Contribution à l’étude des opérations d’intervention sur ... · Il faut noter que, contrairement aux opérations d’interventions du Coiled- tubing et travail au câble,

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEURE ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE KASDI MERBAH

OUARGLA

FACULTE DES SCIENCES DE LA TECHNOLOGIE ET DES SCIENNCES DE LA MATIARE

DEPARTEMENT DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE

Mémoire de Fin d’Etude

En vue de l'obtention du diplôme de master

Filière: Hydrocarbures

Option: FORAGE ET MAINTENANCE DE PUITS

Réalisé par:

Ø SOUD ELYES

Ø GASSMIA ABDLATIF

Ø BRIK AMOR

Dr Ali LOUNAS Encadreur

N. MOUSSAOUI Co Encadreur

MEMBERS DE JURY

M. BOUHADA Président de jury:

BENNEMINE.DJ Examinateur

Contribution à l’étude des opérations

d’intervention sur les puits pétroliers cas :

Snubbing

Année Universitaire: 2011 / 2012

Sommaire

.INTRODUCTION ……….……………………………..……………………………....page1

.1 INTRODUTION……………………………………………………………………....page2

1.2-CARACTERISTIQUES DES UNITES SNUBBING ....................................…….. page3

1.3-TYPES D’UNITE DE SNUBBING ………………………………………………...page3

1.3.1UNITE AUONOME AVERIN COCENTRIQUE……………………..…...page3

1.3.2- UNITE AUONOME AVERIN MULTIPLES ………………………………...page5

1.3.3 UNITE AUONOME AVERIN -–CABLE……….……………………….…....page6

2. LA FORCE DE SNUBBING ………………………………………………………...page8

2.1. LES DIFFERENTES PHASES DU SNUBBING …………………………………..page9

2.2. PROCEDURE DE STRIPPING RAM TO RAM......................................................page10

3. EQUIPEMNTS DE SNUBBING…………………………………………………......page14

3.1-EQUIPEMENTS DE SURFACE…………………………………………….……..page14

3.2.1-LE SYSTEME DE SECURITE …………………………………………….….…page14

3.2.2-LES OBTURATEURS………………………………………………………........page17

3.2.3-LES A C C U M U L A T E U R S.........................................................................page17

3.2.4-LE SYSTEME DE MANŒUVRE…………………………………………….....page18

3.2.5-ENSEMBLE DE VERINS HYDRAULIQUES (HYDRAULIC JACK ASSEMBLY) …………………………………………………………………………...page19

3.2.5-TUBE GUIDE (GUIDE TUBE)………………………………………….……….page19

3.2.6- FENETRE D’ACCES (ACCES WINDOW………………………………..….....page20

3.2.7-SNUBS MOBILES (TRAVELLING SLIPS………………………………….......page21

3.2.8-SNUBS FIXES (STATIONARY SLIPS)………………………………………. ...page21

3.2.9- TETE ROTATIVE (ROTARY SWIVEL…………………………………..….....page22

3.2.10- GROUPE DE PUISSANCE (POWER PACK) ……………………………...…page23

3.2.11-CLEF AUTOMATIQUE (POWER TONG………………………………...…....page23

3.2.12-S T R I P P E R …………………………………………………………….…....page24

3.2.13- SYSTEME DE CIRCULATION (CIRCULATING SYSTEM)………….….....page24

3.2.14-JOINT TÉLESCOPIQUE (TELESCOPING MAST/GIN POLE)........................page25

3.2.15-LE PANIER DE TRAVAIL (WORK BASKET) …………………………........page26

3.2.16-PANNEAU DE CONTROLE DES OBTURATEURS (CONTROLPANEL)………………………………………………………………...…..page26

3.2.17-PANNEAU DE COMMANDE DU CHEF DE POSTE …………………...…..page27

3.2.18-EQUIPEMENT DE FOND ………………………………………………….…..page27

3.3-LES PLUGS ET NIPPLES …………………………………………..………….…page28

3.3.1- TRAIN D’OUTILS ……………………………………………………..………..page28

4. INTRODUCTION ……………………………………………………..……....page31

4.1 DESCENTE D’UN CONCENTRIQUE………………………………………...…..page31

4.2 PROGRAMME DE SNUBBING ……………………………………………….….page32

4.2.1 BUT DE L'OPERATION……………………………………………………….…page32

.4.2.2 FICHE TECHNIQUE……………………………………………………………..page32

4.2.3. CALCUL SNUBBING……………………………………………………….…..page33

4.2.4-WORKSTRING ……………………………………………………………….….page33

1) CALCUL DU POINT D’EQUILIBRE ……………………………………………...page33

2) CHARGE DE TENSION/LIMITE D’ECRASEMENT (VOIR ABAQUE)………...page33

3) CHARGE CRITIQUE DE FLAMBAGE …………………………………………..page33

4) CHARGE EN SNUB ……………………………………………………………...…page33

4.2.5- POWER PAC………………………………………………………………..…....page34

1) PRESSION DU SNUB RECOMMANDEE …………………………………………page34

2) PRESSION DE LEVAGE RECOMMANDEE…………………………………...….page34

3) PRESSION DU WINCH RECOMMANDEE …………………………………….....page34

4) PRESSION DU SYSTEME SLIP/BOP RECOMMANDEE…………………….…..page34

5) PRESSION DE LA TÊTE ROTATIVE RECOMMANDEE …………………….….page34

4.2.6ACCUMULATEUR………………………………………………………………..page35

1) LE VOLUME MIN REQUIS UTILISABLE PAR L’ACCUMULATEUR ………page35

2) PRESSION HYDRAULIQUE REQUISE MIN D’OPERATION……………….….page35

3) PRESSION PRE-CHARGE DU NITROGENE………………………………….…..page35

4) LA PRESSION CHOISIE DU SYSTEME HYDRAULIQUE…………………..…..page35

5) VOLUME TOTAL D’ACCUMULATEUR………………………………………….page35

5. PROCEDURE D’URGENCE EN SNUBBING ……………………………..page38

5.1. PANNE DE L’UNITE HYDRAULIQUE ……………………………...….page38

5.2. GLISSEMENT DES TUBINGS DANS LES CALES ………………….…page38

5.3. FUITE DE LA GARNITURE ………………………………………….….page38

5.4. COINCEMENT DE LA GARNITURE ……………………………...……page39

CONCLUSION GENIRALE…...…………………………………………….....page41

Chapitre. 1 Généralité sur le snubbing

1

1-INTRODUCTION :

Le SNUBBING est une opération préventive sur les puits avant qu’elle soit curative.

Le SNUBBING est une technique utilisée pour manœuvrer les tubes obturés, en utilisant

des BOPs, afin d’obtenir une étanchéité tout autour, dans un puits sous pression.

L’unité peut effectuer les opérations suivantes :

Descente et remontée des complétions.

Opérations de repêchage.

Circulation et nettoyage des dépôts et sédiments à l’intérieur du puits.

Acidification et nettoyage des perforations.

Opérations de fraisage.

Contrôle des puits.

Opérations d’abandon des puits.

Il faut noter que, contrairement aux opérations d’interventions du Coiled- tubing et travail

au câble, dans les opérations de SNUBBING où les vérins hydrauliques et la passerelle de

travail sont positionnés directement au-dessus de touts les équipements de confinement,

le risque associé à des erreurs de conception des BOPs ou au manque d’expérience de

l’équipe d’intervention peuvent conduire directement à une catastrophe.


2

1.2-CARACTERISTIQUES DES UNITES SNUBBING :

Une unité SNUBBING se caractérise par :

ü son type de vérin :

Concentrique.

Multiple (3 ou 4 vérins).

Combiné vérin câble.

ü Sa puissance de levage : de 40 à 600 000 lbs.

ü Sa course :

6 à 12 ft.

36 ft.

ü Sa vitesse de manœuvre.

ü Sa puissance hydraulique.

ü Sa capacité de manœuvre : ø des tubings.

1.3-TYPES D’UNITE DE SNUBBING :

1.3.1-Unité autonome à vérin concentrique :

(TYPE: HYDRA RIG SHORT STROKE-HRS-):

Cette unité préfigure les appareils actuels et est constitué :

ü D’une centrale hydraulique,

ü D’un vérin concentrique,

ü D’un jeu de coins réversibles placé au sommet du vérin,

ü D’un double jeu de coins fixes placés au pied du vérin,

ü D’une tripode permettant le vissage des outils,

ü De deux petits treuils et d’un mât pour la reprise des tubings,

ü D’un système d’étanchéité en tête de puits (empilage d’obturateurs).

Cette unité se caractérise par son vérin hydraulique à double effet creux à sa partie centrale

permettant les manœuvres des tubings concentriquement. Ce système assure l’avantage

d’un bon guidage des tubings et principalement des macaronis de petits diamètres durant

la phase où ils sont soumis à la compression.


3

AUTRES AVANTAGES :

Légèreté et faible encombrement,

Grande sécurité.

INCONVENIENTS :

Course limitée à 6 ft (short stroke).

Capacité de levage limitée : 40 000 lbs.

Faible vitesse de manœuvre.

Diamètre limité de la garniture à manœuvrer.

Pas de table de rotation intégrée.

Complexité de vérin.

Utilisation d’une grue indépendante pour assurer le montage.

Fig.1Unité autonome à vérin concentrique


4

1.3.2-Unité autonome à vérins multiples :

(TYPE: HYDRA RIG SHORT STROKE-HRS-):

La différence entre cette unité et la précédente se situe principalement à la hauteur du

vérin. 3 ou 4 vérins reliés entre eux par deux plaques de base remplaçant le vérin

concentrique.

Une table de rotation est intégrée dans la plaque de base supérieure.

Le double jeu de coins fixe est logé entre les vérins, ce qui permet une réduction de la

hauteur de l’équipement et une augmentation de la course des vérins.

Pour éviter le flambement des tubings de petits diamètres, un coin télescopique relie la

table de rotation aux coins fixes.

Un distributeur permet de sélectionner 2 ou 4 vérins moteur ce qui donne plusieurs

vitesses de manœuvre.

AVANTAGE :

Forte capacité de levage : 120 00 à 600 000 lbs.

Course des vérins portés à 12 ft.

Pas de limitation dans le diamètre de la garniture à manœuvrer.

Possibilité de sélectionner 2 ou 4 vérins en fonction de la charge et de la vitesse

désirée.

Rotation intégrée.

INCONVENIENTS :

Equipement lourd et encombrement pour les grosses unités de plus de 300 000 lbs.

Utilisation d’une grue indépendante pour assurer le montage.

Note : L’unité short stroke légère peut être combinée à une unité de pulling pour les

opérations ONSHORE.

Le mât est alors utilisé pour transporter l’unité complète, il remplace avantageusement la

grue pour le montage et le GIN POOL pour la manutention des tubings.


5

Fig.2 (Unité autonome à vérins multiples -)

1.3.3-Unité autonome à vérin –câble :

(TYPE: HYDRA RIG LONG STROKE-HRL-):

Cette unité de conception nouvelle présente l’avantage d’être la plus rapide des unités

construites à ce jour. Un système de mouflage double la course d’un gros vérin

hydraulique logé dans un mât qui sert de support à l’unité.

Le jeu de coins mobile fixé sur une table de rotation indépendante constitue un travelling

bloc qui se déplace le long du mât.

Ce système permet la manœuvre en une seule passe d’une longueur de tubing de 36 ft.

Le double jeu de coins fixes est logé dans une quadripode sur la quelle est également

fixée la plate-forme de travail avec ses panels de commande.

Sous cet ensemble est suspendu le BOP stack et le tout repose sur la tête de puits et est

arrimé au mât le long d’une crémaillère.

Cette unité existe en 3 gammes et 2 versions : 75 000, 120 000 et 300 000 lbs soit sur skid

en offshore soit sur trailer en onshore.


6

AVANTAGE :

Grande rapidité de manœuvre.

Rotation intégrée.

Installation rapide sur le puits.

INCONVENIENTS :

Equipement lourd pour la version offshore.

Pas de protection au flambement des tubings d’où obligation de manœuvres par

courte passes durant la phase critique.

Fig.3 (Unité autonome à vérin –câble -):


7

2. LA FORCE DE SNUBBING :

C’est la force que doit exercer l’unité SNUBBING pour pousser les tubings dans le puits.

Elle est maximale au début de la descente et démunie au fur et à mesure que le poids

augment.

La force SNUBBING est calculée à partir de la formule suivante :

FS=FP+FF-[(PS×HS) + (Pflot×Htr)]

FP=PP×SP

Où

FP : force due à la pression dans le puits en (kg).

PP : pression dans le puits en (bars).

SP : section extérieure du tubing à manœuvre en (m2).

FF : force de frottement entre le tubing et la garniture de stripper en (kg).

PS : poids linéaire dans l’air de la partie des tubings se trouvant entre BOP et travelling

snubber en (kg/m).

HS : longueur de la partie des tubings se trouvant entre BOP et travelling snubber en (m).

Pflot : poids linéaire des tubings dans le fluide remplissant le puits en (kg/m).

Htr : longueur de la partie des tubings se trouvant dans le trou en (m).


8

Fig.4. (LA FORCE DE SNUBBING)

2.1. LES DIFFERENTES PHASES DU SNUBBING :

Les manœuvres de tubings s’effectuent à l’aide de vérin (s) à double effet dont la course

varie selon les unités de 6 à 36 pieds.

Le vérin est muni à sa partie supérieure d’un jeu de coin mobile.

Ces coins servent à la manœuvre du tubing. A la basse du vérin se trouvent deux jeux de

coins inversés l’un par rapport à l’autre.

Une manœuvre de SNUBBING se décompose en 3 phases :

Ø 1ère phase : tubing Léger (light pipe) ou phase SNUNB.

Ø 2ème phase : point d’équilibre (balance point).

Ø 3ème phase: tubing lourd (heavy pipe) ou phase SLIP.


9

A°/1ère PHASE: PHASE SNUB:

En début de manœuvre, la pression du puits exerce une poussée qui a tendance à chasser le

tubing hors du trou. Il faut donc empêcher le tubing de sortir. Les coins supérieurs du vérin

appelés aussi coins mobiles (travelling bloc) sont placés de telle sorte qu’ils forceront le

tubing à descendre. Ils seront alors en position de travelling SNUBBER. Une fois

introduite, la longueur de tubing correspondant à la course du vérin, on ferme le stationary

SNUBBER qui retiendra le tubing pendant la course libre de remontée du vérin après

ouverture du travelling SNUBBER. Lorsque le vérin est à nouveau à son point haut, le

travelling SNUBBER est refermé, le stationary SNUBBER est réouvert et l’on introduit

une deuxième longueur de tubing .On répétera ces mouvements jusqu’ à introduction

complète du tubing et ainsi de suite

B°/ 2ème PHASE : POINT D’EQUILIBRE :

Au fur et à mesure que l’on introduit des tubings dans le puits, le poids de l’ensemble de

ces tubihgs augmente. Il arrive alors un moment où le poids du tubing introduit équilibre la

poussée du puits. Le tubing est alors théoriquement en flottation.

C°/ 3ème PHASE: PHASE SLIP:

En poursuivant la descente, le poids du tubing dépasse la poussée, il faut donc retenir le

tubing vers le bas pour éviter qu’il ne tombe. Le travelling bloc est inversé, il occupe alors

la fonction de travelling SLIP qui est celle d’accompagner le tubing durant sa descente. Le

stationary SLIP supportera le poids du tubing pendant la course libre de remontée du

Vérin. A la remontée des tubings, on passe au contraire de la phase lourde à la légère.

2.2. PROCEDURE DE STRIPPING RAM TO RAM:

Le stripper conventionnel est utilisé comme barrière primaire durant les opérations de

SNUBBING. Dés que la pression en tête de tubing dépasse 2 500 psi, il sera recommandé

d’utiliser la procédure de stripping ram to ram.


10

Cette procédure est décrite ci – après :

ü Première étape :

Stripper supérieur fermé.

Stripper inférieur ouvert.

Vanne d’égalisation ouverte.

Vanne de purge fermée.

Tool joint au – dessus du stripper supérieur.

ü Deuxième étape :


Stripper inférieur fermé.

Vanne d’égalisation fermée.

Vanne de purge ouverte.

Tool joint au – dessus du stripper supérieur.

ü Troisièmement étape :

Stripper supérieur ouvert.

Stripper inférieur fermé.

Vanne d’égalisation fermée.

Vanne de purge ouverte.

Tool joint entre le stripper supérieur et inférieur.

ü Quatrième étape :


Bop stripper inférieur fermé.



Tool joint entre le stripper supérieur et inférieur.

ü Cinquième étape :


Stripper inférieur ouvert.



Prêt pour ajouter un tube.


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Fig.5 PROCEDURE DE STRIPPING RAM TO RAM

A) PROCEDURE DE DESCENTE/REMONTEE DE LA GARNITURE DE SNUBBIG DE LA SURFACE AU POINT D’EQUILIBRE :

Dans les puits sous pression, la colonne de tubing doit être introduite avec force depuis la

surface jusqu’au point d’équilibre selon les séquences suivantes :

ü Séquence № 1 :

Snub mobile : fermé

Slip mobile : ouvert

Snub fixe : ouvert

Slip fixe : ouvert

Introduire le tube dans le puits d’une hauteur équivalente à

la course du vérin hydraulique


Snub fixe : fermé


Slip fixe : ouvert

Snub mobile : ouvert

Remonter la tête mobile du vérin hydraulique d’une hauteur équivalente à

la course du vérin hydraulique


12

*-*Répéter les séquences ci-dessus jusqu’au atteindre le point d’équilibre ou la

surface

B) PROCEDURE DE DESCENTE/REMONTEE DE LA GARNITURE DE SNUBBING DU POINT D’EQUILIBRE

JUSQU’AU FOND :


Slip mobile : fermé


Snub fixe : ouvert

Slip fixe : ouvert

Introduire le tube dans le puits d’une hauteur équivalente à la course de

vérin hydraulique.


Slip fixe : fermé

Snub fixe : ouvert



Remonter la tête mobile du vérin hydraulique d’une hauteur équivalente à la

course du vérin hydraulique.

*-*Répéter la séquence ci-dessus jusqu’à atteindre le fond ou le point d’équilibre.

Fig. (6) PROCEDURE DE DESCENTE/REMONTEE DE LA GARNITURE DE SNUBBIG DE LA SURFACE AU POINT D’EQUILIBRE ET POINT D’EQUILIBRE JUSQU’AU FOND.


13

3. EQUIPEMNTS DE SNUBBING:

3.1-EQUIPEMENTS DE SURFACE :

Une unité SNUBBING se compose de trois parties principales :

1. Le système de sécurité et d’étanchéité (BOPs) installé sur la tête de puits.

2. Le système de manœuvre.

3. Le panier de travail.

Fig. (7) EQUIPEMENTS DE SURFACE

3.2.-LE SYSTEME DE SECURITE :

Ce système de sécurité peut être décomposé en deux parties principales :

1. Les obturateurs de sécurité et de travail.

2. Les accumulateurs.

3.2.1-LES OBTURATEURS :

La fonction principale des obturateurs est de permettre la fermeture du puits en cas de

défaillance du stripper (barrière primaire).Un obturateur est défini par :

Sa marque : CAMERON, SHAFFER, HYDRIL,……….

Son type : SL, GL, GK,………

Sa dimension nominale qui correspond au diamètre minimal d’alésage, par

exemple : 4’’ 1/16

, 11’’….

Sa série qui correspond à sa pression de service, exemple : 5 00psi…..

Deux obturateurs de manœuvre à mâchoires (équipées de garniture d’usure qui ferment sur

le tube manipulé) permettent de descendre ou de remonter les tubes à des pressions


14

excédant la capacité de travail du stripper, ou d’utiliser des outils qui ne passant pas à

travers les garnitures du stripper.

Ils sont séparés par un tube entretoise, de hauteur qui est fonction de la longueur des

outils utilisés. La figure (procédure du stripping ram to ram) illustre le passage d’un joint

(ou d’un outil) : l’obturateur de manœuvre supérieur est fermé pendant la manœuvre du

tube et il n’est ouvert qu’après avoir préalablement fermé l’obturateur de manœuvre

inférieur pour laisser passer le joint. Inversement l’obturateur inférieur est laissé ouvert

pendant la manœuvre

Et n’est fermé que pour le passage du joint au niveau de l’autre obturateur.

Les obturateurs ne doivent être manœuvrés qu’après égalisation ou purge de la pression

de part et d’autre grâce à un dispositif approprier.

Un obturateur à mâchoire de sécurité (fermant lui aussi le tube manipulé) complète cet

ensemble .Situé le plus bas, cet obturateur doit rester ouvert pendant toutes les phases de

manœuvre et il n’est utilisé qu’en statique pour assurer la sécurité. Il permet en particulier

d’effectuer le changement des garnitures des obturateurs de manœuvre ou du stripper. Il

ne doit jamais être utilisé pour stripper.

D’autres éléments peuvent venir s’intégrer dans cet ensemble :

La bride de suspension,

L’obturateur de type sphérique ou annulaire très performant mais dont les

garnitures ne peuvent être changées en cours d’opération,

L’obturateur équipé de mâchoire tiges,

L’obturateur à fermeture totale,

Des obturateurs de manœuvres ou de sécurité supplémentaires.


15

Fig. (8) LES OBTURATEURS

*-*EMPILAGES DES OBTURATEURS :

L’obturateur est l’élément principal de l’unité SNUBBING, il permet le contrôle du

Puits en cas de défaillance du stripper.

Pour le choix du BOPs, les points suivants doivent être pris en compte :

La tête de puits doit comprendre au minimum deux vannes maîtresses ou deux

fermetures totales ou une combinaison des deux au –dessus des BOPs.

L’empilage des BOPs doit comprendre au minimum les éléments suivants :

1. deux fermetures pipe rams pour le stripping de la garniture et une fermeture de sécurité

pour chaque diamètre de tubing descendu dans le puits.

2. un circuit d’égalisation des pressions entre les différentes chambres de l’obturateur.

3. une vanne pour purger la pression piégée dans l’obturateur.

Pour les puits à pression entre 3 000 et 5 000 psi (le cas de HMD), une fermeture

de sécurité, pour chaque diamètre de tubing, utilisé, doit être rajoutée dans

l’empilage, monté au dessous du stripper ram.

Une Duse doit être montée sur la ligne de purge.

Utilisation des joints tores neufs au montage des brides.

Après arrêt des travaux à la fin de la journée avec un train de tubing à l’intérieur du

puits, l’opérateur du SNUBBING doit fermer au minimum deux obturateurs.


16

L’obturateur de sécurité en bas de l’empilage ne doit être fermé qu’en cas de

réparation des BOPs au-dessus de celui-ci ou en cas d’extrême urgence.

3.2.2.-LES A C C U M U L A T E U R S:

Les obturateurs sont manœuvrés hydrauliquement à distance suivants le principe de

fonctionnement des vérins hydrauliques à double effet.

Le système de commande hydraulique a pour objectif d’assurer la Fermeture et l’ouverture

de chaque fonction, d’une manière efficace et facile à répéter, si nécessaire, sans avoir à

utiliser d’énergie extérieure, ainsi que l’ouverture et la fermeture des slips et des snubs.

Les caractéristiques de l’unité à commande hydraulique sont définies

En fonction :

Du volume total pour assurer la séquence imposée par la procédure de la

compagnie.

De la pression maximale de travail.

Du temps nécessaire pour recomprimer l’accumulateur selon la

spécification API.

Fig. (9) LES A C C U M U L A T E U R S

3.2.3.-LE SYSTEME DE MANŒUVRE:

Ce système de manœuvre se compose de :


17

3.2.4.-ENSEMBLE DE VERINS HYDRAULIQUES (HYDRAULIC JACK ASSEMBLY) :

L’ensemble de vérins hydrauliques est composé d’un ou de plusieurs cylindres

hydrauliques montés en position verticale et utilisés pour remonter ou descendre la

garniture de SNUBBING dans un puits sous pression.

La capacité de levage ou de snub est croissante avec l’augmentation du nombre de vérin

monté sur l’unité SNUBBING. Par contre la vitesse de manœuvre est décroissante et exige

des débits d’huile importants.L’ensemble de vérins hydrauliques est équipé d’un manifold

qui sert à diriger le fluide hydraulique sous pression à travers différentes vannes vers les

cylindres et vice versa.

Le fluide hydraulique peut être dirigé vers deux (2) ou quatre (4) cylindres

Opposés. Après sélection le mode d’opération peut devenir :

Deux (2) cylindres avec une puissance inférieure

Deux (2) cylindres avec une puissance supérieure

Quatre (4) cylindres avec une puissance inférieure

Quatre (4) cylindres avec une puissance supérieure

Normalement le travail de SNUBBING commence avec deux (2) cylindres en mode de

puissance supérieure qui peut être ajusté, par la suite, aux autres modes, en fonction du

poids de la garniture.

La course de vérin est de l’ordre de dix (10) pieds.

Fig.10 ENSEMBLE DE VERINS HYDRAULIQUES (HYDRAULIC JACK ASSEMBLY).


18

3.2.5.-TUBE GUIDE (GUIDE TUBE):

Le phénomène de flambage devient un problème dans les puits à pression élevée à partir

du moment où le tubing s’éloigne du stripper qui est situé à la base de la fenêtre d’accès.

En effet l’augmentation de la pression dans le puits engendre une force de poussée

importante contre le tubing pendant la descente ou la remontée qui peut causer le flambage

de ce dernier. C’est la raison pour la quelle, il est recommandé de placer un tube guide à

l’intérieur de la fenêtre d’accès est des vérins hydrauliques.

Le tube guide est composé de deux tubes cylindriques qui coulissent l’un dans l’autre.

L’extrémité supérieure du tube intérieur est fixée au centre de la partie plate et mobile du

vérin hydraulique par contre l’extrémité inférieure coulisse librement dans le tube externe.

Le tube guide offre les avantages suivants :

Guidage et stabilisation de mouvement du moufle et des vérins hydrauliques

La réduction des effets de flambage de la garniture de tubing.

La transmission du couple développé par la tête rotative au train de tubing.

Remarque : Les diamètres intérieurs les plus utilisés en pratique sont : le 4’’ 1/16

, 7’’ 1/16 et

le 11’’ 1/8

3.2.6.- FENETRE D’ACCES (ACCES WINDOW):

La fenêtre d’accès est utilisée pour le changement du stripper et assembler et désassembler

les équipements de grand diamètre, sans les faire passer à travers les snubs fixes, elle

reçoit aussi le tube guide.

La fenêtre d’accès est constituée de deux plaques inférieure et supérieure en acier,

séparées par des traverses généralement en nombre de quatre et d’une hauteur de 04, 06,

10 pieds, dans le cas particulier, cette hauteur peut atteindre 15 pieds. Les deux plaques

sont munies de deux trous de diamètre de 11’’ 1/16 ou de 13’’ ⅝. Les deux plaques

inférieure et supérieure sont respectivement fixées au sommet des strippers et au bas des

vérins.


19

Fig.11 FENETRE D’ACCES (ACCES WINDOW)

3.2.7.-SNUBS MOBILES (TRAVELLING SLIPS) :

Les snubs mobiles sont attachés à la tête mobile des vérins hydrauliques.

Ils se composent d’un :

Slip mobile qui travaille du fond jusqu’au point d’équilibre

Snub mobile pour empêcher l’éjection de la garniture hors du puits entre le point

d’équilibre et la surface.

Le snub est opéré hydrauliquement à partir du panneau de commande située sur la

passerelle.

Fig.12 SNUBS MOBILES (TRAVELLING SLIPS)


20

3.2.8.-SNUBS FIXES (STATIONARY SLIPS):

Les snubs fixes permettent de caler la garniture SNUBBING dans une position fixe quand

les snubs mobiles sont relâchés.

Comme pour les snubs mobiles, les snubs fixes se compose de deux jeux de cales

- Un jeu pour supporter le poids de la colonne entre le fond et le point d’équilibre.

- L’autre pour maintenir la garniture dans le trou quand le bout de la garniture est entre le

point d’équilibre et la surface. Dans les puits à haute pression, il est normal d’utiliser un

jeu additionnel du snubber fixe, pour des raisons de sécurité.

Fig. (13) SNUBS FIXES (STATIONARY SLIPS)

3.2.9.- TETE ROTATIVE (ROTARY SWIVEL):

La tête rotative est fixée à la tête mobile du vérin, permet la rotation durant les manœuvres

et les opérations de nettoyage, fraisage ou de repêchage. Elle est entraînée

hydrauliquement et commandée à distance à partir du panneau de commande de

l’opérateur.


21

Fig.14 TETE ROTATIVE (ROTARY SWIVEL)

3.2.10.- GROUPE DE PUISSANCE (POWER PACK) :

Le groupe de puissance est composé d’un moteur DIESEL entraînant des pompes

hydrauliques qui fournissent la puissance hydraulique pour entraîner les différentes

fonctions de l’unité SNUBBING.

Fig.15 GROUPE DE PUISSANCE (POWER PACK)


22

3.2.11.-CLEF AUTOMATIQUE (POWER TONG) :

La clef automatique est utilisée pour le vissage et dévissage des tubings. Elle est

normalement suspendue à l’aide d’un bras (arm tong) et attaché sur le coté de la passerelle

de travail. Elle est entraînée hydrauliquement et commandée à partir du panneau de

commande de l’opérateu

Fig.16 CLEF AUTOMATIQUE (POWER TONG)

3.2.12.-S T R I P P E R:

Le stripper est un dispositif de confinement primaire, placé au sommet de l’empilage des

BOPs et à la base de la fenêtre d’accès tant que

La pression en tête de puits ne dépasse pas 2 500 psi, par manque de confiance dans la

garniture d’étanchéité.

L’usure de la garniture d’étanchéité du stripper est affectée par :

1. La pression en tête.

2. L’état extérieur du tubing.

3. La nature du fluide dans le puits.

Dans le cas où la pression en tête de puits dépasse 2 500 psi, la barrière primaire devient

les pipe rams ou l’obturateur annulaire et le stripper dans ce cas servira à essuyer la

garniture de tubing et empêcher la chute d’objets dans le puits.


23

Fig (.17) (S T R I P P E R)

3.2.13.- SYSTEME DE CIRCULATION (CIRCULATING SYSTEM):

Le système de circulation est composé principalement de pompes, Chiksanes, flexible et

tête d’injection. La pression de tarage des pompes doit être élevée pour faire face à la

pression en tête du puits et aux pertes de charge dans le circuit de circulation.

Une vanne de sécurité doit être installée au dessous de la tête d’injection pour permettre

d’éventuelles interventions en cas de fuites.

3.2.14.-JOINT TÉLESCOPIQUE (TELESCOPING MAST/GIN POLE):

Le joint télescopique est fabriqué en acier spécial (ASTM 500), il a une forme

rectangulaire et une langueur après télescopage permettant de soulever un tubing avec la

tête d’injection et le flexible au dessus de l’ensemble des vérins hydrauliques.

Il est utilisé pour gerber et dégerber les tubings durant les opérations de manœuvre de la garniture dans le puits.


24

Fig.18 JOINT TÉLESCOPIQUE (TELESCOPING MAST/GIN POLE)

3.2.15.-LE PANIER DE TRAVAIL (WORK BASKET) :

La passerelle est un plancher de travail pour l’équipe d’intervention SNUBBIG. Elle est

attachée au sommet des vérins hydrauliques.

A partir de la passerelle de travail, l’équipe de l’unité SNUBBIG peut effectuer les

différents travaux d’interventions nécessaires, ainsi que le gerbage ou dé gerbage de

tubing.

La passerelle de travail est munie d’un swivel de circulation qui peut être connectée au

tubing, afin qu’on puisse circuler pendant les manœuvres.

Elle est normalement étudiée pour recevoir deux ou parfois trois opérateurs.

Fig.19 LE PANIER DE TRAVAIL (WORK BASKET)


25

Elle est équipée d’un :

- Panneau de contrôle des obturateurs

- Panneau de commande de chef de poste

3.2.16.-PANNEAU DE CONTROLE DES OBTURATEURS (CONTROLPANEL) :

Le panneau de commande des obturateurs est composé de deux parties :

1. un panneau principal à partir du quel le chef de poste peut actionner toutes les

fonctions ouvertures-fermetures des obturateurs.

2. un panneau secondaire, à partir duquel, l’opérateur peut actionner les fonctions

ouvertures-fermetures des obturateurs de l’unité excepter la fermeture totale et

cisaillant des Bops (Blind shear rams)

Fig. (20) CONTROLPANEL.


26

3.2.17.-PANNEAU DE COMMANDE DU CHEF DE POSTE :

Le panneau de commande du chef de poste est situé sur la passerelle de travail, il est

composé d’un certain nombre de vannes hydrauliques et pneumatiques pour opérer les

différents organes de l’unité SNUBBING.

Fig. (21) PANNEAU DE COMMANDE DU CHEF DE POSTE.

1°) Fonction hydraulique :

Vitesse de remontée et descente des vérins hydrauliques.

Sélection de la vitesse maximale de manœuvre.

Vitesse de rotation et le torque de la tête d’injection.

Manœuvre de la garniture (slip opération).

2°) Fonction pneumatique :

Contrôle du moteur de l’appareil.

Démarrage et l’arrêt normal de l’appareil.

Arrêt d’urgence de l’appareil.

Sélection ou annulation des accumulateurs.

3°) Enregistrement des paramètres :

Manomètre de pression dans le circuit snubs et slips.

Manomètre de pression d’entraînement de la tête d’injection.

Manomètre de pression de levage.

Manomètre de pression de pousser.

Indicateur de poids de la garniture SNUBBING.


27

3.3.-EQUIPEMENT DE FOND :

Les BPV (clapet anti-retour) ainsi que nipple et les plugs sont des éléments de sécurité

vitaux durant l’opération du SNUBBING. Ils doivent être vérifiés et testés avant toute

descente dans le puits. Leur métallurgie doit être adaptée à l’effluent.

3.3.1-Les BPV (Back Pressure Valves):

Il existe trois types de BPV :

ü BPV à bille :

Se sont les plus anciennes et les plus utilisées. Cependant, leur utilisation n’est pas

recommandée lorsque le pompage à gros débit, pendant de longues périodes, est prévu.

ü BPV à pointeau :

Lorsque le siège et le pointeau sont en carbure de tungstène ces BPV conviennent pour des

pompages intensifs.

ü BPV à clapet :

Elles conviennent pour les pompages intensifs. Elles permettent le passage d’une bille

pour activer un accessoire situé en dessous (Ex : chemise de circulation). Elles sont

compactent (deux flappers intégrés).

3.3.2-Les plugs et Nipples :

Ils sont utilisés en cas de défaillance de BPV. L’ensemble plug-

Nipple doit être testé en pression avant le début de l’opération. Le plug le plus utilisé

jusqu’au diamètre 1’’900 est le plug type ‘’N’’ de OTIS. Il peut être soit

Lancé en go-devil soit descendu en cable. Pour les diamètres au-dessus de 1’’900

Les plugs doivent être descendus câble.


28

3.3.3- TRAIN D’OUTILS :

On appelle « train d’outils » les premiers éléments qui constituent le bas de la garniture de

tubing descendu dans le puits. Quelle que soit l’opération à réaliser et l’outil à descendre,

nous retrouverons toujours notre train d’outil composé de bas en haut de :

Un clapet anti – retour (Back Pressure Valve-BPV) :

Le train standard de SNUBBING qui comprend deux clapets anti-retour à bille ou de

préférence à palette, permet la circulation directe et stoppent le retour de fluide du puits.

Ce sont des soupapes classiques, placés au-dessus de l’outil, pour empêcher le retour du

fluide de formation, par l’intérieur de la garniture de SNUBBING.

Un tubing longueur environ 8 mètres.

Un tubing court environ 2 mètres (pipe joint).

Un siège (landing Nipple).

Cet ensemble constitue la sécurité du train de tubing. La position de chacun de ces

éléments à son importance et il est recommandé de ne jamais changer leur ordre de

montage. Les deux BPV, distants l’un de l’autre, d’environ 8m, empêchent la pression du

puits de sortir par le tubing. Le landing Nipple peut recevoir un plug qui sera siégé par

pompage et qui bouchera le tubing en cas de défaillance des deux


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Fig. ( 22 )Train d’outils

Tubing

Clapet anti-retour (BPV)

Outil

Pipe joint

Clapet anti-retour (BPV)

Landing Nipple (siège)

Chapitre 2 : Calcule de Snubbing

1 INTRODUCTION :

Au cours de sa vie, un puits, qu’il soit producteur, peut présenter différents

problèmes, qui vont empêcher la production ou favoriser la dégradation des

équipements de fond (la corrosion).

Parmi ses problèmes on distingue surtout dans le champ de HEH (HAOUD

BERKAOUI) :

Des problèmes liés aux différents dépôts tel que :

Les dépôts de sels (principalement à HEH). (HAOUD BERKAOUI) :

Les dépôts de sulfate de baryum.

Les dépôts de grés et de l’argile.

Les dépôts de paraffine.

Les dépôts d’asphaltenes.

L’intervention SNUBBING est l’une des opérations la plus efficace, pour

remédier à l’effet de ses problèmes, par différentes opérations.

2.1-DESCENTE D’UN CONCENTRIQUE :

L’eau de formation de Haoud Berkaoui est saturée en sels, principalement du

chlorure de sodium. Une variation de température ou une chute de pression

provoque une précipitation de NaCl dans le tubing de production, entraînant un

bouchage total du puits. L’injection d’eau douce est la solution la plus simple

pour éviter ce dépôt de sel.

Cette injection peut être continue comme elle peut être intermétante. Elle est

faite par le concentrique (macaroni) qui est utilisé aussi pour l’injection du gaz

lift pour faire aléger les colonnes hydrostatiques, dans le cas de la déplétion.


3.-PROGRAMME DE SNUBBING :

3..1 BUT DE L'OPERATION :

ü Opération W-L, remonte la complétion.

ü Nettoyage fond en rotation et circulation au brut dégazé alterné de

bouchon d'eau traitée jusqu'au fond SNUBBING, soit la cote 3425m

3.2. FICHE TECHNIQUE: PUITS OKJ 101 (ZONE WO)

S O N A T R A C H

D i re c t i o n R é g i o n a l e H a o u d - B e r k a o u i

Service - Puits / Section: WO


4.3. CALCUL SNUBBING:

4.3.1. DONNEES DE BASE:

Tableau. (1) représentation les condition de puit.

Pression en tête 280psi

Fluide du puits CRUDE

Gaz de puits SWEET

Densité du W/O fluide 6.5

Pression casing 855psi

Min. Restriction/longueur 87.78/10763

Long.Max.ws.N.setenu 20

TVD 11357

Tableau. (2) la condition de tubulaires -

TU

BIN

G

OD

ID

DRIFT

GRADE

POIDS

LINEAIRE

VOLUME

INT

VOL.ACIER

HAUTEURE

Pression

d’écrasement

Pression

d’éclatement

TYPE

CNNECTION

TORSION

REC

4.5

3.958

3.833

N-80

12.60

0.015218

0.004453

10802

7500

8430

N.VAM

/

LIN

ER

4.5

3.92

3.795

P-110

13.50

0.014928

0.004744

551

6832

7216

VAM

4200

WO

RK

ST

RIN

G

1.660

1.38

1.286

N-80

2.40

0.00185

0.000830

11278

9888

9448

HG

500


4.3.2.-WORKSTRING:

a) CALCUL DU POINT D’EQUILIBRE (HE) :

0.7854= constant

HE = (PT × OD2 × 0.7854) / PLINEAIRE

= (280psi× 1.6602 in2× 0.7854) / 2.40lbs = 254 ft.

b) LE DONNES DE WORKSTRIG:

1) 80% CHARGE DE TENSION Â LA PRESSION MAX AU TUBING FERME : 41 000 lbs

2) 80% CHARGE DE TENSION Â LA PRESSION ANNULAIRE ‘’0’’: 42 050 lbs

3) PRESSION D’ECRASEMENT THEORIQUE Â LA TENSION DE CHARGE PREVU : 7 800 psi

4) TENSION DE CHARGE=27 067 lbs

c) CHARGE CRITIQUE DE FLAMBAGE = 18 200 lbs

Tableau. (3) la charge de flambage sur les différentes longueurs de tubing.


d) CHARGE EN SNUB :

PE = PT × OD2 × 0.7854

= 280psi × 1.6602 in2× 0.7854 = 605.98 lbs.

4.4. - POWER PACK

Tableau. (4) les donnes de la machine de snubbing .

ID VERIN

120

K

SECTION DU VERIN EN LIFT

SCTION DU VERIN EN SNUB

TÊTE ROTATIVE

WINCH

RAPPORT DE TORSION

RAPPORT DE LEVAGE

4.06

39.27

20.03

0.745

0.37

Tableau. (5) les donnes de snubbing.

JACK TYPE LIFT SNUB REGEN LIFT

250K 7. 1/16 _4 CYLINDR 82.94 34.558 ……….

a) DU SNUB PRESSION RECOMMANDEE :

= CHARGE DE TENSION EN SNUB / SECTION DU VERIN EN SNUB

= 18 200 lbs/ 34.55in2 = 526.772 psi.

b) PRESSION DE LEVAGE RECOMMANDEE :

= CHARGE DE TENSION EN LIFT / SECTION DU VERIN EN LIFT

= 41 000 / 82.94 = 494.333 psi.

c) PRESSION DU WINCH RECOMMANDEE = 1 500 psi.

Le poids assuré avec cette pression recommandée

= 1 500 PSI× 0.37IN2 = 555 lbs.


d) PRESSION DU SYSTEME SLIP/BOP RECOMMANDEE :

CONSEDERER TOUJOURS = 1 500 – 2 000 psi = 2 000 psi.

e) PRESSION DE LA TÊTE ROTATIVE RECOMMANDEE :

= TORSION RECOMMANDEE / RAPPORT DE TORSION

= 500psi / 0.745 = 671 psi.

4.5.- ACCUMULATEUR :

Tableau. (6) les donnes d’accumulateur

TYPE DE BOP

DIAMETRE

DE

PASSAGE

PRESSION

RESISTEE

QUANTITE

VOLUME DE

FERMETURE

RAPPORT DE

FERMETURE

PRESSION

HYDRAULIQUE

RECOMMANDEE

V

O

L

U

M

E

D’

O

U

V

E

R

T

U

R

E

BOW

EN

4.06 10 000 4 0.381 13.6 750 0

.

4

1

3


a) LE VOLUME MIN REQUIS UTILISABLE PAR L’ACCUMULATEUR(UV):

UV = QUANTITE X VOLUME DE FERMETURE X 1.5

= 4 X 0.381gal X1.5

UV = 2.3 gal.

b) PRESSION HYDRAULIQUE REQUISE MIN D’OPERATION (HP):

HP = PRESSION RESISTEE / RAPPORT DE FERMETURE

HP = 10 000 psi/ 13.6 = 735 psi.

c) PRESSION PRE-CHARGE DU NITROGENE (NP) :

NP = HP – 200 (la pression sur la boutai)

= 735psi – 200psi

NP = 535 psi.

d) LA PRESSION CHOISIE DU SYSTEME HYDRAULIQUE (SP) :

SP = 1 500 psi.

e) VOLUME TOTAL D’ACCUMULATEUR (AV) :

AV = UV / [(NP/HP) – (NP/SP)]

= 2.3 gal/ [(535psi/735psi) – (535psi/1 500psi)]

AV = 6.19 gal.


5. PROCEDURE D’URGENCE EN SNUBBING :

5.1. PANNE DE L’UNITE HYDRAULIQUE :

La capacité des accumulateurs doit permettre le fonctionnement des cales et des BOP.

Fermer les deux jeux de cales.

Fermer les pipes rams.

Visser la vanne de circulation sur le tubing.

Circuler si nécessaire.

Réparer ou changer l’unité.

5.2. GLISSEMENT DES TUBINGS DANS LES CALES :

Fermer les pipes rams.

Fermer le deuxième jeu de cales.

Visser la vanne de circulation sur la tubing.

Nettoyer ou changer les peignes de cales.

5.3. FUITE DE LA GARNITURE :

La fuite peut provenir du tubing ou du BPV.

Visser immédiatement la vanne de sécurité et fermer là.

On pourra effectuer les opérations suivantes :

Remonter le tubing et vérifier si le fuite ne se trouve pas au niveau de la dernière connexion.

Connecter la tête de circulation et essayer de nettoyer les siéges BPV en circulant.

Si les opérations précédentes ne donne pas des résultats, on pourra suivant le cas :

Ou circulant un kill fluide si la garniture de SNUBBING se trouve suffisamment bas, en suite remonter.

Ou visser un BPV en surface puis descendre à une cote suffisante pour pouvoir tuer le puits en circulant, circuler puis remonter.

Ou lancer et pomper le plug ‘’N’’ Nipple, puis remonter la garniture après avoirs vérifier son étanchéité.


Note : un équipement W.L capable d’être connecté sur le tubing devra être prévu afin de pouvoir éventuellement remonter le plug.

5.4. COINCEMENT DE LA GARNITURE :

5.4.1-CAUSES :

La garniture de travail peut être coincée dans le puits pour plusieurs raisons.

Sédimentation autour du tubing lors de nettoyage.

Coincement mécanique par morceau de métal lors de repêchage ou de fraisage.

Tassage dans une fenêtre de la complétion ou du casing (ex : due à une importante corrosion).

Déviation importante ou ‘’backling’’ de la complétion.

5.4.2-REMARQUES :

Les conséquences d’une rupture de tubing peuvent être graves lorsque l’on travail dans un puits sous pression car :

Il y aura un débit immédiat par le tubing.

Suivant la cote de rupture, la garniture risque de se retrouve instantanément en phase légère.

5.4.3.-PRECAUTIONS À PRENDRE LORS D’UN COINCEMENT :

Visser une vanne de sécurité sur le tubing.

Installer et fermer les deux jeux de cales mobiles.

Ne pas tirer à plus de 80% de la limite élastique. Tenir compte de la limitation due à une pression annulaire (collapse).

Si l’on tente de tourner la garniture, il faudra veiller à ne pas appliquer un couple supérieur au couple supérieur un couple de vissage du tubing.


5.4.4-SI LES ESSAIS DE TRACTION NE DONNENT PAS DE RESULTATS, ON POURRA ENVISAGER LES SOLUTIONS SUIVANTES :

Tuage du puits si possible (par circulation).

Détermination du point de coincement.

Coupe de tubing au-dessus du point de coincement.

Pose d’une bride Plug.


Conclusion générale :

L'opération SNUBBING est importante pour la production des puits mais il y a un grand problème dans les éléments de fond il s'appel le NIPPLE.

Le NIPPLE(no go) c'est le plus grand diamètre dans la colonne de production sachant que le champ de Haoud Berkaoui a connu des problèmes tel que la salinité de sulfate et de baryum(BaSo4) et d'asphalte et le manque de gaz drive et pour remédier a tous ces problèmes:

Nous avons proposé la solution du concentrique (tubing de petit diamètre 1"315,1"660,1"900)

Pour le dessalage de l'ufluent et l'injection de gaz pour lifté l'ufluent

Le problème causé par le NIPPLE(no go) pendant les opérations SNUBBING est la limitation de diamètre pour un repêchage ou pour un bon nettoyage avec un grand diamètre.

Par exemple:

Type RN:

-passage limite pour une couronne de diamètre de 85mm.

-passage limite pour un over shoot ou une cloche de 3"1/8.

Type R:

-passage limite pour une couronne de diamètre de 94mm.

-passage limite pour un over shoot ou une cloche de 3"5/8, 3"3/4.

La meilleure solution est d'éliminer les NIPPLE (no go) des complétions et de les remplacer avec des NIPPLE SELECTIF.

INTRODUCTION

Le champ de HMD présente des problèmes d’exploitation qui sont, en général, aggravés, par

les conditions sévères de températures et de pressions, qui règnent dans le gisement, ainsi que

dans le puits. Parmi ces problèmes on a essentiellement les dépôts des sels, les asphaltenes et

les dépôts de Sulfates de Baryum dans le tubing. Ces dépôts entraînent des bouchages et

diminuent fortement la productivité des puits. L’injection d’eau douce est la solution la plus

simple pour éviter ce dépôt de sel. Cette injection peut être continue comme elle peut être

intermétante. Elle est faite à travers le concentrique (macaroni) qui est utilisé aussi pour

l’injection du gaz lift pour faire alléger les colonnes hydrostatiques, dans le cas des puits non

éruptifs.

Malheureusement, l’eau douce utilisée à HAOUD BERKAOUI (ALBIEN) contient des ions

sulfates (SO2-4) qui précipitent au contact des ions alcalino-terreux (calcium – baryum,

strontium) qui sont contenus dans l’eau de gisement (CAMBRIEN).

Ce précipité entraîne un bouchage plus sévère que celui crée par le dépôt de sel. En effet, si le

NaCl est soluble dans l’eau, le dépôt de BaSO4 est insoluble en milieu acide fort. Les moyens

(WireLine) s’avèrent inefficaces.

De façon générale, c’est le problème le plus sérieux dans le champ de HMD. Les sulfates de

baryum sont des dépôts difficiles à enlever chimiquement ; ce qui nécessite une intervention

de SNUBBING qui est une opération préventive sur les puits avant qu’elle soit curative. Le

SNUBBING est une technique utilisée pour manœuvrer les tubes obturés, dans un puits sous

pression.

L’activité SNUBBING sur le champ de Hassi-Messaoud n’a cessé d’évoluer depuis 1980

jusqu’à ce jour.

Cette évolution est surtout provoquée par :

L’augmentation du nombre des puits équipés en Gas-lift.

L’augmentation du nombre des puits équipés pour dessalage.

Ainsi que les deux effets conjugués sur certains puits.

Bibliographie

.2 TEQNICHE DE SNUBBING ENSPM

.3 COUR EQUIPMENTE DE SNUBBING

4. SNUBBING PROVIDES OPTION FOR BORADER APPLICATION (SPE) international

5. ROBERT D.GRACE ,“BLOWOUT AND WILL CONTROL HANDBOOK”

6. WILL CONTROLE EQUIPMENT PROBLEMES 8. DOCUMONTATION ENSP 9. DOCUMONTATION SONTRACH (DEVISION PRODUTION) 10. DOCUMONTATION HALLIBURTON

Documents

Contribution à l’étude des opérations d’intervention sur ... · Il faut noter que, contrairement aux opérations d’interventions du Coiled- tubing et travail au câble,