EP0122839A1 - Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits - Google Patents

Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits Download PDF

Info

Publication number
EP0122839A1
EP0122839A1 EP84400619A EP84400619A EP0122839A1 EP 0122839 A1 EP0122839 A1 EP 0122839A1 EP 84400619 A EP84400619 A EP 84400619A EP 84400619 A EP84400619 A EP 84400619A EP 0122839 A1 EP0122839 A1 EP 0122839A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
instrument
casing
well
cable
probe
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP84400619A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0122839B1 (fr
Inventor
Christian Wittrisch
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP0122839A1 publication Critical patent/EP0122839A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0122839B1 publication Critical patent/EP0122839B1/fr
Expired legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
    • E21B23/006—"J-slot" systems, i.e. lug and slot indexing mechanisms
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/14—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for displacing a cable or cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction

Definitions

  • the present invention relates to a method and a device making it possible to carry out measurements or / and interventions in a well at the level of the surrounding formations, and more particularly of formations subjected to hydraulic compression.
  • the invention is particularly applicable when it is a question of carrying out measurements and / or interventions at the level of geological formations located in an area to be isolated from the rest of the well in which a hydraulic fluid under pressure is injected in order to fracture the training at this level (hydraulic fracturing process).
  • the measurements carried out by applying the present invention may for example include the triaxial recording of the noises produced by the rocks thus placed under stress.
  • the analysis of the detected vibrations makes it possible to define the orientation of the noise source and consequently the direction of propagation of the fracture. This analysis technique is well known to geophysicists and will not be described here in more detail.
  • the measurements carried out may also include recording the pressure and the background temperature, the measurement (focused or not) of the electrical resistivity of the formations, etc.
  • One of the objects of the invention is to provide a device making it possible in particular to move a measuring or intervention instrument in a well zone possibly subjected to hydraulic compression, both during and at the end of the fracturing. hydraulic formations surrounding this area.
  • the device according to the present invention makes it possible to carry out measurements or / and interventions in a well. It comprises a casing (6) of a diameter smaller than that of the well, at least one measuring or intervention instrument and is characterized in that it comprises at least one sealing member surrounding said casing, a base or probe support and a flexible connecting member comprising at least one electrical connection, said flexible connecting member connecting the base to the measuring instrument.
  • the devices according to the prior art are not suitable for carrying out measurements or interventions at the level of formations subjected to hydraulic compression.
  • the prior devices also have the drawback of transmitting vibrations from the tubing to the probe via the extension member which connects them, which risks greatly disturbing the measurements made by the probe, in particular when these are acoustic measurements.
  • This disadvantage is overcome according to the invention by applying a method for performing measurements and / or interventions in a well, at least in which it is introduced into the well v an instrument for measuring and / or intervention housed in a casing, at the lower part thereof, and connected to an electrical connection member by a connecting cable, then a transmission cable fitted with an electrical connection member adapted to be connected to the previous one is introduced into the casing and brings out, at least partially, said instrument from the casing, characterized in that said instrument is brought out in the extended position of said connecting cable, then the tension of said connecting cable is released by a limited relative movement of said instrument and said tubing, before performing the measurement and / or intervention.
  • FIGS. 1 and 2 correspond respectively to the initial position of the device according to the invention, lowered into a partially cased well 1 and to the working position of this device in which the probe 2 has come out of its protective casing 3.
  • the well 1 is equipped over a certain length with a casing 4 terminated by the shoe 5 at its lower part.
  • the device shown comprises at its lower part the protective casing 3 in which is housed at least partially the measuring or intervention instrument 2 and which is surmounted by a casing 6 to which this casing is connected.
  • the instrument 2 is a logging probe, but it could also consist of a television camera, or an intervention instrument such as, for example , a perforation tool, etc ...
  • annular sealing member 7, radially expandable, which may be of a conventional type (packer) is interposed between the casing 3 and the casing 6.
  • this member is for example obtained by axial displacement of the casing 6, causing the spacing of the packer anchoring corners.
  • a packer with hydraulic anchoring of a known type, for example the AD1 model from the company BAKER OIL TOOLS.
  • this member 7 is pressed against the wall of the casing 4.
  • the casing 3 and the casing 6 are both open at their ends.
  • a tubular support element 8 is housed in the casing 6, this tubular element being open at its upper part and comprising at its lower part a support piece or base 9 equipped with an anchoring system.
  • the probe 2 is connected to the base 9 by a flexible connection, that is to say of negligible stiffness which, in the illustrated embodiment, is formed by a support cable 13 passing through an axial passage 7a of the organ7 and of a length such that, in the high position of the base 9 (Fig. 1), the probe 2 is housed, at least partially, inside its protective casing 3, while in the low position from the base 9, the probe 2 is taken out of the casing 3 (working position shown in FIG. 2).
  • a flexible connection that is to say of negligible stiffness which, in the illustrated embodiment, is formed by a support cable 13 passing through an axial passage 7a of the organ7 and of a length such that, in the high position of the base 9 (Fig. 1), the probe 2 is housed, at least partially, inside its protective casing 3, while in the low position from the base 9, the probe 2 is taken out of the casing 3 (working position shown in FIG. 2).
  • the cable 13 contains electrical conductors for supplying and transmitting the measurements which electrically connect the probe 2 to a male electrical plug 14, multi-contact, disposed on the base 9.
  • This male plug is suitable for receiving a complementary female socket 15 surmounted by a load or ballast bar 16.
  • An anchoring system either mechanical (for example shearable washers adapted to the socket 15 and cooperating with retaining members integral with the tube 8), or electro-hydraulic (anchoring corners actuated by remote-controlled motor), provides a mechanical connection between the bar 16 and the base 9 when the electrical contact is made between the male plug 14 and the female socket 15.
  • the assembly formed by the socket 15 and the load bar 16 is fixed to the lower end of a cable 17 containing electrical conductors for supplying and transmitting the measurements made by the probe 2.
  • the probe 2 could, for example be of known type and comprise articulated anchoring arms 18, 19 folded along the probe body when this probe is housed in the protective casing (Fig.l), these arms being deployed hydraulically by electrical remote control from the surface, via cables 17 and 13, when the probe 2 has come out of the casing 3, in the working position shown in FIG. 2, the arms 18 and 19 then being anchored in the wall of the well and pressing the probe 2 against this wall on the diametrically opposite side (Fig. 2).
  • These arms may be connected to one or more pads applying against the wall of the well.
  • this probe could in particular include triaxial dynamic accelerometers 20, recording the components A, A and A of the noise along three per- xyz pendicular axes between them.
  • This noise includes compression waves and shear waves.
  • This probe may also include a hydrophone recording the compression waves of the fluid contained in the hole and pressure sensors 21 and 22 measuring respectively the hydrostatic pressure prevailing in the well outside the probe and the pressure of application of the arms 18 and 19 against the wall.
  • the base 9 of the tubular support element 8 is provided with a fully mechanical anchoring system comprising a groove 10 cooperating with retaining lugs 10a.
  • This system makes it possible to maintain the tubular element in a first position, shown in FIG. 1, where the lower part of the base 9 is below an upper stop which can be formed by a first internal shoulder 11 of the casing 6 (FIG. . 3C) at a sufficient distance from it so that the anchoring system can be unlocked by lifting the base 9 (see below).
  • the tubular support element 8 When the groove 10 is released from the retaining lugs 10a the tubular support element 8 is placed in the low position under the effect of gravity, its base 9 then resting on a low stop formed by a second internal shoulder 12 of the casing 6 .
  • the base 9 as well as the internal shoulders 11 and 12 have recesses or bores allowing a hydraulic fluid to flow throughout the casing 6, around the tubular support 8, in the two positions of the probe 2.
  • the anchoring system 10 may include a W-shaped groove formed in the outer wall of the base 9 of the tubular support element 8, this base 9 can rotate around d a vertical axis with respect to the casing 6. In the high position shown in FIGS. 3A and 3C, the upper edge of the top of this groove is supported by a lug 10a secured to the internal wall of the casing 6.
  • the base 9 could include an electro-hydraulic anchoring system remotely controlled from the area.
  • FIG. 4 illustrates the first step in which the fastening of the packer 7 to the lower end of the casing 6 is first carried out on the surface.
  • the tubular support element 8 is then introduced into the latter, arranged vertically. 'we place in the high position (Fig. 1), the base 9 resting on the lugs 10la via the anchoring groove 10, by passing through the packer 7 the electrical cable 13 previously connected to the base 9 .
  • the probe (or intervention tool) 2 is then fixed under the packer 7 at the lower end of the cable 13 and is thus suspended from the lugs 10a in its high position in FIG. 1.
  • the whole is then progressed sinking down into well 1 (Fig. 4) from the drilling tower 23, adding successive casing elements 6 until the probe 2 reaches the desired depth, substantially at the level of shoe 5, the number of casing elements 6 connected end to end enabling the depth reached to be known at all times.
  • the packer 7 is anchored to the lower end of the casing 4 (Fig. 5).
  • the casing 6 is connected at its upper part to a pipe 24 for supplying pressurized hydraulic fluid and is provided at its top with a safety shutter or cable gland 25 in which the cable 17 supporting the assembly is made to slide formed by the load bar 16 and the female socket 15, until the latter comes to be connected to the male plug 14 fixed on the base 9 of the tubular element 8 which supports the probe, the tubular support element 8 ensuring guidance of the assembly 15-16 to facilitate this connection.
  • Interlocking or mechanical connection members 15a and 8a are respectively adapted to the socket 15 and to the internal wall of the tube 8, these members being adapted to be released from one another by sufficient traction exerted on the cable 17 from the surface.
  • the members 15a and 8a consist respectively of a shearable washer carried by the socket 15 or the load bar 16 and of arms or knives retaining this washer, carried by the tubular support element 8.
  • the cable 17 is unwound from the surface from a winch 26. Between the winch 26 and the shutter 25, the cable 17 passes over the return pulleys 27 and 28 (Fig. 6).
  • the support tube 8 of the probe 2 is then slightly lifted and consequently this probe itself from a height h (insufficient to make it fit into its casing 3) by a traction exerted on the cable 17 ct, in this position of the probe (Fig. 8), the opening of the articulated arms 18 and 19 is remote controlled from the station 29, via the cables 17 and 13, the ends of these arms being anchored in the wall of the well 1 , by pressing the probe 2 against the portion of wall diametrically opposite to these arms.
  • the device according to the invention therefore comprises means making it possible to remove said instrument 2 from the vibrations of said casing 6 during measurement or intervention.
  • These means are constituted by the combination of anchoring members 18, 19 of said instrument 2 at a fixed level of the well 1, the latter being actuated by remote control, and of a flexible connection 13 between said instrument 2 and a support part. 9 movable in the casing 6 between a position close to the upper stop 11 and a lower stop position 12 which respectively define a first and a second position of said instrument 2.
  • the remote control signals of the probe 2 from the surface, as well as the measurement signals coming from the probe 2 and the electric current supplying it, are respectively transmitted from and to the surface station 29 via the incorporated conductors. to cables 13 and 17, the electrical connection between these conductors and the station 29 being produced in a known manner by a set of brushes rubbing on slip rings integral with the shaft of the winch 26.
  • the hydraulic fracturing of the formations located under the packer 7 can be carried out by pumping hydraulic fluid under pressure through the pipe 24 located on the surface.
  • the probe 2 is returned to its protective casing by pulling on the cable 17 replacing the base 9 of the support tube 8 in the position high of Figure 1 where this base 9 is supported by the lug 10a. We can then slowly decompress the geological formations by reducing the pressure in line 24.
  • the assembly 8, 9, 13, 12 remains suspended from the retaining lugs 10a integral with the casing 6, by means of the W anchoring system designated by the reference 10.
  • the casing 6 can then in turn be gradually withdrawn from the well, the elements of this casing being successively disconnected at the surface.
  • annular sealing member 7 is disposed under the base 9.
  • This embodiment has the advantage of having the member 7 in close proximity to the shoe 5 and limit the length of the overhang between the base of this shoe and the bottom.
  • sealing member 7 in a non-cased area of the well which will be isolated from the rest of the well by the use of a sealing member completely sealing the well at a level below that of the instrument or probe in its low position.
  • the casing 4 descends under the total sealing member defined above.
  • the casing 4 is perforated in a conventional manner, in order to allow the injected hydraulic fluid to flow through the formations located at this level.
  • the instrument or probe 2 can be removed from the casing 3 by pumping hydraulic fluid followed possibly by a displacement of the casing 6 from the surface, in order to release the tension in the cable 13 before performing the measurement or intervention using the probe or instrument 2.
  • the probe 31 is located in an area 32 of the well in which the fracturing will not be carried out.
  • the fracturing is carried out in a zone 33 delimited by two sealing members 34 and 35 which, in the example of FIG. 9, are supported by the casing 26.
  • This tubing 36 carries a probe support 37, or base, including a possibly male connector 38 which will cooperate with a complementary connector as shown in FIGS. 1, 2 or 3.
  • the probe support 37 is connected to the probe 31 by means of a flexible mechanical connection member 39 comprising at least one electrical connection.
  • the casing 36 has at least one opening 40 located between the two sealing members 34 and 35. It is through this opening that the fluid will be introduced to fracture the zone of the well designated by the reference 33.
  • the opening 40 can be closed off firstly by a jacket 41 to allow the sealing members to be put in place, then this jacket will be moved using a cable technique ("Wireline" in English terms) to free the opening 40 and allow the fracturing of the fracture area 33.
  • the probe support 37 is sealed and prevents any flow of the fracturing fluid towards the zone 32 where the measurements or interventions are carried out.
  • FIG. 10 also represents an embodiment for which the measurements are carried out in an area of the well 44 which will not be fractured.
  • the fracturing will take place in a fracturing zone 45 delimited by at least two sealing members 46 and 47.
  • This embodiment differs from that shown in FIG. 9 in that the flexible connecting member 48 is fixed to a probe support, or base, 49 movable in the casing 50.
  • the movement of the base 49 is limited by at least one lower stop 51. In this position, the base 49 prevents any flow of the fracturing fluid towards the zone of the well 44 where the measurements are made.
  • This embodiment makes it possible to move the probe 52 even after anchoring the sealing members 46 and 47.
  • the probe it is also possible to move the probe during fracturing.
  • the latching or mechanical connection members it will be necessary for the latching or mechanical connection members to allow the transmission of a sufficient tensile force to overcome the action of the pressure forces on the base 49.
  • the base 49 must remain watertight during of this displacement.
  • the passage opening 53 of the fracturing fluid may be placed closer to the upper sealing member 47, just as the lower stop 51 may be placed in a lower position relative to the sealing member 46.
  • Step b) can be carried out before step c) or after step d).

Abstract

Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures oulet interventions dans un puits.
Le dispositif comporte un tubage (6, 36) d'un diamètre inférieur à celui du puits, au moins un instrument de mesure ou intervention (2, 31) ainsi qu'au moins un organe d'étanchéité (7, 34) entourant ledit tubage, une base (9, 37) ou support de sonde, et un organe de liaison souple (13,39) comportant au moins une liaison électrique, cet organe de liaison souple relie la base (9, 37) à l'instrument de mesure.
Application à la réalisation de mesures accompagnant une fracturation hydraulique.

Description

  • La présente invention concerne une méthode et un dispositif permettant d'effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits au niveau des formations environnantes, et plus particulièrement de formations soumises à une compression hydraulique. L'invention est notamment applicable lorsqu'il s'agit d'effectuer des mesures et/ou interventions au niveau de formations géologiques situées dans une zone devant être isolée du reste du puits dans laquelle on injecte un fluide hydraulique sous pression afin de fracturer les formations à ce niveau (procédé de fracturation hydraulique).
  • Des techniques antérieures de fracturation hydrauliques sont, par exemple, décrites dans le brevet US 3.427.652.
  • Les mesures effectuées en appliquant la présente invention peuvent par exemple comprendre l'enregistrement triaxial des bruits produits par les roches ainsi mise sous contrainte. L'analyse des vibrations décelées permet de définir l'orientation de la source de bruit et par suite la direction de propagation de la fracture. Cette technique d'analyse est bien connue des géophysiciens et ne sera pas décrite ici plus en détail.
  • Des techniques selon l'art antérieur pour déterminer la propagation des fractures dans le sol sont décrites, par exemple, dans les brevets US 3.739.871 et 3.775.739.
  • Les mesures effectuées pourront également comporter l'enregistrement de la pression et de la température de fond, la mesure (focalisée ou non) de la résistivité électrique des formations, etc...
  • Ces mesures pourront être complétées par la visualisation des parois du puits par caméra de télévision, par exemple.
  • L'un des objets de l'invention est de fournir un dispositif permettant notamment de déplacer un instrument de mesure ou d'intervention dans une zone de puits éventuellement soumise à une compression hydraulique, aussi bien en cours qu'à la fin de la fracturation hydraulique des formations entourant cette zone.
  • On connait déjà par le brevet US 4.349.072 un dispositif permettant d'effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits, ce dispositif comportant un tubage ouvert à son extrémité inférieure et d'un diamètre inférieur à celui du puits, un instrument de mesure ou d'intervention (sonde), déplaçable par télécommande depuis la surface entre une première position où ledit instrument est logé dans la partie inférieure du tubage formant carter de protection et une seconde position où ledit instrument sort au moins partiellement dudit tubage à l'extrémité inférieure de celui-ci, pour permettre la mesure ou l'intervention et un câble de transmission électrique équipé d'un premier organe de connexion électrique adapté à être déplacé dans le tubage pour venir se raccorder à un second organe de connexion électrique relié audit instrument.
  • On connait également par le brevet US 2.153.254 une technique pour effectuer des tests de production de fluides à partir de formations géologiques traversées par un puits, en utilisant un tubage muni à sa partie inférieure d'un organe d'étanchéité, ou packer, venant prendre appui contre une zone de la paroi du puits ayant une forme conique.
  • Ces tests de production comportent l'écoute et l'enregistrement en surface des bruits créés par l'écoulement des fluides produits par les formations géologiques.
  • Le dispositif selon la présente invention permet d'effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits. Il comporte un tubage (6) d'un diamètre inférieur à celui du puits, au moins un instrument de mesure ou d'intervention et est caractérisé en ce qu'il comporte au moins un organe d'étanchéité entourant ledit tubage, une base ou support de sonde et un organe de liaison souple comportant au moins une liaison électrique, ledit organe de liaison souple relitant la base à l'instrument de mesure.
  • La présente invention concerne également une méthode pour effectuer des mesures ou des interventions dans un puits dans laquelle on introduit dans le puits un ensemble comportant un tubage, au moins un organe d'étanchéité, un support de sonde ou base, et un organe de liaison reliant ladite sonde à ladite base. Cette méthode se caractérise en ce qu'elle comporte les étapes suivantes :
    • a) on descend ledit ensemble dans-le puits,
    • b) on met en place ledit organe d'étanchéité,
    • c) on ancre la sonde, l'ordre de mise en oeuvre de ces deux dernières étapes pouvant être inversé,
    • d) on détend l'organe de liaison et,
    • e) on effectue la fracturation.
  • De plus, les dispositifs selon l'art antérieur ne sont pas adaptés à la réalisation de mesures ou d'interventions au niveau de formations soumises à une compression hydraulique.
  • Ce problème peut être résolu, selon l'invention, en utilisant un dispositif du type défini ci-dessus dans lequel ledit tubage est entouré d'au moins un organe annulaire d'étanchéité expansible situé à un niveau supérieur audit instrument de mesure ou d'intervention, lorsque le tubage est disposé verticalement et ledit instrument placé dans sa première position, ledit organe annulaire d'étanchéité présentant un passage axial traversé par un organe de liaison souple comportant un câble électrique relié audit instrument.
  • Les dispositifs antérieurs présentent par ailleurs l'inconvénient d'une transmission des vibrations du tubage à la sonde par l'intermédiaire de l'organe d'extension qui les relie, ce qui risque de perturber grandement les mesures effectuées par la sonde, notamment lorsque celles-ci sont des mesures acoustiques.
  • Cet inconvénient est supprimé selon l'invention, en appliquant une méthode pour effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits, au moins dans laquelle on introduit dans le puitsvun instrument de mesure ou/et d'intervention logé dans un tubage, à la partie inférieure de celui-ci, et relié à un organe de connexion électrique par un câble de liaison, puis on introduit dans le tubage un câble de transmission équipé d'un organe de connexion électrique adapté à venir se raccorder au précédent et on fait sortir, au moins partiellement, ledit instrument du tubage, caractérisé en ce que l'on fait sortir ledit instrument en position d'extension dudit câble de liaison, puis on relâche la tension dudit câble de liaison par un déplacement relatif limité dudit instrument et dudit tubage, avant d'effectuer la mesure ou/et l'intervention.
  • Un exemple de réalisation de l'invention est illustré par les dessins annexés où :
    • - les figures 1 et 2 illustrent respectivement la position initiale et la position de travail d'un dispositif selon l'invention, descendu dans un puits traversant des formations géologiques,
    • - les figures 3A et 3B montrent schématiquement en vue développée le système d'ancrage de l'élément-support tubulaire, respectivement dans la position de verrouillage de cet élément et au cours de son déverrouillage,
    • - la figure 3C est une vue de détail du dispositif au voisinage de ce système d'ancrage,
    • - les figures 4 à 8 illustrent les différentes phases de la mise en oeuvre du dispositif selon l'invention, et
    • - les figures 9 et 10 illustrent schématiquement deux autres modes de réalisations du dispositif selon l'invention.
  • Les figures 1 et 2 correspondent respectivement à la position initiale du dispositif selon l'invention, descendu dans un puits 1 partiellement tubé et à la position de travail de ce dispositif dans laquelle la sonde 2 est sortie de son carter protecteur 3.
  • Le puits 1 est équipé sur une certaine longueur d'un tubage 4 terminé par le sabot 5 à sa partie inférieure.
  • Le dispositif représenté comporte à sa partie inférieure le carter protecteur 3 dans lequel se loge au moins partiellement l'instrument de mesure ou d'intervention 2 et qui est surmonté d'un tubage 6 auquel ce carter est raccordé.
  • On considère dans ce qui suit, à titre d'exemple, que l'instrument 2 est une sonde de diagraphie,mais il pourrait également être constitué d'une caméra de télévision, ou d'un instrument d'intervention tel que, par exemple, un outil de perforation, etc...
  • Un organe d'étanchéité annulaire 7, expansible radialement, pouvant être d'un type classique (packer) est interposé entre le carter 3 et le tubage 6.
  • L'expansion radiale de cet organe est par exemple obtenue par déplacement axial du tubage 6, provoquant l'écartement de coins d'ancrage du packer. On pourra aussi utiliser un packer à ancrage hydraulique d'un type connu, par exemple le modèle AD1 de la société BAKER OIL TOOLS. Dans sa position d'expansion, cet organe 7 est pressé contre la paroi du tubage 4. Le carter 3 et le tubage 6 sont tous deux ouverts à leurs extrémités.
  • Un élément-support tubulaire 8 est logé dans le tubage 6, cet élément tubulaire étant ouvert à sa partie supérieure et comportant à sa partie inférieure une pièce-support ou base 9 équipée d'un système d'ancrage.
  • La sonde 2 est reliée à la base 9 par une liaison souple, c'est-à-dire de raideur négligeable qui, dans l'exemple de réalisation illustré, est formée d'un câble-support 13 traversant un passage axial 7a de l'organe7 et d'une longueur telle que, dans la postition haute de la base 9 (Fig. 1), la sonde 2 est logée, au moins partiellement, à l'intérieur de son carter protecteur 3, tandis que dans la position basse de la base 9, la sonde 2 est sortie du carter 3 (position de travail représentée sur la figure 2).
  • Le câble 13 contient des conducteurs électriques d'alimentation et de transmission des mesures qui relient électriquement la sonde 2 à une fiche électrique mâle 14, multi-contact, disposée sur la base 9. Cette fiche mâle est adaptée à recevoir une prise femelle complémentaire 15 surmontée d'une barre de charge ou de lestage 16.
  • Un système d'ancrage, soit mécanique (par exemple rondelles cisaillables adaptées à la prise 15 et coopérant avec des organes de retenue solidaires du tube 8), soit électro-hydraulique (coins d'ancrage actionnés par moteur télécommandé), assure une liaison mécanique entre la barre 16 et la base 9 lorsque le contact électrique est réalisé entre la fiche mâle 14 et la prise femelle 15.
  • L'ensemble formé par la prise femelle 15 et la barre de charge 16 est fixé à l'extrémité inférieure d'un câble 17 renfermant des conducteurs électriques d'alimentation et de transmission des mesures effectuées par la sonde 2.
  • Des exemples de connecteurs électriques utilisables pour constituer l'ensemble de la fiche mâle 14 et de la prise femelle 15 sont décrits dans le brevet d'invention 248471 et dans la demande de brevet français publiées EN 81/05306 "Connecteur électrique enfichable dans un milieu liquide ", déposée le 17 mars 1981.
  • La sonde 2 pourra, par exemple être de type connu et comporter des bras d'ancrage articulés 18, 19 repliés le long du corps de sonde lorsque cette sonde est logée dans le carter protecteur (Fig.l), ces bras étant déployés hydrauliquement par télécommande électrique depuis la surface, par l'intermédiaire des câbles 17 et 13, lorsque la sonde 2 est sortie du carter 3, dans la position de travail représentée sur la figure 2, les bras 18 et 19 s'ancrant alors dans la paroi du puits et pressant la sonde 2 contre cette paroi du côté diamétralement opposé (Fig. 2).
  • Ces bras pourront être reliés à un.ou plusieurs patins s'appliquant contre la paroi du puits.
  • Dans un exemple d'application où la sonde 2 est utilisée pour détecter et enregistrer des signaux acoustiques produits par des formations géologiques fissurées par fracturation hydraulique, cette sonde pourra notamment comporter des accéléromètres dynamiques triaxiaux 20, enregistrant les composantes A , A et A du bruit suivant trois axes per- x y z pendiculaires entre eux. Ce bruit comprend les ondes de compression et les ondes de cisaillement. Cette sonde pourra également comporter un hydrophone enregistrant les ondes de compression du fluide contenu dans le trou et des capteurs de pression 21 et 22 mesurant respectivement la pression hydrostatique régnant dans le puits à l'extérieur de la sonde et la pression d'application des bras 18 et 19 contre la paroi.
  • Cette sonde pourra également comporter des capteurs déterminant de façon connue :
    • - son inclinaison sur la verticale ainsi que l'angle formé par une génératrice repère de cette sonde avec le plan vertical passant par l'axe de la sonde ("tool face") cela au moyen d'accéléromètres statiques triaxiaux ou des inclinomètres,
    • - l'orientation de la sonde par rapport au nord Magnétique, c'est-à-dire l'angle que fait le plan vertical passant par l'axe de la sonde avec le plan vertical contenant le nord Magnétique (au moyen de magnétomètres triaxiaux ou d'une boussole).
  • Lorsque la sonde est quasiment verticale, on considère seulement l'angle compris entre le plan vertical contenant l'axe de la sonde et la génératrice repère et le plan vertical contenant le nord Magnétique utilisant des magnétomètres dynamiques triaxiaux ou une boussole.
  • Dans l'exemple précité, la base 9 de l'élément-support tubulaire 8 est munie d'un système d'ancrage entièrement mécanique comprenant une rainure 10 coopérant avec des ergots de retenue 10a. Ce système permet de maintenir l'élément tubulaire dans une première position, représentée sur la figure 1, où la partie inférieure de la base 9 est au dessous d'une butée haute pouvant être formée par un premier épaulement interne 11 du tubage 6 (Fig. 3C) à une distance suffisante de celle-ci pour que le système d'ancrage puisse être déverrouillé en soulevant la base 9 (voir ci-après).
  • Lorsque la rainure 10 est dégagée des ergots de retenue 10a l'élément-support tubulaire 8 se place en position basse sous l'effet de la gravité, sa base 9 reposant alors sur une butée basse formée par un second épaulement interne 12 du tubage 6.
  • La base 9 ainsi que les épaulement internes 11 et 12 présente des évidements ou alésages permettant à un fluide hydraulique de s'écouler tout au long du tubage 6, autour du support tubulaire 8, dans les deux positions de la sonde 2.
  • Ainsi que le montrent schématiquement les figures 3A et 3B, le sysème d'ancrage 10 pourra comporter une rainure en forme de W ménagée dans le paroi externe de la base 9 de l'élément-support tubulaire 8, cette base 9 pouvant tourner autour d'un axe vertical par rapport au tubage 6. Dans la position haute représentée sur les figures 3A et 3C, le bord supérieur du sommet de cette rainure est soutenu par un ergot 10a solidaire de la paroi interne du tubage 6.
  • En soulevant légèrement l'ensemble 16-15-14-8-9 par une traction F, exercée sur le câble 17 à partir de la position représentée sur la figure 3A, l'encoche 10b à la partie supérieure de la rainure 10 est dégagée de l'ergot 10a. Le bord supérieur 10c de la rainure 10 s'appuie alors sur cet ergot, provoquant une rotation de la base 9 qui amène le bord supérieur 10d de la rainure 10 en regard de l'ergot. En relâchant la traction F, le bord 10d vient en appui sur l'ergot 10a, entraînant la rotation de la base 9 jusqu'à son dégagement de l'ergot 10a à travers l'ouverture 10e (Fig. 3B). L'ensemble précité descend alors par gravité jusqu'à sa position basse représentée sur la figure 2. Au lieu du système d'ancrage entièrement mécanique décrit ci-dessus , la base 9 pourrait comporter un système d'ancrage électro-hydraulique télécommandé depuis la surface.
  • La mise en oeuvre de ce dispositif est indiquée ci-dessous en se référant aux figures 4 à 8 qui montrent les étapes successives de cette technique. La figure 4 illustre la première étape dans laquelle on réalise tout d'abord en surface la fixation du packer 7 à l'extrémité inférieure du tubage 6. On introduit alors dans ce dernier, disposé verticalement, l'élément-support tubulaire 8 que l'on place en position haute (Fig. 1), la base 9 reposant sur les ergots 10la par l'intermédiaire de la rainure d'ancrage 10, en faisant passer à travers le packer 7 le câble électrique 13 préalablement connecté à la base 9.
  • La sonde (ou outil d'intervention) 2 est alors fixée sous le packer 7 à l'extrémité inférieure du câble 13 et se trouve ainsi suspendue aux ergots 10a dans sa position haute de la figure 1. On fixe alors à l'extrémité inférieure du packer 7 le carter protecteur de la sonde qui se trouve logée à l'intérieur du carter. L'ensemble est alors progressivement descendu dans le puits 1 (Fig.4) depuis la tour de forage 23, en ajoutant des éléments de tubage successifs 6 jusqu'à ce que la sonde 2 atteigne la profondeur désirée, sensiblement au niveau du sabot 5, le nombre d'éléments de tubage 6 connectés bout à bout permettant de connaître à tout instant la profondeur atteinte. Lorsque cette postition est atteinte, le packer 7 est ancré à l'extrémité inférieure du tubage 4 (Fig. 5).
  • Le tubage 6 est relié à sa partie supérieure à une canalisation 24 d'alimentation en fluide hydraulique sous pression et est muni à son sommet d'un obturateur de sécurité ou presse-étoupe 25 dans lequel on fait coulisser le câble 17 soutenant l'ensemble formé par la barre de charge 16 et la prise femelle 15, jusqu'à ce que cette dernière vienne se raccorder à la fiche mâle 14 fixée sur la base 9 de l'élément tubulaire 8 qui supporte la sonde, l'élément-support tubulaire 8 assurant un guidage de l'ensemble 15-16 pour faciliter ce raccordement.
  • Des organes d'enclenchement ou de liaison mécanique 15a et 8a sont respectivement adaptés à la prise 15 et à la paroi interne du tube 8, ces organes étant adaptés à être dégagés l'un de l'autre par une traction suffisante exercée sur le câble 17 depuis la surface.
  • Dans l'exemple considéré les organes 15a et 8a sont constitués respectivement d'une rondelle cisaillable portée par la prise 15 ou la barre de charge 16 et de bras ou couteaux de retenue de cette rondelle,portés par l'élément-support tubulaire 8.
  • Le câble 17 est déroulé depuis la surface à partir d'un treuil 26. Entre le treuil 26 et l'obturateur 25, le câble 17 passe sur les poulies de renvoi 27 et 28 (Fig. 6).
  • Lorsque l'opération de connexion électrique de la prise 15 à la fiche 14 ainsi que la liaison mécanique entre la barre 16 et la base 9 sont réalisées, une légère traction F exercée sur le câble 17 (Fig. 3B) permet de désolidariser de l'ergot 10a la base 9 de l'élément: tubulaire 8 qui passe alors en position basse correspondant à la figure 2, la sonde 2 étant sortie de son carter protecteur 3 et se trouvant alors dans la partie inférieure non tubée, ou découverte, du puits 1(Fig.7).
  • On soulève alors légèrement le tube support 8 de la sonde 2 et par suite cette sonde elle-même d'une hauteur h (insuffisante pour la faire rentrer dans son carter 3) par une traction exercée sur le câble 17 ct, dans cette position de la sonde (Fig. 8), on télécommande depuis la station 29, par l'intermédiaire des câbles 17 et 13, l'ouverture des bras articulés 18 et 19. Les extrémités de ces bras viennent s'ancrer dans la paroi du puits 1, en pressant la sonde 2 contre la portion de paroi diamétralement opposée à ces bras.
  • On relâche la traction exercée sur le câble 17 en surface et le tube- support 8 retombe alors dans sa position basse sous l'effet de la gravité. Ceci a pour effet de donner un certain mou au câble 13 ainsi détendu (Fig. 8).
  • Dans ces conditions on peut désormais effectuer des mesures ou opérations au moyen de la sonde ou de l'instrument 2 sans transmettre à cette sonde ou instrument les vibrations du tubage 6.
  • Le dispositif selon l'invention comporte donc des moyens permettant de soustraire ledit instrument 2 aux vibrations dudit tubage 6 lors de la mesure ou de l'intervention. Ces moyens sont constitués par la combinaison d'organes d'ancrage 18, 19 dudit instrument 2 à un niveau fixe du puits 1, ces derniers étant actionnés par télécommande, et d'une liaison souple 13 entre ledit instrument 2 et une pièce-support 9 déplaçable dans le tubage 6 entre une position voisine de la butée haute 11 et une position en butée basse 12 qui définissent respectivement une première et une seconde positions dudit instrument 2.
  • Les signaux de télécommande de la sonde 2 depuis la surface, ainsi que les signaux de mesure provenant de la sonde 2 et le courant électrique alimentant celle-ci, sont respectivement transmis de et à la station de surface 29 par l'intermédiaire des conducteurs incorporés aux câbles 13 et 17, la liaison électrique entre ces conducteurs et la station 29 étant réalisée de façon connue par un ensemble de balais frottant sur des bagues collectrices solidaires de l'arbre du treuil 26.
  • La fracturation hydraulique des formations situées sous le packer 7 peut être réalisée par pompage de fluide hydraulique sous pression à travers la canalisation 24 située en surface.
  • Lorsque les diverses opérations ou mesures sont terminées, on télécommande de la surface la fermeture des bras articulés 18 et 19, on rentre la sonde 2 dans son carter protecteur par une traction sur le câble 17 replaçant la base 9 du tube support 8 dans la position haute de la figure 1 où cette base 9 est soutenue par l'ergot 10a. On peut alors décomprimer lentement les formations géologiques en réduisant la pression dans la canalisation 24.
  • L'engagement de la rainure 10 et des ergots 10a s'effectue d'une manière analogue au dégagement décrit ci-dessus en se référant aux figures 3A et 3B.
  • Une traction suffisante sur le câble 17 cisaille la rondelle 15a et déconnecte alors la prise électrique femelle 15 de la fiche mâle 14, la base 9 venant en appui contre la butée haute 11, et l'on peut remonter au moyen du câble 17 l'ensemble constitué par la prise femelle 15 et la barre de charge 16 surmontant cette prise.
  • L'ensemble 8, 9, 13, 12 reste suspendu aux ergots de retenue 10a solidaires du tubage 6, par l'intermédiaire du système d'ancrage en W désigné par la référence 10.
  • Le tubage 6 peut alors être à son tour progressivement retiré du puits, les éléments de ce tubage étant successivement déconnectés en surface.
  • On a décrit ci-dessus à titre d'exemple, un mode de réalisation selon lequel l'organe d'étanchéité annulaire 7 est disposé sous la base 9. Ce mode de réalisation présente l'avantage de disposer l'organe 7 proximité immédiate du sabot 5 et de limiter la longueur du découvert entre la base de ce sabot et le fond.
  • On ne sortirait cependant pas du cadre de l'invention en plaçant l'ensemble de l'équipement 8, 9 à un niveau inférieur à celui de l'or- gande d'étanchéité 7 dont le passage axial 7a serait alors traversé par le câble de transmission 17. Ce dernier mode de réalisation présente les avantages suivants :
    • - l'ensemble mécanique situé sous le packer 7 est en équipression avec le fluide hydraulique comprimé au-dessous de ce packer,
    • - il est possible de ménager dans le tubage 6 des ouvertures d'écoulement du fluide, au-dessous du niveau de l'organe 7, entre celui-ci et le niveau de la butée haute 11.
  • Par ailleurs, d'autres modes de mise en oeuvre des équipements définis ci-dessus sont également envisageables.
  • Il sera, par exemple, possible de placer l'organe d'étanchéité 7 dans une zone non tubée du puits qui sera isolée du reste du puits par l'utilisation d'un organe d'étanchéité obturant totalement le puits à un niveau inférieur à celui de l'instrument ou sonde dans sa position basse.
  • Selon une variante de ce dernier mode de réalisation, le tubage 4 descend sous l'organe d'étanchéité totale défini ci-dessus. Dans la zone délimitée par les deux organes d'étanchéité on perfore le tubage 4 de manière classique, afin de permettre au fluide hydraulique injecté de s'écouler à travers les formations situées à ce niveau.
  • Lorsque l'ensemble du dispositif est sous pression hydraulique, il est possible de déplacer l'instrument ou sonde 2 par simple traction sur le câble 17 depuis la surface, après avoir télécommandé la fermeture des bras 18 et 19.
  • Lorsque la technique décrite ci-dessus est appliquée aux puits très déviés ou horizontaux, on peut faire sortir du carter 3 l'instrument ou sonde 2 par pompage de fluide hydraulique suivi éventuellement d'un déplacement du tubage 6 depuis la surface, afin de relâcher la tension dans le câble 13 avant d'effectuer la mesure ou l'intervention au moyen de la sonde ou instrument 2.
  • On ne sortirait pas du cadre de l'invention en ayant plusieurs sondes ou instruments de mesures ou d'intervention suspendues les unes aux autres sous la pièce-support 9.
  • Selon un autre mode de réalisation de l'invention, représenté à la figure 9, la sonde 31 est située dans une zone 32 du puits dans laquelle on n'effectuera pas la fracturation. La fracturation est effectuée dans une zone 33 délimitée par deux organes d'étanchéité 34 et 35 qui, dans l'exemple de la figure 9, sont supportés par le tubage 26.
  • Ce tubage 36 porte un support de sonde 37, ou base, ccomportant un connecteur éventuellement mâle 38 qui coopérera avec un connecteur complémentaire comme cela est représenté aux figures 1, 2 ou 3.
  • Le support de sonde 37 est relié à la sonde 31 par l'intermédiaire d'un organe souple de liaison mécanique 39 comportant au moins une liaison électrique.
  • Le tubage 36 comporte au moins une ouverture 40 localisée entre les deux organes d'étanchéité 34 et 35. C'est par cette ouverture que sera introduit le fluide pour fracturer la zone du puits désignée par la référence 33.
  • Si les organes d'étanchéité sont du type à ancrage hydraulique, l'ouverture 40 pourra être obturée dans un premier temps par une chemise 41 pour permettre la mise en place des organes d'étanchéité, puis cette chemise sera déplacée suivant une technique au câble ("Wireline" en termes anglo- saxons) pour libérer l'ouverture 40 et permettre la fracturation de la zone à fracturer 33.
  • Il est bien évident, qu'au moins pendant le temps de la fracturation, le support de sonde 37 est étanche et empêche tout écoulement du fluide de fracturation vers la zone 32 où sont effectuées les mesures ou interventions.
  • La mise en oeuvre du dispositif décrit précédemment s'effectue de la manière suivante :
    • - l'ensemble constitué par le tubage 36, les organes d'étanchéité 34 et 35, le support de sonde 37, l'organe de liaison souple 39 et la sonde 31, est descendu dans un puits. L'inclinaison du puits est telle que, lorsque la sonde 31 est soumise aux forces de gravité, elle maintient l'organe de liaison souple tendu.
    • - la sonde est ancrée dans le puits à l'aide de bras 42 et 43.
    • - le tubage est descendu dans le puits d'une hauteur, qualifiée de hauteur de détente,suffisante pour détendre l'organe de liaison 39 sans pour autant rencontrer la sonde 31. Bien entendu, la sonde peut être ancrée dans le puits à une position telle, et la hauteur de détente peut être telle que la fracturation ait lieu dans une zone prédéterminée du puits,
    • - les organes d'étanchéité sont mis en place, et
    • - l'opération de fracturation peut commencer.
  • Selon ce mode de réalisation de l'invention, on a un système sensiblement équilibré en pression, puisque les forces de pression du fluide de fracturation s'exercent sur les deux organes d'étanchéité dans des directions opposées et de ce fait, le tubage n'est pas soumis à une force verticale dûe aux forces de pression du fluide de fracturation.
  • La figure 10 représente également un mode de réalisation pour lequel les mesures sont effectuées dans une zone du puits 44 qui ne sera pas fracturée.
  • La fracturation aura lieu dans une zone de fracturation 45 délimitée par au moins deux organes d'étanchéité 46 et 47.
  • Ce mode de réalisation se différencie de celui représenté à la figure 9 en ce que l'organe de liaison souple 48 est fixé à un support de sonde, ou base, 49 mobile dans le tubage 50. Le mouvement de la base 49 est limité par au moins une butée basse 51. Dans cette position, la base 49 empêche tout écoulement du fluide fracturateur vers la zone du puits 44 où sont effectuées les mesures.
  • Ce mode de réalisation permet de déplacer la sonde 52 même après ancrage des organes d'étanchéité 46 et 47.
  • Selon ce mode de réalisation, il est également possible de déplacer la sonde en cours de fracturation. Dans ce cas, il faudra que les organes d'enclenchement ou de liaison mécanique permettent la transmission d'un effort de traction suffisant pour vaincre l'action des forces de pression sur la base 49. De même que la base 49 devra rester étanche lors de ce déplacement.
  • Bien entendu, dans ce cas, l'ouverture de passage 53 du fluide de fracturation pourra être placée plus près de l'organe d'étanchéité supérieure 47, de même que la butée basse 51 pourra être placée dans une position plus basse par rapport à l'organe d'étanchéité 46.
  • Un exemple de mise en oeuvre de ce mode de réalisation est donné ci-après :
    • a) on descend l'ensemble comportant le tubage 50, la base 49, l'organe de liaison souple 48, la sonde 52 et les organes d'étanchéité 46 et 47,
    • b) les organes d'étanchéité sont mis en place éventuellement lorsque la base 49 est en position basse,
    • c) on descend depuis la surface un connecteur 55 relié à un câble 54, ledit connecteur venant coopérer avec la base 49 de manière à assurer une liaison électrique et mécanique,
    • d) on ancre la sonde 52 alors que la base 49 n'est pas en contact avec la butée 51,
    • e) on descend la base 49 grâce au câble 54 relié à la surface jusqu'à ce qu'elle rencontre la butée 51, de manière à détendre l'organe de liaison souple.48, et
    • f) on effectue la fracturation.
  • L'étape b) peut être réalisée avant l'étape c) ou après l'étape d).

Claims (10)

1. - Dispositif permettant d'effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits, comportant un tubage (6, 36) d'un diamètre inférieur à celui du puits, au moins un instrument de mesure ou d'intervention (2, 31), caractérisé en ce qu'il comporte au moins un organe d'étanchéité (7, 34) entourant ledit tubage, une base (9, 37), ou support de sonde et un organe de liaison souple (13, 39) comportant au moins une liaison électrique, ledit organe de liaison souple reliant la base (9, 37) à l'instrument de mesure.
2. - Dispositif selon la revendication 1, permettant d'effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits, dans une zone de ce puits soumise à une compression hydraulique, comportant un tubage (6) ouvert à son extrémité inférieure et d'un diamètre inférieur à celui du puits, au moins un instrument de mesure ou d'intervention (2), déplaçable depuis la surface entre une première position (Fig. 1), où ledit instrument est logé dans la partie inférieure du tubage formant carter de protection (3) et une seconde position (Fig. 2) où ledit instrument (2) sort au moins partiellement dudit tubage (6) à l'extrémité inférieure (3) de celui-ci, pour permettre la mesure ou l'intervention, et un câble de transmission électrique (17) équipé d'un premier organe de connexion électrique (15) adapté à être déplacé dans le tubage (6) pour venir se raccorder à un second organe de connexion électrique (14) relié audit instrument (2), ledit tubage (6) étant entouré d'au moins un organe annulaire d'étanchéité (7) à sa partie inférieure, caractérisé en ce que ledit organe annulaire d'étanchéité présente un passage axial (7a) traversé par un organe de liaison souple comportant un câble électrique (13) relié audit instrument.
3. - Dispositif selon la revendication 2 comportant une pièce-support (9) connectée audit instrument (2) par un câble électrique de liaison (13), cette pièce-support (9) étant déplaçable dans le tubage (6) entre deux positions correspondant respectivement à ladite première et à ladite seconde positions dudit instrument (2) et des moyens de retenue de ladite pièçe=support (9) dans sa première position (Fig. 1), ces moyens étant déverrouillables par simple traction sur ledit câble de transmission (17), caractérisé en e que ladite pièce-support (9) et ledit instrument (2) sont disposés de part et d'autre dudit organe annulaire d'étanchéité (7), ledit câble électrique de liaison (13) traversant ledit passage axial (7a) de cet organe (7).
4. - Dispositif selon la revendication 2, comportant une pièce-support (9) connectée audit instrument (2) par un câble électrique de liaison (13), cette pièce-support (9) étant déplaçable dans le tubage (6) entre deux positions correspondant respectivement à ladite première et à ladite seconde positions dudit instrument (2) et des moyens de retenue de ladite pièce-support (9) dans sa première position (Fig. 1), ces moyens étant déverouillables par simple traction sur ledit câble de transmission (17), caractérisé en ce que ladite pièce-support (9) et ledit instrument (2) sont tous deux disposés au-dessous dudit organe annulaire d'étanchéité (7) dont ledit passage axial (7a) est traversé par ledit câble de transmission (17).
5. - Dispositif selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens permettant de soustraire ledit instrument (2) aux vibrations dudit tubage (6) lors de la mesure ou de l'intervention, ces moyens étant constitués par la combinaison d'organes d'ancrage (18, 19) dudit instrument (2) à un niveau fixe du puits (1), ces organes étant actionnés par télécommande, et d'une liaison souple (13) entre ledit instrument (2) et une pièce-support (9) déplaçable dans le tubage (6) entre ladite première et à ladite seconde positions dudit instrument (2).
6. - Dispositif selon la revendication 5, caractérisé en ce que ladite liaison est constituée d'un câble électrique souple (13).
7. - Dispositif selon la revendication 5, caractérisé en ce que ledit instrument (2) est une sonde adaptée à détecter des signaux acoustiques produits par les formations fissurées.
8. - Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte au moins deux organes d'étanchéité (34, 35 ou 46, 47) délimitant la zone du puits à fracturer.
9. - Méthode pour effectuer des mesures ou des interventions dans un puits, dans laquelle on introduit dans le puits un ensemble comportant un tubage, au moins un organe d'étanchéité, un support de sonde ou de base et un organe de liaison reliant ladite sonde à ladite base, caractérisée en ce qu'elle comporte les étapes suivantes :
a) on descend ledit ensemble dans le puits,
b) on met en place ledit organe d'étanchéité,
c) on ancre la sonde, l'ordre de ces deux dernières étapes pouvant être inversé,
d) on détend l'organe de liaison et
e) on effectue la fracturation.
10.- Méthode selon la revendication 9 pour effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits, dans laquelle on introduit dans le puits un instrument de mesure ou/et d'intervention logé dans un tubage à la partie inférieure de celui-ci, et relié à un organe de connexion électrique par un câble de liaison, puis on introduit dans le tubage un câble de transmission équipé d'un organe de connexion électrique adapté à venir se raccorder au précédent et on fait sortir , au moins partiellement, ledit instrument du tubage, caractérisée en ce que l'on fait sortir ledit instrument en position d'extension dudit câble de liaison, puis on relâche la tension dudit câble de liaison par un déplacement relatif limité dudit instrument et dudit tubage, avant d'effectuer la mesure ou/et l'intervention .
EP84400619A 1983-04-07 1984-03-28 Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits Expired EP0122839B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8305823 1983-04-07
FR8305823A FR2544013B1 (fr) 1983-04-07 1983-04-07 Methode et dispositif permettant d'effectuer des mesures ou/et interventions dans un puits

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0122839A1 true EP0122839A1 (fr) 1984-10-24
EP0122839B1 EP0122839B1 (fr) 1989-02-15

Family

ID=9287681

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP84400619A Expired EP0122839B1 (fr) 1983-04-07 1984-03-28 Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits

Country Status (9)

Country Link
US (1) US4690214A (fr)
EP (1) EP0122839B1 (fr)
CA (1) CA1238849A (fr)
DE (1) DE3476775D1 (fr)
DK (1) DK160628C (fr)
FR (1) FR2544013B1 (fr)
IN (1) IN160484B (fr)
MX (1) MX170100B (fr)
NO (1) NO162580C (fr)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1986004636A1 (fr) * 1985-02-11 1986-08-14 Comdisco Resources, Inc. Methode et appareil pour la transmission des donnees dans un puits de forage contenant un fluide conducteur
FR2583815A1 (fr) * 1985-06-19 1986-12-26 Inst Francais Du Petrole Dispositif et methode de protection temporaire d'un outil d'intervention ou d'un instrument de mesure fixe a l'extremite d'une colonne
WO1987004755A1 (fr) * 1986-02-07 1987-08-13 Comdisco Resources, Inc. Procede et dispositif de transmission de donnees dans un puits de forage par l'utilisation d'un cable flexible pourvu d'un raidisseur
EP0300627A1 (fr) * 1987-06-30 1989-01-25 Develco, Inc. Procédé et dispositif pour stabiliser un détecteur de communication dans un trou de forage
EP0380148A1 (fr) * 1989-01-27 1990-08-01 Pumptech N.V. Procédé et dispositif de mise en place et de récupération d'un outil de puits avec tubage flexible
US6092756A (en) * 1996-02-12 2000-07-25 Transocean Petroleum Technology As Support of a combined feed-out/feed-in device for a coilable tubing
WO2017162816A1 (fr) * 2016-03-24 2017-09-28 Areva Np Procédé et dispositif de maintenance d'un tronçon de conduit vertical
WO2021173918A1 (fr) * 2020-02-27 2021-09-02 Onesubsea Ip Uk Limited Ensemble d'orientation d'appareil de suspension de tubage

Families Citing this family (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2609105B1 (fr) * 1986-12-31 1990-10-26 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une portion de puits fortement inclinee et son application a la realisation de profils sismiques
FR2609103B1 (fr) * 1986-12-31 1996-06-28 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une zone d'un puits et controler la circulation de fluide vers une autre zone de ce puits ou l'on effectue une compression hydraulique
WO1988005110A1 (fr) * 1986-12-31 1988-07-14 Institut Français Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits soumis a compression hydraulique
FR2609102B1 (fr) * 1986-12-31 1993-12-17 Institut Francais Petrole Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une zone d'un puits soumise a une compression hydraulique
FR2609101B1 (fr) * 1986-12-31 1989-12-08 Inst Francais Du Petrole Systeme de deplacement d'un ensemble d'instruments et methode de mesures ou/et d'interventions dans un puits
FR2620821B1 (fr) * 1987-09-17 1990-09-14 Inst Francais Du Petrole Dispositif indicateur de tension entre un organe et un element de liaison
GB2214638B (en) * 1988-01-28 1991-11-13 Coal Ind Method of locating a member in a borehole
FR2626613A1 (fr) * 1988-01-29 1989-08-04 Inst Francais Du Petrole Dispositif et methode pour effectuer des operations et/ou interventions dans un puits
US4928759A (en) * 1989-02-01 1990-05-29 Atlantic Richfield Company Tubing conveyed wellbore fluid flow measurement system
FR2645583B1 (fr) * 1989-04-06 1991-07-12 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de prospection sismique dans des puits et notamment des puits devies
FR2648509B1 (fr) * 1989-06-20 1991-10-04 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour conduire des operations de perforation dans un puits
EP0417369B1 (fr) * 1989-09-14 1994-03-30 Societe De Prospection Electrique Schlumberger Procédé et dispositif pour effectuer des diagraphies de puits sous une pompe de fond
US4971153A (en) * 1989-11-22 1990-11-20 Schlumberger Technology Corporation Method of performing wireline perforating and pressure measurement using a pressure measurement assembly disconnected from a perforator
FR2655373B1 (fr) * 1989-12-05 1992-04-10 Inst Francais Du Petrole Systeme pour conduire un dispositif d'exploration non rigide dans un puits ou sa progression par gravite est difficile.
US5050682A (en) * 1989-12-15 1991-09-24 Schlumberger Technology Corporation Coupling apparatus for a tubing and wireline conveyed method and apparatus
US5095993A (en) * 1989-12-15 1992-03-17 Schlumberger Technology Corporation Anchor apparatus for a tubing and wireline conveyed method and apparatus
US5025861A (en) * 1989-12-15 1991-06-25 Schlumberger Technology Corporation Tubing and wireline conveyed perforating method and apparatus
FR2659454B1 (fr) * 1990-03-06 1992-08-07 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de diagraphie dans des puits utilisant des moyens d'emission et/ou de reception directifs.
US5259452A (en) * 1990-05-14 1993-11-09 Institut Francais Du Petrole System for sensing acoustic waves in wells, allowing the mechanical uncoupling of the sensors
FR2663076B1 (fr) * 1990-06-11 1992-10-02 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif perfectionnes pour ameliorer les diagraphies de production d'un puits non eruptif active.
FR2663676B1 (fr) * 1990-06-25 1995-09-01 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif perfectionnes pour conduire des operations de mesure ou des interventions dans un puits.
FR2663979B1 (fr) * 1990-06-29 1993-06-11 Inst Francais Du Petrole Dispositif perfectionne d'activation et de mesure pour puits non eruptifs en cours de production.
FR2669077B2 (fr) * 1990-11-09 1995-02-03 Institut Francais Petrole Methode et dispositif pour effectuer des interventions dans des puits ou regnent des temperatures elevees.
FR2679958B1 (fr) * 1991-08-02 1997-06-27 Inst Francais Du Petrole Systeme, support pour effectuer des mesures ou interventions dans un puits fore ou en cours de forage, et leurs utilisations.
FR2679957B1 (fr) * 1991-08-02 1998-12-04 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits fore ou en cours de forage.
US5389003A (en) * 1993-09-13 1995-02-14 Scientific Drilling International Wireline wet connection
US5477921A (en) * 1994-07-19 1995-12-26 Schlumberger Technology Corporation Method and system for logging a well while fishing for the logging tool
EP0911649A4 (fr) * 1997-03-17 2001-11-28 Yamamoto Engineering Corp Emetteur et recepteur d'ondes acoustiques souterrains, procede d'emission/reception et exploration souterraine les utilisant
US7028772B2 (en) 2000-04-26 2006-04-18 Pinnacle Technologies, Inc. Treatment well tiltmeter system
US6598675B2 (en) * 2000-05-30 2003-07-29 Baker Hughes Incorporated Downhole well-control valve reservoir monitoring and drawdown optimization system
GB2372057B (en) 2001-02-09 2005-05-18 Reeves Wireline Tech Ltd A drillpipe assembly and a method of deploying a logging tool
FI121394B (fi) * 2003-04-11 2010-10-29 Sandvik Mining & Constr Oy Poranreiän mittauslaite sekä kallionporausyksikkö
US6985816B2 (en) * 2003-09-15 2006-01-10 Pinnacle Technologies, Inc. Methods and systems for determining the orientation of natural fractures
US20060081412A1 (en) * 2004-03-16 2006-04-20 Pinnacle Technologies, Inc. System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis
US7114563B2 (en) * 2004-04-16 2006-10-03 Rose Lawrence C Tubing or drill pipe conveyed downhole tool system with releasable wireline cable head
BRPI0510007B1 (pt) * 2004-04-21 2017-03-07 Halliburton Energy Services Inc mapeamento de fratura microssísmica usando medições de sincronismo de fonte sísmica para calibração de velocidade
US7532129B2 (en) * 2004-09-29 2009-05-12 Weatherford Canada Partnership Apparatus and methods for conveying and operating analytical instrumentation within a well borehole
US8636478B2 (en) * 2006-01-11 2014-01-28 Besst, Inc. Sensor assembly for determining fluid properties in a subsurface well
CN103726797A (zh) * 2012-10-15 2014-04-16 陈继军 直传式抽油机底部接头以及应用该底部接头的抽油装置
US10774602B2 (en) 2013-12-20 2020-09-15 Halliburton Energy Services, Inc. High radial expansion anchoring tool
US20160215578A1 (en) * 2015-01-27 2016-07-28 Schlumberger Technology Corporation Subsurface Deployment for Monitoring Along a Borehole
US20220034216A1 (en) * 2020-07-29 2022-02-03 Saudi Arabian Oil Company Downhole completion assembly for extended wellbore imaging
US20240076947A1 (en) * 2022-09-07 2024-03-07 Saudi Arabian Oil Company Washout mitigation

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2153254A (en) * 1936-11-20 1939-04-04 Johnston Method and means of measuring fluid flow
US3427652A (en) * 1965-01-29 1969-02-11 Halliburton Co Techniques for determining characteristics of subterranean formations
US3739871A (en) * 1971-07-30 1973-06-19 Senturion Sciences Mapping of earth fractures induced by hydrafracturing
US3775739A (en) * 1965-12-13 1973-11-27 Shell Oil Co Method and apparatus for detecting fractures
US4349072A (en) * 1980-10-06 1982-09-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting logging or perforating operations in a borehole

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2844205A (en) * 1955-12-20 1958-07-22 Exxon Research Engineering Co Method for completing and servicing a well
US3208521A (en) * 1963-08-09 1965-09-28 Exxon Production Research Co Recompletion of wells
US4109717A (en) * 1977-11-03 1978-08-29 Exxon Production Research Company Method of determining the orientation of hydraulic fractures in the earth
US4488597A (en) * 1981-10-13 1984-12-18 Schlumberger Technology Corporation Pump-down stinger assembly method and apparatus

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2153254A (en) * 1936-11-20 1939-04-04 Johnston Method and means of measuring fluid flow
US3427652A (en) * 1965-01-29 1969-02-11 Halliburton Co Techniques for determining characteristics of subterranean formations
US3775739A (en) * 1965-12-13 1973-11-27 Shell Oil Co Method and apparatus for detecting fractures
US3739871A (en) * 1971-07-30 1973-06-19 Senturion Sciences Mapping of earth fractures induced by hydrafracturing
US4349072A (en) * 1980-10-06 1982-09-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting logging or perforating operations in a borehole

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1986004636A1 (fr) * 1985-02-11 1986-08-14 Comdisco Resources, Inc. Methode et appareil pour la transmission des donnees dans un puits de forage contenant un fluide conducteur
WO1986004635A1 (fr) * 1985-02-11 1986-08-14 Comdisco Resources, Inc. Methode et moyens pour obtenir des donnees representant un parametre de fluide s'ecoulant a travers une paroi laterale d'un puits de forage de petrole ou de gaz
FR2583815A1 (fr) * 1985-06-19 1986-12-26 Inst Francais Du Petrole Dispositif et methode de protection temporaire d'un outil d'intervention ou d'un instrument de mesure fixe a l'extremite d'une colonne
EP0206917A1 (fr) * 1985-06-19 1986-12-30 Institut Français du Pétrole Dispositif et méthode de protection témporaire d'un outil d'intervention ou d'un instrument de mesure fixé à l'extrémité d'une colonne
US4828051A (en) * 1986-02-07 1989-05-09 Comdisco Resources, Inc. Method and apparatus for data transmission in a well using a flexible line with stiffener
WO1987004755A1 (fr) * 1986-02-07 1987-08-13 Comdisco Resources, Inc. Procede et dispositif de transmission de donnees dans un puits de forage par l'utilisation d'un cable flexible pourvu d'un raidisseur
EP0300627A1 (fr) * 1987-06-30 1989-01-25 Develco, Inc. Procédé et dispositif pour stabiliser un détecteur de communication dans un trou de forage
EP0380148A1 (fr) * 1989-01-27 1990-08-01 Pumptech N.V. Procédé et dispositif de mise en place et de récupération d'un outil de puits avec tubage flexible
US6092756A (en) * 1996-02-12 2000-07-25 Transocean Petroleum Technology As Support of a combined feed-out/feed-in device for a coilable tubing
WO2017162816A1 (fr) * 2016-03-24 2017-09-28 Areva Np Procédé et dispositif de maintenance d'un tronçon de conduit vertical
FR3049349A1 (fr) * 2016-03-24 2017-09-29 Areva Np Procede et dispositif de maintenance d'un troncon de conduit vertical
WO2021173918A1 (fr) * 2020-02-27 2021-09-02 Onesubsea Ip Uk Limited Ensemble d'orientation d'appareil de suspension de tubage
GB2607797A (en) * 2020-02-27 2022-12-14 Onesubsea Ip Uk Ltd Tubing hanger orientation assembly
GB2607797B (en) * 2020-02-27 2024-02-14 Onesubsea Ip Uk Ltd Tubing hanger orientation assembly

Also Published As

Publication number Publication date
US4690214A (en) 1987-09-01
DK179884D0 (da) 1984-04-05
DK160628B (da) 1991-04-02
FR2544013B1 (fr) 1986-05-02
NO162580C (no) 1990-01-17
CA1238849A (fr) 1988-07-05
FR2544013A1 (fr) 1984-10-12
MX170100B (es) 1993-08-06
IN160484B (fr) 1987-07-11
DK160628C (da) 1991-09-02
DE3476775D1 (en) 1989-03-23
EP0122839B1 (fr) 1989-02-15
NO162580B (no) 1989-10-09
DK179884A (da) 1984-10-08
NO841346L (no) 1984-10-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0122839B1 (fr) Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits
EP0526293B1 (fr) Méthode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits foré ou en cours de forage
EP0404669B1 (fr) Méthode et dispositif pour conduire des opérations de perforation dans un puits
EP0132423B1 (fr) Méthode et dispositif de mesure et d'intervention dans un puits
EP0526294B1 (fr) Système pour effectuer des mesures ou interventions dans un puits foré ou en cours de forage
CA1332710C (fr) Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une portion de puits fortement inclinee et son application a la realisation de profils sismiques
CA1193541A (fr) Methode et dispositif pour effectuer, a l'aide d'outils specialises des operations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinees sur la verticale, ou horizontales
EP0134734B1 (fr) Procédé et dispositif de mesure dans un puits pétrolier
FR2581699A1 (fr) Equipement pour train de tiges, tel qu'un train de tiges de forage, comprenant un raccord a fenetre laterale pour le passage d'un cable
EP0296207B1 (fr) Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits soumis a compression hydraulique
EP0295291B1 (fr) Systeme de deplacement d'un ensemble d'instruments et methode de mesures ou/et d'interventions dans un puits
FR2522059A2 (fr) Methode et dispositif pour effectuer, a l'aide d'outils specialises, des operations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinees sur la verticale, ou horizontales
EP0463939B1 (fr) Méthode et dispositif permettant de conduire des opérations de mesure ou des interventions dans un puits
EP0165154B1 (fr) Méthode et dispositif pour effectuer à l'aide d'outils spécialisés des opérations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinées sur la verticale, ou horizontales
FR2564894A2 (fr) Methode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits.
FR2573472A2 (fr) Methode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits
FR2609103A1 (fr) Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une zone d'un puits et controler la circulation de fluide vers une autre zone de ce puits ou l'on effectue une compression hydraulique
FR2609102A1 (fr) Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une zone d'un puits soumise a une compression hydraulique
FR2661991A1 (fr) Systeme de reception d'ondes acoustiques pour puits permettant un decouplage mecanique des capteurs.
FR2632680A1 (fr) Dispositif de montage d'un outil specialise d'intervention a une extremite d'un train de tiges

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Designated state(s): DE GB IT NL

17P Request for examination filed

Effective date: 19850218

17Q First examination report despatched

Effective date: 19861128

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

ITF It: translation for a ep patent filed

Owner name: DE DOMINICIS & MAYER S.R.L.

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): DE GB IT NL

REF Corresponds to:

Ref document number: 3476775

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19890323

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
ITTA It: last paid annual fee
REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: IF02

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20020227

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20020329

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20020402

Year of fee payment: 19

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20030328

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20031001

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20031001

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20030328

NLV4 Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee

Effective date: 20031001