EP0457653A1 - Manchon de sécurité pour puits communiquant notamment avec une réserve souterraine de fluide sous pression, ensemble de sécurité et procédé d'exploitation de puits associés - Google Patents

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EP0457653A1
EP0457653A1 EP91401193A EP91401193A EP0457653A1 EP 0457653 A1 EP0457653 A1 EP 0457653A1 EP 91401193 A EP91401193 A EP 91401193A EP 91401193 A EP91401193 A EP 91401193A EP 0457653 A1 EP0457653 A1 EP 0457653A1
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EP
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tube
sleeve
central tube
well
central
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Jean Chaix
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Francaise De Stockage Geologique "geostock" Ste
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    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids

Definitions

  • the present invention relates to tube systems which are arranged within wells, in particular for exploiting underground reserves of pressurized fluid, whether these are natural (oil deposits) or artificial (storage cavities in sufficiently impermeable mass).
  • a safety device facilitating the closure of any passage between these tubes and the outside of the well.
  • This device is rather called hereafter “sleeve” because of its very structure.
  • a safety assembly comprising this sleeve, but also a part of the tubes as well as safety valves of known type, also forms part of the invention. It in fact authorizes the implementation of a method of operating the well in which it is disposed, which is particularly advantageous economically and reliable in terms of safety.
  • the leaching technique which essentially consists of injecting fresh water through a dip tube 10 and recovering this water saturated with dissolved salt - rather called brine - by the ring finger between the tube 10 and a tube called the non-guard tube shown and not permanent taking place in the well 2, results in the formation of a cavity 1, but also in the accumulation of insolubles 7 at the bottom of this cavity 1 while it remains filled with brine.
  • This assembly comprises, still going more and more towards the outside of the well: a protection tube 30 (also called hereinafter peripheral tube), a metal casing 20, a cement sheath 25. While the latter extends to the shoe 21 of the well 2 and guarantees good anchoring of the casing to the ground, a liquid of appropriate density, often called in the profession "completion liquid”, and based on brine is placed between the protective tube 30 and the casing 20. Retained below by the annular plug 31, this liquid has the function of exerting a support force on the casing 20, the resistance in particular to crushing can thus be reduced.
  • a protection tube 30 also called hereinafter peripheral tube
  • metal casing 20 While the latter extends to the shoe 21 of the well 2 and guarantees good anchoring of the casing to the ground, a liquid of appropriate density, often called in the profession "completion liquid”, and based on brine is placed between the protective tube 30 and the casing 20. Retained below by the annular plug 31, this liquid has the function of exerting a support force on the casing 20, the
  • the "dewatering” then consists in injecting the gas G to be stored by the ring finger 9. Provided that its pressure is sufficient, it pushes back the interface 8 gas / brine towards the bottom of the cavity, brine B being thus forced to go up by the dip tube 10. In this way, the pressurized gas G gradually replaces the brine B within the cavity. When it finally contains only gas, the real phase of storage operation begins. This generally lasts from 20 to 25 years during which gas is gradually withdrawn or renewed. For these operations, the dip tube 10 is most of the time amputated of all or part of its length extending into the cavity. This is why we give it instead the name of central tube 10 by referring to its position in the center of the well. It is by this tube that traditionally, the gas withdrawn is collected at the surface while the annular 9 can be voluntarily closed.
  • This mask 40 has a telescopic part 42 which, depending on whether the pressurized oil is supplied by the control line 44 or not, has come out to the maximum of its length (FIG. 3) or is fully retracted (FIG. 4).
  • the mask 40 isolates the interior of the central tube 10 relative to the annular 9.
  • the lateral orifices 11 and 12 formed in the central tube 10 are, on the contrary, placed in communication with each other so that the gas injected during "dewatering" for example can bypass a fixed connection provided between central tube 10 and protective tube 30.
  • one of the lateral orifices 11 is released while the other 12 remains isolated by the mask. Consequently, the gas withdrawn is diverted from the annular 9 to the center of the central tube 10.
  • a safety sleeve for wells communicating in particular with an underground reserve of pressurized fluid, a peripheral tube being disposed in said well as well as a central tube concentric with said peripheral tube so that an annular is defined therebetween , characterized in that said sleeve is constituted by a hollow cylinder having upper ends and lower as well as inner and outer lateral surfaces, said sleeve being adapted to be connected, at said outer lateral surface, to said peripheral tube and, at said lower lateral surface, to said central tube, an annular groove being formed in said lower lateral surface in order to receive a plug and conduits adapted to put said annular in communication with said central tube, a first series of said conduits starting from said upper end of said cylinder to end at said inner lateral surface between said groove and said lower end of said cylinder while a second series of said conduits starts from said lower end of said cylinder to end at said inner lateral surface between said groove and said upper end of said cylinder.
  • each of said conduits is locally of cylindrical section, said conduits being preferably distributed circumferentially at equal distance from each other.
  • each of said series of conduits is formed by the envelope of parallel cylindrical channels arranged so that two neighboring channels interpenetrate.
  • said cylinder constituting said sleeve is machined in a steel billet. It can also be forged. Likewise, it preferably admits a height of between approximately 1.5 m and approximately 3 m.
  • the present sleeve then forms part of a safety assembly which, according to the invention, further comprises a length of central tube constituted by an upper piece connected to said upper end of said sleeve and by a lower piece connected to said lower end of said sleeve, at least said lower piece being provided with a safety valve capable of closing off said central tube in the event of an accident.
  • said length of central tube is of the order of ten meters.
  • a plug seat is preferably provided on each of said pieces of said length of central tube in the immediate vicinity of said sleeve.
  • said lower piece of said central tube length finds advantage to end with an inner annular groove, another plug seat being disposed between said safety valve and said groove.
  • said safety valve is of the withdrawable type normally closed. It can take place around said length of central tube and include a control line for the supply of a hydraulic fluid which is held in place by virtue of its partial housing within said sleeve.
  • the outer lateral surface of said sleeve is provided with O-rings to seal between said sleeve and the peripheral tube.
  • the security assembly rather has a length of peripheral tube that is little different from said length of central tube and similarly consists of an upper piece connected to said upper end of said sleeve and a lower piece connected to said lower end of said sleeve.
  • said peripheral tube is a protective tube taking place within a cemented casing
  • said upper piece of said length of protective tube then preferably comprises an orifice for the passage of said control line, means being provided in order to '' sealing said orifice.
  • a method of operating a well communicating in particular with an underground reserve of pressurized fluid, a peripheral tube being disposed in said well as well as a central tube concentric with said peripheral tube so that an annular is defined between them is characterized in that it implements the present safety assembly so that the flows established on the one hand in the central tube and on the other hand in the annular are able to cross.
  • a first operation of the present method consists in connecting said security assembly to said central and peripheral tubes, said upper piece of said length of central tube also being provided with another security valve capable of closing off said central tube in the event of an accident.
  • an intermediate operation of the present process then consists in filling said cavity with said gas, said gas being introduced under pressure by said central tube above said sleeve, then passing through said annular below said sleeve to pushing back said brine which rises through said central tube below said sleeve and is recovered by said annular above said sleeve.
  • a last operation of the present method consists in withdrawing said fluid from the surface or / and injecting it into said underground reserve by both said central tube and said annular.
  • a first operation of the said method consists in connecting the said security assembly to the said central and peripheral tubes, a jacket being applied in leaktight manner against the said inner lateral surface of the said sleeve so that the said conduits are closed, said plug being also removed, a subsequent operation of said method consisting in withdrawing said fluid from the surface in reserve or / and to inject into said underground reserve by said central tube only.
  • said assembly is arranged 30 meters below the ground surface, or even more if this is deemed necessary.
  • said well further comprises a cemented casing terminated below by a shoe, and that said peripheral tube is constituted by a protective tube taking place within said cemented casing, during the operation of connecting said assembly of security, said assembly is rather disposed about 10 meters above said shoe of said well.
  • upper sections of central tube are preferably provided with seals and fitted into said upper piece of said length of central tube of said security assembly while lower sections of central tube are rather secured within said lower piece of said length of central tube of said safety assembly via anchor dogs and an inflatable bladder so that said lower and upper sections can be removed at any time without having to undo said connection of said security assembly.
  • the present sleeve is preferably put in place from the "dewatering" phase. In the operating phase, it then authorizes the withdrawal and recovery of the reserve fluid by both the central tube and the ring finger.
  • the cross section of the outlet fluid is increased, compared to the prior art, by the cross section of the annular. This amounts in practice to a doubling of section which further contributes to reducing the pressure losses and improving the flow rates for a given flow rate.
  • the present security assembly also accommodates an oil deposit by adapting to both an injection and an exploitation well, that is to say a withdrawal. In this case, it is interesting first of all in "double completion" operations.
  • double completion In the field of petroleum production, the term “double completion” is commonly used in connection with deposits comprising two geological layers containing hydrocarbons, separated by at least one impermeable layer. Whether the hydrocarbons are then in the gas phase, in the liquid phase or even in the form of an oil-gas mixture, the “double completion” technique aims to recover them at the surface without contact between the fluids from each of the layers.
  • the method implemented so far consists in using a production well passing through the two layers. Its casing is then pierced with perforations at the right of each of the two producing layers.
  • two production tubes communicating with the surface and each provided with a safety valve are placed next to each other in the well. The first of them is for example shorter and stops opposite the upper perforations. The second extends to the lowest perforations and advantageously has a slight bend in order to make up for a more central position in the casing of the well as soon as the lower end of the first tube is exceeded.
  • the system is finally completed by two shutters arranged between the casing and the tubes in order to force the hydrocarbons to flow within the latter.
  • One of these shutters is located rather at the depth of the intermediate impermeable layer. Its shape remains simple, to plug the annular space between the second tube and the casing. The other, on the contrary, is of a more complex structure since, being located above the upper producing layer, it must provide insulation while allowing passage to the two tubes.
  • this security package can be of great service in terms of security.
  • the operators are able to choose to have it close to the bottom of the well, that is to say in a place of least vulnerability in terms of both natural geological disorders and possible sabotage. They can also dismantle the whole or part of it and reassemble the elements to be inspected or repaired.
  • these advantages are added to that of the notable increase in the passage section at the outlet of the well. As soon as it is an exploitation well of the deposit, this suggests the possibility of reducing the number of wells with the enormous financial savings that this represents.
  • the tube system finds itself in a situation similar to that of the prior art in the operating phase.
  • the advantage of a safety valve mounted around the central tube and not inside the latter remains, also releasing its full section for the passage of the fluid.
  • This aspect can also be combined with a particularly small ring finger whenever other considerations on flow allow.
  • the present sleeve simply acts as a shutter for the ring finger.
  • it remains particularly effective in this role since it is an integral part of the well tubes and cannot therefore be detached from it.
  • FIGS. 5 and 6 show a safety sleeve 100 in accordance with the present invention. It is indeed a thick-walled cylinder that can reach 1.5 to 3 meters in height, for example machined in a steel billet or forged.
  • the outside diameter of the sleeve corresponds more or less to that of the protective tube (peripheral tube) which the well must accommodate.
  • Threads 132 in order to allow the connection of the sleeve to this tube are for example made.
  • a lower thread 132b can be directly provided on the external surface of the sleeve while an upper thread 132h can be formed inside a crown projecting axially from the sleeve.
  • the internal diameter of the sleeve is chosen so that the central tube 10 can be connected in leaktight manner within its internal hole 110.
  • Threads 112b lower and 112h upper are for example made for this purpose on the surface of the hole 110 inside around each of the ends of the sleeve 100.
  • conduits 131 are drilled in the same wall of the cylindrical sleeve 100.
  • Each of them has a longitudinal part which starts from the transverse surface of the wall of the sleeve, that is to say more simply from one of its ends. In other words, they are provided to communicate with the annular 9 as soon as the sleeve 100 is mounted between its respective sections of protective tube 30 and central tube 10.
  • the longitudinal part is extended by a bend in an oblique part 113 which finally opens into the hole 110 inside the sleeve.
  • the conduits 131 consequently communicate with the central tube 10. They therefore connect the ring finger 9 and the interior of this tube 10.
  • the straight longitudinal parts of the conduits can be cylindrical and distributed circumferentially at equal distance from each other as shown in solid lines on the axial and transverse sections of Figures 5 and 6 respectively. Their number is adaptable according to the diameter of each conduit, the thickness of the wall of the sleeve, the desired flow rates, etc. Figures 5 and 6 show eight, but they could just as easily be four or less. It is conceivable, on the other hand, to multiply them to the point that the various conduits interpenetrate and form a common passage between them. This is what is shown in Figures 5 and 6 in dotted lines. However, there is no question of connecting all the conduits together. Indeed, a first series of conduits (half in the figures) is provided to open above the plug seat 111 (cf.
  • FIG. 7 replaces the sleeve 100 which has just been described in the context of the protective and central tubes 30 which must be connected to it.
  • the latter are however represented very schematically. In particular, the details of the connections by thread or even by interlocking are not reported. Likewise, the connections between the various pipe sections are not shown. Their existence remains in the minds of those skilled in the art, so that we will not discuss them here any more. What should be retained from FIG. 7 illustrating a preferred safety assembly in accordance with the present invention essentially relates to a particular length 13 of the central tube 10 as well as a length 33 of the protection tube 30 which completes the sleeve to ensure the safety of the well.
  • the length 13 it is made up of two pieces 13b and 13h, which are more or less similar and which come to adapt on either side of the sleeve 100. Moving away from the latter. , we find identically on each of these two pieces: a plug seat 15, then a safety valve 50.
  • a plug seat 15 In FIG. 7, the mention "b" (for bottom) following the reference number makes it possible to distinguish the comparable elements of piece 13b and the mention “h” (for top), those of piece 13h.
  • the valves 50 are advantageously valves of the type removable normally closed; that is to say that in the absence of oil arriving by the control lines 51, the valves 52 of the valves 50 close and thus interrupt the passage within the central tube 10.
  • valves whose body 53 is arranged externally around the central tube 10 can easily be used with the interesting clearance of space within the tube 10 that this implies (in order to authorize the descent or the ascent various tools).
  • These valves 50 need not be particularly space-saving. They can optionally be installed with the cable in a known manner around the piece 13 of tube 10.
  • the security assembly comprising sleeve 100, pieces 13 of central tube 10 and pieces 33 of protective tube 30 as a all assembled on the surface to then be freely placed in the well or removed from the latter.
  • the free ends of the two pieces 13b and 13h are rather of distinct diameters, the upper piece 13h ending for example by a slight flaring 17 while the lower piece 13b does not change size.
  • the latter is optionally provided with a terminal annular groove 16.
  • the length 13 is able to be mounted within the central tube 10 while allowing easy disassembly regardless of the part of the tube 10 to be removed.
  • the details of the corresponding connections are however given below with reference to FIG. 8.
  • another plug seat 14 is also provided a little above the lower end of the piece 13b. This seat 14 as well as the seats 15 previously mentioned are arranged so that, the corresponding plugs once put in place, sections of tube are insulated. The tightness and mechanical strength of each of these sections can then be tested separately using different tests familiar to those skilled in the art.
  • the length 33 of associated protection tube 30 also consists of a piece 33h upper and a piece 33b lower between which is the present sleeve 100.
  • the pieces 33 have for example a length comparable to that of the pieces 13 which they protect respectively.
  • Their only particularity is to include an orifice for the passage of the lines 51 for controlling the valves 50. Since this orifice must also be sealed, it is advantageous for the two lines 51 h and 51 b of each of the two safety valves 50 to use the same path.
  • the line 51h of the upper valve 50h is preferably diverted towards the sleeve 100.
  • the lines 51 partly housed in the latter are also less likely to break as a result of excessive movement within the ring finger 9 .
  • the safety assembly thus formed can reach a total length of the order of a few tens of meters.
  • a priori it is able to be placed in the well at any level between the surface and the shoe.
  • Two places referenced respectively 4h and 4b in Figure 1 are more advantageous. These are, on the one hand, approximately 30 meters below the surface and, on the other hand, approximately 10 meters above the hoof. Between these two positions, the deeper one is even more interesting since it puts the safety assembly out of reach of many causes of damage in the well, for example earthquakes, surface explosions or readjustments of land following settlement or other geological phenomena occurring in the longer term.
  • Figure 8 relates to another embodiment of this security assembly.
  • sleeve 100 and the pieces 13b and 13h of central tube 10 arranged in the extension of the inner side surface of the latter. If necessary, sleeve 100 and pieces 13 are therefore formed in one piece.
  • the variant in fact concerns the external lateral surface of the sleeve. Rather than pieces 33 of protection tube 30 arranged in an extension, this time it includes gaskets 34, in particular toric seals.
  • FIG. 8 there are two at each end of the sleeve 100. Their function is to ensure sealing with the protection tube 30 in which the safety assembly thus formed is engaged.
  • the protective tube 30 has a suitable internal shoulder 35, it provides support for the assembly which is thus well maintained. Above it, it is advantageous for the protective tube 30 to be less adjusted to the external lateral surface of the sleeve in order to facilitate its descent to its final place.
  • Figures 9 and 10 illustrate precisely how the security assembly which has just been described is advantageously implemented when it is disposed in position 4b, near the shoe 21 of the well.
  • the assembly is in fact easily recognizable with its sleeve 100 within which the central plug 60 is subject - the seal being ensured by stages of O-rings 62 (cf. FIG. 7) -, its pieces 13h and 13b of tube 10 central receiving the safety valves 50 as well as its pieces 33h and 33b of protection tube 30. If the upper piece 33h of the latter is completed up to the surface, the lower piece 33b is on its side adapted to end with a narrowing 34 which allows it to fit within an annular shutter 70.
  • the tightness of the socket is guaranteed by various stages of seals interposed between the narrowing 34 and the shutter 70.
  • This other part is meanwhile provided in a conventional manner inside the casing 20 of the well at some distance above its shoe 21. It consists of a longer length of tube, wider and which is tightly fixed to the casing 20 using the annular plug 31 intended to retain the liquid 32 for completion. Then comes a converging length which continues in a barely narrower guide than the central tube 10 and comprising two plug seats 71 and 72. These make it possible to place plugs so that the tightness and mechanical strength of the protective tube 30 can be tested or that the bottom of the well is if necessary isolated from the cavity 1.
  • FIG. 9 shows upper and lower sections 10h and 10b of the central tube 10 sandwiching the length 13 of tube 10 of the this security package.
  • the upper 10h sections take place within the terminal flaring 17 of the upper 13h piece.
  • the corresponding nesting is carried out within, for example, O-ring seals so that the seal of the connection is guaranteed.
  • the lower sections 10b engage in turn in the right end of the lower piece 13b and are fixed there using anchor dogs.
  • An inflatable bladder 18 or other O-rings interposed between the facing pipes allow, if necessary, to ensure perfect sealing despite the relatively large difference in diameters. This difference is indeed advantageous; because, as soon as the bladder 18 is deflated, the operator can reassemble one or more of the lower sections 10b through the length 13 of central tube 10 (of course by removing the plug 60).
  • a safety seal 19 Preferably located lower than the annular shutter 70 on the central tube 10, there is a safety seal 19. Its role is to make possible the release within the cavity 1 of the rest of the central tube 10 which, in the "dewatering" phase at least, extends to the bottom of the cavity. This release may occasionally be ordered from the surface or even intervene automatically in the event, for example, of excessive stress on the tube (due to the fall of rocky blocks, etc.).
  • the tube system of Figure 9 representative of that used during "dewatering" leads to flows indicated by continuous arrows for brine B and dashed lines for gas G.
  • Another way of implementing the present security assembly during the operating phase consists, for example, first of all in removing from the latter the valve 50h of higher security. Likewise, the plug 60 is removed. Then a shirt adapted to take place in the hole 110 inside the sleeve 100 is lowered so as to be applied against the mouth of the oblique parts 113 of the conduits 131. As long as the application of the shirt is sufficiently tight, any communication of the tube 10 central with the ring finger 9 is thus prevented. And all of the gas G finally flows through the central tube 10 to the surface. The lower valve 50b left in place on the safety assembly is therefore able to interrupt this flow in the event of an accident.
  • FIG. 11 finally presents a block diagram of another embodiment of the present method. It is developed in particular as part of a "double completion" operation. For this, a vertical axis I-I has been reported which corresponds to the axis of rotation of an oil exploitation well shown in longitudinal section. This crosses a deposit comprising in particular two layers 210, 220 rich in hydrocarbons separated by a waterproof layer 200. In the drawing, these layers are sketched on either side of the well in the form of sub-horizontal bands. Even if the hydrocarbons which they contain respectively are identical, distinct symbols mark them in the figure: dashes for those of the upper layer 210 and dots for those of the lower layer 220. Two straight lines slightly inclined on the horizontal and located between the two layers symbolize a section to indicate, moreover, that they are distant by a priori any height.
  • the casing 20 of the latter is for example provided with perforations 21 (resp. 22) in line with the layer 210 (resp. 220).
  • the present invention provides for having two concentric production tubes there.
  • the inner tube rather called hereinafter central tube, descends beyond the upper producing layer 210 to the right of the impermeable layer 200. From then, its lower end should be opposite a part of the casing 20 devoid of perforations, and this over a sufficient height for an annular shutter 11, interposed at this location between the central tube 10 and the casing 20 , effectively prevents the hydrocarbons of the upper layer 210 from entering the interior of the central tube 10. Those coming from the lower layer 220 are then on the contrary free to rush into it (in particular under the effect of the pressure prevailing within the layer).
  • the outer tube will be called peripheral tube 30.
  • the space 32 separating it from the casing 20 is often filled with a relatively dense liquid.
  • An annular shutter 31 disposed in the space 32 then makes it possible to retain this liquid. Its role is to relieve the casing by exerting on it a radial support force.
  • the annular obturator 31 is arranged in accordance with the invention above the upper perforations 21 of the casing 20. It then encloses the lower end of the peripheral tube 30 so that the hydrocarbons coming from the upper layer 210 rise (also under the effect of their own pressure) inside this last tube.
  • the presence at this depth of the longer central tube 10 obliges them to flow only in the annular 9 between the two concentric tubes.
  • these tubes are further provided with a safety assembly as described above. Without giving here again all the construction details, we recall its general structure. First, it includes a sleeve 100 in the form of a cylinder a few meters high and thick wall. Its internal diameter is chosen so that the central tube 10 is connected to it so that the internal surface of the sleeve 100 forms with it a single central pipe 110. In service, however, this central pipe 110 is closed using a plug 60 taking place in the sleeve 100 midway between its upper and lower ends.
  • the outer diameter of the sleeve 100 is on its side chosen so that the peripheral tube 30 is connected to it so that the outer surface of the sleeve 100 forms with it a continuous intermediate space 32. It follows that the thickness of the sleeve 100 coincides more or less with the ring finger 9 between the two concentric tubes. The latter is not thereby blocked, because longitudinal ducts 131 are drilled there.
  • a first series of these conduits starts from the upper end of the sleeve 100 and, by a bent part 113, ends at its inner surface below the plug 60.
  • a second series of these conduits starts inversely from the lower end of the sleeve 100 and likewise ends at its inner surface, but this time above the plug 60. In other words, the crossing of the flows established respectively in the central pipe 110 and in the annular 9.
  • valves outside the central pipe 110 leaves the latter largely unobstructed.
  • the latter can be arranged at any depth. It is then chosen to place it according to safety needs (vis-à-vis any sabotage for example) or relative to the activity of the well (for a more or less intermittent operation, etc.).
  • the two kinds of hydrocarbons being however exchanged they flow full sections. Between the two, the sleeve 100 does not really constrict the passage insofar as the conduits 131 pierced in its wall are very numerous (for example eight in each series). Likewise, it is not the valves 50 arranged around the central tube 10 which constitute a significant obstacle to the flows. It follows that the pressure drops on the ascent of the hydrocarbons are minimized.

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Abstract

Afin d'assurer la sécurité de puits communiquant notamment avec une cavité lessivée dans le sel gemme et contenant du gaz sous pression, l'art antérieur propose des dispositifs ayant l'inconvénient de réduire les sections de passage au travers des tubes du puits.La présente invention minimise cette réduction grâce à un manchon 100 cylindrique creux obturé intérieurement par un bouchon 60 et comportant des conduits 131 percés dans sa paroi de façon à réaliser un croisement des écoulements fluides ayant lieu d'une part dans le tube 10 central du puits 2 et d'autre part dans l'annulaire 9 entre ce tube 10 central et un tube 30 périphérique.Ce manchon 100 est, dans une forme de réalisation de la présente invention, pris en sandwich entre des morceaux de tube 10 central et de tube 30 périphérique, tandis que des vannes 50 de sécurité sont avantageusement montées autour des morceaux de tube 10 central au-dessus et en dessous du manchon 100. Il en résulte un ensemble de sécurité qui, dans le cadre du procédé d'exploitation du puits selon l'invention, est raccordé aux tubes 10 central et 30 périphérique.Dès lors, les écoulements établis tant dans le tube 10 central que dans l'annulaire 9 peuvent être arrêtés en cas d'incident par les vannes 50 sans que leur présence en particulier n'entrave de façon notable le passage dans le tube 10 central.Dans le cadre d'une exploitation en "double complétion", cette structure garantit par ailleurs des sections d'écoulement notablement accrues par rapport aux systèmes de tubes de l'art antérieur.

Description

  • La présente invention se rapporte aux systèmes de tubes qui sont disposés au sein des puits notamment d'exploitation de réserves souterraines de fluide sous pression, que ces dernières soient naturelles (gisements pétrolifères) ou artificielles (cavités de stockage en massif suffisamment imperméable). Elle développe en particulier un dispositif de sécurité facilitant la fermeture de tout passage entre ces tubes et l'extérieur du puits. Ce dispositif est plutôt appelé par la suite "manchon" en raison de sa structure même. Un ensemble de sécurité comportant ce manchon, mais aussi une partie des tubes ainsi que des vannes de sécurité de type connu, fait également partie de l'invention. Il autorise en effet la mise en oeuvre d'un procédé d'exploitation du puits où il est disposé, qui est particulièrement avantageux économiquement et fiable au plan de la sécurité.
  • Afin de mieux faire comprendre en quels termes techniques se pose le problème de la sécurité des puits communiquant avec des réserves souterraines de fluide, nous nous référons d'emblée à un exemple relativement précis et l'illustrons par les quatre premières figures jointes en annexe. Celles-ci s'appliquent en effet à un cas particulier de réserve qui utilise une cavité excavée par lessivage dans un massif de sel gemme. Conformément à la figure 1, qui donne une idée des dimensions relatives à l'aide d'un axe vertical gradué, ce type de cavités peut atteindre des volumes de l'ordre de 5x10⁵ m³. Un puits 2 unique relie la cavité 1 à la surface où sont installées les unités 3 d'exploitation. Pour cela, il traverse souvent du sel 6, mais aussi et principalement des roches sédimentaires 5 susjacentes. La technique du lessivage, qui consiste essentiellement à injecter de l'eau douce par un tube plongeur 10 et à récupérer cette eau saturée de sel dissous - plutôt appelée saumure - par l'annulaire entre le tube 10 et un tube appelé tube de garde non représenté et non permanent prenant place dans le puits 2, aboutit à la formation d'une cavité 1, mais aussi à l'accumulation d'insolubles 7 au fond de cette cavité 1 tandis qu'elle demeure remplie de saumure.
  • Avant de pouvoir y stocker du gaz par exemple, les exploitants du site doivent donc évacuer cette saumure initiale. Cela intervient dans une phase préliminaire à l'exploitation proprement dite, appelée dans la profession "dewatering". Celle-ci est schématisée sur la figure 2 où deux coupures semi-horizontales imaginaires ont permis de conserver des dimensions relatives à peu près réalistes. De la sorte en effet ressortent mieux la structure du puits 2 ainsi que la configuration, spécifique à cette phase, des tubes qu'il renferme. En partant du centre, nous reconnaissons le tube 10 plongeur qui s'étend pratiquement jusqu'au fond de la cavité 1, son extrémité inférieure débouchant juste au-dessus des insolubles 7. Il est aussi appelé par la suite tube central. Il est entouré par un ensemble de cuvelage du puits 2 délimitant un annulaire 9. Cet ensemble comprend, toujours en allant de plus en plus vers l'extérieur du puits : un tube 30 de protection (appelé aussi par la suite tube périphérique), un cuvelage 20 métallique, une gaine 25 en ciment. Tandis que cette dernière s'étend jusqu'au sabot 21 du puits 2 et garantit un bon ancrage du cuvelage au terrain, un liquide de densité appropriée, appelé souvent dans la profession "liquide de complétion", et à base de saumure est disposé entre le tube 30 de protection et le cuvelage 20. Retenu inférieurement par le bouchon annulaire 31, ce liquide a pour fonction d'exercer un effort de soutènement sur le cuvelage 20 dont la résistance notamment à l'écrasement peut ainsi être réduite.
  • Le "dewatering" consiste alors à injecter le gaz G à stocker par l'annulaire 9. Pourvu que sa pression soit suffisante, il refoule l'interface 8 gaz/saumure vers le fond de la cavité, la saumure B étant ainsi contrainte de remonter par le tube 10 plongeur. De cette façon, le gaz G sous pression remplace petit à petit la saumure B au sein de la cavité. Lorsqu'enfin elle ne contient plus que du gaz, la véritable phase d'exploitation du stockage commence. Celle-ci dure généralement de 20 à 25 ans au cours desquels du gaz est de loin en loin soutiré ou renouvelé. Pour ces opérations, le tube 10 plongeur est la plupart du temps amputé de tout ou partie de sa longueur s'étendant dans la cavité. C'est pourquoi nous lui donnons plutôt par la suite le nom de tube 10 central en nous référant à sa position au centre du puits. C'est par ce tube que traditionnellement, le gaz soutiré est recueilli en surface alors que l'annulaire 9 peut être volontairement obturé.
  • Cette façon d'opérer s'explique par la nécessité de munir le puits en exploitation de dispositifs de sécurité propres, en cas d'accident, à interrompre toute communication entre la cavité 1 sous pression et la surface. Or, les vannes de sécurité de type normalement fermé qui sont le plus souvent utilisées dans ce but, s'adaptent plus facilement au tube 10 central et ne peuvent pas être disposées dans l'annulaire 9 sans des aménagements complémentaires. Aussi les exploitants prennent-ils d'ordinaire la précaution de fermer définitivement cet annulaire sitôt le "dewatering" achevé. Dans ce but, différents éléments ont été jusqu'ici envisagés. L'un d'eux, couramment mis en oeuvre à l'heure actuelle, est représenté sur les demi-coupes du puits 2 des figures 3 et 4. Il s'agit d'un masque 40 annulaire qui est assujetti au sein du tube 10 central. Ce masque 40 présente une partie 42 télescopique qui, selon que de l'huile sous pression est amenée par la ligne 44 de contrôle ou non, est ressortie au maximum de sa longueur (figure 3) ou est totalement rétractée (figure 4). Dans le premier cas, le masque 40 isole l'intérieur du tube 10 central par rapport à l'annulaire 9. Les orifices latéraux 11 et 12 pratiqués dans le tube 10 central sont au contraire mis en communication l'un avec l'autre si bien que le gaz injecté lors du "dewatering" par exemple peut contourner une liaison fixe prévue entre tube 10 central et tube 30 de protection. Dans le cas d'un masque replié, un des orifices latéraux 11 se trouve dégagé tandis que l'autre 12 demeure isolé par le masque. Dès lors, le gaz soutiré est détourné depuis l'annulaire 9 jusqu'au sein du tube 10 central.
  • Si ce dispositif participe effectivement à la sécurité du stockage en phase d'exploitation en obturant l'annulaire 9, il présente cependant plusieurs inconvénients. D'un côté, il est inhérent aux systèmes connus de réduire la section de passage du gaz soutiré, la section du tube central cumulée avec celle de l'annulaire étant limitée en sortie à celle du tube central. En d'autres termes, au-dessus de la vanne de sécurité, seule une partie de la section interne du puits 2 est utilisée, ce qui augmente les pertes de charge dans l'écoulement correspondant de gaz ainsi que sa vitesse d'écoulement. D'un autre côté, les éléments comparables au masque 40 décrit ci-dessus, parce qu'ils prennent place au sein du tube central et encombrent sa section de passage, accentuent encore ces pertes de charge. Ils contribuent en outre à gêner l'introduction d'outils de fond ou le retrait de tubulures. Des éléments différents servant à fermer l'annulaire en phase d'exploitation ont aussi été imaginés qui ne s'insèrent pas dans le tube central pour le boucher en partie. Ils présentent alors d'autres inconvénients tels que la nécessité de désaxer le tube central par rapport à l'axe du puits, de prévoir des vannes de sécurité de faible encombrement afin de les disposer directement dans l'annulaire, de risquer de se désolidariser brusquement du cuvelage sous l'effet de la pression interne ou bien d'être inamovibles...
  • C'est ainsi que la présente invention a pour but d'autoriser une mise en oeuvre optimale à la fois du "dewatering" et de l'exploitation proprement dite du puits tout en permettant, afin d'assurer la sécurité en phase d'exploitation, un recours aisé à des moyens connus comme des vannes du type normalement fermé de taille courante. Et ce but doit être atteint sans que les inconvénients répertoriés ci-dessus ne se manifestent.
  • Pour cela est ici proposé un manchon de sécurité pour puits communiquant notamment avec une réserve souterraine de fluide sous pression, un tube périphérique étant disposé dans ledit puits ainsi qu'un tube central concentrique audit tube périphérique de sorte qu'un annulaire est défini entre eux, caractérisé en ce que ledit manchon est constitué par un cylindre creux ayant des extrémités supérieure et inférieure ainsi que des surfaces latérales intérieure et extérieure, ledit manchon étant adapté à se raccorder, au niveau de ladite surface latérale extérieure, audit tube périphérique et, au niveau de ladite surface latérale inférieure, audit tube central, une gorge annulaire étant ménagée à ladite surface latérale inférieure en vue de recevoir un bouchon et des conduits adaptés à mettre en communication ledit annulaire avec ledit tube central, une première série desdits conduits partant de ladite extrémité supérieure dudit cylindre pour aboutir à ladite surface latérale intérieure entre ladite gorge et ladite extrémité inférieure dudit cylindre tandis qu'une seconde série desdits conduits part de ladite extrémité inférieure dudit cylindre pour aboutir à ladite surface latérale intérieure entre ladite gorge et ladite extrémité supérieure dudit cylindre.
  • Par exemple, le cylindre creux est à paroi épaisse tandis que chacun desdits conduits comporte une partie percée longitudinalement dans la paroi dudit cylindre et se prolongeant par un coude en une partie oblique. Selon une première forme de réalisation avantageuse, chacun desdits conduits est localement de section cylindrique, lesdits conduits étant de préférence répartis circonférentiellement à égale distance les uns des autres. Il y a alors par exemple au total huit conduits, chacune desdites séries en comportant quatre immédiatement voisins les uns des autres. Selon une deuxième forme de réalisation avantageuse, chacune desdites séries de conduits est constituée par l'enveloppe de canaux cylindriques parallèles disposés de sorte que deux canaux voisins s'interpénètrent.
  • Avantageusement, ledit cylindre constituant ledit manchon est usiné dans une billette d'acier. Il peut aussi être forgé. De même, il admet de préférence une hauteur comprise entre environ 1,5 m et environ 3 m.
  • Le présent manchon fait alors partie d'un ensemble de sécurité qui, selon l'invention, comporte en outre une longueur de tube central constituée par un morceau supérieur raccordé à ladite extrémité supérieure dudit manchon et par un morceau inférieur raccordé à ladite extrémité inférieure dudit manchon, au moins ledit morceau inférieur étant pourvu d'une vanne de sécurité à même d'obturer ledit tube central en cas d'accident.
  • Avantageusement, ladite longueur de tube central fait de l'ordre de la dizaine de mètres. De même, un siège de bouchon est de préférence prévu sur chacun desdits morceaux de ladite longueur de tube central à proximité immédiate dudit manchon.
  • Si ledit morceau supérieur de ladite longueur de tube central se termine plutôt par un évasement, ledit morceau inférieur de ladite longueur de tube central trouve avantage à se terminer par une rainure annulaire intérieure, un autre siège de bouchon étant disposé entre ladite vanne de sécurité et ladite rainure.
  • Avantageusement, ladite vanne de sécurité est de type retirable normalement fermé. Elle peut prendre place autour de ladite longueur de tube central et comporter une ligne de contrôle pour l'amenée d'un fluide hydraulique qui est maintenue en place grâce à son logement partiel au sein dudit manchon.
  • Dans une forme de réalisation de l'ensemble de sécurité, la surface latérale extérieure dudit manchon est munie de joints d'étanchéité toriques pour assurer l'étanchéité entre ledit manchon et le tube périphérique.
  • Dans une autre forme de réalisation, l'ensemble de sécurité comporte plutôt une longueur de tube périphérique peu différente de ladite longueur de tube central et constituée de même par un morceau supérieur raccordé à ladite extrémité supérieure dudit manchon et par un morceau inférieur raccordé à ladite extrémité inférieure dudit manchon. Lorsque ledit tube périphérique est un tube de protection prenant place au sein d'un cuvelage cimenté, ledit morceau supérieur de ladite longueur de tube de protection comporte alors de préférence un orifice pour le passage de ladite ligne de contrôle, des moyens étant prévus afin d'assurer l'étanchéité dudit orifice.
  • Selon l'invention, un procédé d'exploitation d'un puits communiquant notamment avec une réserve souterraine de fluide sous pression, un tube périphérique étant disposé dans ledit puits ainsi qu'un tube central concentrique audit tube périphérique de sorte qu'un annulaire est défini entre eux, est caractérisé en ce qu'il met en oeuvre le présent ensemble de sécurité de sorte que les écoulements établis d'une part dans le tube central et d'autre part dans l'annulaire sont à même de se croiser.
  • Selon un premier mode de réalisation, une première opération du présent procédé consiste à raccorder ledit ensemble de sécurité auxdits tubes central et périphérique, ledit morceau supérieur de ladite longueur de tube central étant également pourvu d'une autre vanne de sécurité à même d'obturer ledit tube central en cas d'accident.
  • Lorsque ladite réserve souterraine est constituée par une cavité lessivée dans le sel gemme initialement remplie de saumure et que ledit fluide en réserve est un gaz, une opération intermédiaire du présent procédé consiste alors à remplir ladite cavité avec ledit gaz, ledit gaz étant introduit sous pression par ledit tube central au-dessus dudit manchon, puis passant dans ledit annulaire en dessous dudit manchon pour repousser ladite saumure qui remonte par ledit tube central en dessous dudit manchon et est récupérée par ledit annulaire au-dessus dudit manchon.
  • Toujours dans le même mode de réalisation, une dernière opération du présent procédé consiste à soutirer en surface ledit fluide en réserve ou/et à injecter dans ladite réserve souterraine par aussi bien ledit tube central que ledit annulaire.
  • Lorsque ladite réserve comporte une couche productrice d'hydrocarbures supérieure et une couche productrice d'hydrocarbures inférieure, un puits d'exploitation traversant les deux couches productrices et ayant une paroi revêtue ou non au droit des deux couches de telle sorte que les hydrocarbures des deux couches peuvent pénétrer dans le puits:
    • a) la première opération du présent procédé évoquée plus haut consiste en outre, à disposer dans le puits:
      • le tube périphérique de sorte qu'une extrémité inférieure se trouve au-dessus de la couche productrice supérieure, un premier bouchon annulaire étant disposé autour de l'extrémité inférieure du tube périphérique pour boucher l'espace entre le tube périphérique et la paroi revêtue ou non du puits,
      • le tube central à l'intérieur du tube périphérique de sorte qu'une extrémité inférieure du tube central se trouve entre la couche productrice supérieure et la couche productrice inférieure, un second bouchon annulaire étant disposé autour de l'extrémité inférieure du tube central pour boucher l'espace entre le tube central et la paroi revêtue ou non du puits ; tandis qu'
    • b) une opération ultérieure d'exploitation proprement dite, consiste à faire passer
      • au bas du puits, les hydrocarbures provenant de la couche productrice inférieure dans le tube central et ceux provenant de la couche productrice supérieure dans l'annulaire ;
      • en haut du puits, les hydrocarbures provenant de la couche productrice supérieure dans le tube central et ceux provenant de la couche productrice inférieure dans l'annulaire ;
        les hydrocarbures des deux couches se croisant au sein du manchon.
  • On remarque la rusticité de tout le matériel mis en place lors de la première opération. Il est alors recommandé de veiller à ce que l'espace entre le tube périphérique et la paroi revêtue ou non du puits soit choisi aussi faible que le permettent les manoeuvres de mise en place du tube périphérique et à ce que les vannes de sécurité aient un corps prenant place autour du tube central auquel elles sont assujetties. Ainsi obtient-on en effet les sections de passage maximales pour la remontée séparée des deux sortes d'hydrocarbures.
  • De façon annexe, on note la possibilité que la paroi du puits soit revêtue d'un cuvelage muni de perforations au droit des couches productrices d'hydrocarbures et/ou qu'un liquide de soutènement retenu par le premier bouchon annulaire soit disposé entre le cuvelage et le tube périphérique.
  • Selon un autre mode de réalisation du présent procédé, une première opération dudit procédé consiste à raccorder ledit ensemble de sécurité auxdits tubes central et périphérique, une chemise étant appliquée de façon étanche contre ladite surface latérale intérieure dudit manchon de sorte que lesdits conduits sont obturés, ledit bouchon étant par ailleurs ôté, une opération ultérieure dudit procédé consistant à soutirer en surface ledit fluide en réserve ou/et à injecter dans ladite réserve souterraine par ledit tube central uniquement.
  • Avantageusement, au cours de l'opération de raccordement dudit ensemble de sécurité, ledit ensemble est disposé à 30 mètres sous la surface du sol, ou même plus si cela est jugé nécessaire. Mais, étant entendu que ledit puits comporte en outre un cuvelage cimenté terminé inférieurement par un sabot, et que ledit tube périphérique est constitué par un tube de protection prenant place au sein dudit cuvelage cimenté, au cours de l'opération de raccordement dudit ensemble de sécurité, ledit ensemble est plutôt disposé à environ 10 mètres au-dessus dudit sabot dudit puits.
  • Toujours au cours de cette même opération de raccordement dudit ensemble de sécurité, des tronçons supérieurs de tube central sont de préférence munis de joints d'étanchéité et emboîtés dans ledit morceau supérieur de ladite longueur de tube central dudit ensemble de sécurité tandis que des tronçons inférieurs de tube central sont plutôt assujettis au sein dudit morceau inférieur de ladite longueur de tube central dudit ensemble de sécurité par l'intermédiaire de chiens d'ancrage et d'une vessie gonflable de sorte que lesdits tronçons inférieurs et supérieurs peuvent être retirés à tout moment sans avoir à défaire ledit raccordement dudit ensemble de sécurité.
  • En d'autres termes, dès que le présent manchon est disposé au sein du système de tubes du puits, son bouchon étant en place et ses conduits dégagés, il réalise une dérivation de l'écoulement fluide de l'annulaire vers le tube central et de l'écoulement fluide du tube central vers l'annulaire, les deux flux correspondants étant donc amenés à se croiser. Cela a pour avantage que chacun des deux flux passe dans le tube central. Grâce à deux vannes de sécurité montées sur ce tube, l'une installée en dessous du manchon et l'autre au-dessus, la fermeture de tout passage entre la réserve souterraine et la surface se trouve ainsi garantie en cas de besoin.
  • Ce résultat est obtenu sans la contrepartie des inconvénients de l'art antérieur. Les écoulements n'ont en effet pas à subir de pertes de charge trop importantes au passage du manchon dont les conduits peuvent être rendus relativement larges (et en tout cas plus larges que les orifices latéraux 11 et 12 du dispositif connu décrit ci-dessus). Les vitesses d'écoulement sont de même plus favorables. Nous remarquons que les tubes central et périphérique demeurent concentriques. En outre, la possibilité de disposer les vannes de sécurité uniquement sur le tube central autorise le recours à des vannes de type courant, ne faisant pas preuve d'un encombrement particulièrement réduit. Enfin, rien ne rétrécit le passage au sein du tube central. Et il suffit d'ôter le bouchon prenant place au sein du manchon pour disposer d'une section quasi-pleine et pour descendre par le tube central tout outil nécessaire.
  • D'autres avantages encore sont à signaler en relation avec la nature de la réserve de fluide. S'il s'agit d'une cavité lessivée dans le sel gemme, le présent manchon est de préférence mis en place dès la phase de "dewatering". En phase d'exploitation, il autorise alors le soutirage et la récupération du fluide en réserve par à la fois le tube central et l'annulaire. Autrement dit, la section de passage du fluide en sortie est accrue, par rapport à l'art antérieur, de la section de l'annulaire. Cela revient en pratique à un doublement de section qui contribue encore à réduire les pertes de charge et à améliorer les vitesses d'écoulement pour un débit donné.
  • Mais, le présent ensemble de sécurité s'accommode aussi d'un gisement pétrolifère en s'adaptant tant à un puits d'injection que d'exploitation, c'est-à-dire de soutirage. Dans ce cas, il est intéressant tout d'abord dans les exploitations en "double complétion".
  • Dans le domaine de la production de pétrole, le vocable "double complétion" est couramment utilisé en relation avec les gisements comportant deux couches géologiques contenant des hydrocarbures, séparées par au moins une couche imperméable. Que les hydrocarbures soient alors en phase gazeuse, en phase liquide ou encore se présentent sous forme d'un mélange huile-gaz, la technique de la "double complétion" vise à les récupérer en surface sans qu'il y ait contact entre les fluides provenant de chacune des couches.
  • Le procédé mis en oeuvre jusqu'ici consiste à utiliser un puits de production traversant les deux couches. Son cuvelage est alors percé de perforations au droit de chacune des deux couches productrices. Par ailleurs, deux tubes de production communiquant avec la surface et munis chacun d'une vanne de sécurité sont placés l'un à côté de l'autre dans le puits. Le premier d'entre eux est par exemple plus court et s'arrête en regard des perforations supérieures. Le second se prolonge jusqu'aux perforations les plus basses et présente avantageusement un léger coude afin de rattraper une position plus centrale dans le cuvelage du puits sitôt l'extrémité inférieure du premier tube dépassée. Le système est enfin complété par deux obturateurs disposés entre le cuvelage et les tubes afin de contraindre les hydrocarbures à s'écouler au sein de ces derniers. Un de ces obturateurs se situe plutôt à la profondeur de la couche imperméable intermédiaire. Sa forme demeure simple, pour boucher l'espace annulaire entre le second tube et le cuvelage. L'autre au contraire est de structure plus complexe puisque, se trouvant au- dessus de la couche productrice supérieure, il lui faut réaliser l'isolation tout en livrant passage aux deux tubes.
  • C'est là un des inconvénients majeurs du procédé d'exploitation en "double complétion" traditionnel. L'obturateur correspondant, appelé dans le métier obturateur double, est en effet de conception relativement sophistiquée. Et il s'ensuit, outre un coût nettement plus élevé que celui d'un obturateur annulaire simple, une mise en oeuvre plus délicate. D'autres inconvénients sont plus directement liés aux tubes. En particulier leur mise en place l'un à côté de l'autre est toujours une opération difficile à réaliser. On conçoit aussi que la section de passage ainsi offerte aux fluides issus des deux couches productrices demeure relativement faible par rapport à la section totale disponible dans le cuvelage notamment. Le présent procédé évite quant à lui les inconvénients de l'art antérieur qui viennent d'être soulignés.
  • Ensuite, le présent ensemble de sécurité peut rendre de grands services sur le plan de la sécurité. En effet, les exploitants sont à même de choisir de le disposer à proximité du fond du puits, c'est-à-dire à un endroit de moindre vulnérabilité pour ce qui est tant des désordres géologiques naturels que d'éventuels sabotages. Ils peuvent aussi démonter l'ensemble en tout ou partie et remonter en surface les éléments devant être inspectés ou réparés. Bien entendu, ces avantages s'ajoutent à celui de l'accroissement notable de la section de passage en sortie du puits. Dès qu'il s'agit d'un puits d'exploitation du gisement, cela laisse entrevoir la possibilité de réduire le nombre de puits avec l'épargne financière énorme que cela représente.
  • Enfin, grâce à l'application d'une chemise au sein du manchon pour obturer ses conduits, son bouchon étant par ailleurs retiré, le système de tubes se retrouve dans une situation analogue à celui de l'art antérieur en phase d'exploitation. Toutefois, l'avantage d'une vanne de sécurité montée autour du tube central et non à l'intérieur de ce dernier demeure, dégageant aussi sa pleine section pour le passage du fluide. Cet aspect peut en outré être combiné à un annulaire particulièrement restreint à chaque fois que d'autres considérations sur les écoulements le permettent. Dans ce cas, le présent manchon fait simplement office d'obturateur de l'annulaire. Il demeure toutefois particulièrement efficace dans ce rôle puisqu'il fait partie intégrante des tubes du puits et ne peut donc pas se désolidariser de lui.
  • La présente invention sera mieux comprise à la lecture de la description détaillée qui va suivre et à l'examen des dessins annexés qui représentent, à titre d'exemples non limitatifs, des formes de réalisation du présent manchon ainsi que du présent ensemble de sécurité le comportant. Ils illustrent également des modes de réalisation du présent procédé d'exploitation de puits communiquant avec une réserve souterraine de fluide.
  • Sur ces dessins :
    • la figure 1 est une coupe verticale très schématique d'un massif de sel gemme et d'une cavité de stockage lessivée dans ce massif ;
    • la figure 2 est une coupe similaire à la précédente. Elle comporte toutefois deux coupures semi-horizontales, une partie du massif au niveau de chacune de ces coupures n'étant pas représentée si bien qu'une échelle bien plus grande peut être utilisée. Les mouvements de fluides en phase de "dewatering" y sont représentés à l'aide de flèches ;
    • les figures 3 et 4 sont des demi-coupes axiales d'un puits et de ses tubes comportant un dispositif de sécurité conformément à l'art antérieur. Ce dernier est représenté dans sa configuration déployée en phase de "dewatering" sur la figure 3 et dans sa configuration repliée en phase d'exploitation proprement dite du puits sur la figure 4 ;
    • les figures 5 et 6 se rapportent à un manchon de sécurité conformément à la présente invention. En coupe axiale sur la figure 5, il est montré sur la figure 6 en coupe transversale dans le plan I-I de la figure 5 ;
    • les figures 7 et 8 sont des coupes axiales de deux formes de réalisation avantageuses d'un ensemble de sécurité conformément à la présente invention ;
    • les figures 9 et 10 replacent l'ensemble de sécurité de la figure 7 dans le contexte d'un puits montré en coupe axiale. Elles illustrent respectivement les phases de "dewatering" et d'exploitation proprement dite; et
    • la figure 11 est une coupe schématique d'un puits de production de pétrole en "double complétion" dans lequel est mis en oeuvre un mode de réalisation du présent procédé.
  • Les figures 5 et 6 montrent un manchon 100 de sécurité conformément à la présente invention. Il s'agit à la vérité d'un cylindre à paroi épaisse pouvant atteindre de 1,5 à 3 mètres de hauteur, par exemple usiné dans une billette en acier ou encore forgé. Le diamètre extérieur du manchon correspond à peu de chose près à celui du tube 30 de protection (tube périphérique) que doit accueillir le puits. Des filetages 132 en vue de permettre le raccordement du manchon à ce tube sont par exemple réalisés. Sur la coupe axiale de la figure 5 apparaît qu'un filetage 132b inférieur peut être directement prévu à la surface externe du manchon tandis qu'un filetage 132h supérieur peut être façonné à l'intérieur d'une couronne saillant axialement sur le manchon. De même, le diamètre intérieur du manchon est choisi pour que le tube 10 central puisse se raccorder de façon étanche au sein de son trou 110 intérieur. Des filetages 112b inférieur et 112h supérieur sont par exemple pratiqués à cette fin à la surface du trou 110 intérieur aux abords de chacune des extrémités du manchon 100.
  • En plus des particularités qui viennent d'être évoquées et qui, pour l'heure, se bornent à faire du présent manchon une pièce de raccordement entre les différents tronçons du tube 30 de protection ainsi que du tube 10 central, d'autres caractéristiques lui confèrent les qualités d'une dérivation permettant le croisement d'écoulements fluides. Ce sont tout d'abord une gorge 111 ménagée à la surface du trou 110 intérieur du manchon 100, à peu près à mi-hauteur de ce dernier. Cette gorge 111 est en effet adaptée à servir de siège pour un bouchon 60 représenté sur la figure 7 et qui vient fermer de façon étanche le trou 110. De la sorte, le passage offert par le tube 10 central se trouve interrompu au niveau du manchon 100, possibilité dont nous verrons l'intérêt dans les paragraphes suivants. Ensuite, des conduits 131 sont percés dans la paroi même du manchon 100 cylindrique. Chacun d'eux comporte une partie longitudinale qui part de la surface transversale de la paroi du manchon, c'est-à-dire plus simplement d'une de ses extrémités. En d'autres termes, ils sont prévus pour communiquer avec l'annulaire 9 dès lors que le manchon 100 est monté entre ses tronçons respectifs de tube 30 de protection et de tube 10 central. La partie longitudinale se prolonge par un coude en une partie oblique 113 qui débouche finalement au sein du trou 110 intérieur du manchon. Sitôt que le manchon 100 est raccordé aux tubes, les conduits 131 communiquent par conséquent avec le tube 10 central. Ils relient donc l'annulaire 9 et l'intérieur de ce tube 10.
  • Les parties longitudinales droites des conduits peuvent être cylindriques et réparties circonférentiellement à égale distance les unes des autres comme cela est représenté en traits pleins sur les coupes axiale et transversale des figures 5 et 6 respectivement. Leur nombre est adaptable selon le diamètre de chaque conduit, l'épaisseur de la paroi du manchon, les débits d'écoulement souhaités etc.. Les figures 5 et 6 en montrent huit, mais ils pourraient tout aussi bien être quatre ou moins encore. Il est concevable à l'opposé de les multiplier au point que les divers conduits s'interpénètrent et forment à eux tous un passage commun. C'est ce qui est représenté sur les figures 5 et 6 en traits pointillés. Cependant, il n'est pas question de relier entre eux tous les conduits. En effet, une première série de conduits (la moitié sur les figures) est prévue pour déboucher au-dessus du siège 111 de bouchon (cf. sections 131h et 113h) tandis qu'une seconde série formée par les conduits restants débouche sous le siège 111 (cf. sections 131b et 113b). Sur la coupe transversale de la figure 6, tous les conduits 131 h de la première série sont dessinés les uns à côté des autres. Ils sont donc pratiqués dans le même demi-manchon (si nous imaginons de couper le cylindre global selon un diamètre ). Les conduits 131b de la seconde série sont, quant à eux, pratiqués dans l'autre demi-manchon.
  • La figure 7 replace le manchon 100 qui vient d'être décrit dans le contexte des tubes 30 de protection et 10 central devant lui être raccordés. Ces derniers sont toutefois représentés de façon très schématique. En particulier le détail des raccords par filetage ou encore par emboîtement n'est pas reporté. De même, les raccords entre les divers tronçons de tubes ne sont pas représentés. Leur existence demeure cependant à l'esprit de l'homme de l'art si bien que nous ne les évoquerons ici pas davantage. Ce qu'il convient de retenir de la figure 7 illustrant un ensemble de sécurité préféré conformément à la présente invention concerne pour l'essentiel une longueur 13 particulière du tube 10 central ainsi qu'une longueur 33 du tube 30 de protection qui complètent le manchon en vue d'assurer la sécurité du puits.
  • Pour ce qui est de la longueur 13, elle se compose à la vérité de deux morceaux 13b et 13h semblables à peu de chose près et qui viennent s'adapter de part et d'autre du manchon 100. En s'éloignant de ce dernier, nous trouvons de façon identique sur chacun de ces deux morceaux : un siège 15 de bouchon, puis une vanne 50 de sécurité. Sur la figure 7, la mention "b" (pour bas) suivant le numéro de référence permet de distinguer les éléments comparables du morceau 13b et la mention "h" (pour haut), ceux du morceau 13h. Tandis que les sièges 15 de bouchon ne sont pas absolument nécessaires, les vannes 50 sont avantageusement des vannes du type retirable normalement fermé ; c'est-à-dire qu'en l'absence d'arrivée d'huile par les lignes 51 de contrôle, les clapets 52 des vannes 50 se referment et interrompent de la sorte le passage au sein du tube 10 central. En l'occurrence, des vannes dont le corps 53 est disposé extérieurement autour du tube 10 central peuvent sans difficulté être utilisées avec l'intéressant dégagement de place au sein du tube 10 que cela implique (en vue d'autoriser la descente ou la remontée d'outils divers). Ces vannes 50 n'ont pas besoin d'être particulièrement peu encombrantes. Elles peuvent le cas échéant être installées au câble de façon connue autour du morceau 13 de tube 10. Mais il faut plutôt concevoir l'ensemble de sécurité comprenant manchon 100, morceaux 13 de tube 10 central et morceaux 33 de tube 30 de protection comme un tout assemblé en surface pour ensuite être à volonté mis en place dans le puits ou retiré de ce dernier.
  • Quant aux extrémités libres des deux morceaux 13b et 13h, elles sont plutôt de diamètres distincts, le morceau 13h supérieur se terminant par exemple par un léger évasement 17 tandis que le morceau 13b inférieur ne change pas de taille. Ce dernier est le cas échéant pourvu d'une rainure 16 annulaire terminale. De la sorte, la longueur 13 est à même d'être montée au sein du tube 10 central tout en autorisant un démontage aisé quelle que soit la partie du tube 10 devant être retirée. Les détails des liaisons correspondantes sont toutefois donnés plus loin en regard de la figure 8. Sur la figure 7 apparaît enfin qu'un autre siège 14 de bouchon est en outre prévu un peu au-dessus de l'extrémité inférieure du morceau 13b. Ce siège 14 de même que les sièges 15 précédemment évoqués sont disposés de sorte que, les bouchons correspondants une fois mis en place, des sections de tube sont isolées. L'étanchéité et la tenue mécanique de chacune de ces sections peuvent alors être testées séparément en ayant recours à différents essais familiers à l'homme de l'art.
  • Remarquons finalement à propos de la structure du présent ensemble de sécurité que la longueur 33 de tube 30 de protection associée se compose également d'un morceau 33h supérieur et d'un morceau 33b inférieur entre lesquels se trouve le présent manchon 100. Les morceaux 33 ont par exemple une longueur comparable à celle des morceaux 13 qu'ils protègent respectivement. Leur seule particularité est de comporter un orifice pour le passage des lignes 51 de contrôle des vannes 50. Comme cet orifice doit être par ailleurs étanche, il est avantageux que les deux lignes 51 h et 51b de chacune des deux vannes 50 de sécurité empruntent le même chemin. Dans ce but, la ligne 51h de la vanne 50h supérieure est de préférence détournée vers le manchon 100. Les lignes 51 en partie logées dans ce dernier risquent par ailleurs moins de se rompre par suite de déplacements trop importants au sein de l'annulaire 9.
  • L'ensemble de sécurité ainsi constitué peut atteindre une longueur totale de l'ordre de quelques dizaines de mètres. A priori, il est à même d'être disposé dans le puits à n'importe quel niveau entre la surface et le sabot. Deux endroits référencés respectivement 4h et 4b sur la figure 1 sont cependant plus avantageux. Ce sont, d'une part, environ 30 mètres sous la surface et, d'autre part, environ 10 mètres au-dessus du sabot. Entre ces deux positions, la plus profonde est encore plus intéressante dans la mesure où elle met l'ensemble de sécurité hors d'atteinte de bon nombre de causes de dommages dans le puits, par exemple les tremblements de terre, les explosions en surface ou les réajustements de terrain consécutifs à des tassements ou d'autres phénomènes géologiques intervenant à plus long terme.
  • La figure 8 se rapporte à une autre forme de réalisation du présent ensemble de sécurité. On y retrouve le manchon 100 ainsi que les morceaux 13b et 13h de tube 10 central disposés dans le prolongement de la surface latérale intérieure de ce dernier. Au besoin, manchon 100 et morceaux 13 sont pour cela formés d'un seul tenant. La variante intéresse en fait la surface latérale extérieure du manchon. Plutôt que des morceaux 33 de tube 30 de protection disposés dans un prolongement, elle comporte cette fois des joints 34 d'étanchéité notamment toriques. Sur la figure 8, il y en a deux à chaque extrémité du manchon 100. Ils ont pour fonction d'assurer l'étanchéité avec le tube 30 de protection dans lequel l'ensemble de sécurité ainsi constitué est engagé.
  • Ainsi obtient-on un ensemble de sécurité encore plus facile à mettre en place. Pour peu que le tube 30 de protection comporte un épaulement 35 intérieur adapté, il offre un appui à l'ensemble qui se trouve de la sorte bien maintenu. Au-dessus de lui, il est avantageux que le tube 30 de protection soit moins ajusté à la surface latérale extérieure du manchon afin de faciliter sa descente jusqu'à sa place définitive.
  • Les figures 9 et 10 illustrent justement comment l'ensemble de sécurité qui vient d'être décrit est avantageusement mis en oeuvre lorsqu'il est disposé dans la position 4b, à proximité du sabot 21 du puits. L'ensemble est en effet facilement reconnaissable avec son manchon 100 au sein duquel est assujetti le bouchon central 60 - l'étanchéité étant assurée par des étages de joints toriques 62 (cf. figure 7) -, ses morceaux 13h et 13b de tube 10 central recevant les vannes 50 de sécurité ainsi que ses morceaux 33h et 33b de tube 30 de protection. Si le morceau 33h supérieur de ce dernier est complété jusqu'en surface, le morceau 33b inférieur est de son côté adapté pour se terminer par un rétrécissement 34 qui lui permet de s'emboîter au sein d'un obturateur 70 annulaire. L'étanchéité de l'emboîtement est garanti par divers étages de joints interposés entre le rétrécissement 34 et l'obturateur 70. Cette autre pièce est quant à elle prévue de façon classique à l'intérieur du cuvelage 20 du puits à quelque distance au-dessus de son sabot 21. Elle se compose d'une longueur supérieure de tube, plus large et qui est fixée de façon étanche au cuvelage 20 à l'aide du bouchon 31 annulaire destiné à retenir le liquide 32 de complétion. Puis vient une longueur convergente qui se poursuit en un guide à peine moins étroit que le tube 10 central et comportant deux sièges 71 et 72 de bouchon. Ceux-ci permettent de placer des bouchons de sorte que l'étanchéité et la tenue mécanique du tube 30 de protection peuvent être testées ou encore que le fond du puits est au besoin isolé de la cavité 1.
  • En plus des éléments qui viennent d'être évoqués et qui seuls sont présents dans la configuration de la figure 10, la figure 9 fait apparaître des tronçons 10h supérieurs et 10b inférieurs du tube 10 central venant prendre en sandwich la longueur 13 de tube 10 du présent ensemble de sécurité. Les tronçons 10h supérieurs prennent place au sein de l'évasement 17 terminal du morceau 13h supérieur. L'emboîtement correspondant est réalisé au sein par exemple de joints d'étanchéité toriques de sorte que l'étanchéité de la liaison est garantie. Les tronçons 10b inférieurs s'engagent quant à eux dans l'extrémité droite du morceau 13b inférieur et y sont fixés à l'aide de chiens d'ancrage. Une vessie 18 gonflable ou d'autres joints toriques interposés entre les tubulures en regard permettent le cas échéant d'assurer une parfaite étanchéité malgré la différence de diamètres relativement importante. Cette différence est en effet avantageuse ; car, dès lors que la vessie 18 est dégonflée, l'opérateur peut remonter un ou plusieurs des tronçons 10b inférieurs au travers de la longueur 13 de tube 10 central (moyennant bien sûr le retrait du bouchon 60).
  • Situé de préférence plus bas que l'obturateur 70 annulaire sur le tube 10 central, se trouve un joint 19 de sécurité. Il a pour rôle de rendre possible le largage au sein de la cavité 1 du reste du tube 10 central qui, dans la phase de "dewatering" du moins, s'étend jusqu'au fond de la cavité. Ce largage peut à l'occasion être commandé de la surface ou encore intervenir automatiquement en cas, par exemple, de sollicitation excessive du tube (par suite de chute de blocs rocheux, etc.). C'est ainsi que le système de tubes de la figure 9, représentatif de celui utilisé pendant le "dewatering" aboutit aux écoulements indiqués par des flèches continues pour la saumure B et en traits interrompus pour le gaz G. Il apparaît immédiatement qu'au niveau du manchon 100, la saumure B est dérivée depuis le tube 10 central vers l'annulaire 9 et que, de même, le gaz G est dérivé depuis le tube 10 central vers l'annulaire 9, mais en s'écoulant dans le sens inverse de la saumure.
  • Dans la phase d'exploitation faisant l'objet de la figure 10, il est alors possible de retirer les tronçons 10h supérieurs et 10b inférieurs du tube 10 central. Le gaz G s'évacue au-delà de l'obturateur 70 annulaire tant par le tube 10 central que par l'annulaire 9. Après le passage du manchon 100, l'évacuation par les deux passages, tube 10 et annulaire 9, se poursuit. Si, par ailleurs, un accident conduit à la fermeture des vannes 50, toute communication entre l'intérieur du stockage et la surface est interrompue. En effet, la vanne 50b inférieure coupe l'écoulement dans le tube 10 central en dessous du manchon, soit celui dans l'annulaire 9 au-dessus. La vanne 50h supérieure coupe de son côté l'écoulement au sein du tube 10 central au-dessus du manchon. Au-delà de cette dernière vanne, plus aucun gaz ne passe donc plus.
  • Une autre façon de mettre en oeuvre pendant la phase d'exploitation le présent ensemble de sécurité consiste par exemple tout d'abord à retirer de ce dernier la vanne 50h de sécurité supérieure. De même, le bouchon 60 est ôté. Puis une chemise adaptée à prendre place dans le trou 110 intérieur du manchon 100 est descendue de façon à être appliquée contre l'embouchure des parties obliques 113 des conduits 131. Pour peu que l'application de la chemise soit suffisamment étanche, toute communication du tube 10 central avec l'annulaire 9 se trouve ainsi empêchée. Et la totalité du gaz G s'écoule finalement par le tube 10 central jusqu'en surface. La vanne 50b inférieure laissée en place sur l'ensemble de sécurité est dès lors à même d'interrompre cet écoulement en cas d'accident.
  • Ce mode d'utilisation du présent manchon, qui a priori le rapproche des dispositifs de sécurité connus tels que celui des figures 3 et 4, demeure cependant avantageux du point de vue des sections de passage. Il permet en effet de disposer l'unique vanne à l'extérieur du tube central au sein duquel l'écoulement n'est donc pas entravé localement. En outre, le manchon alors mis en oeuvre peut avoir une paroi particulièrement peu épaisse. En d'autres termes, il est dans ce cas possible de réduire au minimum la section de l'annulaire. Et c'est autant de gagné pour le tube central aussi bien vis-à-vis des écoulements réalisés que sur le plan de la circulation d'outils divers.
  • L'homme de l'art trouvera sans doute d'autres modes de réalisation du présent procédé d'exploitation d'un puits qui, exprimé de façon plus générale, consiste à permettre aux écoulements dans le tube central, d'une part, et dans l'annulaire, d'autre part, de se croiser. Dans l'exemple précédent de la cavité lessivée en sel gemme destinée à contenir un gaz en réserve, le croisement de deux fluides distincts est plutôt réalisé en phase de "dewatering" alors que, pendant l'exploitation, du gaz remonte par le tube central ainsi qu'éventuellement par l'annulaire. Mais d'autres applications sont envisageables comme avec des puits de soutirage ou d'injection de gisements pétrolifères. Bien qu'en l'espèce le même fluide, hydrocarbures ou eau, puisse circuler dans les deux écoulements qui se croisent, le passage tour à tour des deux flux dans le tube central permet leur arrêt respectif grâce à des vannes exclusivement montées sur ce tube. Il est également possible de forcer tout le fluide à passer par le tube central en obturant les conduits du manchon et en ôtant son bouchon, une seule vanne montée sur ce même tube étant alors suffisante. Dans tous les cas, une plus large section de passage est offerte au fluide par rapport à l'art antérieur. Pour l'agrandir encore, il n'est pas exclu enfin de se passer de tube 30 de protection et de raccorder directement le présent manchon 100 au cuvelage 20 cimenté. Aussi les revendications suivantes parlent-elles de tube périphérique pour désigner indifféremment le tube de protection, l'association de ce dernier avec le cuvelage cimenté ou encore un tube de production disposé autour du tube 10 central.
  • La figure 11 présente enfin un schéma de principe d'un autre mode de réalisation du présent procédé. Il est développé notamment dans le cadre d'une exploitation en "double complétion". Pour cela, un axe vertical I-I a été reporté qui correspond à l'axe de rotation d'un puits d'exploitation pétrolière montré en coupe longitudinale. Celui-ci traverse un gisement comportant notamment deux couches 210, 220 riches en hydrocarbures séparées par une couche 200 imperméable. Sur le dessin, ces couches sont esquissées de part et d'autre du puits sous forme de bandes sub-horizontales. Même si les hydrocarbures qu'elles contiennent respectivement sont identiques, des symboles distincts les repèrent sur la figure : tirets pour ceux de la couche 210 supérieure et points pour ceux de la couche 220 inférieure. Deux droites légèrement inclinées sur l'horizontale et situées entre les deux couches symbolisent une coupe pour indiquer par ailleurs qu'elles sont distantes d'une hauteur a priori quelconque.
  • C'est ainsi que le contenu fluide de chacune des deux couches pénètre dans le puits. Dans ce but, le cuvelage 20 de ce dernier est par exemple pourvu de perforations 21 (resp. 22) au droit de la couche 210 (resp. 220). Il se peut aussi qu'il n'y ait pas de cuvelage du tout au bas du puits. C'est notamment le cas en roche dure. Afin qu'il n'y ait pas contact entre les hydrocarbures des deux couches au cours de leur remontée au sein du puits, la présente invention prévoit d'y disposer deux tubes de production concentriques.
  • Le tube intérieur, plutôt appelé par la suite tube 10 central, descend au-delà de la couche 210 productrice supérieure jusqu'au droit de la couche 200 imperméable. Dès lors, il convient que son extrémité inférieure se trouve en regard d'une partie du cuvelage 20 dépourvue de perforations, et cela sur une hauteur suffisante pour qu'un obturateur 11 annulaire, interposé à cet endroit entre le tube 10 central et le cuvelage 20, empêche efficacement les hydrocarbures de la couche 210 supérieure de pénétrer à l'intérieur du tube 10 central. Ceux provenant de la couche 220 inférieure sont alors au contraire libres de s'y engouffrer (notamment sous l'effet de la pression régnant au sein de la couche).
  • Dans les paragraphes qui suivent, le tube extérieur sera appelé quant à lui tube 30 périphérique. L'espace 32 le séparant du cuvelage 20 est souvent rempli d'un liquide relativement dense. Un obturateur 31 annulaire disposé dans l'espace 32 permet alors de retenir ce liquide. Il a pour rôle de soulager le cuvelage en exerçant sur lui un effort de soutènement radial. Comme l'illustre la figure 11, l'obturateur 31 annulaire est disposé conformément à l'invention au-dessus des perforations 21 supérieures du cuvelage 20. Il enserre alors l'extrémité inférieure du tube 30 périphérique de sorte que les hydrocarbures provenant de la couche 210 supérieure remontent (également sous l'effet de leur pression propre) à l'intérieur de ce dernier tube. La présence à cette profondeur du tube 10 central plus long, les obligent cependant à s'écouler seulement dans l'annulaire 9 entre les deux tubes concentriques.
  • Dans le cadre de l'invention, ces tubes sont en outre dotés d'un ensemble de sécurité tel que décrit ci-dessus. Sans en donner ici à nouveau tous les détails de construction, on en rappelle la structure générale. Tout d'abord, il comprend un manchon 100 se présentant sous la forme d'un cylindre de quelques mètres de hauteur et à paroi épaisse. Son diamètre intérieur est choisi pour que le tube 10 central s'y raccorde de sorte que la surface intérieure du manchon 100 forme avec lui une seule et même conduite 110 centrale. En service cependant, cette conduite 110 centrale est fermée à l'aide d'un bouchon 60 prenant place dans le manchon 100 à mi-chemin entre ses extrémités supérieure et inférieure.
  • Le diamètre extérieur du manchon 100 est de son côté choisi pour que le tube 30 périphérique s'y raccorde de sorte que la surface extérieure du manchon 100 forme avec lui un espace 32 intermédiaire continu. Il s'ensuit que l'épaisseur du manchon 100 coïncide à peu de chose près avec l'annulaire 9 entre les deux tubes concentriques. Ce dernier ne s'en trouve pas pour autant obturé, car des conduits 131 longitudinaux y sont percés.
  • Une première série de ces conduits part de l'extrémité supérieure du manchon 100 et, par une partie 113 coudée, aboutit à sa surface intérieure en dessous du bouchon 60. Une seconde série de ces conduits part inversement de l'extrémité inférieure du manchon 100 et aboutit de même à sa surface intérieure, mais cette fois au-dessus du bouchon 60. En d'autres termes, on réalise ainsi le croisement des écoulements établis respectivement dans la conduite 110 centrale et dans l'annullaire 9.
  • L'intérêt de ce croisement apparaît sitôt qu'on examine les autres composants de l'ensemble de sécurité utilisé ici. Ce sont en effet des morceaux 13h et 13b de tube 10 central assujettis relativement au-dessus et en dessous du manchon 100 et autour de chacun desquels est fixé le corps 53 d'une vanne 50 de sécurité. Avec des clapets 52 à l'intérieur de la conduite 110 centrale, ces vannes peuvent être de type courant, dites "normalement fermées", plutôt amovibles pour être installées notamment au câble. Des morceaux 33h et 33b de tube 30 périphérique prennent en outre place autour des morceaux 13. L'ensemble de sécurité ainsi constitué atteint le cas échéant une dizaine de mètres de hauteur. Il est inséré dans le train de tubes élémentaires descendus dans le puits pour former les deux tubes concentriques de production. C'est ainsi qu'en cas de nécessité (accident ou mise en sommeil), les vannes 50 sont à même, en se fermant, d'arrêter les écoulements des deux sortes d'hydrocarbures.
  • La localisation des vannes en dehors de la conduite 110 centrale laisse cependant cette dernière largement dégagée. En particulier, il demeure possible de descendre en son sein différents outils de fond, le démontage du bouchon 60 ne posant pas de difficulté. Par ailleurs, comme l'indiquent symboliquement les deux lignes inclinées sur l'horizontale coupant le puits sous l'ensemble de sécurité, ce dernier peut être disposé à n'importe quelle profondeur. Il est alors choisi de le placer selon les besoins en matière de sûreté (vis-à-vis d'éventuels sabotages par exemple) ou relativement à l'activité du puits (pour une exploitation plus ou moins intermittente, etc.).
  • Outre ces avantages qui, avec d'autres non évoqués ici, tiennent au demeurant à la nature même de l'ensemble de sécurité retenu, le procédé de "complétion double" qu'on vient d'exposer, présente des intérêts plus spécifiques. D'un côté en effet, les sections de passage pour chacun des deux écoulements d'hydrocarbures sont rendues maximales. Pour s'en convaincre, il suffit de constater qu'au bas du puits de production, toute la section intérieure du tube 30 périphérique est le lieu d'écoulements, les hydrocarbures de la couche 220 inférieure passant par la conduite 110 centrale et ceux de la couche 210 supérieure par l'annulaire 9. De ce point de vue, il est recommandé de choisir le diamètre du tube 30 périphérique aussi grand que possible compte tenu de la section totale disponible dans le puits cuvelé. De même, en haut du puits, les deux sortes d'hydrocarbures étant toutefois échangées, ils s'écoulent à pleines sections. Entre les deux, le manchon 100 ne constitue pas vraiment un resserrement du passage dans la mesure où les conduits 131 percés dans sa paroi sont très nombreux (par exemple huit dans chaque série). De même, ce ne sont pas les vannes 50 disposées autour du tube 10 central qui constituent un obstacle important aux écoulements. Il s'ensuit que les pertes de charge à la remontée des hydrocarbures sont minimisées.
  • D'un autre côté, seuls des obturateurs simples pour boucher un annulaire sont mis en oeuvre. Ce sont l'obturateur 31 isolant le liquide 32 de soutènement vis-à-vis des hydrocarbures de la couche supérieure et l'obturateur 11 isolant les deux sortes d'hydrocarbures. Le recours aux obturateurs doubles est ainsi évité avec le surcoût qu'il implique.
  • On remarque que ces deux derniers avantages proviennent de l'emploi de tubes de production concentriques. Cette disposition remarquable est toutefois envisageable ici grâce à l'utilisation conjointe de l'ensemble de sécurité selon la présente invention. Ce dernier permet en effet d'arrêter en cas de nécessité la remontée des hydrocarbures, et cela sans rien perdre des deux avantages en question.
  • Il est bien clair que le présent manchon de sécurité pourrait rendre des services analogues dans des installations autres que des puits pétroliers. Des conduites concentriques de complexes chimiques notamment peuvent trouver avantage à y recourir pour réaliser en leur sein le croisement d'écoulements. C'est pourquoi les revendications qui suivent, s'attachent tout d'abord à protéger la structure même du manchon. Et c'est seulement dans un second temps que son application aux exploitations pétrolifères est revendiquée.

Claims (30)

1.- Manchon de sécurité pour puits communiquant notamment avec une réserve souterraine de fluide sous pression, un tube périphérique étant disposé dans ledit puits ainsi qu'un tube central concentrique audit tube périphérique de sorte qu'un annulaire est défini entre eux, caractérisé en ce que ledit manchon (100) est constitué par un cylindre creux ayant des extrémités supérieure et inférieure ainsi que les surfaces latérales intérieure et extérieure, ledit manchon (100) étant adapté à se raccorder, au niveau de ladite surface latérale extérieure, audit tube (30) périphérique et, au niveau de ladite surface latérale intérieure, audit tube (10) central, une gorge (111) annulaire étant ménagée à ladite surface latérale intérieure en vue de recevoir un bouchon (60) et des conduits (113, 131) adaptés à mettre en communication ledit annulaire (9) avec ledit tube (10) central, une première série desdits conduits (113, 131) partant de ladite extrémité supérieure dudit cylindre pour aboutir à ladite surface latérale intérieure entre ladite gorge (111) et ladite extrémité inférieure dudit cylindre tandis qu'une seconde série desdits conduit (113, 131) part de ladite extrémité inférieure dudit cylindre pour aboutir à ladite surface latérale intérieure entre ladite gorge (111) et ladite extrémité supérieure dudit cylindre.
2.- Manchon de sécurité selon la revendication 1, caratérisé en ce que ledit cylindre creux est à paroi épaisse, et en ce que chacun desdits conduits (113, 131) comporte une partie (131) percée longitudinalement dans la paroi dudit cylindre et se prolongeant par un coude en une partie (113) oblique.
3.- Manchon de sécurité selon la revendication 1 ou la revendication 2, caractérisé en ce que chacun desdits conduits (113, 131) est localement de section cylindrique, lesdits conduits (113, 131) étant de préférence répartis circonférentiellement à égale distance les uns des autres.
4.- Manchon de sécurité selon la revendication 3, caratérisé en ce qu'il y a au total huit conduits (113, 131), chacune desdites séries en comportant quatre immédiatement voisins les uns des autres.
5.- Manchon de sécurité selon la revendication 1 ou la revendication 2, caractérisé en ce que chacune desdites séries de conduit (113, 131) est constituée par l'enveloppe de canaux cylindriques parallèle disposés de sorte que deux canaux voisins s'interpénètrent.
6.- Manchon de sécurité selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que ledit cylindre constituant ledit manchon (100) est usiné dans une billette d'acier ou bien forgé.
7.- Manchon de sécurité selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que ledit cylindre constituant ledit manchon (100) admet une hauteur comprise entre environ 1,5m et environ 3m.
8.- Ensemble de sécurité caractérisé en ce qu'il comporte un manchon selon l'une quelconque des revendications précédentes, ainsi qu'une longueur (13) de tube (10) central constituée par un morceau (13h) supérieur raccordé à ladite extrémité supérieure dudit manchon (100) et par un morceau (13b) inférieur raccordé à ladite extrémité inférieure dudit manchon (100), au moins ledit morceau (13b) inférieur étant pourvu d'une vanne (50b) de sécurité à même d'obturer ledit tube (10) central en cas d'accident.
9.- Ensemble de sécurité selon la revendication 8, caractérisé en ce que ladite longueur (13) de tube (10) central fait de l'ordre de la dizaine de mètres.
10.- Ensemble de sécurité selon la revendication 8 ou la revendication 9, caractérisé en ce qu'un siège (15h, 15b) de bouchon est prévu sur chacun desdits morceaux (13h, 13b) de ladite longueur (13) de tube (10) central à proximité immédiate dudit manchon (100).
11.- Ensemble de sécurité selon l'une quelconque des revendications 8 à 10, caractérisé en ce que ledit morceau (13h) supérieur de ladite longueur (13) de tube (10) central se termine par un évasement (17).
12.- Ensemble de sécurité selon l'une quelconque des revendications 8 à 11, caractérisé en ce que ledit morceau (13b) inférieur de ladite longueur (13) de tube (10) central se termine par une rainure (16) annulaire intérieure, un autre siège (14) de bouchon étant disposé entre ladite vanne (50b) de sécurité et ladite rainure (16).
13.- Ensemble de sécurité selon l'une quelconque des revendications 8 à 12, caractérisé en ce que ladite vanne (50b) de sécurité est de type retirable normalement fermé.
14.- Ensemble de sécurité selon la revendication 13, caractérisé en ce que ladite vanne (50b) de sécurité prend place autour de ladite longueur (13) de tube (10) central et comporte une ligne (51b) de contrôle pour l'amenée d'un fluide hydraulique qui est maintenue en place grâce à son logement partiel au sein dudit manchon (100).
15.- Ensemble de sécurité selon l'une quelconque des revendications 8 à 14, caractérisé en ce que la surface latérale extérieure dudit manchon (100) est munie de joints d'étanchéité (34) toriques pour assurer l'étanchéité entre ledit manchon (100) et le tube (30) périphérique.
16.- Ensemble de sécurité selon l'une quelconque des revendications 8 à 14, caractérisé en ce qu'il comporte une longueur (33) de tube (30) périphérique peu différente de ladite longueur (13) de tube (10) central et constituée de même par un morceau (33h) supérieur raccordé à ladite extrémité supérieure dudit manchon (100) et par un morceau (33b) inférieur raccordé à ladite extrémité inférieure dudit manchon (100).
17.- Ensemble de sécurite selon la revendication 16, ledit tube (30) périphérique étant un tube de protection prenant place au sein d'un cuvelage cimenté, caractérisé en ce que ladite vanne (50b) de sécurité prend place autour de ladite longueur (13) de tube (10) central et comporte une ligne (51b) de contrôle pour l'amenée d'un fluide hydraulique qui est maintenue en place grâce à son logement partiel au sein dudit manchon (100) et en ce que ledit morceau (33h) supérieur de ladite longueur (33) comporte un orifice pour le passage de ladite ligne (51b) de contrôle, des moyens étant prévus afin d'assurer l'étanchéité dudit orifice.
18.- Procédé d'exploitation d'un puits communiquant notamment avec une réserve souterraine de fluide sous pression, un tube périphérique étant disposé dans ledit puits ainsi qu'un tube central concentrique audit tube périphérique de sorte qu'un annulaire est défini entre eux, caractérisé en ce qu'il met en oeuvre un ensemble de sécurité selon l'une quelconque des revendications 8 à 17 de sorte que les écoulements établis d'une part dans le tube (10) central et d'autre part dans l'annulaire (9) sont à même de se croiser.
19.- Procédé d'exploitation selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'une première opération dudit procédé consiste à raccorder ledit ensemble de sécurité auxdits tubes (10, 30) central et périphérique, ledit morceau (13h) supérieur de ladite longueur (13) de tube (10) central étant également pourvu d'une autre vanne (50h) de sécurité à même d'obturer ledit tube (10) central en cas d'accident.
20.- Procédé d'exploitation selon la revendication 19, lorsque ladite réserve souterraine est constituée par une cavité lessivée dans le sel gemme initialement remplie de saumure et que ledit fluide en réserve est un gaz, caractérisé en ce qu'une opération intermédiaire dudit procédé consiste à remplir ladite cavité (1) avec ledit gaz (G), ledit gaz (G) étant introduit sous pression par ledit tube (10) central au-dessus dudit manchon (100), puis passant dans ledit annulaire (9) en dessous dudit manchon (100) pour repousser ladite saumure (B) qui remonte par ledit tube (10) central en dessous dudit manchon (100) et est récupérée par ledit annulaire (9) au-dessus dudit manchon (100).
21.- Procédé d'exploitation selon la revendication 19 ou la revendication 20, caractérisé en ce qu'une dernière opération dudit procédé consiste à soutirer en surface ledit fluide en réserve ou/et à injecter dans ladite réserve souterraine par aussi bien ledit tube (10) central que ledit annulaire (9).
22.- Procédé d'exploitation selon la revendication 19, lorsque ladite réserve comporte une couche (210) productrice d'hydrocarbures supérieure et une couche (220) productrice d'hydrocarbures inférieure, le puits étant revêtu d'un cuvelage (20) traversant les deux couches (210, 220) productrices et ayant une paroi revêtue ou non au droit des deux couches (210, 220) de telle sorte que les hydrocarbures des deux couches (210, 220) peuvent pénétrer dans le puits, caractérisé en ce qu'il consiste:
a) au cours de la première opération dudit procédé, à disposer dans le puits :
- le tube (30) périphérique de sorte qu'une extrémité inférieure se trouve au-dessus de la couche (210) productrice supérieure, un premier bouchon (31) annulaire étant disposé autour de l'extrémité inférieure du tube (30) périphérique pour boucher l'espace (32) entre le tube (30) périphérique et la paroi revêtue ou non du puits,
- le tube (10) central à l'intérieur du tube (30) périphérique de sorte qu'une extrémité inférieure du tube (10) central se trouve entre la couche (210) productrice supérieure et la couche productrice inférieure, un second bouchon (11) annulaire étant disposé autour de l'extrémité inférieure du tube (10) central pour boucher l'espace entre le tube (10) central et la paroi revêtue ou non du puits ;
b) au cours d'une opération ultérieure d'exploitation en "double complétion", à faire passer:
- au bas du puits, les hydrocarbures provenant de la couche (220) productrice inférieure dans le tube (10) central et ceux provenant de la couche (210) productrice supérieure dans l'annulaire (9) ;
- en haut du puits, les hydrocarbures provenant de la couche (210) productrice supérieure dans le tube (10) central et ceux provenant de la couche (220) productrice inférieure dans l'annulaire (9) ;
les hydrocarbures des deux couches (210, 220) se croisant au sein du manchon (100).
23.- Procédé d'exploitation selon la revendication 22, caractérisé en outre en ce que l'espace (32) entre le tube (30) périphérique et la paroi revêtue ou non du puits est choisi aussi faible que le permettent les manoeuvres de mise en place du tube (30) péripherique.
24.- Procédé d'exploitation selon la revendication 22 ou la revendication 23, caractérisé en outre en ce que les vannes (50) de sécurité ont un corps (52) prenant place autour du tube (10) central auquel elles sont assujetties.
25.- Procédé d'exploitation selon l'une quelconque des revendications 22 à 24, caractérisé en ce que la paroi du puits est revêtue d'un cuvelage (20) muni de perforations (21, 22) au droit des couches (210, 220) productrices d'hydrocarbures.
26.- Procédé d'exploitation selon la revendication 25, caractérisé en ce qu'un liquide de soutènement retenu par le premier bouchon (31) annulaire est disposé entre le cuvelage (20) et le tube (30) pépherique.
27.- Procédé d'exploitation selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'une première opération dudit procédé consiste à raccorder ledit ensemble de sécurité auxdits tubes (10, 30) central et périphérique, une chemise étant appliquée de façon étanche contre ladite surface latérale intérieure dudit manchon (100) de sorte que lesdits conduits (113, 131) sont obturés, ledit bouchon (60) étant par ailleurs ôté, une opération ultérieure dudit procédé consistant à soutirer en surface ledit fluide en réserve ou/et à injecter dans ladite réserve souterraine par ledit tube (10) central uniquement.
28.- Procédé d'exploitation selon l'une quelconque des revendications 19 à 27, caractérisé en ce qu'au cours de l'opération de raccordement dudit ensemble de sécurité, ledit ensemble est disposé à au moins 30 mètres sous la surface du sol.
29.- Procédé d'exploitation selon l'une quelconque des revendications 19 à 28, ledit puits comportant en outre un cuvelage cimenté terminé inférieurement par un sabot, ledit tube périphérique étant constitué par un tube de protection prenant place au sein dudit cuvelage cimenté, caractérisé en ce qu'au cours de l'opération de raccordement dudit ensemble de sécurité, ledit ensemble est disposé à environ 10 mètres au-dessus dudit sabot (21) dudit puits (2).
30.- Procédé d'exploitation selon l'une quelconque des revendications 19 à 29, caractérisé en ce qu'au cours de l'opération de raccordement dudit ensemble de sécurité, des tronçons (10h) supérieurs de tube (10) central sont munis de joints d'étanchéité et emboîtés dans ledit morceau (13h) supérieur de ladite longueur (13) de tube (10) central dudit ensemble de sécurité tandis que des tronçons (10b) inférieurs de tube (10) central sont assujettis au sein dudit morceau (13b) inférieur de ladite longueur (13) de tube (10) central dudit ensemble de sécurité par l'intermédiaire de chiens d'ancrage et d'une vessie (18) gonflable de sorte que lesdits tronçons (10h, 10b) inférieurs et supérieurs peuvent être retirés à tout moment sans avoir à défaire ledit raccordement dudit ensemble de sécurité.
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