EP3830391A1 - Dispositif d'acquisition et communication de données entre colonnes de puits de pétrole ou de gaz - Google Patents

Dispositif d'acquisition et communication de données entre colonnes de puits de pétrole ou de gaz

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Publication number
EP3830391A1
EP3830391A1 EP19744738.6A EP19744738A EP3830391A1 EP 3830391 A1 EP3830391 A1 EP 3830391A1 EP 19744738 A EP19744738 A EP 19744738A EP 3830391 A1 EP3830391 A1 EP 3830391A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
tubular component
tubular
antenna
sensor
equipped according
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP19744738.6A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Sylvie DUBOIS-DECOOL
Daniel Khoda Rahmi
Eric Donzier
Emmanuel Tavernier
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Vallourec Oil and Gas France SAS
Original Assignee
Vallourec Oil and Gas France SAS
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Filing date
Publication date
Application filed by Vallourec Oil and Gas France SAS filed Critical Vallourec Oil and Gas France SAS
Publication of EP3830391A1 publication Critical patent/EP3830391A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency

Definitions

  • the invention relates to oil and / or gas wells and more particularly to a device for acquiring and transmitting data in wells.
  • An oil or gas well generally includes a plurality of tubular columns. It includes at least two, a casing string (in English "casing string”) and an extraction column (in English "tubing string”).
  • a well structure more often comprises two or more casing columns and an extraction column.
  • the spaces between two adjacent tubular columns or between the larger diameter tubular column of a well and the rock formation are called annular spaces. These annular spaces can be at least partially filled with cement or with fluids for filling and holding the walls.
  • the tubes used for the construction of oil or gas wells are generally made of steel, and include tubes of great length, that is to say of length greater than 6 meters and tubes of shorter length called sleeves connecting the tubes very long between them.
  • the corresponding threaded connections are called threaded sleeves (or in English threaded & coupled -T & C).
  • integral or in English integral
  • the tubular columns are intended to be used over several years in an oil or gas well. The aging resistance is studied in depth according to the steel grade used, the characteristics of the tubes and their connections, and also the environmental conditions and use of the equipment. There is a need to monitor changes in environmental conditions and use in the well.
  • US2018058208 discloses a data transmission device along a drill string and using acoustic waves transmitted in the wall of the tube. This device does not make it possible to establish a data transmission between columns of the same well, and does not make it possible to monitor different annular spaces of a well.
  • the known devices do not make it possible to monitor the conditions in the well at different depths and for different annular spaces in the well.
  • the invention relates to an equipped tubular component comprising an interior surface, an exterior surface and a main axis (X), an interior antenna located on the interior surface side, an exterior antenna located on the exterior surface side.
  • This arrangement makes it possible to receive and transmit a signal from the inside to the outside or from the outside to the inside of the tubular component equipped according to the invention. It also makes it possible to receive and transmit a signal from the inside to the outside of a set of tubular components or, conversely, to receive or transmit a signal from the outside to the inside of a set of tubular components.
  • the equipped tubular component may comprise an opening extending from the exterior surface and opening onto the interior surface, an electrical conductor extending in said opening.
  • the opening includes a metal-to-metal type sealing surface, which prevents leakage of liquid or gas from one annular space to the other through the opening.
  • the equipped tubular component can comprise a sensor module, which makes it possible to carry out measurements in a given annular space.
  • Said sensor module can comprise at least one sensor chosen from a pressure sensor, a temperature sensor, a fluid flow sensor, a pH sensor, a sensor for the concentration of dihydrogen sulfide, in concentration of carbon dioxide, in chlorides or water.
  • the sensor module includes a pressure sensor, a temperature sensor, and a fluid flow sensor.
  • the sensor module can be arranged on the exterior surface of the tubular component equipped, so as to carry out the measurements in the given annular space.
  • the equipped tubular component may further comprise a communication module comprising electronics arranged to transmit a data signal through an indoor or outdoor antenna.
  • the internal antenna is an internal coil of a conductive wire and the external antenna is an external coil of a conductive wire.
  • the fitted tubular component may include at least one external pocket capable of housing the sensor module and / or the communication module.
  • the equipped tubular component may include an external reinforcement on the exterior surface to protect the interior antenna from debris and from the flow of fluids circulating outside the component.
  • the fitted tubular component may include at least one cavity in the exterior surface.
  • the number of cavities is preferably between 2 and 20.
  • the cavities are advantageously distributed circumferentially around the tubular component equipped.
  • the cavities extend axially similar to the first outer pocket.
  • the cavities are typically axial grooves. These cavities make it possible to improve the structural integrity of the equipped tubular component.
  • the fitted tubular component may include a locking sleeve arranged to axially lock the indoor antenna in position.
  • the equipped tubular component may include a thread located at at least one of its ends and configured so as to allow a screw connection with another tubular component comprising a complementary thread.
  • the equipped tubular component is intended for the construction of oil or gas wells.
  • the invention also relates to an oil or gas well structure comprising at least first and second tubular columns and at least first and second tubular components equipped according to the invention, the first equipped tubular component being mounted on a first tubular column and the second equipped tubular component being mounted on a second tubular column, the first tubular column being directly adjacent and concentric with the second threaded tubular column.
  • the invention also relates to an oil or gas well structure and comprising at least a first tubular component equipped according to the invention in which the indoor antenna is a first indoor antenna, the outdoor antenna is a first outdoor antenna, and at at least a second tubular component equipped according to the invention, in which the interior antenna is a second interior antenna, the exterior antenna is a second exterior antenna, the first tubular component being mounted at a given depth in a first column of the well of oil or gas, the second tubular component being mounted in a second column of said oil or gas well adjacent to the first column, at said given depth, so as to allow the transmission of a signal between the first and second tubular components equipped.
  • the oil or gas well structure may comprise more than two tubular components equipped according to the invention.
  • the structure of an oil or gas well according to the invention can form a device for acquiring and communicating data between the columns of the well.
  • the invention also relates to a method of monitoring and communication in an oil or gas well comprising the steps of:
  • FIG. 1 schematically shows a conventional structure of an oil or gas well.
  • FIG. 2 schematically shows a well structure and an example of implementation of an acquisition and communication system according to the invention.
  • FIG. 3 schematically shows a well structure and a second example of implementation of an acquisition and communication system according to the invention.
  • Figure 4 shows in partial section a tubular component equipped according to an embodiment of the invention.
  • FIG. 5 shows a detail in section of a tubular component equipped according to an embodiment of the invention.
  • Figure 6 shows in partial section a tubular component equipped according to another embodiment of the invention.
  • Figure 7 shows in partial section a tubular component equipped according to yet another embodiment of the invention.
  • FIG. 1 The well of Figure 1 is shown schematically and shows one of the common oil or gas well structures with 5 tubular columns.
  • a column generally comprises tubular components comprising very long tubes, from 8 meters to 15 meters, connected in the case of threaded and coupled systems, by components of short length, called sleeves, in general from 0.8 meters to 2 meters in length. In another case, the tubes are directly connected together. The assemblies are made by thread.
  • the tubular column 21 is an extraction column for example composed of tubes with an external nominal diameter of 139.70 mm (five and a half inches), for example with a connection type Thread & Torque (T&C), such as a T&C VAM ® 21.
  • T&C Thread & Torque
  • Column 22 is a casing column for tubes, for example with a nominal diameter of 250.83 mm (9 7/8 inches).
  • Column 23 is a casing column for tubes, for example, nominal diameter 346.08 mm (13 5/8 inches).
  • Column 24 is a surface casing column, for example of tubes with a nominal diameter of 508.00 mm (20 inches) for example with a T&C type connection and VAM ® BIG OMEGA ® model .
  • Column 25 is a tube surface column, for example, with a nominal diameter of 762 mm (30 inches).
  • the longest column can be the total length of the well and the shortest column can be between 20 m and 200 m long.
  • the number of columns, the tube diameters, the connection models, the type of steel used depend on multiple parameters and vary greatly from one well to another.
  • columns 21 and 22 define an annular space 31
  • columns 22 and 23 define an annular space 32
  • columns 23 and 24 define an annular space 33
  • columns 24 and 25 define an annular space 34.
  • the annular spaces may contain cement used to solidify the structure of the well, or liquids such as drilling mud, stabilization mud, or a gaseous phase. The description will be based for the following on this example of a general well structure without limitation as to the number of tubular columns, diameters, connections used and equipment used.
  • FIG. 2 shows a well 40a comprising tubular components equipped according to a first embodiment of the invention.
  • the well 40a comprises on at least two columns, that is to say 4 columns (21, 22, 23, 24) in the embodiment of FIG. 2, tubular components equipped (46, 47, 48, 49 ) in accordance with the invention and comprising measurement and communication devices.
  • These components are preferably located at a shallow depth, for example at a depth of 10 m to 50 m below the level of a well head.
  • the fitted inner tubular component 46 comprises a first sensor module arranged to measure parameters relating to the conditions in an annular space.
  • the parameters measured can be chosen from pressure, temperature, fluid flow rate, pH, concentration of dihydrogen sulfide, carbon dioxide, chlorides or water.
  • the pressure and the temperature are chosen as monitored parameters.
  • the first sensor module comprises a pressure and temperature sensor arranged to measure the pressure and the temperature in the first annular space
  • the sensor module may include one or more sensors chosen from a pressure sensor, a temperature sensor, a fluid flow sensor, a pH sensor, a sensor for the concentration of dihydrogen sulfide, of carbon dioxide. , chlorides or water.
  • the different fitted tubular components used in a well may have different sensors to monitor different parameters at different depths in a well.
  • the measurements carried out can be stored in a memory integrated into electronic processing of the sensor module.
  • the equipped inner tubular component 46 comprises a first signal transmission module arranged to receive information signals sent by a first equipped intermediate tubular component 47.
  • the first signal transmission module can comprise a data communication module to the surface, arranged on the interior surface of the tubular component equipped 46 so as to be able to communicate with a probe 51 placed at the same depth as the inner equipped tubular component 46.
  • the probe 51 is connected to a surface unit 59 arranged to process the data measured by the equipped tubular components.
  • the first signal transmission module can comprise a data communication element towards the surface arranged on the external surface of the tubular component fitted inside. 46 so as to be able to communicate by a cable 50 to a surface unit 59 comprising an electronics arranged to recover all the data measured by the tubular components fitted.
  • the cable 50 can be fixed along the tubular component outside of it.
  • Said communication module corresponds to a transmission unit.
  • the first intermediate equipped tubular component 47 comprises a second sensor module arranged to measure the pressure, the temperature and the pH, in the second annular space 32 and a first signal transmission module arranged to receive information signals sent by a second intermediate tubular component fitted 48.
  • the second intermediate equipped tubular component 48 comprises a third sensor module arranged to measure the pressure and the temperature in the third annular space 33, and a first signal transmission module arranged to receive data information signals sent by a tubular component equipped exterior 49 and comprising a memory arranged to store the corresponding data.
  • the equipped external tubular component 49 comprises a second sensor module arranged to measure the pressure and the temperature in the fourth annular space 34 and a first signal transmission module arranged to send and receive information signals with the second intermediate tubular component equipped 48.
  • a transmission module can be arranged to send and / or receive information signals to and / or from the one or two transmission modules located in the adjacent columns at the same depth.
  • Figure 3 shows a wellbore column 40b according to a second example of implementation of the invention.
  • Column 40b comprises on at least two columns and at a first depth fitted tubular components (461, 471, 481, 491) in accordance with the invention and comprising measurement and communication devices.
  • Column 40b also includes at least a second depth fitted tubular components (462, 472, 482) according to the invention and comprising measurement and communication devices.
  • Column 40b also includes, at least at a third depth, fitted tubular components (463, 473) according to the invention and comprising measurement and communication devices.
  • An embodiment of a well comprising several groups of tubular components equipped according to the invention and each of these groups being arranged at different depths in the well makes it possible to have better accuracy of the measurements, which are then carried out at different depths, but can be more demanding in its implementation on the good control of the lengths of the components inserted in a column and component registers so as to obtain that the tubular components equipped are at substantially the same depth.
  • the tubular components equipped according to the invention make it possible to compensate for shifts of a few meters in depth to allow the transmission of the signal from a tubular component equipped to another tubular component equipped.
  • An advantage of using antennas in the form of solenoids also makes it possible to have a larger data transmission from the tubular component equipped with larger diameter to the tubular component equipped with smaller diameter thanks to the property of greater uniformity of the magnetic fields inside or along the axis of a solenoid.
  • an equipped tubular component 1 comprises a tubular body 11 having an interior surface 2, an exterior surface 3 and comprises two threaded ends 17, 18 separated by a central portion 11b of the tubular body 11.
  • the body 11 is made of metal, preferably steel.
  • the fitted tubular component 1 comprises a first external antenna 5 situated on the side of the external surface 3, a first internal antenna 4 situated on the side of the internal surface 2.
  • the internal antenna 4 is situated closer to 'a first end 17 of the tubular component while the external antenna 5 is located closer to a second end 18 of the tubular component.
  • the interior antenna 4 and the exterior antenna 5 are both located closer to the same end of the tubular component, either the first end 17 or the second end 18.
  • the fitted tubular component 1 also includes an opening 6 extending from the exterior surface 3 to the interior surface 2.
  • the opening 6 can extend from a first external pocket 7 situated on the external surface 3.
  • the fitted tubular component 1 can comprise at least one cavity 71 in the outer surface 3.
  • the number of cavities 71 is preferably between 2 and 20, and more preferably between 5 and 20. When the number of cavities 71 is equal or greater than 2, the cavities 71 are advantageously distributed circumferentially around the tubular component equipped.
  • the cavities 71 and the outer pocket 7 are advantageously distributed equidistant from each other.
  • the cavities 71 extend axially similar to the first external pocket 7.
  • FIG. 6 illustrates a variant of this embodiment in which the second external pocket 13 is elongated and substantially parallel to the axis X of the tube and the cavities 71 are grooves parallel to the axis X of the tubular component equipped 1.
  • the opening 6 houses an electrical conductor extending from the exterior surface 3 or the exterior pocket 7 to the first interior antenna 4.
  • the fitted tubular component 1 may include a sheath 8 to protect the electrical conductor.
  • the fitted tubular component 1 comprises a sensor module 12.
  • the sensor module 12 can comprise a pressure and temperature sensor, or a fluid flow, pH, or other sensor.
  • the sensor module 12 can be located in a second outer pocket 13 formed on the outer surface 3.
  • the sensor module 12 can include a battery intended to supply the sensor as well as a clock making it possible to trigger measurements at time intervals These intervals can range from 200ms to several days, weeks or months.
  • the outer surface 3 may include an extra thickness 14 intended to be able to practice the first and second outer pockets (7 and 13) while preserving the mechanical or structural strength of the tubular component.
  • the sensor module 12 can be retained in the second outer pocket 13 by screwing or by force fitting.
  • the sensor module 12 can also be partially encapsulated in the epoxy, so as to leave a free face to allow the measurements.
  • the fitted tubular component 1 comprises a first transmission unit 15 located near an antenna.
  • the transmission unit is arranged in the second external pocket 13 near the external antenna 5.
  • the first transmission unit 15 comprises electronics arranged to transmit and receive signals to and from the first indoor 4 and outdoor 5 antennas.
  • the first transmission unit comprises a memory arranged to store the data relating to the measurements made by the sensor module 12.
  • the first transmission unit 15 is connected to a battery 16 to store the operating energy of the transmission unit 15.
  • the first transmission unit can comprising a transmitter arranged to transmit a signal at a first predefined frequency.
  • the battery 16 can also supply energy to the sensor unit 12.
  • a second battery can be installed and dedicated to the sensor unit 12.
  • the transmission unit 15 may comprise conversion electronics, comprising an energy converter for storing electricity in the battery 16 from currents generated in the antennas by an external electromagnetic field, which makes it possible to recharge batteries and extend the life of the equipment.
  • the conversion electronics can also be arranged to generate a current in an antenna at a loading frequency intended to generate in an antenna of a tubular component equipped adjacent a load.
  • the first indoor antenna 4 may be a circular coil and may include an electrically conductive wire encapsulated in a material of the polymer, polyetheretherketone (PEEK), silicone or polyetherketone type.
  • PEEK polyetheretherketone
  • the first indoor antenna 4 can extend axially over a distance of 15 cm to 80 cm.
  • the first external antenna 5 may be a circular coil and may comprise an electrically conductive wire encapsulated in a material of the polymer, polyetheretherketone (PEEK), silicone, or polyetherketone type.
  • the first external antenna 5 can extend axially over an axial length of 40 centimeters to 3 meters.
  • the conductive wire of the antenna can make between 50 and 500 turns over this axial length.
  • the opening 6 can have a diameter between 2 and 4mm.
  • the opening 6 can be made by drilling.
  • the opening 6 may have a main axis oriented perpendicular to the main axis (X) of the tubular component. Alternatively, the opening 6 can have an orientation making an angle between 15 ° and 75 ° relative to the main axis (X) of the tubular component equipped.
  • the fitted tubular component 1 is a sleeve comprising a first transmission unit 15 including electronics arranged to transmit and receive signals to and from the first indoor 4 and outdoor 5 antennas, an opening 6, s' extending from a first external pocket 7 situated on the external surface 3, and a sensor module 12 comprising pressure and temperature or fluid flow, pH or stress sensor sensors or the like.
  • dimensional gauges can be used with a dedicated assembly.
  • the opening 6 houses an electrical conductor extending from the exterior surface 3 or the exterior pocket 7 to the first interior antenna 4.
  • the electrical conductor is also connected to the first transmission unit 15.
  • the sleeve according to the invention includes a central section extended to accommodate the indoor and outdoor antennas.
  • the first outer pocket 7 may have a wall oriented 55 from 50 to 80 ° relative to the main axis (X) of the equipped tubular component 1, into which the opening 6 can open. On the opposite side, the opening 6 can lead to the interior surface in an annular groove 56 intended to receive a connector towards the first interior antenna 4.
  • the fitted tubular component may include an external reinforcement 9 on the exterior surface to protect the interior antenna 4 from debris and from the flow of fluids circulating outside the component, that is to say outside the column.
  • the external reinforcement 9 can be a circular insert mounted on the tubular component.
  • the opening 6 visible in detail in Figure 5 may include a first section 52 to a first diameter, a second section 53 to a second diameter, and a third section 54 to a third diameter smaller than the first and second diameters.
  • the first and second sections are of the same diameter.
  • the first section of the opening 6 is connected to the third section by a section with a conical surface arranged to produce a sealing surface.
  • the electrical conductor comprises a cable, a section of which is crimped in a sheath.
  • Said sheath comprises a conical sealing surface capable of cooperating with the conical surface section 57 of the opening 6.
  • the sheath may include a thread to allow the sheath to be screwed into the opening 6 in the first section 52 then comprising a corresponding thread, or else in the second section 53 comprising, where appropriate, a corresponding thread.
  • the threads are arranged so that, during screwing, the conical surface of the sheath interferes with the conical section of the opening 6 to establish a metal-to-metal seal.
  • the sensor module 12 can comprise at least one sensor chosen from a pressure sensor, a temperature sensor, a fluid flow sensor.
  • the sensor module comprises a pressure sensor and a temperature sensor. More preferably, the sensor module comprises a pressure sensor, a temperature sensor, a fluid flow sensor.
  • the sensor module can also include a pH sensor or a sensor for the concentration of dihydrogen sulfides, carbon dioxide, chlorides or water.
  • the sensor module can include MEMS-type micro-sensors for pressure and temperature measurements.
  • the sensor module can include a battery and a memory for storing the measurements made over time.
  • the equipped tubular component may include a communication module 15.
  • the communication module 15 is connected to the first indoor antenna and to the first outdoor antenna.
  • the communication module 15 is connected to the sensor module and is arranged to transmit the content of the memory of the sensor module by the antennas indoor and outdoor.
  • the communication module 15 includes electronics arranged to receive a signal from the indoor antenna or the outdoor antenna, amplify said received signal and send the amplified signal via the outdoor antenna or the indoor antenna respectively.
  • the fitted tubular component 1 comprises a locking sleeve 19 arranged to axially lock the internal antenna 4 in position.
  • the end 17 of the fitted tubular component 1 closest to the internal antenna 4 has a first thread 20 and the locking sleeve 19 has a second thread 20a complementary to the first thread 20 and the locking sleeve 19 is fixed by screwing onto the fitted tubular component 1.
  • FIG. 7 illustrates a variant of this embodiment in which the first thread 20 is located on the outer surface 3 of the tubular component 1 and the second thread 20a is located on the inner surface 2a of the sleeve locking device 19.
  • the interior antenna 4 can be inserted inside the tubular component equipped 1, then the locking sleeve 19 can be screwed onto the tubular component equipped 1.
  • This embodiment facilitates the insertion of the 'indoor antenna 4 and prevents its deformation during insertion.
  • a pipe can thus comprise a tubular component equipped according to the invention so as to transmit a signal outside the pipe, said signal being able to comprise data sets corresponding to measurements carried out inside the pipe.
  • the invention also relates to a method of data acquisition and communication in a set of tubular components comprising at least one equipped tubular component 1 and comprising the steps of:
  • a first indoor antenna 4 a second corresponding signal and comprising comprising said information representative of physical or chemical parameters.
  • the first signal is received at a first frequency
  • the second signal is transmitted at a second frequency.
  • signal transmission can be optimized.
  • said method can be implemented in a set of tubular components comprising at least two equipped tubular components and can comprise the additional steps of:
  • Said second signal and said third signal can comprise additional information representing physical or chemical parameters from sensors mounted on the first and second tubular component equipped respectively.

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Abstract

L'invention concerne les puits de pétrole et/ou de gaz et plus particulièrement un dispositif et une méthode d'acquisition et de transmission de données dans les puits basée sur un composant tubulaire équipé (1) comprenant une surface intérieure (2), une surface extérieure (3) et un axe principal (X), une antenne intérieure (4) située du côté de la surface intérieure (2), une antenne extérieure (5) située du côté de la surface extérieure (3), qui peut comprendre une ouverture (6) s'étendant de la surface extérieure (3) et débouchant sur la surface intérieure (2), un conducteur électrique s'étendant dans ladite ouverture (6).

Description

Dispositif d'acquisition et communication de données entre colonnes de puits de pétrole ou de gaz
L'invention concerne les puits de pétrole et/ou de gaz et plus particulièrement un dispositif d'acquisition et de transmission de données dans les puits.
Un puits de pétrole ou gaz comprend généralement une pluralité de colonnes tubulaires. Il en comprend au moins deux, une colonne de cuvelage (en anglais « casing string ») et une colonne d'extraction (en anglais « tubing string»). Une structure de puits comprend plus souvent deux colonnes de cuvelage ou plus et une colonne d'extraction. Les espaces entre deux colonnes tubulaires adjacentes ou entre la colonne tubulaire de plus grand diamètre d'un puits et la formation rocheuse sont appelés espaces annulaires. Ces espaces annulaires peuvent être au moins partiellement remplis de ciment ou de fluides de remplissage et maintien des parois. Il est utile de surveiller les paramètres physiques ou chimiques dans ces espaces, tels que la pression et la température, le pH, la concentration en sulfure de dihydrogène, la concentration en dioxyde de carbone, en chlorures ou en eau de manière à détecter des événements anormaux dans le puits, comme une fuite, une remontée indésirable de fluide ou de gaz ou l'apparition de conditions d'emploi non prévues lors de la construction.
Les tubes servant à la construction des puits de pétrole ou gaz sont généralement en acier, et comprennent des tubes de grande longueur, c'est-à-dire de longueur supérieure à 6 mètres et des tubes de plus petite longueur appelés manchons connectant les tubes de grande longueur entre eux. Les connexions filetées correspondantes sont appelées filetées manchonnées (ou en anglais threaded & coupled -T&C). Il existe également des tubes de grande longueur connectés directement les uns aux autres via des connexions appelées intégrales (ou en anglais intégrais) où parties femelles et mâles sont réalisées à même le tube. Les colonnes tubulaires sont destinées à être utilisées sur plusieurs années dans un puits de pétrole ou gaz. La tenue au vieillissement est étudiée de manière approfondie selon la nuance d'acier utilisée, les caractéristiques des tubes et de leurs connexions, et également des conditions d'environnement et d'utilisation des équipements. Il existe un besoin pour surveiller l'évolution des conditions d'environnement et d'utilisation dans le puits.
On connaît des dispositifs de surveillance utilisant des câbles installés sur les tubes, mais ces solutions sont difficiles à installer, en particulier pour les colonnes de cuvelage.
On connaît par US2018058208 un dispositif de transmission de données le long d'une colonne de forage et utilisant des ondes acoustiques transmises dans la paroi du tube. Ce dispositif ne permet pas d'établir une transmission de données entre des colonnes d'un même puits, et ne permet pas de surveiller différentes espaces annulaires d'un puits.
Ces dispositifs connus ne permettent pas de surveiller les différents espaces annulaires d'un puits.
Les dispositifs connus ne permettent pas de surveiller les conditions dans le puits à différentes profondeurs et pour différents espaces annulaires du puits. Il existe un besoin pour avoir un dispositif qui permet à un opérateur de surveiller des paramètres relatifs aux conditions d'opération des équipements dans différents espaces annulaires et que ce dispositif permette la récupération des données relatives aux conditions dans différents espaces annulaires sans opération lourde de démontage ou sans qu'il soit nécessaire d'installer des équipements complexes en tête de puits ou en fond de puits.
L'invention concerne un composant tubulaire équipé comprenant une surface intérieure, une surface extérieure et un axe principal (X), une antenne intérieure située du côté de la surface intérieure, une antenne extérieure située du côté de la surface extérieure. Cet arrangement permet de recevoir et transmettre un signal de l'intérieur vers l'extérieur ou de l'extérieur vers l'intérieur du composant tubulaire équipé selon l'invention. Il permet en outre de recevoir et transmettre un signal de l'intérieur vers l'extérieur d'un ensemble de composants tubulaires ou inversement de recevoir ou transmettre un signal de l'extérieur vers l'intérieur d'un ensemble de composants tubulaires.
Selon un aspect, le composant tubulaire équipé peut comprendre une ouverture s'étendant de la surface extérieure et débouchant sur la surface intérieure, un conducteur électrique s'étendant dans ladite ouverture.
Selon un aspect, lequel l'ouverture comprend une surface d'étanchéité de type métal- métal, ce qui permet de prévenir une fuite de liquide ou gaz d'un espace annulaire à l'autre par l'ouverture.
Selon un aspect, le composant tubulaire équipé peut comprendre un module capteur, ce qui permet d'effectuer des mesures dans un espace annulaire donné.
Ledit module capteur peut comprendre au moins un capteur choisi parmi un capteur de pression, un capteur de température, un capteur de débit de fluide, un capteur de pH, un capteur de concentration en sulfure de dihydrogène, en concentration en dioxyde de carbone, en chlorures ou en eau.
Dans une variante, le module capteur comprend un capteur de pression, un capteur de température, et un capteur de débit de fluide.
Le module capteur peut être agencé sur la surface extérieure du composant tubulaire équipé, de manière à effectuer les mesures dans l'espace annulaire donné.
Selon un aspect, le composant tubulaire équipé peut comprendre en outre un module de communication comprenant une électronique agencée pour émettre un signal de données au travers d'une antenne intérieure ou extérieure. Selon un autre aspect, l'antenne intérieure est un bobinage intérieur d'un fil conducteur et l'antenne extérieure est un bobinage extérieur d'un fil conducteur.
Le composant tubulaire équipé peut comporter au moins une poche extérieure apte à loger le module capteur et/ou le module de communication.
Le composant tubulaire équipé peut comprendre un renfort externe sur la surface extérieure pour protéger l'antenne intérieure de débris et du flux de fluides circulant à l'extérieur du composant.
Le composant tubulaire équipé peut comprendre au moins une cavité dans la surface extérieure. Le nombre de cavités est de préférence compris entre 2 et 20. Les cavités sont avantageusement réparties circonférenciellement autour du composant tubulaire équipé. De préférence, les cavités s'étendent axialement de façon similaire à la première poche extérieure. Les cavités sont typiquement des rainures axiales. Ces cavités permettent d'améliorer l'intégrité structurelle du composant tubulaire équipé.
Le composant tubulaire équipé peut comprendre un manchon de verrouillage agencé pour bloquer axialement l'antenne intérieure en position.
Le composant tubulaire équipé peut comporter un filetage situé à au moins une de ses extrémités et configuré de manière à permettre une liaison par vissage avec un autre composant tubulaire comportant un filetage complémentaire.
Le composant tubulaire équipé est destiné à la construction de puits de pétrole ou gaz.
L'invention concerne également, une structure de puits de pétrole ou gaz comprenant au moins une première et une deuxième colonnes tubulaires et au moins un premier et un deuxième composants tubulaires équipés selon l'invention, le premier composant tubulaire équipé étant monté sur une première colonne tubulaire et le deuxième composant tubulaire équipé étant monté sur une deuxième colonne tubulaire, la première colonne tubulaire étant directement adjacente et concentrique de la deuxième colonne tubulaire filetée. L'invention concerne aussi une structure de puits de pétrole ou gaz et comprenant au moins un premier composant tubulaire équipé selon l'invention dans lequel l'antenne intérieure est une première antenne intérieure, l'antenne extérieure est une première antenne extérieure, et au moins un deuxième composant tubulaire équipé selon l'invention, dans lequel l'antenne intérieure est une deuxième antenne intérieure, l'antenne extérieure est une deuxième antenne extérieure, le premier composant tubulaire étant monté à une profondeur donnée dans une première colonne du puits de pétrole ou gaz, le deuxième composant tubulaire étant monté dans une deuxième colonne dudit puits de pétrole ou gaz adjacente à la première colonne, à ladite profondeur donnée, de manière à permettre la transmission d'un signal entre les premier et deuxième composants tubulaires équipés. La structure de puits de pétrole ou gaz peut comprendre plus de deux composants tubulaires équipés selon l'invention.
La structure de puits de pétrole ou gaz selon l'invention peuvent former un dispositif d'acquisition et de communication de données entre les colonnes du puits.
Enfin, l'invention porte aussi sur une méthode de surveillance et de communication dans un puits de pétrole ou gaz comprenant les étapes de :
- mesurer à une certaine profondeur des conditions de température et de pression dans un premier espace annulaire avec un premier module capteur disposé sur un premier composant tubulaire équipé,
- mesurer à ladite certaine profondeur des conditions de température et de pression dans un deuxième espace annulaire avec un deuxième module capteur disposé sur un deuxième composant tubulaire équipé,
- transmettre les données mesurées par le deuxième module capteur du deuxième composant tubulaire équipé au premier composant tubulaire équipé.
Liste des figures
La figure 1 montre schématiquement une structure classique de puits de pétrole ou de gaz. La figure 2 montre schématiquement une structure de puits et un exemple de mise en œuvre d'un système d'acquisition et de communication selon l'invention.
La figure 3 montre schématiquement une structure de puits et un second exemple de mise en œuvre d'un système d'acquisition et de communication selon l'invention.
La figure 4 montre en coupe partielle un composant tubulaire équipé selon un mode de réalisation de l'invention.
La figure 5 montre un détail en coupe d'un composant tubulaire équipé selon un mode de réalisation de l'invention.
La figure 6 montre en coupe partielle un composant tubulaire équipé selon un autre mode de réalisation de l'invention.
La figure 7 montre en coupe partielle un composant tubulaire équipé selon encore un autre mode de réalisation de l'invention.
Description détaillée
Le puits de la figure 1 est représenté de manière schématique et présente une des structures courantes de puits de pétrole ou gaz avec 5 colonnes tubulaires.
Une colonne comprend généralement des composants tubulaires comprenant des tubes de grande longueur, de 8 mètres à 15 mètres, reliés dans le cas des systèmes filetés et couplés, par des composants de courte longueur, appelés manchons, en général de 0,8 mètre à 2 mètres de longueur. Dans un autre cas, les tubes sont directement reliés entre eux. Les assemblages se font par filetage.
La colonne tubulaire 21 est une colonne d'extraction par exemple composée de tubes de diamètre nominal externe de 139,70 mm (cinq pouces et demi), par exemple avec une connexion type Thread & Couple (T&C), tel qu'un T&C VAM® 21. La colonne 22 est une colonne de cuvelage de tubes par exemple de diamètre nominal de 250,83 mm (9 7/8 pouces). La colonne 23 est une colonne de cuvelage de tubes par exemple de diamètre nominal de 346,08 mm (13 5/8 pouces). La colonne 24 est une colonne de cuvelage de surface par exemple de tubes de diamètre nominal de 508,00 mm (20 pouces) par exemple avec une connexion de type T&C et de modèle VAM® BIG OMEGA ®. La colonne 25 est une colonne de surface de tubes par exemple de diamètre nominal de 762 mm (30 pouces).
La colonne la plus longue peut faire la longueur totale du puits et la colonne la plus courte peut avoir une longueur comprise entre 20 m et 200 m.
Le nombre de colonnes, les diamètres de tube, les modèles de connexion, le type d'acier utilisés dépendent de multiples paramètres et varient fortement d'un puits à l'autre.
Ces colonnes disposées concentriquement définissent entre-elles des espaces annulaires entre la paroi extérieure d'une colonne d'un plus petit diamètre et la surface intérieure d'une colonne de plus grand diamètre immédiatement adjacente. Par exemple, les colonnes 21 et 22 définissent un espace annulaire 31, les colonnes 22 et 23 définissent un espace annulaire 32, les colonnes 23 et 24 définissent un espace annulaire 33, les colonnes 24 et 25 définissent un espace annulaire 34. Les espaces annulaires peuvent contenir du ciment servant à solidifier la structure du puits, ou bien des liquides comme des boues de forage, boues de stabilisation, ou encore une phase gazeuse. La description s'appuiera pour la suite sur cet exemple de structure générale de puits de manière non limitative quant au nombre de colonnes tubulaires, des diamètres, connexions utilisées et équipements employés.
La figure 2 montre un puits 40a comprenant des composants tubulaires équipés selon un premier mode de réalisation de l'invention. Le puits 40a comprend sur au moins deux colonnes, c'est-à-dire 4 colonnes (21, 22, 23, 24) dans le mode de réalisation de la figure 2, des composants tubulaires équipés (46, 47, 48, 49) conformes à l'invention et comprenant des dispositifs de mesure et de communication.
Ces composants sont préférentiellement situés à une profondeur faible, par exemple à une profondeur de 10 m à 50 m en dessous du niveau d'une tête de puits.
Le composant tubulaire intérieur équipé 46 comprend un premier module capteur agencé pour mesurer des paramètres relatifs aux conditions dans un espace annulaire. Les paramètres mesurés peuvent être choisi parmi la pression, la température, le débit de fluide, le pH, la concentration en sulfure de dihydrogène, en dioxyde de carbone, en chlorures ou en eau. Pour la suite de l'exposé, par souci de simplicité, la pression et la température sont choisis en tant que paramètres surveillés. Ainsi, dans l'exemple de la figure 2, le premier module capteur comprend un capteur de pression et de température agencés pour mesurer la pression et la température dans le premier espace annulaire
31.
Il faut comprendre que le module capteur peut comprendre un ou plusieurs capteurs choisi parmi un capteur de pression, un capteur de température, un capteur de débit de fluide, un capteur de pH, un capteur de concentration en sulfure de dihydrogène, en dioxyde de carbone, en chlorures ou en eau. Aussi, les différents composants tubulaires équipés utilisés dans un puits peuvent avoir différents capteurs de manière à surveiller des paramètres différents à différentes profondeurs dans un puits.
Les mesures effectuées peuvent être stockées dans une mémoire intégrée à une électronique de traitement du module capteur.
Le composant tubulaire intérieur équipé 46 comprend un premier module de transmission de signal agencé pour recevoir des signaux d'information envoyés par un premier composant tubulaire intermédiaire équipé 47.
Dans une première variante représentée sur la figure 2, le premier module de transmission de signal peut comprendre un module de communication de données vers la surface, agencé sur la surface intérieure du composant tubulaire équipé 46 de manière à pouvoir communiquer avec une sonde 51 placée à la même profondeur que le composant tubulaire équipé intérieur 46. La sonde 51 est reliée à une unité de surface 59 agencée pour traiter les données mesurées par les composants tubulaires équipés.
Dans une variante alternative également représentée sur la figure 2, le premier module de transmission de signal peut comprendre un élément de communication de données vers la surface agencé sur la surface extérieure du composant tubulaire équipé intérieur 46 de manière à pouvoir communiquer par un câble 50 à une unité de surface 59 comprenant une électronique agencée pour récupérer l'ensemble des données mesurées par les composants tubulaires équipés. Le câble 50 peut être fixé le long du composant tubulaire à l'extérieur de celui-ci.
Ledit module de communication correspond à une unité de transmission.
Le premier composant tubulaire équipé intermédiaire 47 comprend un deuxième module capteur agencé pour mesurer la pression, la température et le pH, dans le deuxième espace annulaire 32 et un premier module de transmission de signal agencé pour recevoir des signaux d'information envoyés par un deuxième composant tubulaire intermédiaire équipé 48.
Le deuxième composant tubulaire équipé intermédiaire 48 comprend un troisième module capteur agencé pour mesurer la pression et la température dans le troisième espace annulaire 33, et un premier module de transmission de signal agencé pour recevoir des signaux d'information de données envoyé par un composant tubulaire extérieur équipé 49 et comprenant une mémoire agencée pour stocker les données correspondantes.
Le composant tubulaire extérieur équipé 49 comprend un deuxième module capteur agencé pour mesurer la pression et la température dans le quatrième espace annulaire 34 et un premier module de transmission de signal agencé pour envoyer et recevoir des signaux d'information avec le deuxième composant tubulaire intermédiaire équipé 48.
Un module de transmission peut être agencé pour envoyer et/ou recevoir des signaux d'information à et/ou en provenance du ou des deux modules de transmissions situés dans les colonnes adjacentes à la même profondeur.
La figure 3 montre une colonne de puits de forage 40b selon un deuxième exemple de mise en œuvre de l'invention. La colonne 40b comprend sur au moins deux colonnes et à une première profondeur des composants tubulaires équipés (461, 471, 481, 491) conformes à l'invention et comprenant des dispositifs de mesure et de communication. La colonne 40b comprend également à au moins une deuxième profondeur composants tubulaires équipés (462, 472, 482) conformes à l'invention et comprenant des dispositifs de mesure et de communication. La colonne 40b comprend également à au moins une troisième profondeur des composants tubulaires équipés (463, 473) conformes à l'invention et comprenant des dispositifs de mesure et de communication.
On comprend que puisque les colonnes d'un puits n'ont pas la même longueur, il peut y avoir un nombre différent de colonnes présentes pour une profondeur donnée et donc il peut y avoir une quantité différente de composants tubulaires équipés disposés à la même profondeur, pour une profondeur donnée. Néanmoins, il doit au moins il y avoir deux composants tubulaires équipés sur des colonnes différentes positionnés sensiblement à la même profondeur. Par l'expression « sensiblement la même profondeur », on peut entendre une profondeur identique à plus ou moins 2 mètres. On appelle un groupe de composants tubulaires équipés un ensemble de composants tubulaires équipés situés sensiblement à la même profondeur.
Un mode de réalisation de puits comprenant plusieurs groupes de composants tubulaires équipés selon l'invention et chacun de ces groupes étant disposés à différentes profondeurs dans le puits permet d'avoir une meilleure précision des mesures, qui sont alors effectuées à différentes profondeurs, mais peut être plus exigent dans sa mise en œuvre sur la bonne maîtrise des longueurs des composants insérés dans une colonne et des registres de composant de manière à obtenir que les composants tubulaires équipés soient sensiblement à la même profondeur. Les composants tubulaires équipés selon l'invention permettent de compenser des décalages de quelques mètres de profondeur pour permettre la transmission du signal d'un composant tubulaire équipé à un autre composant tubulaire équipé.
Un avantage de l'utilisation d'antennes sous forme de solénoïdes permet également d'avoir une transmission de données plus importantes du composant tubulaire équipé de plus grand diamètre vers le composant tubulaire équipé de plus petit diamètre grâce à la propriété de plus grande uniformité des champs magnétiques à l'intérieur ou le long de l'axe d'un solénoïde. On peut ainsi obtenir un débit de données plus important dans ce sens tout en ayant la possibilité d'avoir un débit de données en sens inverse de moindre de valeur moindre mais suffisant pour envoyer des instructions de fonctionnement aux modules de communication et modules capteurs des autres composants tubulaires équipés, par exemple des ordres relatifs à des requêtes de transmission de mesures stockées, ou des requêtes de modification de fréquence de mesure, ou requêtes de diagnostic sur le statut de fonctionnement de l'électronique, et réserves d'énergie.
Sur la figure 4, un composant tubulaire équipé 1 selon l'invention comprend un corps tubulaire 11 ayant une surface intérieure 2, une surface extérieure 3 et comprend deux extrémités filetées 17, 18 séparées par une portion centrale 11b du corps tubulaire 11. Le corps 11 est en métal, de préférence en acier.
Le composant tubulaire équipé 1 comprend une première antenne extérieure 5 située du côté de la surface extérieure 3, une première antenne intérieure 4 située du côté de la surface intérieure 2. Dans un mode de réalisation, l'antenne intérieure 4 est située plus près d'une première extrémité 17 du composant tubulaire alors que l'antenne extérieure 5 est située plus près d'une seconde extrémité 18 du composant tubulaire. Dans un autre mode de réalisation l'antenne intérieure 4 et l'antenne extérieure 5 sont situées toutes les deux plus près de la même extrémité du composant tubulaire, soit la première extrémité 17, soit la seconde extrémité 18.
Le composant tubulaire équipé 1 comprend également une ouverture 6 s'étendant de la surface extérieure 3 jusqu'à la surface intérieure 2.
L'ouverture 6 peut s'étendre depuis une première poche extérieure 7 située sur la surface extérieure 3.
Le composant tubulaire équipé 1 peut comprendre au moins une cavité 71 dans la surface extérieure 3. Le nombre de cavités 71 est de préférence compris entre 2 et 20, et de préférence encore entre 5 et 20. Lorsque le nombre de cavités 71 est égale ou supérieur à 2, les cavités 71 sont avantageusement réparties circonférenciellement autour du composant tubulaire équipé. Les cavités 71 et la poche extérieure 7 sont avantageusement réparties à équidistance les unes des autres. De préférence, les cavités 71 s'étendent axialement de façon similaire à la première poche extérieure 7. La figure 6 illustre une variante de ce mode de réalisation dans laquelle la deuxième poche extérieure 13 est allongée et sensiblement parallèle à l'axe X du tube et les cavités 71 sont des rainures parallèles à l'axe X du composant tubulaire équipé 1. L'ouverture 6 abrite un conducteur électrique s'étendant depuis la surface extérieure 3 ou la poche extérieure 7 jusqu'à la première antenne intérieure 4.
Le composant tubulaire équipé 1 peut comprendre une gaine 8 pour protéger le conducteur électrique.
Le composant tubulaire équipé 1 comprend un module capteur 12. Le module capteur 12 peut comprendre un capteur de pression et de température, ou un capteur de flux de fluide, de pH, ou autre. Le module capteur 12 peut être localisé dans une deuxième poche extérieure 13 pratiquée sur la surface extérieure 3. Le module capteur 12 peut comprendre une batterie destinée à alimenter le capteur ainsi qu'une horloge permettant de déclencher des prises de mesure à des intervalles de temps prédéfinis ces intervalles peuvent aller de 200ms à plusieurs jours, semaines ou mois.
La surface extérieure 3 peut comprendre une surépaisseur 14 destinée à pouvoir pratiquer les première et deuxième poches extérieures (7 et 13) tout en préservant la résistance mécanique ou structurelle du composant tubulaire.
Le module capteur 12 peut être retenu dans la deuxième poche extérieure 13 par vissage ou par emmanchement en force. Le module capteur 12 peut aussi être partiellement encapsulé dans l'époxy, de manière à laisser une face libre pour permettre les mesures.
Le composant tubulaire équipé 1 comprend une première unité de transmission 15 située à proximité d'une antenne. Sur le mode de réalisation de la figure 4, l'unité de transmission est agencée dans la deuxième poche extérieure 13 à proximité de l'antenne extérieure 5.
La première unité de transmission 15 comprend une électronique agencée pour émettre et recevoir des signaux vers et en provenance des premières antennes intérieure 4 et extérieure 5. La première unité de transmission comprend une mémoire agencée pour stocker les données relatives aux mesures effectuées par le module capteur 12. La première unité de transmission 15 est reliée à une batterie 16 pour stocker l'énergie de fonctionnement de l'unité de transmission 15. La première unité de transmission peut comprendre un émetteur arrangé pour émettre un signal à une première fréquence prédéfinie.
La batterie 16 peut également alimenter en énergie l'unité capteur 12. Alternativement, une deuxième batterie peut être installée et dédiée à l'unité capteur 12.
Avantageusement, l'unité de transmission 15 peut comprendre une électronique de conversion, comprenant un convertisseur d'énergie pour stocker de l'électricité dans la batterie 16 à partir de courants générés dans les antennes par un champ électromagnétique extérieur, ce qui permet de recharger les batteries et allonger la durée de vie de l'équipement. L'électronique de conversion peut aussi être agencée pour générer un courant dans une antenne à une fréquence de chargement destiné à générer dans une antenne d'un composant tubulaire équipé adjacent une charge.
Dans un puits, il est alors possible de recharger le composant tubulaire intérieur 46 par contact direct avec le câble 50 ou par le biais d'un courant induit dans la première antenne intérieure par des ondes électromagnétiques générées par la sonde du premier composant tubulaire intermédiaire 47, et le deuxième composant tubulaire équipé intermédiaire 48 peut ensuite générer un champs de charge par son antenne extérieure de manière à charger le premier composant tubulaire équipé intermédiaire 47, et ainsi de suite jusqu'au composant tubulaire équipé de plus grand diamètre du groupe de composants tubulaires équipés d'une profondeur donnée. Cela permet d'éviter une opération de maintenance obligeant à un coûteux arrêt de la production.
La première antenne intérieure 4 peut être une bobine circulaire et peut comprendre un fil électriquement conducteur encapsulé dans un matériau de type polymère, polyetherethercetone (PEEK), silicone ou polyetherketone.
La première antenne intérieure 4 peut s'étendre axialement sur une distance de 15 cm à 80 cm.
La première antenne extérieure 5 peut être une bobine circulaire et peut comprendre un fil électriquement conducteur encapsulé dans un matériau de type polymère, polyetherethercetone (PEEK), silicone, ou polyetherketone.
La première antenne extérieure 5 peut s'étendre axialement sur une longueur axiale de 40 centimètres à 3 mètres. Le fil conducteur de l'antenne peut faire entre 50 et 500 tours sur cette longueur axiale. L'ouverture 6 peut avoir un diamètre compris entre 2 et 4mm. L'ouverture 6 peut être réalisée par perçage. L'ouverture 6 peut avoir un axe principal orienté perpendiculairement par rapport à l'axe principal (X) du composant tubulaire. Alternativement, l'ouverture 6 peut avoir une orientation faisant un angle entre 15° et 75° par rapport à l'axe principal (X) du composant tubulaire équipé.
Dans un mode de réalisation, le composant tubulaire équipé 1 est un manchon comprenant une première unité de transmission 15 incluant une électronique agencée pour émettre et recevoir des signaux vers et en provenance des premières antennes intérieure 4 et extérieure 5, une ouverture 6, s'étendant depuis une première poche extérieure 7 située sur la surface extérieure 3, et un module capteur 12 comprenant des capteurs de pression et de température ou de flux de fluide, de pH ou encore capteur de contraintes ou autre. Dans certains cas, des jauges dimensionnelles peuvent être utilisées avec un montage dédié. L'ouverture 6 abrite un conducteur électrique s'étendant depuis la surface extérieure 3 ou la poche extérieure 7 jusqu'à la première antenne intérieure 4. Le conducteur électrique est également relié à la première unité de transmission 15. Le manchon selon l'invention comprend une section centrale rallongée de manière à accueillir les antennes intérieure et extérieure.
La première poche extérieure 7 peut avoir une paroi orientée 55 de 50 à 80° par rapport à l'axe principal (X) du composant tubulaire équipé 1, dans laquelle peut déboucher l'ouverture 6. Du côté opposé, l'ouverture 6 peut déboucher sur la surface intérieure dans une rainure annulaire 56 destinée à accueillir un connecteur vers la première antenne intérieure 4.
Le composant tubulaire équipé peut comprendre un renfort externe 9 sur la surface extérieure pour protéger l'antenne intérieure 4 de débris et du flux de fluides circulant à l'extérieur du composant, c'est-à-dire à l'extérieur de la colonne. Le renfort externe 9 peut être un insert circulaire monté le composant tubulaire. L'ouverture 6 visible en détail sur la figure 5 peut comprendre une première section 52 à un premier diamètre, une seconde section 53 à un deuxième diamètre, et une troisième section 54 à un troisième diamètre plus petit que les premier et deuxième diamètres. De préférence, première et deuxième section sont de même diamètre.
La première section de l'ouverture 6 est reliée à la troisième section par une section à surface conique agencée pour réaliser une surface d'étanchéité.
Le conducteur électrique comprend un câble dont une section est sertie dans une gaine. Ladite gaine comprend une surface conique d'étanchéité apte à coopérer avec la section à surface conique 57 de l'ouverture 6. La gaine peut comprendre un filetage pour permettre le vissage de la gaine dans l'ouverture 6 dans la première section 52 comportant alors un filetage correspondant, ou bien dans la deuxième section 53 comportant le cas échéant un filetage correspondant. Les filetages sont agencés pour que, lors du vissage, la surface conique de la gaine entre en interférence avec la section conique de l'ouverture 6 pour établir une étanchéité métal-métal.
Le module capteur 12 peut comprendre au moins un capteur choisi parmi un capteur de pression, un capteur de température, un capteur de débit de fluide. De préférence le module capteur comprend un capteur de pression et un capteur de température. De préférence encore, le module capteur comprend un capteur de pression, un capteur de température, un capteur de débit de fluide. Le module capteur peut aussi comprendre un capteur de pH ou encore un capteur de concentration en sulfures de dihydrogène, en dioxyde de carbone, en chlorures ou en eau. Par exemple le module capteur peut comprendre des micro-capteurs de type MEMS pour les mesures de pressions et de températures.
Le module capteur peut comprendre une batterie et une mémoire pour stocker les mesures effectuées au cours du temps.
Le composant tubulaire équipé peut comprendre un module de communication 15. Le module de communication 15 est relié à la première antenne intérieure et à la première antenne extérieure. Le module de communication 15 est relié au module capteur et est arrangé pour transmettre le contenu de la mémoire du module capteur par les antennes intérieure et extérieure. Le module de communication 15 comprend une électronique arrangée pour recevoir un signal en provenance de l'antenne intérieure ou de l'antenne extérieure, amplifier ledit signal reçu et envoyer le signal amplifié via l'antenne extérieure ou l'antenne intérieure respectivement.
Dans un mode de réalisation, le composant tubulaire équipé 1 comprend un manchon de verrouillage 19 agencé pour bloquer axialement l'antenne intérieure 4 en position. Préférentiellement, l'extrémité 17 du composant tubulaire équipé 1 la plus proche de l'antenne intérieure 4 possède un premier filetage 20 et le manchon de verrouillage 19 possède un second filetage 20a complémentaire du premier filetage 20 et le manchon de verrouillage 19 est fixé par vissage sur le composant tubulaire équipé 1. La figure 7 illustre une variante de ce mode de réalisation dans laquelle le premier filetage 20 se situe sur la surface extérieure 3 du composant tubulaire 1 et le second filetage 20a se situe sur la surface intérieure 2a du manchon de verrouillage 19. Ainsi, l'antenne intérieure 4 peut être insérée à l'intérieur du composant tubulaire équipé 1, puis le manchon de verrouillage 19 peut être vissé sur le composant tubulaire équipé 1. Ce mode de réalisation facilite l'insertion de l'antenne intérieure 4 et permet d'éviter sa déformation lors de l'insertion.
L'invention peut également s'appliquer au domaine des conduites de transport de fluides, et plus particulièrement les conduites de pétrole et gaz en milieu terrestre ou maritime. Une conduite peut ainsi comprendre un composant tubulaire équipé selon l'invention de manière à transmettre un signal hors de la conduite, ledit signal pouvant comprendre des jeux de données correspondant à des mesures effectuées à l'intérieur de la conduite.
L'invention concerne aussi une méthode d'acquisition et de communication de données dans un ensemble de composants tubulaires comprenant au moins un composant tubulaire équipé 1 et comprenant les étapes de :
- recevoir par la première antenne extérieure 5 un premier signal comportant une information représentative de paramètres physiques ou chimiques,
- émettre par une première antenne intérieure 4 un deuxième signal correspondant et comprenant comportant ladite information représentative de paramètres physiques ou chimiques. Avantageusement, le premier signal est reçu à une première fréquence, et le deuxième signal est émis à une deuxième fréquence. Ainsi, la transmission de signal peut être optimisée. Dans un autre mode de réalisation ladite méthode peut être mise en œuvre dans un ensemble de composants tubulaires comprenant au moins deux composants tubulaires équipés et peut comprendre les étapes supplémentaires de :
- recevoir par une deuxième antenne extérieure le deuxième signal comprenant comportant ladite information représentative de paramètres physiques ou chimiques - émettre par une deuxième antenne intérieure un troisième signal correspondant et comprenant comportant ladite information représentative de paramètres physiques ou chimiques.
Ledit deuxième signal et ledit troisième signal peuvent comprendre une information représentative supplémentaire de paramètres physiques ou chimiques issus de capteurs montés sur les premier et second composant tubulaire équipés respectivement.

Claims

REVENDICATIONS
1. Un composant tubulaire équipé (1) comprenant une surface intérieure (2), une surface extérieure (3) et un axe principal (X),
une antenne intérieure (4) située du côté de la surface intérieure (2), une antenne extérieure (5) située du côté de la surface extérieure (3).
2. Un composant tubulaire équipé selon la revendication 1 et comprenant une ouverture (6) s'étendant de la surface extérieure (3) et débouchant sur la surface intérieure (2), un conducteur électrique s'étendant dans ladite ouverture (6).
3. Un composant tubulaire équipé selon la revendication 2 dans lequel l'ouverture (6) comprend une surface d'étanchéité de type métal-métal (57).
4. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3 comprenant un module capteur (12).
5. Un composant tubulaire équipé selon la revendication 4 dans lequel le module capteur (12) comprend au moins un capteur choisi parmi un capteur de pression, un capteur de température, un capteur de débit de fluide, un capteur de pH, un capteur de concentration en sulfure de dihydrogène, en dioxyde de carbone, en chlorures ou en eau.
6. Un composant tubulaire équipé selon la revendication 4 dans lequel le module capteur (12) comprend un capteur de pression, un capteur de température et un capteur de débit de fluide.
7. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 4 à 6 dans lequel le module capteur (12) est agencé sur la surface extérieure du composant tubulaire équipé.
8. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 4 à 7, caractérisé en ce qu'il comporte au moins une poche extérieure (7, 13) apte à loger le module capteur (12).
9. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7 comprenant en outre un module de communication (15) comprenant une électronique agencée pour émettre un signal de données au travers d'une antenne intérieure (4) ou extérieure (5).
10. Un composant tubulaire équipé selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comporte au moins une poche extérieure (7, 13) apte à loger le module de communication (15).
11. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications précédentes dans lequel l'antenne intérieure (4) est un bobinage intérieur d'un fil conducteur et l'antenne extérieure (5) est un bobinage extérieur d'un fil conducteur.
12. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications précédentes comprenant un renfort externe (9) sur la surface extérieure pour protéger l'antenne intérieure (4) de débris et du flux de fluides circulant à l'extérieur du composant.
13. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, caractérisé en ce qu'il comporte au moins une cavité (71) dans sa surface extérieure (3).
14. Un composant tubulaire équipé selon la revendication 13, caractérisé en ce qu'il comporte entre 2 et 20 cavités (71) et en ce que ces cavités (71) sont réparties circonférenciellement autour du composant tubulaire équipé.
15. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à
14, caractérisé en ce qu'il comporte un manchon de verrouillage (19) agencé pour bloquer axialement l'antenne intérieure (4) en position.
16. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à
15, caractérisé en ce qu'il comporte un filetage situé à au moins une de ses extrémités (17, 18) et en ce que le filetage est configuré de manière à permettre une liaison par vissage avec un autre composant tubulaire comportant un filetage complémentaire.
17. Un composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à
16, caractérisé en ce qu'il est destiné à la construction de puits de pétrole ou gaz.
18. Une structure de puits de pétrole ou gaz comprenant au moins une première et une deuxième colonnes tubulaires et au moins un premier et un deuxième composants tubulaires équipés selon l'une quelconque des revendications précédentes, le premier composant tubulaire équipé étant monté sur une première colonne tubulaire et le deuxième composant tubulaire équipé étant monté sur une deuxième colonne tubulaire, la première colonne tubulaire étant directement adjacente et concentrique de la deuxième colonne tubulaire filetée.
19. Une structure de puits de pétrole ou gaz et comprenant au moins un premier composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à 17 dans lequel l'antenne intérieure (4) est une première antenne intérieure, l'antenne extérieure (5) est une première antenne extérieure, et au moins un deuxième composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendicatons 1 à 17, dans lequel l'antenne intérieure (4) est une deuxième antenne intérieure, l'antenne extérieure (5) est une deuxième antenne extérieure,
le premier composant tubulaire étant monté à une profondeur donnée dans une première colonne du puits de pétrole ou gaz,
le deuxième composant tubulaire étant monté dans une deuxième colonne dudit puits de pétrole ou gaz adjacente à la première colonne, à ladite profondeur donnée, de manière à permettre la transmission d'un signal entre les premier et deuxième composants tubulaires équipés.
20. Méthode de surveillance et de communication dans un puits de pétrole ou gaz comprenant les étapes de :
- mesurer à une certaine profondeur des conditions de température et de pression dans un premier espace annulaire avec un premier module capteur (12) disposé sur un premier composant tubulaire équipé (1) selon l'une quelconque des revendications 1 à 17,
- mesurer à ladite certaine profondeur des conditions de température et de pression dans un deuxième espace annulaire avec un deuxième module capteur (12) disposé sur un deuxième composant tubulaire équipé selon l'une quelconque des revendications 1 à 17,
- transmettre les données mesurées par le deuxième module capteur du deuxième composant tubulaire équipé audit premier composant tubulaire équipé (1).
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