ISO 10405:2000
(Main)Petroleum and natural gas industries — Care and use of casing and tubing
Petroleum and natural gas industries — Care and use of casing and tubing
Industries du pétrole et du gaz naturel — Entretien et utilisation des tubes de cuvelage et de production
L'ISO 10405:2000 établit les pratiques relatives à l'entretien et à l'utilisation des tubes de cuvelage et de production. Elle contient les pratiques relatives aux manœuvres de descente et de remontée des tubes de cuvelage et de production, y compris la vérification du diamètre intérieur, l'accostage, le vissage et la descente, le serrage sur chantier, la vérification du diamètre intérieur et la pose. Elle contient également des explications de problèmes et traite du transport, de la manutention et du stockage, des inspections et du soudage sur site d'accessoires.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 10405
Second edition
2000-03-01
Petroleum and natural gas industries —
Care and use of casing and tubing
Industries du pétrole et du gaz naturel — Entretien et utilisation des tubes
de cuvelage et de production
Reference number
©
ISO 2000
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Contents Page
Foreword.iv
1 Scope .1
2 Normative references .1
3 Terms and definitions .2
4 Running and pulling casing.2
4.1 Preparation and inspection before running.2
4.2 Drifting of casing .3
4.3 Stabbing, making up and lowering .3
4.4 Field makeup.4
4.5 Casing landing procedure .6
4.6 Care of casing in hole .6
4.7 Recovery of casing.6
4.8 Causes of casing trouble .7
5 Running and pulling tubing.9
5.1 Preparation and inspection before running.9
5.2 Stabbing, making up and lowering .11
5.3 Field makeup.11
5.4 Pulling tubing.12
5.5 Causes of tubing trouble .13
6 Transportation, handling and storage.14
6.1 Transportation.15
6.2 Handling.15
6.3 Storage.16
7 Inspection and classification of used casing and tubing.16
7.1 General.16
7.2 Inspection and classification procedures.16
7.3 Pipe wall and threaded-joint conditions.17
7.4 Service rating .18
8 Reconditioning.18
9 Field welding of attachments on casing .18
9.1 General.18
9.2 Requirements for welds .19
9.3 Processes.19
9.4 Filler for arc welding.19
9.5 Preparation of base metal.19
9.6 Preheating and cooling .19
9.7 Welding technique.20
Annex A (informative) SI units .39
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies (ISO
member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO technical
committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been established has
the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and non-governmental, in
liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the International Electrotechnical
Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 3.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting.
Publication as an International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this International Standard may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
International Standard ISO 10405 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and
offshore structures for petroleum and natural gas industries, Subcommittee SC 5, Casing, tubing and drill pipe.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 10405:1993), which has been technically revised.
Annex A of this International Standard is for information only.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 10405:2000(E)
Petroleum and natural gas industries — Care and use of casing
and tubing
1 Scope
This International Standard establishes practices for care and use of casing and tubing. It specifies practices for
running and pulling casing and tubing, including drifting, stabbing, making up and lowering, field makeup, drifting
and landing procedures. Also included are causes of trouble, as well as transportation, handling and storage,
inspection and field welding of attachments.
2 Normative references
The following normative documents contain provisions which, through reference in this text, constitute provisions of
this International Standard. For dated references, subsequent amendments to, or revisions of, any of these
publications do not apply. However, parties to agreements based on this International Standard are encouraged to
investigate the possibility of applying the most recent editions of the normative documents indicated below. For
undated references, the latest edition of the normative document referred to applies. Members of ISO and IEC
maintain registers of currently valid International Standards.
ISO 10400:1993, Petroleum and natural gas industries — Formulae and calculation for casing, tubing, drill pipe and
line pipe properties [API Bul 5C3, Bulletin on Formulas and Calculations for Casing, Tubing, Drill Pipe, and Line
Pipe Properties].
ISO 10422:1993, Petroleum and natural gas industries — Threading, gauging, and thread inspection of casing,
tubing and line pipe threads — Specification [API Spec 5B, Specification for Threading, Gauging, and Thread
Inspection of Casing, Tubing, and Line Pipe Threads].
1)
ISO 11960:— , Petroleum and natural gas industries — Steel pipes for use as casing or tubing for wells
[API Spec 5CT, Specification for Casing and Tubing].
2)
API Bul 5A3, Bulletin on Thread Compounds for Casing, Tubing, and Line Pipe.
API Bul 5C2, Bulletin on Performance Properties of Casing, Tubing, and Drill Pipe.
3)
AWS Spec A5.1, Covered Carbon Steel Arc Welding Electrodes.
1) To be published. (Revision of ISO 11960:1996)
2) American Petroleum Institute, 1220 L Street NW, Washington DC, USA.
3) American Welding Society, 550 N.W. LeJeune Rd, PO Box 351040, Miami, FL 33135, USA.
3 Terms and definitions
For the purposes of this International Standard, the following terms and definitions apply:
3.1
shall
is used to indicate that a provision is mandatory
3.2
should
is used to indicate that a provision is not mandatory, but recommended as good practice
3.3
may
is used to indicate that a provision is optional
4 Running and pulling casing
4.1 Preparation and inspection before running
4.1.1 New casing is delivered free of injurious defects as defined in ISO 11960 or API Specification 5CT and
within the practical limits of the inspection procedures prescribed therein. Some users have found that, for a limited
number of critical well applications, these procedures do not result in casing sufficiently free of defects to meet their
needs for such critical applications. Various nondestructive inspection services have been employed by users to
ensure that the desired quality of casing is being run. In view of this practice, it is suggested that the individual user:
a) Familiarize himself with inspection practices specified in the standards and employed by the respective mills,
and with the definition of “injurious defect” contained in the standards.
b) Thoroughly evaluate any nondestructive inspection to be used by him on tubular goods to assure himself that
the inspection does in fact correctly locate and differentiate injurious defects from other variables that can be
and frequently are sources of misleading “defect” signals with such inspection methods.
4.1.2 All casing, whether new, used or reconditioned, should always be handled with thread protectors in place.
Casing should be handled at all times on racks or on wooden or metal surfaces free of rocks, sand or dirt other
than normal drilling mud. When lengths of casing are inadvertently dragged in the dirt, the threads should be
recleaned and serviced again as outlined in 4.1.7.
4.1.3 Slip elevators are recommended for long strings. Both spider and elevator slips should be clean and sharp
and should fit properly. Slips should be extra long for heavy casing strings. The spider shall be level.
NOTE Slip and tong marks are injurious. Every possible effort should be made to keep such damage at a minimum by
using proper up-to-date equipment.
4.1.4 If collar-pull elevators are used, the bearing surface should be carefully inspected for (a) uneven wear that
may produce a side lift on the coupling with danger of it jumping off, and (b) uniform distribution of the load when
applied over the bearing face of the coupling.
4.1.5 Spider and elevator slips should be examined and watched to see that all lower together. If they lower
unevenly, there is danger of denting the pipe or badly slip-cutting it.
4.1.6 Care shall be exercised, particularly when running long casing strings, to ensure that the slip bushing or
bowl is in good condition. Tongs may be sized to produce 1,5 % of the calculated pullout strength (see ISO 10400
or API Bulletin 5C3, with the units changed to N�m if necessary) (150 % of the guideline torque given in Table 1).
Tongs should be examined for wear on hinge pins and hinge surfaces. The backup line attachment to the backup
post should be corrected, if necessary, to be level with the tong in the backup position so as to avoid uneven load
distribution on the gripping surfaces of the casing. The length of the backup line should be such as to cause
minimum bending stresses on the casing and to allow full stroke movement of the makeup tong.
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4.1.7 The following precautions should be taken in the preparation of casing threads for makeup in the casing
strings:
a) Immediately before running, remove thread protectors from both field and coupling ends and clean the threads
thoroughly, repeating as additional rows become uncovered.
b) Carefully inspect the threads. Those found damaged, even slightly, should be laid aside unless satisfactory
means are available for correcting thread damage.
c) The length of each piece of casing shall be measured prior to running. A steel tape calibrated in millimetres
(feet) to the nearest 3,0 mm (0,01 ft) should be used. The measurement should be made from the outermost
face of the coupling or box to the position on the externally threaded end where the coupling or the box stops
when the joint is made up power-tight. On round-thread joints, this position is to the plane of the vanish point
on the pipe; on buttress-thread casing, this position is to the base of the triangle stamp on the pipe; and on
extreme-line casing, this position is to the shoulder on the externally threaded end. The total of the individual
lengths so measured will represent the unloaded length of the casing string. The actual length under tension in
the hole can be obtained by consulting graphs that are prepared for this purpose and are available in most
pipe handbooks.
d) Check each coupling for makeup. If the standoff is abnormally great, check the coupling for tightness. Tighten
any loose couplings after thoroughly cleaning the threads and applying fresh compound over entire thread
surfaces, and before pulling the pipe into the derrick.
e) Before stabbing, liberally apply thread compound to the entire internally and externally threaded areas. It is
recommended that a thread compound that meets the performance objectives of API Bulletin 5A3 be used;
however, in special cases where severe conditions are encountered, it is recommended that high-pressure
silicone thread compounds as specified in API Bulletin 5A3 be used.
f) Place a clean thread protector on the field end of the pipe so that the thread will not be damaged while rolling
pipe on the rack and pulling into the derrick. Several thread protectors may be cleaned and used repeatedly for
this operation.
g) If a mixed string is to be run, check to determine that appropriate casing will be accessible on the pipe rack
when required according to the programme.
h) Connectors used as tensile and lifting members should have their thread capacity carefully checked to ensure
that the connector can safely support the load.
i) Care should be taken when making up pup joints and connectors to ensure that the mating threads are of the
same size and type.
4.2 Drifting of casing
4.2.1 It is recommended that each length of casing be drifted for its entire length just before running, with
mandrels conforming to ISO 11960 or API Specification 5CT. Casing that will not pass the drift test should be laid
aside.
4.2.2 Lower or roll each piece of casing carefully to the walk without dropping. Use rope snubber if necessary.
Avoid hitting casing against any part of derrick or other equipment. Provide a hold-back rope at the window. For
mixed or unmarked strings, a drift or “jack” rabbit should be run through each length of casing when it is picked up
from the catwalk and pulled onto the derrick floor to avoid running a heavier length or one with a lesser inside
diameter than called for in the casing string.
4.3 Stabbing, making up and lowering
4.3.1 Do not remove thread protector from field end of casing until ready to stab.
4.3.2 If necessary, apply thread compound over the entire surface of threads just before stabbing. The brush or
utensil used in applying thread compound should be kept free of foreign matter, and the compound should never
be thinned.
4.3.3 In stabbing, lower casing carefully to avoid injuring threads. Stab vertically, preferably with the assistance
of a man on the stabbing board. If the casing stand tilts to one side after stabbing, lift up, clean and correct any
damaged thread with a three-cornered file, then carefully remove any filings and reapply compound over the thread
surface. After stabbing, the casing should be rotated very slowly at first to ensure that threads are engaging
properly and not cross-threading. If spinning line is used, it should pull close to the coupling.
NOTE Recommendations in 4.3.4 and 4.4.1 for casing makeup apply to the use of power tongs. For recommendations on
makeup of casing with spinning lines and conventional tongs, see 4.4.2.
4.3.4 The use of power tongs for making up casing made desirable the establishment of recommended torque
values for each size, mass and grade of casing. Early studies and tests indicated that torque values are affected by
a large number of variables, such as variations in taper, lead, thread height and thread form, surface finish, type of
thread compound, length of thread, mass and grade of pipe, etc. In view of the number of variables and the extent
that these variables, alone or in combination, could affect the relationship of torque values versus made-up
position, it was evident that both applied torque and made-up position have to be considered. Since the joint pullout
strength formula in API Bulletin 5C2 contains several of the variables believed to affect torque, using a modified
formula to establish torque values was investigated. Torque values obtained by taking 1 % of the calculated pullout
value were found to be generally comparable to values obtained by field makeup tests using API modified thread
compound in accordance with API Bulletin 5A3. Compounds other than API modified thread compound may have
other torque values. This procedure was therefore used to establish the makeup torque values listed in Table 1. All
values are rounded to the nearest 10 N�m (10 ft·lbf). These values shall be considered as a guide only, due to the
very wide variations in torque requirements that can exist for a specific connection. Because of this, it is essential
that torque be related to made-up position as outlined in 4.4.1. The torque values listed in Table 1 apply to casing
with zinc-plated or phosphate-coated couplings. When making up connections with tin-plated couplings, 80 % of
the listed value can be used as a guide. The listed torque values are not applicable for making up couplings with
PTFE (polytetrafluoroethylene) rings. When making up round thread connections with PTFE rings, 70 % of the
listed values are recommended. Buttress connections with PTFE seal rings may make up at torque values different
from those normally observed on standard buttress threads.
NOTE Thread galling of gall-prone materials (martensitic chromium steels, 9 Cr and 13 Cr, duplex stainless steels and Ni
base alloys) occurs during movement — stabbing or pulling and makeup or breakout. Galling resistance of threads is primarily
controlled in two areas — in surface preparation and finishing during manufacture and in careful handling practices during
running and pulling.
Threads and lubricant shall be clean. Assembly in the horizontal position should be avoided. Connections should
be turned by hand to the hand-tight position before slowly power-tightening. The procedure should be reversed for
disassembly.
4.4 Field makeup
4.4.1 The following practice is recommended for field makeup of casing:
a) For round thread, 114,3 mm (4 1/2-in) to 339,7 mm (13 3/8-in) outside diameter (OD):
1) It is advisable when starting to run casing from each particular mill shipment to make up sufficient joints to
determine the torque necessary to provide proper makeup. See 4.4.2 for the proper number of turns
beyond hand-tight position. These values may indicate that a departure from the values listed in Table 1 is
advisable. If other values are chosen, the minimum torque should be not less than 75 % of the value
selected. The maximum torque should be not more than 125 % of the selected torque.
2) The power tong should be provided with a reliable torque gauge of known accuracy. In the initial stages of
makeup, any irregularities of makeup or in speed of makeup should be observed, since these may be
indicative of crossed threads, dirty or damaged threads, or other unfavourable conditions. To prevent
galling when making up connections in the field, the connections should be made up at a speed not to
exceed 25 r/min.
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3) Continue the makeup, observing both the torque gauge and the approximately position of the coupling
face with respect to the thread vanish point position.
4) The torque values shown in Tables 1 and 2 have been selected to give recommended makeup under
normal conditions and should be considered as satisfactory providing the face of the coupling is flush with
the thread vanish point or within two thread turns, plus or minus, of the thread vanish point.
5) If the makeup is such that the thread vanish point is buried two thread turns and 75 % of the torque shown
in Table 1 is not reached, the joint should be treated as a questionable joint as provided in 4.4.3.
6) If several threads remain exposed when the listed torque is reached, apply additional torque up to 125 %
of the value shown in Table 1. If the standoff (distance from the face of the coupling to the thread vanish
point) is greater than three thread turns when this additional torque is reached, the joint should be treated
as a questionable joint as provided in 4.4.3.
b) For buttress thread casing connections in sizes 114,3 mm (4 1/2-in) to 508,0 mm (20-in) OD, makeup torque
values should be determined by carefully noting the torque required to make up each of several connections to
the base of the triangle. Then using the torque value thus established, make up the balance of the pipe of that
particular weight and grade in the string.
c) For round thread, 406,4 mm (16-in), 473 mm (18 5/8-in) and 508 mm (20-in) OD:
1) Makeup of 406,4 mm (16-in), 473 mm (18 5/8-in) and 508 mm (20-in) OD shall be to a position on each
connection represented by the thread vanish point or the base of the triangle using the minimum torque
shown in Table 1 as a guide.
On 8-round-thread casing, a 9,5 mm (3/8-in) equilateral triangle is die-stamped at a distance of
L + 1,6 mm (1/16 in) from each end (for L , see Figure 2.1 in ISO 10422:1993 or API Spec 5B). The base
4 4
of the triangle will aid in locating the thread vanish point for basic power-tight makeup; however, the
position of the coupling with respect to the base of the triangle shall not be a basis for acceptance or
rejection of the product. Care shall be taken to avoid cross-threading in starting these larger connections.
The tongs selected should be capable of attaining high torques [67 800 N�m (50 000 ft·lbf)] for the entire
run. Anticipate that maximum torque values could be five times the minimum experienced in makeup to
the recommended position.
2) Joints that are questionable as to their proper makeup in item a) 5) or a) 6) should be unscrewed and laid
down to determine the cause of improper makeup. Both the pipe thread and mating coupling thread
should be inspected. Damaged threads or threads that do not comply with the specification should be
repaired. If damaged or out-of-tolerance threads are not found to be the cause of improper makeup, then
the makeup torque should be adjusted to obtain proper makeup [see item a) 1)]. It should be noted that a
thread compound with a coefficient of friction substantially different from common values may be the
cause of improper makeup.
4.4.2 When conventional tongs are used for casing makeup, tighten with the tongs to the proper degree of
tightness. The joint should be made up beyond the hand-tight position at least three turns for sizes 114,3 mm
(4 1/2 in) to 117,8 mm (7 in), and at least three-and-one-half turns for sizes 193,7 mm (7 5/8 in) and larger, except
244,5 mm (9 5/8 in) and 273,1 mm (10 3/4-in) grade P-110, and 508 mm (20-in) grade J-55 and K-55, which should
be made up four turns beyond the hand-tight position. When using a spinning line, it is necessary to compare hand
tightness with spin-up tightness. In order to do this, make up the first few joints to the hand-tight position, then back
off and spin up joints to the spin-up tight position. Compare the relative positions of these two makeups and use
this information to determine when the joint is made up the recommended number of turns beyond hand tight.
4.4.3 Joints that are questionable as to their proper tightness should be unscrewed and the casing laid down for
inspection and repair. When this is done, the mating coupling should be carefully inspected for damaged threads.
Parted joints should never be re-used without shopping or regauging, even though the joints may have little
appearance of damage.
4.4.4 If casing has a tendency to wobble unduly at its upper end when making up, indicating that the thread may
not be in line with the axis of the casing, the speed of rotation should be decreased to prevent galling of threads. If
wobbling persists despite the reduced rotational speed, the casing should be laid down for inspection. Serious
consideration should be given before using such casing in a position in the string where a heavy tensile load is
imposed.
4.4.5 In making up the field joint, it is possible for the coupling to make up slightly on the mill end. This does not
indicate that the coupling on the mill end is too loose but simply that the field end has reached the tightness with
which the coupling was screwed on at the manufacturer’s facility.
4.4.6 Casing strings should be picked up and lowered carefully and care exercised in setting slips to avoid shock
loads. Dropping a string even a short distance may loosen couplings at the bottom of the string. Care should be
exercised to avoid setting casing down on its bottom end or otherwise placing it in compression because of the
danger of buckling, particularly in that part of the well where hole enlargement has occurred.
4.4.7 Definite instructions should be available as to the design of the casing string, including the proper location
of the various grades of steel, weights of casing and types of joint. Care should be exercised to run the string in
exactly the order in which it was designed. If any length cannot be clearly identified, it should be laid aside until its
grade, its weight or the type of joint can be positively established.
4.4.8 To facilitate running and to ensure adequate hydrostatic head to contain reservoir pressures, the casing
should be periodically filled with mud while being run. A number of things govern the frequency with which filling
should be accomplished: weight of pipe in the hole, mud weight, reservoir pressure, etc. In most cases, filling every
six to ten lengths should suffice. The hydrostatic balance of reservoir pressure should not be jeopardized by too
infrequent filling. Filling should be done with mud of the proper weight, using a conveniently located hose of
adequate size to expedite the filling operation. A quick-opening/quick-closing plug valve on the mud hose will
facilitate the operation and prevent overflow. If rubber hose is used, it is recommended that the quick-closing valve
be mounted where the hose is connected to the mud line, rather than at the outlet end of the hose. It is also
recommended that at least one other discharge connection be left open on the mud system to prevent buildup of
excessive pressure when the quick-closing valve is closed while the pump is still running. A copper nipple at the
end of the mud hose may be used to prevent damaging the coupling threads during the filling operation.
NOTE The foregoing mud fill-up practice will be unnecessary if automatic fill-up casing shoes and collars are used.
4.5 Casing landing procedure
Definite instructions should be provided for the proper string tension, also on the proper landing procedure after the
cement has set. The purpose is to avoid critical stresses or excessive and unsafe tensile stresses at any time
during the life of the well. In arriving at the proper tension and landing procedure, consideration should be given to
all factors, such as the well temperature and pressure, the temperature developed due to cement hydration, the
mud temperature and changes of temperature during producing operations. The adequacy of the original tension
safety factor of the string as designed will influence the landing procedure and should be considered. If, however,
after due consideration it is not considered necessary to develop special landing procedure instructions (and this
probably applies to a very large majority of the wells drilled), then the procedure should be followed of landing the
casing in the casing head at exactly the position in which it was hanging when the cement plug reached its lowest
point or “as cemented.”
4.6 Care of casing in hole
Drill pipe run inside casing should be equipped with suitable drill-pipe protectors.
4.7 Recovery of casing
4.7.1 Breakout tongs should be positioned close to the coupling but not too close since a slight squashing effect
where the tong dies contact the pipe surface cannot be avoided, especially if the joint is tight and/or the casing is
light. Keeping a space of one-third to one-quarter of the diameter of the pipe between the tongs and the coupling
should normally prevent unnecessary friction in the threads. Hammering the coupling to break the joint is an
injurious practice. If tapping is required, use the flat face, never the peen face of the hammer, and under no
circumstances should a sledge-hammer be used. Tap lightly near the middle and completely around the coupling,
never near the end or on opposite sides only.
6 © ISO 2000 – All rights reserved
4.7.2 Great care should be exercised to disengage all of the thread before lifting the casing out of the coupling.
Do not jump casing out of the coupling.
4.7.3 All threads should be cleaned and lubricated or should be coated with a material that will minimize
corrosion. Clean protectors should be placed on the casing before it is laid down.
4.7.4 Before casing is stored or reused, pipe and thread should be inspected and defective joints marked for
shopping and regauging.
4.7.5 When casing is being retrieved because of a casing failure, it is imperative to future prevention of such
failures that a thorough metallurgical study be made. Every attempt should be made to retrieve the failed portion in
the “as-failed” condition. When thorough metallurgical analysis reveals some facet of pipe quality to be involved in
the failure, the results of the study should be reported.
4.7.6 Casing stacked in the derrick should be set on a firm wooden platform and without the bottom thread
protector since the design of most protectors is not such as to support the joint or stand without damage to the field
thread.
4.8 Causes of casing trouble
4.8.1 The more common causes of casing trouble are listed in 4.8.2 to 4.8.17.
4.8.2 Improper selection for the depth and pressures encountered.
4.8.3 Insufficient inspection of each length of casing or of field-shop threads.
4.8.4 Abuse in mill, transportation and field handling.
4.8.5 Nonobservance of good rules in running and pulling casing.
4.8.6 Improper cutting of field-shop threads.
4.8.7 The use of poorly manufactured couplings for replacements and additions.
4.8.8 Improper care in storage.
4.8.9 Excessive torquing of casing to force it through tight places in the hole.
4.8.10 Pulling too hard on a string (to free it). This may loosen the couplings at the top of the string. They should
be retightened with tongs before finally setting the string.
4.8.11 Rotary drilling inside casing. Setting the casing with improper tension after cementing is one of the greatest
contributing causes of such failures.
4.8.12 Drill-pipe wear while drilling inside casing is particularly significant in drifted holes. Excess doglegs in
deviated holes, or occasionally in straight holes where corrective measures are taken, result in concentrated
bending of the casing that in turn results in excess internal wear, particularly when the doglegs are high in the hole.
4.8.13 Wire-line cutting, by swabbing or cable-tool drilling.
4.8.14 Buckling of casing in an enlarged, washed-out uncemented cavity if too much tension is released in
landing.
4.8.15 Dropping a string, even a very short distance.
4.8.16 Leaky joints, under external or internal pressure, are a common cause of trouble, and may be due to the
following:
a) improper thread compound;
b) undertonging;
c) dirty threads;
d) galled threads due to dirt, careless stabbing, damaged threads, too rapid spinning, overtonging or wobbling
during spinning or tonging operations;
e) improper cutting of field-shop threads;
f) pulling too hard on the string;
g) dropping the string;
h) excessive making and breaking;
i) tonging too high on casing, especially on breaking out (this gives a bending effect that tends to gall the
threads);
j) improper joint makeup at the mill;
k) casing ovality or out-of-roundness;
l) improper landing practice, which produces stresses in the threaded joint in excess of the yield point.
4.8.17 Corrosion, which can damage both the inside and outside of casing, can be recognized by the presence of
pits or holes in the pipe. Corrosion on the outside of casing can be caused by corrosive fluids or formations in
contact with the casing or by stray electric currents flowing out the casing into the surrounding fluids or formations.
Severe corrosion may also be caused by sulfate-reducing bacteria. Corrosion damage on the inside is usually
caused by corrosive fluids produced from the well, but the damage can be increased by the abrasive effects of
casing and tubing pumping equipment and by high fluid velocities such as those encountered in some gas-lifted
wells. Internal corrosion might also be due to stray electric currents (electrolysis) or to dissimilar metals in close
contact (bimetallic galvanic corrosion).
Because corrosion may result from so many different conditions, no simple or universal remedy can be given for its
control. Each corrosion problem shall be treated as an individual case and a solution attempted in the light of the
known corrosion factors and operating conditions. The condition of the casing can be determined by visual or
optical-instrument inspections. Where these are not practical, a casing-caliper survey can be made to determine
the condition of the inside surfaces. No tools have yet been designed for determining the condition of the outside of
casing in a well. Internal casing-caliper surveys indicate the extent, location and severity of corrosion. On the basis
of the industry’s experience to date, the following practices and measures can be used to control corrosion of
casing:
a) Where external casing corrosion is known to occur or stray electric current surveys indicate that relatively high
currents are entering the well, the following practices can be employed:
1) good cementing practices, including the use of centralizers, scratchers and adequate amounts of cement
to keep corrosive fluids from coming into contact with the outside of the casing;
2) electrical insulation of flow lines from wells by the use of nonconducting flange assemblies to reduce or
prevent electric currents from entering the well;
3) the use of highly alkaline mud or mud treated with a bactericide as a completion fluid to help alleviate
corrosion caused by sulfate-reducing bacteria;
4) a properly designed cathodic protection system similar to that used for line pipe, to alleviate external
casing corrosion. Protection criteria for casing differ somewhat from the criteria used for line pipe.
Literature on external casing corrosion or persons competent in this field should be consulted for proper
protection criteria.
8 © ISO 2000 – All rights reserved
b) Where internal corrosion is known to exist, the following practices can be employed.
1) In flowing wells, packing the annulus with fresh water or low-salinity alkaline muds. (It may be preferable in
some flowing wells to depend upon inhibitors to protect the inside of the casing and the tubing.)
2) In pumping wells, avoiding the use of casing pumps. Ordinarily, pumping wells should be tubed as close to
bottom as practical, regardless of the position of the pump, to minimize the damage to the casing from
corrosive fluids.
3) Using inhibitors to protect the inside of the casing against corrosion.
c) To determine the value and effectiveness of the above practices and measures, cost and equipment-failure
records can be compared before and after application of control measures. Inhibitor effectiveness may also be
checked by means of caliper surveys, visual examinations of readily accessible pieces of equipment, and
water analyses for iron content. Coupons may also be helpful in determining whether sufficient inhibitor is
being used. When lacking previous experience with any of the above measures, they should be used
cautiously and on a limited scale until appraised for the particular operating conditions.
d) In general, all new areas should be considered as being potentially corrosive and investigations should be
initiated early in the life of a field, and repeated periodically, to detect and localize corrosion before it has
caused any destructive damage. These investigations should cover:
1) a complete chemical analysis of the effluent water, including pH, iron, hydrogen sulfide, organic acids and
any other substances that influence or indicate the degree of corrosion. An analysis for carbon dioxide and
hydrogen sulfide of the gas produced is also desirable;
2) corrosion rate tests by using coupons of the same materials as in the well;
3) the use of caliper or optical-instrument inspections.
Where conditions favourable to corrosion exist, a qualified corrosion engineer should be consulted. Particular
attention should be given to mitigation of corrosion where the probable life of subsurface equipment is less
than the time expected to deplete a well.
e) When H S is present in the well fluids, casing of high yield strength may be subject to sulfide-corrosion
cracking. The concentration of H S necessary to cause cracking in materials of different strengths is not yet
well defined. Literature on sulfide corrosion or persons competent in this field should be consulted.
5 Running and pulling tubing
5.1 Preparation and inspection before running
5.1.1 New tubing is delivered free of injurious defects as defined in ISO 11960 or API Specification 5CT and
within the practical limits of the inspection procedures prescribed therein. Some users have found that, for a limited
number of critical well applications, these procedures do not result in tubing sufficiently free of defects to meet their
needs for such critical applications. Various nondestructive inspection services have been employed by users to
ensure that the desired quality of tubing is being run. In view of this practice, it is suggested that the individual user:
a) familiarize himself with inspection practices specified in the standards and employed by the respective
manufacturers, and with the definition of “injurious defect” contained in the standards;
b) thoroughly evaluate any nondestructive inspection to be used by him on tubular goods to assure himself that
the inspection does in fact correctly locate and differentiate injurious defects from other variables that can be
and frequently are sources of misleading “defect” signals with such inspection methods.
CAUTION — Due to the permissible tolerance on the outside diameter immediately behind the tubing
upset, the user is cautioned that difficulties may occur when wrap-around seal-type hangers are installed
on tubing manufactured on the high side of the tolerance; therefore, it is recommended that, when
selecting the joint of tubing to be installed at the top of the string, the user confirm that the outside
diameter is suitable for the intended application.
5.1.2 All tubing, whether new, used, or reconditioned, should always be handled with thread protectors in place.
Tubing should be handled at all times on racks or on wooden or metal surfaces free of rocks, sand or dirt other than
normal drilling mud. When lengths of tubing are inadvertently dragged in the dirt, the threads should be recleaned
and serviced again as outlined in 5.1.9.
5.1.3 Before running in the hole for the first time, tubing should be drifted with a drift mandrel to ensure passage
of pumps, swabs and packers.
5.1.4 Elevators should be in good repair and should have links of equal length.
5.1.5 Slip-type elevators are recommended when running special clearance couplings, especia
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 10405
Deuxième édition
2000-03-01
Version corrigée
2007-08-01
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Entretien et utilisation des tubes de
cuvelage et de production
Petroleum and natural gas industries — Care and use of casing and tubing
Numéro de référence
©
ISO 2000
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ii © ISO 2000 – Tous droits réservés
Sommaire
Avant-propos.iv
1 Domaine d'application.1
2 Références normatives .1
3 Termes et définitions.2
4 Manœuvre de descente et de remontée des tubes de cuvelage.2
4.1 Préparation et inspection avant la descente.2
4.2 Vérification du diamètre intérieur des tubes de cuvelage.3
4.3 Accostage, vissage et descente.4
4.4 Vissage sur chantier.5
4.5 Procédure de pose du tube de cuvelage.7
4.6 Entretien des tubes de cuvelage dans le trou .7
4.7 Récupération de tubes de cuvelage.7
4.8 Causes de problèmes relatifs aux tubes de cuvelage .7
5 Manœuvre de descente et de remontée des tubes de production .10
5.1 Préparation et inspection avant la descente.10
5.2 Accostage, vissage et descente.12
5.3 Serrage sur chantier .12
5.4 Remontée des tubes de production.13
5.5 Causes de problèmes relatifs aux tubes de production.14
6 Transport, manutention et stockage.16
6.1 Généralités.16
6.2 Transport .16
6.3 Manutention.17
6.4 Stockage .17
7 Inspection et classement des tubes de cuvelage et de production usagés.18
7.1 Généralités.18
7.2 Procédures d'inspection et de classement .18
7.3 États des parois de tube et des joints filetés.19
7.4 Classement de service .20
8 Reconditionnement.20
9 Soudage sur chantier d'accessoires sur les tubes de cuvelage .20
9.1 Généralités.20
9.2 Exigences relatives aux soudures .21
9.3 Processus .21
9.4 Métal d'apport pour le soudage à l'arc .21
9.5 Préparation du métal de base.21
9.6 Préchauffage et refroidissement.22
9.7 Technique de soudage .22
Annexe A (informative) Unités SI .43
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité
technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en
liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec la Commission
électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI, Partie 3.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour
vote. Leur publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités
membres votants.
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments de la présente Norme internationale peuvent faire
l’objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable de
ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
La Norme internationale ISO 10405 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et
structures en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 5, Tubes de
cuvelage, tubes de production et tiges de forage.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 10405:1993), dont elle constitue une révision
technique.
L'Annexe A de la présente Norme internationale est donnée uniquement à titre d'information.
La présente version corrigée comprend de nombreuses modifications rédactionnelles visant à reprendre les termes
employés dans l’industrie.
iv © ISO 2000 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 10405:2000(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Entretien et utilisation
des tubes de cuvelage et de production
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale établit les pratiques relatives à l'entretien et à l'utilisation des tubes de cuvelage
et de production. Elle contient les pratiques relatives aux manœuvres de descente et de remontée des tubes de
cuvelage et de production, y compris la vérification du diamètre intérieur, l’accostage, le vissage et la descente, le
serrage sur chantier, la vérification du diamètre intérieur et la pose. Elle contient également des explications de
problèmes et traite du transport, de la manutention et du stockage, des inspections et du soudage sur site
d'accessoires.
2 Références normatives
Les documents normatifs suivants contiennent des dispositions qui, par suite de la référence qui y est faite,
constituent des dispositions valables pour la présente Norme internationale. Pour les références datées, les
amendements ultérieurs ou les révisions de ces publications ne s’appliquent pas. Toutefois, les parties prenantes
aux accords fondés sur la présente Norme internationale sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer les
éditions les plus récentes des documents normatifs indiqués ci-après. Pour les références non datées, la dernière
édition du document normatif en référence s’applique. Les membres de l'ISO et de la CEI possèdent le registre des
Normes internationales en vigueur.
ISO 10400:1993, Industries du pétrole et du gaz naturel ⎯ Formules et calculs relatifs aux propriétés des
cuvelages, tubes de production, tiges de forage et tubes de conduites.
ISO 10422:1993, Industries du pétrole et du gaz naturel ⎯ Filetage, calibrage et inspection des filetages des tubes
de cuvelage, des tubes de production et de conduites ⎯ Spécifications.
1)
ISO 11960 : ⎯ , Industries du pétrole et du gaz naturel ⎯ Tubes d'acier utilisés comme cuvelage ou tubes de
production dans les puits.
2)
API Bul 5A3, Bulletin on Thread Compounds for Casing, Tubing, and Line Pipe.
API Bul 5C2, Bulletin on Performance Properties of Casing, Tubing, and Drill Pipe.
API Spec 5CT, Specification for Casing and Tubing.
3)
AWS Spec A5.1, Covered Carbon Steel Arc Welding Electrodes.
1)
À publier.
2)
American Petroleum Institute, 1220 L Street NW, Washington, DC, États-Unis.
3)
American Welding Society, 550 N.W. LeJeune Rd, PO Box 351040, Miami, FL 33135, États-Unis.
3 Termes et définitions
Pour les besoins de la présente Norme internationale, les termes et définitions suivants s’appliquent.
3.1
doit
indique qu'une disposition est obligatoire
3.2
il convient de
indique qu'une disposition n'est pas obligatoire mais est recommandée au titre de bonne pratique
3.3
peut
indique qu'une disposition est facultative
4 Manœuvre de descente et de remontée des tubes de cuvelage
4.1 Préparation et inspection avant la descente
4.1.1 Les tubes de cuvelage neufs sont livrés exempts de défauts nuisibles conformément à l'ISO 11960 ou à la
spécification API 5CT et dans les limites pratiques des procédures d'inspection qui y sont décrites. Certains
utilisateurs ont observé que, pour un nombre restreint d'applications de puits critiques, ces procédures ne
permettent pas d'obtenir des tubes de cuvelage suffisamment exempts de défauts pour satisfaire à leurs besoins
pour ces applications critiques. Différents services d'essais non destructifs ont été employés par des utilisateurs
pour s'assurer que les tubes de cuvelage utilisés présentaient la qualité souhaitée. À la lumière de cette pratique, il
est suggéré que l'utilisateur:
a) se familiarise avec les pratiques d'inspection spécifiées dans les normes et utilisées par les différentes usines
ainsi qu'avec la définition de «défaut nuisible» fournie dans ces normes;
b) évalue de manière rigoureuse tout essai non destructif qu'il utilisera pour les produits tubulaires pour s'assurer
que le contrôle décèle et différencie effectivement les défauts nuisibles d'autres variables qui peuvent être et
qui sont fréquemment à l'origine, de signaux de «défauts» erronés dans de telles méthodes de contrôle.
4.1.2 Il convient de toujours manipuler les tubes de cuvelage, qu'ils soient neufs, utilisés ou reconditionnés, avec
les protecteurs de filetage en place. Il convient de toujours manipuler les tubes de cuvelage sur des râteliers ou
des surfaces en bois ou métalliques exempts de cailloux, de sable ou d'impuretés autres que la boue de forage.
Lorsque des longueurs de tube de cuvelage sont traînées par inadvertance dans la saleté, il convient de
re-nettoyer les filetages et de les préparer de nouveau conformément aux spécifications de 4.1.7.
4.1.3 Il convient d'utiliser des élévateurs à coins pour d'importantes longueurs. Il convient que l'araignée et les
coins de l'élévateur soient propres et affûtés et qu'ils se mettent en place correctement. Il convient que les coins de
retenue soient particulièrement longs pour des colonnes de cuvelage lourdes. L'araignée doit être horizontale.
NOTE Les marques de coins de retenue et de clés sont nuisibles. Il convient de s'efforcer de réduire ces dommages au
minimum en utilisant du matériel moderne et approprié.
4.1.4 Si des élévateurs à collier sont utilisés, il convient d'inspecter soigneusement les surfaces portantes quant
à a) une usure irrégulière qui peut être à l'origine d'une prise latérale sur le manchon engendrant le risque de le
déboîter et b) la distribution uniforme des charges lorsqu'elles sont appliquées sur la face portante du manchon.
4.1.5 Il convient d'examiner et de surveiller l'araignée et les coins de retenue de l'élévateur pour s'assurer qu'ils
s'abaissent tous ensemble. S'ils s'abaissent de manière irrégulière, ils risquent de bosseler le tube ou de le couper
gravement.
2 © ISO 2000 – Tous droits réservés
4.1.6 Il faut tout particulièrement s'assurer, notamment lors de la descente de longues colonnes de cuvelage,
que la fourrure ou la cloche des coins de retenue est en bon état. Les clés peuvent être dimensionnées pour
assurer 1,5 % de la force d'arrachement calculée [voir ISO 10400 ou Bulletin API 5C3 avec les unités converties en
newtons par mètre (N⋅m), si nécessaire] (150 % du couple guide fourni dans le Tableau 1). Il convient d'examiner
les clés quant à l'usure des axes et des surfaces d'articulation. Il convient, le cas échéant, de corriger l'attache du
câble de la clé de blocage au point fixe de clé pour qu'elle soit au même niveau que la clé dans la position de
maintien des tiges pour éviter une distribution irrégulière des charges sur les surfaces de prise du tube de
cuvelage. Il convient de dimensionner le câble de la clé de blocage de manière à réduire les contraintes de flexion
sur le tube de cuvelage et à permettre à la clé de vissage de parcourir toute sa course.
4.1.7 Il convient de prendre les précautions suivantes lors de la préparation des filetages d'un tube de cuvelage
pour le vissage d'une colonne de cuvelage.
a) Immédiatement avant la descente, retirer les protecteurs de filetage, tant sur l'extrémité mâle que sur le
manchon et nettoyer le filetage soigneusement en répétant l'opération au fur et à mesure que de nouvelles
rangées apparaissent.
b) Contrôler le filetage soigneusement. Il convient d'écarter les filetages endommagés, même faiblement, sauf si
un moyen satisfaisant de correction du dommage est disponible.
c) La longueur de chaque pièce de tube de cuvelage doit être mesurée avant la descente. Il convient d'utiliser un
ruban en acier gradué en millimètres (feet), à 3,0 mm (0,01 ft) près. Il convient de réaliser la mesure entre
l'extrémité de l'accouplement ou du manchon et la position sur l'extrémité à filetage externe où l'accouplement
ou le manchon se termine lorsque le joint est serré à la machine. Sur les joints à filetage rond, cette position
est le plan du point de dégagement du filetage; sur les tubes de cuvelage à filetage buttress, cette position est
la base de l'empreinte triangulaire sur le tube et sur les tubes de cuvelage extrême line, cette position est
l'épaulement sur l'extrémité à filetage externe. La somme des longueurs individuelles mesurées de cette
manière représente la longueur non chargée de la colonne de cuvelage. La longueur effective sous tension
dans le trou peut être obtenue en consultant les graphiques préparés à cet effet et qui sont disponibles dans la
plupart des manuels de tube.
d) Vérifier le vissage de chaque manchon. Si la distance entre l'épaulement du joint et le calibre est excessive,
vérifier l'étanchéité du manchon. Serrer tout manchon lâche après avoir nettoyé soigneusement les filetages et
avoir graissé toutes les surfaces filetées avec de la graisse neuve et avant de remonter le tube dans la tour de
forage.
e) Graisser abondamment toutes les surfaces filetées internes et externes avant le guidage. Il est recommandé
d'utiliser une graisse de filetage qui satisfait les objectifs de performances du Bulletin API 5A3; dans des cas
particuliers de conditions rudes, il est toutefois recommandé d'utiliser des graisses de filetage haute pression
au silicone comme spécifié dans le Bulletin API 5A3.
f) Placer un protecteur de filetage propre sur l'extrémité mâle du tube de manière à ne pas endommager le
filetage lorsque les tubes sont déplacés sur le râtelier et remontés dans la tour de forage. Plusieurs
protecteurs de filetage peuvent être nettoyés et utilisés de manière répétée pour cette opération.
g) Si un train mixte doit être descendu, vérifier que des tubes de cuvelage appropriés sont accessibles sur le
râtelier au moment voulu conformément au programme.
h) Il convient de vérifier soigneusement la capacité des filetages des connecteurs utilisés comme éléments de
traction et de levage pour s'assurer que les connecteurs peuvent supporter la charge en toute sécurité.
i) Lors du vissage de joints courts et de connecteurs, il convient de veiller à ce que les filets correspondants
soient de la même dimension et du même type.
4.2 Vérification du diamètre intérieur des tubes de cuvelage
4.2.1 Il est recommandé de vérifier le diamètre intérieur sur la totalité de chaque longueur de tube de cuvelage
au moyen de mandrins conformes à l'ISO 11960 ou à la Spécification API 5CT juste avant la descente. Il convient
d'écarter les tubes de cuvelage qui échouent à l'essai de passage.
4.2.2 Abaisser ou faire rouler soigneusement les pièces de tube de cuvelage jusqu'à la passerelle de
manutention sans les faire tomber. Utiliser, si nécessaire, des câbles de retenue. Éviter les chocs entre les tubes
de cuvelage et toute partie de la tour de forage ou autre matériel. Prévoir un câble de retenue à la fenêtre. Pour les
trains mixtes ou non marqués, il convient de passer un mandrin ou un «gros lièvre» à travers chaque longueur de
tube de cuvelage lorsqu'elle est prise sur la passerelle et remontée sur le plancher de la tour de forage, afin d'éviter
de descendre une longueur plus lourde ou d'un diamètre intérieur inférieur au diamètre prévu dans la colonne de
cuvelage.
4.3 Accostage, vissage et descente
4.3.1 Ne pas ôter le protecteur de filetage de l'extrémité mâle du tube de cuvelage avant qu'il soit prêt à être
rabouté.
4.3.2 Graisser, le cas échéant, toute la surface de filetage juste avant l’accostage. Il convient que la brosse ou
l'ustensile utilisé pour appliquer la graisse de filetage soit exempt de matière étrangère et il convient que la graisse
ne soit jamais diluée.
4.3.3 Lors de l’accostage, abaisser le tube de cuvelage soigneusement afin d'éviter d'endommager le filetage.
Accoster à la verticale, de préférence avec l'aide d'une personne sur la passerelle de tubage. Si le tube de
cuvelage penche d'un côté après le guidage, le soulever, le nettoyer et réparer tout filetage endommagé avec une
lime triangulaire, enlever ensuite soigneusement toute bavure et graisser de nouveau la surface filetée. Après
l’accostage, il convient de faire tourner le tube de cuvelage très lentement au démarrage pour s'assurer que les
filets s'engagent correctement et ne sont pas faussés. Lorsqu'un câble de vissage est utilisé, il convient qu'il soit
appliqué à proximité de l'accouplement.
NOTE Les recommandations relatives au vissage des tubes de cuvelage fournies en 4.3.4 et en 4.4.1 s'appliquent à
l'utilisation de clés à tiges automatiques. Voir 4.4.2 pour des recommandations relatives au vissage de tubes de cuvelage au
moyen d'un câble de vissage.
4.3.4 L'utilisation de clés automatiques pour le vissage de tubes de cuvelage a révélé la nécessité d'établir des
valeurs recommandées de couple pour chaque dimension, poids et nuance de tube de cuvelage. Des études et
des essais réalisés dans le passé ont révélé que les valeurs de couple sont affectées par un grand nombre de
variables, telles que les variations de conicité, d’avance, de hauteur et de forme du filetage, de finition de surface,
de type de graisse de filetage, de longueur du filetage, de poids et de nuance du tube, etc. En raison du grand
nombre de variables et de l'importance que ces variables, seules ou en combinaison, peuvent avoir sur la relation
entre les valeurs du couple en fonction de la position de vissage, il est évident qu'il faut tenir compte tant du couple
appliqué que de la position de vissage. Puisque la formule de la force d'arrachement d'un joint fournie dans le
Bulletin API 5C2 contient plusieurs des variables supposées avoir une incidence sur le couple, les possibilités
d'utiliser une formule modifiée pour établir les valeurs de couple ont été étudiées. Les valeurs de couple obtenues
en prenant 1 % de la valeur d'arrachement calculée se sont généralement révélées être comparables aux valeurs
obtenues dans des essais de vissage sur site en utilisant de la graisse de filetage API modifiée conformément au
Bulletin API 5A3. Des graisses autres que la graisse de filetage API modifiée peuvent avoir d'autres valeurs de
couple. C'est pourquoi la présente procédure a été utilisée pour établir les valeurs de couple de serrage
énumérées dans le Tableau 1. Toutes les valeurs sont arrondies à 10 N⋅m (10 ft⋅lbf). En raison des grandes
variations qui peuvent exister en matière d'exigences de couple applicables à une connexion spécifique, ces
valeurs doivent uniquement être considérées comme des valeurs guides. C'est pourquoi il est essentiel d'associer
un couple à une position de vissage conformément à 4.4.1. Les valeurs de couple présentées dans le Tableau 1
s'appliquent à des tubes de cuvelage équipés de manchons zingués ou phosphatés. Lors du vissage de
connexions avec des manchons étamés, 80 % de la valeur spécifiée peuvent être utilisés comme guide. Les
valeurs de couple énumérées ne s'appliquent pas au vissage de manchons avec des anneaux en PTFE
(polytétrafluoroéthylène). Lors du vissage de connexions à filetage rond avec des anneaux en PTFE, il est
recommandé d'appliquer 70 % des valeurs spécifiées. Des connexions buttress avec des anneaux d'étanchéité en
PTFE peuvent nécessiter des valeurs de couple différentes de celles observées normalement pour des filetages
buttress standards.
NOTE Le grippage des filetages en matériaux sujets au grippage (aciers au chrome martensitiques, 9 Cr et 13 Cr et aciers
inoxydables duplex et alliages à base de Ni) a lieu pendant les mouvements d’accostage ou de descente et de vissage ou
dévissage. La résistance des filetages au grippage dépend principalement de la préparation et de la finition de deux surfaces
pendant la fabrication et de bonnes pratiques de manutention pendant les manœuvres de descente et de remontée.
4 © ISO 2000 – Tous droits réservés
Les filetages et le lubrifiant doivent être propres. Il convient d'éviter l'assemblage en position horizontale. Il convient
de visser les connexions jusqu'à la position de serrage à main avant de serrer lentement à la machine. Il convient
de suivre la procédure inverse pour les démontages.
4.4 Vissage sur chantier
4.4.1 Les pratiques suivantes sont recommandées pour le vissage sur chantier des tubes de cuvelage.
a) Pour des filetages ronds et un diamètre extérieur entre 114,3 mm (4 1/2 in) et 339,7 mm (13 3/8 in):
1) Au début de la descente des tubes de cuvelage de chaque livraison d'une usine particulière, il est
recommandé de visser suffisamment de joints pour déterminer le couple nécessaire pour assurer un bon
vissage. Voir 4.4.2 pour le nombre approprié de tours au-delà de la position serrée à la main. Ces valeurs
peuvent indiquer qu'il est recommandé de s'écarter des valeurs spécifiées dans le Tableau 1. Si d'autres
valeurs sont choisies, il convient que le couple minimal ne soit pas inférieur à 75 % de la valeur
sélectionnée. Il convient que le couple maximal ne dépasse pas 125 % du couple sélectionné.
2) Il convient d'équiper la clé automatique d'un indicateur de couple de rotation fiable d'une précision
connue. Il convient, lors des premières étapes du vissage, d'observer toute irrégularité de vissage ou de
vitesse de vissage dans la mesure où elles peuvent indiquer des filetages faussés, sales ou endommagés
ou d'autres conditions défavorables. Afin d'éviter tout grippage lors du vissage sur chantier des
connexions, il convient de ne pas réaliser le vissage à des vitesses supérieures à 25 tr/min.
3) Continuer le vissage en observant l'indicateur de couple de rotation d'une part et la position approximative
de la face du manchon par rapport au point de dégagement du filetage d'autre part.
4) Les valeurs de couple fournies dans les Tableaux 1 et 2 ont été sélectionnées pour assurer un vissage
recommandé dans des conditions normales et il convient de les considérer comme satisfaisantes à
condition que la face de l'accouplement soit au niveau du point de dégagement du filetage ou à plus ou
moins deux pas de filetage de ce point.
5) Si, lors du vissage, le point de dégagement du filetage est dépassé de deux tours sans atteindre 75 % du
couple spécifié dans le Tableau 1, il convient de considérer le joint comme douteux conformément
à 4.4.3.
6) Si plusieurs pas de filetage restent exposés alors que le couple spécifié est atteint, appliquer un couple
supplémentaire jusqu’à 125 % de la valeur spécifiée dans le Tableau 1. Si la distance entre l'épaulement
du joint et le calibre (distance entre la face du manchon et le point de dégagement du filetage) est
supérieure à trois tours lorsque ce couple supplémentaire est atteint, il convient de considérer le joint
comme douteux conformément à 4.4.3.
b) Pour les connexions de tube de cuvelage à filetage buttress de diamètre extérieur entre 114,3 mm (4 1/2 in)
et 508,0 mm (20 in), il convient de déterminer les valeurs de couple de serrage en notant soigneusement le
couple nécessaire pour visser chacune des connexions jusqu'à la base du triangle et d'utiliser ensuite la valeur
établie de la sorte, pour visser le reste des tubes de ce poids et cette nuance particulière dans le la colonne.
c) Pour les filetages ronds de diamètres extérieurs 406,4 mm (16 in), 473 mm (18 5/8 in) et 508 mm (20 in):
1) Le vissage des tubes de diamètre extérieur 406,4 mm (16 in), 473 mm (18 5/8 in) et 508 mm (20 in) doit,
sur chaque connexion, atteindre une position représentée par le point de dégagement du filetage ou la
base du triangle en se fondant sur le couple minimal spécifié dans le Tableau 1. Sur les tubes de
cuvelage à filetage « 8 filets ronds », un triangle équilatéral de 9,5 mm (3/8 in) est poinçonné à une
distance de L + 1,6 mm (1/16 in) de chaque extrémité (pour L , voir Figure 2.1 dans l'ISO 10422:1993 ou
4 4
API Spec 5B). La base de ce triangle constitue une aide pour localiser le point de dégagement du filetage
pour les vissages serrés à la machine. L'acceptation ou le rejet du produit ne doit toutefois pas être fondé
sur la position du manchon par rapport à la base de ce triangle. Avec ces grandes connexions, il faut
veiller tout particulièrement à éviter de fausser les filetages au début du vissage. Il convient de
sélectionner des clés capables d'atteindre des couples élevés [67 800 N⋅m (50 000 ft⋅lbs)] pour tout le
vissage. Prévoir que les valeurs de couple maximal peuvent être cinq fois supérieures au minimum
observé lors du vissage jusqu'à la position recommandée.
2) Il convient de dévisser et de démonter les joints considérés aux points a) 5) ou a) 6)comme douteux quant
au vissage correct afin de déterminer la cause du vissage incorrect. Il convient d'examiner le filetage du
tube et le manchon correspondant. Il convient de réparer les filetages endommagés ou les filetages qui ne
sont pas conformes à la spécification. Si aucun filetage endommagé ou hors tolérance n'est identifié
comme étant la cause d'un vissage incorrect, il convient d'ajuster le couple de serrage pour obtenir un
vissage correct [voir point a) 1)]. Il convient de noter qu'une graisse de filetage avec un coefficient de
frottement sensiblement différent des valeurs courantes peut être à l'origine d'un vissage incorrect.
4.4.2 Lorsque des clés conventionnelles sont utilisées pour le vissage des tubes de cuvelage, serrer avec les
clés jusqu'à un degré approprié de serrage. Il convient de serrer les joints au moins trois tours au-delà de la
position serrage à main pour les dimensions 114,3 mm (4 1/2 in) à 177,8 mm (7 in) et au moins trois tours et demi
pour les dimensions 193,7 mm (7 5/8 in) et plus, sauf les dimensions 244,5 mm (9 5/8 in) et 273,1 mm (10 3/4 in)
de nuance P-110 et 508 mm (20 in) de nuance J-55 et K-55 qu'il convient de serrer quatre tours au-delà de la
position serrage à main. Lorsqu'un câble de vissage est utilisé, il est nécessaire de comparer le serrage à la main
avec le serrage au câble. Pour cela, serrer les premiers joints à la main, puis se reculer et les serrer au câble.
Comparer les positions relatives des deux serrages et utiliser ces informations pour déterminer le moment où le
joint est vissé au nombre recommandé de tours au-delà du serrage à la main.
4.4.3 Il convient de dévisser les joints douteux quant à leur étanchéité et de démonter le tube de cuvelage pour
réaliser les inspections et les réparations. Une fois cette opération terminée, il convient de contrôler soigneusement
le manchon correspondant quant aux filetages endommagés. Il convient de ne jamais réutiliser des joints sans
passage en atelier ou nouveau calibrage, même si les joints semblent ne pas être endommagés.
4.4.4 Si le tube de cuvelage a tendance à flotter excessivement à son extrémité supérieure lors du vissage
indiquant que le filetage peut ne pas être centré par rapport au tube de cuvelage, il convient de réduire la vitesse
de rotation afin d'éviter le grippage du filetage. Si le flottement persiste malgré la réduction de la vitesse de
rotation, il convient de démonter le tube de cuvelage pour l'inspecter. Il convient de réaliser une étude approfondie
avant d'utiliser de tels tubes de cuvelage dans une position dans la colonne soumise à d'importantes charges de
traction.
4.4.5 Lors du serrage de l’extrémité chantier, il est possible que le manchon se serre légèrement à l'extrémité
usine. Ceci n'indique nullement que le manchon à l'extrémité usine n'est pas assez serré mais simplement que
l'extrémité chantier a atteint le serrage auquel le manchon a été vissé dans les ateliers du fabricant.
4.4.6 Il convient de ramasser et de descendre les colonnes de cuvelage avec soin et de prêter une attention
particulière lors de l'application des coins de retenue afin d'éviter des charges de choc. La chute d’une colonne,
même d'une faible hauteur peut être à l'origine d'un desserrage des manchons au bout de la colonne. Il convient
de veiller à ne pas faire reposer la colonne au fond ou la placer en une autre situation de compression en raison du
risque de flambage, notamment dans les parties du puits où un élargissement du trou existe.
4.4.7 Il convient que des instructions précises soient disponibles quant à la conception de la colonne de
cuvelage, y compris le bon emplacement des différentes nuances d'acier, les poids du tube de cuvelage et les
types de joints. Il convient de veiller à descendre le train dans l'ordre précis selon lequel il a été conçu. S'il est
impossible d'identifier une longueur, il convient de l'écarter jusqu'à ce qu'il soit possible d'identifier formellement sa
nuance, son poids et le type du joint.
4.4.8 Afin de faciliter la descente et pour s'assurer que la charge hydrostatique est apte à contenir la pression de
réservoir, il convient de remplir périodiquement le tube de cuvelage avec de la boue pendant la descente. La
fréquence à laquelle il convient de réaliser ce remplissage dépend d'un certain nombre de paramètres: le poids du
tube dans le trou, le poids de la boue, la pression de réservoir, etc. Dans la plupart des cas, un remplissage toutes
les six à dix longueurs suffit généralement. Il ne convient en aucun cas de compromettre l'équilibre hydrostatique
de la pression du réservoir par une fréquence de remplissage trop faible. Il convient de réaliser le remplissage
avec de la boue d'un poids approprié, en utilisant un flexible de taille appropriée et placé en un endroit commode
pour faciliter l'opération de remplissage. Un robinet à tournant à ouverture et à fermeture rapide monté sur le
flexible de boue facilite l'opération et évite tout débordement. Si un flexible en caoutchouc est utilisé, il est
recommandé de monter le robinet à fermeture rapide à l’endroit où le tuyau est connecté à la conduite de boue
plutôt qu'à l'extrémité de ce flexible. Il est également recommandé qu'au moins une autre connexion de décharge
reste ouverte sur le système de boue afin d'éviter une montée de pression excessive lorsque le robinet à fermeture
rapide est fermé alors que les pompes sont encore en fonctionnement. Il est possible d'utiliser une duse en cuivre
à l'extrémité du flexible de boue pour éviter d'endommager les filetages du manchon pendant l'opération de
remplissage.
6 © ISO 2000 – Tous droits réservés
NOTE La pratique de remplissage à la boue susmentionnée est inutile si des sabots automatiques de remplissage et des
colliers sont utilisés.
4.5 Procédure de pose du tube de cuvelage
Il convient de fournir des instructions précises quant à la tension correcte de la colonne ainsi qu'à la bonne
procédure de pose après le cimentage. Le but est d'éviter des tensions critiques ou des contraintes de traction
excessives et dangereuses pendant toute la durée de vie du puits. Lors de la détermination de la bonne tension et
de la procédure de pose, il convient de prendre en considération tous les facteurs tels que la température et la
pression du puits, la température dégagée par l'hydratation du ciment, la température de la boue et les variations
de température pendant les opérations de production. L'adéquation du facteur de sécurité initial de tension de la
colonne tel qu'il est conçu a une incidence sur la procédure de pose et il convient donc d'en tenir compte. Si
toutefois, après mûre réflexion, il est considéré comme inutile d'élaborer des instructions de pose particulières (ce
qui est probablement le cas pour la majorité des puits forés), il convient de poser le tube de cuvelage dans la tête
de tubage exactement dans la position dans laquelle il se trouvait lorsque le bouchon de ciment a atteint son point
le plus bas ou «tel que cimenté».
4.6 Entretien des tubes de cuvelage dans le trou
Il convient d'équiper les tiges de forage descendues à l'intérieur des tubes de cuvelage de protecteurs appropriés.
4.7 Récupération de tubes de cuvelage
4.7.1 Il convient de positionner les clés de dévissage à proximité du manchon mais pas trop près, car il est
impossible d'éviter un léger effet d'écrasement là où les mâchoires sont appliqué sur la surface du tube, tout
particulièrement si le joint est serré et/ou le tube de cuvelage léger. Il est généralement possible d'éviter une
friction inutile dans le filetage en réservant une distance d'un tiers ou d'un quart du diamètre du tube entre la clé et
le manchon. Le martelage du manchon pour dévisser le joint est une pratique nuisible. Si le tapotement est
nécessaire, utiliser le côté plat et jamais la panne du marteau. Il ne convient en aucun cas d'utiliser une masse.
Tapoter légèrement à proximité du centre et tout autour du manchon, jamais à proximité de l'extrémité ni
seulement à deux positions opposées.
4.7.2 Il convient de veiller tout particulièrement à dégager tout le filetage avant de commencer à extraire le tube
de cuvelage du manchon. Ne pas arracher le tube de cuvelage du manchon.
4.7.3 Il convient de nettoyer et de graisser tous les filetages ou de les traiter avec un produit qui réduit la
corrosion au minimum. Il convient de poser des protecteurs propres sur le tube de cuvelage avant de le déposer.
4.7.4 Avant de stocker ou de réutiliser les tubes de cuvelage, il convient de vérifier les tubes et les filetages et
d'identifier les joints défectueux pour un passage en atelier ou un recalibrage.
4.7.5 Lorsqu'un tube de cuvelage est écarté en raison d'un défaut, il est impératif pour éviter que ce type de
défaut ne se reproduise de réaliser une étude métallurgique approfondie. Il convient de s'efforcer de retrouver
l'élément défectueux dans l’état où il était lors de la défaillance. Lorsqu'une analyse métallurgique approfondie
révèle un aspect de la qualité du tube qui est impliqué dans la défaillance, il convient de rendre compte du résultat
de l'étude.
4.7.6 Il convient d'entreposer les tubes de cuvelage stockés verticalement dans la tour de forage sur une plate-
forme en bois solide sans les protecteurs de filetage inférieurs puisque la conception de la majorité des protecteurs
ne permet pas de supporter une longueur ou un assemblage sans endommager le filetage mâle.
4.8 Causes de problèmes relatifs aux tubes de cuvelage
4.8.1 Les causes les plus courantes des problèmes relatifs aux tubes de cuvelage sont énumérées de 4.8.2 à
4.8.17.
4.8.2 Une sélection inappropriée par rapport à la profondeur et aux pressions observées.
4.8.3 Une inspection insuffisante de chaque longueur de tube de cuvelage ou des filetages d'usine mâles.
4.8.4 Un mauvais traitement dans la manutention en usine, lors du transport et sur site.
4.8.5 La non-observation des bonnes pratiques de manœuvre de descente et de remontée des tubes de
cuvelage.
4.8.6 Un mauvais filetage en atelier des filetages mâles.
4.8.7 L'utilisation de manchons de mauvaise qualité pour les remplacements et les ajouts.
4.8.8 Un traitement inapproprié lors du stockage.
4.8.9 L'application d'un couple excessif sur les tubes de cuvelage pour les faire passer par des passages étroits
dans le trou.
4.8.10 L'application d'une force d'extraction trop forte sur une colonne (pour la libérer). Ceci peut être à l'origine
d'un desserrage des manchons au sommet de la colonne. Il convient de les resserrer avec des clés avant la pose
finale du train.
4.8.11 Le forage rotatif à l'intérieur du tube de cuvelage. Le fait de poser les tubes de cuvelage avec une tension
inappropriée après la cimentation est l'une des causes principales de telles défaillances.
4.8.12 L'usure des tiges de forage à l'intérieur du tube de cuvelage est particulièrement importante pendant le
forage dans des trous inclinés. Des gradients d'inclinaison excessifs dans des trous déviés, ou occasionnellement
dans des trous droits lorsque des mesures correctives sont prises, sont à l'origine d'une flexion concentrée du tube
de cuvelage qui peut à son tour engendrer une usure interne excessive, notamment lorsque les gradients
d'inclinaison sont situés hauts dans le trou.
4.8.13 La coupure du câble métallique en cas de pistonnage ou de forage au câble.
4.8.14 Le flambage du tube de cuvelage dans une cavité élargie, lessivée et non cimentée si une tension trop
importante est relâchée lors de la pose.
4.8.15 La chute d'un train, même d'une très faible hauteur.
4.8.16 Les fuites de joints, sous une pression externe ou interne, sont une cause courante de problème et
peuvent être dues à:
a) une mauvaise graisse de filetage;
b) des opérations de serrage insuffisantes;
c) des filetages sales;
d) des filetages grippés par des saletés, une négligence lors du guidage, des filetages endommagés, un vissage
trop rapide, un serrage trop fort ou un flottement pendant le vissage ou les opérations de serrage;
e) un mauvais filetage en atelier des filetages mâles;
f) une force d'extraction trop forte appliquée à la colonne;
g) la chute d'une colonne;
h) un serrage excessif et une rupture;
i) un serrage trop haut sur le tube, particulièrement au dévissage. Ceci est à l'origine d'une flexion qui a
tendance à gripper les filetages;
j) un serrage inapproprié du joint en usine;
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k) l'ovalité ou le faux-rond sur le tube de cuvelage;
l) des mauvaises pratiques de pose qui sont à l'origine de contraintes dépassant la limite élastique dans les
joints filetés.
4.8.17 Corrosion
Tant l'intérieur que l'extérieur des tubes de cuvelage peuvent être endommagés par la corrosion qui peut être
identifiée par la présence de piqûres ou de trous dans le tube. La corrosion sur l'extérieur du tube de cuvelage peut
être due à un contact avec des fluides ou des formations corrosifs ou par des courants électriques vagabonds
passant du tube de cuvelage aux fluides ou aux formations environnants. Une corrosion grave peut également être
due à des bactéries sulfatoréductrices. Les dommages internes dus à la corrosion ont généralement pour origine
des fluides corrosifs produits dans le puits, mais ils peu
...
Questions, Comments and Discussion
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