Cours Offshore

Université KASDI MERBAH Ouargla Faculté d’Hydrocarbures et des Energies Renouvelables et Sciences de la Terre et l’Univers

Département de Forage et Maintenance des puits et MCP Cours : Le Forage en offshore (Offshore drilling)

Niveau : 1ère année Master Forage Enseignante : HADJADJ Souad

- 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 A semelle Peu consolidé Equitable A caissons Moyennement consolidé Successive

Effets Risques de tassements /

Mode élevée (jaking up) → pour le forage

- Reprendre le jaking up jusqu'à une hauteur h auteur déterminée au-dessus de l'eau (air gap), en rapport 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 forage On distingue distingue (d’après les différents règlements) règlements) 5 conditions d’opération sont : Les conditions normales → n’imposent aucune limitation particulière à l’opération de l’autoélévatrice

La 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 interrompu La 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 calcul Elimination des charges au crochet et dans le set back 70 kt < vitesse vitesse du vent < 100 kt Parfois des constructeurs demandent de rentrer les poutres cantilever et de redistribuer les charges variables à bord afin de recentrer le centre de gravité globale de la plateforme et d’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 le nombre des piles est ≥ 4 1.5.

Technique du forage

1.5.1. Le derrick d’une autoélévatrice de forage Le 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 reste fixe, implanté dans le même endroit durant toute la durée de vie de la plateforme L’autoélévatrice est dotée d’un derrick standard, généralement a

Dreco): Généralités

Forage Conditions extrêmes Descente des tubages En remorque

Hauteur Base TOP V door Charge statique au crochet Gerbage Vitesse du vent Gerbage Vitesse du vent Charge statique au crochet Gerbage Vitesse du vent Charge statique au crochet Mouvement (position)

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les critères suivants (EXP

147 ft 30 ft 8 ft 34 ft 1 000 000 lb Pas de gerbage 85 mph Pas de gerbage 115 mph 7 000 000 lb Maximal 85 mph 250 000 lb 20° de roulis, 10 s de période




1.5.2. Tube conducteur C’est le tube de fondation qui guide le forage, il s’étend de la plateforme jusqu’au fond de

la 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 stabilité est 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 le tube conducteur et maintenu latéralement par des élingues dans la sous-structure du plancher de forage. 1.5.5. La mudline suspension

Au-delà de 50-60 m, on réduit les charges appliquées sur le tube conducteur, en utilisant la technique de suspension mudline Cette 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 peut déconnecter 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. NB

La découpe de tube conducteur se fait au delà de de 5 à 6 ft du fond de la mer (seabed)

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Niveau : 1ère année Master Forage Enseignante : HADJADJ Souad 1.6.

Pénétration dans le sol (des caissons) Profil du sol

Couche de sol cohérent de grande épaisseur

Argile molle Argile raide Couche de sable cohérent de grande épaisseur Sable siliceux Sable carbonaté Couche de sol raide sur couche de sol mou Sable / argile molle Argile raide/argile molle Argile molle/ argile raide Argile molle/sable

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Pénétration 10 – 40 m

Quelques mètres Quelques mètres Risque de poinçonnement Faible dans le sol raide




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 :

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Transport et mise en place :

Souvent utilisés pour l'exploration dans les deltas marécageux et les rivières. Le forage se réalise à travers une encoche : fente (slot) ménagée à l'arrière des coques, en utilisant une tête de puits aérienne. À la fin des travaux on recule la barge déballastée du puits, en laissant 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 ou la maintenance du puits En transit, la coque inférieure est déballastée et suffit à porter l'ensemble pour être remorquée 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 est destiné 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 ensuite convertis en structures de production. Le tube conducteur peut supporter l'ensemble des casings en tête, en traversant le tranché de la mer guidé à plusieurs niveaux dans la structure métallique du jacket. En ressemblance au forage on shore, même la tête a un empilage classique. 1. Compact rig

C'est un appareil complet généralement modulaire empilé sur une plateforme, pour mer difficile. L'appareil peut fonctionner par tous temps, en tenant la condition de ravitaillement par bateau (tubage, produits consommable, …) 2. Tender de forage

Très 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 la légèreté 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 fixes

Selon 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 la stabilité (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 des équipements installés sur la plateforme et d’autre part, aux efforts horizontaux dus aux courants et houles, elles sont ainsi exposées au risque de flambement Cette unité se fabrique et s’installe en un seul élément Leurs classification de ces plateformes fixes, métalliques et pilées, se fait ensuite, en fonction : - 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 

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- 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 forage

A partir de 100 m de profondeur, on doit utiliser les unités flottantes, qui seront maintenues en position par un système d'encrage funiculaire ou par positionnement dynamique. 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 de stockage, 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 de croisière 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 exigences météo-océanographiques.

2. Les plateformes semi-submersibles Leur naissance était vers 1966, en rectifiant les inconvénients des navires de forage, tel que l'état de mer. Elles sont constituées de pontons immergés assurant le flottement, reliés à 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 → une grande stabilité / forte houle. La hauteur du pont à la base des pontons est de l'ordre de 40 mètres avec une immersion de 22 mètres en position forage. 0




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Transport et positionnement

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Mise en œuvre du forage

Le transit s'effectue entièrement déballasté avec un tirant d'eau de 7 m environ correspondant à la hauteur des pontons. L'encrage est réalisé au moyen de chaine ou de câbles associés à des ancres de 10 à 15 tonnes Généralement ne permettent pas l'installation des têtes de puits en surface, en adaptant les têtes 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 mer Sur la base de la durée d’immo bilisation du support, on peut classer les ancrages en : Type

Les ancrages mobiles Les ancrages temporaires Les ancrages permanents

durée Quelques heures ÷ quelques jours

Désignation Les supports qui nécessitent le déplacement fréquent (les barges de pose de pipeline et les navires de soutient) Plateformes semi-submersibles et les tenders du forage Plateformes semi-submersibles de production, bouées de stockage,

Quelques semaines ÷ quelques mois Plusieurs années

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 ancrage funiculaire, composant de plusieurs lignes d’ancrage allant de 6 à 10 lignes, selon so n

type. Les lignes sont en générale disposées par couples de lignes opposées et placées symétriquement. Dans le cas des plateformes semi-submersibles, les lignes sont angulairement équirépartie : leurs formes sont telles que les efforts dus à l’environne ment (déterminer les directions et les secteurs d’origine des vents et houles) , sont à peu prés les mêmes dans toutes 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 trans versales 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 axe longitudinal, afin d’éviter l’augmentation de roulis qui interdise toute opération. 0




Remarque : Une prise importante du vent par le travers → surtension dans les lignes d’ancrage latérales → 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 de support 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 et l’indépendance de la tranche d’eau, même la bonne position -au-dessus de puits- au cap et face aux vents et courant sera calculer et analyser puis ajuster automatiquement. 07




Il existe deux types de propulseurs : - Hélice à pas variable qui tourne à vitesse constante, nécessite un moteur électrique asynchrone →entrainement de support sera en un temps excellent de réponse. - Hélice à pas fixe qui tourne à vitesse variable, nécessite un moteur électrique à courant 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 des transpondeurs 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 acou stique offre l’avantage de pouvoir être mis en place plusieurs mois à l’avance.

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Chapitre IV : Forage à partir d’un support flottant Deepwater (eaux profondes ):terme anglo-saxon désignant les gisements et installations

pétrolières situés en mer à des profondeurs d'eau supérieures à 500 mètres, également appelés "grands fonds" ou "offshore profond." 1. Dispositifs de compensation de longueur de pilonnement

Un corps flottant ne cesse pas de mouvementer, malgré sa fixation par ancrage, ce qui nécessite un système de compensation 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 à l’intérieure du corps par des clavettes ou une section appropriée (hexagonale ou carrée), en transmettant la rotation 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 plusieurs coulisses vissées les unes au-dessus des autres

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Niveau : 1ère année Master Forage Enseignante : HADJADJ Souad 1.2.

Les compensateurs de pilonnement

Se base sur le principe de maintenir une tension constante sur la partie supérieure de la garniture, 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 dans le corps Il 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 BOP

Se diffèrent des BOP terrestres en système de verrouillage hydraulique dits BOP à mâchoires. 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 la kill-line. Les vannes sont doublées pour des raisons de sécurité de fonctionnement (fail safe), 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 à l’aide d’un manifold e n surface de support flottant. Cet ensemble est couronné par deux BOP annulaires, séparé par un connecteur hydraulique : un fait partie du BOP stack et l’autre de ce qui appelé lower marine riser package. 2.3. Le tube prolongateur C’est une conduite entre puits et support flottant, elle comporte plusieurs conduites telles que 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 de forage. 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 télécommande

La 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 des hydrovalves 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 forage 2- Forage 36" sans retour de circulation en surface 3- Descente du casing de 30" assemblé à l’aide de connecteurs rapides (squnch joint). Cimentation 4- 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 les étanchéités. Sauf incident ou impossibilité de stationner au vertical du puits, les BOP 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 de surface 20".

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