Test Des Obturateurs

7/23/2019 Test Des Obturateurs

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PROCEDURES GENERALESSH - FOR

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1 de 61TEST DES OBTURATEURS

SOMMAIRE

1 - GENERALITES

1.1 DIAMETRE - PRESSION DE SERVICE - PRECAUTIONS POUR LE CHOIX DUN B.O.P

1.1.1 Choix du diamtre............................................................................... 31.1.2 Choix de la pression de service............................................................ 31.2.3 Prcautions respecter lors du montage et tests des B.O.P................. 3

1.2 DESCRIPTION DU SYSTEME B.O.P............................................................. 4

1.3 ARRANGEMENT DU B.O.P ET AVANTAGES DES EMPILAGES..................... 4

1.3.1 B.O.P 3 lments.............................................................................. 5a) Arrangement........................................................................................ 5b) Avantages............................................................................................ 5

1.3.2 B.O.P 4 lments.............................................................................. 5a) Arrangement........................................................................................ 5b) Avantages............................................................................................ 6

1.3.3 Mchoires pour les fermetures sur tiges ou tubage.............................. 6

1.4 REGLES A RESPECTER POUR LE TEST DUN ENSEMBLE B.O.P................. 8

1.4.1 Priodicit des tests des B.O.P............................................................ 81.4.2 Pression de test.................................................................................. 81.4.3 Pression dclatement des tubages utiliss.......................................... 81.4.4 Dure des tests................................................................................... 81.4.5 Chute de pression admissible lors du test des B.O.P............................ 91.4.6 Principe du sens des tests raliser - optimisation............................. 91.4.7 Test des fonctions............................................................................... 91.4.8 Scurit pendant les tests des B.O.P.................................................... 9

1.5 MOYENS POUR TESTER............................................................................ 10

1.5.1 Tester plug......................................................................................... 101.5.2 Tester cup.......................................................................................... 101.5.3 Pompe de test haute pression............................................................. 111.5.4 Unit de cimentation.......................................................................... 111.5.5 Test sub.............................................................................................. 121.5.6 Clapets anti retour de kill line............................................................ 121.5.7 Lower kelly valve et Upper kelly valve................................................ 121.5.8 Mise en place du tester plug et prparation des tests......................... 12

1.6 INTRODUCTION AUX SEQUENCES DE TEST DES B.O.P............................. 13


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SOMMAIRE

2 - SEQUENCES DES TESTS

2.1 MANIFOLD STAND PIPE, FLEXIBLE DINJECTION, TIGE DENTRAINEMENT.... 142.2 CONFIGURATION B.O.P OBTURATEUR ANNULAIRE UNIQUEMENT(phase 171/2 ou 16), TEST AVEC TESTER CUP................................................. 172.3 CONFIGURATION B.O.P OBTURATEUR ANNULAIRE UNIQUEMENT(phase 171/2 ou 16), TEST AVEC TESTER PLUG............................................... 242.4 B.O.P A 3 ELEMENTS SERIE 5000 AVEC TESTER PLUG................................. 292.5 B.O.P 3 ELEMENTS SERIE 5000 AVEC TESTER CUP( PHASE 6 SANS TUBING HEAD)......................................................................... 35

2.6 B.O.P A 4 ELEMENTS SERIE 10000............................................................... 442.7 CHOKE MANIFOLD.......................................................................................52

3 - PREPARATION AUX OPERATIONS SUIVANTES................................................ 56

4 - POSITION DE SECURITE DES VANNES EN COURS DE FORAGE ................. 57

5 - TESTS DES ACCUMULATEURS

5.1 GENERALITES............................................................................................. 58

5.2 INSPECTION ET RECEPTION....................................................................... 585.3 PROCEDURE DE TEST................................................................................ 59

6 - RAPPORTS DE TESTS........................................................................................... 60


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1 - GENERALITES

1.1 DIAMETRE - PRESSION DE SERVICE - PRECAUTIONS POUR LE CHOIX DUN B.O.P

1.1.1 Choix du diamtre

Compte tenu du diamtre du tubage utilis, le diamtre nominal du B.O.P le plus petit possibleest prfrable.

1.1.2 Choix de la pression de service

Le choix de la pression de service du B.O.P est li:

- la pression des formations traverses,

- la nature des fluides (gaz acides, H2S, CO2),

- la cote du tubage sur lequel sont ancrs les B.O.P,

- la rsistance lclatement de ce mme tubage.

Ce choix conditionne la profondeur maximum du dcouvert sous le dernier tubage.

1.1.2 Kill et Choke lines

Kill line: Conduite rigide, haute pression de srie au moins gale celle de lempilage B.O.P. Sondiamtre intrieur ne doit pas tre infrieur 2.

Choke line: Conduite rigide, haute pression dun diamtre gal ou suprieur 3.Cette ligne doit tre solidement amarre pour prvenir des vibrations et sera correctement rinceaprs utilisation.

1.1.3 Prcautions respecter lors du montage et des tests B.O.P

Montage

Un alignement correct (concentricit) entre table de rotation, obturateurs et tte de puitscontribuera au bon fonctionnement et la sauvegarde des quipements. Lamarrage du B.O.P serahebdomadairement vrifi.Les commandes manuelles des obturateurs mchoires seront installes pendant le montage duB.O.P. Le bon fonctionnement de ces dernires sera vrifi.Les joints: Pour respecter les rgles de lart, il est recommand lors de chaque intervention(montage ou rparation) sur une connection de lensemble B.O.P, de changer le joint tore qui at dmont. Le nouveau joint tore sera test la pression de test prvue pour le B.O.P*.nota:- Choisir des joints RX plutt que des joints R.- Les gorges des joints tores doivent tre huiles et non pas graisses.La mme prcaution sapplique aux joints des sorties latrales (vannes), chaque fois que celles-ciont t ouvertes latmosphre.

Les brides et clamps: Pour les brides, au montage, serrer les boulons alternativement dun bord lautre. Pour les clamps, voir les spcifications page 4.

* Se rfrer au programme de forage.

Test du B.O.P

Le fluide utiliser pour tester les B.O.P est leau.


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1 - GENERALITES

Spcifications des clamps pour BOP (d'aprs Cameron)

Pression max. n jt tore numro couple de

de travail nominal RX BX clamp goujons serrage (c.=1)

11 53 9 1"3/8 149 daN

3000 psi 13"5/8 57 11 1"3/8 149

16"3/4 65 14 1"5/8 251

7"1/16 45 7 1"3/8 149

5000 psi 7"1/16 156 8 1"1/2 197

11" 53 158 10 1"5/8 251

13"5/8 57 160 13 2"1/4 678

7"1/16 45 8 1"1/2 1977"1/16 156 10 1"5/8 251

10000 psi 11" 158 22 2"1/4 678

13"5/8 57 159 15 2"1/2 949

16"3/4 162 28 3" 1628

7"1/16 45 10 1"5/8 251

15000 psi 7"1/16 156 22 2"1/4 678

11" 158 15 2"1/2 949

13"5/8 159 28 3" 1628

1.2 DESCRIPTION DU SYSTEME B.O.P

Ce systme comprend tous les quipements utiliss sur lappareil de forage ncessaires lafermeture du puits. Ces quipements sont:

- Les conduites de refoulement haute pression des pompes de forage, stand pipe, flexible ettte dinjection et tige dentranement ou top drive.

- Les kelly cock (infrieure et suprieure) et flexible dinjection.

- Les vannes de scurit (lower kelly cock, gray valve).

- Lensemble B.O.P.

- Les conduites kill et choke lines.

- Le choke manifold.

- Laccumulateur de B.O.P et sa(es) commande(s) distance.


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1 - GENERALITES

1.3 ARRANGEMENT DES B.O.P ET AVANTAGES DES EMPILAGES1.3.1 B.O.P 3 lments

a) Arrangement

Lempilage se compose (du haut vers le bas) des lments suivants:

- Obturateur annulaire de type Hydril ou autre,

- Fermeture sur tiges PR - Pipe Rams,

- Fermeture totale BR - Blind Rams,

- Croix de circulation (kill et choke line)

b) Avantages

- Fermer un puits sur la fermeture totale pour changer la fermeture sur tiges par des mchoiressur tubage ou pour rparer la fermeture suprieure sur tiges.

- Lorsque lun quelconque des deux jeux de mchoires suprieurs est ferm, on peut nanmoinscontinuer utiliser les sorties latrales pour contrler le puits.

1.3.2 B.O.P 4 lments

a) Arrangement

L'empilage se compose du haut vers le bas des lments suivants:


- Fermeture sur tiges suprieure UPR - Upper Pipe Rams ,

- Fermeture totale BR - Blind Rams ,

- Croix de circulation (kill et choke line)

- Fermeture sur tiges infrieure LPR - Lower Pipe Rams ,

- Kill line durgence.

Remarques:

- Pour des raisons d'encombrement, cet empilage peut tre optimis, la fermeture sur tiges

suprieure et la fermeture totale peuvent faire partie d'un B.O.P double et la fermeture sur tiges

infrieure est alors un B.O.P simple, la mud cross peut tre supprime, les sorties latrales kill et

choke line montes directement sur les sorties du B.O.P. Ce point l peut tre utile avec desappareils soustructure basse.

- Lutilisation de bloc dobturation double prsente aussi lavantage de rduire le nombre de brides

ou clamps boulonns (moins de risque de fuite).


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1 - GENERALITES

b) Avantages

- Fermer un puits sur la fermeture totale pour changer la fermeture sur tiges suprieure par des

mchoires sur tubage ou pour rparer la fermeture suprieure sur tiges.- Pouvoir suspendre une garniture de forage sur la fermeture sur tiges infrieure en cas de

besoin.

- Pouvoir fermer un puits sur la fermeture infrieure sur tiges pour rparer kill ou choke line.

- Lorsque l'un quelconque des deux jeux de mchoires suprieurs est ferm, on peut nanmoins

continuer utiliser les sorties latrales pour contrler le puits.

nota: En srie 5000 et plus, il est recommand d'avoir 2 kill lines, la kill line infrieure seraconnecte l'unit de cimentation, elle doit aussi tre relie la kill line venant des pompes

de forage. Cette kill line infrieure pourra tre utilise en cas durgence. Elle servira tuer lepuits par bull heading lorsquil est impossible de contrler normalement par circulationsous duses, ce qui implique des possibilits de pompage HAUTE pression.

Par ailleurs, dans le cas dune venue avec pression en tte gale ou suprieure 5000 psi,

stand pipe et pompes de forage ne peuvent tre utiliss. Seule lunit de cimentation (HP)

peut servir. Dans ce cas, il faut bien isoler toute la partie qui est en srie 5000 psi, voirschmas, isolation par la vanne n21.

1.3.3 Mchoires pour les fermetures sur tiges ou tubages

Les variable bore rams sur lun des obturateurs mchoires faciliteront la mise en oeuvre degarnitures mixtes.

Pour une garniture de forage mixte 5 - 31/2, un B.O.P 3 lments, sera quip de la faonsuivante:


- Fermeture sur tiges PR quipe avec des variable bore rams,

- Fermeture totale BR,

- Croix de circulation (kill et choke line).

Un B.O.P 4 lments:

- Obturateur annulaire de type Hydril ou autre,- Fermeture sur tiges PR quipe avec des variable bore rams,

- Fermeture totale BR,

- Croix de circulation (kill et choke line).

- Fermeture sur tiges infrieure LPR quipe avec des mchoires 5.

- Kill line durgence.


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1 - GENERALITES

Avantages

- B.O.P 4 lments:Lutilisation des variable bore rams permet de doubler la fonction de fermeture sur les tiges5.- La capacit de suspension des variable bore rams tant limite (voir tableau ci-dessous) , silon doit suspendre la garniture de forage, il ny a pas de problmes pour poser la garniture surles mchoires 5 infrieures.

- B.O.P 3 lments:Lunique solution est de positionner les variable bore rams sur la fermeture sur tiges

suprieure.Les mchoires pour tubage, La descente des tubages de gros diamtres -suprieurs 95/8-peut se faire sous la seule protection de lobturateur annulaire.Pour les tubages de diamtres infrieurs ou gaux 95/8, on quipera le B.O.P avec desmchoires suprieures correspondant au diamtre du tubage.Pour cela on mettra au pralable le puits en scurit en fermant sur tiges si la garniture estdans le puits, ou en fermant les mchoires totales si le puits est vide.

Spcifications des "Variable Bore Rams" (d'aprs Cameron)

BOP - Pression de travail fermeture capacit de suspension

5" 3"1/2 2"7/8

11" - 3000, 5000, 10000psi 5" 3"1/2 204 t 68 t

11" - 15000psi 5" 2"7/8 204 t 50 t 15 t

13"5/8 - 3000 - 5000 - 10000psi 5" 3"1/2 204 t 68 t

16"3/4 - 10000psi 5" 2"7/8 204 t 133 t 32 t


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1 - GENERALITES

1.4 REGLES A RESPECTER POUR LE TEST DUN ENSEMBLE B.O.P

1.4.1 Priodicit des tests B.O.P

Dans tous les cas, les B.O.P seront tests chaque dbut de phase ou aprs demontage,remontage ou resserrage dun lment quelconque des B.O.P.Pendant les phases de forage:

Pour les puits de dveloppement, toutes les deux semaines.Pour les puits dexploration, chaque semaine.

En dehors de ces dlais et selon le cas, en se rfrant la hirarchie une drrogation pour un dlaisupplmentaire peut tre accorde.Les tests de fonctions seront effectus au moins une fois par semaine. Tous les rsultats (temps,volumes, pressions) devront tre consigns sur les fiches de rapports de test dont une copie seraenvoye la base

1.4.2 Pression de test

En gnral les B.O.P sont tests leur pression de service, ou la pression de service de la ttede puits utilise ou encore 60% de la pression dclatement du dernier tubage. La plusrestrictive tant la pression la plus faible des trois.La pression de test sapplique aussi au test du choke manifold (pour les vannes situes en amontdes duses).

Pour les B.O.P annulaires (de type HYDRIL ou autre), afin dviter une dformation permanente deleurs garnitures, ceux-ci seront tests 50% de leur pression de service. Pour cette pression, il fautvrifier que celle-ci soit bien compatible avec la pression de service de la tte de puits.

1.4.3 Pressions dclatement des tubages utiliss

1.4.4 Dure des tests

La dure normale de chaque test est limite 10 minutes.

tubage grade mas. lin. pression d'clatement pression d'clat. 60%

pouces lbs/ft bars psi bars psi

13"3/8 K55 54,5 188 2674 113 1604

N80 68 346 4921 208 2953

N80 43,5 436 6201 262 3721

9"5/8 P110 43,5 600 8534 360 5120N80 47 474 6742 284 4045

P110 47 651 9259 391 5556

7" N80 32 625 8890 375 5334

P110 32 859 12218 515 7331


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1 - GENERALITES

1.4.5 Chute de pression admissible lors du test des B.0.P

Un test en pression est jug satisfaisant si la pression atteindre est stabilise une valeur la plusproche possible de la pression dsire. Le tableau suivant donne les carts maximums de pressionsadmissibles pendant le maintien de la pression dsire (10 minutes).

1.4.6 Principe du sens des tests raliser - optimisation

Tous les lments du systme dobturation du puits seront tests dans le sens venant de lintrieurdu puits vers lextrieur, en partant successivement des lments les plus loigns vers lesplus proches du testing sub, cest lunique moyen de procder dans les rgles de lart et deminimiser la dure globale des tests.Attention, pendant le test, toutes les vannes situes en aval des lments qui sont tests devrontcommuniquer avec latmosphre.

1.4.7 Test des fonctions

En prambule au test des B.O.P, faire un test de toutes les fonctions; obturateurs et vannes

hydrauliques. Sassurer quil ny a pas dinversion des conduites de commande.

Noter sur le rapport de test BOP les temps douverture et de fermeture.

1.4.8 Scurit pendant les tests des B.O.P

Tout le personnel de sonde doit avoir connaissance que des oprations de mise en pression vont sedrouler.

Pendant le droulement des tests le Superviseur SH/FOR est le seul responsable de la scurit. Ildevra sassurer chaque mise en pression que le personnel de sonde est lcart de lquipementpressuris.

Si une unit de cimentation est utilise pour les tests, la ligne haute pression doit tre clairement

matrialise afin dviter tout chevauchement par le personnel ou tout vhicule. On peut, par

exemple matrialiser un primtre de scurit par un ruban de couleurs alternes rouge et blanc etpar un panneau annonant des lignes en pression.

nota: Pour faciliter toute intervention sur les B.O.P, celui-ci sera extrieurement maintenupropre.

Pression de test Chute de pression % chuteinf 5000 psi 250 5

de 5 10000 psi 300 3

de 10 15000 psi 300 2


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1 - GENERALITES

1.5 MOYENS POUR TESTER

1.5.1 Tester plug

Tous les tests seront raliss laide dun testerplug et dune tige perce (volontairement perceet prvue cet effet). Certains fabricants de tte

de puits prvoient des tester plugs munis de

bouchons que lon peut retirer avant la mise en

place du plug, ce systme permet dviterlutilisation de la tige perce. Ce montage permetdappliquer des pressions venant de lintrieur du

puits et diriges vers lextrieur (rgle de lart).

Attention bien vrifier que le tester plugutilis soit compatible avec la tte de puits deservice.Toujours laisser une vanne latrale du spooldans lequel vient se loger le tester plugouverte

1.5.2 Tester cup

Le test au tester cup sera limit au maximum une pression quivalente 60% de la pressiondclatement du dernier tubage.Attention, au-del de 6000 psi, le tester cup peut

fuir voire clater. Cest la raison pour laquelle il

nest pas conseill de tester avec le cup au-del

de cette pression. En vertu de cela luniquemoyen de tester un B.O.P 10000 psi et au-dessus, est dutiliser un tester plug.Chaque test ralis avec un tester cup devra

se faire avec une tige de grade suprieur(S135).

La tige et les connexions au-dessus du testercup doivent rsister la charge de tractioncre par la pression hydraulique sur laire dela garniture.

Dans le cas particulier du forage de la phaserservoir sans la tubing head, seul le testercup permet de tester le B.O.P.


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1 - GENERALITES

Spcifications des diffrents tester cups (daprs Cameron)

Connection Capacit Tubage Aire de la garniture

Sup et Inf Masse lin. inch2 cm2

4"1/2 tous 9,5 61,3

2"3/8 IF 270000 lbs 5" tous 12,4 80,0

122,4 t 5"1/2 tous 16,0 103,2

6"5/8 tous 18,6 120,0

7" 17-26 23,5 151,6

3"1/2 IF 500000 lbs 29-38 20,4 131,6

226,8 t 7"5/8 24-26,4 28,8 185,8

29,7-39 27,5 177,4

8"5/8 24-36 32,5 209,740-49 29,4 189,7

9"5/8 32,3-40 44,1 284,6

43,5-53,5 42,4 273,6

10"3/4 32,75-51 63,8 411,7

4"1/2 IF 800000 lbs 55,5-65,7 58,9 380,1

362,9 t 13"3/8 48-61 109,5 706,6

68-72 103,3 666,6

16" tous 165,0 1064,7

18"5/8 tous 230,0 1484,1

20" 78,6-133 300,0 1935,8

1.5.3 Pompe de test haute pression

En raison des faibles volumes et pressions leves atteindre, lutilisation unique des pompes de forage nest

pas recommande. Elles ne serviront qu mettre en basse

pression (500 1000 psi) lensemble tester, le relais

sera ensuite pris par la pompe de test haute pression qui

permettra damener lensemble la pression de testdsire.

nota:- Lorsque la pompe SPRAG fait partie de la dotation de

lappareil de forage, cette petite pompe haute pressionpermet de raliser en toutes circonstances les tests du

B.O.P. Cette pompe doit tre munie dun enregistreur de

pression. Lutilisation de lunit de cimentation nest pas

ncessaire. Ce point l est bien pratique lors du test deroutine du B.O.P que lon doit effectuer pendant une

phase de forage qui dure plusieurs semaines, il nest alors

pas ncessaire de mobiliser une unit de cimentation.

1.5.4 Unit de cimentation

A la demande, on pourra si besoin, faire les tests du B.O.P avec lunit de cimentation en connectant la sortie latrale du TEST SUB, une conduite 2, avec un manomtre qui permettra en toute scuritdavoir une lecture de pression sur le plancher, lenregistrement se faisant lunit.


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1 - GENERALITES

1.5.5 Test sub

Pour une tige dentranement 51/4, cest un

raccord 41/2 IF femelle x mle . Ce peut treun corps de lower kelly cock sur lequel deux

sorties latrales 2 sont rapportes. Il permet

dun ct dappliquer la pression de test

provenant de lunit de test et de lautre deplacer un enregistreur de pression ( moins quelunit de test soit munie dun enregistreur).

Pour le test, il faut lintercaler entre le kelly

saver sub et la tige de test.

Lensemble du test sub (corps + sortieslatrales) doit tre imprativement de srie10000 psi.

connection A.P.I 41/2 IF

Test sub

arrive de la

testing unit

branchement de

lenregistreur

de pression(facultatif)

raccord union 2

needle valve

connection A.P.I 41/2 IF

1.5.6 Clapets anti-retour de kill line

Avant de commencer les squences de test, ouvrir les portes de clapet 13 et 16, retirer lesclapets, puis les refermer.

1.5.7 Lower kelly valve, Upper kelly valve, Gray valve

Elles doivent tre compatibles avec la srie du BOP.

1.5.8 Mise en place du tester plug et prparation du test

Afin de faciliter la pose du tester plug dans le spool, il est ncessaire de procder comme suit:

- ouvrir la vanne latrale 18 du spool dans lequel vient se loger le tester plug, laisser la ttede puits se vider de tout fluide.

- sur la casing head suprieure, retirer le bouchon et le clapet anti retour de lorifice detest des tanchits secondaires. On pourra ainsi vrifier quil ny a pas de fuites au niveau

des P Seals.


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1 - GENERALITES

- vu la faible hauteur entre le plancher et la tte de puits, visser le tester plug avec la tige perce,

bloquer le tester plug la cl chane et placer sous celui-ci, 2 longueurs de tiges lourdes ouune longueur de masse tiges 61/2 ou 43/4 (selon le diamtre nominal de la tte de puits). Ce

poids directement plac sous le tester plug permettra de vaincre les frottements causs par le jointdtanchit au niveau de la tte de puits.

- inspecter et bien graisser toute la priphrie du joint du tester plug,

- lors de la mise en place du tester plug mesurer la longueur de lensemble qui est engag sous latable de rotation et sassurer que celle-ci corresponde bien avec la distance casing spool/RT,

- connecter, testing sub, tige dentranement,

- commencer remplir leau le B.O.P en pompant par la tige dentranement, rincer leau lechoke manifold, fermer la vanne n22, lentre du choke manifold, ouvrir le manifold lair

libre, quand le B.O.P est plein, fermer le B.O.P annulaire.

- procder au test.

nota: Avant chaque test, prvoir lavance au moins 2 joints O ring de rechange pour testerplug.

1.6 INTRODUCTION AUX SEQUENCES DES TESTS DES B.O.P

Ci-aprs, huit procdures indpendantes suivantes:

En 6, cette configuration en 10000/5000 psi (pression de service du stand pipe) est la pluscourante sur nos chantiers. Dans ce cas, le test intgral se scinde en 2 parties; en premier lieu,il faudra tester tout lquipement 5000 psi puis ensuite lquipement en srie 10000 psi. Les deuxsries doivent tre parfaitement isoles. La vanne n21 assure lisolation.

Dans le cas dun test B.O.P de routine, dont la frquence est dtermin lavance par unprogramme de forage, il ne faut tester que le B.O.P, les lower et upper kelly cocks.

Ordre Ensemble testTester

cup/plugNombrede tests Pages

1Manifold stand pipe, stand pipe, flexible, tiged'entranement 3 14 16

2Configuration B.O.P, obturateur annulaireuniquement (Phase 17"1/2 ou 16") cup 7 17 23

3Configuration B.O.P, obturateur annulaireuniquement (Phase 17"1/2 ou 16") plug 5 24 28

4 B.O.P 3 lments en srie 5000 psi plug 6 29 34

5B.O.P 3 lments en srie 5000 psi (Phase 6"sans tubing head) cup 9 35 43

6 B.O.P 4 lments en srie 10000 psi plug 8 44 51

7 Manifold de duses 6 52 55

8 Accumulateurs 6 58 59


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OBJET DU TEST EN PRESSION DEPUIS PRESSION DE TEST ELEMENTS TESTES

1-MANIFOLD STAND PIPE,FLEXIBLE, TIGE

DENTRAINEMENTTESTING SUB

RECOMMANDEE PARLE PROGRAMME DEFORAGE

1, 4, 5, 6, 7 Flexible,Kelly, Lower kellycock secours

TEST N

1

nota: mettre les vannes 4, 7 lair en ouvrant les

soupapes de scurit despompes de forage.

Ouvrir les 2 vannes de la kill

line.

TESTING UNIT

MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

KILL LINE

FLEXIBLED'INJECTION

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

POMPES DE FORAGE

12

3

4 5 6 7

8

20

LOWER KELLY COCKDE SECOURS

PLANCHER

19


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OBJET DU TEST EN PRESSION DEPUIS PRESSION DE TEST ELEMENTS TESTES


DENTRAINEMENTTESTING SUB


3, 6, 7, Flexible, Kelly,Lower kelly cocksecours

TEST N

2

TESTING UNIT

MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

KILL LINE

FLEXIBLED'INJECTION

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

POMPES DE FORAGE

12

3

4 5 6 7

8


PLANCHER

19

20

nota: mettre la vanne 7 lairen ouvrant les

soupapes de scurit despompes de forage.

Ouvrir les 2 vannes de la kill

line.


16/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST ELEMENTS TESTES


DENTRAINEMENT

2, Flexible, Kelly,Lower kelly cocksecours

EN PRESSION DEPUIS PRESSION DE TEST

TESTING SUBRECOMMANDEE PARLE PROGRAMME DEFORAGE

TEST N

3

TESTING UNIT

MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

KILL LINE

FLEXIBLED'INJECTION

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

POMPES DE FORAGE

12

3

4 5 6 7

8


PLANCHER

19

20


17/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

2 - CONFIGURATION B.O.POBTURATEUR ANNULAIRE

UNIQUEMENT(phase 171/2 ou 16)

Annkill

CHOKE MANIFOLDAVEC TESTING

UNIT



TEST N

1

ELEMENTS TESTES

ulaire, 6, 17, 18,et choke lines

Avant ce test, retirer le clapet n13

MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE

KILL LINE DE SECOURS

ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION

DEPUIS L'UNITE DE TEST

BRANCHEE SUR LE CHOKE

MANIFOLD

TIGE DE GRADE SUPERIEUR

TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26

Les vannes 23 et 26 servent de vannes dappui

La pression de ce test est limite 60% de la pression dclatement du tubage


18/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

CHOKE MANIFOLDAVEC TESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

Annulaire, 12

MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26

Les vannes 18, 23 et 26 servent de vannes dappui



19/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

1CHOKE MANIFOLDAVEC TESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

1, Annulaire.

MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26




20/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0




2, 3, 7, 10, 17,Annulaire




TEST N



MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26

Pour raliser ce test, ouvrir la vanne n10, laide de la testing unit, mettre la pression

de test, fermer la vanne n10 et purger la

pression lunit de test.

Lire et contrler la pression au manomtredu stand pipe.




21/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

2, 3,Ann




TEST N



ELEMENTS TESTES

7, 9, 17,ulaire


MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26

Pour raliser ce test, ouvrir la vanne n9,

laide de la testing unit, mettre la pression






22/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

2, 3,ann




TEST N



ELEMENTS TESTES

7, 17, 22,ulaire

MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26









23/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

AnnCHOKE MANIFOLDAVEC TESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

ulaire, 13

MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26




24/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

6, 17, 20, 22Ann

TESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

,ulaire

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

BRCHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

18

19

20

13

CHOKEMANIFOLD

22

17

6



25/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

9, 12, 19, AnTESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

nulaire

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

17

18

19

20

13

CHOKEMANIFOLD

22


26/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

1TESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

0, 11, 19, Annulaire

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

17

18

19

20

13


27/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

1TESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

0, 13, 19, Annulaire

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

17

18

19

20

13

Avant ce test, replacer le clapet n13


28/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



OBJET DU TEST

1CHOKE MANIFOLDAVEC TESTING UNIT



TEST N



ELEMENTS TESTES

3, 18, Annulaire

PLANCHER

CHOKE LINE

KILL

LINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

17

18

13

MISE EN PRESSION

DEPUIS CHOKE MANIFOLD

AVEC TESTING UNIT


TESTER CUP

TUBAGE


29/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



4-B.O.P 3 ELEMENTSSERIE 5000 psi

6, 17, 20, 22,Annulaire, kill line,choke line


TESTING UNIT



TEST N

1


TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

PR

BRCHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

18

19

20

13

CHOKEMANIFOLD

22

17

6


30/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



6, 17, 20, 22,PR, Kill line, Chokeline



TESTING UNIT



TEST N

2

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

PR

BRCHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

18

19

20

13

CHOKEMANIFOLD

22

17

6


31/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



9, 12, 19, PR.



TESTING UNIT



TEST N

3

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

PR

BRCHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

17

18

19

20

13

CHOKEMANIFOLD

22


32/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



10, 11, 19, PR



TESTING UNIT



TEST N

4

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

8

17

18

19

20

13


33/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



BR, 13, 23, 26






TEST N

5

Avant ce test, r-installer le clapetn13

PLANCHER

PR

BRCHOKE LINE

KILLLINE


LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

17

18

13

MISE EN PRESSION


BRANCHEE SUR

LE CHOKE MANIFOLD

22

23

26


34/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



13, 18, 23, 26, BR






TEST N

6

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLL

INE


ANNULAIRE

9 10 11 12

17

18

13

MISE EN PRESSIONDEPUIS CHOKE MANIFOLD

AVEC TESTING UNIT


TESTER CUP

23

26

22



35/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0




(phase 6 sans tubing head)

6, 17, 18, 23, 26, KILLLINE, ANNULAIRE





TEST N

1


MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26


36/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



6, 17, 18, 23, 26, KILLLINE, PR





TEST N

25-B.O.P 3 ELEMENTS

SERIE 5000 psi(phase 6 sans tubing head)

MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23

26

22

Vrifier que la pression de test ne dpasse pas 60% de la pression dclatement du tubage.


37/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



12, 18, 23, 26, PR





TEST N

35-B.O.P 3 ELEMENTS


MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23

26 22



38/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



11, 18, 23, 26, PR





TEST N

45-B.O.P 3 ELEMENTS


MANIFOLDSTANDPIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23

26 22



39/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



2, 3, 7, 10, 17, 18, PR





TEST N

55-B.O.P 3 ELEMENTS





Lire et contrler la pression au manomtre

du stand pipe.

MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

2223

26



40/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



2, 3, 7, 9, 17, 18, PR





TEST N

65-B.O.P 3 ELEMENTS







MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26



41/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



2, 3, 7, 17, 18, 22,CHOKE LINE, PR





TEST N

75-B.O.P 3 ELEMENTS





Lire et contrler la pression au manomtre

du stand pipe.

MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23 22

26



42/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



13, 18, 23, 26, PR





TEST N

85-B.O.P 3 ELEMENTS


Avant ce test, r-installer le clapetn13

MANIFOLDSTAND

PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

PLANCHER

PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

1 2

3

4 5 6 7

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD


TESTER CUP

TUBAGE

23

2622



43/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



13, 18, 23, 26, BR





TEST N

95-B.O.P 3 ELEMENTS


PR

BR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

17

18

13

MISE EN PRESSION



MANIFOLD

TUBAGE

23

26



44/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0




12, 15, 20, 22.Annulaire, Choke line


TESTING UNIT



TEST N

1

nota:dmonter les clapets 13 et 16 avant ce test.

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

14 15

8

17

18

19

20

13

16

21

22


45/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



12, 15, 20, 22, UPR.Choke line



TESTING UNIT



TEST N

2

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

14 15

8

17

18

19

20

13

16

21

22


46/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



9,12, 15, 20, UPR.



TESTING UNIT



TEST N

3

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

14 15

8

17

18

19

20

13

16

21


47/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



10, 11, 14, 19, UPR.



TESTING UNIT



TEST N

4

TESTING UNIT

UPPER KELLY COCK

TIGE D'ENTRAINEMENT

LOWER KELLY COCK

KELLY SAVER SUB

TESTING SUB

PLANCHER

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE


Orifice1" dans

tool joint

LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

14 15

8

17

18

19

20

13

16

21


48/61


49/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



17, 21, BR



TESTING UNIT



TEST N

6

PLANCHER

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE


LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

14 15 17

18

13

16

21


50/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



13, 16, BR



TESTING UNIT



TEST N

7

PLANCHER

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE


LONGUEURSHWDP/DC

TEST PLUG

ANNULAIRE

9 10 11 12

14 15 17

18

13

16

21


51/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



13, 16, 18, UPR



TESTING UNIT



TEST N

8

PLANCHER

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE


ANNULAIRE

9 10 11 12

14 15 17

18

13

16

19

MISE EN PRESSION

DEPUIS CHOKE MANIFOLDAVEC TESTING UNIT


TESTER CUP



52/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



2.7 TEST DU MANIFOLD DE DUSES

Le manifold de duses sera correctement amarr pour prvenir les vibrations.La choke line devra tre amarre, dgage, accessible.Le test du choke manifold se fera en temps masqu et avant le test du B.O.P.

Les duses seront testes la rception de lappareil et aprs chaque utilisation.

La console de commande de la duse automatique doit tre facilement accessible. Cette consolecomportera:

- un levier ouverture-fermeture de la duse,

- un manomtre pression tiges,

- un manomtre pression annulaire,

- une alarme rgle sur la Padm,- un totalisateur de coup de pompe.

Vrifier que depuis la commande de la duse automatique;- la pression en tte des tiges et la pression annulaire sont lisibles(vrifier lhomognit des

diffrents manomtres (units, chelle, prcision).

- sassurer que les indicateurs de vitesse des pompes (SPM) situs face au chef de poste sontcorrectement talonns.

- la possibilit et la facilit de communication avec le chef de poste.

Avant le test, le manifold de duses sera rinc leau claire avant le test.Tous les tests se feront en appui sur la vanne n 22 dj teste avec la choke line.

Schma dun manifold de duses

CHOKE LINE

DUSE AUTOMATIQUE

DUSE MANUELLE

DUSE MANUELLE

BRANCHEMENT DE LA POMPE HAUTE PRESSION

sortiebourbier

sortiepoor boy

sortie torche

22

23

24

26

27

29

30

32

36

35

37

38

39

25

28

31

33

CIRCUIT AMONT CIRCUIT AVAL

34

Remarques:La srie des vannes en aval des duses est infrieure celle situe en amont.Les manifolds de duses se trouvent en srie 10000 (P1)/5000 (P2) psi ou en srie 5000 (P1)/3000 (P2)

psi.Les vannes en aval des duses sont numrotes: 33, 34, 35, 36, 37.

Les vannes situes en amont des duses seront testes la pression P1.Les vannes situes en aval des dues seront testes la pression P2.


53/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



7-CHOKE MANIFOLD P2 (pression aval)35, 37, 39


TESTING UNIT

EN PRESSION DEPUIS PRESSION DE TESTTEST N

1

CHOKE LINE

DUSE AUTOMATIQUE

DUSE MANUELLE

DUSE MANUELLE


sortiebourbier

sortiepoor boy

sortie torche

22

23

24

26

27

29

30

32

36

35

37

38

39

25

28

31

33

34

CHOKE MANIFOLD 36, 37, 38


P2 (pression aval)TESTING UNIT


2

Remarque:Les vannes 22, 23,26 servent de vannes dappui

CHOKE LINE

DUSE AUTOMATIQUE

DUSE MANUELLE

DUSE MANUELLE


sortiebourbier

sortiepoor boy

sortie torche

22

23

24

26

27

29

30

32

36

35

37

38

39

25

28

31

33

34


54/61


Section: 3Page:




Rvision n: 0



7_CHOKE MANIFOLD P1 (pression amont) 25, 28, 31, 32


TESTING UNIT


3

CHOKE LINE

DUSE AUTOMATIQUE

DUSE MANUELLE

DUSE MANUELLE


sortie

bourbier

sortiepoor boy

sortie torche

22

23

24

26

27

29

30

32

36

35

37

38

39

25

28

31

33

34

CHOKE MANIFOLD 24, 27, 30, 32P1 (pression amont)


TESTING UNIT


4

CHOKE LINE

DUSE AUTOMATIQUE

DUSE MANUELLE

DUSE MANUELLE


sortiebourbier

sortiepoor boy

sortie torche

22

23

24

26

27

29

30

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25

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Remarque:La vanne 22 sert de vanne dappui


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Rvision n: 0



7_CHOKE MANIFOLD 23, 26, 29, 33P1 (pression amont)


TESTING UNIT


5

CHOKE LINE

DUSE AUTOMATIQUE

DUSE MANUELLE

DUSE MANUELLE


sortiebourbier

sortiepoor boy

sortie torche

22

23

24

26

27

29

30

32

36

35

37

38

39

25

28

31

33

34

CHOKE MANIFOLD 23, 26, 29,34P1 (pression amont)


TESTING UNIT


6

Remarque:La vanne 22 sert de vanne dappui

CHOKE LINE

DUSE AUTOMATIQUE

DUSE MANUELLE

DUSE MANUELLE


sortiebourbier

sortiepoor boy

sortie torche

22

23

24

26

27

29

30

32

36

35

37

38

39

25

28

31

33

34

Pour ce test, monter en pression avec la vanne 34 ouverte, puis, la

pression de test dsire, fermer la vanne 34 et purger la

pression au niveau de la pompe Sprag. La lecture de pression se fera sur le

manomtre du manifold de duses.


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Rvision n: 0


3 - PREPARATION AUX OPERATIONS SUIVANTES

Effectuer dans lordre les oprations suivantes:

- Retirer le tester plug ou le tester cup.

- Tester la vanne 17 depuis lunit de cimentation.

- Fermer la vanne 18 situe sur la tte de puits, remonter le clapet anti retour et le bouchon de lorificede test des tanchits secondaires de la casing head suprieure. Dgerber tout le matriel de test.

- Installer le wear bushing (ventuellement).

- Remettre toutes les vannes du B.O.P en position dattente scurit voir page 57 .

- A chaque dbut de phase, faire mesurer toutes les distances depuis la table de rotation chaque

fonction ( annulaire, UPR, BR, LPR) et afficher ces hauteurs dans le dog house.

- Etablir les rapports de test B.O.P et les retourner la base (voir pages 60 et 61 ).

- Passer aux oprations suivantes.


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Rvision n: 0


4 - POSITION DE SECURITEDES VANNES EN COURS DE FORAGE

UPR

BR

LPR

CHOKE LINE

KILLLINE

KILL LINE DE SECOUR

ANNULAIRE

9 10 1112

14 15 17

18

13

16

21

MANIFOLDSTAND PIPE

REMPLISSAGEDU PUITS

POMPES DE FORAGE

12

3

4 5 6 7

20

DUSE AUTOMATIQUEOUVERTE

VERSDEGASEUR

TORCHE

BOURBIER


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Rvision n: 0



5.1 GENERALITES :

- Une inspection complte des accumulateurs sera ralise chaque DTM.

- Des tests de fonction seront effectus: A chaque test de fonction des B.O.P soit au minimum 1 fois par semaine.

Alternativement partir de chaque panneau de commande.

- Tous les rsultats ( Temps , Volumes , Pressions ) devront tre consigns sur la fiche derapport de test dont une copie sera envoye la base.

5.2 INSPECTION ET RECEPTION :

Effectuer les controles suivants :

- Etanchit des pistons des pompes.

- Etat des moteurs ( air et lctrique).

- Etat des accumulateurs de pression ( bouteilles).- Etat des membranes des bouteilles.

- Pression de prcharge des accumulateurs.

- Etat de l'appareillage automatique de rgulation de pression et vannes.

- Essai des automatismes ( pression mini/maxi).

- Temps de mise en pression des accumulateurs.- Vrification des tableaux de commande distance et des liaisons hydrauliques.

- Controle du liquide hydraulique (volume).

Controle des capacits :

- Consiste vrifier la capacit du rservoir de fluide hydraulique et la compatibilit

entre nombre de bouteilles et lments commands ( Suivant type B.O.P utilis )

suivant la rgle ci-dessous :

Pour les tte de puits sries 2000 3000 Psi:

Fermeture de tous les lments de B.O.P + rserve de 50% de cevolume restant dans les accumulateurs sous une pression

minimale de 1200 psi.

Pour les ttes de puits srie 5000 et plus:

Fermeture et ouverture de tous les lments de B.O.P + rserve

de 25% de ce volume restant dans les accumulateurs sous unepression de 1200 psi.

- Ce controle sera effectu thoriquement en cours de rception et repris chaque

test de B.O.P


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Rvision n: 0



5.3 PROCEDURE DE TEST :

- Relever les pressions initiales ( accumulateur 3000Psi/manifold 1500Psi/rgulation

annulaire 700Psi ).- Relever le niveau de fluide dans le rservoir aprs en avoir tabli un talonnage en

litres/centimtre.

- Arrter et isoler les pompes air et lectriques.

- Oprer la fermeture de tous les lments de B.O.P.

- Ouvrir tous les lments.

Vrifier que:- Les temps de manoeuvre sont infrieurs 20 secondes.

- La pression rsiduelle dans les accumulateurs est au moins gale 1200 Psi.

- Mettre les pompes air et lectriques en marche.

Noter:- Les pressions de dmarrage et darrt automatique des pompes.

- Le temps necessaire pour regonfler les accumulateurs 3000Psi. Ce temps doit treinfrieur 10 minutes.

Toute anomalie devra tre imprativement signale au responsable du service forage .La reprise des oprations ne se fera qu'aprs remise aux normes de l'unit concerne.


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Rvision n: 0


6 - RAPPORTS DE TEST EQUIPEMENTS DE SECURITE

PUITS

APPAREILDATE

1- EQUIPEMENTS : DATE DERNIER TEST :

ACCUMULATEUR OBTURATEURPRESSION

PRECHARGEPRESSION

DE TRAVAILVOLUME

DE RESERVE

TEMPS DE COMPRESSION(PRECHARGE / TRAVAIL ) : mn

POMPES A AIR : P max P min

POMPE ELECTR : P max P min

PRESSION DE REGULATION

ANNULAIRE MACHOIRES

kg/cm2 kg/cm2

O FABRICANT / TYPEPRESSIONDETRAVAIL

psi

OBTUR

ATEUR

ANNULAIRE

MACHOIRE

MACHOIRE

MACHOIRE

a)

a)

a)

2- TESTS DES OBTURATEURS DE PUITS :

TEST DE PRESSION TEST DE FONCTIONNEMENT

NOTES : Alterner test de pression , test de fonction TEST STUMP TEST PLUG TESTER CUPAlterner commande principale et distanceLes tests de pression seront enregistrs

COMMANDE : PRINCIPALE A DISTANCE

PRESSION DUREE TEMPS

kg/cm2 mn FERMETURE OUVERTURE

OBTURATEUR ANNULAIRE

OBTURATEURA

MACHOIRES

"KILL LINE"

"CHOKE LINE"

"EMERGENCYLINE"

FERMETURE b)

FERMETURE b)

FERMETURE b)

FERMETURE b)

VANNE INTERIEURE

VANNE EXTERIEURE

VANNE INTERIEURE

VANNE EXTERIEURE

VANNE INTERIEURE

VANNE EXTERIEURE

NOTES : a) Indiquer si faisant partie d'un : S (simple ) ou D (double ) ou T ( triple)b) Indiquer , "sur tiges" , ou "totale" . Les obturateurs annulaires seront tests 50% de leur pression nominale

VISA DE L'ENTREPRENEUR VISA DU MAITRE D'OEUVRE


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Section: 3Page: 61 de 61TEST DES OBTURATEURS

6 - RAPPORTS DE TEST EQUIPEMENTS DE SECURITE

3 - TESTS DES EQUIPEMENTS ANNEXES :

LIGNE DE CIMENTATION OBTURATEUR INTERIEUR TIGES

MANIFOLD AMONT DUSES KELLY COCK INFERIEURE

MANIFOLD AVAL DUSES KELLY COCK SUPERIEURE

DUSE AUTOMATIQUE TETE INJECTION + FLEXIBLE +COLONNE MONTANTE

MANOMETRES PRESSION TIGES MANIFOLD PLANCHER

DATE DU PRESSION DUREE

DERNIER EN EN

TEST kg/cm2 mn

DATE DU PRESSION DUREE

DERNIER EN EN

TEST kg/cm2 mn

4 - ETAT DES EQUIPEMENTS DE SECURITE :

ENREGISTREMENT DES NIVEAUX DE BAC COMPTEURS COUPS DE POMPE

ENREGISTREMENT PARAMETRES FORAGE CHROMATOGRAPHE

* AVANCEMENT

* AUTRES

DETECTEUR DE GAZ TOTAL DETECTEUR H2S

BASSIN DE CONTROLE POUR MANOEUVRES

OBSERVATIONS :

F FP NF F FP NF

APPAREIL

PUITSDATE

Test Des Obturateurs

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