FR2976965A1

FR2976965A1 - Drill string element for use with well head device, has antenna monitor for evaluating parameter for sub-assembly to select antennae set as parameters derived from sub-assembly and command actuator to connect antennae to electronics

Info

Publication number: FR2976965A1
Application number: FR1101925A
Authority: FR
Inventors: Alexandre Fraignac; Yannick Mfoulou
Original assignee: Vam Drilling France SAS
Current assignee: Altifort SMFI SAS
Priority date: 2011-06-22
Filing date: 2011-06-22
Publication date: 2012-12-28
Anticipated expiration: 2031-06-22
Also published as: FR2976965B1

Abstract

The element has a wave type communication device arranged in a body (600) and a set of antennae (627) distributed at a periphery of the body about the axis of symmetry for operating the antennae in transmission and reception. An operating electronics organizes the data transfer in transmission and in reception. An antenna monitor evaluates a reception quality parameter for a sub-assembly of the antennae to select the antennae set as a flinction of reception quality parameters derived from the sub-assembly and to command an actuator to connect the antennae to the electronics. Independent claims are also included for the following: (1) a well head device (2) a method for providing communication by a drill string element (3) a method for drilling, exploration and/or operation of a hydrocarbon well.

Description

VAMDRILL098.FRD.doc 1 Dispositifs tubulaires communicants pour tête de puits de forage L'invention concerne les forages en profondeur ou en grande profondeur, en particulier les forages pétroliers. Au fur et à mesure qu'un forage pétrolier avance, il faut de temps à autre ajouter un ou 5 plusieurs tubes en tête du puits de forage. C'est pourquoi un tel puits comporte en surface une construction verticale porteuse que l'on appelle "derrick". Le derrick et les équipements qu'il contient, notamment le système d'entraînement en rotation, seront désignés ici, dans leur ensemble, "appareil de tête de puits". Comme on le verra plus en détail ci-après, un appareil de tête de puits est un lieu étroit très 10 encombré. Le derrick porte un système mécanique qui permet de tenir la colonne de tubes de forage ("drill string"), ainsi que de la faire monter et descendre. Au levage de la colonne de tubes, l'excursion verticale vers le haut est de dix mètres ou plus. Il en est de même pour l'excursion verticale vers le bas, pendant le forage. L'appareil de tête de puits comprend encore l' entraînement de la colonne de tubes en rotation, 15 pour le forage, ainsi que le système qui permet de dévisser et revisser un ou plusieurs tubes (ou d'autres équipements) sur la colonne de tubes déjà formée. À cela s'ajoute le système d'injection et de reprise des boues de forage, qui servent notamment à actionner le trépan. Enfin, différents types de systèmes de sécurité sont nécessaires. On cherche actuellement à rendre la colonne de tubes communicante, de façon à pouvoir 20 échanger de l'information entre d'une part le haut du puits, et d'autre part le fond du puits, ou bien des équipements intermédiaires insérés dans la colonne de tubes. Pour cela, au sein de la colonne de tubes, chaque tube est équipé de coupleurs de communication à ses extrémités, et d'une liaison électrique entre ces coupleurs. En haut du puits, il y a lieu de faire passer les informations entre la colonne de tubes, qui 25 tourne et se déplace verticalement, et un équipement électronique de surface fixe. La liaison entre la colonne de tubes et cet équipement électronique de surface est appelée ici "interface de surface". Le choix de cette liaison par l'interface de surface est critique. En effet, si cette liaison vient à s'interrompre, l'équipement de communication prévu dans la colonne de tubes elle-même 30 devient inutile, et l'on perd toutes les informations et commandes sur lesquelles on comptait. The invention relates to deep or deep drilling, in particular oil drilling. As oil drilling progresses, it is necessary from time to time to add one or more tubes at the head of the wellbore. This is why such a well has on the surface a vertical carrier structure that is called "derrick". The derrick and the equipment therein, including the rotary drive system, will be referred to herein as a "wellhead apparatus". As will be discussed in more detail below, a wellhead apparatus is a very congested narrow place. The derrick carries a mechanical system that allows to hold the column of drill pipes ("drill string"), as well as up and down. When lifting the column of tubes, the vertical upward excursion is ten meters or more. It is the same for the downward vertical excursion during drilling. The wellhead apparatus further includes driving the rotating column of tubes for drilling, as well as the system for unscrewing and screwing one or more tubes (or other equipment) onto the column. already formed tubes. In addition, there is the system for injecting and recovering drilling muds, which serve in particular to operate the drill bit. Finally, different types of security systems are needed. Attempts are currently being made to make the column of tubes communicating, so as to be able to exchange information between, on the one hand, the top of the well, and on the other hand the bottom of the well, or intermediate equipment inserted in the column. of tubes. For this, within the tube column, each tube is equipped with communication couplers at its ends, and an electrical connection between these couplers. At the top of the well, it is necessary to pass the information between the column of tubes, which rotates and moves vertically, and a fixed surface electronic equipment. The connection between the column of tubes and this electronic surface equipment is called here "surface interface". The choice of this connection by the surface interface is critical. Indeed, if this connection comes to an end, the communication equipment provided in the column of tubes itself becomes useless, and we lose all the information and commands on which we counted.

On peut imaginer de nombreuses solutions. Parmi celles-ci, peu sont réellement applicables en pratique, en raison des nombreuses contraintes qu'il faut satisfaire, et notamment en raison de l'environnement encombré de l'appareil de tête de puits. We can imagine many solutions. Of these, few are really applicable in practice, because of the many constraints that must be met, especially because of the crowded environment of the wellhead device.

La présente invention vient améliorer la situation. Elle vise un dispositif pour tête de puits de forage, comportant un élément tubulaire de sécurité avec un filetage d'extrémité haute, un filetage d'extrémité basse, et une vanne en sa partie intermédiaire. Le filetage d'extrémité haute est destiné à servir vers le haut du puits, tandis que le filetage d'extrémité basse est destiné à servir vers le bas du puits. Ce dispositif est remarquable en ce qu'il comprend un coupleur d'extrémité, aménagé à l'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, destiné à coopérer avec un coupleur d'extrémité homologue d'un autre élément vissé sur le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, un rotor de joint tournant, monté sur l'élément tubulaire de sécurité, entre son filetage d'extrémité basse et la vanne, et propre à coopérer avec un stator de joint tournant, et une liaison électrique agencée entre le coupleur d'extrémité de l'élément tubulaire de sécurité et le rotor de joint tournant. Des caractéristiques optionnelles de l'invention, complémentaires, supplémentaires ou de substitution, sont énoncées ci-après. Le dispositif comprend en outre un insert tubulaire formant composant d'usure avec un filetage d'extrémité haute compatible avec le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, et un filetage d'extrémité basse, et encore un deuxième coupleur d'extrémité, aménagé à l'extrémité haute de l'insert tubulaire, propre à coopérer avec le coupleur d'extrémité de l'élément tubulaire de sécurité, un troisième coupleur d'extrémité, aménagé à l'extrémité basse de l'insert tubulaire, propre à coopérer avec un coupleur d'extrémité homologue d'un tube de chaîne de tubes de forage, et une liaison électrique entre le deuxième coupleur d'extrémité et le troisième coupleur d'extrémité, dans l'insert tubulaire. Le stator du joint tournant est monté sur l'élément tubulaire de sécurité avec possibilité de rotation, et sans possibilité de coulissement axial. - Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par conduction. - Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par induction. The present invention improves the situation. It relates to a wellbore head device comprising a tubular safety element with a high end thread, a low end thread, and a valve in its intermediate part. The upper end thread is intended to serve up the well, while the lower end thread is intended to serve down the well. This device is remarkable in that it comprises an end coupler, arranged at the lower end of the tubular safety element, intended to cooperate with a homologous end coupler of another element screwed onto the thread of the the low end of the tubular safety element, a rotating joint rotor, mounted on the tubular safety element, between its low end thread and the valve, and adapted to cooperate with a rotating joint stator, and a electrical connection arranged between the end coupler of the tubular safety element and the rotary joint rotor. Optional features of the invention, complementary, additional or substitution, are set out below. The device further comprises a wear component tubular insert with a high end thread compatible with the low end thread of the tubular safety member, and a low end thread, and a second fluid coupler. end, arranged at the upper end of the tubular insert, adapted to cooperate with the end coupler of the tubular safety element, a third end coupler, arranged at the lower end of the tubular insert , adapted to cooperate with a homologous end coupler of a drill pipe string tube, and an electrical connection between the second end coupler and the third end coupler, in the tubular insert. The stator of the rotary joint is mounted on the tubular safety element with possibility of rotation, and without the possibility of axial sliding. - The stator and the rotor of the rotary joint cooperate by conduction. - The stator and rotor of the rotary joint cooperate by induction.

Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par effet capacitif. Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par effet magnétique, acoustique et/ou radiofréquence. L'invention concerne également un procédé de montage d'une colonne de tubes de forage, dans lequel on monte, en tête de colonne, un élément tubulaire de sécurité comportant un filetage d'extrémité haute, un filetage d'extrémité basse, et une vanne de sécurité en sa partie intermédiaire, et, sur le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, un insert tubulaire formant composant d'usure sur lequel se visse/dévisse le reste de la colonne de tubes de forage lors de l'ajout de tubes, l'insert tubulaire étant muni à son extrémité basse d'un coupleur d'extrémité propre à coopérer avec un coupleur homologue d'un tube de la colonne de tubes de forage. Le procédé comprend une étape de montage en tête de colonne d'un élément tubulaire de sécurité comportant un coupleur d'extrémité aménagé à son extrémité basse, un rotor de joint tournant monté entre son filetage d'extrémité basse et sa vanne, et une liaison électrique agencée entre son coupleur d'extrémité et le rotor de joint tournant, une étape de montage sur le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité d'un insert tubulaire comprenant un coupleur d'extrémité haute propre à coopérer avec le coupleur d'extrémité de l'élément tubulaire de sécurité, et une liaison électrique reliant ce coupleur d'extrémité haute et son coupleur d'extrémité basse, et une étape de vissage, sur l'insert tubulaire, d'un ou plusieurs tubes, chacun de ces tubes comprenant des coupleurs d'extrémité interconnectés. L'invention se rapporte encore à un procédé de forage, d'exploration et/ou d'exploitation d'un puits d'hydrocarbure comprenant une ou plusieurs étape de montage d'une colonne de tubes de forage mises en oeuvre conformément au procédé ci-dessus. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à l'examen de la description 25 détaillée qui va suivre, et des dessins annexés, sur lesquels : la figure 1 est un schéma simplifié en élévation d'un appareil de tête de puits à entraînement traditionnel par table tournante ; la figure 2 est un schéma des composants vissés utilisés en tête de colonne de tubes, dans le cas de l'appareil de tête de puits de la figure 1 ; 30 - la figure 3A représente, en perspective isométrique, un entraînement moderne, par moteur au sommet ; la figure 3B représente la partie supérieure de l'entraînement de la figure 3A ; la figure 3C représente la partie inférieure de l'entraînement de la figure 3A ; la figure 4 représente les composants vissés utilisés en tête de colonne dans le cas de 5 l'entraînement de la figure 3 ; les figures 5A et 5B sont deux vues partielles détaillées d'un appareil de tête de puits équipé de l'entraînement de la figure 3 ; la figure 6 est un composant proposé selon la présente invention ; la figure 7 est un schéma de principe de l'électronique accompagnant le composant de 10 la figure 6 ; la figure 8 est un schéma représentant un joint tournant pour le composant de la figure 6; la figure 9A représente un insert tubulaire en coupe longitudinale ; la figure 9B représente une variante de réalisation de l'insert dans une vue analogue à 15 la figure 9A. Les dessins annexés sont, en grande partie, de caractère certain. En conséquence, ils pourront non seulement servir à mieux faire comprendre la description détaillée ci-après, mais aussi contribuer à la définition de l'invention, le cas échéant. La terminologie établie du forage pétrolier est en anglais. Et beaucoup de ces mots anglais 20 n'ont pas d'équivalent usuel en français. C'est pourquoi, dans la présente description, et dans un but de clarté, une expression technique en français est très fréquemment accompagnée de l'expression consacrée correspondante en anglais. Sur la figure 1, l'appareil de tête de puits dans son ensemble est désigné par la référence 1. Il comporte la pyramide élancée bien connue, ou derrick 10, en haut duquel se trouve une 25 poulie de renvoi 11 logée dans un chapeau 12. La poulie de renvoi 11 soutient par câble une poulie terminale, ou moufle 14 ("travelling block"). Cet ensemble forme un palan ("hoist") qui soutient lui-même un pivot 20, dit "swivel", lequel supporte à son tour un ensemble que l'on décrira en détail plus loin, et qui comprend une tige d'entraînement 21, dite "kelly drive" ou, plus brièvement, "kelly". Cette tige d'entraînement 21 coopère avec une table tournante 23 ("rotary table"), dont l'entraînement en rotation est schématisé ici par une couronne périphérique 25 dont un galet est mécaniquement entraîné par chaîne ou courroie par une poulie intermédiaire 24, dont l'arbre est lui-même entraîné à partir de la poulie de sortie d'un moteur 2. La table tournante 23 se situe au niveau d'un plancher 22 du derrick 10. The stator and rotor of the rotary joint cooperate by capacitive effect. The stator and rotor of the rotary joint cooperate by magnetic, acoustic and / or radiofrequency effect. The invention also relates to a method of mounting a column of drill pipes, in which is mounted at the column head, a tubular safety element having a high end thread, a low end thread, and a safety valve in its intermediate part, and on the lower end thread of the tubular safety element, a tubular insert forming a wear component on which is screwed / unscrewed the remainder of the column of drill pipes during the addition of tubes, the tubular insert being provided at its lower end with a clean end coupler to cooperate with a homologous coupler of a tube of the column of drill pipes. The method comprises a step of mounting at the column head of a tubular safety element comprising an end coupler arranged at its lower end, a rotary joint rotor mounted between its low end thread and its valve, and a link arranged between its end coupler and the rotary joint rotor, a step of mounting on the low end thread of the tubular security element of a tubular insert comprising a high end coupler adapted to cooperate with the end coupler of the tubular safety element, and an electrical connection connecting this high end coupler and its low end coupler, and a screwing step, on the tubular insert, of one or more tubes, each of these tubes comprising interconnected end couplers. The invention also relates to a method of drilling, exploring and / or operating a hydrocarbon well comprising one or more steps of mounting a column of drill pipes implemented in accordance with the method -above. Other features and advantages of the invention will become apparent from consideration of the following detailed description, and accompanying drawings, in which: FIG. 1 is a simplified elevational diagram of a water well head apparatus; traditional training by rotating table; Figure 2 is a schematic diagram of the screwed components used at the top of the column of tubes, in the case of the wellhead apparatus of Figure 1; FIG. 3A represents, in isometric perspective, a modern drive by motor at the top; Figure 3B shows the upper portion of the drive of Figure 3A; Figure 3C shows the lower portion of the drive of Figure 3A; FIG. 4 shows the screwed components used at the top of the column in the case of the drive of FIG. 3; Figs. 5A and 5B are two detailed partial views of a wellhead apparatus equipped with the drive of Fig. 3; Figure 6 is a proposed component according to the present invention; Fig. 7 is a block diagram of the electronics accompanying the component of Fig. 6; Fig. 8 is a diagram showing a rotary joint for the component of Fig. 6; Figure 9A shows a tubular insert in longitudinal section; Figure 9B shows an alternative embodiment of the insert in a view similar to Figure 9A. The attached drawings are largely of a certain character. Accordingly, they can not only serve to better understand the detailed description below, but also contribute to the definition of the invention, if any. The established oil drilling terminology is in English. And many of these English words have no equivalent in French. Therefore, in the present description, and for the sake of clarity, a technical expression in French is very frequently accompanied by the corresponding consecrated expression in English. In Fig. 1, the wellhead apparatus as a whole is designated by the reference numeral 1. It comprises the well-known slender pyramid, or derrick 10, at the top of which is a idler pulley 11 housed in a cap 12 The return pulley 11 supports by cable a terminal pulley, or muffle 14 ("traveling block"). This set forms a hoist ("hoist") which itself supports a pivot 20, said "swivel", which in turn supports a set that will be described in detail later, and which comprises a drive rod 21 , called "kelly drive" or, more briefly, "kelly". This drive rod 21 cooperates with a turntable 23 ("rotary table"), whose rotation drive is schematized here by a peripheral ring 25, a roller is mechanically driven by chain or belt by an intermediate pulley 24, of which the shaft is itself driven from the output pulley of a motor 2. The turntable 23 is located at a floor 22 of the derrick 10.

En bas, dans l'exemple, la colonne de tubes de forage commence au niveau du sol par une tête de cuvelage 29, solidaire du cuvelage 30 ou "casing" du puits. À l'intérieur de ce cuvelage 30 passe la colonne, ou chaîne, de tubes 26, dite "drill string", laquelle se termine par un trépan 27 dit "drill bit", constitué par exemple de molettes abrasives tournantes. La poulie de renvoi 11 est entraînée par un treuil 16, entraîné par un moteur non représenté. 10 La référence 15 désigne le câble de traction qui soutient la colonne de tubes, par l'intermédiaire du moufle 14 et de la poulie de renvoi 11. Le trépan 27 a besoin d'énergie pour fonctionner, et cette énergie lui est transmise par de la boue sous pression et/ou divers mécanismes de rotation situés en surface ou le long de la colonne de forage, par exemple un ou plusieurs moteurs. De la boue est extraite d'un 15 réservoir 40, par une conduite d'aspiration 41 qui va vers une pompe 42 entraînée par un moteur non représenté. Cette boue sert à la lubrification du trépan 27, à son refroidissement, à remonter les copeaux depuis le fond du puits, à équilibrer celui-ci en pression, à le nettoyer et à actionner certains des équipements de la colonne de tubes. En sortie de la pompe 42, une tuyauterie remonte le long d'une paroi du derrick 10, pour 20 aboutir à un col de cygne 43 ("gooseneck") à partir duquel la tuyauterie redescend pour remonter sur un autre col de cygne 45, et se fixer en haut du pivot 20, de sorte que la boue peut rentrer dans la colonne, traverser la tige d'entraînement 21, et ceci jusqu'au niveau de la tête de cuvelage 29. La boue descend alors à travers la colonne de tubes 26 pour aller faire fonctionner le trépan 25 27. Elle remonte entre la colonne 26 et le cuvelage 30, jusqu'à la tête de cuvelage 29, où elle est reprise à travers deux organes de sécurité 33, de type vanne, dits "blow out preventers" : l'un, dit "blind ram", est capable d'écraser le cuvelage 30 annulairement pour l'isoler, tandis que l'autre, dit "shear ram", est capable de sectionner et fermer l'ensemble formé du cuvelage 30 et de la colonne de tube 26. 30 La boue remonte alors vers une sorte de vase d'expansion 31, dit "bell nipple", à partir duquel elle passe dans une conduite de retour 47 avant de rejoindre le réservoir 40, à travers un organe 49 qui filtre la boue. Les gaz sont filtrés et les copeaux éliminés. En partie gauche, le plancher 22 se prolonge en 50 pour servir d'appui à une réserve de tubes 51 ("stand"), tenue en partie haute par un râtelier 52 dit "finger board". At the bottom, in the example, the column of drill pipes starts at ground level by a casing head 29, integral with the casing 30 or "casing" of the well. Inside this casing 30 passes the column, or chain, of tubes 26, called "drill string", which ends with a drill bit 27 called "drill bit", consisting for example of rotating abrasive wheels. The return pulley 11 is driven by a winch 16, driven by a motor not shown. The reference 15 designates the pulling cable which supports the column of tubes, via the muffle 14 and the idler pulley 11. The bit 27 needs energy to function, and this energy is transmitted to it by means of the slurry under pressure and / or various rotation mechanisms located on the surface or along the drill string, for example one or more engines. Sludge is extracted from a tank 40 by a suction line 41 which goes to a pump 42 driven by a motor not shown. This sludge is used to lubricate the bit 27, cooling, to remount the chips from the bottom of the well, to balance it in pressure, to clean and operate some of the equipment of the column of tubes. At the outlet of the pump 42, a pipe goes up along a wall of the derrick 10, to 20 end up a gooseneck 43 from which the pipe goes down to go up on another gooseneck 45, and attaching to the top of the pivot 20, so that the sludge can enter the column, pass through the drive rod 21, and this up to the level of the casing head 29. The sludge then descends through the column of tubes 26 to operate the drill bit 27. 27. It goes up between the column 26 and the casing 30, up to the casing head 29, where it is taken up through two safety members 33, of the valve type, called "blow" out preventers ": one, said" blind ram ", is capable of crushing the casing 30 annularly to isolate it, while the other, says" shear ram ", is able to sever and close the formed assembly the casing 30 and the tube column 26. The mud then rises to a sort of expansion vessel 31, called "bell nipple", from which it passes into a return line 47 before returning to the reservoir 40 through a member 49 which filters the slurry. The gases are filtered and the chips removed. In the left part, the floor 22 is extended in 50 to serve as a support for a reserve of tubes 51 ("stand"), held in the upper part by a rack 52 called "finger board".

On comprend de ce qui précède qu'entre le moufle 14 et la colonne de tubes 26, en tête de cette colonne, sont disposés des éléments qui assurent l'entraînement de cette colonne 26 en rotation. Cet entraînement correspond aux éléments compris dans le cadre en trait tireté, et comprend ici le pivot 20, la tige d'entraînement 21, la table tournante 23 et la couronne périphérique 25. It is understood from the foregoing that between the muffle 14 and the column of tubes 26, at the head of this column, are arranged elements which drive this column 26 in rotation. This drive corresponds to the elements included in the dashed line frame, and here comprises the pivot 20, the drive rod 21, the turntable 23 and the peripheral ring 25.

Les éléments mobiles, depuis la colonne centrale du derrick, jusqu'au moufle 14, notamment le pivot 20 et la tige d'entraînement 21, subissent une excursion verticale d'une dizaine de mètres ou plus. Le derrick loge d'autres éléments, non représentés sur la figure 1 : - un système de soutien de la colonne de tubes 26, lorsqu'elle est déconnectée du palan, 15 - des équipements de manutention des tubes, entre la réserve 51 et la colonne centrale, - un système qui permet d'effectuer des dévissages ou des revissages sur la colonne de tubes 26, afin d'y ajouter, ou enlever, une longueur de tube, - des vannes de sécurité, insérées notamment en haut de la colonne de tubes, - une pince-verrou hydraulique ("hydraulic clamp") pour maintenir les tubes pendant leur 20 vissage sur l'entraînement. Il est maintenant fait référence à la figure 2. On y voit, en partie centrale la tige d'entraînement profilée dite "kelly". Il s'agit d'une longue tige de section droite polygonale, en principe carrée ou hexagonale, notée KD_I sur la figure 2. Cette tige est solidaire d'embouts filetés d'extrémité, notés KD _U en haut et KD_L en bas. L'ensemble formé par la 25 tige KD J, et ses embouts KD _U et KD_L est noté globalement KD (pour "kelly drive"). Le filetage haut de l'embout supérieur KD U vient en prise avec un insert d'usure haut, noté USavSub, surmonté d'une vanne de sécurité haute dite "upper kelly valve", notée UKV, et qui est en principe à actionnement manuel. En bas de la tige profilée KD_I, son embout inférieur KD_L vient en prise sur une vanne de sécurité basse dite "lower kelly valve", notée LKV, en principe à actionnement pneumatique, suivie d'un insert d'usure bas LSavSub, auquel vient se fixer la colonne de tubes 26. L'insert d'usure bas LSavSub peut également servir d'adaptateur de filetage. En effet, son filetage bas doit être compatible avec le filetage spécifié pour la colonne de tubes 26. Par 5 contre, son filetage haut peut être différent. La vanne manuelle peut notamment servir de sécurité, au cas où la vanne pneumatique ne fermerait pas complètement le puits. On a vu que, dans les têtes de puits selon les figures 1 et 2, l'entraînement se fait par une table tournante 23, dont le mouvement de rotation est transmis à la tige profilée KD_I. Une 10 douille amovible ("kelly bushing"), non représentée, définit un profil de forme correspondante au profil carré ou hexagonal de la tige KD_I. La douille amovible s'insère entre la table tournante 23 et ladite zone profilée KD I. Ainsi, la table tournante 23 entraîne la tige profilée KD_I en rotation, tout en la laissant libre en translation verticale, pour accompagner la descente de la colonne de tubes 26 au fur et à mesure que le forage progresse. 15 Des tubes sont ajoutés au fur et à mesure de cette progression. On se place maintenant à un moment où l'on vient d'ajouter un ou plusieurs tubes à la colonne. La tige profilée KD I est alors tout entière hors du puits, et la table tournante 23 est en prise sur le bas de sa zone profilée. C'est la "position haute" de la colonne de tubes 26. La tige KD_I descend en coulissant au fur et à mesure que le forage progresse, jusqu'à ce que ce 20 soit le haut de sa zone profilée qui vienne en prise avec la table tournante. C'est la "position basse" de la colonne de tubes 26. Il est alors temps d'ajouter à nouveau un ou plusieurs tubes. Pour cela, on stoppe la rotation (de forage), et l'on enlève la douille amovible ; on remonte la colonne de tubes 26 sur une hauteur sensiblement égale à la longueur de la tige profilée KD_I ; on bloque la colonne de tubes 26 sous la tige KD_I ; et l'on dévisse la tige KD_I de la 25 colonne. On visse un nouveau tube en haut de la colonne de tubes 26. On redescend la colonne de tubes 26 de la hauteur précitée, de sorte que le trépan 27 retrouve le fond du puits. On revisse la tige KD_I en haut de colonne. On remet en place la douille amovible qui assure le couplage en rotation de la tige KD_I à la table tournante 23. Le forage peut alors reprendre. Les choses se passent sensiblement de même, avec des déplacements verticaux en sens 30 inverse, lorsqu'il faut extraire la colonne de tubes 26, totalement ou partiellement. Des techniques connues permettent la pose de tubes de cuvelage, ou "casing", séquentiellement après le forage d'un tronçon de puits (une profondeur). Au fur et à mesure du forage, il y aura donc de nombreuses opérations de dévissage/revissage sur le même filetage d'un même composant. Et ces vissages/dévissages se font sous une forte contrainte, due au poids de la colonne de tubes, qui peut comprendre en final une ou plusieurs centaines de tubes, d'où une usure rapide de ce filetage. C'est pourquoi il est habituel d'utiliser un ou plusieurs inserts d'usure dits "saver sub", aux endroits sujets à dévissages/revissages répétitifs. Dans le cas des figures 1 et 2, il y a deux inserts d'usure, respectivement placés en haut (USavSub) et en bas (LSavSub) de la tige profilée KDou "kelly". Ces inserts supérieurs et inférieurs par rapport à la tige profilée KD_I sont respectivement désignés "upper kelly saver sub" et "lower kelly saver sub" dans la technique. Il est maintenant fait référence aux figures 3A, 3B et 3C, qui illustrent un mode de réalisation plus moderne de l'appareil de tête de puits. Dans les puits récents, l'appareil de tête de puits est équipé d'un système d'entraînement au sommet, ou "top drive system", noté TD, représenté dans son ensemble sur la figure 3A. L'entraînement est monté tout en haut de la colonne de tubes, directement supporté par le moufle 14 grâce à une anse SB ("system bail") qui lui est attachée. En sa partie supérieure, montrée isolément sur la figure 3B, l'entraînement au sommet TD comprend un moteur électrique DI\,I ("drilling motor") qui entraîne en rotation une tige motrice DS ("drive stem") par l'intermédiaire d'une transmission TR ("transmission"). Cette partie supérieure comprend également une paire de freins hydrauliques HB ("hydraulic brakes"), ainsi qu'un système de refroidissement comprenant une paire de conduites de refroidissement CD ("cooling system air duct") reliées au moteur DM et dans lesquelles circule de l'air sous l'action de ventilateurs CF ("cooling fan motor"). The movable elements, from the central column of the derrick to the muffle 14, including the pivot 20 and the drive rod 21, undergo a vertical excursion of ten meters or more. The derrick houses other elements, not shown in FIG. 1: - a support system for the column of tubes 26, when disconnected from the hoist, 15 - tubing handling equipment, between the reserve 51 and the central column, a system which makes it possible to carry out unscrewing or re-screwing on the column of tubes 26, in order to add, or remove, a length of tube, safety valves, inserted in particular at the top of the column; of tubes, - a hydraulic clamp-clamp ("hydraulic clamp") to hold the tubes during their screwing on the drive. Reference is now made to FIG. 2. In the central portion, the profiled drive rod, known as "kelly", is shown. It is a long rod of polygonal cross-section, in principle square or hexagonal, noted KD_I in Figure 2. This rod is secured to end threaded ends, denoted KD _U above and KD_L down. The assembly formed by the rod KD J, and its end pieces KD _U and KD_L is noted overall KD (for "kelly drive"). The upper thread of the upper end piece KD U comes into contact with a top wear insert, noted USavSub, surmounted by a high security valve called "upper kelly valve", denoted UKV, which is in principle manually actuated. . At the bottom of the profiled rod KD_I, its lower end piece KD_L engages on a low-kelly valve called LKV, which is pneumatically actuated, followed by a low wear insert LSavSub, to which attach the tube column 26. The LSavSub low wear insert can also be used as a thread adapter. Indeed, its low thread must be compatible with the thread specified for the column of tubes 26. By 5 against, its top thread may be different. In particular, the manual valve can serve as a security, in case the pneumatic valve does not close the well completely. It has been seen that, in the wellheads according to FIGS. 1 and 2, the drive is done by a turntable 23, whose rotational movement is transmitted to the profiled rod KD_I. A removable sleeve ("kelly bushing"), not shown, defines a shape profile corresponding to the square or hexagonal profile of the rod KD_I. The detachable bushing is inserted between the turntable 23 and the profiled zone KD I. Thus, the turntable 23 drives the profiled rod KD_I in rotation, while leaving it free in vertical translation, to accompany the descent of the column of tubes. 26 as drilling progresses. Tubes are added as this progresses. We are now at a moment when we have just added one or more tubes to the column. The profiled rod KD I is then entirely out of the well, and the turntable 23 is engaged on the bottom of its profiled zone. This is the "high position" of the column of tubes 26. The rod KD_I slid down as the drilling progresses, until it is the top of its profiled zone which comes into contact with the turntable. This is the "low position" of the column of tubes 26. It is then time to add one or more tubes. For this, we stop the rotation (drill), and we remove the removable sleeve; the column of tubes 26 is raised to a height substantially equal to the length of the profiled rod KD_I; the column of tubes 26 is blocked under the rod KD_I; and the KD_I rod of the column is unscrewed. A new tube is screwed at the top of the column of tubes 26. The column of tubes 26 is lowered downwards from the aforementioned height, so that the bit 27 returns to the bottom of the well. We screw the rod KD_I at the top of the column. It remounts the removable sleeve which ensures the rotational coupling of the rod KD_I to the turntable 23. The bore can then resume. Things are essentially the same, with vertical displacements in the opposite direction, when the column of tubes 26 has to be extracted, totally or partially. Known techniques allow the laying of casing tubes, or "casing", sequentially after the drilling of a section of wells (a depth). As drilling progresses, there will be numerous unscrewing / screwing operations on the same thread of the same component. And these screwing / unscrewing are under a strong constraint, due to the weight of the column of tubes, which may ultimately include one or more hundreds of tubes, resulting in rapid wear of this thread. That is why it is usual to use one or more wear inserts known as "saver sub", in places subject to unscrewing / revivals repetitive. In the case of Figures 1 and 2, there are two wear inserts, respectively placed at the top (USavSub) and bottom (LSavSub) of the profile rod KDou "kelly". These upper and lower inserts relative to the profiled rod KD_I are respectively designated "upper kelly saver sub" and "lower kelly saver sub" in the art. Reference is now made to FIGS. 3A, 3B and 3C, which illustrate a more modern embodiment of the wellhead apparatus. In recent wells, the wellhead apparatus is equipped with a top drive system, noted TD, shown as a whole in Figure 3A. The drive is mounted at the top of the column of tubes, directly supported by the muffle 14 through a loop SB ("system lease") attached thereto. In its upper part, shown in isolation in FIG. 3B, the drive at the top TD comprises an electric motor DI1, I ("drilling motor") which drives in rotation a drive rod DS ("drive stem") via of a transmission TR ("transmission"). This upper part also comprises a pair of hydraulic brakes HB ("hydraulic brakes"), as well as a cooling system comprising a pair of cooling ducts ("cooling system air duct") connected to the engine DM and in which circulates air under the action of CF fans ("cooling fan motor").

La tige DS est creuse. Aux mêmes fins que précédemment, de la boue est injectée à l'intérieur de la tige DS grâce à un col de cygne GS ("gooseneck"), par l'intermédiaire d'un capot BO ("bonnet"), et d'un montage de nettoyage WP ("wash pipe packing assembly"). En sa partie inférieure, visible isolément sur la figure 3C, l'entrainement TD comprend un positionneur d'élévateur PEP ("powered elevator positioner") moteur et qui peut tourner sur 360 degrés autour de l'axe de la tige DS. Une pince de secours BUC ("backup clamp") est reliée au positionneur PEP par l'intermédiaire d'un cadre à limitation de couple TAF, dit "torque arrester frame". Des élévateurs E ("elevators") équipés d'une pince hydraulique HC ("hydraulic clamp") sont montés à l'extrémité de bras de liaison EL ("elevator links") dont l'extrémité opposée est attachée au positionneur PEP par des adaptateurs rotatifs RLA ("rotating link adapters"). Les adaptateurs RLA permettent un pivotement des bras EL par rapport à l'axe de la tige d'entrainement DS sous l'action d'un montage actionnable par vérins ("link tilt assembly") fixés au positionneur PEP. La pince de secours BUC comporte des guides de stabilisation ajustable SG ("adjustable stabling guide"), non représentés. Sur la figure 3C, on voit également apparaître un montage de sécurité supérieur UBOP ("upper blow out preventer") et un montage de sécurité inférieur LBOP ("lower blow out preventer") intercalés entre la tige DS et un insert d'usure ("saver sub") non visible. La pince de secours BUC, disposée au-dessus de la pince hydraulique HC, vient en prise sur pratiquement l'ensemble de l'insert d'usure. L'entraînement TD est guidé par un rail vertical VR (figure 3A), décalé latéralement. The DS stem is hollow. For the same purposes as above, mud is injected into the DS stem by means of a gooseneck (gooseneck), via a bonnet (BO), and a cleaning assembly WP ("wash pipe packing assembly"). In its lower part, visible in isolation in FIG. 3C, the drive TD comprises a powered PEP ("powered elevator positioner") positioner which can rotate 360 degrees about the axis of the DS rod. A backup clamp BUC ("backup clamp") is connected to the PEP positioner via a torque limiting frame TAF, called "torque arrester frame". Elevators E ("elevators") equipped with a hydraulic clamp HC (hydraulic clamp) are mounted at the end of linkage EL ("elevator links") whose opposite end is attached to the positioner PEP by RLA ("rotary link adapters") rotary adapters. The RLA adapters allow pivoting of the arms EL relative to the axis of the drive rod DS under the action of a link actuated assembly ("link tilt assembly") attached to the positioner PEP. The rescue clip BUC comprises adjustable stabilizing guides SG ("adjustable stabling guide"), not shown. In FIG. 3C, an upper UBOP ("upper blow out preventer") and a lower LBOP (lower blow out preventer) security assembly interposed between the rod DS and a wear insert (FIG. "saver sub") not visible. The BUC relief clip, placed above the hydraulic clamp HC, engages almost all of the wear insert. The TD drive is guided by a vertical rail VR (Figure 3A), shifted laterally.

L'entraînement TD descend au fur et à mesure que le forage progresse, jusqu'à être près du plancher du derrick 10. L'ajout d'une longueur de tubes est un peu plus simple que précédemment. On bloque la colonne de tube par un fort serrage, et on la dévisse de la tige DS, plus exactement d'un insert d'usure, dit "top drive saver sub", fixé sous le montage de sécurité inférieur LBOP. Dans ce cas, il n'y a qu'un composant d'usure. The TD training goes down as drilling progresses, until it is close to the floor of the derrick 10. The addition of a length of tubes is a bit simpler than before. The tube column is blocked by a strong tightening, and it is unscrewed from the DS rod, more precisely from a wear insert, called "top drive saver sub", fixed under the lower safety assembly LBOP. In this case, there is only one wear component.

On remonte le moteur vers le haut du derrick 10. On ajoute un ou plusieurs tubes. Et l'on revisse la colonne de tubes sur le composant d'usure, resté solidaire de l'entraînement TD. Les montages UBOP et LBOP comprennent respectivement une vanne de sécurité supérieure UKV ("upper kelly valve") et une vanne de sécurité inférieure LKV ("lower kelly valve"), disposées l'une au-dessus de l'autre, entre la tige DS et l'insert d'usure SavSub. Par tradition, elles conservent leurs noms de "upper kelly valve" et "lower kelly valve", bien qu'il n'y ait plus de tige profilée dite "kelly" dans ce mode de réalisation. La figure 4 montre la disposition de la tête de colonne, dans le cas de l'appareil de tête de puits des figures 3A à 3C. Le moteur DM entraîne la tige DS qui est filetée et vient en prise sur la vanne de sécurité 30 supérieure UKV. Dans ce mode de réalisation, celle-ci est immédiatement suivie de la vanne de sécurité inférieure LKV, puis de l'insert d'usure SavSub, qui est ici unique. Move the engine up the derrick 10. Add one or more tubes. And the column of tubes is revised on the wear component, remaining attached to the drive TD. The UBOP and LBOP assemblies comprise respectively a top UKV (upper kelly valve) and a lower kelly valve (LKV), placed one above the other, between the stem. DS and the SavSub wear insert. Traditionally, they retain their names "upper kelly valve" and "lower kelly valve", although there is more profiled rod called "kelly" in this embodiment. Figure 4 shows the arrangement of the column head, in the case of the wellhead apparatus of Figures 3A-3C. The DM motor drives the DS rod which is threaded and engages the UKV top safety valve. In this embodiment, it is immediately followed by the LKV lower safety valve, then the SavSub wear insert, which is unique here.

Comme déjà indiqué, on cherche maintenant à rendre la colonne de tubes communicante, de façon à pouvoir échanger de l'information entre d'une part le haut du puits, et d'autre part le fond du puits, ou bien des équipements intermédiaires insérés dans la colonne de tubes. Pour cela, au sein de la colonne de tubes, chaque tube est équipé de coupleurs de communication (en bref "coupleurs") à ses extrémités, et d'une liaison électrique entre ces coupleurs. Des solutions connues à cet effet sont décrites, notamment dans le document "US DOE report" référencé "report #41229R14". Ce document est disponible notamment à l'adresse internet suivante : http:/lwww. netl.doe. gov/technologies/oilgas/publications/epreports/dcs/final%20report%20fg 12310 10 4.pdf Ces solutions souffrent de différents inconvénients. L'une de ces solutions, connue sous le nom de "SwivelLink", intègre une électronique de transmission de type joint tournant dans un insert, ou "sub", spécialisé, qui sera naturellement assez long, pour pouvoir loger l'électronique de transmission. En effet, il convient de 15 préserver la section de passage interne, pour les boues de forage, notamment. L'électronique de transmission prend place dans un logement aménagé dans la paroi périphérique tubulaire de l'insert, d'où l'allongement. Le recours à cette première solution implique de repenser complètement l'architecture de l'appareil de tête de puits, du fait dudit allongement. Cela limite considérablement la portée 20 de cette solution. De plus, cela implique de revoir toutes les normes applicables aux éléments de la tête de puits, ce qui a des conséquences lourdes en termes de coût. Si par contre on voulait intégrer cette première solution dans l'entraînement de tête "top drive system" d'un puits déjà existant, aux normes actuelles, il faudrait alors sacrifier l'un des éléments en tête de la colonne de tubes : enlever l'une des deux valves de sécurité UKV et 25 LKV, ou remplacer l'insert d'usure SavSub. Le docwnent report #41229R14 décrit aussi une seconde solution, connue sous le nom de "Data Swivel", où l'insert d'usure dit "saver sub" est muni d'un joint électrique tournant, dont une partie fixe par rapport au derrick 10 est reliée à un câble assez long pour encaisser l'excursion verticale du composant d'usure au cours du forage. 30 Mais comme le montre la figure 4, la pince de secours BUC vient en prise sur l'insert d'usure sur pratiquement toute sa longueur. Il existe donc un risque important de détérioration du joint électrique tournant et/ou du câble porté par celui-ci lorsque l'insert d'usure est serré par la pince-verrou hydraulique de secours. Cette détérioration est rédhibitoire car tout le système de communication de la colonne de tubes se trouve alors coupé. Pour les mêmes raisons que précédemment, l'allongement de l'insert d'usure n'est pas envisageable, notamment du fait que la pince de secours BUC se trouve à distance fixe par rapport au reste de l'entraînement de tête TD : - l'allongement de l'insert d'usure vers le haut de la colonne de tubes impliquerait de prévoir la suppression ou le raccourcissement des éléments qui s'y trouvent habituellement alors qu'il s'agit d'organes de sécurité ; cela conduirait aussi à réaliser des éléments spécifiques donc, finalement, à changer pratiquement l'ensemble de la tête de colonne, de l'insert d'usure à la tige motrice; l'allongement de l'insert d'usure vers le bas de la colonne de tubes engendrerait des inconvénients analogues puisque la distance de la tige motrice à la pince-hydraulique est également fixe. As already indicated, it is now sought to make the column of tubes communicating, so as to be able to exchange information between on the one hand the top of the well, and on the other hand the bottom of the well, or intermediate equipment inserted in the column of tubes. For this, within the tube column, each tube is equipped with communication couplers (in short "couplers") at its ends, and an electrical connection between these couplers. Known solutions for this purpose are described, in particular in the document "US DOE report" referenced "report # 41229R14". This document is available in particular at the following Internet address: http: / lwww. netl.doe. gov / technologies / oilgas / publications / epreports / dcs / final% 20report% 20fg 12310 10 4.pdf These solutions suffer from various disadvantages. One of these solutions, known as "SwivelLink", incorporates a rotary joint type transmission electronics in an insert, or "sub", specialized, which will naturally be long enough to house the transmission electronics. . Indeed, it is necessary to preserve the internal passage section, for drilling muds, in particular. The transmission electronics takes place in a housing arranged in the tubular peripheral wall of the insert, hence the elongation. The use of this first solution involves a complete rethinking of the architecture of the wellhead device, because of said elongation. This greatly limits the scope of this solution. In addition, this involves reviewing all the standards applicable to the elements of the wellhead, which has serious consequences in terms of cost. If on the other hand we wanted to integrate this first solution in the head drive "top drive system" of an already existing well, to the current standards, it would then be necessary to sacrifice one of the elements at the head of the column of tubes: to remove the one of the two UKV and 25 LKV safety valves, or replace the SavSub wear insert. The docwnent report # 41229R14 also describes a second solution, known as "Data Swivel", where the "saver sub" wear insert is equipped with a rotating electrical joint, a fixed part of which relative to the derrick 10 is connected to a cable long enough to accommodate the vertical excursion of the wear component during drilling. As shown in FIG. 4, however, the BUC relief clip engages the wear insert over most of its length. There is therefore a significant risk of damage to the rotating electrical seal and / or the cable carried by it when the wear insert is tightened by the hydraulic backup clamp-lock. This deterioration is unacceptable because the entire communication system of the column of tubes is then cut. For the same reasons as above, the elongation of the wear insert is not conceivable, especially since the BUC backup clip is at a fixed distance from the rest of the TD head drive: the elongation of the wear insert towards the top of the column of tubes would imply to provide for the suppression or the shortening of the elements that are usually there when they are safety devices; this would also lead to making specific elements so, finally, to change virtually all of the column head, from the wear insert to the drive rod; lengthening the wear insert down the column of tubes would cause similar disadvantages since the distance from the drive rod to the hydraulic clamp is also fixed.

Il n'existe donc actuellement aucune solution totalement satisfaisante en pratique. La présente invention vient améliorer la situation. On la décrira dans le cas des appareils de tête de puits modernes, conformes au schéma de principe de la figure 3, c'est-à-dire à moteur au sommet "top drive". La demanderesse s'est livrée à un examen approfondi du fonctionnement pratique des 20 éléments utilisés dans l'environnement encombré d'une tête de puits. Les solutions connues sont limitées par le fait que l'homme du métier ne modifiera pas, par principe, un organe de sécurité, du moins de façon substantielle. C'est ainsi que, dans la seconde solution mentionnée plus haut, on a installé le joint tournant dans le composant d'usure dit "saver sub", alors que celui-ci va rencontrer un environnement dangereux pour 25 son joint tournant. De façon inattendue, les études de la demanderesse lui ont fait constater qu'il est possible d'incorporer un joint tournant à une vanne de sécurité du type "kelly valve", contrairement à ce qu'on pouvait penser a priori. C'est ce que l'on décrira maintenant en référence à la figure 6. 30 Cette figure 6 fait apparaître une vanne de sécurité qui est ici la vanne de sécurité LKV de la figure 4. De façon classique, elle comporte une structure générale tubulaire 600 avec un filetage 601 en extrémité haute et un filetage 602 en extrémité basse. En partie intermédiaire, une bille sphérique 610 est montée mobile à pivotement dans un guide 611. Celui-ci est introduit à coulissement à l'intérieur du tube, jusqu'à venir en butée sur un épaulement 614. So there is currently no totally satisfactory solution in practice. The present invention improves the situation. It will be described in the case of modern wellhead devices, in accordance with the block diagram of Figure 3, that is to say, at the top engine "top drive". The Applicant has engaged in a thorough examination of the practical operation of the elements used in the crowded environment of a wellhead. Known solutions are limited by the fact that those skilled in the art will not modify, in principle, a security organ, at least substantially. Thus, in the second solution mentioned above, the rotary joint has been installed in the wear component known as "saver sub", while the latter will encounter a dangerous environment for its rotary joint. Unexpectedly, the studies of the plaintiff made him note that it is possible to incorporate a rotating joint to a safety valve of the "kelly valve" type, contrary to what one could think a priori. This is what will now be described with reference to FIG. 6. This FIG. 6 shows a safety valve which is here the LKV safety valve of FIG. 4. Conventionally, it comprises a general tubular structure. 600 with a thread 601 at the top end and a thread 602 at the bottom end. In the intermediate part, a spherical ball 610 is pivotally mounted in a guide 611. It is slidably inserted inside the tube until it abuts on a shoulder 614.

Du côté haut, le guide 611 est tenu par un anneau 618, logé dans une rainure périphérique aménagée à l'intérieur du tube 600. La bille sphérique 610 est percée d'un canal cylindrique de même géométrie que l'intérieur du tube. Le pivotement de la bille est commandé, dans cet exemple, par une clé d'actionnement comportant un profil hexagonal en creux 612. La bille sphérique 610 pivote entre une position où son canal est dans l'axe du tube, et une position où elle obture complètement le tube. La demanderesse a constaté que l'extrémité basse de la vanne pouvait être munie d'un coupleur 626, semblable à ceux qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage. Ce coupleur 626 est relié à une liaison électrique 624 empruntant un perçage longitudinal, ménagé ici dans la paroi annulaire du tube. Ce perçage se poursuit à angle droit vers la partie rotor 621 d'un joint tournant 620 dont la partie stator est notée 622. Extérieurement, le coupleur 620 peut être muni d'un oeillet (non représenté), dans lequel passe un câble vertical, qui permet de maintenir le stator 620 sensiblement fixe angulairement, au cours des mouvements descendants ou montants que subit la vanne LKV, en même temps que l'ensemble de la colonne de tubes. On the high side, the guide 611 is held by a ring 618, housed in a peripheral groove arranged inside the tube 600. The spherical ball 610 is pierced with a cylindrical channel of the same geometry as the inside of the tube. The pivoting of the ball is controlled, in this example, by an operating key having a hollow hexagonal profile 612. The spherical ball 610 pivots between a position where its channel is in the axis of the tube, and a position where it completely closes the tube. The Applicant has found that the lower end of the valve could be provided with a coupler 626, similar to those used in the column of drill pipes. This coupler 626 is connected to an electrical connection 624 borrowing a longitudinal bore, provided here in the annular wall of the tube. This drilling continues at a right angle to the rotor portion 621 of a rotary joint 620 whose stator portion is denoted 622. Externally, the coupler 620 may be provided with an eyelet (not shown), in which a vertical cable passes, which makes it possible to maintain the stator 620 substantially fixed angularly, during descending movements or amounts experienced by the LKV valve, at the same time as the entire column of tubes.

Le coupleur 620 est également muni d'un câble 650, qui aboutit à des circuits électroniques 660 sur lesquels on reviendra. Il est rappelé que le câble 650 est très long, puisqu'il doit encaisser l'excursion d'une dizaine de mètres que subit la vanne LKV avec la partie haute de la colonne de tubes. Le stator 620 est maintenu sur l'extérieur de la vanne LKV avec possibilité de rotation, par 25 exemple au moyen d'un boîtier à roulement à billes, visible sur la figure 8. Le stator 622 est maintenu dans un capot annulaire 6200 qui loge une paire de roulement à billes 6202 dont la bague extérieure porte des joints d'étanchéité 6204 qui coopèrent avec la paroi intérieure du capot 6200, tandis que la bague intérieure est montée sur la surface extérieure de la vanne LKV. Le conducteur du stator 620, référencé ici 6206, est fixé sur la 30 paroi intérieure du capot 6200, entre les roulements 6202. Le conducteur de la partie rotor 621, référencé ici 6208, est logé entre les bagues intérieures des roulements à billes 6202, contre la paroi extérieure de la vanne LKV. Le conducteur 6206 du stator 620, de forme annulaire, est relié à un câble de transmission électrique 6210 suffisamment long pour encaisser l'excursion verticale que subit la vanne LKV en cours de forage. Ce câble de transmission 6210 est relié au conducteur 6206 du stator 622 par un connecteur 6212 qui peut être logé dans un boîtier supplémentaire, référencé ici 6214, pour sa protection. Le capot 6200 porte sur sa partie extérieure un dispositif de maintien anti-rotation sous la forme d'une anse 6216 au travers duquel peut passer un câble (non représenté) tendu verticalement sur le derrick 10 pour la rotation du capot 6200. The coupler 620 is also provided with a cable 650, which leads to electronic circuits 660 to which we will return. It is recalled that the cable 650 is very long, since it must cash the excursion of about ten meters that undergoes the LKV valve with the upper part of the column of tubes. The stator 620 is held on the outside of the LKV valve with the possibility of rotation, for example by means of a ball bearing housing, visible in FIG. 8. The stator 622 is held in an annular cover 6200 which houses a pair of ball bearings 6202 whose outer ring carries 6204 seals which cooperate with the inner wall of the cover 6200, while the inner ring is mounted on the outer surface of the LKV valve. The conductor of the stator 620, referenced herein 6206, is attached to the inner wall of the cover 6200, between the bearings 6202. The conductor of the rotor portion 621, referenced herein 6208, is housed between the inner rings of the ball bearings 6202, against the outer wall of the LKV valve. The annular-shaped conductor 6206 of the stator 620 is connected to an electrical transmission cable 6210 long enough to accommodate the vertical excursion of the LKV valve during drilling. This transmission cable 6210 is connected to the conductor 6206 of the stator 622 by a connector 6212 which can be housed in an additional housing, referenced herein 6214, for its protection. The cover 6200 carries on its outer part an anti-rotation holding device in the form of a loop 6216 through which can pass a cable (not shown) stretched vertically on the derrick 10 for the rotation of the cover 6200.

La communication entre les conducteurs de rotor 621 et les conducteurs de stator 622 peut se faire par conduction directe, à la manière d'un frotteur. Elle peut aussi se faire par induction. Dans ce cas, le mode de couplage par induction entre les éléments 621 et 622 peut être le même que ceux des coupleurs spécifiés pour les tubes, dans une géométrie différente. Comme l'a montré la figure 4, l'élément tubulaire SavSub situé en dessous de la vanne de 15 sécurité LKV est normalement un insert d'usure ou "saver sub". La demanderesse a observé que les deux extrémités de cet insert d'usure pouvaient être munies de coupleurs de communication, tandis qu'une liaison entre eux passe le long de l'insert d'usure, de préférence dans un conduit percé dans la paroi de celui-ci, d'un bout à l' autre. 20 C'est ce que l'on décrit maintenant en faisant référence à la figure 9A. Cette figure 9A montre un insert d'usure qui est ici l'insert d'usure SavSub de la figure 4. De façon classique, l'insert SavSub comporte une structure générale tubulaire 900 avec un filetage 901 en extrémité haute, compatible avec le filetage 602 d'extrémité basse de la vanne de sécurité LKV, et un filetage 902 en extrémité basse. Le filetage 902 d'extrémité basse de 25 l'insert SavSub est compatible avec les filetages utilisés dans la partie basse de la colonne de tubes. L'extrémité basse de l'insert SavSub est munie d'un coupleur 926, semblable à ceux qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage. L'extrémité haute de l'insert SavSub est munie d'un coupleur 927, homologue du coupleur 626 de la vanne de sécurité LKV. Ici, le coupleur 30 927 d'extrémité haute et le coupleur d'extrémité basse 926 de l'insert SavSub sont analogues. The communication between the rotor conductors 621 and the stator conductors 622 can be done by direct conduction, in the manner of a wiper. It can also be done by induction. In this case, the induction coupling mode between the elements 621 and 622 may be the same as those of the couplers specified for the tubes, in a different geometry. As shown in FIG. 4, the SavSub tubular element located below the LKV safety valve is normally a wear insert or "saver sub". The Applicant has observed that the two ends of this wear insert could be provided with communication couplers, while a connection between them passes along the wear insert, preferably in a conduit pierced in the wall of the housing. this one, from one end to the other. This is now described with reference to FIG. 9A. This FIG. 9A shows a wear insert which is here the SavSub wear insert of FIG. 4. In a conventional manner, the SavSub insert has a tubular general structure 900 with a thread 901 at the top end, compatible with threading. 602 low end of the safety valve LKV, and a thread 902 at the bottom end. The bottom end thread 902 of the SavSub insert is compatible with the threads used in the lower part of the column of tubes. The bottom end of the SavSub insert is equipped with a 926 coupler, similar to those used in the drill pipe column. The upper end of the SavSub insert is equipped with a coupler 927 homologous to the coupler 626 of the LKV safety valve. Here, the high end coupler 927 and the low end coupler 926 of the SavSub insert are analogous.

Ces coupleurs sont reliés entre eux par une liaison électrique 924 empruntant un perçage longitudinal, ménagé ici dans la paroi annulaire du tube. En particulier, le coupleur 926 du bas de l'insert SavSub peut être aux mêmes dimensions que les coupleurs qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage, tandis que le coupleur 927 du haut de l'insert SavSub et le coupleur 626 du bas de la vanne LKV peuvent eux aussi être aux mêmes dimensions que ceux qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage. La figure 9B montre une variante de réalisation de l'insert SavSub qui diffère de celle illustrée sur la figure 9A par le fait que son filetage 901 d'extrémité haute est de type mâle, et non femelle. Dans cette forme, il est notamment adapté à une vanne LKV dont le filetage 602 d'extrémité basse serait de type femelle. Il en résulte que le coupleur 927 d'extrémité haute est logé à proximité de la face terminale correspondante de l'insert SavSub, alors que, dans la réalisation de la figure 9A, ce coupleur 927 est logé au fond d'un alésage prévu pour recevoir l'extrémité basse de la vanne LKV. Dit autrement, sur la figure 9B, le coupleur 927 d'extrémité haute est voisin de l'extrémité du filetage 901 qui se trouve éloignée de l'extrémité basse de l'insert SavSub, tandis que, sur la figure 9A, ce coupleur 927 est voisin de l'extrémité du filetage 901 qui se trouve proche de l'extrémité basse de l'insert SavSub. Il est maintenant fait référence à la figure 7. En partie haute, celle-ci illustre schématiquement les éléments de communication de la vanne de sécurité LKV. Celle-ci comporte le coupleur d'extrémité basse 626. Il est relié à un coupleur homologue de l'élément tubulaire situé immédiatement en dessous, comme l'indique la double flèche 630. À l'autre extrémité, la partie rotor 621 définit également un coupleur annulaire, dans un mode de réalisation inductif, situé en face du coupleur annulaire 622 incorporé au stator 620 du joint tournant. La double flèche 632 illustre l'interconnexion électrique par le câble 624 de la figure 6, qui intervient entre les coupleurs 626 et 621. These couplers are interconnected by an electrical connection 924 borrowing a longitudinal bore, provided here in the annular wall of the tube. In particular, the coupler 926 of the bottom of the insert SavSub can be of the same dimensions as the couplers which are used in the column of drill pipes, while the coupler 927 of the top of the insert SavSub and the coupler 626 of the bottom of the LKV valve can also be the same dimensions as those used in the drill pipe column. FIG. 9B shows an alternative embodiment of the SavSub insert which differs from that illustrated in FIG. 9A in that its upper end thread 901 is of the male type, and not a female type. In this form, it is particularly suitable for an LKV valve whose 602 low end thread would be female type. As a result, the high-end coupler 927 is housed near the corresponding end face of the SavSub insert, whereas, in the embodiment of FIG. 9A, this coupler 927 is housed at the bottom of a bore intended for receive the low end of the LKV valve. In other words, in FIG. 9B, the high end coupler 927 is close to the end of the thread 901 which is remote from the lower end of the SavSub insert, while in FIG. 9A this coupler 927 is close to the end of the thread 901 which is close to the low end of the insert SavSub. Reference is now made to Figure 7. In the upper part, this schematically illustrates the communication elements of the LKV safety valve. This includes the low end coupler 626. It is connected to a coupler homologous to the tubular element located immediately below, as indicated by the double arrow 630. At the other end, the rotor part 621 also defines an annular coupler, in an inductive embodiment, located opposite the annular coupler 622 incorporated in the stator 620 of the rotary joint. The double arrow 632 illustrates the electrical interconnection by the cable 624 of Figure 6, which intervenes between the couplers 626 and 621.

Le coupleur de stator 622 est relié par le long câble 650 à l'interface de surface 660. Une interface d'entrée/sortie 661 a pour fonction d'effectuer les adaptations d'impédance et mises en forme de signal utiles au bon fonctionnement du coupleur 622. Elle comprend un dispositif électronique de protection contre les surtensions de sorte que l'interface de d'entrée/sortie 661 est conforme aux normes ATEX ("ATmosphères EXplosives") exigées dans les environnements de ce type. Cette interface communique avec un circuit d'émission/ réception 662 (également dit "transceiver") 6, qui assure une communication bidirectionnelle, de type numérique, entre l'unité centrale de traitement 663 et le coupleur 622, à travers l'interface 661. L'unité centrale 663 communique par ailleurs avec une interface réseau 665, par exemple de 5 type Ethernet, qui communique avec le réseau local de l'appareil de tête de puits, noté 666. L'appareil de tête de puits comprend également une source générale d'énergie électrique 670. Dans l'interface de surface 660, l'énergie électrique est amenée à un circuit d'alimentation 671, lequel alimente tous les éléments du dispositif électronique 660. L'unité centrale 663 peut disposer d'une mémoire interne suffisante. Mais sa mémoire est ici 10 illustrée sous forme séparée en 664. Ce peut être une mémoire à semi-conducteurs. Le dispositif électronique 660 comporte encore un circuit 680 de test et de configuration, auxquels il est possible d'accéder en mode USB, par exemple par une prise prévue à cet effet en 681. Cette prise est disposée à l'intérieur de l'équipement et est accessible au cours d'une opération de maintenance. Le circuit 680 peut être utilisé pour tester et paramétrer 15 l'équipement, notamment en usine, et/ou pour effectuer des opérations de maintenance ou de reparamétrage (mise à jour de micrologiciel par exemple), notamment sur site. Comme on l'a vu, la solution proposée ici procède d'une remise en cause complète des idées habituelles de l'homme du métier. Cela intervient tout d'abord du fait qu'un joint tournant est prévu sur un élément de sécurité, à savoir une vanne.The stator coupler 622 is connected by the long cable 650 to the surface interface 660. An input / output interface 661 serves to perform the impedance adaptations and signal shaping useful for the proper operation of the coupler 622. It includes an electronic surge protection device so that the input / output interface 661 complies with the ATEX standards ("ATmospheres EXplosives") required in such environments. This interface communicates with a transmission / reception circuit 662 (also called a "transceiver") 6, which provides two-way communication, of digital type, between the central processing unit 663 and the coupler 622, through the interface 661. The central unit 663 also communicates with a network interface 665, for example of Ethernet type, which communicates with the local network of the wellhead apparatus, denoted 666. The wellhead apparatus also comprises a general source of electrical energy 670. In the surface interface 660, the electrical energy is fed to a power supply circuit 671, which supplies all the elements of the electronic device 660. The central unit 663 may have a sufficient internal memory. But its memory is here shown in separate form at 664. It can be a semiconductor memory. The electronic device 660 further comprises a test and configuration circuit 680, which can be accessed in USB mode, for example by a plug provided for this purpose in 681. This socket is disposed inside the equipment. and is accessible during a maintenance operation. The circuit 680 can be used to test and parameterize the equipment, in particular at the factory, and / or to carry out maintenance or re-parameterization operations (firmware update for example), particularly on site. As we have seen, the solution proposed here proceeds from a complete questioning of the usual ideas of the person skilled in the art. This occurs first of all because a rotary joint is provided on a security element, namely a valve.

20 Au contraire, les solutions connues placent le joint tournant sur l'insert d'usure, alors que celui-ci va se trouver tout près d'organes mécaniques travaillant en force, comme la pince-verrou hydraulique ("hydraulic clamp"). Il en découle un risque sérieux d'endommagement pour le joint tournant, et pour son câble de liaison avec l'interface de surface, donc d'interruption de service intempestive.On the contrary, the known solutions place the rotary joint on the wear insert, while the latter will be close to mechanical members working in force, such as the hydraulic clamp clamp ("hydraulic clamp"). This results in a serious risk of damage to the rotary joint, and for its connecting cable with the surface interface, so inadvertent service interruption.

25 De plus, il est habituel de "reconditionner" périodiquement les filetages de l'insert d'usure. La présence sur celui-ci du joint électrique tournant pose problème, si l'on veut réaliser le reconditionnement de ses filetages à des conditions économiques acceptables. La variante consistant à faire du composant d'usure un composant jetable n'est pas souhaitable non plus, économiquement.In addition, it is customary to periodically "recondition" the threads of the wear insert. The presence on it of the rotating electrical joint is problematic, if one wants to achieve the repackaging of its threads at acceptable economic conditions. The alternative of making the wear component a disposable component is also not desirable economically.

30 La solution ici proposée évite ce problème. L'insert d'usure est équipé de coupleurs d'extrémité et d'un câble, d'une manière semblable à ce qui est fait pour les tubes de la colonne de forage. Il ne comporte pas la partie saillante externe que constitue le joint tournant. On peut donc reconditionner les filetages de l'insert d'usure par les mêmes techniques que celles utilisées pour les tubes de la colonne de forage. L'insert d'usure conserve ses qualités de résistance mécanique, critiques à cet endroit de la colonne. Le coût de reconditionnement de l'insert d'usure se trouve optimisé par rapport aux solutions connues sous les noms de "Data Swivel" et "SwivelLink". L'insert d'usure conserve un encombrement extérieur réduit au minimum. La prévision du joint tournant sur la vanne LKV permet en outre de disposer sur cette vanne 10 de deux positions de serrage envisageables, au-dessus du joint tournant et sous celui-ci, du fait de la longueur de cette vanne. Comme expliqué plus haut, l'invention ne se limite pas au cas du forage par moteur au sommet, mais peut également être envisagée en combinaison d'une tige profilée de type "kelly". Dans ce cas, la vanne LKV décrite ici pourrait être employée en tant que "upper kelly 15 valve", tandis que la tige profilée "kelly", la vanne de sécurité "lower kelly valve" et l'insert d'usure inférieur ("lower saver sub") potinaient être chacun équipés de coupleurs d'extrémités et d'un câble reliant électriquement ces coupleurs. La vanne LKV décrite pourrait également être agencée en tant que vanne pneumatique. The solution proposed here avoids this problem. The wear insert is equipped with end couplers and a cable, in a manner similar to what is done for the tubes of the drill string. It does not include the outer projection that constitutes the rotary joint. It is therefore possible to repackage the threads of the wear insert by the same techniques as those used for the tubes of the drill string. The wear insert retains its qualities of mechanical strength, critical at this point of the column. The cost of repackaging the wear insert is optimized compared to the solutions known as "Data Swivel" and "SwivelLink". The wear insert maintains a small external footprint. The provision of the rotary joint on the LKV valve further allows to have on this valve 10 two possible clamping positions, above the rotary joint and under it, because of the length of this valve. As explained above, the invention is not limited to the case of drilling by motor at the top, but can also be considered in combination with a profiled stem type "kelly". In this case, the LKV valve described here could be used as an "upper kelly valve", while the "kelly" shaped stem, the "lower kelly valve" and the lower wear insert (" lower saver sub ") could each be equipped with end couplers and a cable electrically connecting these couplers. The described LKV valve could also be arranged as a pneumatic valve.

Claims

REVENDICATIONS1. A wellbore head device comprising a tubular safety element (LKV) with a high end thread (601), a low end thread (602), and a valve (610) at its intermediate portion, the the upper end thread (601) being intended to serve up the well, and the lower end thread (602) being intended to serve down the well, characterized in that it comprises: a. an end coupler (626) provided at the lower end of the tubular safety element (LKV) for cooperating with a homologous end coupler of another element screwed onto the low end thread ( 602) of the tubular safety element (LKV), b. a rotary joint rotor (621) (620) mounted on the tubular safety element (LKV) between its low end thread (602) and the valve (610) and adapted to cooperate with a stator (622); ) rotary joint (620), and c. an electrical connection (624) arranged between the end coupler (626) of the tubular safety element (LKV) and the rotary joint rotor (621).

The device of claim 1, further comprising a tubular insert (SavSub) forming a wear component with a high end thread (901) compatible with the low end thread (602) of the tubular safety element. (LKV), and a low end thread (902), characterized in that it further comprises: - a second end coupler (927), arranged at the upper end of the tubular insert (SavSub), adapted to cooperate with the end coupler (626) of the tubular safety element (LKV), - a third end coupler (926), arranged at the lower end of the tubular insert (SavSub), clean cooperating with a homologous end coupler of a drill pipe string tube, and - an electrical connection (924) between the second end coupler (927) and the third end coupler (926) in the tubular insert (SavSub).

3. Device according to one of claims 1 and 2, characterized in that the stator (622) of the rotary joint (620) is mounted on the tubular safety element (LKV) with possibility of rotation, and without the possibility of sliding axial. 17

4. Device according to one of claims 1 to 3, characterized in that the stator (622) and the rotor (621) of the rotary joint (620) cooperate by conduction.

5. Device according to one of claims 1 to 4, characterized in that the stator (622) and the rotor (621) of the rotary joint (620) cooperate by induction.

6. Device according to one of claims 1 to 5, characterized in that the stator (622) and the rotor (621) of the rotary joint (620) cooperate by capacitive effect.

7. Device according to one of claims 1 to 6, characterized in that the stator (622) and the rotor (621) of the rotary joint (620) cooperate by magnetic effect, acoustic and / or radiofrequency.

8. A method of mounting a column of boring tubes, in which a tubular safety element (LKV) having a high end thread (601), a low end thread ( 602), and a safety valve (610) in its intermediate part, and on the low end thread (602) of the tubular safety element (LKV), a tubular insert (SavSub) forming a wear component on which the rest of the column of drill pipes is screwed / unscrewed when adding tubes, the tubular insert (SavSub) being provided at its lower end with an end coupler (926) adapted to cooperate with a coupler homologous to a tube of the column of drill pipes, characterized by the following steps: a. a tubular safety element (LKV) having an end coupler (626) provided at its lower end, a rotating joint rotor (621) mounted between its low end thread (602), at the top of the column. and its valve (610), and an electrical connection (624) arranged between its end coupler (626) and the rotary joint rotor (621) (620), b. mounting on the low end thread (602) of the tubular safety element (LKV) a tubular insert (SavSub) comprising a high end coupler (927) adapted to cooperate with the end coupler (626) of the tubular safety element (LKV), and an electrical connection (924) connecting this high end coupler (927) and its low end coupler (926), c. screw on the tubular insert (SavSub) one or more tubes, each of these tubes comprising interconnected end couplers.

A method of drilling, exploring and / or operating a hydrocarbon well comprising one or more steps of mounting a column of boring tubes carried out according to the method of claim 8.