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- Cette opération devra permettre de majorer la charge de service de 30% , dont
l'objectif de cette opération est de diminuer les risques d'accident en cas d'enfoncement brutal d'une pile, selon
Type Terrain surchargement EffetsA semelle Peu consolidé Equitable Risques de tassementsA caissons Moyennement consolidé Successive /
Mode élevée (jaking up) → pour le forage-
Reprendre le jaking up jusqu'à une hauteur déterminée au-dessus de l'eau (air gap), enrapport avec les hauteurs des vagues et des houles.
Position basse (jaking down) → pour la déconnection
- Remise à flot dans les mêmes conditions de mer du jaking up- Décoller les caissons ou la semelle du fond de la mer-
Remonter les piles rapidement afin d'éviter le talonnage
1.4. Conditions d’opérations des autoélévatrices lors de forageOn distingue (d’après les différents règlements) 5 conditions d’opération sont :
Les conditions normales → n’imposent aucune limitation particulière à l’opération de
l’autoélévatriceLa limitation dans ce cas là se pose sur :- La résultante combinée des charges au crochet à la table de rotation- Le set back (ratelier de gerbage de tiges de forage), qui dépend de la position de l’axe
de forage par rapport au bordé arrière et par rapport à l’axe de la plateforme
La vitesse limite du vent ne dépasse pas 50 kt
Conditions d’attente → 50 kt < vitesse du vent < 70 kt Forage interrompuLa quantité de tige de forage sur le set bak est limitée
Conditions de survie ou de tempête → sont comprises entre les conditions d’attente et
maximales de calculElimination des charges au crochet et dans le set back70 kt < vitesse du vent < 100 ktParfois des constructeurs demandent de rentrer les poutres cantilever et de redistribuer lescharges variables à bord afin de recentrer le centre de gravité globale de la plateforme etd’homogénéiser sa sécurité vis-à-vis le moment de renversement
Conditions accidentelles → cas d’endommagement d’une pile se qu’implique la
redistribution des charges à bord
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Remarque :
La redistribution n’est pas évidente en cas de 3 jambes, elle commence de l’être dés que lenombre des piles est ≥ 4
1.5. Technique du forage
1.5.1. Le derrick d’une autoélévatrice de forageLe derrick sous forme d’une tour métallique est la forme la plus adaptable à une
plateforme de forage en offshore, du point de vue technique et économique, car il restefixe, implanté dans le même endroit durant toute la durée de vie de la plateforme
L’autoélévatrice est dotée d’un derrick standard, généralement a les critères suivants (EXPDreco):Généralités Hauteur 147 ft
Base 30 ftTOP 8 ftV door 34 ft
Forage Charge statique au crochet 1 000 000 lbGerbage Pas de gerbageVitesse du vent 85 mph
Conditions extrêmes Gerbage Pas de gerbageVitesse du vent 115 mphDescente des tubages Charge statique au crochet 7 000 000 lb
Gerbage MaximalVitesse du vent 85 mph
En remorque Charge statique au crochet 250 000 lbMouvement (position) 20° de roulis, 10 s de période
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1.5.2. Tube conducteur
C’est le tube de fondation qui guide le forage, il s’étend de la plateforme jusqu’au fond dela mer, on le laisse autoporteur que pour des profondeurs d'eau inférieure à 30 m.En forage d'exploration le tube conducteur sera libre sur toute la hauteur d'eau, sa stabilitéest compromise par les efforts latéraux de la houle et du courant et les charges en tête
1.5.3. Conductor Tensioner Unit (CTU)Un dispositif installé au niveau du pont conducteur, utilisé pour appliquer une tension( joue le rôle d’un ressort) sur le tube conducteur, afin qu’il résiste aux forces(d’environnement) destructrices
1.5.4.
Les BOP (Blocs d'Obturateurs de Puits ; Blow-Out Preventers) Sont généralement maintenus au niveau du pont du rig, dit aérien, il est supporté par letube conducteur et maintenu latéralement par des élingues dans la sous-structure du
plancher de forage.
1.5.5. La mudline suspensionAu-delà de 50-60 m, on réduit les charges appliquées sur le tube conducteur, en utilisant latechnique de suspension mudlineCette technique permet la suspension des colonnes de tubage (après l’achèvement total du
forage du puits, tubage et cimentation inclus), successivement et contrairement au programme de forage et du tubage, en utilisant des bouchons temporaires, dont on peutdéconnecter et retirer momentanément la plateforme.Le puits sera réutilisé ultérieurement pour la complétion, en utilisant le tieback tools,conformément au programme du forage, le rattachement du puits peut y aller jusqu’à la
plateforme, comme il est adapté à l’installation d’une tête du puits. NBLa découpe de tube conducteur se fait au delà de de 5 à 6 ft du fond de la mer (seabed)
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1.6. Pénétration dans le sol (des caissons)
Profil du sol PénétrationCouche de sol cohérent de grande épaisseur Argile molle
Argile raide10 – 40 mQuelques mètres
Couche de sable cohérent de grande épaisseur Sable siliceuxSable carbonaté
Quelques mètres
Couche de sol raide sur couche de sol mou Sable / argile molleArgile raide/argile molle
Risque de poinçonnement
Argile molle/ argile raideArgile molle/sable
Faible dans le solraide
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2. Les barges submersibles (Swamp Barge, ou BOB Barge On Barge)
Opèrent dans des profondeurs allant jusqu'au 8 à 10 m,Sont constitués de deux coques rectangulaires superposées reliées par des poteaux,
Utilisation :
Souvent utilisés pour l'exploration dans les deltas marécageux et les rivières. Le forage seréalise à travers une encoche : fente (slot) ménagée à l'arrière des coques, en utilisant unetête de puits aérienne. À la fin des travaux on recule la barge déballastée du puits, enlaissant le tube conducteur auto-porteur.Elles comportent le minimum de charge (des équipements), le complément (cimentation,tubing, …) sera amené par des
plates.Il existe aussi des barges submersibles dotées du système canteliver pour la complétion oula maintenance du puits
Transport et mise en place :
En transit, la coque inférieure est déballastée et suffit à porter l'ensemble pour êtreremorquée dans les rivières et les chenaux de tirant d'eau minimum 2 à 3 m.Après le choix de positionnement, on ballaste la coque inférieure pour la poser sur le fond.
Le Ballast : est un réservoir d'eau de grande contenance équipant certains navires. Il estdestiné à être rempli ou vidangé d'eau de mer afin d'optimiser la navigation.
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Chapitre VI : Les appareils intégrés à des installations fixes
Sont réservés pour le développement sur des plateformes fixes, qui doivent être ensuiteconvertis en structures de production.Le tube conducteur peut supporter l'ensemble des casings en tête, en traversant le tranchéde la mer guidé à plusieurs niveaux dans la structure métallique du jacket. Enressemblance au forage on shore, même la tête a un empilage classique.
1. Compact rigC'est un appareil complet généralement modulaire empilé sur une plateforme, pour merdifficile. L'appareil peut fonctionner par tous temps, en tenant la condition deravitaillement par bateau (tubage, produits consommable, …)
2. Tender de forageTrès employé dans les eaux calmes, où la perturbation météorologique ne dépasse pas 2%du temps total, le mouvement important du tender nous oblige d'arrêter les opérations.L'utilisation du tender est avantageuse économiquement, car il nous permet de conserver lalégèreté de la plateforme, qui supporte que le mat de forage et le treuil, en utilisant une
barge ancrée auprès de la plateforme pour supporter le reste y compris les quartiers
d'habitation des foreurs.
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3.
Classification des plateformes fixesSelon la nature de leurs fondations, il existe deux sortes, sont :
Plateformes avec supports gravitaires
Un (ou plusieurs compartiments) en pied de plateforme est rempli de sable et assure lastabilité (vis-à-vis les conditions du sol), ce principe a fait le succès des plateformes en
béton toutes gravitaires
Plateformes avec support en treillis tubulaires (jacket) et piles
Ces piles sont soumises d’une part aux sollicitations verticales dues aux poids deséquipements installés sur la plateforme et d’autre part,
aux efforts horizontaux dus auxcourants et houles, elles sont ainsi exposées au risque de flambementCette unité se fabrique et s’installe en un seul élémentLeurs classification de ces plateformes fixes, métalliques et pilées, se fait ensuite, enfonction :
- Des conditions environnementales
Faciles → mers chaudes : golf de Guinée, golf persique, Indonésie
Moyennes → zones tempérées : sud de la mer du nord, méditerranée occidentale
Sévères → zones froides : mer du nord, mer baltique, terre de feu
-
De la profondeur d’eau> 30 m
Comprise entre 30 m et 150 m
Au-delà de 150 m
- Du nombre de jambes : 3, 4, 6 et 8 jambes
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Chapitre V : Les supports flottants de forageA partir de 100 m de profondeur, on doit utiliser les unités flottantes, qui serontmaintenues en position par un système d'encrage funiculaire ou par positionnementdynamique.
1. Les bateaux (navires) de forage (drillship) :Ces supports étaient développés vis-à-vis l'évolution des conquêtes de forage offshore.Depuis 1950, d'une architecture simple, à moindre cout et à une faible capacité destockage, désignés aux profondeurs allant de 150 à 400 m. A nos jours, l'architecture est
devenue plus sophistiqué, les grandes capacités de stockage et mobilités (vitesse decroisière importante), ont permis l'exploration des zones difficiles dans les mers arctiques parcourues par les icebergs ou des fond de plus de 3000 m de profondeurs, en exigencesmétéo-océanographiques.
2. Les plateformes semi-submersibles
Leur naissance était vers 1966, en rectifiant les inconvénients des navires de forage, telque l'état de mer. Elles sont constituées de pontons immergés assurant le flottement, reliésà un pont par des colonnes, il existe en :
- 3 pontons + 3 grosses colonnes + pont triangulaire (Sedco et Saipem)- 5 pontons +5 colonnes équidistantes (Pentagone)- 2 pontons parallèles + 6 ou 8 colonnes (Aker, Penrod, Pacesettes, Odeco, …) - 4 pontons parallèles dont 2 petits latéraux (Odeco)
Par rapport à un navire de 160x25 m la section d'interface eau/air est réduite par 10 → unegrande stabilité / forte houle.
La hauteur du pont à la base des pontons est de l'ordre de 40 mètres avec une immersionde 22 mètres en position forage.
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Transport et positionnementLe transit s'effectue entièrement déballasté avec un tirant d'eau de 7 m environcorrespondant à la hauteur des pontons. L'encrage est réalisé au moyen de chaine ou decâbles associés à des ancres de 10 à 15 tonnes
Mise en œuvre du forageGénéralement ne permettent pas l'installation des têtes de puits en surface, en adaptant lestêtes de puits sous marines. En effet, les systèmes de «risers» peuvent s’accommoder des
mouvements de ces plates-formes.
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Chapitre IV : L'ancrage des supports flottants
La réalisation des opérations forage offshore à partir d’un support flottant, impose sa
stabilité au-dessus du puits, qui va être réalisé à l’aide des ancres et de système d’ancrage,en reposant sur leurs choix (type, dimensionnement, poids), vis-à-vis :
- Les travaux à réaliser (exploration / développement)- La durée d’immobilisation du support
- La taille de support- La sévérité de la mer et la profondeur d’eau
- La géologie du fond de la merSur la base de la durée d’immo
bilisation du support, on peut classer les ancrages en :Type durée DésignationLes ancrages mobiles Quelques heures ÷
quelques joursLes supports qui nécessitent ledéplacement fréquent (les barges de posede pipeline et les navires de soutient)
Les ancragestemporaires
Quelques semaines ÷quelques mois
Plateformes semi-submersibles et lestenders du forage
Les ancrages permanents
Plusieurs années Plateformes semi-submersibles de production, bouées de stockage,
Ainsi, on peut classer les systèmes d’ancrage selon la technique utilisée, telle que : Ancrage funiculaire :
Le maintien du support flottant au-dessus du site de forage se réalise par un ancragefuniculaire, composant de plusieurs lignes d’ancrage allant de 6 à 10 lignes, selon sontype.Les lignes sont en générale disposées par couples de lignes opposées et placéessymétriquement.Dans le cas des plateformes semi-submersibles, les lignes sont angulairement équi-répartie : leurs formes sont telles que les efforts dus à l’environnement (déterminer lesdirections et les secteurs d’origine des vents et houles), sont à peu prés les mêmes danstoutes les directions, avec une orientation favorable au :
- Décollage et atterrissage de l’hélicoptère en face aux vents sans être dérangé par
le derrick- Bateaux ravitailleurs de s’amarrer face aux houles dominantes afin de limiter ses
mouvements lors de transbordement- A l’utilisation des torches à tout moment
Dans le cas d’un navire on est conduit à diminuer l’écart angulaire des lignes transversales par rapport à celui des lignes axiales pour tenir compte des plus grandes surfaces de prise
au vent et au courant par le travers de navire et la mise à la cap, que suivant son axelongitudinal, afin d’éviter l’augmentation de roulis qui interdise toute opération.
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Remarque :Une prise importante du vent par le travers → surtension dans les lignes d’ancragelatérales → ripage des ancres et parfois des ruptures de lignes
Le choix des lignes d’ancrage ne s’arrête pas à leurs nombres, il dépend aussi d’autres
critères tels que leurs dimensions (diamètres et matière), et leurs longueurs à partir desupport jusqu’au fond de la mer.
Remarques :Le dispositif d’ancrage doit être testé à une tension ≥ tension maximale
En cas d’un sol à faible cohésion, on doit attendre au moins 24h après l’ancrage, puis on
procède les testes
Ancrage dynamique
En annulant l’utilisation des ancres classiques, qui vont être remplacées par des
propulseurs latéraux et hélices de déplacement, en le maintenant à la verticale de la tête de
puits sous-marine. L’avantage de cette technique est la mobilité du support flottant etl’indépendance de la tranche d’eau, même la bonne position -au-dessus de puits- au cap etface aux vents et courant sera calculer et analyser puis ajuster automatiquement.
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Il existe deux types de propulseurs :
-
Hélice à pas variable qui tourne à vitesse constante, nécessite un moteurélectrique asynchrone →entrainement de support sera en un temps excellent deréponse.
- Hélice à pas fixe qui tourne à vitesse variable, nécessite un moteur électrique àcourant continu avec boucle de régulation → entrainement lent de support +nécessité d’une importante puissance pour le fonctionnement
En annulant aussi l’utilisation des bouées de repérage comme balisage de positionnement
en les remplaçant par un système de balisage acoustique, fonctionnant par destranspondeurs immergés (au moins 3), en parallèle le support flottant sera muni d’un
récepteur, permettant d’interroger les balises et de connaitre leurs distances. Remarque : le balisage acoustique offre l’avantage de pouvoir être mis en place plusieursmois à l’avance.
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Chapitre IV : Forage à partir d’un support flottantDeepwater (eaux profondes):terme anglo-saxon désignant les gisements et installations
pétrolières situés en mer à des profondeurs d'eau supérieures à 500 mètres, égalementappelés "grands fonds" ou "offshore profond."
1. Dispositifs de compensation de longueur de pilonnementUn corps flottant ne cesse pas de mouvementer, malgrésa fixation par ancrage, ce qui nécessite un système decompensation de longueur de pilonnement dans la
garniture de forage, selon deux principes.1.1. La coulisse de Bumper-sub
Un mandrin coulissant dans un corps, fixé en rotation àl’intérieure du corps par des clavettes ou une sectionappropriée (hexagonale ou carrée), en transmettant larotation à l’outil de forage tout en disposant d’une
course de l’ordre de 5 pieds.
En cas où cette course ne suffit pas, on utilise plusieurscoulisses vissées les unes au-dessus des autres
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1.2. Les compensateurs de pilonnement
Se base sur le principe de maintenir une tension constante sur la partie supérieure de lagarniture, par un vérin hydraulique.Maintenir un poids sur l’outil constant quelque soit le déplacement de la tour de forage →
maintenir une pression constante dans le vérin quelque soit le déplacement de la tige dansle corpsIl existe deux types :Au crochet de forage : le corps est fixé sur un moufle mobile et la tige supporte le crochet.Au crown-block : l’ensemble du mouflage du précédent est suspendu par l’intermédiaire
de vérins, dans l’objectif d’éliminer les flexibles hydrauliques dans le mât, en réduisant
l’encombrement dans la tour de forage, par contre la charge en hauteur augmente.
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2. La tête de puits sous-marine
Se compose de trois sous-ensembles principaux, sont :
2.1. La tête de tubage (casing)
2.2. Les BOPSe diffèrent des BOP terrestres en système de verrouillage hydraulique dits BOP àmâchoires.L’empilement maximum est com posé de quatre BOP à mâchoires comportant :
- Deux mâchoires à fermeture sur tige (pipe ram)- Des mâchoires cisaillantes (shear blind ram)
-
Une mâchoire variable (variable ram)Remarque : cette configuration n’est pas unique et peut varier avec les maitres d’œuvres
Les sorties latérales sont en générale toutes raccordées deux à deux sur la choke-line et lakill-line. Les vannes sont doublées pour des raisons de sécurité de fonctionnement (failsafe), elles sont mécaniquement fermées par un ressort, en ne s’ouvrant que sous l’action
de la pression hydraulique.Les kill-line et choke-line remontent jusqu’au support de forage par des tubes de hautes
pression intégrés à chaque élément de riser. La circulation sera possible à puits fermé àl’aide d’un manifold en surface de support flottant.Cet ensemble est couronné par deux BOP annulaires, séparé par un connecteurhydraulique : un fait partie du BOP stack et l’autre de ce qui appelé lower marine riser
package.
2.3. Le tube prolongateurC’est une conduite entre puits et support flottant, elle comporte plusieurs conduites tellesque la kill-line, la chok-line, la booster-line (ligne de surpression) et l’hydraulique de
puissance.Il joue le rôle de canaliser le retour de boue et de guidage de descente de puits.
Il résiste aux effets océan-météorologiques et les déplacements du support flottant deforage.Le riser en ensemble, sur 1000 m pèse environ 275 t dans l’air (poids apparent 240 t), pour
les grandes profondeurs d’eau, on est conduit à alléger le riser
2.4. La plateforme de télécommandeLa tête de puits dans son ensemble est téléguidée par un système hydraulique/hydraulique,où la commande en surface de support flottant s’exécute à travers l’eau, à partir du caisson
de télécommande situé à la base de riser (lower marine riser package) à travers deshydrovalves rassemblés dans un caisson dit pod, qui peut être (plus son ombilical de
pilotage) remonté et redescendu seul, le long des lignes guides.
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Chapitre V : Réalisation d’un programme de forage offshore On peut considérer ce programme pratiquement comme standard :
- Forage 36" puis tubage 30"- Forage 26" puis tubage 20" (ou 18 5/8")- Forage 17 1/2" puis tubage 13 3/8"- Forage 12 1/4" puis tubage 09 5/8"- Forage 08 1/2" puis tubage 07"
Les opérations dérouleront comme suit :
1-
Mise en place de la plaque de base à l’aide d’un outil de pose vissé au bout des tiges
de forage2- Forage 36" sans retour de circulation en surface3- Descente du casing de 30" assemblé à l’aide de connecteurs rapides (squnch joint).
Cimentation4- Forage 26" en circulation perdue ou avec retour en surface, après avoir connecté le
riser (utilisation d’une boue spéciale non polluante)
5- Descente du casing de 20" équipé de la tête de tubage. Cimentation
6- Descente des obturateurs au bout du riser et connexion sur la tête du casing 20".Avant de reprendre le forage, il faut tester entièrement toutes les fonctions et lesétanchéités. Sauf incident ou impossibilité de stationner au vertical du puits, lesBOP et riser resteront sur la tête de tubage pour les opérations ultérieures :
- Forage 17 1/2" puis tubage et cimentation 13 3/8"- Forage 12 1/4" puis tubage et cimentation 09 5/8"- Forage 08 1/2" puis tubage et cimentation 07"
Remarque :L’outil de forage peut être donc descendu à travers le riser, la tête de puits et le casing desurface 20".