui reprend sa forme initiale.

Une tige d'acier (9) sur certains modles, sortant du corps de l'appareil permet deconnatre la position du piston.

Une vis d'arrt (10) marque le serrage maximal du chapeau.


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2.4.1.3 Utilisation d'annulaire chapeau viss

Il est souvent trs difficile de dbloquer les chapeaux d'obturateurs Hydril de type viss.La bonne technique consiste :

confectionner un outil de dvissage consistant en une plaque de base perce suivant lasrie et la dimension nominale de l'obturateur. Au centre, souder et renforcer par desquerres, un morceau de tiges 5" (longueur ajuster suivant la distance entre la facesuprieure du BOP et une hauteur correcte au-dessus de la table pour y placer la cl dedblocage),

dbloquer le chapeau chaque fin de puits avant de sortir le BOP,

chaque dmontage du chapeau, utiliser une graisse base de plomb ou de cuivre, maissans excs, aprs avoir enlev l'ancienne et bross les fonds de filet pour liminer lemtal contenu dans la graisse.

2.4.1.4 Pressions de fonctionnement

En cas de venue, le fluide du puits, sous pression aide la fermeture, en passant par lesorifices situs la base du guide intrieur.

Sur les systmes de commande des BOP, un rgulateur de pression permet de rgler lapression de fermeture, ce qui permet dviter une usure trop rapide de la garniture encaoutchouc.

Pour faire du stripping, il est recommand davoir une bouteille prcharge en azote sur la

ligne de fermeture pour amortir les variations de pression au passage des tool joints (voirfigure 2. 26). Il faut ajuster la pression hydraulique de fermeture pour tre la limite de lafuite (ce qui permet une lubrification entre la tige et le packing unit) et rgler la pressiondazote dans la bouteille (environ la moiti de la pression applique dans la chambre defermeture) pour avoir une variation de pression de lordre 100 psi au maximum lors dupassage des tool joints pour que lopration se passe correctement.


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FIG. 2.26 Stripping avec un BOP annulaire (BOP en position ferme)

Pour les tests priodiques, il est prfrable de fermer sur tiges, aux pressionsrecommandes plutt que de fermer sur les drill collars, (il faut surtout viter de fermersans tubulaire dans le puits) Hydril recommande, lors de la mise en service d'unegarniture neuve, un essai de fermeture totale 1500 psi maximum.

Le graphe de la figure 2. 27 permet de dterminer la pression hydraulique minimum appliquer dans la ligne de fermeture pour faire tanchit sur un diamtre de tubulairedonn en fonction de la pression dans le puits. CSO signifie Complete Shut Off : leBOP est utilis en fermeture totale.


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FIG. 2.27Graphe donnant la pression hydraulique appliquer pour fermer un BOP annulaireen fonction de la pression dans le puits et du diamtre du tubulaire

Exemples :

Avec des tiges 5", il faut appliquer au dpart environ 650 psi pour tablir ltanchitensuite on pourra rduire la pression environ 350 psi si la pression sous le BOP atteint1 000 psi.

Avec des tiges 3 1/2", il faut appliquer au dpart environ 700 psi pour tablirltanchit ensuite on pourra rduire la pression environ 200 psi si la pression sous leBOP atteint 2 000 psi.


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2.4.2 Hydril type GL (figure 2. 28)

Il est principalement conu pour les ttes de puits sous-marines.

Le principe de fonctionnement est identique au GK : dans un corps en acier, un pistoncomprime une garniture lastique ; celle-ci, maintenue par le chapeau et le guide infrieur, nepeut se dplacer que dans un plan horizontal en direction de l'axe central de l'obturateur.

Des modifications ont t apportes, par rapport au GK, du fait que :

en utilisation sous-marine, la pression hydrostatique de la colonne de boue du risers'applique sur le piston et s'oppose la fermeture du BOP;

Sur un flottant, la garniture subira un effet de "stripping" plus ou moins important, d au

pilonnement de lappareil et la dure de vie de la garniture en sera rduite d'autant, dolutilisation dun packing unit avec une forme lgrement diffrente (long life packing)sur ce modle.

FIG.2.28Hydril type GL


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2.4.2.1 Modifications apportes par rapport au GK

La chambre d'ouverture et la chambre de fermeture sont de mme section.

Le chapeau n'est plus viss, mais maintenu par vingt lments dentels, actionns chacunpar une vis de pousse (ce type de montage existe galement sur les modles GK).

Lors du changement de garniture, la chambre d'ouverture est protge du milieu extrieur(eau de mer, boue) par une bague tanche (opening chamber head) maintenue elle-mme enplace par un circlip.

Une chemise en bas du corps (outer body sleeve) dlimite une chambre hydrauliquesupplmentaire situe la base du piston appele chambre dquilibrage (balancing chamber

ou secondary chamber), compltement indpendante des deux autres chambres Cette chemisediminue la surface sur laquelle agit la pression venant du puits et permet galementdliminer une zone daccumulation de dblais en bas du piston qui peut empcher le retourcomplet sa position basse.

Le rle de la balancing chamber est dquilibrer la pression hydrostatique de la colonne deboue dans le riser qui soppose la fermeture du BOP. La surface de cette chambre est gale la surface du packing unit sur laquelle la pression hydrostatique de la colonne de boue dansle riser sapplique. Donc, lorsque cette chambre est reli au pied du riser, les forcesappliques dans les deux sens squilibrent parfaitement.

La "balancing chamber" peut tre relie de plusieurs faons lunit de commandehydraulique (voir figure 2. 29 et 2.30) suivant que lon veut minimiser le volume de fluidepomp et ainsi le temps de fermeture ou que lon dsire rduire la pression ncessaire pourfermer.

Pour une utilisation BOP surface (figure 2.29)

Dans le montage standard (recommandation Hydril), la chambre dquilibrage est relie la chambre douverture. Ce montage ncessite un volume dhuile plus faible pourfermer le BOP, ce qui donne un temps de fermeture plus court. Il faut appliquer unepression hydraulique denviron 1000 psi avec 2000 psi dans le puits pour faire

tanchit sur des tiges 5". Dans le montage optionnel, la chambre dquilibrage est relie la chambre de

fermeture, ce qui permet de rduire la pression de fermeture denviron 30 % mais ce quirallonge le temps de fermeture car le volume dhuile fournir est plus important.


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FIG. 2.29Diffrentes possibilits de montage pour une utilisation BOP surface

Pour une utilisation BOP sous-marins (figure 2.30), le montage recommand dpend dela profondeur deau.

La balancing chamber peut tre relie directement au pied du riser. Ce montage estrecommand pour des profondeurs deau suprieures 400 m (1 200 pieds). Quelquesoit la profondeur deau et la densit de la boue dans le riser, la force sopposant lafermeture du BOP est annule. Dans ce cas, il nest pas ncessaire dajuster la pressionhydraulique de fermeture en fonction de la densit de la boue dans le riser et de laprofondeur deau et le temps de fermeture est plus court.

La balancing chamber peut tre relie la chambre de fermeture. Ce montage est

recommand pour des profondeurs deau suprieures 200 m (600 pieds). Ce montagedonne un temps de fermeture gale celui du montage prcdent, mais il sera ncessairedajuster la pression de fermeture en fonction de la profondeur deau et de la densit dela boue dans le riser.


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FIG. 2.30Diffrentes possibilits de montage pour une utilisation BOP sous-marin

La balancing chamber peut tre relie la chambre douverture. Ce montage estrecommand pour des profondeurs deau infrieures 250 m (800 pieds). La pressionncessaire pour fermer sera rduite denviron 30 % mais le temps ncessaire pour lafermeture sera plus long.

Une bouteille prcharge en azote peut tre installe sur les lignes de fermeture etdouverture. La prcharge en azote doit tenir compte de la profondeur deau et de ladensit de la boue.

Toutes les informations concernant les diffrentes faons de connexion et les pressions appliquer sont donnes le manuel dinstruction Hydril.


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2.4.3 Shaffer sphrique (figure 2. 31)

Il se compose de :

un corps en acier avec un chapeau hmisphrique (fermeture par 24 goujons et crousou par un systme de coins),

un piston avec des joints d'tanchit,

une garniture lastique arme hmisphrique entre le piston et le chapeau, sa formefacilite le passage des tool joints lorsque le BOP est ferm.

une bague (adapter ring) qui ferme la chambre suprieure empchant toute pollution lorsde l'ouverture du chapeau,

un corps comprenant deux ouvertures pour l'entre du fluide de manuvre (ouverturesuprieure reli la chambre douverture, ouverture infrieure relie la chambre defermeture).

FIG. 2.31BOP annulaire Shaffer avec fermeture du chapeau par coins


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Le principe de fonctionnement est identique celui de l'obturateur Hydril GK. Lagarniture pousse de bas en haut par le piston, guid en haut par le chapeau hmisphrique, nepeut se dformer que vers le centre de l'obturateur.

Shaffer recommande une pression de fermeture de 1 500 psi quelque soit la pression dansle puits, le diamtre du tubulaire et la densit de la boue utiliss.

Attention lors de la rouverture du BOP, il faut vrifier que le packing unit ne sest pas misde travers en revenant la position ouverte.

2.4.4 Cameron type D

2.4.4.1 Description

Il est de conception plus complexe que les autres BOP annulaires (voir figures 2. 32 et 2.33). Il est constitu d'un corps forg dans lequel a t incorpor un piston (operating piston)manoeuvr par de l'huile injecte dans la chambre de fermeture ou dans la chambred'ouverture. Le principe de fonctionnement reste identique celui du GK. Le piston pousse laplaque de transmission (pusher plate) qui comprime le donut (uniquement en caoutchouc)encerclant le packer (garniture en caoutchouc arme) proprement dit. Le chapeau (top)referme l'ensemble et permet l'accs au packer et au donut. Le systme de dverrouillage duchapeau permet un accs simplifi et rapide.

Contrairement aux autres modles, la pression dans le puits ne vient pas sappliquerdirectement sur le piston et naide pas la fermeture. Cameron recommande une pression defermeture de 1 500 psi.

Le BOP est quip de deux vent line (mise lair) qui permettent de dtecter des fuiteshydrauliques dans la chambre de fermeture et douverture.

2.4.4.2 Le dverrouillage rapide

Le corps est usin avec des dentelures, dans lesquelles vient s'accrocher un anneaulastique (locking ring) pouss radialement en place par un second anneau (actuator ring). Enposition haute cet anneau "actuator" permet l'anneau de verrouillage lastique (locking ring)de se resserrer et donc de se dgager des dentelures. Le chapeau est alors dverrouill. S'il nese rtracte pas, on peut toujours le dcoincer en tapant sur un "jet" de bronze ou d'aluminiumenfil dans des orifices percs dans le corps (lock ring access port plugs).

Pour dverrouiller le chapeau, il faut dvisser les 4 goujons (actuator ring stop screws)solidaires de lactuator ring.


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FIG. 2.32BOP annulaire Cameron type D

2.4.4.3 La membrane d'tanchit

La conception originale de cet lment est le point fort du systme Cameron D. Lamembrane (packer) est constitue d'inserts disposs en iris. Lorsque le donut est comprimpar le piston, il se dforme radialement vers le centre et fait diminuer le diamtre extrieur dupacker ; les inserts pivotent en s'appuyant les uns sur les autres ce qui diminue le diamtre del'alsage intrieur. Le pivotement s'arrtera lorsqu'il y aura bute mcanique soit sur letubulaire, soit entre les inserts, dans le cas de fermeture totale (le mme systme est utilispour les rams variables).

Cameron recommande de changer le donut et le packer en mme temps.


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FIG. 2.33 Dtail du Cameron type D


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2.5 Diverters

Dans certaines contres (Nigeria, Indonsie, Thalande, Hollande, ...), on rencontre des gazpigs faible profondeur (shallow gas), parfois trs prs de la surface. Il n'est pas possiblede contrler ces venues par la mthode normale, il ne faut pas fermer le puits car il y unrisque important de craquage des formations mais il est indispensable de pouvoir fermer entte de puits pour viter que le gaz se rpande sur lappareil. Lensemble sera muni dune ouplusieurs sorties latrales de grand diamtre pour diriger l'effluent vers le bourbier ou latorche. Pour se faire, on utilise un diverter. Il est compos :

d'un obturateur type annulaire avec un grand diamtre intrieur de passage et une faiblepression de service, plac au sommet de la tte de puits,

d'une ou plusieurs sorties latrales situes sous l'obturateur, de grand diamtre (au

minimum de 12" pour limiter lrosion) et quipes de vannes commandes distancequi s'ouvrent ds qu'on initie la fermeture de l'obturateur (il est important que le puits nese retrouve jamais ferm). Sur les dispositifs quips de 2 lignes dvacuation, onslectionnera la ligne utiliser en fonction de la direction du vent.

FIG2.34 Hydril modle MSP (modle souvent utilis comme diverter en dbut de puits)


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FIG. 2.35 Utilisation dun annulaire faon BOP et faon diverter

La procdure de contrle appliquer en cas de venue de shallow gas est dcrite dans lecours de prvention des ruptions.

Le diamtre des lignes dvacuation doit tre le plus grand possible pour rduite aumaximum lrosion de la conduite. On a relve des rosions de mtal de lordre de 2mm / min(2 millimtre par minutes !) dans une conduite 14", alors que dans une conduite 28", elle nestplus que de 0.6 mm / h (ce qui fait une diffrence considrable sur la dure de vie desconduites). Toujours pour rduire au maximum lrosion, il faut viter les coudes et leschangement de section sur les lignes dvacuation. Gnralement les sorties sont de 12", maiselles peuvent tre quipes de conduites de plus grand diamtre.

Pour oprer lensemble diverter vanne latrale, il ny a quune seule commande actionner, on a slectionn lavance la ligne dvacuation. La commande est conue defaon ce que la vanne souvre avant que le BOP soit ferm. Ce systme peut poser des

problmes (vanne qui reste ferm, ) et le puits peut se retrouver totalement ferm entrananten gnral le craquage des formations et le risque deffondrement des terrains. Pour viter cegenre de problme, il existe des systmes o la ligne dvacuation est automatiquementouverte lorsque le BOP est ferm : sur le modle Hydril FSP (voir figure 2.36), le piston duBOP sert de vanne. Lorsque le BOP est ouvert, le piston obture la sortie latrale, lorsque leBOP est ferm, le piston en position haute ouvre la ligne et permet lvacuation.


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FIG. 2.36Hydril modle FSP

Il existe galement des vannes (Hydril modle DS) permettant de slectionner la directiondvacuation (bbord ou tribord) construites de faon que lune des lignes soit toujoursouverte (voir figure 2.37).

Evacuation cot bbord

Evacuation cot tribord

FIG. 2.37Vanne Hydril modle DS


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Le montage avec le modle FSP reste identique celui de la figure 2. 35. Le tube fontaine(bell nipple) plac au dessus du BOP relie la goulotte (flow line).

Sur les engins flottants, un diverter est incorpor sous la table de rotation en haut du jointtlescopique (voir figure 2.38). Sa pression de service est en gnral de 500 psi. Le pointfaible du systme du point de vue de la pression est ltanchit au niveau du jointtlescopique (slip joint).

FIG. 2.38 Systme de diverter Vetco KFDS


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1 : ligne de fermeture (pas de ligne douverture, le BOP souvre ds que la pression est relche), 2 : garnitureextrieure (outer packer), 3 : sortie latrale, 4 : joints dtanchit, 5 : garniture intrieure (insert packer), 6 :systme de verrouillage dans le corps du BOP, 7 : corps du BOP, 8 : vis de verrouillage (lock down dogs) des

packers dans le BOP.

FIG.2.39Dtail du diverter utilis sur les flottants

Il existe le systme FS pour flottants dvelopp par Hydril (figure 2.40). Avec ce systme,les fluides du puits sont dirigs vers les tamis vibrants lorsque le BOP ouvert, la lignedvacuation diverter tant ferme. Lorsque le BOP est ferm, les fluides du puits sontvacus par la ligne diverter, la sortie vers les tamis vibrants tant ferme (figure 2.41 a et b).

FIG. 2.40Diverter Hydril modle FS


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FIG. 2.41aDtails du montage avec lHydril FS (diverter ouvert)

FIG. 2.41bDtails du montage avec lHydril FS (diverter ferm)


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2.6 Obturateurs internes de garniture (Inside BOP)

Ce sont les quipements qui permettent d'obturer "plus ou moins facilement et rapidement"lintrieur de la garniture de forage pour viter le retour de fluide. Leur pression de travaildoit tre gale ou suprieure la pression de service de la tte de puits.

Certains quipements sont placs en surface (kelly cock, Gray valve), dautres au niveaude loutil (check valve, flapper valve), dautres doivent tre mis en place par pompage drop incheck valve).

2.6.1 Dispositifs d'obturation en surfaceLe systme dentranement en rotation du train de tiges en surface (kelly ou top drive

system) est quip de 2 kelly cocks (upper kelly cock et lower kelly cock). Ils permettent defermer lintrieur du train de tiges lorsque le systme dentranement est connect au train detiges (forage, circulation, ). Ce sont des vannes plein passage, fermeture rapide (vannequart de tour), la vanne suprieure est souvent quipe dun systme de commande distanceopr par le chef de poste

Lorsque lentranement est fait avec une kelly, le kelly cock suprieur est plac au dessusde la kelly et les filetages ont un pas gauche, le kelly cock infrieur en bas de la kelly. Que

lon utilise une kelly ou une top drive, la dconnection entre le systme dentranement et lagarniture se fait sous le lower kelly cock.

La vanne infrieure sert aussi de scurit en cas de problme avec le kelly cock suprieur.

En cours de manuvre, il ny a pas de systme dobturation permanent sur la garniture. Ilfaut fermer en premier lintrieur de la garniture ds quun signe de venue se manifeste (voircours PE pour la procdure suivre en cours de manuvre). On dispose de plusieursquipements pour raliser cette opration, lide tant de pouvoir redescendre au fond dupuits avec ces quipements (puits ouvert si le puits ne dbite pas, en stripping si le puits

dbite) et circuler. Il faut donc incorporer dans la garniture un quipement type clapet anti-retour pour arrter le dbit venant du fond et tre capable de circuler. Mais si le puits dbite, ilpeut tre trs difficile de mettre ce type dquipement en place. Donc la recommandation estde placer en premier un kelly cock puis un clapet anti-retour (Gray valve ou drop in checkvalve).

2.6.1.1 Les kelly cocks (kelly guard ou kelly valve)(figure 2.42)

Ce sont des vannes boisseau sphrique actionnes par une cl ( Allen ou autre), il suffitde faire un quart de tour pour fermer. Ce sont des vannes plein passage, en position ouverte,

elles permettent le passage du fluide sans restriction, donc il sera possible de les visser mme


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si le puits dbite de faon consquente. Mais en position ferme, elles ne permettent pas lacirculation. Donc il faut toujours ajouter un autre quipement si lon veut redescendre dans lepuits et circuler.

Les filetages doivent tre les mmes que ceux des tiges de forage utilises dans le puits. Lepoint faible des kelly cocks est gnralement ltanchit au niveau du logement de la cl.Leur pression de service est gnralement 10 000 psi.

FIG. 2.42 Kelly cock Hydril en position ferme

FIG.2.43Eclat et dtail du kelly cock Hydril


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2.6.1.2 La Gray valve (figure 2.44)

Cest un clapet anti-retour, on peut circuler en direct dans les tiges, mais pas en inverse.Cet quipement sera trs difficile mettre en place si le puits dbite mme faiblement (dola mise en place en premier dun kelly cock en cas de signe de venue).

1 : vis de verrouillage pour maintenir la vanne en position ouverte, 2 : dispositif de manuvre qui permet demettre en place la vanne sur le train de tiges, 3 : tige pour maintenir la vanne ouverte, 4 : corps suprieur, 5 :

sige, 6 : clapet, 7 : ressort pour maintenir le clapet ferm, 8 : corps infrieur.

FIG.2.44 Gray valve

La Gray valve doit tre en permanence sur le plancher de forage en position ouverte. Unefois visse sur le train de tiges, il faut dvisser lensemble de manuvre (2) du corps

suprieur. La vis (1), la tige (3) et lensemble de manuvre sont solidaires, le ressort plaquele clapet contre le sige et la vanne est ferme. Les filetages doivent tre les mmes que ceuxdes tiges de forage utilises dans le puits.

Linconvnient de ce systme est quune fois en place il nest plus possible de descendredes outils au cble (perforations, back off, etc.) au dessous. Il y a aussi un risque important debouchage si on est amen pomper des colmatants. Si bien que certaines compagniesinterdisent son utilisation.


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2.6.1.3 Le Reggan shut off coupling (figure 2.45)

FIG. 2.45Reggan shut off coupling

Ce nest pas proprement dit un systme qui ferme le puits, il permet de coiffer le train detiges plus facilement si le puits dbite, son poids impose de le manipuler au treuil air. Pourfermer lintrieur de la garniture, il faut lquiper dun kelly cock (mais pas dune Grayvalve).

Ce dispositif prsente de nombreux inconvnients :

Un fois en place, il nest pas possible de descendre directement la garniture. Il faudra

pomper la DICV (Drop In Check Valve), lancrer dans son landing sub avant de pouvoirenlever le Reggan et redescendre dans le puits (voir procdure de mise en place de laDICV : paragraphes 2.6.3 et 2.6.4).

Il doit tre absolument quip dun kelly cock, une Gray valve ne peut pas fairelaffaire, il faut pouvoir passer la DICV dedans !!

La connexion avec la garniture nest pas trs sure. Il ne permet pas la rotation de lagarniture. Il est prvu pour une longueur donne de tool joints et ltanchit autour decertains tool joints peut poser problme.

Ces inconvnients font que ce systme nest plus utilis, son seul avantage tant son poidsqui assure que lon va coiffer la garniture mme si le dbit par les tiges est important.


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2.6.2 Dispositifs placs au niveau de loutil

Ce sont les classiques soupapes clapets anti-retour placs dans le sub au-dessus de l'outilet qui empchent tout retour de boue l'intrieur des tiges. Ils possdent quelques

dsavantages :

risques de bouchage par colmatants,

difficult de lecture de pression en tte des tiges en cas de venue, ce qui complique unpeu la dtermination de Pt1(pression stabilise en tte de tiges),

obligation de remplissage de la garniture en manuvre de descente (la descente de lagarniture sans remplir les tiges peut causer une venue si ltanchit du clapet vient lcher).

Il existe deux types de modles :

Les soupapes Baker. Le mcanisme de fermeture est identique celui de la Gray valve.Un ressort plaque le clapet contre le sige (figure 2.46).

Les modles type flapper valve (figure 2.47). Ils sont quips dun systme permettantde les maintenir ouvert pendant la descente de la garniture qui se trouve de ce faittoujours remplie.

La pression de service de ces quipements est gnralement 10 000 psi.

FIG. 2.46 Clapet anti-retour


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FIG. 2.47 Flapper valve Hydril


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2.6.3 Dispositifs pomper dans la garniture

Ils ncessitent un sub pour venir sancrer lintrieur (le landing sub). Ce sub est plac un endroit choisi de la garniture gnralement en bas des tiges. Cest un systme anti-retourqui vient sancrer dans le sub, pour cela il doit tre pomp (il ne descendra pas tout seul

jusquau sub surtout dans les puits dvis !!). La bille pousse par un ressort fait tanchitsur le sige et vite le retour par lintrieur des tiges. Lorsque lon pompe par les tiges, lapression ouvre le clapet, la bille est repousse et le ressort comprim.

Le dispositifs le plus connu est la drop in check valve (DICV) Hydril (fig. 2.48)

Remarque "trs importante" :Sassurer que le diamtre de passage intrieur de tous les

quipements placs entre la surface et le landing sub (kellycock, DP, etc. ) permettent le passage de la DICV !!!

Il faut vrifier aussi rgulirement ltat du landing sub (surfacesur laquelle se fait ltanchit, zone dancrage).

La drop in check valve peut se retirer au cble avec un outil de repchage prvu pour celaou lors de la remonte de la garniture lorsque le sub est au jour.

2 : chiens dancrage dans le landing sub, 3 : coins permettant lancrage dans le sub , 4 : garniture dtanchitentre la DICV et le sub, 5 : corps de la DICV, 7 : bille faisant ltanchit intrieure, 8 : ressort pour repousser

la bille sur le sige.

FIG. 2.48Drop in check valve(DICV) et son landing sub


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2.6.4 Procdures appliquer en cas de signe de venue en cours demanuvre

2.6.4.1 Utilisation dune top drive

Lorsque le rig est quip dune top drive, on peut reconnecter rapidement la top drive surle train de tiges et dbloquer la connexion au dessus du kelly cock infrieur pour mettre enplace un dispositif anti-retour (Gray valve ou DICV). Il faut faire attention avec certains typesde top drives, il peut tre ncessaire de passer pas mal de temps pour dmonter une partie dela top drive et dvisser au dessus du kelly cock. Donc en dfinitive, il est plus simple demettre en place la main un kelly cock.

2.6.4.2 Utilisation dune Gray valve

Lorsque lon utilise une Gray valve, il faut rappeler quil sera difficile de visser la Grayvalve si le plus dbite mme lgrement. La procdure sera :

Mettre en place un kelly cock et le fermer,

Mettre en place la Gray valve,

Ouvrir le kelly cock avant de descendre la garniture.

2.6.4.3 Utilisation dune DICV

Lorsque lon utilise une DICV, il faut se rappeler quelle ne viendra pas sancrer touteseule dans son sub. La procdure sera :

Mettre en place un kelly cock et le fermer,

Placer la DICV au dessus du kelly cock et connecter la kelly ou la top drive,

Ouvrir le kelly cock et pomper la DICV jusqu lancrage dans son sub en circulantsous duse avant de commencer la descente de la garniture.

Il faudra pomper un volume correspondant au volume intrieur de la garniture entre la

surface et le sub, ce qui peut reprsenter un volume important (environ 10 m 3par 1000 m detiges 5") donc un temps assez long. Il sera difficile de savoir quelle pression de refoulement ilfaut appliquer lorsque loutil est loin du fond pour maintenir une pression de fond correcte.

La faon de faire la plus rapide est de commencer de suite la circulation dbit rduit enmaintenant la pression de refoulement constante et gale aux pertes de charge mesuresauparavant avec ce dbit augmente de la pression lue en tte de tige aprs fermeture destiges (en principe elle doit tre gale 0 puisque cet quipement sera normalement mis enplace suite une venue en manuvre). Puisque toute la garniture n'est pas dans le puits, lapression applique sur le fond sera plus leve quil nest ncessaire (pression sur le fond

d'autant plus leve que l'outil est loin du fond). Mais comme les pertes de charge dans les


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tiges sont relativement faibles (de lordre de 1 2 bar par 1000 m de tiges 5" avec un dbit de500 l/min avec une boue de densit 1.20), la surpression applique sera en principe faible.

La mise en place d'une DICV sera une opration relativement longue. De plus, il y a des

risques importants d'avoir un ancrage et / ou une tanchit dfectueux au niveau du landingsub. Une solution peut tre d'utiliser la DICV la faon d'une Gray valve. Le landing subn'est pas incorpor dans la garniture de forage, il est au plancher et est plac au dessus dukelly cock avec la DICV l'intrieur en cas de signe de venue. Cela permet d'avoir une miseen place simple et rapide, de s'assurer d'un bon ancrage et d'une bonne tanchit dans lelanding sub et d'avoir un obturateur interne que l'on peut repcher au cble si ncessaire.

Quelque soient les quipements utiliss, il faut disposer au plancher de toutes lesrductions ncessaires pour pouvoir se connecter sur tous les lments du train de tiges dansle puits (subs NC 50 femelle par 6 5/8 Reg, 7 5/8 reg, etc.. mle).


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2.7 Obturateurs rotatifs (en cours de dveloppement)


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CHAPITRE 3

TEST DES TTES DE PUITS

Les quipements utiliss pour contrler et circuler une venue doivent tre tester intervalle rgulier. Les tests effectuer sont de deux types : tests de fonctionnement et test enpression.

En aucun cas, lors du test en pression dun quipement, la pression de travail (ou pressionde service, working pressure) de cet quipement doit tre dpasse.

Remarque : Pression de service (working pressure) pression dpreuve (test pressure) : lapression dpreuve est rserve au fabricant et concerne le corps delquipement, elle est gale 2 fois la pression de travail pour les quipementsqui ont des pressions de service infrieures ou gale 5 000 psi, elle est gale 1.5 fois pour les pressions de service suprieures 5 000 psi.

3.1 Les tests de fonctionnement

LAPI recommande (API RP 53. Section 7.A.4) de faire des tests de fonctionnement aumontage et chaque manuvre mais pas plus dune fois par jour. Le test doit tre effectupendant la manuvre de tiges avec loutil dans le casing. LAPI recommande la procduresuivante :

Installer un BOP intrieur sur le train de tige,

Oprer les HCR,

Oprer les duses,

Vrifier le choke manifold en circulant travers chaque duse pour sassurer quelles ne

sont pas bouches,

Fermer tous les BOP mchoires

Il nest pas ncessaire de tester les BOP annulaires chaque manuvre, cependant ilsdoivent tre oprer intervalles rguliers ne dpassant pas 7 jours.

Test de fonctionnement des BOP sous-marins :



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Test des ttes de puits

La seule diffrence avec les BOP surface (voir API RP 53 section 7.B.5) est le test desblind et des blind shear rams, ils doivent tre seulement tests linstallation et chaquedbut de phase.

3.2 Les tests en pression

LAPI RP 53 (section7. A) recommande de faire des tests en pression.

chaque montage,

en dbut de chaque phase,

l'entre d'une zone de transition,

chaque fois qu'un dmontage, mme partiel, a t effectu (changement d'une vanne,ouvertures des portes pour changement de mchoires, etc.),

au moins une fois tous les 21 jours.

Avant d'effectuer un test, il faut :

analyser les lments qui sont soumis la pression, afin de vrifier que l'lment le plusfaible supporte la pression de test prvue,

envisager la possibilit de la fuite du fluide de test et les consquences que cela peutavoir (monte en pression dans l'annulaire, etc.).

Chaque test doit tre prcd d'une circulation leau claire travers tous les circuits etchaque lment sera test sparment avec la pression venant du puits.

Les tests seront effectus pour commencer basse pression (20 30 bar environ, 200 300 psi, souvent 500 psi sur le chantier) avant d'tre effectus haute pression.

La pression de test ne devra pas dpasser la pression de service de la tte de puits et serad'au minimum 70 % de la pression de travail des obturateurs. Cependant, cette pression selimitera la plus faible pression de service de la tte de puits ou 70 % de la pressiond'clatement de la partie suprieure du casing, mais en aucun cas la pression de test ne sera

infrieure la pression attendue en tte.

Les obturateurs annulaires ne seront tests en gnral qu' 50 % de leur pression deservice.

Les BOP internes (kelly cock, Gray valve, DICV, check valves, etc.) seront tests lamme pression que les lments du stack BOP. Ils doivent tre tests avec la pressionapplique en dessous.

Test en pression des BOP sous-marins :


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En plus des points cits pour les BOP surface, lAPI mentionne que les tests doivent treraliss intervalles rguliers mais pas plus dune fois par semaine.

Les tests en pression peuvent tre fait avec un tester cup et un tester plug. Avec le tester

cup, une partie du casing est mise en pression, ce qui permet de tester les tanchits entre lecasing et le spool correspondant

3.2.1 Avec le tester cup

Cet outil de test, viss au bout des tiges, est descendu de 10 30 mtres dans le tubage. Ilest possible de visser au-dessous 1 ou 2 tiges qui serviront de guidage et de poids pourfaciliter la descente.

Chaque jeu de mchoires sur tige, ainsi que les vannes, sont tests sparment : soit en pompant dans l'annulaire par la kill line,

soit en tirant sur le "tester cup", si on ne possde pas d'unit de pompage haute pression.

FIG. 3.1 Tester cup


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Note: Les blind rams et les blind shear rams ne peuvent pas tre tests avec cetquipement car le cup ne peut pas tre ancr ou pos dans le tubage.

Lintrieur des tiges utilises ne doit pas tre ferm pendant le test. S'il y a fuite sur le cup,

l'coulement du fluide de test se manifestera sur le plancher de forage, le casing sous le cup etla formation ne seront pas mis en pression. Bien que lintrieur des tiges soit ouvert, il estrecommand de contrler le volume de fluide pomp pour monter en pression et douvrir lesvannes des spools en cas de fuite au niveau des tanchits casing - spools.

La compressibilit des liquides est donne titre indicatif :

Environ 0.04 litres / m3/ bar pour leau,

Environ 0.08 litres / m3/ bar pour lhuile,

Environ 0.04 0.08 litres / m3/ bar pour la boue.

Les coupelles (cups) doivent correspondre au poids nominal du casing dans lequel le testercup est descendu.

La pression applique sur le cup produira une tension sur les tiges. Par exemple, le testercup Cameron 9"5/8 pour casing de 43.5 53.5 lbs a une surface soumise la pression de 42.4in2. Avec une pression de test de 5 000 psi, la tension applique sera de :

42.4 x 5 000 = 212 000 lbs, soit environ 100 tonnes.

Lors du test, les tiges de manuvre sont soumises la fois une tension et une pressiondcrasement (lintrieur des tiges est ouvert latmosphre). Il faudra donc tenir compte dela combinaison de ces deux contraintes, ce qui diminue de faon consquente la tractionmaximum applicable sur les tiges.

A titre dexemple, pour un test 5 000 psi (350 bar) la capacit de traction des tiges 5",19.5 lb/ft, classe premium, NC 50 est rduite denviron :

60 % pour les E, ce qui donne une tension maximum applicable denviron 56 t,

45 % pour les X95, ce qui donne une tension maximum applicable denviron 100 t,

45 % pour les G105, ce qui donne une tension maximum applicable denviron 110 t,

35 % pour les S 135, ce qui donne une tension maximum applicable denviron 165 t,

Les tensions maximum sont donnes sans coefficient de scurit, il faudrait diminuer cesvaleurs au moins de 10 %, voir 20 %.

Il nest pas possible de faire un test 10 000 psi (700 bar) avec des tiges 5", 19.5 lb/ft,classe premium, NC 50 car les pressions dcrasement de tous les grades sont infrieures 700 bar (693 bar pour les S 135).

Cela conduit descendre un tester cup avec des heavy weight .(tiges qui ont des

rsistances la traction et lcrasement trs suprieures celle des tiges de forage).


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3.2.2Avec le tester plug

C'est une olive avec des O-ring d'tanchit, descendue avec les tiges et venant se poserdans le casing spool situ sous les BOP, la place du casing hanger, donc il est ncessaire de

retirer le wear bushing avant de commencer le test. Utilis dans un sens, le plug sert pourraliser le test, utilis dans lautre sens, il sert doutil de mise en place et de retrait du wearbushing. Le plug permet de tester tous les quipements placs au dessus du plug sans mettrele casing en pression.

La fermeture totale peut tre teste en munissant l'olive d'un bouchon. Les tiges (nonbloques) sont dvisses et remontes.

Il est recommand d'ouvrir une vanne ou une sortie sous le tester plug afin d'viter demettre le casing en pression en cas de fuite aux O-rings d'tanchit. Il est recommand

galement de mesurer le volume de fluide pomp pour monter en pression (seul moyen dedtecter une fuite avec des BOP sous-marins.

Cet outil permet donc de tester la pression de service les BOP et le rceptacle du casinghanger suivant. Par contre, il ne permet pas de tester le pack off (ou secondary seal) du casingprcdent.

FIG. 3.2 Tester plug servant galement doutil de pose du wear bushing


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FIG. 3.3 Test des pipe rams et du BOP annulaire avec un tester plug


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FIG3.4 Test des fermeture totales avec un tester plug


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3.3 Rsultats des tests

L'essai en pression est considr satisfaisant :

lorsque la pression est reste stable pendant au moins 3 minutes (recommandation API).

Et lorsque sa valeur est galement reste l'intrieur d'une fourchette comprise entre lapression de test et cette pression moins 5%.

FIG. 3.5Enregistrement dun test BOP


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CHAPITRE 4UNIT DACCUMULATION ET DE COMMANDE

DES BOP

4.1 Unit de commande de BOP surface

L'unit de commande fournit le fluide hydraulique sous pression pour oprer les diffrents

obturateurs de surface et les vannes annexes. La pression de fonctionnement du systmehabituellement utilis est de 3000 psi. Un poste de commande distance permettant deraliser toutes les fonctions sera install sur le plancher de forage. Un ou plusieurs autrespostes permettant de raliser un nombre rduit de fonctions peuvent tre installs sur lechantier.

Le systme utilis pour les obturateurs de surface est un circuit ferm : chaque obtur

Équipement de contrôle de venue

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