EP0134734B1 - Procédé et dispositif de mesure dans un puits pétrolier - Google Patents

Procédé et dispositif de mesure dans un puits pétrolier Download PDF

Info

Publication number
EP0134734B1
EP0134734B1 EP84401483A EP84401483A EP0134734B1 EP 0134734 B1 EP0134734 B1 EP 0134734B1 EP 84401483 A EP84401483 A EP 84401483A EP 84401483 A EP84401483 A EP 84401483A EP 0134734 B1 EP0134734 B1 EP 0134734B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
valve
passage
jacket
external tube
cable
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.)
Expired - Lifetime
Application number
EP84401483A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0134734A1 (fr
Inventor
Pierre H. Goldschild
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.)
Etudes et Fabrication Flopetrol SA
Flopetrol Services Inc
Original Assignee
Etudes et Fabrication Flopetrol SA
Flopetrol Services Inc
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 Etudes et Fabrication Flopetrol SA, Flopetrol Services Inc filed Critical Etudes et Fabrication Flopetrol SA
Publication of EP0134734A1 publication Critical patent/EP0134734A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0134734B1 publication Critical patent/EP0134734B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/004Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
    • E21B23/006"J-slot" systems, i.e. lug and slot indexing mechanisms
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure

Definitions

  • the invention relates generally to the exploitation of oil wells, and more particularly to the measurements which are carried out there with a view to determining the characteristics of the deposit.
  • a conventional method for determining the characteristics of a deposit consists in causing it to flow through the drill string or the production column, then interrupting the flow using a valve, and observing the pressure evolution upstream of the valve.
  • this process is implemented using a valve located on the surface.
  • This proven technical solution has the drawback, however, that the pressure measurement made at the surface, just upstream of the valve, only reflects the true response of the reservoir itself to the interruption of the flow far enough.
  • the disturbing phenomena are quite numerous. The most important are the height of the column of fluid present between the wellhead and the deep layer where the deposit is located, as well as the possible exchanges, thermal or other, between this column of fluid and the intermediate underground formations.
  • a bottom valve remote controlled from the surface, is used. It is mounted in the production column, near a seal (or packer) isolating the producing layer from hydrostatic pressure.
  • This arrangement will hereinafter be called “conventional test apparatus”.
  • a pressure gauge-recorder assembly sensitive to the pressure upstream of the valve is provided in depth. The measurements are then only available after raising the drill string.
  • US-A-4,278,130 and US-A-4,108,243 each describe a method of measuring in an oil well and a device for carrying out this method, the device comprising a tubular body forming part of a train of drilling rods, and a control unit comprising a pressure gauge, suspended on a cable and capable of being inserted and anchored in the tubular body.
  • the tubular body includes a valve operable by the control crew to interrupt or release the flow of fluid from the underground layers in the drill string.
  • the control of the valve is obtained by means of a motor arranged in the control equipment, without traction on the cable.
  • valve In US-A-4 278 130, the valve is normally closed, and its opening puts the pressure gauge in communication with the fluid of the underground layers.
  • a bypass passage is provided around the control crew, in parallel with the valve.
  • the invention relates to a method according to claim 1, and a device according to claim 7.
  • Optional features of the invention are defined in the dependent claims.
  • the reference 10 designates a well casing.
  • the reference 100 designates as a whole the valve body part of the device according to the present invention.
  • This body 100 of generally tubular shape, is inserted into a drill string or into a production column. It will be assumed hereinafter that it is a production column, having end caps 101 and 102 to which the body 100 is screwed.
  • the end piece 102 is provided with a deep valve VP, controlled from the surface, at the opening as well as 'at closing. When the VP valve is open, the zone to be tested flows into the nozzle 102.
  • the body 100 comprises a flap valve 121, actuated by a jacket 130, itself controlled by a crew 200 lowered at the end of an electric cable and carrier 199.
  • the crew comprises a internal rod 251, with a manometer 252 at the head, as well as an external tube 201 in which the rod 251 slides.
  • the tube 201 is engaged on the body 100, and the rod 251 on the liner 130.
  • a wide passage 140 bypasses the two anchor points.
  • a thin, tubular passage 150 enables the upstream connection of the flap valve 121 to the rod 251, and thereby to the pressure gauge.
  • the first step receives a thin cylinder or jacket 104, below which is defined an annular passage 142.
  • the part 103 is provided with a series of through orifices such as 143, making the annular passage 142 communicate with the interior of the part 103.
  • the part 105 is likewise provided with a series of through orifices such as 141, making the annular passage 142 communicate with the interior of the part 105.
  • the elements 141, 142 and 143 together define a first derivative passage 140.
  • the part 105 is provided with a series of radial outward recesses 118 and 119.
  • the lower recess 119 houses a cylindrical sleeve 109, completed by a part 108. This has a radial shoulder inward, and at the same time serves as a point of articulation for a flap valve 121, pivotally movable about the axis 120, against an elastic return not shown (spiral spring for example). It is then threaded to receive the end piece 102.
  • the internal bore 117 of the part 105 slidingly receives a jacket 130, provided with a radial shoulder towards the outside 131, which normally abuts against the homologous shoulder of the part 108, and this under the effect of the elastic return of the spring 132, which bears between the shoulder 131 and one of the internal recesses of the part 105.
  • the jacket 130 In its rest position, where the stop 131 rests on the part 108, the jacket 130 maintains the flap valve 121 in the open position, fully retracted in its housing. It is noted that the free passage inside the jacket 130 corresponds substantially to the diameter of the end piece 102.
  • the low orifices such as 141 of the branch passage 140 terminate, in the bore 117, in an area which is in line with the liner 130.
  • the liner 130 naturally comprises a series of orifices such as 134, counterparts of the inputs of the various orifices such as 141.
  • the jacket 130 is immobilized in rotation so that the orifices 134 correspond to the orifices 141.
  • This passage 110 begins with a wide section defined inside the end piece 101, then is extended by the bore 111 of part 103, practically without modification of section. In the lower part of the bore 111 terminate the orifices 143 already mentioned.
  • the bore 111 ends with a constriction at 112 followed by a bore 113 where a first anchoring zone is defined.
  • This first anchoring zone is constituted by the succession of two radial outward recesses, or grooves, denoted respectively 114 and 115.
  • the grooves are here of an annular shape, covering the entire periphery of the bore. One of them is however provided with a pin projecting radially inwards (not shown).
  • the groove 114 has a trapezoidal section, symmetrical about a radial plane.
  • the groove 115 has a straight section in a rectangular trapezium, the side of which at right angles is at the top.
  • the bore 113 extends to the right of the thread connecting the part 103 to the part 105.
  • the part 105 receives two inserts or rings 106 and 107 respectively, offering in order straight sections decreasing with respect to that of bore 113.
  • the ring 107 intended to receive a seal as will be seen below, has a carefully polished inner face.
  • the interior passage 110 is again defined by a bore 116 machined in the part 105 itself.
  • a transition 116A is provided between the bore 116 and the bore 117 which receives the jacket 130 already mentioned.
  • the upper part of the jacket 130 internally comprises a second anchoring zone, defined by a groove 133, of trapezoidal cross section, like the groove 115 mentioned above.
  • first branch passage 140 is suitable for establishing, downstream of the valve 121, a hydraulic short circuit substantially of the same section as the central passage 110 (in its polished intermediate bore 107 which represents the lower section). This short circuit is established to bypass at least the two anchoring zones (114 and 115 for one, and 133 for the other).
  • a second derivative passage is provided between the upstream of the flap valve 121 and an intermediate bore point defined by the ring 107.
  • the passage 150 is of small section, and tubular over its entire length. It begins with the through orifice 151 formed in the part 109. This orifice 151 is connected to the fine pipe 152, which returns slightly inwards at 153 to avoid the annular passage 142 already mentioned, and finally leads to a radial orifice through 154 formed in bore 107.
  • the tubular body which has just been described, with reference to FIG. 2 is interesting in itself, in that it can be inserted in a drill string or in a production column, without greatly reducing the cross-section thereof. of passage.
  • valve control unit By its anchoring means, it can receive at will a valve control unit, or another control tool, which engages on the above-mentioned anchoring zone or zones.
  • the body 100 internally provides a passage 110 with a large section, which allows both the passage of the fluid and the passage of other tools used at depth.
  • the first derivative passage 140 maintains a hydraulic short circuit which is substantially of the same section as the minimum section of the central passage 110 (at the level of the ring 107).
  • the present invention makes it possible to install, above the normal test apparatus, another valve device, connected to a cable which allows, on the one hand, its actuation and, on the other hand, the immediate transmission of the pressure information recorded by a pressure gauge.
  • the invention also makes it possible, in the event of an incident or breakdown which may occur, in particular on the pressure gauge, to go up and change or repair and to descend the control crew in place without interrupting the actual test operations, and in particular without that it is necessary to reassemble all the rods or the production column.
  • FIGS. 3 and 3A to 3E the preferred embodiment of the control equipment which is inserted into the body of FIG. 2.
  • Figure 3 is a sectional view in its left half, and a side view in its right half.
  • the sectional section shows in particular that the assembly 200 mainly consists of an outer tube referenced 201 and an inner rod referenced 251. It is important to note that, in the left part of the figure, the inner rod 251 n 'is no longer shown in section, but in external view, above the line 250.
  • the entire crew 200 can be lowered into the rods or into the production column by means of a carrying and conducting single cable (199, FIG. 1), which hangs on the head 252 of the internal rod 251 Load bars are naturally provided with sufficient mass to ensure the proper descent of the crew.
  • the head 252 contains an electronic pressure gauge, which may for example be of the TPT type, manufactured by Etudes et Fabrications FLOPE-TROL.
  • the sleeve 204 carries, in its intermediate part, a hooking member. This is defined by two outward projections, respectively denoted 293 and 294, which are homologous with the grooves 114 and 115 of the first anchoring zone, respectively.
  • Such protrusions are commonly referred to as "keys” or “dogs” in the art.
  • the des are retractable radially inside the sleeve 204, against an elastic return shown diagrammatically at 293A and 294A (FIG. 3C), and bearing on a tube 295.
  • the sleeve 204 is fixed at its other end to the end piece 206, which ends in an inward radial recess on which the seals 207 are housed.
  • the linings 207 will come into place on the bore 107, ensuring a seal, while allowing communication between the outlet 154 of the second branch passage 150 (FIG. 2) and an orifice through 208 formed in said linings 207 and the part 206.
  • this comprises a rod of smaller section 253, provided with a longitudinal groove 254 in which the pin 203 already mentioned is housed.
  • the internal rod 251 is therefore movable to slide inside the external tube 201.
  • the cooperation of the pin 203 and the groove 254 ensures their immobilization with relative pivoting.
  • the rod 253 is followed by a barrel 255, provided with J-slots (J-slots), which form a circuit closed by its periphery, and cooperate with a pin 205, as will be seen below.
  • the internal rod again comprises a tube of small section 256, provided with an axial passage which communicates with the pressure gauge housed in the head 252.
  • the tube 256 passes inside the tube 259 already mentioned.
  • the bottom of the tube 256 is associated with a part forming a first bulge 257, which externally houses an annular seal 261.
  • the bulge 257 is followed by a zone of reduced section 258 in which the central passage of the tube 256 terminates.
  • second bulge 259 houses a second annular seal 262.
  • the internal rod 251 is continued by a solid tube 270, provided with an end stop 271, consisting of an attached nut.
  • a key holder made in two parts 272 and 273.
  • the keys 274 and 275 integral with each other, define a second gripping member.
  • the second key 275 is suitable for cooperating with the anchoring groove 133 of the jacket 130 (FIG. 2) and has a shape homologous to that of the groove 133.
  • the key 274 located above is suitable for coming into cooperation with the shrunk 116A provided between the bores 117 and 116, to allow the erasure of this second gripping member, as will be seen below.
  • the keychain made of parts 272 and 273, is normally biased in abutment towards the shoulder 271 by an elastic return 276.
  • the latter bears at its other end on a sleeve 230, which is also movable by sliding on the tube 270.
  • the sleeve 230 has, turned upwards, an internal shape suitable for housing the bulge 259 which carries the second annular seal 262. It is therefore prevented from moving axially upwards, either by this widening 259, or by the fact that it abuts against the lower end 209 of the outer tube 201. In this abutment position, the second annular seal 262 can move smoothly from its position housed inside the cap 230 to a higher position, sliding inside the tube 206 ( Figure 3D).
  • the moving assembly 200 comprises, between the external tube 201 and the internal rod 251, a device for converting reciprocating movement into unidirectional movement, and means suitable for disengaging one of the two gripping members (here the first gripping device) after a predetermined number of pulls / releases of the descent cable.
  • FIG. 7 This figure is a developed view of the outer contour of the barrel, with its slots in J.
  • the pin 205 mentioned above is mounted on a jacket 290, movable in rotation inside the external type 201.
  • the jacket 290 comprises a part 290A (FIG. 3B) of reduced diameter, externally provided with a thread , which cooperates with a homologous thread of another jacket 291.
  • This comprises openings allowing the keys 293 and 294 to pass. These same openings ensure the immobility of the jacket 291 in rotation. On the other hand, it can move in translation under the effect of the thread which connects it to the first jacket 290.
  • the jacket 291 has an internal conical shape 292, widening upwards. When the jacket 291 has sufficiently risen, this wedge 292 will engage the keys 293 and 294, and ensure the retraction of these inside the external tube 201.
  • the operation of the mobile assembly supposes an alternating translation of the rod 251 inside the tube 201. It is assumed that at the start of such an alternating translation movement, the pin 205 is in position 280 of FIG. 7. During a traction exerted on the rod 251, this pin will come to abut at 281, then take the slot path 282, to complete its movement at 283. During the relaxation which will then intervene, the pin will now take the slot path 284, to come back to 285 a position which is in fact (taking into account the development of 360 °) the same position as 280.
  • the method is applied to a well in which a test of productive zones is carried out.
  • the first step of the process consists in inserting into the drill string or the production column of the well, a tubular body as described above with reference to FIGS. 1 and 2.
  • test device installed in depth, with its own valve, is therefore installed at the level of the seal (or packer) delimiting the layer which it is desired to test.
  • the method of the invention installs above the conventional test apparatus (without pressure gauge or recorder) another valve system, which involves the flap valve 121 incorporated in the body, and its control jacket 130, and will be used for the test.
  • the method of the invention has as a second step the descent into the well, at the end of the carrier and conductor monocable, of the control equipment illustrated in FIG. 3, and described with reference to this.
  • the keys 293, 294 of the crew 200 arrive on the constriction 112, while the keys 274, 275 of the lower part were able to pass this constriction, then avoid, given their smaller diameter outside, the attachment in the grooves 114 and 115, and subsequently retract to cross the zones of smaller section at 113, 106 and 107 as well as 116. They therefore arrived at 117, above the liner 130.
  • the load bars added to the mobile assembly are chosen to be of sufficient mass to fit the keys 293, 294 into the grooves 114 and 115, respectively.
  • a finger (not shown) ensures, by abutment on the keys, that the tube 201 cannot (or only slightly) rotate relative to the body 100.
  • the establishment of these keys is naturally accompanied by that of the seal 207 on the polished bore 107.
  • the central passage is now completely closed.
  • the flap valve 121 is open, and the fluid can pass through the passage 140 to bypass the moving element, and go up towards the head of the well. It was previously indicated that this passage 140 has in all points a section substantially equal to the section of the main passage 110 (or more exactly at its minimum value available here at the bore of the ring 107). It is also noted that the upper part of the passage 110, inside the end piece 101 and the body 103, has been provided much wider. This makes it possible to continue to benefit from a cross section equivalent to that of bore 107, even when the mobile assembly is located in the upper part of passage 110.
  • the sleeve 230 is separated from the outer tube 201.
  • the fluid pressure can therefore enter there through the central tube of the internal rod 251_, to go up to the pressure gauge housed in the head 252.
  • the latter can thus deliver pressure information which is transmitted to the surface by the carrying and conducting cable.
  • the next phase of the process occurs when it is desired to close the flap valve 121.
  • a traction is then exerted on the cable, which comes to pull the internal rod 251 upward relative to the external tube 201.
  • the stop 271 then pulls the lower keys 274, 275, as shown in FIG. 5, and these drive the jacket 130 with them, against the effect of the spring 132.
  • Sufficient raising of the jacket allows the flap valve 121 to close under the effect of both its spiral spring and its drive by the movement of fluid.
  • the well no longer flows.
  • the rising pressure of the valve is transmitted by the fine tube 150 to the homologous orifices 154 and 208.
  • the sleeve 230 has now come into abutment on the lower end of the tube 201, and the pair of seals 261 and 262 frames the outlet of the orifice 208 inside the tube, isolating the latter from any other pressure.
  • the pressure upstream of the valve is thereby transmitted to the central pipe formed in the tube 251, thereby reaching the pressure gauge, which transmits the measurement to the surface as before.
  • the opening operations of the flap valve 121 begin with a loosening of the cable fixed to the central rod 251. The latter then descends, as illustrated in FIG. 6.
  • the key ring 273 does not not follow, since it is fixed on the jacket, and the movement of the latter downward is prohibited by the pressure of the fluid under the flap valve.
  • the bulge 259 has again come to be housed, with the seal 262, in the sleeve 230, which, in a downward movement, is detached from the outer tube 201.
  • the passage 150 then allows the fluid located upstream of the valve 121 to come, through orifice 208, to escape downwards in the annular pipe formed between the two seals 261 and 262, and thereby join the downstream face of the flap valve as well as the entire volume of the casing by the first bypass passage 140.
  • the difference in pressures on either side of the valve has decreased enough for the elastic return exerted on the jacket by the spring 132, and the force due to the spring 276 (taking into account the low position of the cap 230) again become sufficient to ensure the opening of the valve. Equalization can be accelerated by closing the deep valve and / or injecting pressurized fluid into the tubing.
  • the cone 292 of the shirt 291 pinches the heels of the keys 293, 294 and retract them.
  • the outer tube 201 is then no longer secured to the body.
  • the keys 274, 275 remain engaged on the groove 133 of the shirt 130.
  • the traction on the cable then allows the keys 274, 275 to be raised sufficiently so that the first one (274) comes to retract on the constriction 116A formed between the bores 117 and 116, thus releasing the jacket.
  • the valve 121 closes or remains closed during this maneuver, to reopen as soon as the pressures on either side of the valve 121 will be equalized, the deep valve being closed or not. The entire control crew can then be brought to the surface.
  • the number of closing / opening operations which are to be carried out before the tool is released can be adjusted before the control equipment is lowered, by an adequate prepositioning of the screw sleeve 290 relative to the sleeve sliding 291.
  • the invention is not limited to the single embodiment which has just been described.
  • we can use a ball valve instead of a flap valve since the main thing is that the type of valve used allows access upstream of the valve with tools to perform certain operations under the valve if necessary.
  • a non-electric cable can be used, but in this case, the pressure gauge must be connected to a set of memories which make it possible to record the pressure data. These are then read from the surface by appropriate and known means when the control unit is removed from the well.

Description

  • L'invention concerne d'une manière générale l'exploitation des puits pétroliers, et plus particulièrement des mesures que l'on y effectue en vue de déterminer les caractéristiques du gisement.
  • Un procédé classique pour déterminer les caractéristiques d'un gisement consiste à faire débiter celui-ci, à travers le train de tiges ou la colonne de production, puis à interrompre le débit à l'aide d'une vanne, et à observer l'évolution de la pression en amont de la vanne.
  • Dans certaines situations, ce procédé est mis en oeuvre à l'aide d'une vanne située en surface. Cette solution technique éprouvée présente cependant l'inconvénient que la mesure de pression faite en surface, juste en amont de la vanne, ne reflète que d'assez loin la vraie réponse du gisement lui-même à l'interruption du débit. Les phénomènes perturbateurs sont assez nombreux. Les plus importants sont la hauteur de la colonne de fluide présente entre la tête de puits et la couche profonde où se trouve le gisement, ainsi que les échanges éventuels, thermiques ou autres, entre cette colonne de fluide et les formations souterraines intermédiaires.
  • Dans d'autres situations, on utilise une vanne de fond, télécommandée depuis la surface. Elle est montée dans la colonne de production, à proximité d'une garniture d'étanchéité (ou packer) isolant la couche productrice de la pression hydrostatique. Cette disposition sera dans la suite dénommée "appareil de test classique". Pour enregistrer le test, on prévoit en profondeur un ensemble manomètre-enregistreur sensible à la pression en amont de la vanne. Les mesures ne sont alors disponibles qu'après remontée du train de tiges.
  • On a déjà proposé différents moyens tendant à permettre des mesures avec une vanne et un manomètre implantés en profondeur (voir par exemple la demande de Brevet français no. 81 13810, publiée sous le no. 2 509 366). Ces moyens nouvellement proposés ne donnent pas entière satisfaction et n'ont pas à l'heure actuelle connu un développement substantiel.
  • Le problème à résoudre a été analysé comme suit par la demanderesse; il faut
    • a. soit utiliser un câble de descente qui soit à la fois porteur et électriquement conducteur, de façon à envoyer les données immédiatement en surface, ce qui permet le contrôle en direct des essais; soit utiliser un câble non conducteur et enregistrer les données au fond dans des mémoires, ce qui se fait maintenant de manière classique;
    • b. prévoir une vanne qui laisse un passage aussi large et dégagé que possible, aussi bien sur le plan hydraulique que mécanique, à l'intérieur de la colonne de production, de façon à permettre des interventions éventuelles sous la vanne;
    • c. éviter que plusieurs descentes ne soient nécessaires pour la mise en place de la vanne et de son dispositif de commande, avec le manomètre. La présente invention vient apporter une solution à ce problème.
  • US-A-4 278 130 et US-A-4 108 243 décrivent chacun un procédé de mesure dans un puits pétrolier et un dispositif pour la mise en oeuvre de ce procédé, le dispositif comprenant un corps tubulaire faisant partie d'un train de tiges de forage, et un équipage de commande comportant un manomètre, suspendu à un câble et pouvant être introduit et ancré dans le corps tubulaire.
  • Le corps tubulaire comporte une vanne pouvant être actionnée par l'équipage de commande pour interrompre ou libérer l'écoulement de fluide provenant des couches souterraines dans le train de tiges. La commande de la vanne est obtenue au moyen d'un moteur disposé dans l'équipage de commande, sans traction sur le câble.
  • Dans US-A-4 278 130, la vanne est normalement fermée, et son ouverture met le manomètre en communication avec le fluide des couches souterraines. Un passage dérivé est prévu autour de l'équipage de commande, en parallèle avec la vanne.
  • Dans US-A-4 108 243, un passage dérivé est également prévu autour de l'équipage de commande, la vanne étant interposée sur ce passage dérivé.
  • L'invention vise un procédé selon la revendication 1, et un dispositif selon la revendication 7. Des caractéristiques optionnelles de l'invention sont définies dans les revendications dépendantes.
  • D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à l'examen de la description détaillée ci-après, et des dessins annexés, sur lesquels:
    • -la figure 1 illustre, sous forme d'une vue en coupe schématique, un puits muni du dispositif de la présente invention;
    • -la figure 2 illustre, sous la forme d'une vue en coupe plus précise, un cuvelage de puits et la partie "corps" du dispositif selon l'invention, incorporée à une colonne de production;
    • -la figure 3 est une vue schématique en demi- coupe longitudinale (coupe partielle) de l'équipage de commande qui viendra coopérer avec le corps de vanne de la figure 2, tandis que les figures 3A à 3E en sont des vues partielles détaillées complémentaires;
    • -les figures 4 à 6 illustrent l'état du dispositif de la présente invention en différentes phases de la mise en oeuvre du procédé; et
    • -la figure 7 est un diagramme schématique montrant mieux un chemin de came intervenant dans l'équipage de commande de la figure 3.
  • Compte tenu de la complexité des formes du dispositif selon l'invention, les dessins sont à considérer comme partie intégrante de la description, pour contribuer autant que nécessaire à la définition de l'invention.
  • Sur la figure 1, la référence 10 désigne un cuvelage de puits.
  • La référence 100 désigne dans son ensemble la partie corps de vanne du dispositif selon la présente invention. Ce corps 100, de forme générale tubulaire, vient s'insérer dans un train de tiges ou dans une colonne de production. On supposera dans la suite qu'il s'agit d'une colonne de production, possédant des embouts 101 et 102 auxquels se visse le corps 100.
  • Entre le cuvelage 10 et l'embout 102, est mise en place une garniture d'étanchéité ou "packer" P. L'embout 102 est muni d'une vanne profonde VP, commandée depuis la surface, à l'ouverture aussi bien qu'à la fermeture. Lorsque la vanne VP est ouverte, la zone à tester débite dans l'embout 102.
  • Comme on le verra plus loin en détail, le corps 100 comporte une vanne à clapet 121, actionnée par une chemise 130, elle-même commandée par un équipage 200 descendu au bout d'un câble électrique et porteur 199. L'équipage comporte une tige interne 251, avec en tête un manomètre 252, ainsi qu'un tube externe 201 dans lequel coulisse la tige 251. Le tube 201 vient s'ancier sur le corps 100, et la tige 251 sur la chemise 130. Un passage large 140 contourne les deux points d'ancrage. Un passage fin, tubulaire, 150, permet de relier l'amont de la vanne à clapet 121 à la tige 251, et, par là, au manomètre.
  • On se référera à la figure 2 pour la description du corps 100.
  • Celui-ci est matériellement composé de plusieurs pièces, référencées 103 à 109. Sa structure est définie par deux pièces principales 103 et 105 vissées l'une sur l'autre. La pièce haute 103 se visse sur l'embout 101 et l'autre 105 sur l'embout 102. Périphériquement, les pièces 103 et 105 sont usinées en creux, avec un double décrochement sur une partie de leur longueur. Le premier décrochement reçoit un cylindre mince ou chemise 104, au-dessous duquel est défini un passage annulaire 142. La pièce 103 est munie d'une série d'orifices traversants tels que 143, faisant communiquer le passage annulaire 142 avec l'intérieur de la pièce 103. A l'autre extrémité, la pièce 105 est de même munie d'une série d'orifices traversants tels que 141, faisant communiquer le passage annulaire 142 avec l'intérieur de la pièce 105. Les éléments 141, 142 et 143 définissent ensemble un premier passage dérivé 140.
  • A son extrémité basse, la pice 105 est munie d'une série de décrochements radiaux vers l'extérieur 118 et 119. Le décrochement le plus bas 119 loge un manchon cylindrique 109, complété par une pièce 108. Celle-ci possède un épaulement radial vers l'intérieur, et sert en même temps de point d'articulation pour une vanne à clapet 121, mobile à pivotement autour de l'axe 120, à l'encontre d'un rappel élastique non représenté (ressort spiral par exemple). II est ensuite fileté pour recevoir l'embout 102.
  • Plus haut que ces décrochements 118 et 119, l'alésage intérieur 117 de la pièce 105 reçoit à coulissement une chemise 130, munie d'un épaulement radial vers l'extérieur 131, qui vient normalement en butée contre l'épaulement homologue de la pièce 108, et ce sous l'effet du rappel élastique du au ressort 132, lequel prend appui entre l'épaulement 131 et l'un de décrochements internes de la pièce 105.
  • Dans sa position de repos, où la butée 131 repose sur la pièce 108, la chemise 130 maintient la vanne à clapet 121 en position ouverte, entièrement rétractée dans son logement. On remarque que le passage libre à l'intérieur de la chemise 130 correspond sensiblement au diamètre de l'embout 102.
  • On note également que les orifices bas tels que 141 du passage dérivé 140 aboutissent, dans l'alésage 117, dans une zone qui est au droit de la chemise 130. Dans cet exemple de réalisation, la chemise 130 comprend naturellement une série d'orifices tels que 134, homologues des entrées des différents orifices tels que 141. La chemise 130 est immobilisée en rotation de façon que les orifices 134 correspondent aux orifices 141.
  • On fera maintenant une description d'ensemble du passage central, désigné globalement par 110, ménagé à l'intérieur du corps 100. Ce passage 110 commence avec une section large définie à l'intérieur de l'embout 101, puis se prolonge par l'alésage 111 de la pièce 103, pratiquement sans modification de section. En partie basse de l'alésage 111 abouttissent les orifices 143 déjà cités. L'alésage 111 se termine par un rétreint en 112 suivi d'un alésage 113 où est définie une première zone d'ancrage. Cette première zone d'ancrage est constituée par la succession de deux décrochements radiaux vers l'extérieur, ou gorges, notées respectivement 114 et 115. Les gorges sont ici d'une forme annulaire, intéressant toute la périphérie de l'alésage. L'une d'entre elles est cependant munie d'un pion saillant radialement vers l'intérieur (non représenté). On note que la gorge 114 possède une section trapézoïdale, symétrique autour d'un plan radial. Par contre la gorge 115 possède une section droite en trapèze rectangle, dont le côté à angle droit est en haut. L'alésage 113 se prolonge au droit du filetage reliant la pièce 103 à la pièce 105. En prolongement dudit alésage 113, la pièce 105 reçoit deux inserts ou bagues 106 et 107 respectivement, offrant dans l'ordre des sections droites décroissantes par rapport à celle de l'alésage 113. La bague 107, destinée à recevoir un joint comme on le verra plus loin, possède une face intérieure soigneusement polie.
  • Après cette bague 107, le passage intérieur 110 est défini à nouveau par un alésage 116 usiné dans la pièce 105 elle-même. Enfin, une transition 116A est prévue entre l'alésage 116 et l'alésage 117 qui reçoit la chemise 130 déjà mentionnée.
  • On remarquera maintenant que la partie haute de la chemise 130 comporte intérieurement une seconde zone d'ancrage, définie par une gorge 133, de section droite trapezoïdale, comme la gorge 115 précitée.
  • II apparaît maintenant que le premier passage dérivé 140 est propre à établir, en aval de la vanne 121, un court-circuit hydraulique sensiblement de même section que le passage central 110 (en son alésage intermédiaire poli 107 qui représente la plus faible section). Ce court-circuit est établi pour contourner au moins les deux zones d'ancrage (114 et 115 pour l'une, et 133 pour l'autre).
  • Un second passage dérivé, noté dans son ensemble 150, est prévu entre l'amont de la vanne à clapet 121 et un point de alésage intermédiaire défini par la bague 107. Le passage 150 est de section faible, et tubulaire sur toute sa longueur. Il commence par l'orifice traversant 151 ménagé dans la pièce 109. Cet orifice 151 est relié à la fine conduite 152, qui revient légèrement vers l'intérieur en 153 pour éviter le passage annulaire 142 déjà mentionné, et aboutit finalement à un orifice radial traversant 154 ménagé dans l'alésage 107.
  • Le corps tubulaire qui vient d'être décrit, en référence à la figure 2, est intéressant en lui-même, en ce qu'il peut être inséré dans un train de tiges ou dans une colonne de production, sans en diminuer beaucoup la section de passage.
  • Par ses moyens d'ancrage, il peut recevoir à volonté un équipage de commande de la vanne, ou un autre outil de commande, qui vient s'engager sur la ou les zones d'ancrage susdites.
  • En l'absence d'équipage de commande, le corps 100 procure intérieurement un passage 110 de large section, qui permet aussi bien le passage du fluide, que le passage d'autres outils utilisés en profondeur.
  • Lorsque, au contraire, l'équipage de commande est mis en place, le passage mécanique n'est plus possible. Par contre, le premier passage dérivé 140 maintient un court-circuit hydraulique qui est sensiblement de même section que la section minimum du passage central 110 (au niveau de la bague 107).
  • En implantant dans les tiges ou la colonne de production un corps de vanne tel que décrit plus haut, la présente invention permet d'installer, au-dessus de l'appareil de test normal, un autre dispositif de vanne, relié à un câble qui permet, d'une part, son actionnement et, d'autre part, la transmission immédiate des informations de pression relevées par un manomètre. L'invention permet encore, en cas d'incident ou de panne pouvant intervenir notamment sur le manomètre, de remonter et de changer ou réparer et de redescendre l'équipage de commande en place sans interruption des opérations de test proprement dites, et notamment sans qu'il soit nécessaire de remonter l'ensemble des tiges ou de la colonne de production.
  • On décrira maintenant en référence aux figures 3 et 3A à 3E le mode de réalisation préféré de l'équipage de commande qui vient s'insérer dans le corps de la figure 2.
  • La figure 3 est une vue en coupe dans sa moitié de gauche, et une vue latérale dans sa moitié de droite. La partie en coupe montre notamment que l'équipage 200 est constitué principalement d'un tube extérieur référencé 201 et d'une tige intérieure référencée 251. Il est important de noter que, dans la partie gauche de la figure, la tige intérieure 251 n'est plus représentée en coupe, mais en vue extérieure, au-dessus du trait 250.
  • L'ensemble de l'équipage 200 peut être descendu dans les tiges ou dans la colonne de production au moyen d'un monocâble porteur et conducteur (199, figure 1), qui vient s'accrocher sur la tête 252 de la tige interne 251. Des barres de charge sont naturellement prévues avec une masse suffisante pour assurer la bonne descente de l'équipage.
  • La tête 252 renferme une jauge de pression électronique, qui peut être par exemple du type TPT, fabriquée par Etudes et Fabrications FLOPE-TROL.
  • Avant de décrire le reste de la tige interne 251, on s'intéressera d'abord au tube extérieur 201.
  • Celui-ci commence, en haut, par une courte pièce d'extrémite 202, munie d'un pion radial 203 faisant saillie vers l'intérieur. La pièce 202 est fixée à un manchon tubulaire 204. Le manchon 204 porte, dans sa partie intermédiaire, un organe d'accrochage. Celui-ci est défini par deux saillies vers l'extérieur, respectivement notées 293 et 294, qui sont homologues des gorges 114 et 115 de la première zone d'ancrage, respectivement. De telles saillies sont couramment dénommées "clés" ou "chiens" dans la technique. Les des sont escamotables radialement à l'intérieur du manchon 204, à l'encontre d'un rappel élastique représenté schématiquement en 293A et 294A (figure 3C), et prenant appui sur un tube 295.
  • Le manchon 204 se fixe à son autre extrémité sur la pièce de bout 206, qui se termine par un décrochement radial vers l'intérieur sur lequel se logent des garnitures d'étanchéité 207.
  • Lors de la descente de l'équipage mobile, les garnitures 207 vont venir se mettre en place sur l'alésage 107, assurant une étanchéité, tout en permettant la communication entre la sortie 154 du second passage dérivé 150 (figure 2) et un orifice traversant 208 ménagé dans lesdits garnitures 207 et la pièce 206.
  • On reviendra maintenant au tube intérieur 251.
  • Après sa tête 252 (en deux parties sur la figure 3A), celui-ci comporte une tige de plus faible section 253, munie d'une rainure longitudinale 254 où vient se loger le pion 203 déjà mentionné. La tige interne 251 est donc mobile à coulissement à l'intérieur du tube externe 201. La coopération du pion 203 et de la rainure 254 assure leur immobilisation à pivotement relatif.
  • La tige 253 est suivie d'un barillet 255, muni de fentes en J (J-slots), qui forment un circuit fermé par sa périphérie, et, coopèrent avec un pion 205, comme on le verra plus loin. Après le barillet 255, la tige interne comporte à nouveau un tube de faible section 256, muni d'un passage axial qui communique avec le manomètre logé dans la tête 252. Le tube 256 passe à l'intérieur du tube 259 déjà cité.
  • Le bas du tube 256 est associé à une pièce formant un premier renflement 257, qui loge extérieurement un joint annulaire 261. Le renflement 257 est suivi d'une zone de section réduite 258 dans laquelle aboutit le passage central du tube 256. Ensuite, un second renflement 259 loge un second joint annulaire 262.
  • Après cela, la tige interne 251 se continue par un tube plein 270, muni d'un arrêt d'extrémité 271, constitué d'un écrou rapporté. Sur le tube plein 270 est mobile à coulissement axial un porte-clés réalisé en deux parties 272 et 273. Les clés 274 et 275, solidaires entre elles, définissent un second organe de prise. La seconde clé 275 est propre à coopérer avec la gorge d'ancrage 133 de la chemise 130 (figure 2) et possède une forme homologue de celle de la gorge 133. La clé 274 située au-dessus est propre à venir en coopération avec le rétreint 116A prévu entre les alésages 117 et 116, pour permettre l'effacement de ce second organe de prise, comme on le verra plus loin.
  • Le porte-clés, fait de pièces 272 et 273, est normalement sollicité en butée vers l'épaulement 271 par un rappel élastique 276. Celui-ci prend appui à son autre extrémité sur un manchon 230, qui est également mobile à coulissement sur le tube 270. Le manchon 230 possède, tournée ver le haut, une forme intérieure propre à loger le renflement 259 qui porte le second joint annulaire 262. Il est donc empêché de se déplacer axialement vers le haut, soit par cet élargissement 259, soit par le fait qu'il vient en butée contre l'extrémité inférieure 209 du tube extérieur 201. Dans cette position de butée, le second joint annulaire 262 peut passer d'une manière douce de sa position logée à l'intérieur du capuchon 230 à une position plus élevée, en coulissement à l'intérieur du tube 206 (figure 3D).
  • De préférence, l'équipage mobile 200 comporte, entre le tube externe 201 et la tige interne 251, un dispositif de conversion de mouvement alternatif en mouvement unidirectionnel, et des moyens propres à désengager l'un des deux organes de prise (ici le premier organe de prise) au bout d'un nombre prédéterminé de tractions/ relâchements du câble de descente.
  • Plus précisément, le barillet 255 déjà mentionné possède des rainures dont la forme est mieux illustrée sur la figure 7. Cette figure est une vue développée du contour externe du barillet, avec ses fentes en J.
  • Le pion 205 mentionné plus haut est monté sur une chemise 290, mobile en rotation à l'intérieur du type externe 201. En partie basse, la chemise 290 comporte une partie 290A (figure 3B) de diamètre réduit, munie extérieurement d'un filetage, qui vient coopérer avec un filetage homologue d'une autre chemise 291. Celle-ci comporte des ouvertures laissant passer les clés 293 et 294. Ces mêmes ouvertures assurent l'immobilité de la chemise 291 en rotation. Par contre, elle peut se déplacer en translation sous l'effet du filetage qui la relie à la première chemise 290. En partie basse, la chemise 291 comporte une forme conique interne 292, s'évasant vers le haut. Lorsque la chemise 291 aura suffisamment monté, ce coin 292 va venir en prise sur les clés 293 et 294, et assurer l'escamotage de celles-ci à l'intérieur du tube externe 201.
  • On verra ci-après que le fonctionnement de l'équipage mobile suppose une translation alternée de la tige 251 à l'intérieur du tube 201. On admet qu'au début d'un tel mouvement de translation alternée, le pion 205 se trouve dans la position 280 de la figure 7. Lors d'une traction exercée sur la tige 251, ce pion va venir buter en 281, puis emprunter le trajet de fente 282, pour terminer son mouvement en 283. Lors du relâchement qui va intervenir ensuite, le pion va maintenant emprunter le trajet de fente 284, pour venir retrouver en 285 une position qui est en fait (compte tenu du développement de 360°) la même position que 280.
  • On va maintenant décrire la mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
  • On se rappellera que, dans l'application préférentielle, le procédé est appliqué sur un puits dans lequel se trouve effectué un test de zones productives.
  • La première étape du procédé, effectuée à l'avance, consiste à insérer dans le train de tiges de forage ou la colonne de production du puits, un corps tubulaire tel que décrit plus haut en référence aux figures 1 et 2.
  • L'appareil de test installé en profondeur, avec la vanne qui lui est propre, est donc installé au niveau de la garniture d'étanchéité (ou packer) délimitant la couche que l'on désire tester.
  • On note que l'insertion du corps laisse un large passage hydraulique et mécanique pour l'accès audit appareil de test. Il est notamment possible de faire passer une grande variété d'outils utiles au test.
  • Le procédé de l'invention vient installer au-dessus de l'appareil de test classique (sans manomètre ni enregistreur) un autre système de vanne, qui fait intervenir la vanne à clapet 121 incorporée au corps, et sa chemise de commande 130, et va servir au test.
  • Pour pouvoir mettre en oeuvre cet autre système de vanne, le procédé de l'invention possède comme seconde étape la descente dans le puits, à l'extrémité du monocâble porteur et conducteur, de l'équipage de commande illustré sur la figure 3, et décrit en référence à celle-ci.
  • A la fin de cette descente, les clés 293, 294 de l'équipage 200 arrivent sur le rétreint 112, tandis que les clés 274, 275 de la partie basse ont pu passer ce rétreint, puis éviter, compte tenu de leur plus faible diamètre extérieur, l'accrochage dans les gorges 114 et 115, et par la suite s'escamoter pour traverser les zones de plus faible section en 113,106 et 107 ainsi que 116. Ils sont donc arrivés en 117, au-dessus de la chemise 130.
  • Les barres de charge ajoutés à l'équipage mobile sont choisies de masse suffisante pour faire rentrer les clés 293, 294 dans les gorges 114 et 115, respectivement. Un doigt (non représenté) assure, par butée sur les clés, que le tube 201 ne pourra pas (ou peu) tourner par rapport au corps 100. L'équipage 200 se pose sur la partie supérieure de la pièce 107, dont le diamètre est inférieur à celui de la partie 206 de l'équipage 200. Ceci assure un positionnement en profondeur de l'équipage 200 par rapport au corps 100 (Fonction No-Go=ne rentre pas). La mise en place de ces clés s'accompagne naturellement de celle du joint 207 sur l'alésage poli 107. Le passage central est maintenant entièrement obturé.
  • De leur côté, sous l'effet à la fois des barres de charge précitées et du ressort 270, la clé 275 vient en prise sur la gorge 133 de la chemise 130. L'équipage mobile est alors mis en place. La situation est celle de la figure 4.
  • La vanne à clapet 121 est ouverte, et le fluide peut traverser le passage 140 pour contourner l'équipage mobile, et remonter vers la tête du puits. On a indiqué précédemment que ce passage 140 possède en tous points une section sensiblement égale à la section du passage principal 110 (ou plus exactement à sa valeur minimale disponible ici au niveau de l'alésage de la bague 107). On remarque aussi que la partie haute du passage 110, à l'intérieur de l'embout 101 et du corps 103, a été prévue nettement plus large. Ceci permet de continuer à bénéficier d'une section droite équivalente à celle de l'alésage 107, même lorsque l'équipage mobile est implanté en partie haute du passage 110.
  • Le débit du puits passe donc normalement.
  • A côté de cela, le manchon 230 est séparé du tube extérieur 201. La pression de fluide peut donc entrer par là dans la tubulure centrale de la tige interne 251_, pour remonter jusqu'au manomètre logé dans la tête 252. Ce dernier peut ainsi délivrer des informations de pression qui sont transmises à la surface par le câble porteur et conducteur.
  • La phase suivante du procédé intervient lorsqu'on désire fermer la vanne à clapet 121.
  • Une traction est alors exercée sur le câble, ce qui vient tirer la tige interne 251 vers le haut par rapport au tube externe 201. La butée 271 tire alors les clés inférieures 274, 275, comme le montre la figure 5, et celles-ci entraînent avec elles la chemise 130, contre l'effet du ressort 132. Une remontée suffisante de la chemise permet à la vanne à clapet 121 de se refermer sous l'effet tant de son ressort spiral que de son entraînement par le mouvement de fluide.
  • Après la fermeture de la vanne, le puits ne débite plus. Par contre, la pression en amount de la vanne est transmise par la fine tubulure 150 jusqu'aux orifices homologues 154 et 208. Le manchon 230 est maintenant venu en butée sur l'extrémité basse du tube 201, et la paire de joints 261 et 262 encadre le débouché de l'orifice 208 à l'intérieur du tube, isolant celui-ci de toute autre pression. La pression an amont de la vanne se trouve par là transmise à la conduite centrale ménagée dans le tube 251, pour atteindre ainsi le manomètre, lequel en transmet la mesure à la surface comme précédemment.
  • Lors de la traction vers le haut, le dispositif de rainure en J illustré sur la figure 7 a fait tourner la chemise 290 d'un demi-tour.
  • Il ya aura lieu, par la suite, de rouvrir le puits. Cela peut se faire par ouverture de la vanne à clapet 121, mais celle-ci ne s'ouvrira que lorsque les pressions qu'elle ressent de part et d'autre se seront sensiblement égalisées.
  • A cet effet, les opérations d'ouverture de la vanne à clapet 121 commencent par un relâchement du câble fixé à la tige centrale 251. Celle-ci redescend alors, comme illustré sur la figure 6. Par contre, le porte-clés 273 ne suit pas, puisqu'il est fixé sur la chemise, et que le mouvement de celle-ci vers le bas est interdit par la pression du fluide sous la vanne à clapet. Le renflement 259 est venu à nouveau se loger, avec le joint 262, dans le manchon 230, qui, dans un mouvement vers le bas, s'est désolidarisé du tube extérieur 201. Le passage 150 permet alors au fluide situé en amont de la vanne 121 de venir, par l'orifice 208, s'échapper vers le bas dans la conduite annulaire ménagée entre les deux joints 261 et 262, et rejoindre par là la face aval de la vanne à clapet ainsi que tout le volume du tubage par le premier passage dérivé 140. Au bout d'un certain temps, la différence des pressions de part et d'autre de la vanne a diminué suffisamment pour que le rappel élastique exercé sur la chemise par le ressort 132, et l'effort dû au ressort 276 (compte tenu de la position basse du capuchon 230) redeviennent suffisants pour assurer l'ouverture de la vanne. L'égalisation peut être accélérée par fermeture de la vanne profonde et/ ou injection de fluide sous pression dans le tubage.
  • Lors de cette manoeuvre, la chemise 290 a à nouveau tourné d'un demi-tour.
  • Au bout d'un certain nombre de manoeuvres, le cône 292 de la chemise 291 vient pincer les talons des clés 293, 294 et les escamoter.
  • Le tube extérieur 201 n'est alors plus solidaire du corps. En revanche, les clés 274, 275 restent en prise sur la gorge 133 de la chemise 130.
  • La traction sur le câble permet alors de remonter suffisamment les clés 274, 275 pour que la première (274) vienne s'escamoter sur le rétreint 116A ménagé entre les alésages 117 et 116, libérant ainsi la chemise. La vanne à clapet 121 se ferme ou reste fermée lors de cette manoeuvre, pour se rouvrir aussitôt que les pressions de part et d'autre du clapet 121 seront égalisées, la vanne profonde étant fermée ou non. L'ensemble de l'équipage de commande peut alors être remonté à la surface.
  • On remarquera que le nombre de manoeuvres de fermeture/ouverture qui sont à effectuer avant la libération de l'outil peut être ajusté avant la descente de l'équipement de commande, par un prépositionnement adéquat de la chemise à vis 290 par rapport à la chemise coulissante 291.
  • L'invention ne se limite pas au seul mode de réalisation qui vient d'être décrit. Par exemple, on peut utiliser une vanne à boule au lieu d'une vanne à clapet, puisque l'essentiel est que le type de vanne utilisée permette d'avoir accès en amont de la vanne avec des outils pour effectuer certaines opérations sous la vanne si nécessaire. De plus, on peut utiliser un câble non électrique, mais dans ce cas, le manomètre doit être connecté à un ensemble de mémoires qui permettent d'enregistrer les données de pression. Ces dernières sont alors lues en surface par des moyens appropriés et connus lorsque l'équipage de commande est retiré du puits.

Claims (14)

1. Procédé de mesure dans un puits pétrolier, comprenant les étapes suivantes:
a) insérer, au préalable, dans le train de tiges ou la colonne de production (101, 102), un corps tubulaire (100) comprenant un passage central large (110), ce passage comportant un alésage intermédiaire (107) définissant son diamètre le plus faible, avec au-dessus de celui-ci une première zone d'ancrage (114, 115), et avec au-dessous de l'alésage intermédiaire (107) une vanne (121) tenue normalement ouverte par une chemise (130) montée coulissante dans le passage central en sollicitation par un rappel élastique (132) vers une butée (108) et munie intérieurement d'une seconde zone d'ancrage (133), tandis que sont prévus intégrés au corps tubulaire un premier passage dérivé (140), propre à établir en aval de la vanne un court-circuit hydraulique, ce court-circuit contournant au moins les deux zones d'ancrage, et un second passage dérivé (150), de faible section, entre l'amont de la vanne et un point dudit alésage intermédiaire;
b) faire descendre dans le puits, à l'extrémité d'un câble (199), un équipage de commande (200) constitué d'un tube externe (201) muni de premiers organes de prise (293, 294) aptes à s'engager sur la première zone d'ancrage (114, 115), et d'une tige interne (251), coulissant dans le tube (201 et munie de seconds organes de prise (274, 275) aptes à s'engager sur la seconde zone d'ancrage (133), le tube externe comportant en outre un joint (207) propre à coopérer avec ledit alésage intermédiaire (107), ainsi que, dans le joint, un orifice (208) propre à faire communiquer le second passage (150) avec l'intérieur du tube externe (201); la tige interne (251) comportant une paire de joints étanches (261, 262) propres à venir en contact, de part et d'autre de l'orifice (208), avec l'intérieur du tube externe (201 et une conduite faisant communiquer l'espace entre ces joints avec un manomètre (252), ledit câble (199) étant connecté à la tige interne (251), et
c) tirer sur le câble, ce qui déplace la chemise (130), ferme la vanne (121), et met l'amont de la vanne en communication avec la manomètre (252).
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le tube externe (20) de l'équipage (200) est complété d'un manchon (230) coulisant sur la tige (251) et propre à loger l'un des deux joints étanches de la paire (262) en position de repos, et en ce qu'il comporte l'étape supplémentaire suivante:
d) relâcher le câble (199), ce qui permet, par passage de fluide entre le tube externe (201) et le manchon (230), une égalisation des pressions de part et d'autre de la vanne, jusqu'à ce que le rappel élastique exercé sur la chemise (130) soit suffisant pour ouvrir la vanne (121).
3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que l'on répète plusieurs fois les étapes c) et d), en ce qu'il est prévu, dans l'équipage de commande (200), entre le tube extérieur (20) et la tige interne (251), un dispositif apte à désengager l'un au moins des organes de prise au bout d'un nombre prédéterminé de répétitions desdites étapes, et en ce que:
e) on remonte ensuite l'équipage de commande (200) à l'extrémité de son câble (199).
4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le désengagement de l'autre organe de prise (274, 275) est réalisé par coopération de forme entre celui-ci et le passage central du corps (116, 116A) au début de l'étape (e).
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le premier passage dérivé (140) par d'un point du corps situé au niveau de la chemise (130), et en ce que celle-ci comporte une ou des ouvertures (134) venant en regard de l'entrée dudit passage, au moins dans la position de repos de la chemise.
6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le corps tubulaire (100) est inséré au-dessus d'un équipement de vanne profonde (VP) installé en fond de puits.
7. Dispositif destiné à réaliser des mesures dans un puits pétrolier, ce dispositif comprenant:
-un corps tubulaire (100) comprenant un passage central large (110), ce passage comportant un alésage intermédiaire (107) définissant son diamètre le plus faible, avec, au-dessus de celui-ci, une première zone d'ancrage (114, 115), et avec, au-dessous de l'alésage intermédiaire, une vanne à clapet (121) tenue normalement ouverte par une chemise (130) montée coulissante dans le passage central (110) en sollicitation par un rappel élastique (132) vers une butée (108), et munie intérieurement d'une seconde zone d'ancrage (133);
-intégré au corps tubulaire, un premier passage dérivé (140), propre à établir, en aval de la vanne (121), un court-circuit hydraulique, ce court-circuit contournant au moins les deux zones d'ancrage (114, 115 et 133);
-également intégré au corps tubulaire, un second passage dérivé (150), de faible section, entre l'amont de la vanne à clapet (121) et un point (154) dudit alésage intermédiaire (107);
-ce corps tubulaire (100) pouvant être inséré dans un train de tiges de forage ou dans une colonne ds production, sans en diminuer beaucoup la section de passage, et pouvant à volonté recevoir un équipage de commande de la vanne, engagé sur ses zones d'ancrage, alors que le premier passage dérivé conserve un passage hydraulique pour le fluide lorsque la vanne est ouverte, et que le second passage dérivé permet des mesures hydrauliques en amont de la vanne, lorsque celle-ci est fermée; et
-un équipage de commande (200) constitué d'un tube externe (201), logeant à coulissement une tige interne (251) susceptible d'être connectée à un câble de descente (199);
-le tube externe étant muni de premiers organes de prise (293, 294) aptes à s'engager sur la première zone d'ancrage (114, 115) du corps, et un joint (207) propre à coopérer avec ledit alésage intermédiaire (107) du corps, ainsi que, dans ce joint, un orifice (208) propre à faire communiquer ledit second passage dérivé (150) du corps avec l'intérieur du tube externe (201);
-la tige interne (251) étant munie d'un second organe de prise (274, 275) apte à s'engager sur la seconde zone d'ancrage (133) du corps, ainsi que d'une paire de joints étanches (261,262) propre à venir en contact, de part et d'autre dudit orifice (208), avec l'intérieur du tube externe (201 ), tandis qu'est prévue une conduite faisant communiquer l'espace entre ces deux joints (261, 262) avec un manomètre (252);
cet équipage permettant la fermeture de la vanne par traction sur le câble de descente, tandis que la manomètre mesure la pression en amont de la vanne.
8. Dispositif selon la revendication 7, caractérisé en ce que le tube externe (201) de l'équipage (200) est complété d'un manchon (230) coulissant sur la tige (251) et propre à loger l'un des deux joints étanches de la paire (262) en position de repos, le passage de fluide entre le tube externe (201) et le manchon (230) permettant, lors du relâchement du câble (199) , une égalisation des pressions de part et d'autre de la vanne, jusqu'à ce que le rappel élastique exercé sur la chemise (130) soit suffisant pour ouvrir la vanne (121).
9. Dispositif selon la revendication 8, caractérisé en ce qu'il est prévu, dans l'équipage de commande (200), entre le tube extérieur (20) et la tige interne (25), un dispositif apte à désengager l'un au moins des organes de prise au bout d'un nombre prédéterminé de tractions et de relâchements répétés du câble (199).
10. Dispositif selon la revendication 9, caractérisé en ce que le désengagement de l'autre organe de prise (274, 275) est réalisé par coopération de forme entre celui-ci et le passage central du corps (116, 116A).
11. Dispositif selon l'une des revendications 7 à 10, caractérisé en ce que l'équipage mobile (200) comporte, entre le tube externe (201) et la tige interne (251), un dispositif de conversion de mouvement alternatif en mouvement unidirectionnel (205, 255).
12. Dispositif selon la revendication 11, caractérisé en ce que la tige interne (251) est tenue (203, 254) en position radiale fixe par rapport au tube externe (201), en ce que ledit dispositif de conversion de mouvement comporte, sur la tige interne, un barillet (255) muni de fentes en J formant un circuit fermé sur sa périphérie, puis, autour de ce barillet, une chemise (190) portant un pion qui engage les fentes en J, et en partie basse un filetage, tandis que coopère avec ce filetage une autre chemise (291), immobilisée en rotation, le mouvement d'aller-retour de la tige interne par rapport au barillet (255) produisant une rotation correspondante de la première chemise (190), qui sollicite la seconde chemise (291) en translation axiale, laquelle vient par une forme en coin (292) désengager le premier organe de prise (293, 294) au bout d'un nombre prédéterminé de tractions/ relâchements du câble de descente.
13. Dispositif selon l'une des revendications 7 à 12, caractérisé en ce que le premier passage dérivé (140) part d'un point du corps situé au niveau de la chemise (130), et en ce que celle-ci comporte une ou des ouvertures (134) venant en regard de l'entrée dudit passage, au moins dans la position de repos de la chemise.
14. Dispositif selon l'une des revendications 7 à 13, caractérisé en ce que le corps tubulaire (100) est inséré au-dessus d'un équipement de vanne profonde (VP) installé en fond de puits.
EP84401483A 1983-07-12 1984-07-12 Procédé et dispositif de mesure dans un puits pétrolier Expired - Lifetime EP0134734B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8311629 1983-07-12
FR8311629A FR2549133B1 (fr) 1983-07-12 1983-07-12 Procede et dispositif de mesure dans un puits petrolier

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0134734A1 EP0134734A1 (fr) 1985-03-20
EP0134734B1 true EP0134734B1 (fr) 1991-02-06

Family

ID=9290771

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP84401483A Expired - Lifetime EP0134734B1 (fr) 1983-07-12 1984-07-12 Procédé et dispositif de mesure dans un puits pétrolier

Country Status (7)

Country Link
US (1) US4678035A (fr)
EP (1) EP0134734B1 (fr)
CA (1) CA1227417A (fr)
DE (1) DE3484083D1 (fr)
EG (1) EG17002A (fr)
FR (1) FR2549133B1 (fr)
NO (1) NO842819L (fr)

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH669427A5 (fr) * 1985-01-24 1989-03-15 Industrieorientierte Forsch
FR2588915B1 (fr) * 1985-10-18 1988-03-18 Flopetrol Outil d'obturation de la colonne de production d'un puits
FR2594174B1 (fr) * 1986-02-10 1988-06-03 Flopetrol Outil permettant d'obturer la colonne de production d'un puits
US4790378A (en) * 1987-02-06 1988-12-13 Otis Engineering Corporation Well testing apparatus
US4727939A (en) * 1987-02-10 1988-03-01 Schlumberger Technology Corporation Tool for closing a production column in a well
US4790380A (en) * 1987-09-17 1988-12-13 Baker Hughes Incorporated Wireline well test apparatus and method
US4842064A (en) * 1987-12-22 1989-06-27 Otis Engineering Corporation Well testing apparatus and methods
GB8800875D0 (en) * 1988-01-15 1988-02-17 Drexel Equipment Ltd Shut-in tool
US4848463A (en) * 1988-11-09 1989-07-18 Halliburton Company Surface read-out tester valve and probe
FR2647500B1 (fr) * 1989-05-24 1996-08-09 Schlumberger Prospection Appareil d'essai d'un puits de forage petrolier et procede correspondant
FR2651016B1 (fr) * 1989-08-18 1991-10-11 Schlumberger Prospection Appareil d'essai de puits de forage petrolier
US5131473A (en) * 1991-03-13 1992-07-21 Mobil Oil Corporation Controlled rate well cementing tool
US5191936A (en) * 1991-04-10 1993-03-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for controlling a well tool suspended by a cable in a wellbore by selective axial movements of the cable
US5137086A (en) * 1991-08-22 1992-08-11 Tam International Method and apparatus for obtaining subterranean fluid samples
EP0539040A3 (en) * 1991-10-21 1993-07-21 Halliburton Company Downhole casing valve
US5236048A (en) * 1991-12-10 1993-08-17 Halliburton Company Apparatus and method for communicating electrical signals in a well, including electrical coupling for electric circuits therein
US5381862A (en) * 1993-08-27 1995-01-17 Halliburton Company Coiled tubing operated full opening completion tool system
US5456316A (en) * 1994-04-25 1995-10-10 Baker Hughes Incorporated Downhole signal conveying system
US5641023A (en) * 1995-08-03 1997-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Shifting tool for a subterranean completion structure
NO954659D0 (no) * 1995-11-17 1995-11-17 Smedvig Technology As Måleutstyr for brönn
DE102004041334B3 (de) * 2004-08-20 2006-03-23 Gfi Grundwasserforschungsinstitut Gmbh Dresden Vorrichtung zur verfälschungsfreien teufenbezogenen isobaren Entnahme von Grundwasserproben
US7325597B2 (en) * 2005-07-15 2008-02-05 Welldynamics, B.V. Safety valve apparatus for downhole pressure transmission systems
CA2638035C (fr) * 2005-11-07 2010-11-16 Andrei G. Filippov Procede et appareil d'expansion de tubulaires en fond de trou
US7497255B2 (en) * 2006-03-27 2009-03-03 Mohawk Energy Ltd. High performance expandable tubular system
US7493946B2 (en) * 2006-04-12 2009-02-24 Mohawk Energy Ltd. Apparatus for radial expansion of a tubular
US9587462B2 (en) * 2011-05-27 2017-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Safety valve system for cable deployed electric submersible pump
US8893783B2 (en) 2012-09-26 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion
MX359317B (es) 2012-09-26 2018-09-25 Halliburton Energy Services Inc Metodo de colocacion de manometros distribuidos a traves de filtros.
BR112015006496B1 (pt) 2012-09-26 2020-06-30 Halliburton Energy Services, Inc Barreira de resíuos para a utilização em um furo de poço
US9163488B2 (en) 2012-09-26 2015-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple zone integrated intelligent well completion
EP3441559B1 (fr) 2012-09-26 2020-06-17 Halliburton Energy Services Inc. Systèmes de complétion multizone de déclenchement unique et procédés
EP2900914B1 (fr) 2012-09-26 2019-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Système de détection dans un puits de forage et procédé de détection dans un puits de forage
EP3633139B1 (fr) 2012-09-26 2022-03-02 Halliburton Energy Services, Inc. Systèmes de complétion multizone de déclenchement unique et procédés
US8857518B1 (en) 2012-09-26 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
US9598952B2 (en) 2012-09-26 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens
GB2561814B (en) 2016-10-10 2019-05-15 Ardyne Holdings Ltd Downhole test tool and method of use
WO2022040414A1 (fr) * 2020-08-20 2022-02-24 Schlumberger Technology Corporation Orifice de détection de pression à distance pour une vanne de fond de trou
US11808122B2 (en) * 2022-03-07 2023-11-07 Upwing Energy, Inc. Deploying a downhole safety valve with an artificial lift system

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US31313A (en) * 1861-02-05 Improvement in mole-plows
US3434535A (en) * 1967-04-03 1969-03-25 Eulah N Page Multiple tubing string support and safety valve installation
US3675716A (en) * 1970-03-09 1972-07-11 Shell Oil Co Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant
US4108243A (en) * 1977-05-27 1978-08-22 Gearhart-Owen Industries, Inc. Apparatus for testing earth formations
US4252195A (en) * 1979-07-26 1981-02-24 Otis Engineering Corporation Well test systems and methods
US4278130A (en) * 1979-10-17 1981-07-14 Halliburton Company Access valve for drill stem testing
US4274486A (en) * 1979-11-16 1981-06-23 Otis Engineering Corporation Apparatus for and method of operating a well
US4407363A (en) * 1981-02-17 1983-10-04 Ava International Subsurface well apparatus
FR2509366A1 (fr) * 1981-07-08 1983-01-14 Flopetrol Dispositif de commande d'un outil de fermeture de la colonne de production d'un puits
US4487261A (en) * 1981-08-05 1984-12-11 Otis Engineering Corporation Well completion and testing system
US4453599A (en) * 1982-05-10 1984-06-12 Otis Engineering Corporation Method and apparatus for controlling a well

Also Published As

Publication number Publication date
EP0134734A1 (fr) 1985-03-20
CA1227417A (fr) 1987-09-29
EG17002A (en) 1989-06-30
FR2549133A1 (fr) 1985-01-18
US4678035A (en) 1987-07-07
DE3484083D1 (de) 1991-03-14
FR2549133B1 (fr) 1989-11-03
NO842819L (no) 1985-01-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0134734B1 (fr) Procédé et dispositif de mesure dans un puits pétrolier
CA1238849A (fr) Methode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits
EP0526294B1 (fr) Système pour effectuer des mesures ou interventions dans un puits foré ou en cours de forage
EP0526293B1 (fr) Méthode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits foré ou en cours de forage
EP0327432B1 (fr) Procédé et dispositif pour commander hydrauliquement et sélectivement, au moins deux outils ou instruments d'un dispositif, vanne permettant la mise en oeuvre de la méthode ou utilisant ledit dispositif
EP0404669B1 (fr) Méthode et dispositif pour conduire des opérations de perforation dans un puits
CA1315190C (fr) Dispositif et methode pour effectuer des operations et/ou interventions dans un puits
EP0132423B1 (fr) Méthode et dispositif de mesure et d'intervention dans un puits
FR2647500A1 (fr) Appareil d'essai d'un puits de forage petrolier et procede correspondant
EP0136935A1 (fr) Dispositif de forage et de mise en production pétrolière multidrains
FR2609105A1 (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
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
EP0321610B1 (fr) Vanne de sécurité pour puits pétrolier et outils de pose et de repêchage pour ladite vanne
EP0225815B1 (fr) Outil d'obturation de la colonne de production d'un puits
EP0055675B1 (fr) Procédé et dispositif pour détecter le point de coincement des tiges dans un sondage
EP0296207B1 (fr) Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits soumis a compression hydraulique
FR2688263A1 (fr) Procede et dispositif d'accrochage et de decrochage d'un ensemble amovible suspendu a un cable, sur un ensemble de fond de puits place dans un puits de forage petrolier.
EP0267096B1 (fr) Outil permettant la mesure de la pression dans un puits de petrole
EP0295291B1 (fr) Systeme de deplacement d'un ensemble d'instruments et methode de mesures ou/et d'interventions dans un puits
FR2458670A1 (fr) Dispositif de carottage a la turbine avec tube suiveur
FR2734863A1 (fr) Procede et moyens pour la remise en securite d'un puits petrolier en cas de defaut de la ligne de commande hydraulique de sa vanne de securite de fond
FR2651016A1 (fr) Appareil d'essai de puits de forage petrolier
BE1011199A3 (fr) Carottier.
FR2564894A2 (fr) Methode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits.
CA1336882C (fr) Vanne a chemise coulissante pour la production de puits fores dans le sol

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 FR GB IT NL

17P Request for examination filed

Effective date: 19850403

17Q First examination report despatched

Effective date: 19870223

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): DE FR GB IT NL

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

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT;WARNING: LAPSES OF ITALIAN PATENTS WITH EFFECTIVE DATE BEFORE 2007 MAY HAVE OCCURRED AT ANY TIME BEFORE 2007. THE CORRECT EFFECTIVE DATE MAY BE DIFFERENT FROM THE ONE RECORDED.

Effective date: 19910206

REF Corresponds to:

Ref document number: 3484083

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19910314

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

Ref country code: NL

Payment date: 19920731

Year of fee payment: 9

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

Ref country code: DE

Payment date: 19920910

Year of fee payment: 9

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

Ref country code: NL

Effective date: 19940201

NLV4 Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee
PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Effective date: 19940401

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

Ref country code: FR

Payment date: 19950707

Year of fee payment: 12

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

Ref country code: GB

Payment date: 19960702

Year of fee payment: 13

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

Ref country code: FR

Effective date: 19970328

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

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: 19970712

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

Effective date: 19970712