FR2607865A1 - Procede et appareil de perforation de tubage pour puits de petrole - Google Patents

Procede et appareil de perforation de tubage pour puits de petrole Download PDF

Info

Publication number
FR2607865A1
FR2607865A1 FR8616945A FR8616945A FR2607865A1 FR 2607865 A1 FR2607865 A1 FR 2607865A1 FR 8616945 A FR8616945 A FR 8616945A FR 8616945 A FR8616945 A FR 8616945A FR 2607865 A1 FR2607865 A1 FR 2607865A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
punch
casing
pressure
nozzle
working fluid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
FR8616945A
Other languages
English (en)
Other versions
FR2607865B1 (fr
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.)
SCHELLSTEDE HERMAN
Original Assignee
SCHELLSTEDE HERMAN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by SCHELLSTEDE HERMAN filed Critical SCHELLSTEDE HERMAN
Publication of FR2607865A1 publication Critical patent/FR2607865A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR2607865B1 publication Critical patent/FR2607865B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11Perforators; Permeators
    • E21B43/112Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • E21B7/06Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/061Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/18Drilling by liquid or gas jets, with or without entrained pellets

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)

Abstract

L'INVENTION CONCERNE UN APPAREIL DE PERFORATION D'UN TUBAGE DE PUITS. ELLE SE RAPPORTE A UN APPAREIL DE PENETRATION QUI COMPORTE UN BOITIER ALLONGE ENTOURANT UN POINCON 260 MOBILE VERS L'EXTERIEUR ET COMMANDE PAR UN VERIN HYDRAULIQUE, LE POINCON ETANT DESTINE A DECOUPER UNE OUVERTURE DANS LE TUBAGE 12. UNE BUSE 210 DE PROJECTION DE JET DE LIQUIDE EST MONTEE A L'EXTREMITE D'UNE TUYAUTERIE SOUPLE QUI PASSE DANS LE TROU FORME PAR LE POINCON AFIN QU'ELLE CREUSE LES COUCHES PLACEES AUTOUR DU TUBAGE. LE CREUSEMENT PEUT ETRE REALISE SUR UNE LONGUEUR DE PLUSIEURS METRES, SI BIEN QUE LA ZONE AFFECTEE PAR LA BOUE DE FORAGE EST LARGEMENT DEPASSEE. APPLICATION A LA REMISE EN PRODUCTION DES PUITS DE PETROLE.

Description

La présente invention concerne le domaine des ap-
pareils, opérations et procédés de perforation de tubage de puits de pétrole et/ou de gaz. Plus précisément, elle concerne un procédé et un appareil originaux, mettant en oeuvre un poinçon déplacé par un fluide à une pression élevée et destiné à découper une ouverture dans un tubage de puits, puis à former un passage dans le sol environnant, à l'aide de jets de forte pression, sur une distance importante vers l'extérieur au-delà du tubage afin que des hydrocarbures liquides ou gazeux puissent s'écouler vers l'intérieur
du tubage.
La très grande majorité des puits de pétrole et de gaz est forée par mise en oeuvre d'opérations de forage de type rotatif dans lesquelles une boue de forage contenant des particules extrêmement fines est chassée vers le bas dans le train de tigesde forage et sort au niveau du trépan afin qu'elle entraîne les matières retirées et assure un refroidissement et d'autres résultats avantageux. Le matériau utilisé le plus couramment dans une boue de forage est
constitué par des particules extrêmement petites de baryte.
On a constaté que le sol entourant un sondage est contamine par le fluide de forage vers l'extérieur sur une distance
comprise entre 0,45 et 1,2 m, au-delà du sondage. Cette con-
tamination qui est essentiellement constituée de minuscules particules provenant de la boue, constitue souvent une
barrière importante s'opposant à la circulation des hydrocar-
bures vers le tubage du puits.
On a proposé et utilisé un certain nombre de techniques afin de réaliser des passages de circulation dans les couches environnantes et que les hydrocarbures puissent s'écouler dans le tubage, avec un débit accru. La technique sans doute la plus courante est l'utilisation de projectiles tirés par des dispositifs analogues à des canons placés dans le tubage; cependant, les projectiles
de ces dispositifs ne peuvent pas normalement pénétrer au-
delà de la zone de contamination et de cette manière les conditions optimales d'écoulement ne peuvent pas être
obtenues à l'aide de ces dispositifs. En consequence, di-
verses autres propositions de pénétration dans les couches environnantes ont été présentées. Par exemple, le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 4 022 279 propose un procédé de forage de trous spiralés à une distance notable à l'extérieur d'un tubage afin que la production soit accrue. Cependant, ce brevet ne décrit pas d'appareil particulier, permettant la réalisation des trous spiralés voulus, et il n'est
pas certain qu'une telle structure existe en réalité.
Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 3 370 887 décrit un dispositif de fracturation comprenant un bouchon 11 d'exploison qui est chassé radialement vers l'extérieur
à travers le tubage sous l'action d'une pression élevée obte-
nues par injection dans le boîtier dans lequel le bouchon est monté. Les brevets des Etats-Unis d'Amérique n0 3 400 980 et 3 402 965 décrivent tous deux un outil qui est descendu par l'extrémité inférieure du tubage du puits et à partir duquel un ou plusieurs organes à tuyauterie souple ou
tuyauterie extensible se déplacent vers l'extérieur, en pro-
jetant un liquide à pression élevée afin qu'une cavité soit
formée à l'extrémité inférieure du puits. Le dispositif dé-
crit dans ce brevet est utilisé poir l'exploitation des sels.
Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 3 402 967 représente un dispositif dont le fonctionnement est analogue à celui
des deux derniers brevets précités.
Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 3 547 191 décrit un appareil qui est descendu dans un puits afin qu'il projette un liquide à forte pression par des buses 26,
27. Le liquide projeté par les buses passe dans des ouver-
tures 35 formées préalablement dans le tubage.
Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 3 318 395 décrit un outil qui comporte un corps formé d'un combustible solide 34 pour fusée qui est descendu en position voulue dans un puits. Le combustible est alors allumé et les gaz d'échappement sont évacués vers l'extérieur par des buses 36 afin qu'ils découpent le tubage et le ciment
entourant le tubage. La matière projetée par la fusée con-
tient des particules abrasives qui facilitent l'opération de découpe et permettent aussi la découpe d'une encoche dans la formation environnante afin que celle-ci soit
fracturée et que la production soit avantageusement accrue.
Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 4 050 529 décrit un outil qui est descendu dans un tubage et qui comporte des buses par lesquelles de l'eau à forte pression, contenant un liquide abrasif, est pompée afin qu'elle
découpe le tubage et la formation environnante. L'utilisa-
tion de matériaux abrasifs assure une pollution du puits d'une manière perpétuelle car elle crée des problèmes considérables d'usure des vannes, des pompes et éléments analogues utilisés ultérieurement dans le puits. L'abrasif est absorbé par la formation environnante et bouche aussi
les pores de la formation.
Le brevet des Etats-Unis d'Amériqe n 4 346 761 décrit un systeme mettant en oeuvre des buses 20 montees afin qu'elles puissent être déplacées verticalement dans le tubage et qu'elles découpent des fentes dans celuici. Les buses ne dépassent pas à l'extérieur du tubage; cependant, le jet de forte pression projeté par les buses assure
apparemment une certaine découpe des couches environnantes.
D'autres brevets qui décrivent des buses travail-
lant à forte pression et destinées à découper des tubages de puits, sont les brevets des Etats-Unis d'Amérique n 3 130 786, 3 145 776 et 4 134 453. Le brevet redélivré des Etats-Unis d'Amérique n Re 29 021 décrit un système d'exploitation souterraine mettant en oeuvre un jet radial qui reste dans le sondage et qui est destiné à assurer une découpe de la formation environnante. Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 4 317 492 décrit un système de traitement de puits à jet d'eau à haute pression qui peut être utilisé dans des
opérations d'exploition minière et de forage, une buse for-
mant un jet étant sortie de la partie inférieure du puits puis déplacée radialement. Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 3 873 156 décrit aussi un dispositif d'exploitation minière formant un jet et mobile à l'extérieur de l'extrémité inférieure du puits afin qu'il forme une cavité dans un puits de sels. Le brevet des Etats-Unis d'Amérique 3 365 676 décrit un 'appareil mécanique de forage qui peut être déplacé radialement par rapport au puits et destiné à former un trou latéral de sondage. Un certain nombre d'autres brevets des
Etats-Unis d'Amérique décrit l'utilisation de buses travail-
lant à haute pression et destinées à découper les couches
à proximité d'un puits ou près du fond d'un puits, ces bre-
vet comprenant notamment les brevets des Etats-Unis d'Amé-
rique n 2 018 285, 2 258 001, 2 271 005, 2 345 816, 2 707 616,
2 758 653, 2 796 129 et 2 838 117.
Aucun de ces dispositifs connus n'a rencontré un
succès commercial notable, à cause de divers inconvénients.
Par exemple, les dispositifs qui prcje-tent simplement-_ un jet à forte pression à l'aide d'une buse placée vers l'intérieur du tubage ne permettent pas une découpe à une distance suffisante a l'extérieur dû tubage pour que l'opération soit véritablement efficace. En outre,
la direction et l'étendue de la découpe formée par ces dis-
positifs dépendent d'un certain nombre de paramètres, notamment de la nature de la formation environnante, et
l'obtention d'un résultat prévisible a été difficile.
Un problème présenté par tous les dispositifs formant un jet sous pression, travaillant à travers la paroi du
tubage, est qu'une ouverture doit être découpée dans le tu-
bage et le ciment placé autour, avant la découpe de la formation environnante. Dans certains des dispositifs connus, l'ouverture peut être découpée à l'aide du jet formé par la buse, alors que d'autres dispositifs mettent en oeuvre des dispositifs mécaniques séparés de découpre. Les dispositifs utilisant des jets formés par des buses pour
la découpe du tubage présentent un inconvénient très impor-
tant car le liquide de découpe contient souvent des parti-
cules abrasives qui restent dans le tubage et peuvent en-
suite agir de façon nuisible sur les vannes et autres élé-
ments tels que les pompes ou analogues dans lesquels les
éléments abrasifs circulent finalement.
L'utilisation de dispositifs mécaniques séparés
de découpe présentent l'inconvénient de nécessiter des dé-
penses supplémentaires importantes à la fois du fait du coût de l'appareillage supplémentaire et du fait du temps nécessaire à son utilisation pour la découpe du tubage. Ceci est dû au fait que cette utilisation nécessite normalement l'abaissement du dispositif de coupe jusqu'au fond du puits, la découpe du tubage puis l'extraction du dispositif de coupe et la disposition du dispositif de formation de jet dans le tubage avant utilisation de l'organe de coupe à jet formé par des buses. La mise en position et l'enlèvement des outils d'un puits nécessitent normalement une extraction et une remise en place du train de tiges,
d'une manière très longue et coûteuse.
Un inconvénient commun à tous les types d'appareils de pénétration est qu'ils ne donnent pas tout simplement une pénétration convenable de la formation à l'extérieur du tubage à une distance suffisante pour que la production soit réellement accrue. En conséquence, un appareil capable de perforer efficacement la formation du sol entourant un
tubage sur une distance qui est telle que la zone de conta-
mination entourant le tubage est dépassée, est donc néces-
saire. L'invention concerne un appareil et un procédé de perforation de formations terrestres autour d'un tubage d'un puits.
D'autres caractéristiques et avantages de l'inven-
tion seront mieux compris à la lecture de la description
qui va suivre d'exemples de réalisation, faite en référence aux dessins annexés sur lesquels: la figure 1 est une élévation latérale d'un puits
de gaz ou de pétrole représenté en coupe, ainsi que l'appa-
reil selon la présente invention, comprenant un équipement de surface et un équipement placé au fond du puits et utilisé pour la perforation du puits; la figure 1A est une coupe suivant la ligne A-A de la figure 1; la figure 2 représente le panneau de commande permettant le contrôle et la commande d'un procédé selon l'invention pendant l'utilisation; la figure 3 est une coupe du sol représentant une partie d'un puits de pétrole dans laquelle le mode de réalisation préféré de l'invention est placé, l'appareil étant à l'état de repos; la figure 4 est une coupe analogue à la figure 3, mais après une rotation de 90 environ vers la gauche par rapport à la position de la figure 3, et elle représente l'appareil en condition de fonctionnement;
la figure 5A est une coupe de l'extrémité supé-
rieure de l'appareil de la figure 3 suivant la ligne 5-5 de cette figure, dans un mode de réalisation préféré; les figures 5B, 5C, 5D, 5E, 5F, 5G, 5H, 5I et 5J sont toutes des coupes suivant la ligne 5-5 de la figure 3 représentant des parties de l'appareil selon le mode de réalisation préféré, successivement vers le bas au-dessous de l'ensemble de filtrage de la figure 5A; la figure 6 est une coupe suivant les lignes 6-6 des figures 5G et 5H; la figure 7 est une coupe suivant la ligne 7-7 de la figure 6; la figure 8 est une perspective éclatée d'une partie d'un dispositif d'alimentation à haute pression à
tuyauterie souple utilisé dans l'appareil du mode de réalisa-
tion préféré; la figure 9 est une coupe suivant la ligne 9-9 de la figure 5I; la figure 10 est une coupe suivant la ligne 10-10 de la figure 9; la figure 11 est une coupe suivant la ligne 11-11 de la figure 9 et représente le poinçon du tubage dans sa position avancée après la fin de la perforation d'un trou dans le tubage; la figure 12 est une coupe analogue à la figure 11 mais représente les différentes -parties en position au début d'une opération de perforation de tubage;
2607,365
la figure 13 est une perspective éclatée du
dispositif de déplacement de poinçon utilisé pour la ma-
noeuvre du dispositif de poinçonnage de tubage destiné lui-
même à couper une ouverture dans le tubage du puits; la figure 14 est une perspective éclatée du
dispositif à buses utilisé dans le mode de réalisation pré-
féré de l'invention; la figure 15 est une perspective du dispositif à buses montées, du type représenté sur la figure 14; la figure 16 est une coupe suivant la ligne 16-16 de la figure 15; la figure 17 est une coupe suivant la ligne 17-17 de la figure 16;
la figure 18A est un schéma hydraulique et méca-
nique représentant la position des divers éléments moteurs du mode de réalisation préféré de l'invention avant le début d'une opération de poinçonnage de tubage; la figure 18B est un schéma hydraulique analogue celui de la figure 18A mais représentant la position des éléments après perforation d'une ouverture dans le tubage du puits; et la figure 19 est un diagramme des temps illustrant un cycle de fonctionnement de l'appareil dans un mode
de réalisation préféré de l'invention.
On se réfère d'abord à la figure 1 des dessins qui représente l'utilisation du mode de réalisation préféré de l'invention dans le cas d'un puits de pétrole 10 ayant
un tubage 12 qui descend dans des couches pétrolifères 14.
Une zone contaminée 16 est disposée vers l'extérieur autour du tubage et contient des constituants d'une boue de forage, introduite dans les couches pétrolifères pendant l'opération de forage. En outre, la région qui entoure immédiatement tubage comporte normalement une protection de béton mise en
place lors du complètement du puits.
L'invention concerne un appareil allongé 20 des-
tiné à descendre dans le sondage, suspendu à partir de la surface par un train de tiges 22 qui comporte plusieurs tronçons tubulaires classiques de tuyauterie, le tronçon inférieur étant raccordé à un organe 24 de stabilisant et
d'ancrage de construction classique qui comporte un dispo-
sitif manoeuvrable sélectivement qui peut s'écarter vers l'extérieur afin qu'il vienne au contact de la paroi interne du tubage 12 et fixe ainsi le dispositif de stabilisation et d'ancrage en position déterminée. L'extrémité supérieure de l'appareil allongé 20 est supportée sur le dispositif 24 de stabilisation et d'ancrage par un court tronçon 26
de tube.
L'extrémité supérieure du train de tiges 22 comporte une tête de rotation 28 supportée par un dispositif classique 30 sur une plate-forme de travail (non représentée) ou analogue et raccordée à une tuyauterie souple 32 à basse pression et à une tuyauterie souple 34 à haute pression qui sont reliées à des sources de fluide sous pression. Les tuyauteries souples 32 et 34 partent d'un véhicule, sous forme d'une remorque 36 dans laquelle est montée une console 38 de commande ayant un panneau 40 de commande. En outre, la remorque 36 a un moteur 37 qui entraine des pompes classiques à haute pression et à basse pression qui sont reliées aux tuyauteries souples 32 et 34 et qui sont commandées à partir du panneau 40. Les pompes reçoivent le fluide d'une canalisation 17 d'aspiration partant d'un élément 18 de filtrage de type classique à deux étages qui reçoit le fluide de travail non filtré d'un camion citerne 1-9 et qui
retire par filtrage toutes les particules de dimension supé-
rieure à 50 microns. La pompe à haute pression est une pompe volumétrique à cinq pistons qui transmet un débit pulsé dont
la fréquence peut être réglée.
L'appareil allongé 20 placé dans le sondage est formé de plusieurs organes tubulaires raccordés de boîtier dans lesquels sont placés divers appareillages et des dispositifs remplissant diverses fonctions. Les tronçons remplissant des fonctions comprennent, du haut en bas comme représenté sur la figure 3, un tronçon 44 ayant une fonction de filtration, un tronçon 46 ayant une fonction de commande, un tronçon 48 à vérin de lance, un tronçon 50 à lance, un
tronçon 52 à poinçon et un tronçon 54 à vérin de poinçon.
Le tronçon 44 de filtration comporte une partie supérieure 44A, une partie intermédiaire 44B et une partie inférieure 44C. Les parties supérieure et inférieure 44A et 44C sont vissées sur la partie intermédiaire 44B comme représenté plus clairement sur la figure 5A. Un filtre cylin- drique 56 est monté dans le tronçon supérieur 44A sur un manchon 58 de support et il retire par filtration les particules de dimension supérieure à 100 microns, qui ont pénétré dans le fluide de travail à partir du train de tiges de forage et des autres appareillages se trouvant
au-dessous de l'ensemble 18 de filtration. Un capot protec-
teur 60 recouvre l'extrémité supérieure de l'organe 56 de filtration et a des pieds inférieurs parallèles espacés 61 serrés sur le manchon 58 de support par une pince classique
62. Le fluide de travail provenant de l'appareil est norma-
lement un carburant diesel ou une saumure. De toute manière, le fluide de travail est pompé dans le train de tiges et pénètre dans le tronçon de filtration par l'orifice supérieur 64 d'entrée à partir duquel le fluide moteur descend puis remonte et se dirige vers l'intérieur à travers l'orgne cylindrique 56 de filtration, vers l'intérieur du manchon 58 de support à partir duquel il est évacué vers le bas par une ouverture inférieure 64 d'évacuation à partir de laquelle il s'écoule dans le boîtier 46 de la tête
de commande.
L'extrémité inférieure de la partie inférieure
44C du boitier est raccordée par vissage a un organe tubu-
laire 66 d'accouplement (figure 5B) qui comporte une paroi interne relativement épaisse 68 délimitant une partie
70 formant un trou de petit diamètre à son extrémité infé-
rieure, une partie 72 formant un trou central de grand diamètre ayant une extrémité supérieure taraudée et un trou 74 encore plus grand à son extrémité supérieure. Un manchon fileté 76 est vissé sur la partie taraudée 72' et a un
conduit 78 à haute pression qui passe dans le manchon 76.
Des dispositifs d'étanchéité 80 et 82 assurent la circula-
tion du liquide passant à travers la paroi 68 dans le
passage interne 79 du conduit 78 à haute pression.
L'extrémité inférieure du conduit 78 à haute pres-
sion est vissée dans une paroi transversale 84 d'un cinquième élément tubulaire 86 du bottier dont l'extrémité supérieure
est vissée sur l'extrémité inférieure de l'organe 66 d'accou-
plement. Un clapet de retenue 110 est monté au-dessous de la paroi transversale 84 et est raccordé à l'extrémité
supérieure d'une canalisation 108 d'évacuation qui a un dis-
positif 109 de rétrécissement et qui passe derrière l'accu-
mulateur 106, le vérin 98, etc. et dont l'extrémité infé-
rieure est raccordée à un distributeur rotatif de commande
(figure 5E et 18A). Un second conduit 90 à haute pres-
sion est raccordé à un embout 91 disposé dans la paroi trans-
versale 84 afin qu'il communique avec le premier conduit 78 à haute pression. L'extrémité inférieure du second conduit à haute pression 90 est raccordée à un organe en T 92 (figure 6C) dont partent une troisième et une quatrième
canalisation à haute pression 94 et 96.
La canalisation 94 est raccordée à l'extrémité inférieure d'un vérin 98 de commande de distribateur ou de lancement de poinçonnage et l'extrémité inférieure de la quatrième canalisation 96 à haute pression est reliée
à un second organe en T 100 (figure 5D). L'extrémité supé-
rieure ou de tête du vérin 98 est raccordée par la canalisa-
tion 99 à un troisième organe 102 en T qui est lui-même raccordé par une canalisation 104 à l'extrémité inférieure d'un accumulateur classique 106 à basse pression qui a une chambre supérieure de gaz sous pression et une chambre inférieure de fluide hydraulique séparées par un piston
flottant 105 (figure 18A). L'extrémité supérieure de l'accu-
mulateur 106 à basse pression a un embout 107 à son extré-
mité supérieure et permet ainsi la mise sous pression de la chambre supérieure au-dessus du piston 105 (figure 18A), jusqu'à une pression voulue de consigne de 7.106 Pa à la surface du puits. La chambre inférieure est alors mise à une pression de 1,05.10 Pa afin que le piston 105 prenne une position centrale dans l'accumulateur et que la pression de l'azote assure une stabilisation par rapport à la pression du fluide hydraulique. En outre, le troisième organe 102 en T est raccordé par une canalisation 112 à une soupape 114 de dosage qui est utilisée pour le remplissage initial des canalisations 104 et 112 et de l'extrémité supérieure
du vérin 98 par du fluide de travail sous forme d'un carbu-
rant diesel avant abaissement de l'ensemble dans le puits. Un vérin 98 de commande de distributeur manoeuvre un convertisseur 116 de déplacement linéaire en un déplacement rotatif qui manoeuvre un distributeur rotatif classique
118 afin qu'il prenne l'une de deux positions possibles.
Le distributeur 118 a une entrée à haute pression reliée par une canalisation 120 au second organe 100 en T et
elle est aussi reliée aux canalisations 185, 122 et 124.
Une canalisation 108' d'évacuation qui comporte un organe 109' présentant une résistance à la circulation et un clapet de retenue 117' est aussi raccordée au distributeur 118 comme représenté sur la figure 10A. Un accumulateur 126 à haute pression qui est identique à l'accumulateur 106 à basse pression mis à part sa mise sous pression au niveau de la tête du puits, dans sa chambre supérieure, par de l'azote à une pression de 1,4. 10 Pa, est placé au-dessous du distributeur rotatif 118 et a une canalisation 128 reliée à son extrémité inférieure et rejoignant vers le bas un quatrième organe en T 130 (figure 5E). L'accumulateur
126 a un piston 127 qui sépare sa chambre pneumatique supé-
rieure d'une chambre inférieure de fluide hydraulique qui est mise à une pression de 1,68.107 Pa afin que le piston 127 soit centré pratiquement, et que la pression de l'azote soit augmentée à la même valeur. Une canalisation 132 descend de l'organe 130 en T afin qu'elle se raccorde à l'extrémité supérieure d'un second vérin 131 de commande de distributeur ou de déclenchement de découpe. La pression dans le train de tigeset les accumulateurs peut être réglée ou déterminée à volonté afin qu'elle corresponde à différentes conditions
du puits.
Le vérin 134 de commande de vanne comporte un piston 136 qui a une tige 138 et des galets 140 montés à l'extrémité externe de la tige et destinés à coopérer avec des surfaces rectilignes 141 de guidage ainsi qu'avec une
fente 142 formée dans un toucheau 144. Comme la tige du pis-
ton 138 ne peut pas tourner autour de son axe étant donné la coopération des galets 140 et des surfaces 141 de guidage, le déplacement alternatif axial de la tige 138 provoque une rotation du toucheau 144 sous l'action des forces de réaction mutuelle des éléments 144 et 142. Comme le toucheau 144 est fixé à l'extrémité supérieure d'un tiroir rotatif 148 d'un second distributeur rotatif 150, la manoeuvre du piston 138 provoque la rotation du tiroir vers l'une des deux positions possibles afin que la circulation du fluide dans le distributeur soit réglée. Il faut aussi noter
que le premier vérin 98 d'entraînement et le premier distri-
buteur rotatif associé 118 ont une construction identique à celle du vérin et du distributeur 134, 150, etc. comme
décrit précédemment.
Une canalisation 160 sous pression descend à partir du second organe 100 en T (figure 5D) et est raccordée à son extrémité inférieure a un cinquième organe 162 en T qui est représenté sur la figure 5E. La canalisation 164
part du cinquième organe en T 162 et se raccorde à l'extré-
mité inférieure du vérin 134 d'entraînement du second distributeur. La canalisation 166 sous pression descend du cinquième organe 162 en T et se raccorde à un orifice d'entrée du second distributeur rotatif 150. Les canalisa tions 170 et 172 sont aussi reliées au distributeur 150,
de même que la canalisation 174.
L'extrémité inférieure du cinquième élément tubu-
laire 86 du boîtier est vissée sur l'extrémité supérieure d'un s.ixième élément tubulaire 176 du boîtier comme indiqué sur la figure 5F. Une paroi transversale interne 178 est placée à l'extrémité supérieure du sixième élément tubulaire 176 et a un un embout 180 relié à l'extrémité inférieure de
la canalisation 122 au-dessus de la paroi transversale in-
terne 178 et raccordée à l'extrémité supérieure d'une tuyauterie souple 182 à haute pression. L'autre extrémité de la tuyauterie 182 à haute pression est reliée à un
conduit 184 qui est lui-même relié, à son extrémité infé-
rieure, à la base 257 d'une came mobile 156 (figure 13).
Les canalisations 170 et 172 descendent à partir du distributeur rotatif 150 et sont raccordées à des embouts
qui passent dans la paroi transversale interne 178. L'extré-
mié inférieure du sixième élément tubulaire 176 du boîtier est raccordée par vissage sur l'extrémité supérieure d'un septième élément tubulaire 186 du boîtier dans lequele est monté un vérin 188 de commande de buse. L'extrémité inférieure de l'élément tubulaire 186 du boîtier est raccordé à l'extrémité supérieure d'un huitième élément tubulaire 189 du boîtier. Un vérin 188 d'entraînement destiné à faire avancer et reculer la tuyauterie souple est monté dans l'élément 186 et comporte une tête 190 de vérin à
laquelle est raccordée l'extrémité inférieure de la canali-
sation 172 afin qu'elle communique avec un trou 191 tel que représenté sur la figure 5F. La canalisation 170 est raccordée à l'extrémité du vérin 188 tournée du côté de la tige comme l'indique la figure 5G. Un piston 192 est monté sur une tige 194 qui a un passage axial 196 traversant
le piston 192 sur toute son étendue comme représenté clai-
rement sur la figure 5F. Il faut noter que le passage axial de la tige 194 est relié à son extrémité inférieure à un passage 104 formé dans un bloc 202 d'accouplement. Le
conduit 184 descend derrière le vérin 188.
Une tuyauterie composite souple 206 pour buse, comprenant une gaine 208 d'une toile spiralée qui est
flexible et un tube interne 209 de matière plastique résis-
tant à une pression élevée, formée de "Kevlar" (marque de fabrique de E.I. du Pont & Co.) est raccordée au bloc
mobile 200 de chariot afin qu'elle soit déplacée en trans-
lation par celui-ci. Il faut noter que l'extrémité opposée ou externe de la tuyauterie 206 supporte un dispositif 210 à buse de projection représenté sur la figure 16. De toute manière, le bloc mobile 200 du chariot est placé dans un tube métallique fendu 216 de guidage monté dansun bloc fendu 212 d'ancrage (figure 8) qui est fixé sur le septième élément tubulaire 186 de boîtier par des gorges usinées ou analogues 214. Le tube métallique fendu 216 14 - de guidage qui est tourné vers le bas a son extrémité supérieure montée dans le bloc 212 d'ancrage et a une fente longitudinale 218 sur toute sa longueur, la fente 218 ayant une largeur suffisante pour que la partie 201 formant un col du bloc mobile 200 puisse s'y loger et s'y déplacer sur toute la longueur de la fente. La fente 218 a une longueur suffisante pour qu'elle permette au bloc mobile 200 de parcourir une distance égale à la course
de la tige 194 du piston.
Un trou 220 formé dans le bloc mobile 200 du cha-
riot est fermé à son extrémité supérieure et est raccordé, à son extrémité inférieure, à la tuyauterie souple 206 à haute pression et communique avec le trou 204 par plusieurs trous 230 de raccordement représentés sur la figure 5G. Un fluide de coupe destiné à la buse 210 est transmis par le trou axial 196, le trou 204, les trous externes 230 et
220, dans un but décrit plus en détail dans la suite. L'ex-
trémité inférieure du tube 216 de guidage aboutit à une paroi transversale 232 formée à l'extrémité supérieure d'un huitième élément tubulaire 234 de boîtier, la tuyauterie
206 passant par une ouverture 236 formée dans la paroi 232.
Il faut noter qu'un premier et un second bloc de retenue de tube de guidage 222 et 224 sont fixés à la paroi interne du septième élément tubulaire 186 de bottier afin qu'ils maintiennent l'extrémité inférieure du tube 216 en position fixe par rapport au bottier. Le huitième élément tubulaire 234 du boîtier est raccordé par vissage, à son extrémité supérieure, à l'extrémité inférieure du septième élément 186. L'extrémité inférieure élément 234 est raccordée par
vissage à un neuvième élément tubulaire 244 du bottier.
Un second tube 238 de guidage descend de l'ouver-
ture 236 et est raccordé par un accouplement 240 à un
troisième tube 242 de guidage comme représenté plus clai-
rement sur la figure 5H. La tuyauterie 206 de la buse descend dans les tubes 238 et 242 de guidage afin qu'elle
puisse s'y déplacer axialement.
L'extrémité inférieure du troisième tube de guidage 242 passe par une ouverture 250 d'un disque de
guidage 252 (figure 13) raccordée par des vis 254 à l'extré-
mité supérieure d'une came 256 de commande de poinçon ayant une base 257 et disposée au centre et par une gorge longitudinale de logement de tube 258 dans laquelle est placé le tube 242. L'extrémité inférieure du tube 242 est raccordée à une base 258 de toucheau de came d'un organe 260 de poinçonnage qui comporte une tige interne
filetée 262 et un bout externe amovible 264.
Une première et une seconde surface plane de came d'avance de poinçon 268 et 270 sont formées dans un plan commun sur la came 256 d'entraînement de poinçon et coopèrent respectivement avec des surfaces planes 272 et 274 de toucheau de l'extrémité 258 de base du poinçon de tubage. En outre, une seconde paire de surfaces 280, 282 de came d'avance de poinçon est aussi formée sur la came 256 et coopère avec des surfaces planes correspondantes 284
et 286 de l'extrémité 258 de base du poinçon de came 260.
En conséquence, le déplacement ascendant de la came 256 provoque un déplacement des poinçons 258, 262, 264 vers l'extérieur afin qu'une opération de poinçonnage soit réalisée. Inversement, la descente des surfaces 290,
292 de came en queue d'aronde de la came 256 contre celle-
ci, comme mieux représenté sur les figures 10, 11 et 12, provoque, par réaction avec les surfaces planes contiguës 293, 294 de l'extrémité 258 de base du poinçon 260, le
retrait de l'organe de poinçonnage.
Le déplacement de la came 256 d'entraînement de poinçon vers le haut est réalisé par déplacement d'une
tige 300 de piston ayant une tête 302 d'accouplement rac-
cordée par des vis 304 à l'extrémité de base 257 de la came 256. L'extrémité inférieure de la tige 300 est raccordée à un piston 306 placé dans un vérin 208 ayant une tête 310 vissée à son extrémité supérieure. En outre, la tête 310 comporte aussi un manchon ayant un filetage dont l'extrémité supérieure est vissée sur l'extrémité inférieure d'un dixième élément tubulaire 246 du boîtier qui est lui-même vissé à son extrémité supérieure sur l'extrémité inférieure du neuvième élément tubulaire 244 du boîtier. Une tête 312 de vérin ferme l'extrémité inférieure du vérin 308, et a un bout protecteur 314 fixé à l'extrémité inférieure de la tête 312 et constituant la limite inférieure de l'outil
20.
Un trou axial 316 est formé sur toute la longueur de la tige 300 et communique avec l'extrémité du vérin 308 du côté de la tête comme représenté sur la figure 5J. En outre, la tige 300 a un second trou 318 qui communique à son extrémité inférieure avec une chambre annulaire 320 formée dans la tête 310 comme représenté clairement sur la figure 5J. Le trou 316 est relié au conduit 184. La connexion précitée est assurée par les trous 320, 322 et 324 formés dans la tête 257 de raccordement comme l'indique la figure 9. De même, le trou 318 est relié au conduit 184
par des trous 330, 332 et 334.
Un dispositif 260 de poinçonnage de tubage est placé dans un manchon 340 de guidage monté dans l'élément
tubulaire 246 et orienté radialement par rapport à celui-ci.
En outre, une partie épaisse de renforcement 342 est montée axialement afin qu'elle s'ajuste dans l'élément tubulaire 246, le manchon 340 de guidage passant à l'intérieur comme représenté clairement sur la figure 5I. En outre, il faut noter qu'une plaque de butée 350 est soudée à la surface externe du dixième élément tubulaire 246 à un emplacement
diamétralement opposé à celui de l'organe 260 de poinçonnage.
La plaque 350 a donc pour r6le d'absorber et de répartir les forces de réaction dues au déplacement vers l'extérieur du poinçon contre le tubage, pendant une opération de
poinçonnage.
L'organe 260 de poinçonnage a un passage axial 353 (figure 13) formé dans les éléments 262 et 264 et
dans lequel la tuyauterie souple 206 peut avancer et reculer.
En outre, des gorges 354 formant des canaux sont formées
de chaque c6té des éléments 262, 264 de l'organe de poinçon-
nage afin qu'elles permettent un entraînement vers l'arrière
des éléments découpés dans le tubage. Le bout externe amo-
vible 264 a son extrémité externe délimité par une première et une seconde surface plane 356, 358 qui recoupent un axe 360 le long duquel est disposé l'axe du poinçon. Un passage courbe 362 relie le trou 353 de positionnement de tuyauterie souple à l'extrémité inférieure du troisième tube de guidage 242 afin qu'un guide lisse soit formé pour l'organe 206 de guidage. La construction es telle qu'elle permet au bout 264 d'être séparé de l'élément 262 par cisaillement sous l'action d'une force latérale importante qui peut être appliquée par exemple lorsque le bout ne vient pas totalement en retrait après une opération de poinçonnage et lorsqu'une
force ascendante est appliquée à l'outil.
La buse 210 de projection comporte un bloc 372 à buse ayant un orifice axial 374 partant d'une chambre centrale 376 et ayant une surface externe 378 de diffusion en forme de coupelle, constituée d'un évidement. Un manchon rotatif 380 est monté afin qu'il tourne sur la surface externe du bloc 372 et il comporte plusieurs organes inclines de protection 382 de buse ayant chacun son extrémité interne raccordée à une gorge annulaire 384 qui communique à son tour avec la chambre centrale 376 par l'intermédiaire de passages radiaux 386 formés dans le bloc 372. Le manchon rotatif 380 est maintenu en position par une pince 388 de retenue qui coopère ave son extrémité externe. Il faut aussi noter que les extrémités externes des organes inclines 382 de projection aboutissent à une gorge annulaire 390 en forme coupelle réalisée à la face externe du manchon rotatif 380. Le bloc 372 a sa partie interne 392 qui est reliée à la gaine métallique externe 208 afin que du liquide à haute pression s'ecoule dans un passage 394 vers la chambre centrale 376, d'une manière évidente. Un dispositif 396 de retenue assure la connexion entre les éléments de la
tuyauterie souple et les éléments du corps de buse.
On décrit maintenant un cycle complet de fonction-
nement, mais il faut noter que le cycle de fonctionnement peut être utilisé pour la perforation initiale d'un nouveau
puits ou pour la remise en état de fonctionnement d'un an-
cien puits. Quel soit le type d'opération, la procédure est pratiquement la même. Le train de tiges et tout l'équipement à descendre dans le sondage est tiré initialement hors du puits et des fluides de complètement peuvent être placés dans le puits afin qu'il soit certain que toute la pression
du fond de sondage soit retenue.
L'appareil 20 est préparé avant descente dans le puits par mise de l'accumulateur 106 à basse pression et de l'accumulateur 126 à haute pression respectivement à des pressions de 7.106 et 1,4.107 Pa. L'extrémité inférieure de l'accumulateur 106 et les éléments associés 104, 102 et l'extrémité supérieure du premier vérin 98 sont amorcés par du fluide de travail à une pression de 1,05.107 Pa, par l'intermédiaire du distributeur 114. De même, l'extrémité
inférieure de l'accumulateur à haute pression 126 et l'extré-
mité supérieure du vérin 134 sont amorcées à une pression 1,68.107 Pa. Il est souhaitable que tous les éléments hydrauliques tels que les canalisations, les vannes, les distributeurs, les vérins et analogues, soient totalement amorcés afin que les bulles d'air soient évitées dans la mesure du possible, et les procédures classiques sont
utilisees a cet effet.
L'appareil allongé -20 disposé au fond du sondage
est alors descendu dans le puits par le train de tiges 22.
Lorsque les tronçons de train de tiges 22 sont ajoutés au niveau de la tête du puits, ils sont remplis de fluide
par le raccord 32 à tuyauterie souple à basse pression.
Lorsque l'appareil 20 atteint la profondeur voulue, le
dispositif classique 24 d'ancrage hydraulique et de stabili-
sation est manoeuvré par la pression hydraulique appliql.ée
par le train de tiges 22, la pression provoquant un dépla-
cement vers l'extérieur des blocs 25 en forme de coin et leur mise en contact avec la paroi interne du tubage 12 si bien que l'outil est efficacement bloqué en position fixe dans le tubage. Il est aussi possible qu'un dispositif d'ancrage à commande mécanique et de type classique soit utilisé. La tuyauterie souple 34 à haute pression est
alors raccordée à la tête rotative 28 et la pression trans-
mise au train de tiges au niveau de la tête du puits est alors portée à 2, 8.107 Pa et est maintenue à cette valeur 5 minutes environ afin que la présence éventuelle de fuites dans le circuit soit déterminée. Lorsqu'aucune fuite n'est détectée, la pression est réduite et le système est considéré prêt pour le début de la procédure de pénétration. A ce moment du cycle, les différents éléments occupent les positions représentées sur la figure 18A et repérées par la référence T1 sur la figure 19. Plus précisément, le piston 306 est dans sa position inférieure reculée et le poinçon 258, 262, 264 est en retrait. La tige 194 d'avance et de recul de tuyauterie souple de la lance est en position en retrait (position supérieure) et la buse 210 se trouve à l'intérieur de l'ouverture axiale 353 et est totalement entourée par
celle-ci qui passe dans les éléments 262 et 264 du poinçon.
* Au temps T2, la pression à la surface commence à être augmentée et elle atteint 3,5.107 Pa augmenté de la perte de charge due au frottement dans le tube, au temps T3. Cette pression est appliquée au conduit 90 à haute pression et provoque ensuite l'obtention d'une pression suffisamment élevée à l'extrémité du premier vérin 98 qui est tournée vers la tige pour que la pression de l'azote gazeux contenu dans l'accumulateur 106 soit dépassée si bien que le piston se trouvant dans le vérin 98 se déplace de la position avancée de figure 10A vers la position en retrait de la
figure 18B au temps T4.
Le déplacement du piston dans le vérin 98 provoque un déplacement du distributeur 118 vers la position de la figure 18B si bien que la pression élevée est ensuite appliquée à l'extrémité du vérin 308 correspondant à sa tête afin que le déplacment ascendant du piston 306, de la tige 300 et de la came 256 commence. Le poinçon 258, 262, 264 commence donc à se déplacer vers la paroi du tubage; cependant, la vitesse de déplacement est réglée car le fluide évacué de l'extrémité du vérin 308 tournée vers la tige est limitée en débit par le dispositif 109' formant un rétrécissement. Il faut 1,5 minute environ (temps compris entre T4 et T5) pour que le piston 306 se déplace de la position reculée de la figure 18A à la position avancée de la figure 18B, le piston 264, etc. se déplaçant pendant ce temps de sa position totalement reculée à sa position intermédiaire de la figure 12 dans laquelle il est au contact du tubage 12 et à sa position totalement avancée atteinte au temps T4 et qui est représentée sur la figure 11. Il faut noter que la présence des fentes 354 provoque le pliage vers l'arrière, en dehors du tubage, de pattes 400, 402 lors de l'opération de poinçonnage, les pattes restant cependant raccordées au tubage. Ainsi, la partie de tubage qui est retirée du tubage pour la formation de l'ouverture dans celui-ci reste fixée au tubage et ne peut pas empêcher éventuellement le fonctionnement de la buse ou la circulation du pétrole provenant des couches environnante après la fin de l'opération de pénétration. La tige 194 du vérin 188 reste en position en retrait comme indiqué sur la figure 18A pendant le déplacement du poinçon vers sa position avancée étant donné que la pression de travail dans le conduit 90 à haute pression n'est pas suffisamment élevée pour qu'elle provoque le dépassement de la pression du gaz de l'accumulateur à haute pression 126
par la pression du fluide hydraulique se trouvant à l'extré-
mité de tête du vérin 134, et en conséquence, le distributeur
reste dans la position représentée sur la figure 18A.
Lorsque le poinçon a atteint sa position totalement avancée, l'appareil peut rester à une pression de 3,5.107 Pa pendant 1,5 minute supplémentaire afin que le système
puisse bien se stabiliser. A la fin de la période de stabili-
sation, le système est prêt au commencement du fonctionnement de la buse 210, etc. afin que les couches environnantes
subissent l'opération de perforation.
Cette opération de perforation des couches est réalisée au temps T6 par une augmentation de la pression dans le conduit 90 jusqu'à une valeur élevée égale à ,25.107Pa, augmente de la perte de charge dans le train , 25.10 Pa, augmentée de la perte de charge dans le train de tiges et l'appareillage du fond de sondage. La pression plus importante est atteinte au temps T7. L'augmentation de pression n'a pas d'effet sur la position du distributeur 118 qui reste dans la position de la figure 18B. Cependant, la pression plus élevée suffit au déplacement du piston du vérin 134 de sa position avancée à sa position reculée (atteinte au temps T8) par dépassement de la pression
du gaz de l'accumulateur à haute pression 126. Le distribu-
teur 150 est donc déplacé au temps T8 vers la position représentée sur la figure 18B afin que le fuide à haute pression s'écoule dans la canalisation 172 vers l'extrémité de tête du vérin 188 qui commence immédiatement à se déplacer de sa position reculée vers sa position avancée. La vitesse de déplacement du vérin 188 est réglée par le dispositif 109 formant un retrécissement, monté dans la canalisation
108 d'évacuation.
L'application d'un fluide à pression élevée à l'extrémité de tête du vérin 188 au temps T7 non seulement
assure le début du déplacement vers le bas et vers l'exté-
rieur de l'ensemble comprenant le piston et la tige 192, 194 mais aussi provoque la circulation d'un fluide à haute pression dans les passages 191, 196, 204, 230 et 220 vers
la tuyauterie souple 209 si bien que la buse 210 de projec-
tion est activée ensuite à l'extrémité externe de la tuyau-
terie souple. Les jets à haute pression projetés par la buse 210 découpe les couches environnantes et les matières retirées sont entrainées dans le tubage par les fentes 254
formées de part et d'autre des éléments de poinçon 262, 264.
La pompe à haute pression est commandée afin qu'elle applique 200 pulsations par minutes jusqu'à ce que la projection assurée par la buse nettoie l'élément d'extrémité 264 du poinçon, la fréquence étant alors portée à 500 pulsations par minute. La vitesse d'avance vers l'extérieur de la buse dans les couches environnantes est réglée par le dispositif 171 de rétrécissement placé dans la canalisation d'échappement 170 du vérin 188. La tuyauterie souple 209 et la buse 210 atteignent finalement la position totalement avancée représentée sur la figure 4, au temps T9. Une cavité 500 est ensuite découpée dans les couches 14. La distance radiale prcourue par la cavité 500 vers l'extérieur à partir du tubage est un peu supérieure à la longueur de la course du vérin 188 étant donné l'effet de coupe du jet de fluide transmis par l'ouverture axiale 374 du bloc 372. Il faut aussi noter que le vérin 188 peut avoir une longueur importante afin qu'il permette la perforation à
partir du tubage jusqu'à des profondeurs de 4,5 m et plus.
L'ensemble est maintenu à la pression élevée pendant une période prédéterminée qui convient à une avance
complète du dispositif de projection à lance. Après l'expira-
tion de cette période, la réduction de la pression dans le conduit 90 à une valeur nulle est déclenchée au temps T10 et la pression nulle est atteinte rapidement au temps Tl et provoque un déplacement des vérins 98 et 134 vers les positions avancées sous l'action de la force exercée par le gaz des accumulateurs 106 et 126; les distributeurs 118 et 150 reviennent simultanément dans les positions représentées sur la figure 18A. Cependant, les éléments 194, 256, 262, 264 et 306 restent tous dans les positions
représentées sur la figure 18B car aucune pression hydrau-
lique n'est appliquée à l'un ou l'autre des pistons 188 et 308, et ces pistons restent donc à l'état avancé comme
représenté.
Le recul de la lance est réalisé par augmentation de la pression dans le conduit 90 à une valeur de 2,8.107 Pa au temps T12. La pression de 2,8.10 Pa dans le conduit 90 est transmise par le distributeur 118 et les conduits 122, 182, 184, 334, 332, 330 et 318 à l'extrémité du vérin 308 tournée vers la tige afin que le recul du piston 306 et de la came associée 256 de déplacement de poinçon soit
déclenché. La vitesse de recul est réglée par le rétrécis-
sement 319, de manière évidente, et le vérin 308 atteint sa position totalement reculée au temps T13. Le fluide évacué depuis l'extrémité de tête du vérin 308 est transmis par le clapet de retenue 110 qui assure un amortissement dans le boîtier de l'appareil 20; cependant, des trous de suintement (non représentés) sont formés dans le bo tier afin qu'ils permettent au fluide évacué de pénétrer dans le tubage, de manière convenable. Le vérin 188 est aussi commandé simultanément au temps T12 avec le vérin 308 car la pression transmise par le conduit 90 parvient au conduit et à l'extrémité de la tige du vérin 188 et provoque le recul de la tige du vérin et de la tuyauterie souple 209, 210, etc. de la buse. A la fin de ce cycle au temps T13, le poinçon 262, 264 a totalement reculé vers sa position initiale à l'intérieur du tubage, et la tuyauterie souple
206 a totalement reculé si bien que la buse 201 est tota-
lement entourée dans l'organe de poinçonnage. La pression dans le conduit 90 est réduite à une valeur nulle au temps T14 et l'appareil est donc mis dans des conditions permet- tant le retrait du puits ou la mise dans une autre position
dans le puits.
Le dispositif 24 d'ancrage de stabilisation peut alors être libéré afin qu'il permette à l'appareil 20 placé au fond du sondage d'être déplacé vers une autre position dans le tubage, avec perforation ultérieure des couches environnantes. Le déplacement de l'outil peut être simple rotation vers une nouvelle position à la même profondeur dans le tubage ou un abaissement ou un soulèvement de l'ensemble de l'outil à une profondeur différente en vue d'une opération ultérieure de perforation. La figure 4 représente une seconde cavité 500A formée à une profondeur inférieure à celle de la cavité 500 et une troisième cavité 500B de perforation se trouvant à un niveau intermédiaire, mais avec un angle différent de celui des cavités 500 et 500A. Après le nombre voulu de perforations, l'ensemble de l'outil est retiré du tubage et la colonne de production et les pompes associées ou analogues sont remis en position dans le puits afin que la production provenant des couches
environnantes 14 puisse être évacuée.
Ainsi, on note que l'invention permet efficacement une perforation des couches environnantes vers l'extérieur jusqu'à une profondeur supérieure a celle que permettent les appareils connus de perforation, et avec une précision bien supérieure. De plus, le dispositif est extrêmement
fiable et ne risque pas de présenter des pannes car l'en-
semble du fonctionnement est commandé uniquement par modifi-
cation du fluide de travail transmis au train de tiges à partir de la tête du puits. Des capteurs ou dispositif de commande ou autre élément sensible placés au fond du
sondage ne sont pas nécessaires.
Bien entendu, diverses modifications peuvent être apportées par l'homme de l'art aux procédés et appareils qui viennent d'être décrits uniquement à titre d'exemples
non limitatifs sans sortir du cadre de l'invention.
Z607865

Claims (14)

REVENDICATIONS
1. Appareil de perforation destiné à être utilisé dans un puits ayant un tubage, caractérisé en ce qu'il comprend: (a) un boîtier allongé ayant une extrémité supé- rieure et une extrémité inférieure, l'extrémité supérieure étant destinée à être raccordée à un dispositif de support monté à la surface et le boîtier ayant des dimensions
et une configuration telles qu'il peut être déplacé axia-
lement dans le tubage d'un puits, (b) un poinçon (260) mobile vers l'extérieur, ayant une extrémité interne et une extrémité externe, l'extrémité externe comprenant un dispositif de découpe d'une ouverture dans un tubage lorsqu'il est chassé à force contre le tubage, (c) un dispositif (340) de guidage supportant le poinçon afin qu'il se déplace par rapport au bottier
allongé entre une position en retrait dans laquelle l'extré-
mité externe du poinçon est pratiquement dans les limites du bottier allongé et une position avancée dans laquelle l'extrémité externe du poinçon est en dehors du corps de l'organe de support, (d) le boîtier allongé et le poinçon (260) ayant une dimension et une configuration telles que le poinçon peut être placé à l'intérieur du tubage du puits afin qu'il s'y déplace lorsque le poinçon est en position en retrait mais dans lequel l'extrémité externe du poinçon dépasse à l'extérieur de la surface externe du tubage lorsque le poinçon est dans sa position avancée, (e) un dispositif d'entraînement de poinçon destiné à déplacer le poinçon entre ses positions en retrait et avancée, et (f) un dispositif (210) destiné à former des jets de liquide à haute pression, comprenant une source
d'un fluide de travail à haute pression reliée à un dispo-
sitif à buse monté afin qu'il se déplace dans le poinçon entre une position en retrait dans laquelle le dispositif à buse se trouve à l'intérieur du poinçon et une position avancée dans laquelle le dispositif à buse est à l'extérieur du poinçon afin qu'il transmette un jet à haute pression vers l'extérieur au-delà de l'extrémité externe du poinçon ce jet étant destiné à découper la formation terreste
environnante et à la retirer.
2. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce que le poinçon (260) a un passage interne de guidage de buse disposé vers l'extérieur du poinçon, la buse formant un jet de fluide étant placée à l'intérieur du passage de guidage de buse afin qu'elle s'y déplace suivant sa longueur.
3. Appareil selon la revendication 2, caractérisé en ce que l'extrémité externe du poinçon mobile (260) comporte deux surfaces sensiblement planes (284, 286) qui se recoupent suivant un axe transversal qui est sensiblement
perpendiculaire à l'axe longitudinal du poinçon.
4. Appareil selon la revendication 3, caractérisé en ce que le poinçon (260) comporte en outre un passage d'extraction des matières découpées, formé le long de la surface externe du poinçon et destiné à transmettre la terre arrachée lors du fonctionnement de la buse, vers
le tubage.
5. Appareil selon la revendication 4, caractérisé en ce que: (a) le dispositif (210) destiné à former un jet de liquide à haute pression comporte une tuyauterie souple (206) ayant une extrémité interne reliée à la source de fluide de travail à pression élevée afin qu'elle reçoive du fluide de travail à haute pression, et une extrémité externe reliée au dispositif à buse, l'appareil comprenant en outre: (b) un dispositif d'entraînement de tuyauterie souple destiné à déplacer la tuyauterie souple axialement dans le poinçon afin qu'elle provoque un déplacement du dispositif à buse vers l'extérieur au-delà du poinçon dans la formation terrestre environnante ou le retrait u2607865
du dispositif à buse vers une position se trouvant à l'inté-
rieur de la zone délimitée par le poinçon.
6. Appareil de perforation destiné à traverser
un tubage d'un puits et les couches environnantes, caracté-
risé en ce qu'il comprend: (a) un boftier de support ayant des dimensions telles qu'il peut être logé dans un tubage de puits, (b) un dispositif (260) de découpe du tubage, commandé par un moteur et monté sur le boîtier de support afin qu'il découpe une ouverture dans un tubage dans lequel est placé le bottier de support, (c) un dispositif d'entraînement d'organe de coupe, (d) une source de fluide de travail placée dans le boîtier de support, (e) un conduit mobile ( 206) monté dans le boîtier et ayant une première et une seconde extrémité, la première extrémité étant destinée à être raccordée à la source de fluide sous pression, (f) un dispositif (210) à buse de projection monté à la seconde extrémité du conduit mobile, (g) un dispositif de guidge (216) destiné à diriger le dispositif à buse de projection et une partie importante du conduit mobile vers l'extérieur par une ouverture découpée dans le tubage par le dispositif de découpe de tubage, (h) un dispositif (238, 242) d'entraînement de conduit destiné à faire avancer le conduit mobile et le dispositif à buse par l'ouverture formée dans le tubage et à les faire reculer, et (i) un dispositif de commande relié à la source
de fluide sous pression et destiné à commander le fonction-
nement et l'arrêt du fonctionnement du dispositif d'entral-
nement de l'organe de coupe, du dispositif à buse de projec-
tion et du dispositif d'entraînement de conduit successi-
vement à la suite des variations de la pression du fluide
de travail de la source de fluide de travail.
7. Appareil selon la revendication 6, caractérisé en ce que: (a) le dispositif de découpe de tubage comporte un poinçon (260), et (b) le dispositif d'entraînement d'organe de coupe comporte un vérin hydraulique de déplacement d'organe
de coupe raccordé au poinçon.
8. Appareil selon la revendication 6, caractérisé en ce que le dispositif de commande comporte un dispositif destiné à déclencher le fonctionnement du poinçon hydraulique (260) lorsque la pression du fluide de travail de la source de fluide de travail est à un premier niveau de pression, et un dispositif destiné à déclencher le fonctionnement du dispositif d'entraînement de conduit afin qu'il fasse avancer le conduit et la buse de projection par l'ouverture lorsque la pression du fluide de travail de la source de fluide de travail est à un second niveau de pression
après avoir été au premier niveau de pression.
9. Procédé de perforation d'un tubage de puits ZO et de couche terrestre environnante, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes: (a) la disposition d'un poinçon (260) à l'intérieur du tubage à une profondeur choisie, dans l'alignement de couches qui doivent être perforées, (b) le déplacement à force du poinçon (260) vers l'extérieur, à travers le tubage vers une position avancée afin qu'il forme une ouverture dans le tubage, et (c) le déplacement d'un dispositif (210) à buse de projection, vers l'extérieur, le long du dispositif de guidage formé dans le poinçon par l'ouverture formée dans le tubage avec simultanément formation de jets de liquide à haute pression transmis par le dispositif à buse afin que les couches environnantes soient découpées alors que le poinçon est simultanément maintenu en position
avancée dans laquelle il passe par l'ouverture.
10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que l'étape (c) est réalisée par déplacement d'une tuyauterie souple (206) à l'extrémité externe de laquelle est monté le dispositif à buse, vers l'extérieur, le long
d'un dispositif de guidage placé à l'intérieur du poinçon.
11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce que l'étape (b) est réalisée par transmission de fluide de travail à un premier niveau de pression à un circuit de commande hydraulique, et l'étape (c) est réalisée par transmission de fluide de travail à un second niveau
de pression au circuit de commande hydraulique.
12. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce qu'il comprend en outre l'étape suivante: (d) le recul du poinçon (160) et du dispositif à buse (210) à l'intérieur du tubage du puits à la suite de la transmission successive du fluide de travail au circuit de commande hydraulique a un troisième niveau
de pression puis à un quatrième niveau de pression.
13. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que les divers niveaux de pression sont obtenus par réglage du débit d'une pompe dont le refoulement est relié
au circuit de commande hydraulique.
14. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'ordre de grandeur des niveaux de pression, allant du plus faible au plus élevé, est le troisième niveau de pression, le quatrième niveau de pression, le premier
niveau de pression et le second niveau de pression.
FR868616945A 1985-04-09 1986-12-03 Procede et appareil de perforation de tubage pour puits de petrole Expired - Fee Related FR2607865B1 (fr)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/721,848 US4640362A (en) 1985-04-09 1985-04-09 Well penetration apparatus and method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR2607865A1 true FR2607865A1 (fr) 1988-06-10
FR2607865B1 FR2607865B1 (fr) 1991-09-06

Family

ID=24899559

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR868616945A Expired - Fee Related FR2607865B1 (fr) 1985-04-09 1986-12-03 Procede et appareil de perforation de tubage pour puits de petrole

Country Status (4)

Country Link
US (1) US4640362A (fr)
DE (1) DE3641521A1 (fr)
FR (1) FR2607865B1 (fr)
GB (1) GB2197895B (fr)

Families Citing this family (59)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4928757A (en) * 1987-04-24 1990-05-29 Penetrators, Inc. Hydraulic well penetration apparatus
US4790384A (en) * 1987-04-24 1988-12-13 Penetrators, Inc. Hydraulic well penetration apparatus and method
US5148877A (en) * 1990-05-09 1992-09-22 Macgregor Donald C Apparatus for lateral drain hole drilling in oil and gas wells
US5107943A (en) * 1990-10-15 1992-04-28 Penetrators, Inc. Method and apparatus for gravel packing of wells
US5197783A (en) * 1991-04-29 1993-03-30 Esso Resources Canada Ltd. Extendable/erectable arm assembly and method of borehole mining
US5183111A (en) * 1991-08-20 1993-02-02 Schellstede Herman J Extended reach penetrating tool and method of forming a radial hole in a well casing
US5327970A (en) * 1993-02-19 1994-07-12 Penetrator's, Inc. Method for gravel packing of wells
US5853056A (en) * 1993-10-01 1998-12-29 Landers; Carl W. Method of and apparatus for horizontal well drilling
US5413184A (en) * 1993-10-01 1995-05-09 Landers; Carl Method of and apparatus for horizontal well drilling
US5445220A (en) * 1994-02-01 1995-08-29 Allied Oil & Tool Co., Inc. Apparatus for increasing productivity by cutting openings through casing, cement and the formation rock
US5524708A (en) * 1994-02-28 1996-06-11 Isaacs; Jonathan W. Non-metallic oil well tubing system
US5392858A (en) * 1994-04-15 1995-02-28 Penetrators, Inc. Milling apparatus and method for well casing
US5765756A (en) * 1994-09-30 1998-06-16 Tiw Corporation Abrasive slurry jetting tool and method
DE19533746C1 (de) * 1995-09-12 1997-02-06 Gerd Prof Grotewold Verfahren und Vorrichtung zur Stimulation von Erdöl-, Gas- und Einpreßbohrungen
AUPN703195A0 (en) 1995-12-08 1996-01-04 Bhp Australia Coal Pty Ltd Fluid drilling system
AU2496297A (en) * 1996-07-15 1998-01-22 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same
WO1998016716A1 (fr) 1996-10-15 1998-04-23 Maris Internatinal Limited Procede de forage a circulation continue
US6688394B1 (en) 1996-10-15 2004-02-10 Coupler Developments Limited Drilling methods and apparatus
US6170577B1 (en) * 1997-02-07 2001-01-09 Advanced Coiled Tubing, Inc. Conduit cleaning system and method
US20020043404A1 (en) * 1997-06-06 2002-04-18 Robert Trueman Erectable arm assembly for use in boreholes
AUPO726497A0 (en) * 1997-06-06 1997-07-03 Bhp Coal Pty. Ltd. An erectable arm assembly for use in boreholes
US6167968B1 (en) * 1998-05-05 2001-01-02 Penetrators Canada, Inc. Method and apparatus for radially drilling through well casing and formation
US6092594A (en) * 1998-06-02 2000-07-25 Idropalm S.A.S. Di Gattuso C. & Co. Device for making or regenerating a water well
EP0962624A1 (fr) * 1998-06-04 1999-12-08 Idropalm s.a.s. di Gattuso C. & Co. Dispositif pour fabrication et régénération des puits d'eau
US6155150A (en) * 1998-07-29 2000-12-05 Baker Hughes Incorporated Hydraulic tubing punch and method of use
CA2246040A1 (fr) 1998-08-28 2000-02-28 Roderick D. Mcleod Systeme de forage a injection lateral
CA2346212A1 (fr) * 1998-10-05 2000-04-13 Techmo Entwicklungs- Und Vertriebs Gmbh Gaine tubulaire pour dispositif de forage et d'ancrage
US6591916B1 (en) * 1998-10-14 2003-07-15 Coupler Developments Limited Drilling method
US6276453B1 (en) 1999-01-12 2001-08-21 Lesley O. Bond Method and apparatus for forcing an object through the sidewall of a borehole
US6263984B1 (en) 1999-02-18 2001-07-24 William G. Buckman, Sr. Method and apparatus for jet drilling drainholes from wells
US6257353B1 (en) 1999-02-23 2001-07-10 Lti Joint Venture Horizontal drilling method and apparatus
US6283230B1 (en) 1999-03-01 2001-09-04 Jasper N. Peters Method and apparatus for lateral well drilling utilizing a rotating nozzle
WO2000058599A1 (fr) 1999-03-31 2000-10-05 Landers Carl W Procede et appareil permettant de forer un puits horizontal
US6260623B1 (en) 1999-07-30 2001-07-17 Kmk Trust Apparatus and method for utilizing flexible tubing with lateral bore holes
CA2400093C (fr) 2000-02-16 2012-03-13 Performance Research & Drilling, Llc Forage de direction horizontale dans des puits de forage
US6530439B2 (en) * 2000-04-06 2003-03-11 Henry B. Mazorow Flexible hose with thrusters for horizontal well drilling
US6412578B1 (en) * 2000-08-21 2002-07-02 Dhdt, Inc. Boring apparatus
US6378629B1 (en) 2000-08-21 2002-04-30 Saturn Machine & Welding Co., Inc. Boring apparatus
US6938690B2 (en) * 2001-09-28 2005-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation
GB2412683B (en) * 2001-10-22 2006-02-15 Varco Int Multi-shot tubing perforator
AUPR886401A0 (en) * 2001-11-14 2001-12-06 Cmte Development Limited Fluid drilling head
AU2002952176A0 (en) 2002-10-18 2002-10-31 Cmte Development Limited Drill head steering
US20060278393A1 (en) * 2004-05-06 2006-12-14 Horizontal Expansion Tech, Llc Method and apparatus for completing lateral channels from an existing oil or gas well
US7357182B2 (en) * 2004-05-06 2008-04-15 Horizontal Expansion Tech, Llc Method and apparatus for completing lateral channels from an existing oil or gas well
EP2065553B1 (fr) * 2007-11-30 2013-12-25 Services Pétroliers Schlumberger Système et procédé pour forer des trous de forage latéraux
EP2065554B1 (fr) * 2007-11-30 2014-04-02 Services Pétroliers Schlumberger Système et procédé pour forer et achever des trous de forage latéraux
CA2673197C (fr) * 2008-04-14 2014-08-05 Latjet Systems Llc Methode et appareillage de forage lateral de puits avec capacite amelioree pour degagement des deblais et autres sortes de particules
US8770316B2 (en) * 2008-05-20 2014-07-08 Radial Drilling Services, Inc. Method and apparatus for high pressure radial pulsed jetting of lateral passages from vertical to horizontal wellbores
US8186459B1 (en) 2008-06-23 2012-05-29 Horizontal Expansion Tech, Llc Flexible hose with thrusters and shut-off valve for horizontal well drilling
RU2449113C2 (ru) * 2010-04-05 2012-04-27 Открытое акционерное общество "Омское специальное конструкторское бюро приборов" Способ вскрытия продуктивных пластов из скважин и устройство для его осуществления
US9022695B2 (en) 2012-10-18 2015-05-05 P3 Infrastructure Consulting Inc. Apparatus and system for securing a hollow pile in the ground
EP3371415A4 (fr) * 2015-11-06 2019-06-26 Tyrfing Innovation AS Appareil et procédé d'installation
US11840909B2 (en) 2016-09-12 2023-12-12 Schlumberger Technology Corporation Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield
CA3049377A1 (fr) 2017-01-04 2018-07-12 Schlumberger Canada Limited Activation de reservoir comportant une fracturation hydraulique realisee a l'aide de tunnels etendus
WO2019014160A1 (fr) 2017-07-10 2019-01-17 Schlumberger Technology Corporation Transmission de liaison de forage radial et couvercle de protection d'arbre flexible
US11486214B2 (en) * 2017-07-10 2022-11-01 Schlumberger Technology Corporation Controlled release of hose
US11193332B2 (en) 2018-09-13 2021-12-07 Schlumberger Technology Corporation Slider compensated flexible shaft drilling system
WO2020229440A1 (fr) * 2019-05-15 2020-11-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Poinçon et outil d'injection pour tubage de fond de trou et procédé d'utilisation correspondant
RU210260U1 (ru) * 2021-07-21 2022-04-04 Сергей Викторович Голов Устройство для перфорации скважин, обработки призабойной зоны и закачки химических составов

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2539047A (en) * 1946-06-17 1951-01-23 Arutunoff Armais Side drill
US3221824A (en) * 1961-12-19 1965-12-07 Alpha Trace Inc Tool for laying a pipeline laterally of a well bore
US3301337A (en) * 1964-05-05 1967-01-31 Alpha Trace Inc Apparatus for completing a well
US3720262A (en) * 1971-01-21 1973-03-13 D Grable Method and apparatus for sub-surface deformation of well pipe
FR2347524A1 (fr) * 1976-04-08 1977-11-04 Sev Kavkazsky I Prirod Dispositif pour le traitement des roches entourant un forage

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2457277A (en) * 1941-08-01 1948-12-28 Schlumberger Marcel Well conditioning apparatus
US2426106A (en) * 1942-07-31 1947-08-19 Myron M Kinley Means for explosively inserting orifices in pipe in wells
US3400980A (en) * 1966-03-11 1968-09-10 Kalium Chemicals Ltd Apparatus for inserting down hole mechanism through bore holes
US3402965A (en) * 1966-03-11 1968-09-24 Ppg Industries Inc Method of increasing injection and withdrawal point in a solution mining cavity
US4022279A (en) * 1974-07-09 1977-05-10 Driver W B Formation conditioning process and system
SU720141A1 (ru) * 1976-04-12 1980-03-05 Всесоюзный Нефтегазовый Научно- Исследовательский Институт Внии Скважинный перфоратор

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2539047A (en) * 1946-06-17 1951-01-23 Arutunoff Armais Side drill
US3221824A (en) * 1961-12-19 1965-12-07 Alpha Trace Inc Tool for laying a pipeline laterally of a well bore
US3301337A (en) * 1964-05-05 1967-01-31 Alpha Trace Inc Apparatus for completing a well
US3720262A (en) * 1971-01-21 1973-03-13 D Grable Method and apparatus for sub-surface deformation of well pipe
FR2347524A1 (fr) * 1976-04-08 1977-11-04 Sev Kavkazsky I Prirod Dispositif pour le traitement des roches entourant un forage

Also Published As

Publication number Publication date
GB2197895B (en) 1990-06-06
GB2197895A (en) 1988-06-02
FR2607865B1 (fr) 1991-09-06
DE3641521A1 (de) 1988-06-16
US4640362A (en) 1987-02-03
GB8627980D0 (en) 1986-12-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
FR2607865A1 (fr) Procede et appareil de perforation de tubage pour puits de petrole
EP0265344B1 (fr) Procédé pour la réalisation d'un pieu dans le sol, machine de forage et dispositif pour la mise en oeuvre de ce procédé
CA2287843C (fr) Methode et appareil pour le forage lateral de puits au moyen d'un ajutage orientable
FR2619154A1 (fr) Methode et dispositif hydrauliques ameliores de penetration de puits
FR2507242A1 (fr) Dispositif de fermeture temporaire pour formateurs de canal d'equipement de completion de puits
EP1525371A1 (fr) Conduite de guidage telescopique de forage en mer
FR2900682A1 (fr) Methode et outil pour debloquer une ligne de commande
FR2544762A1 (fr) Procede pour injecter un agent de solidification dans un pol et appareil pour la mise en oeuvre de ce procede
US20110198124A1 (en) Substantially simultaneous core containment, core retrieval and borehole abatement
CA1140456A (fr) Procede et dispositif pour la mise en oeuvre d'un agent liquide de traitement d'une formation geologique au voisinage d'un puits traversant cette formation
EP2156907A1 (fr) Equipement de traitement de polluants dans le sol
FR2680380A1 (fr) Procede pour realiser un corps de fondation universel et dispositif pour mettre en óoeuvre ce procede.
EP1259792B1 (fr) Procede et dispositif pour faire penetrer dans le sous-sol marin, en particulier a des profondeurs importantes, un outil tubulaire de prelevements d'echantillons du sol ou de mesure des caracteristiques de ce sol
FR2543213A1 (fr) Train de forage
FR2547350A1 (fr) Procede et appareil pour introduire du ciment dans un trou de forage de maniere a realiser le boulonnage de la roche, moyennant l'utilisation de ciment
CA2641395C (fr) Systeme de forage autonome d'un trou de drainage
FR2575793A1 (fr) Dispositif d'actionnement a distance d'un equipement associe a un conduit dans lequel circule un fluide incompressible
FR2459356A1 (fr) Dispositif de forage pour un forage etage
US5377761A (en) Ground fracturing probe
EP0181326A1 (fr) Perfectionnement aux marteaux-fond de trou pour forage des sols
EP0596792B1 (fr) Dispositif perfectionné pour le traitement des sols par jet(s) rotatif(s)
EP0287548A1 (fr) Dispositif pour obturer un carottier monté dans un équipement de sondage
FR2832454A1 (fr) Equipement de forage de puits verticaux
FR2496160A1 (fr) Raccord etanche pour l'utilisation des outils conventionnels de forage en circulation inverse
FR2526851A1 (fr) Appareil de forage rotatif notamment de puits producteurs d'eau et de puits de drainage

Legal Events

Date Code Title Description
ST Notification of lapse