FR3073554A1 - Système et procédé permettant d'obtenir des profils sismiques verticaux dans des trous de forage en utilisant une détection acoustique distribuée sur une fibre optique déployée utilisant un tubage enroulé - Google Patents

Abstract

Système et procédé de réalisation d'une opération de trou de forage, dans lesquels le système peut comprendre une colonne de tubage enroulé et un câble de fibre optique disposé dans la colonne de tubage enroulé et dans lesquels le câble de fibre optique est couplé par contrainte à la colonne de tubage enroulé. Un procédé de réalisation d'une opération de trou de forage peut comprendre la disposition d'une colonne de tubage enroulé dans un trou de forage et dans lequel un câble de fibre optique est couplé par contrainte à la colonne de tubage enroulé, et la mesure d'au moins une propriété du trou de forage avec le câble de fibre optique

Description

SYSTÈME ET PROCÉDÉ PERMETTANT D’OBTENIR DES PROFILS SISMIQUES VERTICAUX DANS DES TROUS DE FORAGE EN UTILISANT UNE DÉTECTION ACOUSTIQUE DISTRIBUÉE SUR UNE FIBRE OPTIQUE DÉPLOYÉE UTILISANT UN TUBAGE ENROULÉ

CONTEXTE

Les trous de forage forés dans des formations souterraines peuvent permettre de récupérer des fluides souhaitables (par exemple des hydrocarbures) en utilisant un certain nombre de techniques différentes. Pendant les opérations de forage, il peut s’avérer bénéfique pour les opérateurs de connaître le type de formation dans la mesure où un ensemble de fond de trou traverse différentes formations. Par exemple, actuellement, après l’achèvement d’opérations de forage, un système de câble peut être placé à l’intérieur du puits de forage et des mesures peuvent être prises, couvrant une plage de profondeurs spécifique. Une source de vibrations, disposée à la surface, peut être activée pour lancer des ondes acoustiques dans les formations situées en dessous. Un système de câble peut détecter, enregistrer et mesurer des ondes acoustiques tandis qu’elles traversent et/ou sont réfléchies à travers la formation. Le traitement d’ondes acoustiques enregistrées peut être utilisé pour produire un profil de vitesse acoustique pour les formations rocheuses traversées par les ondes acoustiques. Un profil de vitesse acoustique peut être utilisé pour l’identification de formations rocheuses ou pour mesurer diverses propriétés rocheuses. La mesure de la vitesse d’ondes acoustiques peut être répétée à de nombreuses reprises pour former un profil sismique vertical.

L’examen d’un profil sismique vertical peut indiquer à un opérateur qu’une opération de puits de forage peut s’avérer bénéfique au trou de forage pour la production. Il est chronophage et coûteux de retirer le système de câble, monter le tubage enroulé et disposer le tubage enroulé dans le trou de forage en vue d’opérations ultérieures dans le trou de forage. De plus, il peut être chronophage et coûteux de démonter le tubage enroulé donc un système de câble peut être monté pour déterminer les effets du travail sur le trou de forage. Si les effets sur le trou de forage ne sont pas satisfaisants, encore plus de temps, d’argent et d’efforts seront nécessaires pour démonter le câble et répéter le processus. Parmi les exemples de types d’opérations répandus dans lesquels cela peut se produire, l’on peut citer la stimulation du trou de forage, le nettoyage, la fracturation et/ou l’acidification et le levage par l’azote. Un système et un procédé pouvant réaliser les opérations de stimulation et étant capable, simultanément, d’enregistrer des mesures pour produire un profil sismique vertical peuvent s’avérer bénéfiques.

BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS

Ces dessins illustrent des aspects de certains exemples de la présente invention, et ne doivent pas être utilisés pour limiter ou définir l’invention.

La figure 1 illustre un exemple d’une colonne de tubage enroulé ; et

La figure 2 illustre un exemple d’une opération de traitement dans un trou de forage.

DESCRIPTION DÉTAILLÉE

La présente invention peut concerner de manière générale un système et un procédé de collecte de données sismiques. En particulier, les modes de réalisation peuvent concerner la collecte de données sismiques pendant que le tubage enroulé, équipé d’une fibre optique, se trouve dans le trou de forage. Un tubage enroulé équipé d’une fibre peut permettre la réalisation de nombreuses applications pendant que le tubage enroulé est disposé dans le trou de forage, telles que la production de produits sismiques dans des trous de forage en utilisant une détection acoustique distribuée.

La figure 1 illustre un système 100 de tubage enroulé, qui peut comprendre une colonne de tubage enroulé 102. Dans des exemples, la colonne de tubage enroulé 102 peut être couplée à un ensemble fond de trou (non illustré) composé de divers sous-ensembles et outils, tels qu’un outil de détection à rayons gamma, un outil de localisation de cuvelage ou un outil de télémétrie par impulsions. La colonne de tubage enroulé 102 peut être disposée autour de et/ou retirée de la bobine 104 par un injecteur 106 de tubage et injectée dans un trou 108 de forage à travers une garniture d’étanchéité 110 et un obturateur anti-éruption 112. Cela peut permettre à la colonne de tubage enroulé 102 de traverser le trou 108 de forage. Comme représenté, un trou 108 de forage peut être vertical. Cependant, comme décrit plus en détail ci-dessous, un trou 108 de forage peut avoir une portée relativement étendue et éventuellement tourner à l’horizontal. De plus, un forage directionnel peut entraîner un trou 108 de forage tortueux avec de nombreuses courbures et de nombreux virages. Les opérations de tubage enroulé peuvent être adaptées pour fournir un accès à ce trou 108 de forage, en prenant en compte le fait que le déploiement d’outils de câble dans ce trou 108 de forage peut nécessiter un outil de traction à moteur, ce qui augmente le coût et le poids de la colonne d’instruments et rallonge la durée de l’opération.

Dans des exemples, la colonne de tubage enroulé 102 peut être une longueur continue d’acier, d’acier allié, d’acier inoxydable, de tubage composite ou d’un autre matériau métallique ou non métallique approprié qui peut être suffisamment flexible pour être enroulé sur une bobine 104 en vue du transport, et la bobine 104 elle-même peut être située sur un camion de tubage enroulé pour des questions de mobilité (non illustré). Compte tenu de l’absence relative de joints, il peut être avantageux d’utiliser une colonne de tubage enroulé 102 lors du pompage de produits chimiques au fond du trou.

Dans le trou 108 de forage, la colonne de tubage enroulé 102 peut comprendre un sous-ensemble et un ou plusieurs outils couplés à la colonne de tubage enroulé 102, qui peut constituer l’ensemble de fond de trou. Le sous-ensemble peut commander la communication entre les éléments de gueule de trou et les éléments de fond de trou, et peut également commander la communication entre les éléments de fond de trou tels que les un ou plusieurs outils en fournissant une horloge commune, une source d’alimentation, un bus de communication et analogues. Les outils peuvent être des sous-ensembles, ou d’autres sections de la colonne de tubage enroulé 102, qui remplissent des fonctions spécifiques à une opération de tubage enroulé. Par exemple, dans une opération de perforation, les outils peuvent comprendre un outil de perforation comprenant des perforateurs et analogues. En guise d’autre exemple, dans des opérations de fraisage, les outils peuvent comprendre un outil de fraisage comprenant un trépan. Sans qu’elles ne s’y limitent, des applications de tubage enroulé peuvent également être effectuées en mer.

Les outils disposés à l’extrémité de la colonne de tubage enroulé 102 peuvent être commandées par le système 114 de traitement de l’information. De plus, les mesures prises et/ou effectuées par les outils peuvent être transmises au système 114 de traitement de l’information. Comme illustré, le système 114 de traitement de l’information peut comprendre tout instrument ou ensemble d’instruments pouvant fonctionner pour calculer, estimer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, créer, permuter, stocker, afficher, mettre en évidence, détecter, enregistrer, reproduire, traiter ou utiliser toute forme d’informations, de renseignements ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de commande ou autres. A titre d’exemple, un ordinateur personnel, un dispositif de stockage réseau ou tout autre dispositif approprié peut être un système 114 de traitement de l’information, et la taille, la forme, les performances, les fonctionnalités et le prix de celui-ci peuvent varier. Le système 114 de traitement de l’information peut comprendre une unité centrale 116 (par exemple un microprocesseur, une unité centrale de traitement, etc.) qui peut traiter les données de journalisation EM en exécutant un logiciel ou des instructions obtenus à partir de supports lisibles par ordinateur non transitoires locaux 118 (par exemple, des disques optiques, des disques magnétiques). Des supports lisibles par ordinateur non transitoires 118 peuvent stocker un logiciel ou des instructions des procédés décrits dans les présentes. Des supports lisibles par ordinateur non transitoires 148 peuvent comprendre tout instrument ou ensemble d’instruments pouvant conserver des données et/ou des instructions pendant une période de temps. Les supports lisibles par ordinateur non transitoires 118 peuvent comprendre, par exemple, des supports de stockage tels qu’un dispositif de stockage à accès direct (par exemple un lecteur de disque dur ou un lecteur de disquette), un dispositif de stockage à accès séquentiel (par exemple un lecteur de disque bande), un disque compact, un CD-ROM, un DVD, une mémoire vive, une mémoire morte, une mémoire morte effaçable et programmable électriquement (EEPROM), et/ou une mémoire flash ; ainsi que des supports de communication tels que des fils, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio et d’autres supports électromagnétiques et/ou optiques ; et/ou toute combinaison de ce qui précède. Le système 114 de traitement de l’information peut également comprendre un (des) dispositifs) 120 d’entrée (par exemple, un clavier, une souris, un pavé tactile, etc.) et un (des) dispositifs) 152 de sortie (par exemple, un moniteur, une imprimante, etc.). Le(s) dispositifs) 120 d’entrée et le(s) dispositifs) 122 de sortie fournissent une interface utilisateur qui permet à un opérateur d’interagir avec des outils couplés à la colonne de tubage enroulé 102. A titre d’exemple, le système 114 de traitement de l’information peut permettre à un opérateur de sélectionner des options d’analyse, de visualiser des données de journalisation collectées, de visualiser des résultats d’analyse et/ou d’effectuer d’autres tâches.

Dans des exemples, un câble 124 de fibre optique peut être disposé à l’intérieur de la colonne de tubage enroulé 102. Le câble 124 de fibre optique peut être utilisé en tant que support de communication entre le système 114 de traitement de l’information et un outil disposé sur la colonne de tubage enroulé 102, ou peut être utilisé pour la détection, par exemple via une détection de température distribuée (« DTS »). Le câble 124 de fibre optique peut se composer d’une ou plusieurs fibres optiques, qui peuvent toutes être une fibre monomodale, des fibres multimodales, et/ou une combinaison de fibres multimodales et de fibres monomodales. De plus, le câble de fibre optique peut être intégré à l’intérieur d’un câble électriquement conducteur dans lequel les fibres optiques et les câbles électriques peuvent être regroupés ensemble. Dans des exemples, les câbles électriques peuvent comprendre un fil électrique. Les fils électriques peuvent être utilisés pour alimenter des outils en fond de trou, transmettre des données vers et depuis la surface, envoyer des commandes vers et depuis la surface, et/ou être utilisés à des fins de télémétrie, et/ou une combinaison de ceux-ci. Dans des exemples, le câble 124 de fibre optique peut être utilisé comme un outil de détection acoustique distribuée (« DAS »), qui peut être utilisé pour produire un profil sismique vertical (« VSP »). Pour produire un VSP, des ondes acoustiques se propageant dans une formation rocheuse, qui peuvent être des ondes élastiques, produisent des contraintes dynamiques dans les formations rocheuses, qui peuvent être enregistrées. Ces contraintes peuvent être acheminées jusqu’au câble 124 de fibre optique disposé dans la colonne de tubage enroulé 102.

Dans des exemples, le câble 124 de fibre optique peut être couplé par contrainte à la colonne de tubage enroulé 102, ce qui peut permettre le transfert de forces au câble 124 de fibre optique. Par conséquent, la contrainte subie par la colonne de tubage enroulé 102 peut être transférée au câble 124 de fibre optique, ce qui peut permettre de mesurer la contrainte. A titre d’exemple, un déplacement des roches environnantes dans la formation 130 peut affecter la colonne de tubage enroulé 102, et à son tour, le déplacement de la colonne de tubage enroulé 102 peut produire une contrainte dans le câble 124 de fibre optique. A moins qu’un grand soin ne soit accordé pour garantir l’uniformité du mécanisme de couplage par contrainte maintenant le câble 124 de fibre optique à la colonne de tubage enroulé 102, la sensibilité du câble 124 de fibre optique au déplacement peut varier le long du trou 108 de forage. A titre d’exemple, à un emplacement situé le long de la colonne de tubage enroulé 102, le câble 124 de fibre optique peut être suspendu à l’intérieur de la colonne de tubage enroulé 102 sans être en contact avec les parois de la colonne de tubage enroulé 102. Ainsi, les contraintes s’exerçant sur la colonne de tubage enroulé 102 ne peuvent être transférées qu’en partie au câble 124 de fibre optique. Dans des exemples, il est possible d’établir une moyenne des mesures de contraintes sur toute la longueur du câble 124 de fibre optique délimitée par les emplacements les plus proches où il existe un contact entre le câble 124 de fibre optique et une paroi d’une colonne de tubage enroulé 102 pour déterminer les mesures de contraintes. Un problème similaire peut se poser dans le couplage par contrainte entre le trou 108 de forage et la colonne de tubage enroulé 102. Pour enregistrer un signal sismique avec un bruit minime, le trou 108 de forage peut être en contact avec la colonne de tubage enroulé 102 sur au moins une partie de la longueur d’intérêt pour produire un profil VSP. De plus, un contact entre le câble 124 de fibre optique et la paroi intérieure de la colonne de tubage enroulé 102 peut également améliorer la détection, l’enregistrement et la mesure d’ondes sismiques sur au moins une partie de la même longueur.

Pour obtenir un couplage par contrainte approprié, le câble 124 de fibre optique peut comprendre « une longueur de câble supplémentaire » pour garantir que le câble 124 de fibre optique peut être en communication physique à l’intérieur de la colonne de tubage enroulé 102 à la suite de la déformation causée par la force axiale nécessaire pour maintenir la longueur de câble supplémentaire dans la colonne de tubage enroulé 102. En d’autres termes, le câble 124 de fibre optique disposé dans la colonne de tubage enroulé 102 peut être plus long que la colonne de tubage enroulé 102 de sorte qu’il existe une longueur supplémentaire de câble 124 de fibre optique dans la colonne de tubage enroulé 102. Dans des exemples, le câble 124 de fibre optique peut présenter une longueur supérieure à celle de la colonne de tubage enroulé 102 d’au moins 1 %, 5 %, 10 % ou plus. Dans des exemples, le couplage par contrainte peut également comprendre le soudage du câble 124 de fibre optique au diamètre intérieur de la colonne de tubage enroulé 102 pendant la fabrication de la colonne de tubage enroulé 102. De plus, le câble 124 de fibre optique peut être aimanté et/ou fixé à la colonne de tubage enroulé 102 à travers un dispositif mécanique tel qu’un crochet, ou un tube à expansion (de type grille) à l’intérieur de la colonne de tubage enroulé 102. Il convient de préciser que le câble 124 de fibre optique peut être disposé sur le diamètre intérieur et/ou le diamètre extérieur de la colonne de tubage enroulé 102. Dans des exemples, le diamètre intérieur de la colonne de tubage enroulé 102 peut assurer la protection du câble 124 de fibre optique pendant les opérations de trou de forage.

Pendant les opérations, la colonne de tubage enroulé 102 peut être disposée à l’intérieur du trou 108 de forage et peut être en communication avec le diamètre intérieur du trou 108 de forage et/ou un cuvelage en ciment du trou 108 de forage. Dans des exemples, une source sismique 126 peut être utilisée pour produire des ondes sismiques 128 qui peuvent traverser la formation 130 et peuvent être enregistrées par le câble 124 de fibre optique. La source sismique 126 peut comprendre une vibrosismique, de la dynamite, un générateur d’ondes de choc et/ou un canon à air dans une fosse/un bassin. Dans les applications en mer, la source sismique 126 peut être un canon à air. Le câble 124 de fibre optique peut faire partie d’un système acoustique distribué (« DAS »), qui peut interroger le câble 124 de fibre optique à une fréquence appropriée pour obtenir des données sismiques. Les données sismiques peuvent être enregistrées par le DAS à travers le câble 124 de fibre optique et peuvent être traitées par le système 114 de traitement de l’information pour produire un VSP et/ou des produits sismiques similaires.

Dans des exemples, un outil 132 peut être couplé à la colonne de tubage enroulé 102. Il convient de préciser que l’outil 132 peut être couplé près d’une extrémité de la colonne de tubage enroulé 102 et/ou à tout autre emplacement approprié le long de la colonne de tubage enroulé 102. L’outil 132 peut comprendre un localisateur de collier, un dispositif à rayons gamma, une source de vibrosismique et/ou analogues. Π convient de préciser que l’outil 132 peut comprendre un réseau de géophones disposé à l’extrémité de la colonne de tubage enroulé 102. Dans des exemples, les géophones peuvent être disposés à un quelconque emplacement le long de la colonne de tubage enroulé 102. Les géophones peuvent fonctionner comme des points d’étalonnage de la position du câble 124 de fibre optique en rapport avec la colonne de tubage enroulé 102. De plus, les géophones peuvent servir à produire des données de correction d’angle d’incidence pour le DAS, qui peuvent être intégrées au VSP.

L’outil 132 peut également comprendre un mécanisme de serrage. Le mécanisme de serrage peut servir pour la fixation au trou 108 de forage. Le mécanisme de serrage peut être un bras latéral qui peut s’étendre et peut être commandé depuis la surface. La force d’actionnement pour déployer le bras latéral peut provenir d’un actionneur électrique, d’un système hydraulique, ou dépendre d’un mécanisme à ressort préchargé. L’actionnement peut également provenir d’un fluide pompé à l’intérieur de la colonne de tubage enroulé 102, ou peut être réalisé en ajoutant une tension ou une pression à la colonne de tubage enroulé 102. Une fois en place, le mécanisme de serrage peut permettre à un opérateur d’ajouter des tensions et/ou une compression à la colonne de tubage enroulé 102 depuis la surface. Pendant ces opérations, un opérateur ou un prestataire de services peut redresser la colonne de tubage enroulé 102 par tension ou former un contact hélicoïdal contre le diamètre intérieur de la paroi du trou 108 de forage par compression. Dans les deux cas, un couplage par contrainte peut exister entre le trou 108 de forage et la colonne de tubage enroulé 102, lequel peut produire des données VSP fiables et précises en utilisant le DAS.

Sans limitation, l’outil 132 peut inclure un outil sonique, qui peut générer des ondes tubulaires à l’intérieur du trou 108 de forage. Un outil sonique fixé peut générer, dans le trou 108 de forage rempli de fluide, des ondes tubulaires, qui peuvent se propager jusqu’à la surface. Ces ondes tubulaires peuvent être enregistrées à la surface par des instruments associés au système 114 de traitement de l’information. Le DAS, relié au câble 124 de fibre optique, peut interroger le câble 124 de fibre optique à une fréquence appropriée pour obtenir des données sismiques à partir des ondes tubulaires. Les ondes tubulaires peuvent agir comme une aide pour les étalonnages de profondeur du câble 124 de fibre optique ou pour éclairer les éléments (non illustrés) dans le trou 108 de forage (c’est-à-dire les jonctions de cuvelage, les points d’extrémité des colonnes de cuvelage, etc.). Les ondes tubulaires peuvent induire un signal de contrainte dynamique dans le câble 124 de fibre optiquelequel signal peut être enregistré par le système DAS dans le système 114 de traitement de l’information.

A titre d’exemple, le câble 124 de fibre optique peut servir de récepteur acoustique pour recevoir les ondes sismiques 128 émises à partir de la source sismique 126. Les ondes sismiques 128 peuvent provoquer des vibrations, y compris des variations de la contrainte, dans le câble 124 de fibre optique. Un interrogateur optique 134 relié au câble 124 de fibre optique détecte des variations de la lumière telle que transmise à travers le câble 124 de fibre optique en raison des vibrations, et détecte ainsi la présence (ou l’absence) d’ondes sismiques 128.

Dans un système DAS, l’interrogateur optique 134 peut lancer des impulsions de lumière dans le câble 124 de fibre optique et détecter une rétrodiffusion de lumière (par exemple, une rétrodiffusion de Rayleigh cohérente) à travers le câble 124 de fibre optique. Dans un système interférométrique ou de réseau de Bragg sur fibre, l’interrogateur optique 134 peut détecter des variations de l’amplitude réfléchie et/ou de la phase de la lumière réfléchie (par exemple, à partir des réseaux de Bragg sur fibre, etc.) à travers le câble 124 de fibre optique, afin de détecter des ondes sismiques 128. De manière alternative, si le câble 124 de fibre optique prend la forme d’une boucle qui part de la surface, s’étend dans le puits puis revient à la surface, c’està-dire si les deux extrémités du câble 124 de fibre optique sont accessibles à la surface, des changements d’amplitude et/ou de phase de lumière transmise peuvent également être utilisés pour interroger le système.

Dans des exemples, les ondes tubulaires peuvent être utilisées pour fournir un profil de profondeur de la position du câble le long du trou 108 de forage. A titre d’exemple, l’on peut partir du principe qu’une onde tubulaire se propageant dans un trou 108 de forage (également appelée onde de Stoneley) se déplace à une vitesse uniforme le long des segments du trou 108 de forage. Le suivi de la position de l’onde le long du câble 124 de fibre optique peut donc être utilisé pour ré-étalonner la position mesurée dans le signal DAS et la position calculée en fonctionde la vitesse de déplacement d’onde uniforme. Les réflexions d’ondes de Stoneley à des endroits connus (tels que des changements de diamètre de cuvelage) peuvent également être utilisés pour améliorer l’étalonnage de la profondeur. Dans des exemples, une ou plusieurs sources de vibrosismique peuvent être positionnées au niveau de la gueule de puits pour réduire l’amplitude des ondes de surface, ce qui peut réduire la génération d’ondes tubulaires à la surface. D’autres caractéristiques des ondes tubulaires peuvent être intéressantes pour la caractérisation du trou 108 de forage ou d’un réservoir. A titre d’exemple, des fractures dans un réservoir peuvent provoquer des changements d’amplitudes, et des réflexions dans les ondes tubulaires. Des résonances supplémentaires peuvent également être observées dans les ondes tubulaires à la suite de l’interaction du fluide de trou de forage avec le fluide présent dans des fractures des roches environnant le trou 108 de forage.

Tel qu’illustré à la figure 2, la colonne de tubage enroulé 102 peut être utilisée dans les opérations de traitement. Les opérations de traitement peuvent notamment être des opérations de fracturation, des opérations de nettoyage, des opérations d’acidification et/ou des opérations d’élevage par l’azote, et/ou toute opération similaire. La figure 2 illustre une opération de fracturation. Pendant les opérations, deux ensembles de colonne de tubage enroulé 102 peuvent être employés. Une première colonne de tubage enroulé peut être disposée dans un puits 200 de traitement. Une seconde colonne de tubage enroulé peut être disposée dans un puits d’observation (non illustré) pour surveiller les opérations à l’intérieur du puits 200 de traitement. La figure 2 illustre un exemple de puits 200 de traitement à utiliser avec un puits souterrain. Dans le mode de réalisation illustré, le puits 200 de traitement peut être utilisé pour stimuler une formation 202 (par exemple, fracturation, stimulation de matrice à l’acide, etc.) à travers la colonne de tubage enroulé 102. Dans des exemples, la colonne de tubage enroulé 102 peut être disposée à l’intérieur de conduits (par exemple un premier cuvelage 204, un second cuvelage 206, etc.). Les conduits peuvent comprendre un matériau adapté, tel que de l’acier, du chrome ou des alliages. Tel qu’illustré, un trou 208 de forage peut s’étendre à travers la formation 202 et/ou une pluralité de formations 130. Tandis que le trou 208 de forage est représenté s’étendant généralement à la verticale dans la formation 202, les principes décrits ici sont également applicables aux trous de forage qui s’étendent à un angle à travers la formation 202, tels que les trous de forage horizontaux et inclinés. A titre d’exemple, même si la figure 2 montre un puits vertical ou avec un angle d’inclinaison faible, un angle d’inclinaison élevé ou un placement horizontal du puits et des équipements est également possible. Il convient en outre de préciser que, tandis que la figure 2 illustre de manière générale une opération terrestre, l’homme de métier reconnaîtra facilement que les principes décrits ici sont également applicables aux opérations sous-marines qui emploient des plateformes et des installations flottantes ou en mer, sans s’écarter de la portée de l’invention.

Comme illustré à la figure 2, un ou plusieurs conduits, représentés ici comme un premier cuvelage 204 et un second cuvelage 206 peuvent être disposés dans le trou 208 de forage. Le premier cuvelage 204 peut prendre la forme d’un cuvelage intermédiaire, d’un cuvelage de production, d’une garniture ou d’un autre conduit adapté, comme le comprendra l’homme de métier. Le second cuvelage 206 peut prendre la forme d’un cuvelage de surface, d’un cuvelage intermédiaire ou d’un autre conduit adapté, comme le comprendra l’homme de métier. Même s’ils ne sont pas illustrés, des conduits supplémentaires peuvent également être installés dans le trou 208 de forage comme souhaité pour une application particulière. Dans le mode de réalisation illustré, le premier cuvelage 204 et le second cuvelage 206 peuvent être cimentés aux parois du trou 208 de forage par du ciment 210. De manière non limitative, un ou plusieurs centreurs 212 peuvent être fixés au premier cuvelage 204 et/ou au second cuvelage 206, par exemple, pour centrer le conduit correspondant dans le trou 208 de forage, ainsi que pour protéger les équipements supplémentaires (par exemple détecteurs de champ électromagnétique, non illustrés).

Dans le mode de réalisation illustré, le puits 200 de traitement peut comprendre un palan 214. Dans des exemples, la colonne de tubage enroulé 102 peut être enroulée à l’intérieur du palan 214. Dans des exemples, le palan 214 peut être utilisé pour lever et/ou baisser la colonne de tubage enroulé 102 dans le trou 208 de forage. La colonne de tubage enroulé 102 peut également acheminer des fluides, des agents de soutènement et/ou analogues en fond de trou jusqu’à la formation 202. Comme indiqué ci-dessous, des outils supplémentaires peuvent être disposés sur la colonne de tubage enroulé 102.

Le puits 200 de traitement peut en outre comprendre un système 114 de traitement de l’information. Comme illustré, le système 114 de traitement de l’information peut être disposé à la surface 215. Dans des exemples, le système 114 de traitement de l’information peut être disposé en fond de trou. Toute technique appropriée peut être utilisée pour transmettre des signaux de la colonne de tubage enroulé 102 au système 114 de traitement de l’information. Comme illustré, une liaison 218 de communication (qui peut être câblée ou sans fil, par exemple) peut être fournie. Elle peut transmettre des données du câble 124 de fibre optique au système 114 de traitement de l’information. Le système 114 de traitement de l’information peut être conçu pour recevoir des signaux provenant du câble 124 de fibre optique qui peuvent être représentatifs de mesures réalisées à partir d’un outil disposé sur la colonne de tubage enroulé 102. Le système 114 de traitement de l’information peut agir comme un système d’acquisition de données et éventuellement comme un système de traitement des données qui analyse les mesures, par exemple, pour déduire une ou plusieurs propriétés de formation 202, des mesures et/ou des informations provenant de l’outil, et/ou qui analyse des mesures sur le travail effectué par le puits 200 de traitement.

La figure 2 illustre en outre le puits 200 de traitement en fonctionnement pour introduire un fluide dans les fractures 220. Le puits 200 de traitement peut comprendre un système de traitement de fluide 222, qui peut comprendre une alimentation 224 en fluide, des équipements 226 de mélange, et des équipements 228 de pompage qui peuvent être reliés à la colonne de tubage enroulé 102. Les équipements 228 de pompage peuvent être couplés de manière fluidique avec l’alimentation 224 en fluide et la colonne de tubage enroulé 102 pour transmettre un fluide 216 de fracturation dans le trou 208 de forage. L’alimentation 224 en fluide et les équipements 228 de pompage peuvent être situés au-dessus de la surface 215 tandis que le trou 208 de forage est situé en dessous de la surface 215.

Le puits 200 de traitement peut également être utilisé pour l’injection d’un fluide de tampon et de pré-tampon dans la formation 202 à un débit d’injection supérieur au gradient de fracture pour créer au moins une fracture 220 dans la formation 202. Le puits 200 de traitement peut ensuite injecter le fluide 216 de fracturation dans la formation 202 environnant le trou 208 de forage à travers la perforation 230. Les perforations 230 peuvent permettre la communication entre le trou 208 de forage et la formation 202. Comme illustré, les perforations 230 peuvent pénétrer dans le premier cuvelage 204 et le ciment 210 en permettant la communication entre l’intérieur du premier cuvelage 204 et les fractures 220. Un bouchon 232, qui peut être n’importe quel type de bouchon pour des applications de champ pétrolifère (par exemple un bouchon de support), peut être disposé dans le trou 208 de forage au-dessous des perforations 230.

Conformément aux systèmes, aux procédés et/ou aux compositions de la présente invention, le fluide 216 de fracturation peut être pompé via des équipements 228 de pompage depuis l’alimentation 224 en fluide en descendant à l’intérieur du premier cuvelage 204 à travers la colonne de tubage enroulé 102 et dans la formation 202 à ou au-dessus d’un gradient de fracture de la formation 202. Le pompage du fluide 216 de fracturation à ou au-dessus du gradient de fracture de la formation 202 peut créer (ou accroître) au moins une fracture (par exemple des fractures 220) s’étendant dans la formation 202 à partir des perforations 230. Pendant les opérations de fracturation, le câble 124 de fibre optique peut enregistrer des informations et des mesures concernant la progression des opérations de fracturation. Ces informations peuvent être traitées et affichées sur un VSP à divers stades avant, pendant et après une opération de fracturation hydraulique. Un profil VSP peut avoir été obtenu en utilisant la colonne de tubage enroulé 102 dans laquelle le câble 124 de fibre optique peut être disposé avant l’opération de fracturation à utiliser en tant que base de référence. Les informations et mesures enregistrées peuvent être communiquées au système 114 de traitement de l’information à la surface 215 depuis le câble 124 de fibre optique. En utilisant une source acoustique de fond de trou, ou une ou plusieurs sources à la surface 215, des données sismiques peuvent également être collectées en même temps que l’opération de fracturation. L’opération de fracturation peut être divisée en étapes telles qu’un premier type de fluide est pompé, des données sismiques sont obtenues, puis un second type de fluide est pompé. Par exemple, un premier fluide peut se composer d’un fluide de tampon, dépourvu d’agent de soutènement, et être utilisé pour créer des fractures 220. Pendant que la fracture est maintenue ouverte, des données sismiques peuvent être obtenues. Après quoi l’agent de soutènement peut ensuite être pompé, par exemple dans un second fluide, pour insérer l’agent de soutènement dans les fractures créées pendant l’opération de fracturation. D’autres données sismiques peuvent ensuite être collectées à la fois avant la libération de la pression et après. A titre d’exemple, des données peuvent être collectées avant les opérations de pompage de fluide 216 et avant la création de la fracture 220. Des données peuvent être collectées après la libération de la pression et la fermeture de la cassure. La surveillance des opérations de fracturation peut être réalisée avec la colonne de tubage enroulé 102 disposée dans le puits 200 de traitement, la colonne de tubage enroulé 102 étant utilisée pour l’acheminement du fluide de fracturation, ou la colonne de tubage enroulé 102 surveillant simplement le travail de fracturation et le fluide de fracturation étant pompé dans le puits lui-même, en dehors du tubage enroulé 102.

Dans des exemples, en suivant la position du câble 124 de fibre optique par rapport à la colonne de tubage enroulé 102 (voir la figure 1), et plus généralement par rapport au trou 108 de forage, des mesures de fibre in-situ peuvent être utilisées pour cartographier la longueur du câble 124 de fibre optique. Cela peut inclure une mesure de contrainte, une mesure de courbure de fibre, une mesure de température de fibre et/ou une mesure de l’énergie de la lumière rétrodiffusée. Une mesure de contrainte peut être effectuée par le biais d’une opération de diffusion Brillouin (via une réflectométrie optique temporelle de Brillouin, BOTDR, ou une analyse optique temporelle de Brillouin, BOTDA), ou une diffusion de Rayleigh utilisant une réflectométrie optique dans le domaine des fréquences (OFDR). Une mesure de courbure de fibre peut être effectuée en utilisant une réflectométrie optique temporelle de polarisation (P-OTDR) ou une réflectométrie optique de polarisation dans le domaine des fréquences (P-OFDR). Une mesure de température de fibre peut être effectuée en utilisant une DTS à effet Raman. Une mesure DAS de l’énergie de lumière rétrodiffusée peut être effectuée en utilisant un programme de seuillage automatique, T exhémité de fibre est définie sur le canal DAS pour lequel les lignes non résonantes d’énergie de lumière rétrodiffusée. Ces mesures peuvent avoir pour objectif de calculer la longueur du câble 124 de fibre optique, et sa courbure distribuée. La courbure distribuée fournit une mesure de la courbure du câble 124 de fibre optique et peut donc déterminer la pente du motif en spirale ou sinusoïdal réalisé par le câble à l’intérieur de la colonne de tubage enroulé 102 et la pente du motif en spirale ou sinusoïdal réalisé par la colonne de tubage enroulé 102 à l’intérieur du trou 208 de forage. Ces mesures peuvent aider à identifier une position le long du câble 124 de fibre optique, où les mesures ont été enregistrées par le système DAS pendant l’acquisition de données VSP. Dans des exemples, ces mesures peuvent être utilisées conjointement à des procédés acoustiques en utilisant les ondes (tubulaires) de Stoneley décrites ci-dessus.

Les mesures DAS fournissent un composant unique de contrainte, dans la direction axiale du câble 124 de fibre optique, et, en fonction du type d’ondes générées dans le trou 208 de forage, il peut être intéressant de pouvoir mesurer d’autres composants de la contrainte. Cela est possible avec une colonne de tubage enroulé 102 dans laquelle des géophones ou des accéléromètres peuvent être fixés. Des géophones et des accéléromètres peuvent être capables de détecter, de mesurer et/ou d’enregistrer un mouvement traversant la colonne de tubage enroulé 102. Dans des exemples, des géophones et des accéléromètres comprennent des capteurs optiques ou électriques. La sortie des géophones électriques peut être convertie en signal acoustique en utilisant des éléments piézo-électriques ou magnétostrictifs qui peuvent produire un signal de contrainte à l’intérieur du câble 124 de fibre optique conformément au signal mesuré provenant d’un géophone. Cette conversion à partir de la sortie de géophone ou d’accéléromètre peut être effectuée dans un domaine de signal analogique (par exemple, une fréquence de tonalité peut être produite, laquelle peut varier avec la résistance du signal) ou les signaux électriques provenant des transducteurs peuvent tout d’abord être numérisés grâce à l’électronique locale et acheminés de manière numérique (ou par des signaux analogiques traités) à la fibre optique en utilisant un transducteur électro-acoustique placé à proximité du câble 124 de fibre optique. D’autres capteurs, tels qu’un EM, un hydrophone ou des sondes de température peuvent également être placés le long de la colonne de tubage enroulé 102 et leur signal converti pour produire une réponse acoustique.

La conversion peut comprendre la production d’une tonalité de fréquence, dont la valeur peut être associée à la quantité mesurée. Le même signal de fréquence peut également être utilisé comme point d’emplacement connu pour aider plus avant à étalonner la position du câble 124 de fibre optique le long de la colonne de tubage enroulé 102 et, plus généralement, à l’intérieur du trou 208 de forage. La sortie de géophones, d’accéléromètres ou d’hydrophones peut être utilisée pour aider à interpréter les signaux VSP. A titre d’exemple, ils peuvent être utilisés pour mieux distinguer les ondes P et S dans les données collectées par le DAS. Les capteurs déployés le long de la colonne de tubage enroulé 102 et utilisant le câble 124 de fibre optique comme canal de télémétrie (télémétrie acoustique) peuvent être contenus à l’intérieur de la colonne de tubage enroulé 102 ou fixés extérieurement à la colonne de tubage enroulé 102. Les capteurs peuvent également être présents dans le trou 208 de forage (par exemple, derrière le cuvelage) et utiliser le câble 124 de fibre optique comme canal de télémétrie acoustique tandis que la colonne de tubage enroulé 102 peut être disposée dans le trou 208 de forage.

Dans des exemples, il peut être souhaitable de déployer une colonne de tubage enroulé 102 dans un trou 208 de forage pendant une période de temps prolongée, à utiliser pour les mesures au cours de la période de temps prolongée. De plus, une « colonne de détection » peut également être déployée dans un puits d’observation, et peut même être cimentée en place pour demeurer en permanence dans le trou 208 de forage.

La description précédente fournit divers exemples des systèmes et procédés d’utilisation décrits ici qui peuvent contenir des étapes de procédés différentes et des combinaisons de composants alternatives.

Enoncé 1. Un système peut comprendre une colonne de tubage enroulé et un câble de fibre optique disposé dans la colonne de tubage enroulé, le câble de fibre optique étant couplé par contrainte à la colonne de tubage enroulé.

Enoncé 2. Système selon l’énoncé 1, dans lequel le couplage par contrainte entre la colonne de tubage enroulé et le câble de fibre optique est formé au moyen d’une soudure, d’un crochet, d’une aimantation ou d’un tube à expansion.

Enoncé 3. Système selon les énoncés 1 ou 2, dans lequel le câble de fibre optique est soudé à un diamètre intérieur de la colonne de tubage enroulé.

Enoncé 4. Système selon les énoncés 1 à 3, dans lequel le câble de fibre optique est plus long que la colonne de tubage enroulé dans laquelle le câble de fibre optique est disposé de sorte que la longueur supplémentaire du câble de fibre optique est disposée dans la colonne de tubage enroulé.

Énoncé 5. Système selon les énoncés 1 à 4, comprenant en outre une source de vibrosismique, dans lequel la source de vibrosismique est conçue pour réduire une amplitude d’une onde de surface au niveau d’une gueule de puits.

Énoncé 6. Système selon les énoncés 1 à 5, comprenant en outre un outil, dans lequel l’outil est couplé à la colonne de tubage enroulé et l’outil est au moins un géophone, un localisateur de collier, un dispositif à rayons gamma ou une source de vibrosismique.

Énoncé 7. Système selon les énoncés 1 à 6, comprenant en outre un mécanisme de serrage couplé à la colonne de tubage enroulé et dans lequel le mécanisme de serrage fixe la colonne de tubage enroulé à une paroi d’un trou de forage.

Énoncé 8. Système selon les énoncés 1 à 7, comprenant en outre un outil sonique couplé à la colonne de tubage enroulé et dans lequel l’outil sonique génère une onde tubulaire.

Énoncé 9. Système selon les énoncés 1 à 8, comprenant en outre un système de détection acoustique distribué. Le système de détection acoustique distribué peut comprendre un interrogateur optique, dans lequel l’interrogateur optique est relié au câble de fibre optique. L’interrogateur optique peut être conçu pour transmettre une lumière dans le câble de fibre optique et détecter une variation de la lumière tandis que la lumière traverse le câble de fibre optique. Le système acoustique distribué peut en outre comprendre un système de traitement de l’information, dans lequel le système de traitement de l’information peut être capable de traiter la variation de la lumière pour déterminer une propriété du trou de forage.

Énoncé 10. Système selon les énoncés 1 à 9, dans lequel la colonne de tubage enroulé est couplée avec contrainte à un trou de forage et le couplage par contrainte est formé au moyen d’une soudure, d’un crochet, d’une aimantation ou d’un tube à expansion.

Énoncé 11. Système selon les énoncés 1 à 10, dans lequel le câble de fibre optique est disposé dans un faisceau avec le câble électrique, un ou plusieurs fils électriques se trouvant dans le câble électrique.

Énoncé 12. Système selon les énoncés 1 à 11, dans lequel le câble de fibre optique est une pluralité de fibres optiques.

Énoncé 13. Un procédé de réalisation d’une opération de trou de forage peut comprendre la disposition d’une colonne de tubage enroulé dans un trou de forage, un câble de fibre optique étant couplé par contrainte à la colonne de tubage enroulé, et la mesure d’au moins une propriété du trou de forage avec le câble de fibre optique.

Énoncé 14. Procédé selon l’énoncé 13, comprenant en outre le traitement de l’au moins une propriété du trou de forage avec un système de traitement de l’information, la création d’un profil sismique vertical à partir de l’au moins une propriété du trou de forage ; et l’affichage d’un profil sismique vertical pour un opérateur.

Énoncé 15. Procédé selon les énoncés 13 ou 14, dans lequel le câble de fibre optique est soudé à un diamètre intérieur de la colonne de tubage enroulé.

Énoncé 16. Procédé selon les énoncés 13 à 15, dans lequel le câble de fibre optique est plus long que la colonne de tubage enroulé dans laquelle le câble de fibre optique est disposé de sorte que la longueur supplémentaire du câble de fibre optique est disposée dans la colonne de tubage enroulé.

Énoncé 17. Procédé selon les énoncés 13 à 16, comprenant en outre une source de vibrosismique, dans lequel la source de vibrosismique est conçue pour réduire une amplitude d’une onde de surface au niveau d’une gueule de puits.

Énoncé 18. Procédé selon les énoncés 13 à 17, comprenant en outre la disposition d’une seconde colonne de tubage enroulé dans un second trou de forage et le couplage de l’au moins un capteur sur la seconde colonne de tubage enroulé.

Énoncé 19. Procédé selon les énoncés 13 à 18, dans lequel le câble de fibre optique est disposé dans un faisceau avec un câble électrique, un ou plusieurs fils électriques se trouvant dans le câble électrique.

Énoncé 20. Procédé selon les énoncés 13 à 19, le câble de fibre optique étant une pluralité de fibres optiques.

Il convient de comprendre que, même si des exemples spécifiques peuvent être indiqués ici, la présente invention couvre toutes les combinaisons des exemples décrits, y compris, de manière non limitative, les différentes combinaisons de composants, les combinaisons d’étapes de procédés et les propriétés du système. Il convient de comprendre que les compositions et procédés sont décrits avec les termes « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou diverses étapes, et les compositions et procédés peuvent également « se composer essentiellement » ou « se composer » des divers composants et des diverses étapes.

A des fins de concision, seules certaines plages sont explicitement décrites ici. Cependant, des plages à partir de n’importe quelle limite inférieure peuvent être combinées avec n’importe quelle limite supérieure pour indiquer une plage qui n’est pas indiquée de manière explicite ; de même, des plages à partir de n’importe quelle limite inférieure peuvent être combinées avec n’importe quelle autre limite inférieure pour indiquer une plage qui n’est pas indiquée de manière explicite. De la même manière, des plages à partir de n’importe quelle limite supérieure peuvent être combinées avec n’importe quelle autre limite supérieure pour indiquer une plage qui n’est pas indiquée de manière explicite. De plus, chaque fois qu’une plage numérique avec une limite inférieure et une limite supérieure est décrite, n’importe quel nombre et n’importe quelle plage incluse entrant dans la plage sont décrits de manière spécifique. En particulier, chaque plage de valeurs (de la forme, « d’environ a à environ b » ou, de manière équivalente, « d’environ a à b » ou, de manière équivalente, « d’environ a-b ») décrite ici doit être comprise pour inclure chaque nombre et plage englobés dans la plage de valeurs plus large même si cela n’est pas indiqué de manière explicite. Ainsi, chaque point ou valeur spécifique peut servir comme sa limite inférieure ou supérieure combinée à tout autre point ou valeur spécifique ou toute autre limite inférieure ou supérieure, à indiquer une plage qui n’est indiquée pas de manière explicite.

Par conséquent, les présents exemples sont parfaitement adaptés pour atteindre les finalités et profiter des avantages mentionnés et de ceux inhérents à la présente invention. Les exemples particuliers décrits ci-dessus sont donnés à des fins d’illustration uniquement, et peuvent être modifiés et mis en pratique de manières différentes mais équivalentes qui seront évidents pour l’homme de métier bénéficiant des enseignements donnés ici. Même si des exemples spécifiques sont cités, l’invention couvre toutes les combinaisons de tous les exemples. De plus, aucune limitation ne concerne les détails de la construction ou de la conception représentés ici, excepté les limitations décrites dans les revendications ci-dessous. De même, les termes dans les revendications ont leur sens habituel et naturel sauf définition contraire claire et explicite de la part du titulaire du brevet. P est donc évident que les exemples particuliers décrits à des fins d’illustration ci-dessus peuvent être remplacés ou modifiés et que tous ces changements sont considérés comme relevant de la portée et de l’esprit de ces exemples. En cas de conflit concernant les utilisations d’un mot ou terme dans la présente description et un ou plusieurs brevets ou autres documents pouvant être intégrés ici par renvoi, les définitions qui sont conformes à la présente description devront être adoptées.

Claims (15)

1. REVENDICATIONS

   1. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108), comprenant :

   une colonne de tubage enroulé (102) ; et un câble de fibre optique (124) disposé dans la colonne de tubage enroulé, et dans lequel le câble de fibre optique (124) est couplé par contrainte à la colonne de tubage enroulé.
2. 2. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, dans lequel le couplage par contrainte entre la colonne de tubage enroulé (102) et le câble de fibre optique (124) est formé au moyen d’une soudure, d’un crochet, d’une aimantation ou d’un tube à expansion.
3. 3. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, dans lequel le câble de fibre optique (124) est soudé à un diamètre intérieur de la colonne de tubage enroulé (102), et éventuellement dans lequel le câble de fibre optique (124) est plus long que la colonne de tubage enroulé dans laquelle le câble de fibre optique est disposé de sorte que la longueur supplémentaire du câble de fibre optique est disposée dans la colonne de tubage enroulé (102).
4. 4. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, comprenant en outre une source de vibrosismique (126), dans lequel la source de vibrosismique est conçue pour réduire une amplitude d’une onde de surface au niveau d’une gueule de puits.
5. 5. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, comprenant en outre un outil, dans lequel l’outil est couplé à la colonne de tubage enroulé (102) et l’outil est au moins un géophone, un localisateur de collier, un dispositif à rayons gamma ou une source de vibrosismique et éventuellement un mécanisme de serrage couplé à la colonne de tubage enroulé (102) et dans lequel le mécanisme de serrage fixe la colonne de tubage enroulé à une paroi d’un trou de forage (108).
6. 6. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, comprenant en outre un outil sonique couplé à la colonne de tubage enroulé (102) et dans lequel l’outil sonique génère une onde tubulaire.
7. 7. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, comprenant en outre un système de détection acoustique distribué, dans lequel le système de détection acoustique distribué comprend :

   un interrogateur optique (134), dans lequel l’interrogateur optique est relié au câble de fibre optique (124) et l’interrogateur optique (134) est conçu pour :

   transmettre une lumière dans le câble de fibre optique ; et détecter une variation de la lumière tandis que la lumière traverse le câble de fibre optique (124) ; et un système de traitement de l’information (114), dans lequel le système de traitement de l’information est capable de traiter la variation de la lumière pour déterminer une propriété du trou de forage (108).
8. 8. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, dans lequel la colonne de tubage enroulé (102) est couplée par contrainte à un trou de forage (108) et le couplage par contrainte est formé au moyen d’une soudure, d’un crochet, d’une aimantation ou d’un tube à expansion.
9. 9. Système (100) d’obtention de profils sismiques verticaux dans des trous de forage (108) selon la revendication 1, dans lequel le câble de fibre optique (124) est disposé dans un faisceau avec un câble électrique, dans lequel le câble électrique est un ou plusieurs fils électriques, et éventuellement dans lequel le câble de fibre optique (124) est une pluralité de fibres optiques.
10. 10. Procédé de réalisation d’une opération de trou de forage (108) comprenant : la disposition d’une colonne de tubage enroulé (102) dans un trou de forage (108) et dans lequel un câble de fibre optique (124) est couplé par contrainte à la colonne de tubage enroulé ; et la mesure d’au moins une propriété du trou de forage (108) avec le câble de fibre optique.
11. 11. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre le traitement de l’au moins une propriété du trou de forage (108) avec un système de traitement de l’information (114), la création d’un profil sismique vertical à partir de l’au moins une propriété du trou de forage (108) ; et l’affichage d’un profil sismique vertical pour un opérateur.
12. 12. Procédé selon la revendication 10, dans lequel le câble de fibre optique (124) est soudé à un diamètre intérieur de la colonne de tubage enroulé (102), et éventuellement dans lequel le câble de fibre optique (124) est plus long que la colonne de tubage enroulé dans laquelle le câble de fibre optique (124) est disposé de sorte que la longueur supplémentaire du câble de fibre optique est disposée dans la colonne de tubage enroulé.
13. 13. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre une source de vibrosismique (126), dans lequel la source de vibrosismique est conçue pour réduire une amplitude d’une onde de surface au niveau d’une gueule de puits.
14. 14. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre la disposition d’une seconde colonne de tubage enroulé dans un second trou de forage et le couplage d’au moins un capteur sur la seconde colonne de tubage enroulé.
15. 15. Procédé selon la revendication 10, dans lequel le câble de fibre optique (124) est disposé dans un faisceau avec un câble électrique, dans lequel le câble électrique est un ou plusieurs fils électriques, et éventuellement dans lequel le câble de fibre optique (124) est une pluralité de fibres optiques.