Simulateur coiled tubing

Le coiled tubing est un tube d'acier continu enroulé sur un touret ; l'injector head le pousse dans un puits vivant à travers le stripper et le BOP, sans neutraliser le puits. Il sert au nettoyage de sable, à l'élimination des dépôts, à la relance à l'azote, à la stimulation et aux interventions outillées.

Ici vous êtes l'opérateur en cabine : vous lisez les données du puits, montez la BHA, installez et testez l'empilage sur l'arbre de Noël, puis pilotez l'injector, la pompe, l'azote et la duse en surveillant l'indicateur de poids, les pressions et les alarmes. Le modèle physique est simplifié mais cohérent : flottabilité et frottement dans la section déviée, pertes de charge hydrostatiques et par frottement, transport et décantation du sable, expansion du gaz et fatigue cumulée du tube.

Comment utiliser le simulateur

• Job: Choisissez sand cleanout (300 ft de sable sur les perforations) ou N2 lift (relance d'un puits mort sous une colonne de saumure).
• Mode: Au démarrage, choisissez le mode guidé ou le mode libre. Le mode guidé met en évidence l'outil ou la commande suivante, explique la place de chaque élément de la BHA et bloque le mauvais ordre, puis donne en cabine de courts conseils selon ce qui se passe réellement dans le puits ; le mode libre démarre avec l'empilage monté et testé.
• Setup: Validez les données du puits, montez la BHA dans le bon ordre, empilez de bas en haut, testez chaque ram, faites le test basse puis haute pression et égalisez avant d'ouvrir la swab.
• Injector: Le curseur règle la vitesse des chaînes (POOH à gauche, RIH à droite), avec ±1, ±10 et STOP. Surveillez le poids : il chute au contact du sable et monte à la remontée.
• Pump / N2: Démarrez la pompe, réglez débit et duse ; en N2 lift, réglez le débit d'azote et suivez la baisse de BHP jusqu'au démarrage du puits.
• Fault: Ajoutez une panne : coincement sous un bouchon de sable, fuite de stripper, pertes vers la formation ou clapet qui ne ferme pas, puis appliquez la bonne réponse.
• Infos: Touchez un composant ou un manomètre pour lire sa fonction, ses problèmes typiques et les points à vérifier. Chaque outil de la BHA a un bouton (i) qui ouvre une fiche : schéma en coupe, fonction, raison de sa position et opérations qui l'utilisent.

Sécurité : le coiled tubing intervient sur un puits vivant sous pression. N'ouvrez jamais la swab avant un test en pression réussi et l'égalisation, ne dépassez pas la traction admissible du tube et ne fermez jamais les blind rams sur le CT. Arrêtez immédiatement à toute fuite du stripper ou retour de pression. Suivez toujours le programme approuvé, les procédures de votre compagnie et le superviseur.

Le rôle de chaque pièce

• Injector headDeux chaînes à mâchoires qui serrent le CT et le poussent ou le tirent ; la pression de traction fixe le serrage, la traction maximale est limitée par l'injector et la limite élastique du tube.
• Gooseneck / reelLe col de cygne guide le tube du touret vers l'injector. Chaque passage sur le col et le touret est une flexion plastique qui consomme la vie en fatigue.
• Stripper (side-door)Garniture élastomère qui étanche autour du CT en mouvement ; sa pression suit la WHP et l'élément se change en cas de fuite.
• Quad BOPDe haut en bas : blind rams (fermeture sans tube), shear rams (coupe du CT), slip rams (maintien), pipe rams (étanchéité autour du tube).
• Weight indicatorLit la charge sur l'injector : poids suspendu moins flottabilité, frottements et poussée de la WHP sur la section du tube. PU et SO à même profondeur servent à détecter surtraction et coincement.
• Dual flapper check valve (DFCV)Deux clapets qui empêchent le retour des fluides du puits dans le CT ; défaillants, le CT devient un chemin ouvert vers la surface.
• Hydraulic disconnectLibéré par une bille : sépare le CT des outils coincés et laisse un col de repêchage.
• Circulating sub (burst disc)Disque qui éclate à une pression donnée et ouvre une circulation latérale si la duse de fond se bouche.
• Jet / rotating nozzleTransforme la perte de charge en jets qui désagrègent le sable devant la BHA ; la vitesse annulaire le remonte ensuite.

Modèle pédagogique simplifié : le puits, le tube (1,75 in × 0,134 in) et toutes les valeurs sont illustratifs, les temps sont accélérés. Ni outil de conception, ni substitut aux logiciels validés (tubing forces, hydraulique) ou à une formation certifiée.

Sources

1. NOV CTES: Coiled Tubing Manual (tubing forces, fatigue, hydraulics)
2. ICoTA – Intervention & Coiled Tubing Association: An Introduction to Coiled Tubing https://www.icota.com/
3. IWCF Well Intervention Pressure Control (coiled tubing module) https://www.iwcf.org/
4. API RP 16ST: Coiled Tubing Well Control Equipment Systems https://www.api.org/products-and-services/standards
5. API RP 5C7: Coiled Tubing Operations in Oil and Gas Well Services https://www.api.org/products-and-services/standards
6. SLB Energy Glossary: “coiled tubing”, “injector head”, “stripper”, “BOP”, “nitrogen lift” https://glossary.slb.com/
7. Dawson, R. & Paslay, P. R. (1984). Drillpipe buckling in inclined holes. JPT, SPE-11167
8. Johancsik, C. A., Friesen, D. B. & Dawson, R. (1984). Torque and drag in directional wells. JPT, SPE-11380
9. Zuber, N. & Findlay, J. A. (1965). Average volumetric concentration in two-phase flow systems. J. Heat Transfer
10. Richardson, J. F. & Zaki, W. N. (1954). Sedimentation and fluidisation. Trans. IChemE