Dix outils de complétion de puits essentiels

Les types d'outils de fond de puits couramment utilisés dans les trains de production et de complétion des champs pétroliers offshore comprennent : Packer, SSSV, Sliding Sleev (Nipple), Side Pocket Mandrel, Seating Nipple, Flow Coupling, Blast joint, Test Valve, Drain Valve, Mandrel, Plug, etc.

1. Packers

Le packer est l'un des outils de fond de puits les plus importants de la colonne de production, et ses principales fonctions sont les suivantes :

Séparer les couches de production pour éviter la collusion et l'interférence des fluides et de la pression entre les couches ;

Séparation du fluide d'élimination et du fluide de production ;

Répondre aux diverses exigences des opérations de production et de remise en état du pétrole (gaz) ;

Conserver le fluide de garniture dans l'espace annulaire du tubage afin de protéger ce dernier et d'assurer une production sûre.

Les packers utilisés pour la complétion des champs pétroliers (gaziers) offshore se divisent en deux catégories : récupérables et permanents. Selon leur mode de pose, on distingue la pose hydraulique, mécanique et par câble. Il existe de nombreux types de packers, et le choix le plus adapté doit être fait en fonction des besoins de production. Les principaux composants d'un packer sont les mâchoires et le joint en caoutchouc. Certains packers, destinés aux puits ouverts, sont dépourvus de mâchoires. Leur fonction principale est d'assurer le support et l'étanchéité entre les mâchoires et le tubage, afin de garantir l'étanchéité d'une zone donnée.

2. Soupape de sécurité de fond de puits

La vanne de sécurité de fond de puits est un dispositif de contrôle des écoulements anormaux de fluides dans le puits, tels qu'un incendie sur une plateforme de production pétrolière offshore, une rupture de pipeline, une éruption, une perte de contrôle du puits de pétrole causée par un tremblement de terre, etc., afin que la vanne de sécurité de fond de puits puisse se fermer automatiquement pour assurer le contrôle du débit du fluide dans le puits.

1) Classification des soupapes de sécurité :

• soupape de sécurité récupérable par fil d'acier
• vanne de sécurité portable pour conduite d'huile
• Soupape de sécurité annulaire de tubage La soupape de sécurité la plus couramment utilisée est la soupape de sécurité portable de tubage

2) Principe d'action

Sous pression au niveau du sol, l'huile hydraulique est transmise au piston par l'orifice de transmission de pression via la conduite de commande hydraulique, ce qui pousse le piston vers le bas et comprime le ressort, ouvrant ainsi le clapet. Si la pression de commande hydraulique est maintenue, la soupape de sécurité reste ouverte ; en cas de relâchement de la pression dans la conduite de commande hydraulique, la tension du ressort repousse le piston vers le haut, et le clapet se ferme.

3. Manchon coulissant

1) Le manchon coulissant permet de fermer ou de relier la colonne de production à l'espace annulaire grâce à la coopération entre les manchons intérieur et extérieur. Ses principales fonctions sont les suivantes :

• Provoquer une éruption après la complétion du puits ;
• Mort par circulation ;
• Ascenseur à gaz
• Pompe à jet assise
• Les puits multicouches peuvent être utilisés pour la production séparée, les essais par couches, l'injection par couches, etc. ;
• Exploitation minière mixte multicouche ;
• Enfoncez le bouchon dans le puits pour le fermer ou pour tester la pression de la tuyauterie ;
• Agent chimique de circulation anticorrosion, etc.

2) Principe de fonctionnement

Le manchon coulissant ferme ou relie le passage entre le tuyau de pétrole et l'espace annulaire grâce au déplacement du manchon intérieur. Lorsque le canal du manchon intérieur est aligné avec le passage du corps du manchon coulissant, le coulisseau est ouvert. Lorsqu'ils sont décalés, le manchon coulissant est fermé. Un vérin situé sur la partie supérieure du manchon coulissant sert à fixer le dispositif de contrôle de débit de fond de puits associé. Des surfaces d'étanchéité sont présentes sur les faces supérieure et inférieure du manchon intérieur, permettant l'étanchéité avec le joint d'étanchéité du dispositif de fond de puits. L'outil de commande du manchon coulissant est connecté à la garniture mécanique de base et actionné par un câble métallique. Le manchon coulissant peut être ouvert ou fermé. Pour certains modèles, une poussée vers le bas est nécessaire pour abaisser le manchon et ouvrir le manchon coulissant, tandis que pour d'autres, une poussée vers le haut est nécessaire pour faire remonter le manchon intérieur et ouvrir le manchon coulissant.

4. Mamelon

1) Classification et utilisation des mamelons fonctionnels

Classification des mamelons :

(1) Selon la méthode de positionnement : il existe trois types : sélectivité, Top NO-GO et Bottom NO-GO, comme indiqué dans les figures a, b et c.

Certains mandrins peuvent être à la fois de type optionnel et à butée supérieure (comme illustré sur la figure b). Le type optionnel signifie que le diamètre intérieur du mandrin ne présente aucune réduction, permettant ainsi le passage d'un outil de même diamètre. Plusieurs mandrins de même diamètre peuvent donc être descendus dans la même colonne de production. Le type à butée supérieure signifie que le diamètre intérieur du mandrin est obturé par un dispositif de butée muni d'un épaulement mobile au niveau de la partie réduite, tandis que la partie réduite du mandrin se situe en bas. La partie obturée ne peut alors pas passer. Le dispositif de butée inférieure est généralement installé à l'extrémité inférieure de la colonne de production. Il sert de support aux instruments et empêche les tiges d'outils de tomber au fond du puits.

(2) Selon la pression de service : il existe une pression normale et une haute pression, la première est utilisée pour les puits conventionnels et la seconde pour les puits de pétrole et de gaz à haute pression.

Application des mamelons :

• Installez-vous dans le jammer.
• Installez-vous dans la cabine souterraine pour contrôler automatiquement la soupape de sécurité.
• Asseyez-vous dans le clapet anti-retour.

Introduisez un outil de décharge (buse d'étranglement) pour réduire la pression en tête de puits.

• En collaboration avec Polished Nipple, installer un manchon de séparation ou un joint court, réparer un tuyau d'huile endommagé ou un tuyau épaissi près de la couche d'huile.
• S'asseoir et suspendre les instruments de mesure de fond de puits.
• Il peut empêcher la garniture de forage de tomber au fond du puits lors des opérations de diagraphie.

5. Mandrin à poche latérale

1) Structure fonctionnelle

Le mandrin à poche latérale est un outil de fond de puits essentiel pour la complétion des puits. Associé à diverses vannes d'injection de gaz, il permet de réaliser différentes méthodes d'injection, d'utiliser des buses d'eau de différents diamètres et de réaliser une injection par couches. Sa structure, illustrée sur la figure, se compose de deux parties : le tube de base et le cylindre excentrique. Le diamètre du tube de base est identique à celui du tube de production. Sa partie supérieure est munie d'un manchon de positionnement. Le cylindre excentrique comprend une tête d'identification, une rainure de verrouillage, un joint d'étanchéité et un orifice de communication externe.

2) Caractéristiques du mandrin à poche latérale :

Positionnement : Rendez tous les types d'outils de fond de puits excentrés et orientez-les avec précision dans le canon excentré.

Identification : Les outils de fond de puits de la taille appropriée sont introduits de manière excentrée dans le tube excentrique, tandis que les autres outils de plus grande taille passent par le tube de base.

Une pression d'essai plus élevée est autorisée.

2) Fonction du mandrin à poche latérale : injection de gaz, injection d’agent chimique, injection d’eau, destruction par circulation, etc.

6. Prise

En l'absence de soupape de sécurité de fond de puits ou en cas de défaillance de celle-ci, le câble d'acier prend le relais et un bouchon de diamètre approprié est descendu dans le cylindre de travail pour fermer le puits. Des essais de pression sont effectués sur la production de tubes et la mise en place des obturateurs hydrauliques est réalisée lors des opérations de complétion ou de reconditionnement de puits.

7. Valve de levage à gaz

La vanne de levage de gaz est abaissée dans le cylindre de travail excentrique, ce qui permet de réaliser différentes méthodes de production de levage de gaz, telles que le levage de gaz continu ou intermittent.

8. Accouplement de flux

Le raccord de débit est en réalité un tube épaissi dont le diamètre intérieur est identique à celui du tuyau d'huile, mais dont le diamètre extérieur est légèrement supérieur. Il est généralement utilisé aux extrémités supérieure et inférieure de la soupape de sécurité. Son utilisation est optionnelle pour les puits de pétrole et de gaz à haut débit ; pour les puits à production standard, son utilisation peut être facultative. Lorsque du pétrole ou du gaz à haut débit traverse la soupape de sécurité, la réduction de diamètre provoque un étranglement, entraînant une érosion par courants de Foucault et une usure de ses extrémités.

9. Vanne de vidange d'huile

La vanne de purge d'huile est généralement installée 1 à 2 niveaux au-dessus du clapet anti-retour. Elle sert d'orifice d'évacuation du fluide contenu dans la conduite d'huile lors de la levée de la pompe d'inspection, réduisant ainsi la charge sur l'appareil de forage et évitant la pollution de la plateforme et de l'environnement par le fluide de puits. Il existe actuellement deux types de vannes de purge d'huile : la purge à tige et la purge hydraulique à bille. La première est plus adaptée aux puits de pétrole fluide et aux puits de pétrole lourd à forte teneur en eau ; la seconde est utilisée pour les puits de pétrole lourd à faible teneur en eau et présente un taux de réussite élevé.

10. Grattoir à tuyaux

1) Objectif : Cet outil sert à éliminer les blocs de ciment, les gaines de ciment, la cire dure, les cristaux ou dépôts de sel, les bavures de perforation, l’oxyde de fer et autres impuretés présentes sur la paroi interne du tubage, et à faciliter l’accès aux outils de fond de puits. En particulier, lorsque l’espace annulaire entre l’outil de fond de puits et le diamètre intérieur du tubage est réduit, un raclage suffisant est nécessaire avant toute intervention.

2) Structure : Il est composé d'un corps, d'une plaque de couteau, d'un bloc fixe, d'un bloc de pression et d'autres pièces.

3) Principe de fonctionnement : avant l’entrée dans le puits, la dimension maximale d’installation de la grande partie du racleur est supérieure au diamètre intérieur du tubage. Une fois dans le puits, la lame est comprimée par un ressort, qui exerce une force d’avance radiale. Lors du raclage de matériaux durs, plusieurs passages sont nécessaires pour atteindre le diamètre intérieur du tubage. Le racleur est fixé à l’extrémité inférieure de la colonne de forage, et le mouvement vertical de cette colonne assure l’avance axiale lors de la descente.

La structure de la lame révèle que chaque lame hélicoïdale possède deux arêtes de coupe en forme d'arc, interne et externe, assurant ainsi un effet de meulage optimal. Les lames en forme de bande sont réparties uniformément sur la surface du racleur, suivant une hélice orientée vers la gauche, ce qui facilite le retour des boues et l'évacuation des débris raclés.