EP0307266B1 - Procédé et dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale - Google Patents

Procédé et dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale Download PDF

Info

Publication number
EP0307266B1
EP0307266B1 EP88402074A EP88402074A EP0307266B1 EP 0307266 B1 EP0307266 B1 EP 0307266B1 EP 88402074 A EP88402074 A EP 88402074A EP 88402074 A EP88402074 A EP 88402074A EP 0307266 B1 EP0307266 B1 EP 0307266B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
cable
equipment
tubular
production
fluid
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
EP88402074A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0307266A1 (fr
Inventor
Jacques Lessi
Michel Tholance
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 EP0307266A1 publication Critical patent/EP0307266A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0307266B1 publication Critical patent/EP0307266B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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 boreholes or wells
    • E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools

Definitions

  • the present invention relates to a method and a device for operating specialized intervention equipment in a wellbore having at least one section which is strongly inclined relative to the vertical, or even horizontal.
  • the object of the present invention is to provide an assembly and an operating method which do not have the drawbacks mentioned above and which in particular make it possible to selectively control a large number of specialized intervention equipment, such as valves, putting in communication with casing of the parts of the ground substantially hydraulically insulated, at least at the level of the well.
  • specialized intervention equipment such as valves
  • the present invention also applies to a device for operating specialized equipment for intervention in a drilled well having at least one zone strongly deviated from the vertical, said drilled well comprising at least one first tubular conduit along which are installed. remotely said equipment, a control member being introduced into said first tubular conduit and connected on the surface by a cable to one of these ends, said device further comprising downward hydraulic pumping means capable of moving said member in said tubular conduit, means for running the cable through the tubular conduit, means for pulling the cable from the surface, characterized in that said control member is equipped on its circumference with at least one key bolt capable of engaging selectively in a maneuvering seat of specialized equipment, said engagement being effected during u passage of the member vertically downhill or uphill and in that said device comprises means for driving said equipment by said member when the engagement is effected, and means for releasing said key bolt once the maneuver has been carried out.
  • said first conduit being a tubular control column and the specialized equipment being valves for the production of fluid of geological formations traversed by the well
  • the device further comprises a second conduit constituting a production column connected to its lower end with the lower end of said tubular control column.
  • the device advantageously comprises a pump arranged in the production column.
  • the present invention also relates to a fluid production installation from a geological formation traversed by a drilled well comprising a device according to any one of claims 7 to 9, characterized in that the well is divided into several production zones separated and isolated from each other by packer type sealing means, at least one valve being arranged at a production area.
  • Figure 1 a well 1 having on its lower part a part strongly inclined to the vertical, ending in a horizontal part.
  • This well has on its internal wall a casing 2 produced in the form of tubular elements. These elements with which the internal wall of the borehole is coated to maintain it, are fixed by cementing joints 6.
  • the well 1, which passes through geological formations for which it is desired to produce fluids, has different production zones 30, 31, 32, 33. Each of the production zones 30, 31, 32 communicates with zones internal to the casing 2 respectively by orifices 13, 15, 17.
  • the production zones are isolated from each other by annular seals 7, 8 , 9 of the packer type. Thus the fluid found in the laterally isolated formation between two seals is directed into the casing through the orifices 13, 15, 17.
  • a conduit such as a production column 4 is disposed in the casing.
  • the casing is fitted with another conduit constituting a tubular control column 3.
  • packers 6a, 7a, 8a, 9a are held parallel to one another by double packers 6a, 7a, 8a, 9a. These packers also constitute sealing means between the casing 2 and the columns 3 and 4 so that, in the casing, the fluid introduced through the orifices 13, 15, 17 achieves a volume delimited by two sections corresponding to packers at different levels.
  • the packers inside the casing 7a, 8a, 9a are at the same level in the well as the seals 7, 8, 9, the volumes delimited in the casing coinciding with the production zones 30, 31, 32.
  • the production column 4 is connected to the tubular control column 3 by a connecting element 12 such as a tube located at the lower end of the two conduits.
  • This production column comprises, arranged at the required altitude, a circulation pump 19 which sucks the fluid from the formations and discharges it to the ground surface through the mouth 20.
  • the position of the pump 19 in the well may be located substantially below the dynamic level of production training. According to the invention the direction of circulation of the pump fluid can only be unique and ascending.
  • the production area chosen to be used is placed in communication by the casing orifices with the volume of fluid around the two columns 3 and 4, delimited by two successive packers.
  • This volume of fluid flows into the tubular control column 3 through circulation valves 14, 16, 18, such as valves with sliding sleeves.
  • valves 14, 16, 18 are normally fitted with non-return valves preventing the circulation of fluid from the conduit to the formations, but these valves may very well be eliminated, when, for example, we want to proceed with the fracturing of 'a zone.
  • the lower end of the tubular control column 3 comprises a valve 10, and the lower end of the production column 4, a valve 11 each controllable remotely, such as sliding jacket valves similar to valves 14, 16, 18
  • a valve 11 each controllable remotely, such as sliding jacket valves similar to valves 14, 16, 18
  • the valves 10, 14, 16, 18 are selectively controlled to open and close from the ground surface by a member 21 lowered by hydraulic pumping produced with a pumping station 29 connected to the tubular control column 3 by a pipe 28.
  • the control member 21 is connected, during the descent, to a cable 22 passing through a cable gland 23, so that the descent of the member 21 is carried out according to a technique analogous to that of pumped tools, commonly called TFL technique (from the Anglo-Saxon "Through Flow Line").
  • the cable 22 After passing through the cable gland 23, the cable 22 is taken up by two deflection pulleys which direct it towards a winch 26 controlled by the station 27.
  • the member 21 by its displacement by pumping and by cable, controls the opening or closing of the circulation valves 10, 14, 16, 18, in a rapid manner which does not require large operations, such as for example the moving the pump 19.
  • valve opening and closing control retains all its advantages in the case where the control is carried out on other specialized intervention tools including it is necessary to establish a transition from an active state to a passive state and vice versa.
  • control member 21 The implementation of the control member 21 is carried out as follows: Is introduced through the surface opening of the tubular control column 3, the control member 21 connected at one end to the cable 22. Then a cable gland 23 is placed around the cable 22 at the upper end of the tubular control column 3.
  • control column 3 being connected by the pumping pipe 28 to the station 29, the pumping fluid is injected so as to move the control member 21 to its working position, the cable unwinding at the as the control organ advances.
  • valve 14 is opened and the valves 16, 17, 10 closed. .
  • the fluid in zone 30 flows into the casing 2 through the orifices 13 and fills the volume between the packers 6A and 7A.
  • the opening of the valve 14 by the member 21 allows the introduction of the fluid into the tubular column 4, its descent to the end then the ascent to the surface thanks to the action of the pump 19.
  • the member 21 will close the valve 14 and will open the next valve 16 to produce the next zone 31.
  • the circulation valves 14, 16, 18, 10 or any other apparatus, such as measuring devices, tools or instruments, are operated by the member 21 by prolonged pumping downhill and by pulling on the cable 22 upward .
  • the member 21 having operated its maneuver, in opening or closing it is raised to the surface by actuating the winch 22 which produces an upward traction.
  • the member could also be temporarily placed at the bottom of the first control conduit 3 beyond the branch with the production conduit 4.
  • the devices can be operated during the descent of the control member 21 to the bottom of the well and / or during its ascent from the bottom of the well.
  • the organ and the device will include the necessary combined key parts.
  • the cable 22 may include electrical conductors suitable for transmitting information or for controlling the member 21, in particular controlling its cooperation with the device to be operated.
  • FIGS. 2, 2a, 3, 4 show the control member 21 cooperating with the valve 16 with a sliding jacket to produce the stop of production of the second production zone 31.
  • the control member 21 comprises a body 35 which does not allow production fluid to pass through it when no pulling is carried out on the cable 22.
  • the external tightness of the member 21 with the interior of the column tubular control 3 is formed by a seal 36.
  • the body 35 further comprises a hooking part making a key pin 37, having a transverse groove. These key bolts 37 are placed in position in the body 35 at the notches 56 distributed circumferentially around the member. In the embodiment shown in section in FIG. 3, the member 35 is provided with 3 notches in each of which is engaged a pin bolt 37.
  • the valve 16 by itself comprises a body 42 integral with the control column in which slides a tubular jacket 39.
  • This jacket 39 is machined so as to present internally a first seat in the form of a rib 38 of shape associated symmetrical with the key pin groove 37.
  • control member 21 is equipped with a key bolt 37 which cooperates with the first seat 38 for closing the valve.
  • the jacket 39 of the valve 16 has a second seat 40 which associates with the shape of a key bolt for the opening of the valve 16.
  • a series of holes 41 drilled in the jacket 39 allow, depending on the position of the jacket 39, the passage of fluid inside the tubular control column.
  • the bolt key 37 has no action on the seat 40 since the shapes are not complementary, it is therefore necessary to change the surface of the key bolts to install a shape complementary to the seat 40.
  • the jacket 39 is made to slide, relative to the body 42, between two extreme positions.
  • Each extreme position is defined by the introduction of an elastic lug circumferentially around the jacket in a groove made in the body of the valve. These two extreme positions are clearly visible in FIG. 2.
  • the open position coincides with a stop of the jacket 39 at the front of the valve (that is to say at the level of the packer 8a), the position of closure with a stopper at the back.
  • the elastic lug 43 is not not made up entirely circumferentially.
  • Slits 60 are made longitudinally in the axis of the jacket so as to allow easy release of the pins from the bottom of the groove thanks to their elasticity.
  • the series of holes 45 located in the valve body 42 may or may not be opposite the series of holes 41 located in the jacket 39.
  • the seal between the jacket 39 and the valve body 42 is provided by the seals 46.
  • the orifices 45 open into a non-return valve 47 (FIG. 2A) which prevents the injection of the pumping fluid into the producing layers, while allowing the production of fluid from these same layers.
  • connection of the cable 22 to the control member 21 has a weak point in tension, the resistance of which is substantially less than the elastic limit in tension of the cable 21, but clearly greater than the shear stress of a pin 52, so to allow the withdrawal of the cable 22, in the event of jamming of the member 21 and authorize the recovery of the latter.
  • the control member 21 has a nose 48 allowing the possible recovery of the member. It also includes means for circulating fluid through the member when a certain traction threshold is exerted on the cable.
  • These means comprise a shutter 49 cooperating with a seat 50 in the closed position and sliding on guides 51 when the pin 52 immobilizing the shutter 49 has sheared under the action of the predetermined tensile force exerted by the cable 22 on the member 21.
  • the stroke of the shutter in the open position is limited by a stop 53.
  • control member If it is desired to close the valve 16, the control member is first of all fitted on the surface with the key bolts 37 associated with the valve closing seat corresponding to the rib 38. We then descend, by hydraulic pumping, the control member 21 until the key pin 37 engages with the seat 38, then the circulation of pumping fluid is stopped and traction is exerted on the cable 22, so as to move the jacket 39 and therefore close the valve 16.
  • the release between the key bolt 37 and the seat 38 forming the rib takes place, for example, at the end of traction on the cable 22, by the cooperation of a chamfer 54 of the valve 16 with a bevel 55 of the bolt 37
  • the deletion of the bolt 37 in the notch 56 of the body 35 occurs by the bursting of a return spring 57 located under the bolt key.
  • the ascent of the member 21 to the surface of the ground is then carried out by prolonged traction on the cable 22.
  • the member 21 is equipped on the surface with a key bolt whose shape is complementary to that of the seat 40, it is lowered by hydraulic pumping the member until the key bolt and the seat 40 cooperate together, the pumping is extended to advance the jacket until opening valve 16.
  • the ascent of the member to the surface of the ground is carried out in the same manner as previously, by pulling on the cable 22, the biased surfaces of the key bolt and of the sleeve allowing disengagement of said bolt without displacement of the sleeve.
  • the pump 19 is put into operation so that the fluids of the selected formations can penetrate the tubular column, go to the connecting element 12, and go back up through the production column 4, passing through the pump 19, towards the mouth 20.
  • the tubular control column 3 can also be equipped with a pump capable of replacing the pump 19 of the production column 4.
  • the pump 19 may be a centrifugal pump or a rod pump, adapted to cooperate with the production column 4 for its installation and its use.
  • the control member 21 may include articulations, so that it can circulate within small radius of curvature.
  • the member may include sealing elements 36 located on either side of the bolt 37 and include tools such as a threshing slide.
  • paraffin scraping can be carried out, with simultaneous pumping of solvent if necessary, installation and recovery of production tools (plug, non-return valve, safety valve, so-called “gas valve” lift ", instruments, such as jet pumps), washing of the sand deposited at the level of the producing zones, recording of the bottom pressure, injection of treatment product, instrumentation on stuck trains of rods. ..
  • the control member may also include an internal by-pass regulator which allows the passage of fluid through it in the direction from the upper part of the member to the lower part of the member.
  • the regulation makes it possible either to continue to circulate in the first casing during the jamming of the member during the journey, or to distribute the force produced by the pressure over several sealing elements 36.
  • the control member may include an extension making it possible to operate devices, such as the valve 10, beyond the hydraulic connection element 12.
  • the devices ordered may be measuring instruments.
  • the space between the casing 2 and the casing 3, in particular that located above the sealing element 6a, can be used to constitute the return duct in place of the duct 4.

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Powder Metallurgy (AREA)
  • Electric Cable Installation (AREA)

Description

  • La présente invention concerne un procédé et un dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale, voire horizontale.
  • Il est connu de manoeuvrer des équipements spécialisés tel que notamment des vannes situés dans un puits en laissant descendre par gravité des organes de commande qui au niveau des dispositifs, déclenchent le fonctionnement de ces derniers. Cependant de tels organes ne sont pas utilisables pour le déclenchement de dispositifs situés dans des sections de puits fortement inclinées et restent dans le puits après déclenchement.
  • On sait récupérer dans un puits certains de ces organes de commande en utilisant la technique de travail au câble nommée en anglais "wire line", mais cette technique ne s'applique pas aux puits fortement inclinés.
  • Il est aussi connu de commander des dispositifs en pompant dans un premier sens depuis la surface un organe de commande adapté à coopérer avec ces dispositifs pour les déclencher, puis d'inverser le sens de pompage pour remonter l'organe à la surface. Cependant de tels organes, qui sont utilisables dans les puits fortement inclinés, voire horizontaux, nécessitent que le pompage puisse s'effectuer suivant deux sens opposés.
  • De telles techniques sont notamment décrites dans les brevets US 4 349 072, US 3 656 562, US 3 263 752, US 2 752 855, US 2 999 545.
  • L'objet de la présente invention est de fournir un ensemble et un procédé de manoeuvre qui ne présentent pas les inconvénients précédemment cités et qui permettent notamment de commander sélectivement un grand nombre d'équipements spécialisés d'intervention, tels des vannes, mettant en communication avec un tubage des parties du sol sensiblement isolées hydrauliquement, au moins au niveau du puits.
  • La présente invention a donc pour objet un procédé pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une zone fortement déviée par rapport à la verticale, ledit puits foré comportant au moins un premier conduit tubulaire le long duquel sont installés à distance lesdits équipements, comportant les étapes suivantes :
    • on introduit dans ledit premier conduit tubulaire un organe de commande,
    • on fixe à une extrémité dudit organe un câble,
    • on descend ledit organe de commande dans ledit conduit tubulaire par pompage hydraulique descendant,
    • on assure le défilement du câble dans le conduit tubulaire à partir de la surface,
    • on remonte l'organe de commande par traction sur le câble à partir de la surface.
    caractérisé en ce que,
    • on équipe, à la surface du sol ledit organe de commande sur sa circonférence d'au moins un pène de clé, ledit pène de clé étant apte à coopérer avec un siège de manoeuvre d'un desdits équipements spécialisés, de forme complémentaire associé audit pène,
    • on déplace ledit organe de commande dans ledit premier conduit pour venir à l'aplomb d'un équipement sélectionné,
    • on assure l'enclenchement dudit pène de clé avec le siège associé dudit équipement,
    • on manoeuvre ledit équipement en prolongeant le déplacement dudit organe par pompage hydraulique ou par traction sur le câble fixé sur ledit organe,
    • on assure, une fois la manoeuvre effectuée, le dégagement dudit pène de clé du siège par traction sur le câble,
    • on remonte l'organe de commande à la surface,
    • ledit procédé est appliqué à un puits foré ayant au moins une zone fortement déviée par rapport à la verticale.
  • Dans un mode de réalisation particulier de l'invention, ledit premier conduit étant une colonne tubulaire de commande, et les équipements spécialisés étant des vannes de production de fluide de formations géologiques traversées par le puits,
    • on manoeuvre à l'ouverture ou à la fermeture lesdites vannes par l'organe de commande,
    • on assure l'écoulement du fluide dans ladite colonne de commande et la production en surface dudit fluide dans un second conduit constituant une colonne de production reliée à son extrémité basse avec l'extrémité basse de ladite colonne tubulaire de commande.
  • La présente invention s'applique également à un dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une zone fortement déviée par rapport à la verticale, ledit puits foré comportant au moins un premier conduit tubulaire le long duquel sont installés à distance lesdits équipements, un organe de commande étant introduit dans ledit premier conduit tubulaire et relié en surface par un câble à une de ces extrémités, ledit dispositif comportant en outre des moyens de pompage hydraulique descendant aptes à déplacer ledit organe dans ledit conduit tubulaire, des moyens de défilement du câble dans le conduit tubulaire, des moyens de traction sur le câble à partir de la surface, caractérisé en ce que ledit organe de commande est équipé sur sa circonférence d'au moins un pène de clé apte à s'enclencher sélectivement dans un siège de manoeuvre d'un équipement spécialisé, ledit enclenchement se faisant lors du passage de l'organe à l'aplomb dudit équipement en descente ou en montée et en ce que ledit dispositif comporte des moyens d'entraînement dudit équipement par ledit organe lorsque l'enclenchement est effectué, et des moyens de dégagement dudit pène de clé une fois la manoeuvre effectuée.
  • Selon un mode de réalisation préféré, ledit premier conduit étant une colonne tubulaire de commande et les équipements spécialisés étant des vannes de production de fluide de formations géologiques traversées par le puits, le dispositif comporte en outre un second conduit constituant une colonne de production reliée à son extrémité basse avec l'extrémité basse de ladite colonne tubulaire de commande.
  • Le dispositif comporte avantageusement une pompe disposée dans la colonne de production.
  • La présente invention concerne également une installation de production de fluide à partir d'une formation géologique traversée par un puits foré comportant un dispositif selon l'une quelconque des revendications 7 à 9, caractérisée en ce que le puits est divisé en plusieurs zones de production séparées et isolées les unes des autres par des moyens d'étanchéité de type packers, au moins une vanne étant disposée au niveau d'une zone de production.
  • L'invention pourra être bien comprise et tous ses avantages apparaîtront clairement à la lecture de la description qui suit dont un exemple de réalisation est illustré par les figures annexées parmi lesquelles :
    • la figure 1 représente en coupe un puits équipé de la présente invention,
    • la figure 2 montre en détail l'organe de commande selon la présente invention au niveau d'une vanne à manoeuvrer,
    • la figure 2A montre en détail les clapets anti-retour des séries d'orifices du corps d'une vanne,
    • la figure 3 représente une vue en coupe transversale de la vanne en coopération avec l'organe de commande,
    • la figure 4 représente une vue éclatée de la chemise d'ouverture de la vanne.
  • Sur la figure 1 est représenté un puits 1 comportant sur sa partie basse une partie fortement inclinée sur la verticale, se terminant par une partie horizontale. Ce puits comporte sur sa paroi interne un cuvelage 2 réalisé sous la forme d'éléments tubulaires. Ces éléments dont on revêt la paroi interne du trou de forage pour la maintenir, sont fixés par des joints de cimentation 6. Le puits 1, qui traverse des formations géologiques dont on veut produire des fluides, comporte différentes zones de production 30, 31, 32, 33. Chacune des zones de production 30, 31, 32 communique avec des zones intérieures au cuvelage 2 respectivement par des orifices 13, 15, 17. Les zones de production sont isolées les unes des autres par des joints annulaires d'étanchéité 7, 8, 9 du type packer. Ainsi le fluide se trouvant dans la formation isolé latéralement entre deux joints d'étanchéité est dirigé dans le cuvelage par les orifices 13, 15, 17.
  • Après que le fluide de la formation se soit introduit dans le cuvelage par les orifices, il est nécessaire de faire remonter ledit fluide en surface. Pour cela un conduit, tel qu'une colonne de production 4 est disposée dans le cuvelage.
  • Afin de pouvoir sélectionner la zone de production dont on désire recueillir le fluide et le faire remonter en surface, on équipe le cuvelage d'un autre conduit constituant une colonne tubulaire de commande 3.
  • A l'intérieur du cuvelage 2, la colonne de production 4 et la colonne tubulaire de commande 3 sont maintenus parallèlement l'une à l'autre par des packers double 6a, 7a, 8a, 9a. Ces packers constituent également des moyens d'étanchéité entre le cuvelage 2 et les colonnes 3 et 4 de manière à ce que, dans le cuvelage, le fluide introduit par les orifices 13, 15, 17 réalise un volume délimité par deux sections correspondant à des packers à des niveaux différents.
  • Dans un mode de réalisation préféré, les packers à l'intérieur du cuvelage 7a, 8a, 9a sont au même niveau dans le puits que les joints d'étanchéité 7, 8, 9, les volumes délimités dans le cuvelage coïncidant aux zones de production 30, 31, 32.
  • La colonne de production 4 est reliée à la colonne tubulaire de commande 3 par un élément de liaison 12 tel qu'un tube situé au niveau de l'extrémité basse des deux conduits. Cette colonne de production comporte, disposée à l'altitude requise, une pompe 19 de circulation qui aspire le fluide des formations et le refoule à la surface du sol par la bouche 20. La position de la pompe 19 dans le puits pourra être située sensiblement au dessous du niveau dynamique d'une formation en production. Selon l'invention le sens de circulation du fluide de la pompe ne peut être qu'unique et ascendant.
  • La zone de production choisie pour être exploitée est mise en communication par les orifices du cuvelage avec le volume de fluide autour des deux colonnes 3 et 4, délimité par deux packers successifs.
  • Ce volume de fluide s'écoule dans la colonne tubulaire de commande 3 par des vannes de circulation 14, 16, 18, telles que des vannes à chemises coulissantes.
  • En production, les vannes 14, 16, 18 sont normalement dotées de clapets anti-retour empêchant la circulation de fluide du conduit vers les formations, mais on pourra très bien supprimer ces clapets, lorsque, par exemple, on voudra procéder à la fracturation d'une zone.
  • L'extrémité inférieure de la colonne tubulaire de commande 3 comporte une vanne 10, et l'extrémité inférieure de la colonne de production 4, une vanne 11 commandable chacune à distance, tel des vannes à chemise coulissante semblables aux vannes 14, 16, 18. Le fait d'équiper chaque extrémité des conduits 3, 4 d'une vanne permet d'une part de mettre en communication la partie inférieure 33 du puits pour produire les fluides du fond du puits, et d'autre part une disponibilité des extrémités pour des besoins particuliers de l'exploitation du puits, tel qu'une descente d'un outil au travers de la vanne pour le raclage du puits.
  • Les vannes 10, 14, 16, 18 sont sélectivement commandées en ouverture et fermeture depuis la surface du sol par un organe 21 descendu par un pompage hydraulique produit avec une station de pompage 29 reliée à la colonne tubulaire de commande 3 par une canalisation 28. L'organe 21 de commande est relié, au cours de la descente, à un câble 22 traversant un presse-étoupe 23, de manière que la descente de l'organe 21 s'effectue selon une technique analogue à celle des outils pompés, couramment appelée technique TFL (de l'anglo-saxon "Through Flow Line").
  • Après avoir traversé le presse-étoupe 23, le câble 22 est repris par deux poulies de renvoi qui le dirigent vers un treuil 26 commandé par le poste 27.
  • Dans le cas d'un puits fortement incliné, la force de gravité n'est pas suffisante pour descendre l'organe de commande 21 jusqu'à l'extrémité du puits. On utilise donc pour la descente dans la colonne tubulaire de commande 3 un pompage hydraulique d'un fluide, tel qu'une huile dégazée, puis pour la remontée le câble 22 qui est tiré par le treuil 26.
  • L'organe 21 par son déplacement par pompage et au câble, commande l'ouverture ou la fermeture des vannes de circulation 10, 14, 16, 18, d'une manière rapide qui ne nécessite pas de grosse opération, telle que par exemple le déplacement de la pompe 19.
  • Dans ce qui précède, la description a été développée dans le cas de commande d'ouverture et fermeture de vannes, mais l'invention garde tous ses avantages dans le cas où la commande s'effectue sur d'autres outils spécialisés d'intervention dont il est nécessaire d'établir un passage d'un état actif à un état passif et vice-versa.
  • La mise en oeuvre de l'organe 21 de commande s'effectue comme suit : On introduit par l'ouverture en surface de la colonne tubulaire de commande 3, l'organe de commande 21 relié à une extrémité au câble 22. On met ensuite en place un presse-étoupe 23 autour du câble 22 à l'embout supérieur de la colonne tubulaire de commande 3.
  • L'extrémité supérieure de la colonne de commande 3 étant reliée par la canalisation de pompage 28 à la station 29, on injecte le fluide de pompage de manière à déplacer l'organe 21 de commande vers sa position de travail, le câble se dévidant au fur et à mesure de l'avance de l'organe de commande.
  • Dans le mode de réalisation présenté à la figure 1, on désire produire successivement les zones 30, 31, 32, 33. Pour réaliser ces différentes étapes de production, on commande la vanne 14 en ouverture et les vannes 16, 17, 10 en fermeture. Le fluide de la zone 30 s'écoule dans le cuvelage 2 par les orifices 13 et vient remplir le volume entre les packers 6A et 7A. L'ouverture de la vanne 14 par l'organe 21 (par des moyens explicités ultérieurement) permet l'introduction du fluide dans la colonne tubulaire 4, sa descente jusqu'à l'extrémité puis la remontée en surface grâce à l'action de la pompe 19. Lorsque la zone 30 aura été complètement exploitée, l'organe 21 fermera la vanne 14 et viendra ouvrir la vanne suivante 16 pour produire la zone 31 suivante.
  • Les vannes de circulation 14, 16, 18, 10 ou tout autre appareillage, tel des dispositifs de mesure, des outils ou des instruments, sont manoeuvrés grâce à l'organe 21 par pompage prolongé en descente et par traction sur le câble 22 en remontée.
  • L'organe 21 ayant opéré sa manoeuvre, en ouverture ou fermeture on le remonte à la surface en actionnant le treuil 22 qui produit une traction ascendante. L'organe pourra aussi être temporairement placé au fond du premier conduit de commande 3 au-delà de l'embranchement avec le conduit de production 4.
  • On pourra, avec un organe 21 adapté, réaliser les manoeuvres de plusieurs dispositifs sans être obligé de remonter l'organe 21. Les dispositifs pourront être manoeuvrés au cours de la descente de l'organe 21 de commande vers le fond du puits et/ou au cours de sa remontée du fond du puits.
  • A cet effet, l'organe et le dispositif comporteront les parties de clés conjuguées nécessaires.
  • De la même manière que l'on manoeuvre les dispositifs à partir de l'organe de commande relié par un câble à la surface, on pourra mettre en place des outils ou instruments dans le tubage, en réalisant des mouvements de l'organe dans l'un et/ou l'autre sens à partir des commandes de pompage et/ou de traction sur le câble.
  • Le câble 22 pourra comporter des conducteurs électriques adaptés à transmettre des informations ou à commander l'organe 21, notamment commander sa coopération avec le dispositif à manoeuvrer.
  • Les figures 2, 2 bis, 3, 4 montrent l'organe de commande 21 coopérant avec la vanne 16 à chemise coulissante pour produire l'arrêt de la production de la deuxième zone de production 31.
  • L'organe de commande 21 comporte un corps 35 ne laissant pas passer de fluide de production à son travers lorsqu'aucune traction n'est effectuée sur le câble 22. L'étanchéité extérieure de l'organe 21 avec l'intérieur de la colonne tubulaire de commande 3 est réalisée par un joint 36. Le corps 35 comporte en outre une pièce d'accrochage réalisant un pène de clé 37, comportant une rainure transversale. Ces pènes de clé 37 sont mis en position dans le corps 35 au niveau d'échancrures 56 réparties circonférentiellement autour de l'organe. Dans le mode de réalisation représenté en coupe à la figure 3, l'organe 35 est muni de 3 échancrures dans chacune desquelles est engagé un pène de clé 37.
  • Bien entendu, on pourrait ne disposer qu'un seul pène autour de l'organe. Ce pène de clé d'une forme particulière pour l'ouverture ou la fermeture d'une vanne précise est installé en surface sur l'organe de commande 21 et doit donc être changé pour chaque opération.
  • La vanne 16 par elle-même comporte un corps 42 solidaire de la colonne de commande dans lequel coulisse une chemise tubulaire 39. Cette chemise 39 est usinée de manière à présenter intérieurement un premier siège sous forme d'une nervure 38 de forme associée symétrique à la rainure du pène de clé 37.
  • Sur la figure 2, l'organe de commande 21 est équipé d'un pène de clé 37 qui coopère avec le premier siège 38 pour la fermeture de la vanne.
  • La chemise 39 de la vanne 16 comporte un deuxième siège 40 qui s'associe avec la forme d'un pène de clé pour l'ouverture de la vanne 16. Une série d'orifices 41 percés dans la chemise 39 permettent selon la position de la chemise 39, le passage de fluide à l'intérieur de la colonne tubulaire de commande.
  • Cependant comme on peut le voir sur la figure 2 la clé de pène 37 n'a aucune action sur le siège 40 puisque les formes ne sont pas complémentaires, il est donc nécessaire de changer en surface les pènes de clé pour installer une forme complémentaire au siège 40.
  • Pour obtenir l'ouverture ou la fermeture de la vanne 16, on réalise un coulissement de la chemise 39, par rapport au corps 42, entre deux positions extrêmes. Chaque position extrême est définie par l'introduction d'un ergot élastique circonférentiellement autour de la chemise dans une rainure réalisée dans le corps de la vanne. Ces deux positions extrêmes sont clairement visibles sur la figure 2. La position d'ouverture coïncide avec une butée de la chemise 39 à l'avant de la vanne (c'est-à-dire au niveau du packer 8a), la position de fermeture avec une butée à l'arrière. L'ergot élastique 43 n'est pas constitué entièrement circonférentiellement. Des fentes 60 sont réalisés longitudinalement dans l'axe de la chemise de manière à permettre un dégagement aisé des ergots du fond de la rainure grâce à leur élasticité.
  • Selon la position, la série d'orifices 45 située dans le corps 42 de vanne se trouve ou non en face de la série d'orifices 41 située dans la chemise 39. L'étanchéité entre la chemise 39 et le corps 42 de vanne est assurée par les joints 46. Les orifices 45 débouchent dans un clapet anti-retour 47 (figure 2A) qui évite l'injection du fluide de pompage dans les couches productrices, tout en autorisant la production de fluide provenant de ces mêmes couches.
  • La liaison du câble 22 à l'organe de commande 21 comporte un point faible en traction dont la résistance est sensiblement inférieure à la limite élastique en traction du câble 21, mais nettement supérieure à la tension de cisaillement d'une goupille 52, de façon à permettre le retrait du câble 22, en cas de coincement de l'organe 21 et autoriser le repêchage de ce dernier.
  • L'organe de commande 21 comporte un nez 48 permettant l'éventuel repêchage de l'organe. Il comporte également des moyens de circulation de fluide au travers de l'organe lorsqu'un certain seuil de traction est exercé sur le câble.
  • Ces moyens comportent un obturateur 49 coopérant avec un siège 50 en position fermée et coulissant sur des guides 51 lorsque la goupille 52 immobilisant l'obturateur 49 s'est cisaillée sous l'action de l'effort prédéterminé de traction exercé par le câble 22 sur l'organe 21. La course de l'obturateur en position ouverte est limitée par une butée 53. Lorsque la goupille s'est cisaillée, on pourra donc remonter l'organe 21 par traction du câble sans avoir à évacuer le fluide de pompage de la colonne.
  • On explicitera maintenant les mouvements d'ouverture et de fermeture des vannes.
  • Si on désire fermer la vanne 16, on équipe tout d'abord en surface l'organe de commande avec les pènes de clés 37 associés au siège de fermeture de la vanne correspondant à la nervure 38. On descend ensuite, par un pompage hydraulique, l'organe de commande 21 jusqu'à ce que le pène de clé 37 vient s'encliqueter avec le siège 38, puis on arrête la circulation de fluide de pompage et on exerce une traction sur le câble 22, de manière à déplacer la chemise 39 et donc fermer la vanne 16.
  • Pour remonter l'organe 21 de commande, on exerce sur le câble 22 une traction supérieure à la traction de déplacement de la chemise pour la fermeture de la vanne, de manière que le pène 37 en s'effaçant dans les échancrures 56 se libère du siège 38, et qu'éventuellement la goupille 52 soit cisaillée, permettant la mise en action des moyens de circulation interne de l'organe.
  • La libération entre le pène de clé 37 et le siège 38 réalisant la nervure s'effectue, par exemple, en fin de traction sur le câble 22, par la coopération d'un chanfrein 54 de la vanne 16 avec un biseau 55 du pène 37. L'effacement du pène 37 dans l'échancrure 56 du corps 35 se produit par l'applatissement d'un ressort de rappel 57 situé sous la clé de pène.
  • La remontée de l'organe 21 à la surface du sol s'effectue ensuite par une traction prolongée sur le câble 22.
  • Maintenant, pour un mouvement inverse, c'est-à-dire d'ouverture de la vanne, on équipe en surface l'organe 21 avec un pène de clé dont la forme est complémentaire à celle du siège 40, on descend par pompage hydraulique l'organe jusqu'à ce que le pène de clé et le siège 40 coopèrent ensemble, on prolonge le pompage pour faire avancer la chemise jusqu'à ouvrir la vanne 16.
  • La remontée de l'organe à la surface du sol s'effectue de la même manière que précédemment, par traction sur le câble 22, les surfaces biaisées du pène de clé et de la chemise permettant un dégagement dudit pène sans déplacement de la chemise.
  • Une fois que les vannes 10, 14, 16, 18 sont placées dans les positions désirées d'exploitation (c'est-à-dire dans le cas d'un début d'exploitation de la zone 30, la vanne 14 ouverte, les vannes 16, 18, 10 fermées), et qu'éventuellement l'organe 21 est remonté, on met en fonctionnement la pompe 19 pour que les fluides des formations sélectionnées puissent pénétrer dans la colonne tubulaire, aller jusqu'à l'élément de liaison 12, et remonter par la colonne de production 4, en passant au travers de la pompe 19, vers la bouche 20.
  • La colonne tubulaire de commande 3 pourra aussi être équipé d'une pompe capable de suppléer la pompe 19 de la colonne de production 4.
  • La pompe 19 pourra être une pompe centrifuge ou une pompe à tiges, adaptée à coopérer avec la colonne de production 4 pour sa mise en place et son utilisation.
  • On ne sortira pas du cadre de la présente invention en remplaçant la pompe 19 par tout autre moyen de pompage tel que par exemple une vanne dite de "gas lift".
  • Dans les détails de réalisation précédents, il était prévu de changer les pènes de clé pour chaque vanne, mais on peut facilement adapter la présente invention pour n'utiliser que deux formes de pène de clé, une première servant à l'ouverture de toutes les vannes, une seconde à la fermeture.
  • Sans sortir du cadre de la présente invention, on pourra appliquer le procédé et l'ensemble de manoeuvre selon l'invention à des puits sous-marins.
  • L'organe de commande 21 pourra comporter des articulations, de manière qu'il puisse circuler dans des de faible rayon de courbure.
  • L'organe pourra comporter des éléments d'étanchéité 36 situés de part et d'autre du pène 37 et comporter des outils tels qu'une coulisse de battage.
  • Comme pour la technique des outils pompés, on pourra réaliser des raclage de paraffine, avec pompage simultané de solvant si nécessaire, la pose et le repêchage des outils de production (bouchon, clapet anti-retour, vanne de sécurité, vanne dite de "gas lift", instruments, tels des pompes à jet), le lavage du sable déposé au niveau des zones productrices, l'enregistrement de la pression de fond, l'injection de produit de traitement, l'instrumentation sur des trains de tiges coincés...
  • L'organe de commande pourra aussi comporter un régulateur interne de by-pass qui autorise le passage de fluide à son travers dans le sens de la partie supérieure de l'organe vers la partie inférieure de l'organe. La régulation permet, soit de continuer à circuler dans le premier tubage lors du coincement de l'organe en cours de trajet, soit de répartir sur plusieurs éléments d'étanchéité 36 l'effort produit par la pression.
  • L'organe de commande pourra comporter une rallonge permettant de manoeuvrer des dispositifs, tels la vanne 10, au-delà de l'élément de liaison hydraulique 12.
  • Les dispositifs commandés pourront être des instruments de mesure. L'espace compris entre le cuvelage 2 et le tubage 3, notamment celui situé au dessus de l'élément d'étanchéité 6a, pourra être utilisé pour constituer le conduit de retour à la place du conduit 4.

Claims (7)

1. Procédé pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention (10, 14, 16, 18) dans un puits foré (1), ledit puits foré comportant au moins un premier conduit tubulaire (3) le long duquel sont installés à distance lesdits équipements, comportant les étapes suivantes :
- on introduit dans ledit premier conduit tubulaire (3) un organe de commande (21),
- on fixe à une extrémité dudit organe un câble (23),
- on descend ledit organe de commande (21) dans ledit conduit tubulaire (3) par pompage hydraulique descendant,
- on assure le défilement du câble dans le conduit tubulaire à partir de la surface,
- on remonte l'organe de commande (21) par traction sur le câble à partir de la surface,
caractérisé en ce que
- on équipe, à la surface du sol ledit organe de commande sur sa circonférence d'au moins un pène de clé (37), ledit pène de clé étant apte à coopérer avec un siège de manoeuvre (38, 40) d'un desdits équipements spécialisés, de forme complémentaire associé audit pène,
- on déplace ledit organe de commande dans ledit premier conduit pour venir à l'aplomb d'un équipement sélectionné,
- on assure l'enclenchement dudit pène avec le siège associé dudit équipement en descente ou en remontée,
- on manoeuvre ledit équipement en prolongeant le déplacement dudit organe par pompage hydraulique ou par traction sur le câble (22) fixé sur ledit organe,
- on assure, une fois la manoeuvre effectuée, le dégagement dudit pène de clé du siège par traction sur le câble (22),
- on remonte l'organe de commande à la surface, et
- en ce que ledit procédé est appliqué à un puits foré ayant au moins une zone fortement déviée par rapport à la verticale.
2. Procédé pour manoeuvrer des équipements spécialisés selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit premier conduit étant une colonne tubulaire de commande (3), et les équipements spécialisés étant des vannes de production (10, 14, 16, 18) de fluide de formations géologiques traversées par le puits,
- on manoeuvre à l'ouverture ou à la fermeture lesdites vannes par l'organe de commande (21),
- on assure l'écoulement du fluide dans ladite colonne de commande (3) et la production en surface dudit fluide dans un second conduit constituant une colonne de production (4) reliée à son extrémité basse avec l'extrémité basse de ladite colonne tubulaire de commande (3).
3. Dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention (10, 14, 16, 18) dans un puits foré, ledit puits foré comportant au moins un premier conduit tubulaire (3) le long duquel sont installés à distance lesdits équipements (10, 14, 16, 18), un organe de commande (21) étant introduit dans ledit premier conduit tubulaire (3) et relié à la surface par un câble (22) fixé à une de ses extrémités, ledit dispositif comportant en outre des moyens de pompage descendant (29) aptes à déplacer ledit organe (21) dans ledit conduit tubulaire (3), des moyens de défilement du câble (22) dans le conduit tubulaire, des moyens de traction (26, 27) sur le câble à partir de la surface, caractérisé en ce que ledit organe de commande (21) est équipé sur sa circonférence d'au moins un pène de clé apte à s'enclencher sélectrivement dans un siège de manoeuvre (38) d'un équipement spécialisé, ledit enclenchement se faisant lors du passage de l'organe à l'aplomb dudit équipement en descente ou en remontée, en ce que ledit dispositif comporte des moyens d'entraînement dudit équipement par ledit organe lorsque l'enclenchement est effectué, et des moyens de dégagement (54, 55) dudit pène de clé une fois la manoeuvre effectué, ledit puits foré ayant au moins une zone fortement déviée par rapport à la verticale.
4. Dispositif selon la revendication 3, caractérisé en ce que ledit premier conduit étant une colonne tubulaire de commande (3) et les équipements spécialisés étant des vannes de production (10, 14, 16, 18) de fluide de formations géologiques traversées par le puits, le dispositif comporte en outre un second conduit constituant une colonne de production (4) reliée à son extrémité basse avec l'extrémité basse de ladite colonne tubulaire de commande.
5. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé en ce qu'il comporte une pompe (19) disposée dans la colonne de production.
6. Dispositif selon l'une des revendications 3 à 5, caractérisé en ce que l'organe de commande (21) comporte des moyens de circulation de fluide au travers dudit organe au-delà d'un certain seuil de traction exercée sur le câble (22), la circulation de fluide au travers de l'organe (21) s'effectuant de la partie supérieure de l'organe relié au câble vers la partie inférieure de l'organe.
7. Installation de production de fluide à partir d'une formation géologique traversée par un puits foré comportant un dispositif selon l'une des revendications 3 à 6, caractérisée en ce que le puits est divisé en plusieurs zones de production (30, 31, 32, 33) séparées et isolées les unes des autres par des moyens d'étanchéité de type packers (7, 8, 9), au moins une vanne étant disposée au niveau d'une zone de production.
EP88402074A 1987-08-19 1988-08-10 Procédé et dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale Expired - Lifetime EP0307266B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8711749A FR2621646B1 (fr) 1987-08-19 1987-08-19 Procede pour manoeuvrer au moins un dispositif a l'interieur d'un tubage et ensemble permettant la mise en oeuvre du procede
FR8711749 1987-08-19

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0307266A1 EP0307266A1 (fr) 1989-03-15
EP0307266B1 true EP0307266B1 (fr) 1992-04-29

Family

ID=9354321

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP88402074A Expired - Lifetime EP0307266B1 (fr) 1987-08-19 1988-08-10 Procédé et dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale

Country Status (9)

Country Link
US (1) US4940094A (fr)
EP (1) EP0307266B1 (fr)
CA (1) CA1320125C (fr)
DE (1) DE3870556D1 (fr)
DK (1) DK169879B1 (fr)
ES (1) ES2032581T3 (fr)
FR (1) FR2621646B1 (fr)
IN (1) IN171838B (fr)
NO (1) NO300391B1 (fr)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2668793B1 (fr) * 1990-11-02 1995-12-15 Inst Francais Du Petrole Dispositif perfectionne d'intervention dans des puits de production devies non eruptifs.
GB9025230D0 (en) * 1990-11-20 1991-01-02 Framo Dev Ltd Well completion system
US5090481A (en) * 1991-02-11 1992-02-25 Otis Engineering Corporation Fluid flow control apparatus, shifting tool and method for oil and gas wells
NO179112C (no) * 1991-10-11 1996-08-07 Statoil As Verktöyanordning og fremgangsmåte for utförelse av operasjoner nede i et borehull
EP0539040A3 (en) * 1991-10-21 1993-07-21 Halliburton Company Downhole casing valve
US5284208A (en) * 1992-10-15 1994-02-08 Halliburton Company Production logging system using through flow line tools
NO306127B1 (no) * 1992-09-18 1999-09-20 Norsk Hydro As Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar
US5918669A (en) * 1996-04-26 1999-07-06 Camco International, Inc. Method and apparatus for remote control of multilateral wells
GB2414258B (en) * 2001-07-12 2006-02-08 Sensor Highway Ltd Method and apparatus to monitor, control and log subsea wells
NO20044756A (no) * 2004-11-03 2006-01-23 Henning Hansen Transportrør til bruk ved installering eller utskrifting av et brønnverktøy i en produserende brønn samt fremgangsmåter for bruk av samme
CA2628802C (fr) * 2007-04-13 2012-04-03 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Procede et appareillage de traitement hydraulique d'un puits de forage
US20090000787A1 (en) * 2007-06-27 2009-01-01 Schlumberger Technology Corporation Inflow control device
CA2820652C (fr) 2010-02-18 2017-06-27 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Outillage de fond avec securite pour debris, et methode d'utilisation
CA2713611C (fr) 2010-09-03 2011-12-06 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Outil d'isolement multifonction et methode d'utilisation
CA2813690A1 (fr) 2010-10-05 2012-04-12 Packers Plus Energy Services Inc. Appareil deplace par cable pour le traitement d'un puits de forage par fluide
CA2738907C (fr) * 2010-10-18 2012-04-24 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Outils et procedes pour la completion de puits
CA2810045A1 (fr) * 2012-03-21 2013-09-21 Oiltool Engineering Services, Inc. Systeme de fracture multizone
CA2798343C (fr) 2012-03-23 2017-02-28 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Outil de depressurisation en fond de trou
WO2014204428A1 (fr) * 2013-06-17 2014-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Commande de système de câble utilisant un écoulement de fluide en vue d'appliquer une force de locomotion
US20160076550A1 (en) * 2014-09-17 2016-03-17 Ge Oil & Gas Esp, Inc. Redundant ESP Seal Section Chambers
BR112022021900A2 (pt) * 2020-05-07 2023-01-17 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Sistema de injeção de produto químico para furos de poço submetidos à completação

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2752855A (en) * 1955-02-15 1956-07-03 Gulf Oil Corp Dual-zone producing apparatus
US2999545A (en) * 1957-06-03 1961-09-12 Baker Oil Tools Inc Retrievable plug
US3263752A (en) * 1962-05-14 1966-08-02 Martin B Conrad Actuating device for valves in a well pipe
US3656562A (en) * 1970-07-13 1972-04-18 Brown Oil Tools Well perforator with positioning tool
US3811500A (en) * 1971-04-30 1974-05-21 Halliburton Co Dual sleeve multiple stage cementer and its method of use in cementing oil and gas well casing
US4349072A (en) * 1980-10-06 1982-09-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting logging or perforating operations in a borehole
FR2501777B1 (fr) * 1981-03-13 1986-08-29 Inst Francais Du Petrole 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
US4436152A (en) * 1982-09-24 1984-03-13 Otis Engineering Corporation Shifting tool
US4484628A (en) * 1983-01-24 1984-11-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting wireline operations in a borehole
NO158826C (no) * 1983-01-24 1988-11-02 Schlumberger Ltd Fremgangsmaate og anordning for utfoerelse av vaieroperasjoner i et borehull.
FR2575515B1 (fr) * 1984-12-28 1988-11-10 Inst Francais Du Petrole Dispositif propulse par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits devie

Also Published As

Publication number Publication date
FR2621646A1 (fr) 1989-04-14
NO883644L (no) 1989-02-20
FR2621646B1 (fr) 1995-08-25
DK463688D0 (da) 1988-08-18
EP0307266A1 (fr) 1989-03-15
NO883644D0 (no) 1988-08-16
US4940094A (en) 1990-07-10
DK169879B1 (da) 1995-03-20
NO300391B1 (no) 1997-05-20
DE3870556D1 (de) 1992-06-04
DK463688A (da) 1989-02-20
ES2032581T3 (es) 1993-02-16
IN171838B (fr) 1993-01-23
CA1320125C (fr) 1993-07-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0307266B1 (fr) Procédé et dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale
CA1315190C (fr) Dispositif et methode pour effectuer des operations et/ou interventions dans un puits
EP0574326B1 (fr) Dispositif, système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral
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
EP0526294B1 (fr) Système pour effectuer des mesures ou interventions dans un puits foré ou en cours de forage
EP0202151B1 (fr) Equipement pour train de tiges, tel qu'un train de tiges de forage, comprenant un raccord à fenêtre latérale pour le passage d'un câble
CA1261456A (fr) Dispositif propulse par pression hydraulique utilisable dans un puits devie
US4682656A (en) Completion apparatus and method for gas lift production
GB2158128A (en) Well test apparatus and methods
FR2679957A1 (fr) Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits fore ou en cours de forage.
GB2241523A (en) Annular safety system for gas lift production
EP0192558B1 (fr) Dispositif pour mettre en place un outil ou instrument dans une conduite utilisable notamment pour l'exploitation en fond de puits de pompes hydrauliques autonomes, en production par l'intérieur d'un tubing
EP0516806B1 (fr) Dispositif d'actionnement a distance d'un equipement comportant un systeme duse/aiguille et son application a une garniture de forage
US3981364A (en) Well tubing paraffin cutting apparatus and method of operation
FR2458670A1 (fr) Dispositif de carottage a la turbine avec tube suiveur
FR2564893A2 (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.
FR2692316A1 (fr) Système et méthode de forage et d'équipement de forage latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier.
EP0484218B1 (fr) Dispositif d'intervention dans des puits déviés non éruptifs
WO1996038651A2 (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
FR2772826A1 (fr) Procede et outil pour traiter au moins la paroi d'une zone critique d'un trou de forage
CA1336882C (fr) Vanne a chemise coulissante pour la production de puits fores dans le sol
CA1325368C (fr) Procede et dispositif pour commander hydrauliquement et selectivement au moins deux outils et/ou instruments d'un dispositif
FR2751026A1 (fr) Suspension de la colonne de production d'un puits petrolier

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

17P Request for examination filed

Effective date: 19880820

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): DE ES FR GB NL

17Q First examination report despatched

Effective date: 19891030

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): DE ES FR GB NL

REF Corresponds to:

Ref document number: 3870556

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19920604

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FG2A

Ref document number: 2032581

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: T3

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: ES

Payment date: 19950622

Year of fee payment: 8

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

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF THE APPLICANT RENOUNCES

Effective date: 19960812

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FD2A

Effective date: 19991007

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: FR

Payment date: 20020716

Year of fee payment: 15

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

Ref country code: GB

Payment date: 20020722

Year of fee payment: 15

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

Ref country code: NL

Payment date: 20020830

Year of fee payment: 15

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

Ref country code: DE

Payment date: 20020905

Year of fee payment: 15

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: 20030810

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: 20040301

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

Ref country code: DE

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

Effective date: 20040302

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

Effective date: 20030810

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

Ref country code: FR

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

Effective date: 20040430

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

Effective date: 20040301

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST