FR2714108A1 - Control of direction of drilling of borehole - Google Patents
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Abstract
Description
PROCEDÉ ET APPAREILLAGE DE FORAGE DIRECTIONNELDIRECTIONAL DRILLING METHOD AND APPARATUS
La présente invention concerne un procédé et un appareillage pour contrôler la direction d'avancement lorsque l'on effectue un forage d'un puits foré, comme par exemple un puits de pétrole ou à gaz. Lorsque l'on fore un puits pour un puits à gaz ou un puits de pétrole, il est souhaitable d'être capable de contrôler la direction d'avancement des trous forés durant le forage, car il est souvent impossible ou non souhaitable de forer verticalement à partir de la surface dans le but d'atteindre la formation visée. Par15 exemple, lorsque l'on effectue un forage en mer (" offshore ") il est de pratique courante de forer plusieurs puits à partir d'une location unique, lesdits puits étant disposés de manière à rayonner dans différentes directions; la raison en est qu'il est non souhaitable, d'un point de vue économique, d'être obligé de déplacer la structure de forage (plate- forme de The present invention relates to a method and an apparatus for controlling the direction of advancement when drilling a drilled well, such as an oil or gas well. When drilling a well for a gas or oil well, it is desirable to be able to control the direction of advancement of the holes drilled during drilling, since it is often impossible or undesirable to drill vertically from the surface in order to reach the target formation. For example, when drilling at sea ("offshore") it is common practice to drill several wells from a single location, said wells being arranged so as to radiate in different directions; the reason is that it is economically undesirable to be forced to move the drilling structure (drilling platform
forage, plate-forme élévatrice ou " jack-up ", ou plate- drilling, lifting platform or "jack-up", or platform
forme semi-submersible) pour forer plusieurs puits qui sont relativement proches les uns des autres. Egalement, lorsque les formations productrices s'étendent horizontalement mais sont relativement minces en épaisseur, il est souhaitable que le puits foré puisse rester dans la formation productrice sur une distance aussi longue que possible, plutôt que de passer au travers de cette formation selon une direction perpendiculaire, et ce afin d'optimiser la production semi-submersible form) to drill several wells that are relatively close to each other. Also, when the producing formations extend horizontally but are relatively thin in thickness, it is desirable that the drilled well can remain in the producing formation for as long a distance as possible, rather than passing through this formation in a direction. perpendicular, in order to optimize production
obtenue à partir de la formation.obtained from training.
A ce jour, les procédés utilisés le plus couramment pour contrôler la direction de forage consistent à utiliser un moteur de fonds de puits et un raccord coudé To date, the most commonly used methods for controlling the direction of drilling consist of using a downhole motor and an elbow fitting.
ou d'orientation (" bent sub ") au voisinage du trépan. or orientation ("bent sub") near the drill bit.
Dans un tel cas, la partie initiale, verticale, du puits est forée en utilisant une technique de forage rotatif selon laquelle on met en rotation depuis la surface la5 totalité du train de tiges, portant le trépan à son extrémité. Lorsqu'il devient souhaitable de dévier le forage par rapport à la verticale, on retire le train de forage et on utilise une unité de forage directionnel en fonds de puits (" directional drilling bottom hole10 assembly (BHA) ") (la BHA comprend un raccord d'orientation, présentant de manière classique une courbure de 1/2-3 , et un moteur de fonds de puits qui est alimenté par l'écoulement de la boue de forage au travers dudit moteur, et qui sert à mettre le trépan en rotation sans qu'il soit nécessaire de mettre le train de tiges en rotation). Le train de tiges est alors à nouveau descendu, puis on le fait pivoter jusqu'à ce que le raccord coudé d'orientation dirige le trépan dans la direction souhaitée, et on recommence alors le forage20 par mise en rotation du trépan en utilisant le moteur de fonds de puits. Une fois que la déviation requise a été obtenue, on peut recommencer le forage rotatif, afin de maintenir, augmenter ou réduire la déviation (" hold, build or drop ") à partir de la nouvelle direction, en In such a case, the initial vertical part of the well is drilled using a rotary drilling technique according to which the entire drill string, bearing the drill bit at its end, is rotated from the surface. When it becomes desirable to deviate the drill from the vertical, the drill string is removed and a directional drilling bottom hole10 assembly (BHA) unit is used (the BHA includes a orientation fitting, conventionally having a curvature of 1 / 2-3, and a downhole motor which is fed by the flow of drilling mud through said motor, and which serves to set the drill bit rotation without the need to rotate the drill string). The drill string is then lowered again, then it is rotated until the angled orientation fitting directs the drill bit in the desired direction, and drilling is then started again 20 by rotating the drill bit using the motor of well bottoms. Once the required deviation has been obtained, the rotary drilling can be started again, in order to maintain, increase or reduce the deviation ("hold, build or drop") from the new direction,
utilisant une BHA droite ou directe. using straight or direct BHA.
Cette approche s'accompagne de certains problèmes. There are problems with this approach.
La vitesse de pénétration lorsque l'on effectue le forage avec le moteur de fonds de puits est inférieure à celle que l'on obtient avec le forage rotatif, il existe de plus une probabilité supérieure que le train de tiges soit affecté par un frottement ou coincement différentiel, et également le temps nécessaire pour changer la BHA réduit encore la vitesse de pénétration et d'avancement. En conséquence, il est souhaitable d'opérer un contrôle directionnel durant un forage rotatif. Il a été proposé dans le brevet des Etats Unis d'Amérique US 4, 637,479, dont le contenu est incorporé ici par référence, d'obtenir un contrôle directionnel en contrôlant l'écoulement du fluide de forage au travers de jets ou orifices ménagés dans le trépan, la force additionnelle provoquée par la poussée du jet rendant le trépan plus efficace dans une section du trou que dansno le reste du trou. Cette différenciation par sections ou secteurs est réalisée par l'ouverture et la fermeture en séquence des jets ou orifices ménagés dans le trépan au fur et à mesure que le trépan tourne, de telle façon que les jets opèrent seulement dans une section sélectionnée15 du trou foré et provoquent ainsi une coupe améliorée par le trépan dans ladite section ou ledit secteur; de cette façon, la trajectoire du trépan est déviée. Cependant, ce besoin pour des opérations séquentielles d'ouverture et de fermeture des jets du trépan nécessite20 un ensemble associé de vannes et d'alimentations en fluide, avec le coût supplémentaire qu'une telle complication entraîne; la présente invention cherche à proposer un système pour un contrôle directionnel pendant l'opération de forage rotatif, et qui utilise l'effet de l'écoulement de fluide de forage au travers du trépan, mais qui cependant ne nécessite pas les opérations séquentielles d'ouverture et de fermeture des jets ménagés dans le trépan (et ainsi ne nécessite pas les systèmes associés de vannes ou valves et d'alimentations en fluide des jets), et il est suggéré selon l'invention que l'écoulement de fluide peut très simplement être modulé plutôt qu'être dirigé différemment. Selon un premier aspect de l'invention, il est donc proposé un procédé pour provoquer la déviation d'un puits de forage qui est foré au moyen d'une technique de forage rotatif, utilisant un trépan présentant au moins une tuyère au travers de laquelle on fait passer un fluide de forage, de telle façon que, en opération,5 l'écoulement du fluide de forage au travers de cette tuyère permet un secteur du trépan de couper ou d'attaquer plus efficacement la formation que le reste du trépan, le procédé selon l'invention comprenant la modulation de l'écoulement du fluide de forage auo10 travers de cette tuyère lorsque le trépan est en rotation, de telle sorte que l'action de coupe du secteur choisi est optimisée lorsque l'on se trouve dans la direction souhaitée de déviation, et est réduite dans les autres orientations dans le puits foré.15 La présente invention présente l'avantage, par rapport à l'art antérieur, de ne pas nécessiter que chaque tuyère du trépan soit indépendamment contrôlable lorsque l'on utilise plus que un jet; selon l'invention, c'est l'intégralité de l'écoulement au travers du trépan qui est modulée et grâce à cette modulation l'écoulement au travers des tuyères crée une asymétrie dans l'action de coupe ou d'attaque que l'on The penetration speed when drilling with the downhole motor is lower than that obtained with rotary drilling, there is also a greater probability that the drill string will be affected by friction or differential jamming, and also the time required to change the BHA further reduces the speed of penetration and advancement. Therefore, it is desirable to operate directional control during rotary drilling. It has been proposed in United States patent US 4,637,479, the content of which is incorporated herein by reference, to obtain directional control by controlling the flow of drilling fluid through jets or orifices provided in the drill bit, the additional force caused by the thrust of the jet making the drill bit more effective in one section of the hole than in the rest of the hole. This differentiation by sections or sectors is achieved by opening and closing in sequence the jets or orifices provided in the drill bit as the drill bit rotates, so that the jets operate only in a selected section of the drilled hole. and thereby cause an improved cut by the drill bit in said section or said sector; in this way, the trajectory of the drill bit is deflected. However, this need for sequential opening and closing operations of the drill bit jets requires an associated set of valves and fluid supplies, with the additional cost that such a complication entails; the present invention seeks to provide a system for directional control during the rotary drilling operation, and which uses the effect of the flow of drilling fluid through the drill bit, but which however does not require the sequential operations of opening and closing of the jets formed in the drill bit (and thus does not require the associated systems of valves or valves and of fluid supplies for the jets), and it is suggested according to the invention that the flow of fluid can very simply be modulated rather than be led differently. According to a first aspect of the invention, a method is therefore proposed for causing the deflection of a wellbore which is drilled by means of a rotary drilling technique, using a drill bit having at least one nozzle through which a drilling fluid is passed in such a way that, in operation, the flow of the drilling fluid through this nozzle allows a sector of the drill bit to cut or attack the formation more effectively than the rest of the drill bit, the method according to the invention comprising the modulation of the flow of the drilling fluid auo10 through this nozzle when the drill bit is in rotation, so that the cutting action of the chosen sector is optimized when one is in the desired direction of deflection, and is reduced in the other orientations in the drilled well. The present invention has the advantage, compared to the prior art, of not requiring that each nozzle of the drill bit be it independently controllable when using more than one spray; according to the invention, it is the entire flow through the drill bit which is modulated and thanks to this modulation the flow through the nozzles creates an asymmetry in the cutting or attack action that the we
peut utiliser pour contrôler la déviation. can use to control the deviation.
Un second aspect de l'invention propose un appareillage pour contrôler la direction de forage dans un puits foré, cet appareillage ou outil comprenant: un trépan de forage rotatif comportant au moins une tuyère pour l'écoulement d'un fluide de forage au travers de cette tuyère, de telle sorte que l'écoulement du fluide de forage au travers de cette tuyère, dirigé sur les structures de coupe portées par le trépan fait que l'une des sections (ou l'un des secteurs) du trépan présente une action de coupe comparativement améliorée par rapport au reste du trépan; et des moyens de modulation permettant de moduler l'écoulement du fluide de forage au travers de cette tuyère de façon à moduler l'action A second aspect of the invention provides an apparatus for controlling the direction of drilling in a drilled well, this apparatus or tool comprising: a rotary drill bit comprising at least one nozzle for the flow of a drilling fluid through this nozzle, so that the flow of drilling fluid through this nozzle, directed on the cutting structures carried by the drill bit makes that one of the sections (or one of the sectors) of the drill bit has an action comparatively improved cut compared to the rest of the drill bit; and modulation means making it possible to modulate the flow of the drilling fluid through this nozzle so as to modulate the action
de coupe de la section ou du secteur considéré de telle sorte que l'action de coupe comparativement améliorée se produise dans une direction souhaitée de déviation du5 forage. cutting the section or area under consideration so that the comparatively improved cutting action occurs in a desired direction of deflection of the borehole.
Les moyens de modulation permettant de moduler l'écoulement forment de préférence une partie intégrante de la BHA, et peuvent incorporer d'autres moyens permettant de synchroniser la modulation avec la rotation du train de tiges. Lorsque plus d'une tuyère sont présentes, l'écoulement du fluide de forage est The modulation means making it possible to modulate the flow preferably form an integral part of the BHA, and can incorporate other means making it possible to synchronize the modulation with the rotation of the drill string. When more than one nozzle is present, the flow of drilling fluid is
modulé au travers de toutes les tuyères au même moment. Les moyens pour moduler l'écoulement consistent de manière appropriée en dispositifs d'interruption de15 l'écoulement (" flow interrupter "). modulated through all the nozzles at the same time. The means for modulating the flow suitably consist of flow interrupters.
Les moyens supplémentaires permettant de synchroniser la modulation des fluides de forage peuvent comprendre des accéléromètres et/ou des magnétomètres permettant de détecter la position de rotation du train de tiges. Lesdits moyens supplémentaires peuvent également comprendre des moyens pour détecter des signaux en provenance de la surface, comme par exemple des pulsations de pression dans l'alimentation du fluide de forage, pour contrôler la modulation et par conséquent la direction de forage. Egalement, on peut incorporer des moyens permettant de communiquer la position du trépan vers la surface, et ce de nouveau comme par exemple par télémétrie appliquée pour The additional means making it possible to synchronize the modulation of the drilling fluids may include accelerometers and / or magnetometers making it possible to detect the position of rotation of the drill string. Said additional means may also include means for detecting signals from the surface, such as for example pressure pulses in the supply of the drilling fluid, to control the modulation and therefore the direction of drilling. Also, it is possible to incorporate means making it possible to communicate the position of the drill bit towards the surface, and this again as for example by telemetry applied for
pulsations de pression.pressure pulsations.
La disposition des tuyères dans le trépan peut comprendre une tuyère unique qui dirige un écoulement vers une partie du trépan. Une option est cependant d'utiliser un certain nombre de tuyères disposées de telle sorte que l'écoulement en provenance des tuyères est dirigé de manière à produire l'effet souhaité en ce qui concerne l'action de coupe du trépan par exemple, le fait de diriger l'écoulement de l'une des tuyères vers la surface de travail ou d'attaque, et l'écoulement de toutes les autres tuyères vers les structures de5 coupe et le trépan pour y agir comme moyens d'enlèvement de la boue ou " chasse-boue " (" mud picks "). De plus, The arrangement of the nozzles in the drill bit may include a single nozzle which directs flow to a portion of the drill bit. One option, however, is to use a number of nozzles arranged in such a way that the flow from the nozzles is directed so as to produce the desired effect with regard to the cutting action of the drill bit for example, the fact to direct the flow of one of the nozzles towards the working or attack surface, and the flow of all the other nozzles towards the cutting structures and the drill bit to act there as means of removing the mud or "mud picks". Furthermore,
ou bien alternativement, la géométrie interne des tuyères peut être choisie de telle sorte que l'écoulement est plus important dans la section 10 appropriée du trépan par rapport au reste du trépan. or alternatively, the internal geometry of the nozzles can be chosen so that the flow is greater in the appropriate section of the drill bit relative to the rest of the drill bit.
La présente invention sera maintenant décrite, par des exemples non limitatifs, et en se référant aux dessins annexés, sur lesquels: - la Figure 1 représente une plate-forme de forage d'essai permettant de démontrer la présente invention; - la Figure 2 représente le tracé des résultats d'un essai de forage avec une déviation selon une direction; la Figure 3 représente un tracé correspondant à la Figure 2, o on a modifié durant l'essai la direction de déviation; - la Figure 4 représente un trépan permettant d'être utilisé dans un procédé et dans un appareillage selon la présente invention; et - la Figure 5 représente une vue schématique d'un The present invention will now be described, by way of nonlimiting examples, and with reference to the accompanying drawings, in which: - Figure 1 shows a test drilling platform for demonstrating the present invention; - Figure 2 shows the plot of the results of a drill test with a deviation in one direction; Figure 3 shows a plot corresponding to Figure 2, where the direction of deflection was changed during the test; - Figure 4 shows a drill bit for use in a process and in an apparatus according to the present invention; and - Figure 5 shows a schematic view of a
appareillage ou outil selon la présente invention. apparatus or tool according to the present invention.
Si l'on se réfère maintenant à la Figure 1, la plate-forme de forage d'essai comprend une chambre 10 dans laquelle pénètre un arbre de trépan 12. L'arbre de trépan 12 est relié à un moteur 14 et à une ligne d'alimentation 16 en fluide de forage. A l'intérieur de la chambre, on place un échantillon de roche 18 sous l'arbre de trépan 12. Un mécanisme 20 est prévu pour appliquer une contrainte de surcharge à l'arbre de forage/échantillon, et on prévoit également un système 22 de confinement de manière à contrôler la pression de pore des fluides dans l'échantillon. En fonctionnement, un trépan 24 est monté sur l'arbre de forage 12 et on lui fait forer l'échantillon sous l'influence du moteur 14. Le fluide de forage est mis en circulation autour de s l'arbre de forage 12 et du trépan 24 au moyen d'une pompe 26. Le fluide de forage sort du trépan et du trou foré dans l'échantillon, et on contrôle la pression effective dans le trou foré au niveau du trépan (pression de fonds de puits) au moyen d'un dispositif l0 d'intensification, lorsque le fluide de forage quitte la chambre. On détecte toute tendance du trépan à dévier du Referring now to Figure 1, the test drilling rig includes a chamber 10 into which a drill bit shaft 12 penetrates. The drill bit shaft 12 is connected to a motor 14 and to a line supply 16 with drilling fluid. Inside the chamber, a rock sample 18 is placed under the drill bit shaft 12. A mechanism 20 is provided for applying an overload stress to the drilling / sample shaft, and a system 22 is also provided. containment so as to control the pore pressure of the fluids in the sample. In operation, a drill bit 24 is mounted on the drilling shaft 12 and the sample is made to drill it under the influence of the motor 14. The drilling fluid is circulated around the drilling shaft 12 and the drill bit 24 by means of a pump 26. The drilling fluid leaves the drill bit and the hole drilled in the sample, and the effective pressure in the drilled hole is checked at the drill bit level (downhole pressure) by means of an intensifying device 10 when the drilling fluid leaves the chamber. We detect any tendency of the drill bit to deviate from the
chemin rectiligne durant le forage grâce à des capteurs 28 de cisaillement monté sur l'arbre de forage au-dessus du trépan. straight path during drilling by means of shear sensors 28 mounted on the drill shaft above the drill bit.
Le débit à la sortie de la pompe est d'environ 1/min. Le débit au trépan est contrôlé par un clapet ou vanne de contrôle (non représenté). Ceci permet de faire passer la totalité de l'écoulement au travers du trépan ou de dévier une partie de l'écoulement vers l'annulaire du puits de forage par les tuyères (voir Figure 4). Les opérations d'ouverture et de fermeture de la vanne ou du clapet sont synchronisées avec la rotation du trépan; ainsi, l'écoulement dans le trépan est élevé ou plus fort (environ 90 % du débit) pour la position 120 degrés de la rotation du trépan et ensuite réduit ou faible (à environ 10 %) pour la position 240 degrés de rotation. Durant la période d'écoulement faible au trépan, le débit est dévié vers le puits au travers des tuyères, ce qui maintient une perte de charge constante entre la sortie de la pompe et le fonds The flow rate at the pump outlet is approximately 1 / min. The bit rate is controlled by a check valve (not shown). This allows the entire flow to pass through the drill bit or to divert part of the flow to the annular of the wellbore through the nozzles (see Figure 4). The opening and closing operations of the valve or flap are synchronized with the rotation of the drill bit; thus, the flow in the drill bit is high or stronger (about 90% of the flow) for the position 120 degrees of rotation of the drill bit and then reduced or weak (at about 10%) for the position 240 degrees of rotation. During the low bit flow period, the flow is diverted to the well through the nozzles, which maintains a constant pressure drop between the pump outlet and the bottom
de puits.well.
La vanne s'ouvre et se ferme à chaque rotation du The valve opens and closes with each rotation of the
trépan. La vitesse de rotation est de 30 tr/min (RPM). trepan. The rotation speed is 30 rpm (RPM).
La période séparant l'écoulement fort de l'écoulement faible dépend de la conception de l'élément de changement de position de la vanne ou du clapet. Pour les essais considérés, l'élément formant vanne ou clapet a été conçu pour un écoulement fort à 120 et un écoulement faible à 240 , cependant il existe un certain recouvrement entre les périodes correspondant à un écoulement fort ou à un écoulement faible, ce qui fait que la période réelle correspondant à l'écoulement fort The period between the strong flow and the weak flow depends on the design of the valve or valve change position member. For the tests considered, the valve element was designed for a strong flow at 120 and a weak flow at 240, however there is a certain overlap between the periods corresponding to a strong flow or a weak flow, which fact that the real period corresponding to the strong flow
est quelque peu supérieure à 120 . is somewhat greater than 120.
Détails de l'essai Echantillons: Calcaire de Richemont (limestone) Trépan: Trépan à 3 cônes de 0,42 cm (3/18"), modifié par 2 tuyères du type " chasse-boue " et une tuyère pour jet, projetant un jet dans le coin Details of the test Samples: Richemont limestone (limestone) Trephine: Trephine with 3 cones of 0.42 cm (3/18 "), modified by 2 nozzles of the" mudplow "type and a jet nozzle, projecting a jet in the corner
du trou foré.of the drilled hole.
Boue: Polymère de carboxyméthylcellulose (CMC) à base d'eau avec une viscosité plastique PV de 12,5 et un Sludge: Water-based carboxymethylcellulose (CMC) polymer with a PV plastic viscosity of 12.5 and a
seuil de cisaillement (YP) de 2,5.shear threshold (YP) of 2.5.
Poids sur le trépan (WOB): environ 4,5 kN. Weight on the drill bit (WOB): about 4.5 kN.
(weight on bit)(weight on bit)
SDPP: 7,6 MPa.SDPP: 7.6 MPa.
(surface drill pipe pressure = pump discharge pressure; la pression du pipe de forage de surface = la pression (surface drill pipe pressure = pump discharge pressure; surface drill pipe pressure = pressure
de sortie ou de décharge de la pompe). pump outlet or discharge).
SBHP: 3,0 MPa.SBHP: 3.0 MPa.
(surface bottom hole pressure = annulus pressure; pression de fonds de puits à la surface = pression de (surface bottom hole pressure = annulus pressure; bottom of surface pressure = surface pressure
l'annulaire).ring finger).
Pression de confinement des roches: 4 MPa. Confinement pressure of the rocks: 4 MPa.
Pression de surcharge des roches: 1,5 MPa. Rock overload pressure: 1.5 MPa.
Température de la boue: 18 à 24 C. Mud temperature: 18 to 24 C.
L'installation d'essai a été utilisée pour fournir les résultats qui sont représentés sous forme de courbes sur les Figures 2 et 3. La Figure 2 représente un tracé du moment de s déviation comparé à la position en rotation du trépan de forage. Dans ce cas, la période d'écoulement fort a lieu lorsque la tuyère pour jet se trouve dans le segment 120 centré sur 0 (direction Est). Le moment de déviation est représenté par les points " + " sur la courbe, et coïncide avec les jets de boue en position préférée, l'action de coupe étant alors due à la pulsation de l'écoulement. L'essai représenté sur la Figure 3 comprend initialement une répétition de l'essai représenté sur la Figure 2 (et représenté par les points " o " sur la courbe), mais à mi- parcours de l'essai, on déplace la pulsation de l'écoulement de 180 de telle façon que l'écoulement fort se produit lorsque la tuyère pour jet se trouve dans le segment centré sur 180 (direction Ouest) ceci étant représenté par les points " + " sur la courbe. Le trépan utilisé dans ces essais est représenté sur la Figure 4 (vue de dessous), et comprend un trépan à cônes de coupe (" rollercone bit ") présentant trois cônes 30, 32, 34 montés sur un corps de trépan 36. Les tuyères pour fluide de forage 38, 40, 42 sont situées dans le corps de trépan 36 entre les cônes 30, 32, 34, et sont disposées de telle façon que deux des tuyères (38, 40) dirigent l'écoulement F, F' du fluide de forage directement sur les cônes adjacents 30, 32 pour y agir comme " chasse-boue " (" mud picks "), et ne dirigent aucun écoulement vers la surface de travail. La tuyère restante (42) dirige l'écoulement F" vers le coin de la surface de travail. Ainsi, l'écoulement du fluide de forage est asymétrique par rapport au trépan, et, en raison de la direction d'écoulement à partir des tuyères, la partie du trépan proche de la tuyère 42 va présenter une action de coupe relativement améliorée par rapport au reste du trépan lorsque l'on fait circuler le5 fluide de forage au travers des tuyères. Cette différence devient de plus en plus grande lorsque l'on augmente l'écoulement du fluide de forage au travers du trépan. Ainsi, si l'écoulement ou le débit du fluide de forage est pulsé de telle façon que l'écoulement estlo fort à chaque fois que la tuyère 42 passe devant le point A de la surface de travail, et est faible pour le reste de la période de rotation, le trépan va forer de préférence dans la direction du point A. Bien que le trépan exerce une action de coupe encore meilleure aui5 voisinage de la tuyère 42 lorsque l'écoulement est faible, la différence comparée au reste du trépan est faible, et est significativement inférieure à l'effet de coupe lorsque l'écoulement est fort. Il est clair que l'écoulement du fluide de forage doit être modulé en fonction de la position du trépan (tuyères) en relation avec la surface de travail, et ceci est réalisé au mieux une fois par révolution (bien que l'on puisse cependant The test facility was used to provide the results which are plotted in Figures 2 and 3. Figure 2 shows a plot of the deflection moment compared to the rotational position of the drill bit. In this case, the strong flow period takes place when the jet nozzle is in segment 120 centered on 0 (East direction). The deflection moment is represented by the points "+" on the curve, and coincides with the mud jets in the preferred position, the cutting action then being due to the pulsation of the flow. The test shown in Figure 3 initially includes a repetition of the test shown in Figure 2 (and represented by the points "o" on the curve), but halfway through the test, the pulsation of the flow of 180 so that the strong flow occurs when the jet nozzle is in the segment centered on 180 (West direction) this being represented by the points "+" on the curve. The drill bit used in these tests is represented in FIG. 4 (view from below), and comprises a drill bit with cutting cones ("rollercone bit") having three cones 30, 32, 34 mounted on a drill bit body 36. The nozzles for drilling fluid 38, 40, 42 are located in the drill bit body 36 between the cones 30, 32, 34, and are arranged so that two of the nozzles (38, 40) direct the flow F, F 'of the drilling fluid directly on the adjacent cones 30, 32 to act as "mud picks" there, and do not direct any flow to the work surface. The remaining nozzle (42) directs the flow F "to the corner of the working surface. Thus, the flow of the drilling fluid is asymmetric with respect to the drill bit, and, due to the direction of flow from the nozzles, the part of the drill bit close to the nozzle 42 will have a relatively improved cutting action compared to the rest of the drill bit when the drilling fluid is circulated through the nozzles. This difference becomes increasingly greater when the increasing the flow of drilling fluid through the drill bit, so if the flow or flow of drilling fluid is pulsed so that the flow is strong whenever the nozzle 42 passes in front of the point A of the working surface, and is weak for the rest of the rotation period, the drill bit will preferably drill in the direction of point A. Although the drill bit has an even better cutting action in the vicinity of the nozzle 42 when the coulement is low, the difference compared to the rest of the bit is low, and is significantly less than the cutting effect when flow is high. It is clear that the flow of drilling fluid must be modulated according to the position of the drill bit (nozzles) in relation to the working surface, and this is best done once per revolution (although it can however
choisir des fréquences plus faibles). choose lower frequencies).
L'homme de métier comprendra que l'on peut faire varier le nombre exact et le type des tuyères utilisées tout en maintenant l'effet qui a été décrit. Dans le cas le plus simple qui a été présenté, une seule tuyère est requise (par exemple la tuyère 42) mais ceci peut conduire à des problèmes du type de rebondissement du trépan (" bit balling ") dans certaines conditions, d'o Those skilled in the art will understand that the exact number and type of nozzles used can be varied while maintaining the effect which has been described. In the simplest case which has been presented, only one nozzle is required (for example the nozzle 42) but this can lead to problems of the type of bit balling under certain conditions, hence
la possibilité d'utiliser les autres deux tuyères 38,40. the possibility of using the other two nozzles 38.40.
La BHA complète pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention est représentée schématiquement sur la Figure 5.La BHA est reliée à un train de tiges 50 au travers duquel on pompe un fluide de forage à partir de Il la surface, et comprend un outil de mesures durant le forage (MWD) et un assemblage 52 pour télémétrie appliquée aux pulsations de boue qui, inter alia, permet la communication entre la BHA et l'équipement de surface5 au moyen des pulsations de pression positives dans le fluide de forage. L'assemblage 52 de MWD comprend un générateur entraîné par l'écoulement de la boue, qui fournit de l'énergie aux divers éléments de la BHA. Audessous de l'assemblage 52 de MWD, se trouve un outil 54io de mesure ou détection de la direction, qui mesure la direction et l'inclinaison de la BHA dans le puits de forage et par conséquent fournit une indication de la direction de forage à un moment donné. L'information en provenance de l'outil 54 de mesure de direction est envoyée vers la surface via l'assemblage 52 de MWD. Un modulateur d'écoulement 56 est situé en position adjacente par rapport à l'outil de mesure de direction 54, et sert à moduler l'écoulement du fluide de forage au travers du trépan 58 de manière à provoquer la déviation dans la direction du forage. Le trépan 58 présente un schéma d'écoulement asymétrique au travers des tuyères comme décrit ci-dessus. Le modulateur d'écoulement 56 comprend un capteur qui indique la position du trépan dans le trou foré durant la rotation, et provoque la modulation de l'écoulement du fluide de forage au travers du trépan 58, en fonction de la position du trépan 58 par rapport à la surface de travail, comme cela a été décrit en relation avec la Figure 4. Les instructions sont obtenues à partir de la surface via l'assemblage 52 de MWD et sont dirigées vers le modulateur 56 afin de contrôler la direction de forage. L'outil 54 de mesure de direction fournit une indication concernant la trajectoire actuelle du trou foré, et le modulateur 56 est contrôlé de manière à provoquer la déviation du trépan 58 dans la direction souhaitée. The complete BHA for implementing the method according to the invention is shown diagrammatically in FIG. 5. The BHA is connected to a drill string 50 through which a drilling fluid is pumped from it on the surface, and comprises a measurement tool during drilling (MWD) and an assembly 52 for telemetry applied to mud pulses which, inter alia, allows communication between the BHA and the surface equipment5 by means of positive pressure pulses in the drilling fluid . Assembly 52 of MWD includes a generator driven by the flow of mud, which supplies energy to the various elements of the BHA. Below assembly 52 of MWD is a direction measurement tool 54io, which measures the direction and tilt of the BHA in the wellbore and therefore provides an indication of the direction of drilling to at some point. The information from the direction measurement tool 54 is sent to the surface via the assembly 52 of MWD. A flow modulator 56 is located adjacent to the direction measuring tool 54, and is used to modulate the flow of drilling fluid through the drill bit 58 so as to cause deviation in the direction of drilling . The drill bit 58 has an asymmetric flow pattern through the nozzles as described above. The flow modulator 56 comprises a sensor which indicates the position of the drill bit in the hole drilled during rotation, and causes the flow of the drilling fluid to flow through the drill bit 58, depending on the position of the drill bit 58 by relative to the working surface, as described in connection with Figure 4. The instructions are obtained from the surface via the assembly 52 of MWD and are directed to the modulator 56 in order to control the direction of drilling. The direction measuring tool 54 provides an indication of the current path of the drilled hole, and the modulator 56 is controlled to cause the bit 58 to deflect in the desired direction.
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