FR2502683A1

FR2502683A1 - Rotary drilling method for subterranean layer - using drill string under pressure but no drilling mud

Info

Publication number: FR2502683A1
Application number: FR8106356A
Authority: FR
Inventors: Andre R Bousigues; Andre M Miens
Original assignee: Etudes et Fabrication Flopetrol SA
Current assignee: Etudes et Fabrication Flopetrol SA
Priority date: 1981-03-24
Filing date: 1981-03-24
Publication date: 1982-10-01
Also published as: FR2502683B1; MX156583A

Abstract

Method for rotary drilling of a subterranean layer communicating with a well contg. hydrocarbon under sufficient pressure for the well to be naturally erupture, using a drill bit fixed to the end of a drilling string, comprises drilling without using drilling mud, and allowing the hydrocarbons to rise to the surface through the inside of the drilling string in such a manner as to cool and lubricate the drill bit and bring the debris to the surface. The method is used on breaking through into the deposit, and avoids losing drilling mud which would invade the formation due to its high pressure, esp. in deep wells, also avoiding well eruption.

Description

La présente invention se rappurtr 3 un procède et J unappareillage de forage d'une couche souterraine vor a11t des 11ydrocarbures. The present invention is related to a method and a rig for drilling an underground layer for hydrocarbons.

Dans les forages rotatifs des puits dc pétrole, on utilise un trépan suspendu à l'extremite inférieure d'un train de tiges de forage que l'on fait tourner depuis la surface. Un liquide, appelé habituellement boue de forage, est injecté depuis la surface dans le train de tiges, descend jusqu'au trépan en le traversant et remonte à la surface par l'espace annulaire compris entre les tiges de forage et la paroi du puits foré. La circulation de boue assure le refroidissement du trépan et la remontée en surface des déblais de forage. Quant à la boue elle-meme, le réglage de sa densité permet de maintenir constamment une pression hydrostatique (due au poids de la colonne de boue) supérieure à la pression des hydrocarbures de la couche, de façon à éviter l'éruption du puits. In rotary drilling of oil wells, a drill bit is used suspended from the lower end of a drill string which is rotated from the surface. A liquid, usually called drilling mud, is injected from the surface into the drill string, descends to the drill bit through it and rises to the surface through the annular space between the drill rods and the wall of the drilled well. . The circulation of mud ensures the cooling of the drill bit and the ascent of the drill cuttings to the surface. As for the mud itself, the adjustment of its density makes it possible to constantly maintain a hydrostatic pressure (due to the weight of the column of mud) greater than the pressure of the hydrocarbons in the layer, so as to avoid the eruption of the well.

Cependant, lorsqu'on fore à très grande profondeur, donc lorsque la pression hydrostatique due à la colonne de boue est importante, ou lorsque la porosité et la perméabilité de la couche sont suffisamment élevées, la boue de forage penètre dans la formation souterraine et l'envahit. Il en résulte une perte de boue de forage, mais aussi des dommages à la formation qui se traduisent par une diminution de productivité du puits. Une façon de palier cet inconvénient consiste à utiliser pour boue de forage un fluide léger, tel que l'eau. However, when drilling at a very deep depth, therefore when the hydrostatic pressure due to the column of mud is high, or when the porosity and the permeability of the layer are sufficiently high, the drilling mud penetrates into the underground formation and l 'invades. This results in a loss of drilling mud, but also damage to the formation which results in a decrease in productivity of the well. One way of overcoming this drawback is to use a light fluid, such as water, for drilling mud.

Cependant, la pression hydrostatique exercée sur la couche peut encore etre trop forte et le risque de perte de la boue dans la formation subsiste.However, the hydrostatic pressure exerted on the layer may still be too high and the risk of losing the mud in the formation remains.

Dans certains cas, on peut injecter un gaz (généralement de l'air) avec la boue de circulation pour obtenir une boue aérée de façon à diminuer la pression hydrostatique sur la formation. Un autre procédé consiste à utiliser un fluide à base de mousse, c 'est-à-dire une structure de bulles de gaz entourée d'un film liquide formant un essaim élastique capable de véhiculer les débris de forage dans l'espace annulaire.Toutefois, lorsque l'on fore une formation perméable à très grande porosité, l'équilibre entre la pression de formation et la pression hydrostatique du fluide de forage est difficile à réaliser et, alternativement, on passera d'une situation de perte du fluide de forage dans la formation à l'éruption du fluide de la formation dans le puits, ce qui peut conduire à de graves incidents, tel que l'éruption du puits. In certain cases, it is possible to inject a gas (generally air) with the circulation mud to obtain an aerated mud so as to reduce the hydrostatic pressure on the formation. Another method consists in using a foam-based fluid, that is to say a gas bubble structure surrounded by a liquid film forming an elastic swarm capable of conveying the drilling debris in the annular space. , when drilling a permeable formation with very high porosity, the balance between the formation pressure and the hydrostatic pressure of the drilling fluid is difficult to achieve and, alternatively, we will pass from a situation of loss of the drilling fluid in formation at the eruption of the formation fluid in the well, which can lead to serious incidents, such as the eruption of the well.

Une autre solution consiste a 1zla:r des bouchons de ciment et à forer au travers de ces bouchons. Cependant, après avoir foré une profondeur de 25 à SOm, on assiste à nouveau à des pertes de boue dans la formation et il est alors nécessaire d'installer un nouveau bouchon de ciment. Il en résulte des pertes de temps et d'argent importantes. Another solution consists in 1zla: r of cement plugs and to drill through these plugs. However, after having drilled a depth of 25 to SOm, there is again loss of mud in the formation and it is then necessary to install a new cement plug. This results in significant loss of time and money.

De plus, il y a un risque de réouverture des brèches colmatées.In addition, there is a risk of reopening the blocked gaps.

Une autre méthode est décrite dans le brevet français nO 2 407 337. Another method is described in French Patent No. 2,407,337.

Elle consiste à équilibrer la pression hydrostatique du fluide de forage avec la pression de la formation par double circulation : circulation d'un fluide de densité déterminée à la partie inférieure du puits et la circulation d'un fluide d'entraînement de plus faible densité à la partie supérieure du puits, ce dernier fluide entraînant la circulation du fluide se trouvant à la partie inférieure. L'espace d'entraînement de la circulation inférieure au moyen de la circulation supérieure est utilisé comme lieu de séparation des déblais entraînés par la circulation inférieure, les déblais étant accumulés dans des paniers en forme de couronnes entourant le train de tiges de forage. Cette méthode est difficile à mettre en oeuvre et on constate qu'elle ne résout que partiellement le problème des déblais lesquels ne sont pas entraînés à la surface.It consists in balancing the hydrostatic pressure of the drilling fluid with the pressure of the formation by double circulation: circulation of a fluid of specific density at the lower part of the well and the circulation of a driving fluid of lower density at the upper part of the well, this latter fluid causing the circulation of the fluid located at the lower part. The space for driving the lower circulation by means of the upper circulation is used as a place for separating the cuttings entrained by the lower circulation, the cuttings being accumulated in baskets in the form of crowns surrounding the drill string. This method is difficult to implement and it can be seen that it only partially solves the problem of cuttings which are not entrained on the surface.

L'objet de la présente invention est de palier les inconvenients de ces méthodes antérieures en proposant une solution suivant laquelle la formation ne subit aucun dommage, les déblais de forage sont remontés à la surface et la sécurité est suffisante pour éviter toute éruption du puits. The object of the present invention is to overcome the drawbacks of these previous methods by proposing a solution according to which the formation does not suffer any damage, the cuttings are brought to the surface and the security is sufficient to avoid any eruption of the well.

A cette fin, l'invention propose un procédé de forage rotatif d'une couche souterraine communiquant avec un puits et contenant des hydrocarbures à une pression suffisante pour que le puits soit naturellement éruptif, ledit forage étant effectué à l'aide d'un trépan fixé à l'extrémité d'un train de tiges de forage, caractérisé en ce qu'il consiste à forer ladite couche sans l'aide de boue de forage et à laisser circuler lesdits hydrocarbures de ladite couche jusqu'à la surface par l'intérieur dudit train de tiges de façon à refroidir et à lubrifier le trépan et à transporter les déblais de forage jusqu'à la surface. To this end, the invention provides a method of rotary drilling of an underground layer communicating with a well and containing hydrocarbons at a pressure sufficient for the well to be naturally eruptive, said drilling being carried out using a drill bit fixed to the end of a drill string, characterized in that it consists in drilling said layer without the aid of drilling mud and in allowing said hydrocarbons to flow from said layer to the surface by inside said drill string so as to cool and lubricate the drill bit and transport the cuttings to the surface.

Selon une caractéristique de l'invention, on utilise un ensemble de manipulation de tiges sos pression, au moins tant que le poids du train de tiges n'est pas suffisant pour contrebalancer la pression exercée sur le train de tiges par les hydrocarbures. According to a characteristic of the invention, a pressure manipulation rod assembly is used, at least as long as the weight of the rod string is not sufficient to counterbalance the pressure exerted on the rod string by the hydrocarbons.

L'invention a égalemenr pour objet un équipement de forage rotatif utilisé pour forer une couche souterraine productrice d'hydrocarbures du type comportant un trépan fixé à l'extrémité d'un train de tiges, caractérisé en ce qu'il comporte une vanne située au-dessus du trépan de façon à pouvoir fermer l'extrémité inférieure du train de tiges, un ensemble de vannes placées chacune entre deux tiges de forage successives, lesdites tiges ayant été ajoutées au train de tiges peu avant et pendant le forage de ladite couche productrice, et un séparateur situé en surface et connecté à l'extrémité supérieure de la tige carrée d'entraînement par l'inter mediaire d'un conduit et d'une tête de rotation, ledit séparateur ayant au moins une sortie à sa partie inférieure pour l'évacuation des déblais de forage. The invention also relates to rotary drilling equipment used to drill an underground layer producing hydrocarbons of the type comprising a drill bit fixed to the end of a drill string, characterized in that it comprises a valve located at the above the drill bit so as to be able to close the lower end of the drill string, a set of valves each placed between two successive drill rods, said rods having been added to the drill string shortly before and during the drilling of said producing layer , and a separator located on the surface and connected to the upper end of the square drive rod via a conduit and a rotation head, said separator having at least one outlet at its lower part for the removal of drill cuttings.

L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui suit d'un mode d'exécution de l'invention donné à titre d'exemple explicatif mais non limitatif. La description se réfere aux dessins qui l'accompagnent dans lesquels - la figure 1A représente la partie supérieure de l'équipement de
forage permettant de mettre en oeuvre le procédé de l'invention,
la figure 1B montrant schématiquement le dispositif de manipulation
de tiges sous pression utilisé pendant la descente et la remontée
du train de tiges dans le puits, - la figure 2 représente la partie inférieure de l'équipement de
forage, - la figure 3 illustre une phase du procédé de l'invention au cours
de laquelle on ajoute des tiges au train de forage lorsque l'on
fore la couche productrice, et - la figure 4 représente le séparateur utilisé pour séparer les déblai
de forage des hydrocarbures remontés à la surface.The invention will be better understood on reading the following description of an embodiment of the invention given by way of explanatory but non-limiting example. The description refers to the accompanying drawings in which - Figure 1A shows the upper part of the equipment
drilling for implementing the method of the invention,
Figure 1B schematically showing the handling device
pressure rods used during descent and ascent
of the drill string in the well, - Figure 2 shows the lower part of the equipment
drilling, - Figure 3 illustrates a phase of the method of the invention during
from which rods are added to the drill string when
drills the producing layer, and - Figure 4 shows the separator used to separate the cuttings
for drilling hydrocarbons brought to the surface.

Selon la présente invention, le fluide produit par la touche souterraine qu'on est en train de forer est utilisé pour remonter les déblais de forage à la surface et pour refroidir le trépan. Le fluide produit passe directement de la couche productrice à travers le trépan dans les tiges de forage pour remonter à la surface où ses différents constituants gazeux, liquides et solides sont séparées. According to the present invention, the fluid produced by the subterranean key which is being drilled is used to raise the cuttings to the surface and to cool the drill bit. The fluid produced passes directly from the producing layer through the drill bit into the drill pipes to rise to the surface where its different gaseous, liquid and solid constituents are separated.

Pour le forage de la couche productrice, on n'utilise donc pas de boue de forage.For drilling the producing layer, therefore, drilling mud is not used.

L'appareillage nécessaire à la mise en oeuvre du procédé est illustré sur les figures 1-, 2 et 4. Cet appareillage est utilisé à titre d'exemple, à partir d'une plate-forme de forage en mer. Cependant, l'invention s'applique aussi aux forages à terre. Sur la figure IA, la tour de forage 10 est représentée, tres schématiquement,montée sur le plancher de forage 12 de la plate-forme. A la partie superieure de la plate-forme est suspendu le mouflage comprenant un moufle fixe, non représenté, relié par un câble 14 au moufle mobile 16. Un crochet 18 fixé au moufle mobile tient en suspension le train de tiges de forage par une anse 20. La partie supérieure du train de tiges de forage comporte une tête d'injection 22 reliée à un flexible 24 par un col de cygne 26.En forage rotatif conventionnel, la boue de forage circule dans le train de tige du haut en bas et remonte dans l'espace annulaire compris entre le train de tiges et la paroi du puits fore. La boue de forage est normalement injectée à travers la tête d'injection 22 par le flexible 24 relié à un bac à boue par l'intermédiaire d'une pompe. Selon une caractéristique de la présente invention, on n'utilise pas de boue de forage mais on laisse le fluide produit par la couche souterraine ranonter en surface par sa propre pression à l'intérieur du train de tige de forage, le fluide entraînant jusqu'à la surface les déblais de forage. Un mélange constitué du fluide produit par la couche et de déblais passe donc à travers la tête d'injection et le flexible 24.Ce mélange est acheminé par le flexible jusqu'à l'entrée 28 d'une unité de séparation spéciale représentée sur la figure 4. Cette unité a pour function de séparer les différentes constituants du mélage, à savoir, le gaz éventuellement produit par la couche, ou libéré par les hydrocarbures liquides les liquides formés des hydrocarbures et de l'eau éventuellement mélangée aux hydrocarbures et les solides composés des déblais de forage. The apparatus necessary for the implementation of the method is illustrated in FIGS. 1-, 2 and 4. This apparatus is used by way of example, from a drilling rig at sea. However, the The invention also applies to onshore drilling. In FIG. 1A, the drilling tower 10 is shown, very schematically, mounted on the drilling floor 12 of the platform. On the upper part of the platform hangs the hauling comprising a fixed muffle, not shown, connected by a cable 14 to the movable muffle. A hook 18 fixed to the movable muffle suspends the drill string by a handle 20. The upper part of the drill string consists of an injection head 22 connected to a hose 24 by a swan neck 26. In conventional rotary drilling, the drilling mud circulates in the drill string from top to bottom and rises in the annular space between the drill string and the wall of the wellbore. The drilling mud is normally injected through the injection head 22 by the hose 24 connected to a mud tank via a pump. According to a characteristic of the present invention, no drilling mud is used but the fluid produced by the underground layer is allowed to rise to the surface by its own pressure inside the drill string, the fluid causing up to drilling cuttings on the surface. A mixture consisting of the fluid produced by the layer and of cuttings therefore passes through the injection head and the hose 24. This mixture is conveyed by the hose to the inlet 28 of a special separation unit shown in the Figure 4. The function of this unit is to separate the different constituents of the mixture, namely, the gas possibly produced by the layer, or released by liquid hydrocarbons, liquids formed from hydrocarbons and water possibly mixed with hydrocarbons and solids composed of drill cuttings.

Le train de tiges de forage est du type généralement utilisé pour le forage rotatif conventionnel, à l'exception de quelques éléments qui permettent de mettre en oeuvre l'invention. Le train de tiges comporte tout d'abord une tige carrée 30 comportant à sa partie supérieure une vanne de tige carrée 32. Comme il sera indiqué par la suite, le procédé selon la présente invention nécessite pour sa mise en oeuvre plusieurs vannes de tiges carrées, lesquelles peuvent être des vannes à opercule à quart de tour pour passer des positions d'ouverture à fermeture, et inversement. La tige carrée traverse le plancher de forage 12 au travers de la table de rotation laquelle comporte d'une façon classique un corps 34 et une partie tournante 36. La rotation de cette dernière permet de faire tourner la tige carrée et donc le trépan par l'intermédiaire du train de tiges.Des coins de retenue 38 sont fixés sous la table de rotation. Ils empêchent, si nécessaire, l'éjection du train de tiges du puits sous l'effet de la pression du fluide produit par la couche. Les coins 38 sont alors prévus pour se fermer automatiquement si la partie tournante de la table de rotation s'arrête et si on constate une perte de poids suspendu au crochet 18 (due par exemple à la cassure du train de tiges). La partie inférieure de la tige carrée comporte également une vanne de tige carrée 40. Le train de tiges comporte plusieurs vannes de tiges carrées, pour des raisons expliquées par la suite, représentées par 42 et 44 dans le train de tiges. Le train de forage comporte de multiples tiges de forage 46 vissées bout à bout. The drill string is of the type generally used for conventional rotary drilling, with the exception of a few elements which make it possible to implement the invention. The drill string firstly comprises a square rod 30 having at its upper part a square rod valve 32. As will be indicated below, the method according to the present invention requires for its implementation several square rod valves , which can be quarter-turn gate valves for passing from open to closed positions, and vice versa. The square rod passes through the drilling floor 12 through the rotation table which conventionally comprises a body 34 and a rotating part 36. The rotation of the latter makes it possible to rotate the square rod and therefore the drill bit by the intermediate of the drill string. Retaining corners 38 are fixed under the rotation table. They prevent, if necessary, the ejection of the drill string from the well under the effect of the pressure of the fluid produced by the layer. The corners 38 are then provided to close automatically if the rotating part of the rotation table stops and if there is a loss of weight hanging from the hook 18 (due for example to the breakage of the drill string). The lower part of the square rod also comprises a square rod valve 40. The drill string comprises several square rod valves, for reasons explained below, represented by 42 and 44 in the drill string. The drill string has multiple drill rods 46 screwed end to end.

Sur la figure 2 qui représente la partie inférieure du train de forage, les diamètres des outils et du cuvelage ont été agrandis pour plus de clarté. La dernière tige de forage 48 est vissée à une massetige 50 à l'extrémité de laquelle est vissé un centreur 52. Le train de tiges comporte plusieurs centreurs qui n'ont pas été représentés par souci de simplification. Il comporte ensuite plusieurs massestiges 54 ainsi qu t un raccord amagnétique 56 destiné à recevoir un instrument de mesure pour déterminer la déviation (inclinaison et azimut) du puits. Selon l'une des caractéristiques de l'invention, le train de forage comporte un raccord à portée intérieure 58 dans lequel peut être fixée de façon amovible une vanne à clapet anti-retour 60.Cette vanne peut etre installé ou repêchée depuis la surface à l'intérieur du train de tiges à l'aide d'un câble enroulé sur le tambour d'un treui. Pour descendre le train de tiges, la vanne 60 est au préalable installée dans son raccord 58. Elle est remontee à la surface juste avant de forer la couche productrice et elle est replacée dans son logement lorsqu'on désire remonter le train de tiges (pour changer de trépan par exemple). Le raccord 58 est fixé au trépan 62 par l'intermédiaire du raccord de trépan 64. In FIG. 2 which represents the lower part of the drill string, the diameters of the tools and of the casing have been enlarged for greater clarity. The last drill rod 48 is screwed to a weight 50 at the end of which is screwed a centralizer 52. The drill string comprises several centralizers which have not been shown for the sake of simplification. It then comprises several weights 54 as well as a non-magnetic connection 56 intended to receive a measuring instrument to determine the deviation (inclination and azimuth) of the well. According to one of the characteristics of the invention, the drilling train comprises a fitting with an internal bearing 58 in which a non-return valve valve 60 can be fixed removably. This valve can be installed or fished from the surface to the inside of the drill string using a cable wound on the drum of a winch. To lower the drill string, the valve 60 is previously installed in its fitting 58. It is raised to the surface just before drilling the producing layer and it is replaced in its housing when it is desired to reassemble the drill string (for change drill bit for example). The connector 58 is fixed to the drill bit 62 by means of the drill bit connector 64.

La formation souterraine productrice d'hydrocarbures est représentee par 66 sur la figure 2. La partie du puits située au-dessus de la zone 66 comporte un cuvelage 68 s'étendant jusqu'à la surface au niveau du plancher bas 70 de la plate-forme. Ce plancher bas est situé au-dessus de la surface de l'eau 72. La partie supérieure du cuvelage 68 est fixée à la partie inférieure à l'aide d'un dispositif antiéruption 74 lequel comporte de façon classique un obturateur 76 à fermeture totale, un obturateur de sécurité 78 à cisaillement (permettant éventuellement de fermer le puits en cisaillant le train de tiges), et deux obturateurs de sécurité à mâchoires 80 et 82 pour des tiges respectivement de gros et de petit diamètre. Le dispositif anti-éruption comporte enfin un obturateur de sécurité annulaire 84 situé à hauteur du plancher intermédiaire 86 de la plate-forme. Au-dessus du dispositif anti-éruption 74, se trouvent un organe 90 de suspension du train de tiges, un obturateur de sécurité annulaire 92 et un obturateur annulaire rotatif 93. La sortie latérale 94 est munie d'une vanne 96 de contrôle de pression permettant de maintenir dans l'espace annulaire une pression de valeur pré-réglée par la vanne 96. Lorsque la pression dépasse cette valeur, la vanne s'ouvre et laisse s 'échapper un mélange de gaz et de pétrole brut, lesquels sont séparés dans un séparateur 98 à la sortie duquel le gaz est brûlé par une torchère 100. Le pétrole brut est brûlé à l'aide d'un brûleur 102, tel que decrit par exemple dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique n9 3,894,831. Le pétrole brut dégazé peut aussi etre stocké dans un bac. The underground hydrocarbon-producing formation is represented by 66 in FIG. 2. The part of the well situated above the zone 66 comprises a casing 68 extending to the surface at the level of the low floor 70 of the platform. form. This low floor is situated above the surface of the water 72. The upper part of the casing 68 is fixed to the lower part using an anti-blowout device 74 which conventionally comprises a shutter 76 with total closure , a safety shutter 78 with shear (possibly making it possible to close the well by shearing the drill string), and two safety shutters with jaws 80 and 82 for stems respectively of large and small diameter. The anti-blowout device finally comprises an annular safety shutter 84 located at the level of the intermediate floor 86 of the platform. Above the blowout prevention device 74, there is a rod suspension device 90, an annular safety shutter 92 and a rotary annular shutter 93. The lateral outlet 94 is provided with a pressure control valve 96 making it possible to maintain in the annular space a pressure of value preset by the valve 96. When the pressure exceeds this value, the valve opens and lets escape a mixture of gas and crude oil, which are separated in a separator 98 at the outlet of which the gas is burned by a flare 100. The crude oil is burned using a burner 102, as described for example in United States patent n9 3,894,831. The degassed crude oil can also be stored in a tank.

La pression du puits a tendance à éjecter le train de tiges du puits. Lorsque le poids du train de tiges est insuffisant pour contrebalancer cette force d'éjection, il est nécessaire de manipuler le train de tiges de forage à l'aide d'un appareil de manipulation de tiges sous pression ("snubber" en anglais), tel que celui représenté schématiquement sur la figure 1B. Cet appareil est donc utilisé pour descendre le train de tiges dans le puits depuis le début des opérations jusqu 1au moment où le poids du train de tiges devient supérieur à la force d'éjection des tiges dûe à la pression du puits. Ensuite, cet ensemble de manipulation de tiges sous pression est démonté et mis de côté, le train de tiges étant alors manipulé et supporté uniquement à l'aide du mouflage 18 décrit précédemment.L'appareil est à nouveau utilisé à la remontée du train de tiges. L'appareil représenté sche- matiquement sur la figure 1B comporte une structure inférieure 104 montée sur le plancher de forage 12 de la plate-forme. Cette structure inférieure supporte au moins deux cylindres 106 dans lesquels se déplacent deux pistons 108. Un ensemble de coins de retenue 110 est fixé au piston 108, de façon à effectuer un mouvement de bas en haut et de haut en bas. Une enceinte de travail 112 est fixée immobile à la hauteur des cylindres 106. Un ensemble de coins de retenue 114 est fixé immobile à la structure inférieure 104, dans l'axe de l'ensemble supérieur de coins de retenue 110. La partie tournante 36 de la table de rotation a été enlevée car elle n'est pas utilisée simultanément avec l'appareil de manipulation de tiges sous pression.Il existe de nombreux types d'appareils de manipulation de tiges sous pression et l'appareil montré sur la figure 1B n'est qu'un exemple. Ce type d'appareil est par exemple décrit dans le brevet des Etats-Unis d'Amerique 3,096,075. Well pressure tends to eject the drill string from the well. When the weight of the drill string is insufficient to counterbalance this ejection force, it is necessary to manipulate the drill string using a pressurized rod handling device ("snubber" in English), such as that shown schematically in Figure 1B. This device is therefore used to lower the drill string into the well from the start of operations until the weight of the drill string becomes greater than the ejection force of the rods due to the pressure of the well. Then, this assembly for handling rods under pressure is dismantled and set aside, the string of rods then being manipulated and supported only using the hauling system 18 described previously. The apparatus is again used when raising the undercarriage. stems. The apparatus shown schematically in FIG. 1B comprises a lower structure 104 mounted on the drilling floor 12 of the platform. This lower structure supports at least two cylinders 106 in which two pistons 108 move. A set of retaining corners 110 is fixed to the piston 108, so as to effect a movement from bottom to top and from top to bottom. A working enclosure 112 is fixed stationary at the height of the cylinders 106. A set of retaining corners 114 is stationary fixed to the lower structure 104, in the axis of the upper set of retaining corners 110. The rotating part 36 the rotary table has been removed as it is not used simultaneously with the pressure rod handling device There are many types of pressure rod handling devices and the device shown in Figure 1B is just one example. This type of device is for example described in the patent of the United States of America 3,096,075.

Pour décrire le procédé selon l'invention, on suppose que le puits a déjà été foré jusqu'à atteindre la couche productrice 66 et que le train de forage a été remonté en surface. Il est donc tout d'abord nécessaire d'introduire dans le puits sous pression le train de tiges de forage représenté sur les figures 1A et 2. To describe the method according to the invention, it is assumed that the well has already been drilled until it reaches the producing layer 66 and that the drill string has been raised to the surface. It is therefore first of all necessary to introduce the drill string shown in FIGS. 1A and 2 into the pressurized well.

Tout d'abord, on ferme l'obturateur à fermeture totale 76. Puis l'obturateur rotatif 93 est démonté de façon à laisser un diamètre de passage suffisant pour les outils. L'extrémité inférieure du train de tiges, c 'est-à-dire le trépan 62 avec son raccord 64, le raccord à porté intérieure 58 avec la vanne 60, le raccord amagnétique 56 et les masses-tiges 54 jusqu'au centreur 52, est introduit dans le sas constitué par les divers équipements de sécurité compris entre l'obturateur annulaire 92 et l'obturateur à fermeture totale 76. Pour ces opérations, L'appareil de manipulation de tiges sous pression représenté sur la figure 1B est utilisé. L'obturateur annulaire 92 est fermé autour des masses-tiges et la pression en amont et en aval de l'obturateur à fermeture totale 76 est équilibrée, ce qui permet d'ouvrir cet obturateur.Les masses-tiges peuvent alors être descendues dans le puits.First, the fully closed shutter 76 is closed. Then the rotary shutter 93 is disassembled so as to leave a passage diameter sufficient for the tools. The lower end of the drill string, that is to say the drill bit 62 with its fitting 64, the inner bore fitting 58 with the valve 60, the non-magnetic fitting 56 and the drill collars 54 to the centralizer 52 , is introduced into the airlock constituted by the various safety equipment comprised between the annular shutter 92 and the fully closed shutter 76. For these operations, the pressure rod manipulation device shown in FIG. 1B is used. The annular shutter 92 is closed around the drill collars and the pressure upstream and downstream of the fully closed shutter 76 is balanced, which makes it possible to open this shutter. The drill collars can then be lowered into the well.

Lorsqu'un centreur 52 doit etre ajouté en surface entre deux tiges du train de tiges, on procède de la façon suivante. Le centreur que l'on veut ajouter est vissé entre deux tiges successives du train de tiges. L'obturateur de sécurité annulaire 84 est fermé et la partie du puits située au-dessus de cette vanne est mise à la pression atmosphérique. Le train de tiges de forage est alors descendu jusqu 'à ce que l'obturateur soit situé entre les deux obturateurs annulaires 84 et 92. Ce dernier est ensuite fermé. L'espace compris entre les deux obturateurs annulaires 84 et 92 est replacé à la pression du puits de façon à permettre l'ouverture de l'obturateur 84. La descente du train de tiges de forage peut alors être continuée contre la pression du puits. When a centering device 52 must be added on the surface between two rods of the drill string, the procedure is as follows. The centralizer that we want to add is screwed between two successive rods of the drill string. The annular safety shutter 84 is closed and the part of the well located above this valve is brought to atmospheric pressure. The drill string is then lowered until the shutter is located between the two annular shutters 84 and 92. The latter is then closed. The space between the two annular shutters 84 and 92 is replaced at the pressure of the well so as to allow the opening of the shutter 84. The descent of the drill string can then be continued against the pressure of the well.

Pour ce faire, les coins de retenue 114 (figure IB) maintiennent le train de tiges alors que les coins de retenue 110 sont relâchés. Les pistons 108 sont alors actionnés vers le haut de façon à monter les coins de retenue 110, donc le train de tiges, d'une hauteurcorrespondant à la course des pistons. Les coins 114 sont ensuite manoeuvrés pour enserrer le train de tiges. Les coins 114 sont relâchés et lespistons 108 sont actionnés vers le bas pour faire descendre les coins 110, donc le train de tiges, d'une hauteur correspondantàlacourse des pistons. Les coins 114 sont alors manoeuvrés pour maintenir le train de tiges immobile et ainsi de suite.Lorsque le poids du train de tiges descendu dans le puits est suffisant pour contrebalancer la force ascendante exercée par la pression du puits sur les tiges, l'obturateur rotatif 93 est remis en place, l'obturateur annulaire 92 est ouvert après équilibrage des pressions en amont et eu aval et l'appareil de manipulation de train de tiges sous pression de la figure I est démonté. La descente du train de tiges 'effectue alors de façon classique à l'aide du moufle mobi]e 16 et du crochet 18, en ajoutant des tiges de forage jusqu'à ce que le trépan atteigne le fonds du puits. Pendant toute cette opération, la partie interne inférieure du train de tiges est obturée par la vanne 60.To do this, the retaining corners 114 (FIG. 1B) hold the drill string while the retaining corners 110 are released. The pistons 108 are then actuated upwards so as to mount the retaining corners 110, therefore the drill string, of a height corresponding to the stroke of the pistons. The corners 114 are then maneuvered to grip the drill string. The corners 114 are released and the pistons 108 are actuated downward to lower the corners 110, therefore the drill string, from a height corresponding to the stroke of the pistons. The corners 114 are then maneuvered to keep the drill string stationary and so on. When the weight of the drill string lowered into the well is sufficient to counterbalance the upward force exerted by the pressure of the well on the rods, the rotary shutter 93 is put back in place, the annular shutter 92 is opened after balancing the pressures upstream and downstream and the pressure train handling device of FIG. I is dismantled. The descent of the drill string 'is then carried out in a conventional manner using the mobi] e 16 and the hook 18, adding drill rods until the drill bit reaches the bottom of the well. During this entire operation, the lower internal part of the drill string is closed by the valve 60.

Pendant la descente du train de tiges, ce dernier est constamment rempli de gas-oil de façon que le puits ne se mette pas en éruption lorsque la vanne 60 est enlevée. During the descent of the drill string, the latter is constantly filled with diesel oil so that the well does not erupt when the valve 60 is removed.

Les étapes suivantes qui consistent à forer dans la couche productrice sont illustrées sur la figure 3. L'étape A représente schématiquement le repêchage de la vanne 60 située au-desus du trépan. Pour ce faire, une vanne à opercule 118 est installée à l'extrémité supérieure du train de tiges en position ouverte et un équipement classique de travail au câble est installé sur le plancher de forage 12. Cet équipement comporte un treuil 120, un cable 122 au bout duquel est attaché un outil approprié pour le repêchage de la vanne, une poulie 124 et un sas avec graissage sous pression 126.Cette opération est classique dans l'industrie pétro lière. Lorsque la vanne repêchée arrive au-dessus de la vanne de tige carrée 118, cette dernière est fermée et le sas de travail au câble 126 est placé à la pression atmosphérique puis démonté. Ensuite, la tige carrée 30 avec sa vanne 32, la tête d'injection 22 avec le col de cygne 26 et le flexible 24 sont installés au-dessus de la vanne à opercule 118. Cette dernière est alors ouverte et les fluides présents dans le puits et produits par la couche productrice s'écoulent alors jusqu'à la surface au travers du train de tiges de forage, de la tête d'injection 22 et du flexible 24. The following steps, which consist of drilling in the producing layer, are illustrated in FIG. 3. Step A schematically represents the recovery of the valve 60 located above the drill bit. To do this, a gate valve 118 is installed at the upper end of the drill string in the open position and conventional cable work equipment is installed on the drilling floor 12. This equipment comprises a winch 120, a cable 122 at the end of which is attached a suitable tool for recovering the valve, a pulley 124 and an airlock with pressure lubrication 126. This operation is conventional in the petroleum industry. When the recovered valve arrives above the square rod valve 118, the latter is closed and the cable work lock 126 is placed at atmospheric pressure and then disassembled. Then, the square rod 30 with its valve 32, the injection head 22 with the swan neck 26 and the hose 24 are installed above the gate valve 118. The latter is then opened and the fluids present in the wells and products by the producing layer then flow to the surface through the drill string, the injection head 22 and the hose 24.

Lorsqu'on a fini de forer une profondeur correspondant à la longueur d'une tige de forage, il est nécessaire de rajouter une autre tige. On procède alors de la façon indiquée par les étapes
B,C,D et E sur la figure 3. La vanne 118 située à l'extrémité supérieure du train de tiges de forage est fermée ( étape B). A l'aide du mouflage de la tour de forage, on vient chercher la tige suivante 130 au sommet de laquelle est installée une vanne de tige carrée 132 en position ouverte. L'extrémité inférieure de la tige 130 est vissée à la vanne 118, laquelle est ensuite ouverte. When you have finished drilling a depth corresponding to the length of a drill rod, it is necessary to add another rod. We then proceed as indicated by the steps
B, C, D and E in Figure 3. The valve 118 located at the upper end of the drill string is closed (step B). Using the haulage from the drilling tower, the next rod 130 is sought, at the top of which is installed a square rod valve 132 in the open position. The lower end of the rod 130 is screwed to the valve 118, which is then opened.

On est alors prêt à forer à des profondeurs correspondant à la longueur de la tige 130 (étape C). Les hydrocarbures produits par la couche remontent jusqu'à la surface au travers du train de tiges, de la tête d'injection 22 et du flexible 24, entraînant avec eux les déblais de forage. We are then ready to drill to depths corresponding to the length of the rod 130 (step C). The oil produced by the layer rises to the surface through the drill string, the injection head 22 and the hose 24, carrying the cuttings with them.

Lorsque la couche productrice a été forée sur une profondeur correspondant à la longueur de la tige 130, il est alors nécessaire d'ajouter une nouvelle tige (étape D). Pour ce faire, on ferme la vanne 132; on dévisse la tige carrée 30 et on vient visser 11 extrémité de la tige carrée à une vanne à opercule 136 placée en position d'ouverture et vissée à l'extrémité supérieure de la tige suivante 134. When the producing layer has been drilled to a depth corresponding to the length of the rod 130, it is then necessary to add a new rod (step D). To do this, the valve 132 is closed; the square rod 30 is unscrewed and the end of the square rod is screwed 11 to a gate valve 136 placed in the open position and screwed to the upper end of the following rod 134.

Cette dernière est alors vissée à la vanne 132, laquelle est ensuite ouverte. On est ainsi prêt à forer à nouveau (étape E). On procède ensuite de la même façon à chaque fois que l'on veut rajouter une tige de forage. On remarque que deux tiges consécutives sont séparées par une vanne à opercule. Ainsi, pour ajouter une tige de forage Tn+l de rang (n+l), on ferme la vanne V de rang n compris entre la tige
n carrée d'entraînement et la dernière tige du train de forage T de
n rang n. Puis on dévisse la tige carrée d'entraînement et on visse la tige Tn+l et la-vanne V +I de rang n+l en position d'ouverture, à l'extrémité inférieure de la tige carrée.Enfin, on visse l'extrémité inférieure de la tige Tn+l avec la vanne V de rang n et on ouvre
n cette vanne.The latter is then screwed to valve 132, which is then opened. We are thus ready to drill again (step E). We then proceed in the same way each time we want to add a drill pipe. Note that two consecutive rods are separated by a gate valve. Thus, to add a drill rod Tn + l of rank (n + l), we close the valve V of rank n between the rod
n square drive and the last rod of the drill string T of
n rank n. Then unscrew the square drive rod and screw the rod Tn + l and the V + I valve of row n + l in the open position, at the lower end of the square rod. lower end of the rod Tn + l with the valve V of row n and we open
n this valve.

En arrivant à la surface, les hydrocarbures produits par la couche et les déblais remontés à la surface par ces hydrocarbures sont envoyés par le flexible 28 à une unité de séparation représentée sur la figure 4. La fonction de cette unité est de séparer les diverses phases entre elles : la phase gazeuse, les phases liquides (eau ee hydrocarbures) et la phase solide (les déblais de forage). Le flexible 28 est relié à l'entrée 140 d'un séparateur quatre phases 142 par l'intermédiaire d'une duse ajustable 144 (ou d'un ensemble de duses). C'est à l'intérieur de ce séparateur que sont séparés les gaz 146, les hydrocarbures liquides 148 et l'eau 150. Le séparateur comporte un couvercle de sécurité 152 qui se déchire si la pression à l'inte- rieur du séparateur dépasse une valeur prédéterminée.Le séparateur comporte une sortie 154 pour les gaz, lesquels sont acheminés vers une torchère 156 à travers une vanne 158, une sortie 160 pour les hydrocarbures liquides à travers une vanne 162 vers une citerne de stockage, et une sortie 164 située au fond du séparateur et par laquelle tombent les déblais de forage. On reaching the surface, the hydrocarbons produced by the layer and the cuttings brought up to the surface by these hydrocarbons are sent by the hose 28 to a separation unit shown in FIG. 4. The function of this unit is to separate the various phases between them: the gas phase, the liquid phases (water and hydrocarbons) and the solid phase (drill cuttings). The hose 28 is connected to the inlet 140 of a four-phase separator 142 via an adjustable nozzle 144 (or a set of nozzles). It is inside this separator that the gases 146, the liquid hydrocarbons 148 and the water 150 are separated. The separator has a safety cover 152 which tears if the pressure inside the separator exceeds The separator has an outlet 154 for gases, which are conveyed to a flare 156 through a valve 158, an outlet 160 for liquid hydrocarbons through a valve 162 to a storage tank, and an outlet 164 located at the bottom of the separator and through which the drill cuttings fall.

Le séparateur quatre phases comporte également une colonne à indication de niveaux 166 munie de détecteurs de niveaux dthydrocarbures liquides 168 et d'eau 170. Le détecteur de niveau d'hydrocarbures liquides 168contrôle par la ligne 172 l'ouverture et la fermeture de la vanne 162 de façon à garder constant le niveau d'hydrocarbures liquides 148. Le séparateur comporte également un manomètre 174 pilotant par la ligne 176 l'ouverture ou la fermeture de la vanne 158 de façon à maintenir constante la pression des gaz 146 à l'intérieur du séparateur. The four-phase separator also includes a level indication column 166 provided with liquid hydrocarbon level detectors 168 and water 170. The liquid hydrocarbon level detector 168 controls by line 172 the opening and closing of the valve 162 so as to keep the level of liquid hydrocarbons constant 148. The separator also includes a pressure gauge 174 controlling by line 176 the opening or closing of the valve 158 so as to keep the gas pressure 146 inside the separator.

Deux récipients 178 et 180, destinés à recevoir les déblais de forage, sont situés sous le séparateurquatrephases 142 et reliés à la sortie 164 par des canalisations 181 et 182 comportant des vannes respectivement 184 et 186. Les sorties 188 et 190 des récipients respectivement 178 et 180 sont connectés à une canalisation d'amenée d'eau 192 par l'intermédiaire de vannes 194 et 196. Les sorties d'évacuation des déblais 198 et 200 sont reliées aux sorties 188 et 190 respectivement par les vannes 194 et 202 et par les vannes 196 et 204. Les récipients 178 et 180 sont munis de détecteurs de niveaux respectivement 206 et 208 qui déclenchent l'évacuation des déblais lorsqu'ils atteignent un certain niveau dans le récipient. Two receptacles 178 and 180, intended to receive the cuttings of drilling, are situated under the separator four rephases 142 and connected to the exit 164 by pipes 181 and 182 comprising valves respectively 184 and 186. The exits 188 and 190 of the receptacles respectively 178 and 180 are connected to a water supply pipe 192 by means of valves 194 and 196. The cuttings discharge outlets 198 and 200 are connected to outlets 188 and 190 respectively by valves 194 and 202 and by the valves 196 and 204. The containers 178 and 180 are provided with level detectors respectively 206 and 208 which trigger the evacuation of the cuttings when they reach a certain level in the container.

Chacun des deux récipients comporte une sortie d'eau commandée par une vanne 210 pour le récipient 178 et 212 pour le récipient 180.Each of the two containers has a water outlet controlled by a valve 210 for the container 178 and 212 for the container 180.

Une canalisation 214 permet soit d'injecter de l'eau dans les récipients, soit de faire sortir l'eau des récipients.A line 214 allows either to inject water into the containers, or to get the water out of the containers.

L'unité de séparation quatre phases de la figure 4 fonctionne de la façon suivante. Le volume d'hydrocarbures liquides 148 présent dans le séparateur 142 est maintenu suffisant pour assurer le maintien du liquide pendant une durée d'au moins une minute de façon que les gaz contenus dans les liquides puissent être séparés du liquide. The four phase separation unit of Figure 4 operates as follows. The volume of liquid hydrocarbons 148 present in the separator 142 is kept sufficient to maintain the liquid for a period of at least one minute so that the gases contained in the liquids can be separated from the liquid.

Au départ, de l'eau est injectée par la conduite 192 dans les récipients 178 et 180 ainsi que dans le séparateur 142 jusqu'au niveau du détecteur 170. Le niveau est maintenu constant quelle que soit la quantité de solides recueillie dans les récipients 178 et 180, à l'aide du détecteur 170 pilotant les vannes 210 et 212 pour la sortie de l'eau. Les récipients 178 et 180 sont utilisés alternativement mais pas simultanément. Pour ce faire, l'une des deux vannes 184 et 186 est maintenue ouverte pendant que l'autre est fermée. En supposant que la vanne 184 soit fermée et la vanne 186 ouverte, les solides remontés à la surface vont se déposer au fonds du récipient 178. Lorsque le niveau atteint par les solides sera parvenu à une certaine hauteur détectée par le détecteur 206, ce dernier va commander la fermeture de la vanne 186 et l'ouverture de la vanne 184.Les déblais remontés à la surface vont alors s'accumuler au fond du récipient 180. La vanne 220 est ouverte de façon à relacher la pression à l'intérieur du récipient 198, puis les deux vannes 194 et 202 sont ouvertes de façon à vider le récipient 178. Le nettoyage du récipient s'effectue soit en injectant de l'eau sous pression par la canalisation 214 au travers de la vanne 220, avec evacuation par la sortie 198, soit par le chemin inverse en injectant de 11 eau par la sortie 198. Les vannes 194 et 202 sont fermees et le récipient 178 est à nouveau rempli d'eau de façon à être prêt à fonctionner lorsque la quantité de déblais accumulés dans le récipient 180 dépasse un certain seuil détecté par le détecteur de niveau 208. On procèdera alors au vidage du récipient 180.At the start, water is injected through line 192 into containers 178 and 180 as well as into separator 142 up to the level of detector 170. The level is kept constant regardless of the quantity of solids collected in containers 178 and 180, using the detector 170 controlling the valves 210 and 212 for the outlet of the water. Containers 178 and 180 are used alternately but not simultaneously. To do this, one of the two valves 184 and 186 is kept open while the other is closed. Assuming that the valve 184 is closed and the valve 186 open, the solids raised to the surface will deposit at the bottom of the container 178. When the level reached by the solids has reached a certain height detected by the detector 206, the latter will close the valve 186 and open the valve 184. The cuttings brought to the surface will then accumulate at the bottom of the container 180. The valve 220 is opened so as to release the pressure inside the container 198, then the two valves 194 and 202 are open so as to empty the container 178. The container is cleaned either by injecting pressurized water through the line 214 through the valve 220, with evacuation by the outlet 198, either by the reverse path by injecting 11 water through the outlet 198. The valves 194 and 202 are closed and the container 178 is again filled with water so as to be ready to operate when the quantity of cuttings accumulated in the container 180 exceeds a certain threshold detected by the level detector 208. The container 180 will then be emptied.

Les avantages de la présente invention sont nombreux. La circulation des fluides produits par la couche peut être ajustée à une valeur appropriée, par la duse 144, de façon à ne pas dépasser la capacité de séparation de l'unité montrée sur la figure 4 mais avec une circulation suffisante pour remonter les déblais de forage en surface. Le trépan est constamment refroidi et lubrifié par la circulation du fluide produit par la couche. On remarquera aussi que la formation ne subit ni dommage, ni pollution. De plus, il n'y a aucune perte puisque les hydrocarbures sont récupérés à la surface. The advantages of the present invention are numerous. The circulation of the fluids produced by the layer can be adjusted to an appropriate value, by the nozzle 144, so as not to exceed the separation capacity of the unit shown in FIG. 4 but with sufficient circulation to raise the cuttings of surface drilling. The drill bit is constantly cooled and lubricated by the circulation of the fluid produced by the layer. It will also be noted that the formation is neither damaged nor polluted. In addition, there is no loss since the oil is recovered on the surface.

Il va sans dire que la présente invention ne se limite pas au seul mode de réalisation qui a été décrit à titre d'exemple mais d'autres formes de réalisations sont possibles sans sortir du cadre de l'invention telle que définie aux revendications annexées. It goes without saying that the present invention is not limited to the single embodiment which has been described by way of example, but other embodiments are possible without departing from the scope of the invention as defined in the appended claims.

Claims

1. A method of rotary drilling of an underground layer (66) communicating with a well (68) and containing hydrocarbons at a pressure sufficient for the well to be naturally eruptive, said drilling being carried out using a drill bit ( 62) fixed to the end of a drill string (46,48,50,52,54), characterized in that it consists in drilling said layer without the aid of drilling mud and in allowing circulation said hydrocarbons from said layer to the surface through the interior of said drill string so as to cool and lubricate the drill bit and transport the cuttings to the surface.

2. Method according to claim I, characterized in that a set of manipulation of rods under pressure (104-114) is used, at least as long as the weight of the drill string is not sufficient to counterbalance the upward pressure exerted on the drill string by said hydrocarbons.

3. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the lower internal part of the drill string is closed by a valve (60) and in that said valve is opened before drilling said layer.

4. Method according to one of the preceding claims characterized in that, shortly before and during the drilling operation of said layer and each time that a new rod is added to the drill string, it is fixed beforehand a valve (118) at the upper end of the rod to be added before screwing said rod to the square drill rod (126) so that two consecutive rods added shortly before and during the drilling operation of said layer are separated by a valve.

5. Method according to claim 4 characterized in that, to add a drill rod (134) Tn + l of rank (n + l), the valve (132) V of rank n is closed between the square rod of training

n (30) and the last rod of the drill string (130) T of row n, we

n unscrews said drive rod (30); we screw an assembly comprising said rod (134) Tn + i and a valve (136) Vn + l in the open position, at the lower end of said square rod (30), we screw the lower end of said rod (134) Tn + 1 with said valve V (132) of row n and said valve (1 32) Vn is opened.

not

6. Rotary drilling equipment used to drill an underground hydrocarbon-producing layer of the type comprising a drill bit (62) fixed to the end of a drill string (46, 48, 50, 52, 54), characterized in that that it comprises a valve (58-60) located above the drill bit so as to be able to close the lower end of the drill string, a set of valves (32-40-42) each placed between two successive drill rods , said rods having been added to the drill string shortly before and during the drilling of said producing layer and a separator (142-178-180) located on the surface and connected to the upper end of the square drive rod (30) via a conduit (24) and a rotation head (22), said separator having at least one outlet (198-200) at its lower part for the evacuation of drill cuttings (188).

7. drilling rig according to claim 6, characterized in that it comprises a rod handling assembly under pressure (104-114).