Qu'est-ce qu'un BOP ? Introduction rapide

Résumé de la leçon

Brève introduction au bloc obturateur de puits et à son rôle dans la protection du puits et de l'équipage.

Cette leçon fait partie du parcours Contrôle de puits et dure 6:13 minutes. Regardez d'abord la vidéo, puis revoyez les points clés et testez vos connaissances avec les questions ci-dessous.

Points clés

1. 1Le BOP est installé au-dessus de la tête de puits
2. 2Il ferme le puits en cas de kick
3. 3Il fonctionne à l'aide de la pression hydraulique de l'accumulator

Cours écrit

Deux barrières entre le réservoir et la surface

En forage, nous comptons sur deux barrières indépendantes. La première barrière est la colonne de boue : sa pression hydrostatique est supérieure à la pression de formation, ce qui empêche les fluides d'entrer. Si cette barrière défaille et qu'un kick se produit, la deuxième barrière entre en jeu : le bloc obturateur de puits (Blowout Preventer ou BOP). Il s'agit d'un ensemble de vannes lourdes montées au sommet de la tête de puits pour l'isoler hermétiquement, avant d'évacuer le kick de manière contrôlée via la ligne de choke.

Où se trouve le BOP ?

En forage terrestre, le BOP Stack est installé sur la tête de puits (Wellhead) sous le plancher de forage, et tous les tubages et outils y passent. En forage offshore en unités flottantes, il est placé sur le fond marin et relié à la plateforme par le biais du Riser, tout en étant commandé à distance. Dans les deux cas, le principe reste le même : tout ce qui descend dans le puits traverse le BOP, il doit donc être capable de fermer le puits quel que soit son contenu.

Vue d'ensemble des composants principaux

• L'obturateur annulaire (Annular Preventer) : un grand élément en caoutchouc qui se comprime pour faire l'étanchéité autour de pratiquement n'importe quelle forme, ou sur un trou nu si nécessaire.
• Les pipe rams : deux blocs d'acier opposés dotés d'inserts en caoutchouc adaptés à la taille du tube, qui se referment autour de son corps.
• Les blind rams et les shear rams : les premières ferment le puits en l'absence de garniture, tandis que les secondes cisaillent les tubulaires avant d'assurer la fermeture.
• La drilling spool et les deux lignes de choke et kill : des sorties latérales permettant de dévier les fluides à travers le choke manifold ou de pomper dans le puits alors qu'il est fermé.
• Panneaux de commande : le pupitre du foreur sur le plancher de forage et un panneau déporté dans un endroit sûr.

D'où vient la force de fermeture ?

Les composants du BOP sont actionnés par de l'huile hydraulique stockée sous pression dans l'accumulator unit. Il s'agit d'un ensemble de bouteilles contenant de l'azote préchargé (precharge). Les pompes refoulent l'huile au-dessus de cette poche d'azote, ce qui comprime le gaz et emmagasine l'énergie. Lorsque l'ordre de fermeture est donné, l'huile est libérée vers les pistons pour actionner les rams ou serrer l'élément annulaire. L'avantage de cette conception est que l'énergie est stockée à l'avance, ce qui garantit la fermeture même en cas de panne de courant ou d'arrêt des pompes.

P1 × V1 = P2 × V2 (Boyle's Law)

Exemple de calcul : une bouteille dont le volume de gaz est de 10 gal, préchargée à l'azote à 1 000 psi, avec une pression de service du système de 3 000 psi et une pression de service minimale admissible de 1 200 psi. À 3 000 psi, le gaz est comprimé à 10 × 1 000 ÷ 3 000 ≈ 3,33 gal, la bouteille contient donc 6,67 gal d'huile. À 1 200 psi, le gaz occupe 10 × 1 000 ÷ 1 200 ≈ 8,33 gal, il reste donc 1,67 gal d'huile. Le volume utile de chaque bouteille est donc 6,67 − 1,67 = 5,0 gal. Ce calcul permet de vérifier que le nombre de bouteilles suffit à fermer les éléments requis avec une marge, selon les normes appliquées par la compagnie.

Que se passe-t-il lors de la fermeture ?

Dès qu'une venue (Kick) est détectée, le foreur ferme le puits selon la procédure en vigueur sur l'appareil, généralement avec l'obturateur annulaire ou les Pipe Rams, en alignant le circuit de la duse (Choke). Les pressions de fermeture SIDPP et SICP se stabilisent ensuite, et on en déduit la densité de boue de contrôle. Le BOP ne contrôle pas le puits à lui seul : il nous donne le temps et la maîtrise nécessaires pour évacuer la venue (Kick) en circulant à travers la duse (Choke).

Pourquoi le teste-t-on constamment ?

Le BOP est un équipement que l'on espère ne jamais avoir à utiliser, d'où la nécessité de s'assurer qu'il fonctionnera en cas de besoin. Des tests de fonctionnement (function tests) sont effectués pour vérifier le mouvement de chaque composant et son temps de fermeture, ainsi que des tests de pression (pressure tests) à basse puis haute pression, à des intervalles définis par le système de l'entreprise et l'organisme de réglementation. L'équipage s'entraîne également aux exercices de fermeture (drills) pour que ces réflexes deviennent automatiques.

Les chiffres et exemples présentés dans ce cours sont à visée pédagogique. En opérations réelles, suivez les procédures de votre entreprise et les instructions de votre centre de formation agréé.

Glossaire du cours