WO2011010016A2 - Tige de forage et garniture de forage correspondante - Google Patents

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WO2011010016A2
WO2011010016A2 PCT/FR2010/000521 FR2010000521W WO2011010016A2 WO 2011010016 A2 WO2011010016 A2 WO 2011010016A2 FR 2010000521 W FR2010000521 W FR 2010000521W WO 2011010016 A2 WO2011010016 A2 WO 2011010016A2
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rod
inertia
rod according
drill
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PCT/FR2010/000521
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Jean Boulet
Stéphane MENAND
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Vam Drilling France
Association Pour La Recherche Et Le Developpement De Methodes Et Processus Industriels
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Publication date
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1085—Wear protectors; Blast joints; Hard facing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing

Definitions

  • the invention relates to the field of research and exploitation of oil or gas deposits in which rotary drill rods consisting of tabular components such as standard and possibly heavy drilling rods and other tabular elements are used. , including drill collars at the bottom hole assembly, assembled end to end, depending on the drilling requirements.
  • the invention more particularly relates to a profiled element for a drilling equipment, rotary or non-rotating, such as a rod or a heavy rod, disposed in the body of a drill string.
  • Such trimmings may in particular make it possible to carry out deviated drillings, that is to say drillings whose inclination can be varied with respect to the vertical or the direction in azimuth during drilling. Deviated drilling can today reach depths of the order of 2 to 6 lcm and horizontal displacements of the order of 2 to 14 km.
  • the downhole assemblies near the bit may be provided with measuring instruments.
  • the knowledge of what is happening in the drill string, that is, between the downhole assembly and the surface, remains very incomplete, making optimization of the construction of the drill string and the problematic drilling process.
  • the invention improves the situation.
  • a drill pipe is adapted to be mounted in a drill string of a drill string for drilling a hole, generally with circulation of a drilling fluid around the drill pipe and in a direction from a downhole drill to the surface.
  • the drill string includes a drill string and a downhole assembly.
  • the rod comprises a first end comprising a female thread and having a first inertia, a second end comprising a male thread and having a second inertia, a first intermediate zone close to the first end and having a third inertia, a second intermediate zone close to the second end and having a fourth inertia, and a substantially tabular central zone of outside diameter less than the maximum outside diameter at least the first or second end and having a fifth inertia.
  • the third and fourth inertias are each less than the first and second inertia and the fifth inertia is less than the third and fourth inertia.
  • the rod comprises a housing attached to the rod on a portion of the outer surface thereof, at least one physical magnitude sensor disposed in the housing, and at least one data transmission / storage member connected to an output of the sensor , the housing being at a distance from the first and second ends, the housing being integral with the central zone at a distance from the first and second intermediate zones and having a lower inertia than the first and second inertias.
  • a drill string may comprise a drill string, a downhole assembly, and a drill bit, the downhole assembly being connected to the drill bit, the drill string being disposed between the downhole assembly and a drill bit member. driving the drill string to the surface, the drill string comprising a plurality of rods described above. Said rods are mounted at selected locations according to the indications of a model for calculating the mechanical behavior of the drillings.
  • Figure 1 is an axial sectional view of an instrumented drill rod
  • Figs. 1A-1C are cross-sectional views of the drill pipe of Fig. 1 in an end section, in an intermediate zone and in a central section;
  • Figure 2 is a sectional view along a radial plane of the drill rod of Figure 1;
  • Figure 3 is a sectional view along a radial plane of another embodiment of the drill rod of Figure 1;
  • Figure 4 is an axial sectional view of an instrumented drill rod
  • FIG. 5 is an axial sectional view of an instrumented drill rod
  • Figure 6 is an axial sectional view of an instrumented drill rod
  • Figure 7 is a detail view in axial section of a drill pipe of the type of Figures 1 or 4 to 6;
  • Figure 8 is a partial elevational view of a rod with multiple housings
  • FIG. 9 is a sectional view along IX-IX of Figure 8.
  • Figure 10 is a sectional view along X-X of Figure 8.
  • Figures 11 and 12 are schematic views of drillings comprising instrumented rods disposed at two distinct depths;
  • Fig. 13 is a diagram of a method for determining the optimal position of the instrumented rods in a drill string
  • Fig. 14 is a diagram of a method of calibrating a model for estimating mechanical loads in a drill string
  • Figure 15 gives two curves of parameters estimated from discrete measurements as a function of the rank of the rods
  • FIG. 16 is a diagram of a method for calibrating a model for evaluating the mechanical performance of a drill string
  • Figure 17 gives two parameter curves estimated from discrete measurements as a function of depth.
  • Fig. 18 is a sectional view along a radial plane of another embodiment of the drill pipe of Fig. 1;
  • Figures 19 to 22 are cross-sectional views of the drill pipe of Figure 18 in an end section, in an intermediate zone and in an end section;
  • Fig. 23 is a detail view of Fig. 18;
  • Fig. 24 is a detail view of Fig. 20;
  • FIG. 25 is a detailed variant of FIG. 18;
  • Fig. 26 is a variant of Fig. 18;
  • Figure 27 is a curve of bending stress versus position on the axis of the rod, for several states of loading.
  • Figure 28 is an axial sectional view of a drill pipe.
  • a drillpole When digging a well, a drillpole is placed on the ground or on a platform at sea to drill a hole in the soil layers.
  • a drill string is suspended in the hole and includes a drill bit such as a drill bit at its lower end.
  • the drill string can be rotated as a whole by a drive mechanism, actuated by means not shown, for example hydraulic.
  • the drive mechanism may then include a drive rod at the upper end of the drill string.
  • a drilling fluid or mud is stored in a tank.
  • a slurry pump delivers drilling fluid to the interior of the drill string through the central orifice of the injection head, forcing the drilling fluid to flow downwardly through the drill string.
  • the drilling fluid then exits the drill string through bit channels and back into the generally annular form space formed between the outside of the drill string and the wall of the hole.
  • the drilling fluid lubricates the drill bit and moves excavated excavation material through the drill bit from the bottom of the hole to the surface.
  • the drilling fluid is then filtered for reuse.
  • the downhole assembly may comprise drill collar, ensuring by their mass the support of the drill bit against the bottom of the hole.
  • the downhole assembly may also comprise components (MWD, LWD, subs ...) provided with measuring sensors, for example pressure, temperature, stress, inclination, resistivity, etc. Signals from the sensors can be brought to the surface by a wired telemetry system.
  • a plurality of electro-magnetic couplers may be interconnected within the drill string to form a communication link.
  • Both ends of a drilling component are equipped with communication couplers. The two couplers of the component are connected by a cable, substantially along the length of the component.
  • the Applicant has also found better control of the upset of the drill cuttings, a better margin of safety in overtraction and over-torsion, a good maintenance of the mechanical integrity of the threaded connections, a reduction of wear and tear. abrasion of the inner wall of the wellbore, and a reduction in the risk of jamming of the drill string during a raising maneuver.
  • a drill pipe may comprise threaded elements and a tube welded end to end.
  • the welding of the tube to the element can be performed by friction.
  • Said element can be machined from a short piece of large diameter, while the tube can be of smaller diameter, resulting in a very large reduction in the mass of metal to be machined and the amount of waste to the same. machining.
  • Said element may have a length of the order of 0.2 to 1.5 meters.
  • the drill string may also include stems, heavy rods, drill bits, stabilizers, etc.
  • At least one drill pipe comprises a housing equipped with measurement sensors.
  • the housing can be equipped with at least one temperature sensor, a deformation sensor (or strain gauge), a pressure sensor, an accelerometer, a magnetometer, etc.
  • the strain gauge is capable of measuring the various components of the tensor of strains and stresses (voltages and shears) and thereby of determining axial, circumferential, torsional or flexural stresses and deformations, in particular buckling.
  • the accelerometer allows, if it is oriented in a plane normal to the axis of the rod, to measure a lateral acceleration and the vibrations undergone by the rod.
  • the accelerometer allows, if it is oriented in the axis of the rod, to measure an axial acceleration and the inclination of the rod.
  • the magnetometer (direction and intensity sensor of the magnetic field) allows to know the angular orientation of the instrumented rod vis-à-vis the Earth's magnetic field and the speed of rotation of the rod.
  • the drill string comprises at least one rod according to the patent application FR 2 851 608 and / or according to the patent application FR 2 927 936 to which the reader is invited to refer.
  • the components of the drill string are made in tabular form and are connected together end to end, so that their central channels are in the extending from one another and constituting a continuous central space for the flow of a drilling fluid from top to bottom between the surface from which drilling is carried out to the bottom of the hole in which the drill bit is working.
  • the drilling fluid or mud then rises in an annular space delimited between the wall of the borehole and the outer surface of the drill string.
  • the drilling fluid during its ascent to the outside of the drill pipe, causes debris geological formations traversed by the drilling tool to the surface from which the drilling is carried out.
  • the drill string is adapted to facilitate the upward flow of drilling fluid into the annulus between the liner and the well wall. It is intended to drive the drilling debris efficiently and to provide a scan of the borehole wall and the bearing surfaces of the packing to facilitate the advancement of the drill string within the hole.
  • the characteristics of a drill string contribute to the fundamental properties of quality, performance and safety of the general drilling process, whether during the digging phases proper or during the maneuvering phases between the bottom and the surface.
  • the evolutions of hydrocarbon research require the realization of trajectory profiles more and more complex and in geological conditions more and more extreme. Hydrocarbons are currently being investigated at depths generally greater than four kilometers and at horizontal distances from the fixed facility that may exceed ten kilometers.
  • the Applicant has realized that the particular geological, mechanical and hydraulic characteristics in the region of the drill string were poorly known.
  • the downhole assembly may be equipped with sensors to provide data relating to events occurring at the bottom of the hole.
  • US 2005/0279532 discloses the principle of a distributed sensor drill string. However, the precise arrangement of a sensor and a drill pipe remains ignored.
  • Document WO 2005/086691 mentions a sensor mounted at the end of a rod in a very thick zone and, moreover, a sensor housed in a covering element.
  • the very thick zone of high inertia and therefore not very sensitive to bending and torsion, does not allow precise detection of the corresponding forces.
  • the cover element is fragile both outside and outside the borehole.
  • the constitution of a drill pipe must meet high and often contradictory requirements of thickness, tensile rigidity, buckling and torsion, resistance to fatigue, the internal pressure and the external pressure, dismantling (unscrewing), sealing of connections, outside diameter, hydraulic head loss both inside and outside, moving the sludge outside, low friction on the walls of the well, resistance to aggressive chemical compounds such as H 2 S, data transmission, etc.
  • the Applicant has developed an improved drill pipe provided with at least one sensor making it possible, among other things, to measure the buckling behavior of the stem and the surrounding rods.
  • the model for calculating the mechanical behavior of drill string is called a calculation model.
  • the rod 1 has a general shape of revolution about an axis 2 which substantially constitutes the axis of the borehole, when the rod 1 of a drill string is in a position of service within a borehole made by a tool such as a bit disposed at the end of the drill string.
  • Axis 2 is the axis of rotation of the drill string.
  • the rod 1 has a tabular shape, a channel 3 of substantially cylindrical shape being formed in the central part of the rod 1.
  • the components of the drill string in particular the rods of the drill string, are made of tabular fo ⁇ ne and are connected together end to end, so that their central channels 3 are in the extension of one of the other and provide a continuous central space for circulating a drilling fluid from top to bottom, between the surface from which drilling is performed to the bottom of the borehole where the drill tool is working.
  • the fluid or drilling mud then rises in an annular space delimited between the wall of the borehole and the outer surface of the drill string.
  • a drill string may comprise rods, heavy rods, drill collars, stabilizers or couplings.
  • drill rod or rod used here designates, unless otherwise stated, both the drill rods and the heavy rods ("heavy weight drill pipe” in English) generally located between the drill string and the drill pipe. bottom hole assembly in English.
  • the rods are screwed together by screwing into a drill string which is an important part of the length of the drill string.
  • the Applicant has realized that physical magnitudes along the drill string, that is, between the surface and the downhole assembly, are of great importance. It is important to measure and exploit these measures. Indeed, the drill string rubs in rotation and in translation against the wall of the drilled hole. The friction causes a slow but nevertheless significant wear of the components of the drill string and a relatively fast wear of the walls of the drilled hole or the casing already in place which may call into question the mechanical integrity of the casing and therefore cause a problem of stability of the casings. walls of well. The friction between the drill rods and the walls of the drilled hole can lead to keyseat that is detrimental to the drilling operation. The invention makes it possible to reduce these risks.
  • the rod 1 can be made of high strength steel, in monobloc form of origin or obtained in sections and then welded together. More particularly, the profiled rod 1 may comprise two relatively short end section sections 6 and 7 (length less than 1 meter, for example close to 0.50 m), see FIG. 1A, forming stems assembly connectors " tool-j anoints ", two intermediate zones 4, 5, of length less than 1 meter, for example close to 0.50 m, see Figure IB, and a central tabular section 8 length of more than ten meters, see Figure IC, welded together.
  • the central section 8 may have a substantially smaller outer diameter than the end sections (for example respectively 149.2 mm and 184.2 mm) and an inside diameter substantially larger than the end sections (for example respectively 120 , 7 and 111.1 mm). In this way, the inertia (or quadratic moment) of the end sections 6, 7 with respect to the axis of the rod 1 can be much greater (for example 3 to 6 times greater) than that of the central section 8.
  • the manufacture of the central section 8 long apart short end sections 6, 7 can significantly reduce the amount of waste, including chips machining. In this way a considerably higher material yield is obtained.
  • the central section 8 may be in the form of the central part of a substantially constant bore tube and of a substantially constant outside diameter (nominal diameter of the drill pipe), with an excess thickness at the ends towards the sections 6 and 7. obtained by reducing the internal diameter ("internai upset" in English) to facilitate the connection by welding to said sections 6 and 7.
  • the intermediate zones 4 and 5 comprise these thickened ends and connect the sections 6 and 7 to the central section 8.
  • the intermediate zones have inertias relative to the axis of the rod 1 below the inertia of the sections 6 and 7 and greater than the inertia of the central section 8.
  • the section 6 (or tool-j female socket) comprises a female connection portion 9 of cylindrical outer annular outer surface having a bore provided with a female thread 9a for connection to a male thread of another rod 1.
  • the connecting portion 9 may be according to the API 7 specification or according to US6153840 or US7210710 to which the reader is invited to refer.
  • the connecting portion 9 constitutes the free end of the end section 6.
  • the section 7 (male tool-seal) comprises a male connection portion 10 of cylindrical outer annular surface having a male thread 10a for connection to a female thread of another rod 1.
  • Male thread 10a is in form concordance with the female thread of another rod.
  • the connecting portion 10 constitutes the free end of the end section 7.
  • the rod 1 comprises a housing 11 disposed around the central section 8 substantially at mid-distance between the sections 6 and 7.
  • the housing 11 may be disposed at a distance from the sections 6 and 7 greater than or equal to at the length of said sections 6, 7, preferably at a distance from the intermediate zones 4 and 5 greater than or equal to the length of said sections 6, 7.
  • the housing 11 may be at a distance from the first and second intermediate zones 4, 5 between 40 and 60% of the distance between the first intermediate zone 4 and the second intermediate zone 5.
  • the housing 11 has a substantially annular outer shape.
  • the housing 11 here has a cylindrical outer surface of revolution 11a concentric with the central section 8 connecting to the outer surface of the central section 8 by a substantially frustoconical surface upstream 11b and a substantially frustoconical surface downstream l ie forming a longitudinal profile limiting the pressure drops at the flow of the drilling fluid loaded with drilling debris around the rod (in the ring between the wall of the hole and the rod).
  • the angle of the generatrix of these frustoconical surfaces 11b, l ie can be less than or equal to 30 °.
  • the substantially frustoconical surfaces upstream 11b and downstream i ie have fillets connecting to adjacent cylindrical surfaces (radius of these leaves preferably greater than 10 mm).
  • the outer surface l ia has an outer diameter less than or equal to the outer diameter of the end sections 6, 7. More specifically, to take account of rotundity imperfections of the housing 11 and the end sections 6, 7, the surface outer lia may be inscribed in a circle whose maximum outside diameter is less than or equal to the maximum diameter of the end sections 6, 7.
  • the housing 11 may comprise a body 12, also called base, and one or more covers 13.
  • the body 12 forms a boss with respect to the central section 8.
  • the body 12 has an outer surface tangent with the outer surface of the central section 8.
  • the body 12 is preferably integral with the central section 8, for example come forging ("external upset" in English) or machining, so that the body 12 is subjected to the same constraints as the central section 8.
  • the body 12 and the cover 13 delimit a housing 14, here of substantially parallelepiped shape.
  • the housing 11 has an outside diameter less than the maximum diameter of the rod so as to be protected from abrasion by the walls of the hole and as short as possible, less than 200 mm, for example of the order of 150 mm.
  • the outer diameter of the housing 11 is advantageously chosen so that the inertia of the housing 11 relative to the axis is not too much greater than that of the neighboring central section, for example between 100% and 200%, and preferably between 130 and 180%, of the inertia of the central section. It is also preferable that the inertia with respect to the axis of the casing 11 is less than or equal to that of the intermediate zones 4 and 5.
  • the cover 13 may be in the form of a convexly curved outer surface plate in section transverse, cf. Figure 2, in shape with the outer surface of the body 12, and flat or concave inner surface.
  • the cover 13 can seal the housing 14 in a liquid-tight manner, including at the high service pressures encountered during hydrocarbon or geothermal drilling, for example by means of a peripheral seal made of synthetic material of the kind elastomer.
  • the fixing of the cover 13 can be provided by screws.
  • the rim of the cover 13 in contact with the body 12 may be provided with at least one bead or groove forming a baffle improving the sealing.
  • the rod 1 comprises at least one sensor 15 disposed in the housing 14, for example as here screwed into a threaded blind hole drilled in the bottom of the housing 14 and forming part of the housing.
  • said blind hole has a depth such that the material thickness under said blind hole (between the bottom of the blind hole and the bore 3) is at least equal to that of the running portion of the central section 8 so as not to affect the mechanical integrity of the stem.
  • the material thickness of the housing between the sensor 15 and a bore 3 of the rod is greater than or equal to the thickness of the central zone 8 of the rod.
  • the sensor 15 may alternatively be fixed to the body 12 by any other means, for example by gluing on a flat portion of the bottom of the housing 14 (the thickness of material is then to be considered between said flat portion and the bore 3 ).
  • the rod 1 may comprise a source of electrical energy 16 disposed in the housing 14.
  • the power source 16 or power supply may comprise a battery or a battery, for example disposed in a cylindrical housing of revolution 17. Said cylindrical housing of revolution 17 can be closed by a threaded plug 18 separate from the cover 13 and cooperating with a female thread formed in the wall of the body 12.
  • a power cable 19 connects the electrical power source 16 and the sensor 15.
  • the housing 14 may also include an electronic signal processing from the sensor 15, in particular for digitizing said signals.
  • a memory 20 may be disposed in the housing 14, connected to the sensor 15 and configured to record data from the sensor 15.
  • the memory 20 may be part of a memory card.
  • the rod 1 can be provided with a remote communication link so that the operators can have the data coming from the sensor 15 in real time, or very slightly delayed depending on the flow rate of the sensor. link.
  • the remote communication link may be wired in the rod 1, for example by a communication cable 21, and electromagnetic between two rods.
  • the sensor 15 may be a temperature sensor, for example in a range up to 350 ° C.
  • the sensor 15 may be associated with a not shown filter for transmitting temperature data beyond a preset threshold.
  • the sensor 15 may be a direction and intensity sensor of the magnetic field.
  • the magnetometer then makes it possible to know the angular orientation of the instrumented rod vis-à-vis the Earth's magnetic field. It can also be used to measure the effective rotational speed of the rod and thereby detect torsion vibration problems ("stick slip").
  • the sensor 15 may be a pressure sensor, for example in a range up to a value of between 35 * 10 6 Pa (substantially 5100 psi) and 25 * 10 7 Pa (substantially 36300 psi).
  • the pressure sensor may have a member opening into the channel 3 for measuring an internal pressure.
  • the pressure sensor may have a member opening out of the housing 11 for measuring an external pressure in the annulus between the wall of the drilled hole and the drill pipe.
  • Two pressure sensors can be arranged in the housing 14. In this case they make it possible to measure the pressure drop of the drilling fluid and to detect, in the event of high pressure losses, a bonding phenomenon between the stem and the well wall. and the beginning of such a phenomenon.
  • the sensor 15 may be an acceleration sensor (accelerometer), for example in the range of 0 to 100 ms- 2 .
  • the acceleration sensor can detect high frequency accelerations, for example up to 1000 Hz.
  • Accelerometers by accelerometers arranged axially, tangentially and laterally) allows to measure the axial, torsional and lateral vibrations.An axial accelerometer also allows an indirect measurement of the inclination and a tangential accelerometer an indirect measurement of the speed of rotation of the It is therefore interesting to install sensors 15 for measuring accelerations in these various directions.
  • the sensor 15 may be a deformation sensor (or strain gauge), for measuring geometric components of torsion, bending, tension, compression, elongation, shear, etc. and thereby to measure components of the stress tensor, in particular of tension and shear stress, and to determine the axial, circumferential, torsion or bending stresses and the deformations, in particular the buckling.
  • a deformation sensor or strain gauge
  • the rod 1 is similar to the previous embodiment except that the housing 11 is arranged offset relative to the middle of the rod 1 (plane located midway between the intermediate zones 4 and 5), for example at a distance up to of the order of 3 meters relative to the medium but preferably to a distance of about 1 meter from said medium.
  • the housing 11 is similar to that of the embodiment illustrated in FIG. 2, except that the cover 13 is in the form of at least one cap provided with a thread. male on its outer surface adapted to cooperate with a corresponding female thread formed in the body 12.
  • the cover 13 may be provided with a drive member, for example in the form of a blind hole with hexagon allowing screwing or unscrewing the lid 13 by means of a suitable male key.
  • This embodiment has the advantage of a particularly simple structure and a robust plug.
  • This embodiment of the housing 11 is compatible with the various possible positions of the housing 11, along the rod 1.
  • the cover may comprise a plurality of plugs.
  • FIG. 4 The embodiment illustrated in FIG. 4 is similar to that of FIG. 1 except that an additional box 41 is in contact with (or integrated in) the end section 7.
  • the additional box 41 has an outside diameter. greater than the outer diameter of the end section 7.
  • the additional housing 41 partially covers the end section 7 on the opposite side to the connecting portion 10.
  • the additional housing 41 has a cylindrical outer surface 41a of revolution or slightly convex connecting at the outer surface of the end section 7 by a substantially frustoconical guide surface 41b with a convex rectilinear or curved generatrix and connected to the outer surface of the intermediate zone 5 by a substantially frustoconical guide surface 41c of length and / or slope greater than the previous but of substantially similar shape.
  • the outer surface 41a has a diameter which is the maximum diameter of the rod and is adapted to abut against the wall of the drilled hole or casing tubes lining the upper part thereof.
  • the outer surface 41a advantageously comprises an anti-abrasion coating, of hardness greater than the hardness of the other outer surfaces of the rod.
  • Such an outer surface and such guide surfaces can be made in accordance with the indications of the aforementioned documents FR 2 851 608 and FR 2 927 936.
  • One and / or the other of the guide surfaces 41b, 41c may in particular comprise helical grooves capable of scooping the debris and ejecting them from the contact zone between the surface 41a and the wall of the hole or the casing tube .
  • the additional housing 41 comprises a floor bore with a small diameter portion in contact with the outer surface of the central section 8, a large diameter portion in contact with the surface outer end section 7 and a frustoconical connecting surface.
  • the internal structure of the additional box 41 may be of the type illustrated in FIG. 2 or in FIG. 4.
  • the additional box 41 may in particular house a power supply and / or electronics for the housing 11, which may make it possible to reduce the size of said housing 11 and therefore its inertia relative to the axis.
  • a cable passage may be provided between the housing 11 and the additional housing 41.
  • the opposite end portion 6 may also have an outer diameter and a profile substantially identical to those of the surface 41a according to the teaching of documents FR 2 851 608 and FR 2 927 936.
  • the additional housing 41 may be integral with the end section 7 and / or the intermediate zone 5.
  • the additional box 41 has a shape similar to that of the previous embodiment and is disposed on the opposite side, in contact and with partial overlap of the end section 6. Its outer surface 41a maximum diameter can also be provided with an anti-abrasion coating.
  • the opposite end section 7 may also have an outside diameter and a profile substantially identical to those of the outer surface of large diameter of the additional housing 41 according to the teaching of documents FR 2 851 608 and FR 2 927 936.
  • An anti -abrasion may be provided on a portion of maximum diameter of at least one end section 6, 7.
  • an additional housing 41 may be disposed at an intermediate zone 4, 5. At least one and preferably the two end portions 6, 7 may have a portion 38 of outside diameter corresponding to the diameter maximum of the rod, provided with an anti-abrasion coating 37. The profile of this portion can be achieved according to the teaching of documents FR 2 851 608 and FR 2 927 936.
  • the housings 11 and 41 are connected by a wired connection 39.
  • the housing 11 is disposed on the central section 8 as shown in Figures 1 and 3.
  • the body 12 is integral with the central section 8, for example forged or machined.
  • the housing 14 is closed by two sealed covers 13, of the plate type, arranged diametrically opposite and fixed to the body 12 by screwing.
  • a plurality of sensors 15 are mounted in the housing 14, for example six arranged in two 180 ° lines of three sensors to optimize the measurement of stresses.
  • the sensors 15 may comprise a pressure sensor in communication with the channel 3 by a bore 22 for measuring the internal pressure and in communication with the outside of the rod 1 by a bore 23 opening on a frustoconical connecting surface near the section. 8.
  • the sensors may comprise a plurality of strain gauges for estimating three-dimensional defo ⁇ nations and forces, including tension, compression, torsion, bending moments, buckling.
  • the sensors 15 are provided with a wire connection by a cable 24 joining the central channel 3 through a corresponding bore formed in the thickness of the body 12 and the central section 8.
  • Another communication cable 25 opens out of the housing 11 near the central section 8 by a corresponding hole opening into the frustoconical end surface of the body 12 forming a connection between the receptacle 12 and another housing, for example the housing 41 of Figure 5.
  • the housing 11 also comprises a connector 26 disposed in a cavity 27 formed in the body 12 from the frustoconical connecting surface and provided with a sealing plug.
  • the connector 26 is connected by a communication cable 28 to the sensor 15.
  • the connector 26 allows the downloading of data from the sensors 15 and stored in the memory 20 after recovery of the rod surface.
  • the connector 26 can be replaced by a wi-fi transmitter allowing a download without contact with a suitable receiver.
  • a rod comprises a plurality of housings 11, 111, 211, for example three, each of short length, for example less than 150 mm, or even less than 130 mm.
  • Each housing 11 includes a plurality of chambers 14 formed in blind holes formed from the outer surface of the body 12.
  • a chamber 14 may be a boss.
  • the bosses of a housing are arranged in at least one circular row. At least one of the rows may be provided with an anti-abrasion coating. Said row may have an outside diameter greater than the outside diameter of at least one adjacent row.
  • Each chamber 14 is closed by a cover 13 on the outside and receives a sensor
  • the cover 13 may be in the form of a plug with a threaded outer edge engaging a tapping formed on the walls of the blind hole.
  • the housings 11, 111, 211 may have substantially equal outer diameters.
  • the central casing 211 has a smaller outer diameter than the lateral casings 11, 111, which makes it possible to protect its outer surface from abrasion.
  • the housings 11, 111, 211 may have a substantially cylindrical large surface with a straight or slightly convex generatrix connecting to the outer surface of the running portion of the central zone 8 by an upstream frustoconical zone and a downstream frustoconical zone connecting with appropriate rounding. Large diameter surfaces can be protected by a hard coating 37.
  • the housings may have different shapes in cross section.
  • the side case 111 illustrated in Fig. 9 (or the side case 11 not shown) has a circular outer surface. Recharged areas of high hardness can be provided between the rooms.
  • the casing 211 has recesses angularly separating two chambers substantially arranged in the same radial plane. The rooms are arranged in bosses protruding outwards.
  • the housing 211 shown in Figure 10 provides low pressure drops for the flow of drilling mud.
  • the housing 111 illustrated in FIG. 9 has reduced wear when it is rubbing against the outer walls of the predissended borehole or casing and low abrasion of the inner walls of the hole or casing.
  • the juxtaposition of the housings 111 and 211 at a distance of between 100 and 300 mm is interesting.
  • a drill string 30 includes a downhole assembly 31 and a drill string 32 disposed between the set of downholes and a surface rig 33.
  • the drill string 32 comprises a plurality of rods 1 at spacings chosen according to the results provided by the numerical or analytical model for calculating the mechanical behavior of the drillings.
  • the rods 1 have been represented four in number (FIG. 11) or five (FIG. 12) for the sake of simplicity of the drawing. In practice, their number depends on the length of the drill string and can be expressed as a percentage of the number of rods, especially greater than 1%, preferably greater than 5%.
  • the distribution of the rods 1 may be regular or not.
  • the other rods of the drill string 32 may be of the integrated transmission type, for example wired inside a rod and electromagnetic between two rods.
  • the data provided by the sensors of the rods 1 are thus communicated on the surface and can be stored in memories then processed by a model for the provision of a human machine interface.
  • the model can be a numerical or analytical model for calculating the mechanical behavior of drill fittings. It is thus possible to obtain information relating to the behavior of the rods of the drill string 32 and no longer only to the behavior of the components of the bottom hole assembly 31.
  • the measurement data of the sensors 15 disposed in the rods 1 prove all the more interesting because the borehole is long and has a strong curvature or changes in curvature, depending on the type of drilling trajectory.
  • FIGS. 11 and 12 show an example of positioning of the downhole assembly and of the assembly of the drill string provided with instrumented rods at two successive drilling depths, MDj and MDj + 1.
  • An instrumented rod of rank 1 (IDP ⁇ ), is provided, for example with 3 sensors making it possible to measure a physical quantity Ml, M '1 and M "1, M being able to be the measurement of a deformation sensor (measurement of tension, compression, torsion, bending moment, deformation) or of an accelerometer (measurement of axial acceleration, torsion and side).
  • the instrumented rod of rank i (E) Pi) may have one or more sensors for one or more measurements Mi, M'i, M "i, etc.
  • Mij is the measurement of a physical quantity of an instrumented rod of rank i (IDPi) performed at a depth j (MDj) or at a given time during drilling.
  • the calculation model (numerical or analytical) of the mechanical behavior of the gaskets, see figures 13, 14 and 16, according to the drilling trajectory (depth, inclination and azimuth), characteristics of the drilling mud (density, type , rheology), characteristics of the entire stem and downhole gear (length, inner and outer diameter of the rod body and connections, linear weight, Young's modulus, etc.
  • the method for determining the number and position of the instrumented rods is described in FIG. 13.
  • the methodology described makes it possible to determine the number and the position of the rods instrumented in the drill string for drilling a given borehole. This determination generally takes place in the so-called planning phase of a wellbore where the equipment necessary for carrying out the drilling operation is determined.
  • This determination with optimization of the number and position of the rods instrumented is important, in the sense that one defines a sufficient number of instrumented rods positioned at selected locations to know the mechanical behavior of the entire rod train. Given the parameters of the known calculation model, a number n of instrumented rods is positioned at arbitrary given spacing at the beginning of the iterative process (regular or irregular depending on the characteristics of the trajectory).
  • a set of m simulations is then performed with the calculation model at different drilling depths (MD1 to MDn).
  • the results of these m simulations are then analyzed in order to know if the positioning of the instrumented rods is optimal to properly describe the mechanical behavior of the whole stem train and to interpolate the measurements correctly. between two consecutive instrumented rods. It is also desired to know the mechanical behavior of the entire drill string using measurements at discrete locations along the drill string. The interpolation quality of the measurements via the calculation model is therefore important. If the number and position of the instrumented rods are considered optimal, then the number and position of each instrumented are defined.
  • the instrumented stem of rank 1 being at a distance DB1 from the drilling tool, the instrumented rod of rank i being at a distance DBi from the drilling tool, etc. If the position is not considered optimal, then the number and positions of the rods instrumented along the drill string are modified, to start the process again until an optimal position of the rods instrumented along the drill string is obtained. This optimal position will aim to ensure that the computation model can satisfactorily interpolate the measurements of the instrumented rods made at discrete places along the rod train.
  • the interpolation can be of linear, quadratic or cubic type.
  • the instrumented rod having dimensions similar to other so-called standard rods, the mechanical behavior of the entire drill string is preserved.
  • Figure 14 shows a use of instrumented rod measurements during drilling for processing by a computer model to detect malfunctions (vibrations, buckling, etc.) during drilling (so-called "real-time” processing) .
  • the calculation model Given the parameters of the known calculation model, the number and the positioning of the instrumented rods defined, the calculation model is used to perform a simulation at a depth MD j . Measurements made on the instrumented rods that can go up to the surface by the transmission member are analyzed and filtered to be directly usable by the calculation model. These measurements are then directly compared to the results of the calculation model.
  • the calculation model makes it possible to estimate the mechanical behavior of the whole of the stem train, including the mechanical behavior of the so-called standard non-instrumented rods, positioned between the instrumented rods.
  • the tension, the forces of contact between the rods and the walls of the well, the bending moments, the deformations, the elongation, the twisting are then known on the whole of the stem train, in particular by a validation of the measurements in discrete points, that is, in the instrumented stems.
  • the absence of instrumented rods could not provide such results. Indeed, measurements only on the filling in bottom hole and on the surface do not allow to know what is happening in the whole train.
  • FIG. 15 An exemplary embodiment is shown in FIG. 15.
  • the downhole assembly and the entire drill string provided with instrumented rods are arranged at a depth MDj.
  • Two different physical parameters or the same physical parameter measured at 2 different positions are measured by the rods instrumented at discrete points and the same physical parameters calculated by the model after interpolation according to the mode described in FIG. 14.
  • This physical parameter may be the tension, torsion, bending moments, lateral acceleration, etc.
  • the physical value can be estimated between two measurement points, thus between two instrumented rods. It is possible, by adjustment at discrete points of measurement, to estimate the mechanical behavior of the entire drill string, and to have a good knowledge of what is happening in the drill string.
  • FIG. 16 shows a use of all the measurements of the rods instrumented after the drilling operation with a view to drilling optimization (post-analysis), for example an optimization of the construction of the drill string.
  • post-analysis for example an optimization of the construction of the drill string.
  • the computation model makes it possible to estimate the mechanical behavior of the whole of the stem train, including the mechanical behavior of the so-called standard non-instrumented rods, and this at various drilling depths.
  • the tension, the contact forces between the rods and the walls of the well, the bending moments, the deformations, the elongation, the twisting are then known on the whole of the drill string. It also detects buckling, vibrations in the entire drill string or other drilling malfunction in the drill string. If the values calculated by the model are not consistent with the measurements of the instrumented rods, then the parameters of the computation model are then adjusted to repeat the simulations at several depths MDj. This iterative process is repeated until the theoretical values agree with the measured values.
  • FIG. 17 An exemplary embodiment is shown in FIG. 17.
  • the figure shows the evolution of a physical parameter measured on two instrumented rods calculated by the model after interpolation according to the methodology described in FIG. 16, and this at various depths MD j. It will be better understood in the visualization of this figure that the methodology thus makes it possible to trace the evolution of the stresses on the drill rods, useful in particular for fatigue and wear problems.
  • this makes it possible to detect the zones of the stem train in dysfunction (vibrations, buckling) and to know the duration for which the rods have returned to dysfunction.
  • the use of the static calculation model makes it possible to know the normal mechanical behavior (without malfunction) of the entire drill string.
  • the calculation model then makes it possible, in a second step, to test the characteristics of the drill string that make it possible to avoid these malfunctions, making it possible to optimize the construction of the drill string.
  • a rod comprises at least one instrumented end section 6, 7.
  • the section 6 comprises a region 61 of nominal outside diameter in the vicinity of an end surface of the rod and a region 62 of outside diameter greater than the nominal outside diameter in the vicinity of the intermediate zone 4.
  • the region 62 of large outside diameter has a inertia greater than the inertia of region 61 of nominal outside diameter.
  • the region 62 of large outside diameter is located axially between the female connection portion 9 and the intermediate zone 4.
  • the outer surfaces of the regions 61 and 62 are connected by a generally frustoconical intermediate surface.
  • the outer surfaces of the large outer diameter region 62 and the intermediate zone 4 are connected by a generally frustoconical intermediate surface.
  • the large diameter region 62 forms an additional housing 41.
  • Housing 14 is formed in the region 62 of large outer diameter, see also Figure 19.
  • the housing 14, here four in number, are regularly distributed circumferentially.
  • the housings 14 are pierced in the form of a blind hole.
  • the housings 14 are of radial axis.
  • the housings 14 are radially aligned.
  • Electronic processing modules 63 are arranged in the housings 14.
  • the electronic processing modules 63 can be connected to each other.
  • the electronic processing modules 63 are connected to the housing 11.
  • the electronic processing modules 63 may be flexible to conform to a non-planar housing surface permanently or to a rounded surface.
  • the electronic processing modules 63 include a repeater.
  • the section 7 comprises a region 71 of nominal outside diameter in the vicinity of an end surface of the rod and a region 72 of outside diameter greater than the nominal outside diameter in the vicinity of the intermediate zone 5.
  • the region 72 of large outside diameter has a higher inertia than the inertia of the region 71 of nominal outside diameter.
  • the region 72 of large outer diameter is located axially between the male connection portion 10 and the intermediate zone 5.
  • the outer surfaces of the regions 71 and 72 are connected by a generally frustoconical intermediate surface.
  • the outer surfaces of the large outer diameter region 72 and the intermediate zone 5 are connected by a generally frustoconical intermediate surface.
  • the large diameter region 72 is provided with a hard coat 37.
  • the large diameter region 72 forms an additional housing 41.
  • the large diameter region 72 comprises a large diameter sleeve 73 partially forming the outer surface of the said region 72.
  • the sleeve 73 comprises the hard coating 37.
  • the sleeve 73 is made of hard material, in particular of hardness greater than the hardness of the intermediate zone 5, for example of hardness greater than 35 Rockwell HRC.
  • the sleeve 73 is screwed to the body of the region 72 of large diameter.
  • the large diameter region 72 includes an annular barrel 74 disposed between the body of the large diameter region 72 integral with the region 71, and the sleeve 73.
  • the barrel 74 is disposed in an annular groove in the body of the region 72 large diameter from an outside surface.
  • the barrel 74 may be made of flexible material, for example synthetic.
  • the barrel 74 can be made of two semi-circular complementary parts.
  • the cylinder 74 is held by the sleeve 73.
  • the barrel 74 comprises a plurality of housings 75, see also FIG. 22.
  • the housings 75 here in number of sixteen, are regularly distributed circumferentially.
  • the housings 75 are pierced in the shape of a blind hole.
  • the housings 75 are oriented axially.
  • the housings 75 are radially aligned.
  • Sources of electrical energy 76 are arranged in the housings 75.
  • the sources 76 are connected to the housing 11.
  • the sources 76 may comprise batteries or batteries, in the form of a cylinder of revolution.
  • the housings 75 can be adapted to standard size sources available commercially.
  • the arrangement of the housing 75 with parallel axes makes it possible to house a large number of sources. A large amount of energy can be stored there, resulting in long-term operation.
  • the housings 75 have axes parallel to the axis of the rod.
  • the region 72 of large diameter is provided a connection socket 77 with a complementary socket, not shown and external to the rod.
  • the complementary plug can be connected to a battery charger, a memory for collecting data, a processing device, etc.
  • Modules 79 electronic or electrical, are arranged in recesses in the body of region 72 of large diameter.
  • the modules 79 are surrounded by the bore of the barrel 74.
  • the modules 79 may comprise sensors, transmitters, etc.
  • Modules 79 may include processing electronics.
  • the modules 79 are connected to the sources 76.
  • the modules 79 are connected to the jack 77.
  • the rod comprises two housings 11, 111.
  • the rod comprises a housing 11.
  • the housing 11, 111 is integral with the central section 8
  • the housing 11, 111 has a curved outer surface with a large radius of curvature in axial section. By way of example, the radius of curvature may be greater than the nominal diameter of the rod.
  • the housing 11, 111 comprises four chambers 14.
  • the chambers 14 are aligned axially.
  • the chambers 14 are distributed circumferentially.
  • the housing 11, 111 has a circular outer surface.
  • the circular outer surface of the housing 11, 111 is greater in diameter than the diameter of the central section 8, for example about 15 to 30%.
  • At least one sensor 15, in particular deformation or a strain gauge, is disposed in a chamber 14.
  • Inserts 137 of hard materials are provided on the surface of the housing 11, 111, flush, cf Figure 23
  • the inserts 137 may be in the form of pellets, in particular round.
  • the pellets have a diameter of 5 to 15 millimeters.
  • the inserts 137 may be arranged around the covers 13 of the chambers 14.
  • the inserts 137 may be arranged in two rings around the chambers 14.
  • the inserts 137 may be arranged in two rings around the housing 11, 111.
  • the connection between the electronic processing modules 63 and the housing 11 and / or between the electronic processing modules 63 and the housing 11 can be provided by a communication tube 64 arranged at least in the bore of the central section 8 and in contact with said bore.
  • a signal transmission cable e1 / or energy may be arranged in the tube.
  • the communication tube 64 may comprise a body formed of at least one metal ribbon disposed with an annular component. The body comprises, in section along a plane passing through the axis of the tube, at least two axially elongated sections partially overlapped with an axial clearance chosen to absorb the maximum elastic deformation of the component under axial compression force and / or bending. Reference can be made to FR 2 940 816.
  • the insertion of the communication tube 64 in the large outside diameter regions 62 and 72 and in the housing 11 can be carried out in a hole according to FR 2 936 554 to which the reader is invited to refer.
  • a transmission cable 65 connects the chamber 14 of the housing 11 to the chamber 14 of the housing 111.
  • a transmission cable 66 connects two chambers 14 of the same housing 11, 111.
  • a bore is provided in the thickness of the housing 11, 3111, for example two holes leaving free each of a chamber 14 and joining halfway. All the chambers 14 of a housing 11, 111 can be connected in this way.
  • FIG. 1 In the embodiment illustrated in FIG. 1
  • the transmission cable 66 passes through three intersecting straight bores, for example one extending from a chamber 14 to the outer surface of the additional housing 41, the second one-eye opening the outlet of the first, the third extending from another chamber 14 to the outer surface of the additional housing 41 meeting the second in the thickness of the wall.
  • a transmission cable 67 connects the chambers 14 of the additional box 41.
  • a transmission cable 78 connects the modules 19 of the additional box 41.
  • the region 72 of large outer diameter comprises housing 14 similar to the housing 14 of the region 62.
  • the region 72 of large outer diameter comprises housing 114 in the form of blind holes of circular section.
  • the housings 114 are formed from the generally frustoconical intermediate surfaces 115, 116 respectively between the intermediate zone 5 and the region 72 of large outside diameter, and between the region 72 of large outside diameter and the region 71 of nominal outside diameter.
  • the housings 114 are arranged along axes disposed in a plane passing through the axis of the rod and secants with the axis of the rod.
  • the axes of the housing 114 can be inclined by 10 to 40 ° relative to the axis of the rod.
  • the housings 114 are closed by covers 113.
  • Sources 76 are arranged in the housings 114.
  • the inclination of the housings 114 makes it possible to take advantage of the thickness of the region 72 of large external diameter to constitute a reservoir of energy.
  • the housings 114 are connected to the communication tube 64.
  • the housings 114 are connected to the modules 79 by cables 80.
  • the drill pipe may include an energy storage region, a data processing region, and a mechanical magnitude detection region.
  • the energy storage region may include a plurality of housings for power sources.
  • the energy storage region may be located at one end.
  • the data processing region may comprise a plurality of slots for electronic processing modules.
  • the data processing region may be located at one end.
  • the mechanical magnitude detection region may include a plurality of mechanical magnitude sensors.
  • the mechanical size detection region is located in a housing arranged in central zone away from the ends and the intermediate zones. The housing may have a maximum outside diameter less than the maximum outside diameter of either end.
  • Figures 27 and 28 show the evolution of the bending stress expressed in MPa along the rod.
  • the rod comprises a central section 8, end sections 6, 7, and intermediate zones 4, 5.
  • the rod of FIG. 28 is aligned with respect to the curve of FIG. 27 in order to put in correspondence the curve and the profile along the stem.
  • Figure 28 has three curves established for three states of axial stress (voltage / compression). These curves comprise characteristic zones that are distinguishable from one another and corresponding to the central section 8, to the end sections 6, 7, and to the intermediate zones 4, 5.
  • the dashed curve has been established by a non-contact compression state. lateral of the stem with a well wall.
  • the continuous curve was established by a state of tension without lateral contact of the rod with a well wall.
  • the dashed curve was established by a state of tension greater than the previous case, without lateral contact of the rod with a well wall. In case of lateral contact, the continuous and dashed curves would take a W-shape with a small local maximum in the center, instead of a V-shape. It is therefore very interesting to have mechanical quantity sensors in the central section. 8. Sensors are also envisaged in the intermediate zones 4, 5, cf the embodiments with additional housing (s) 41 around an intermediate zone.

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Abstract

Tige de forage d'une garniture 30 de forage, pour le forage d'un trou, la garniture de forage comprenant un train de tiges de forage 32 et un ensemble de fond de trou 31, ladite tige 1 comprenant une première extrémité 9 comprenant un filetage femelle et ayant une première inertie, une deuxième extrémité 10 comprenant un filetage mâle et ayant une deuxième inertie, une première zone intermédiaire 4 voisine de la première extrémité et ayant une troisième inertie, une deuxième zone intermédiaire 5 voisine de la deuxième extrémité et ayant une quatrième inertie, une zone centrale 8 sensiblement tabulaire de diamètre extérieur inférieur au diamètre extérieur maximal d'au moins la première ou la deuxième extrémité et ayant une cinquième inertie, les troisième et quatrième inerties étant chacune inférieure aux première et deuxième inerties et la cinquième inertie étant inférieure aux troisième et quatrième inertie, et un boîtier 11 fixé à la tige sur une portion de la surface extérieure de celle-ci, au moins un capteur 15 de grandeur physique disposé dans le boîtier 11, et au moins un organe de transmission/stockage de données relié à une sortie du capteur, le boîtier 11 étant disposé à distance des première et deuxième extrémités 9, 10, le boîtier 11 étant monobloc avec la zone centrale 8 à distance des première et deuxième zones intermédiaires et possédant une inertie inférieure aux première et deuxième inerties.

Description

Tige de forage et garniture de forage correspondante
L'invention relève du domaine de la recherche et de l'exploitation de gisements pétroliers ou gaziers dans lesquels on utilise des trains de tiges de forage rotatifs constitués de composants tabulaires tels que des tiges de forage standard et éventuellement lourdes et d'autres éléments tabulaires, notamment des masse-tiges au niveau de l'ensemble de fond de trou, assemblés bout à bout, selon les besoins du forage. L'invention concerne plus particulièrement un élément profilé pour un équipement de forage, rotatif ou non rotatif, tel qu'une tige ou une tige lourde, disposé dans le corps d'un train de tiges de forage.
De telles garnitures peuvent permettre en particulier de réaliser des forages déviés, c'est-à-dire des forages dont on peut faire varier l'inclinaison par rapport à la verticale ou la direction en azimut, pendant le forage. Les forages déviés peuvent aujourd'hui atteindre des profondeurs de l'ordre de 2 à 6 lcm et des déplacements horizontaux de l'ordre de 2 à 14 km.
Dans le cas de forages déviés de ce genre, comportant des tronçons pratiquement horizontaux, les couples de frottement dus à la rotation des trains de tiges dans le puits peuvent atteindre des valeurs très élevées au cours du forage. Les couples de frottement peuvent remettre en cause les équipements utilisés ou les objectifs du forage. En outre, la remontée de déblais produits par le forage est très souvent difficile, compte tenu de la sédimentation des débris produits dans le trou de forage, en particulier dans la partie fortement inclinée par rapport à la verticale, du trou de forage. La sollicitation mécanique des composants tabulaires en est accrue.
Pour mieux appréhender les événements se produisant au fond du trou, les ensembles de fond de trou, à proximité du trépan peuvent être munis d'instruments de mesure. Toutefois, la connaissance de ce qui se passe dans le train de tiges, c'est-à-dire entre l'ensemble de fond de trou et la surface reste très incomplète, rendant l'optimisation de la construction de la garniture de forage et du processus de forage problématique.
L'invention vient améliorer la situation.
Une tige de forage est prévue pour être montée dans un train de tiges d'une garniture de forage, pour le forage d'un trou, en général avec circulation d'un fluide de forage autour de ladite tige et dans un sens allant d'un fond de trou de forage vers la surface. La garniture de forage comprend un train de tiges de forage et un ensemble de fond de trou. La tige comprend une première extrémité comprenant un filetage femelle et ayant une première inertie, une deuxième extrémité comprenant un filetage mâle et ayant une deuxième inertie, une première zone intermédiaire voisine de la première extrémité et ayant une troisième inertie, une deuxième zone intermédiaire voisine de la deuxième extrémité et ayant une quatrième inertie, et une zone centrale sensiblement tabulaire de diamètre extérieur inférieur au diamètre extérieur maximal d'au moins la première ou la deuxième extrémité et ayant une cinquième inertie. Les troisième et quatrième inerties sont chacune inférieure aux première et deuxième inerties et la cinquième inertie est inférieure aux troisième et quatrième inerties. La tige comprend un boîtier fixé à la tige sur une portion de la surface extérieure de celle-ci, au moins un capteur de grandeur physique disposé dans le boîtier, et au moins un organe de transmission/stockage de données relié à une sortie du capteur, le boîtier étant à distance des première et deuxième extrémités, le boîtier étant monobloc avec la zone centrale à distance des première et deuxième zones intermédiaires et possédant une inertie inférieure aux première et deuxième inerties.
Une garniture de forage peut comprendre un train de tiges, un ensemble de fond de trou et un trépan, l'ensemble de fond de trou étant connecté au trépan, le train de tiges étant disposé entre l'ensemble de fond de trou et un organe d'entraînement du train de tiges en surface, le train de tiges comprenant une pluralité de tiges décrites ci dessus. Lesdites tiges sont montées à des endroits choisis selon les indications d'un modèle de calcul du comportement mécanique des garnitures de forage.
La présente invention sera mieux comprise à la lecture de la description détaillée de quelques modes de réalisation pris à titre d'exemples nullement limitatifs et illustrés par les dessins annexés, sur lesquels :
la figure 1 est une vue en coupe axiale d'une tige de forage instrumentée;
les figures IA à IC sont des vues en coupe transversale de la tige de forage de la figure 1 dans un tronçon d'extrémité, dans une zone intermédiaire et dans un tronçon central;
la figure 2 est une vue en coupe selon un plan radial de la tige de forage de la figure 1; la figure 3 est une vue en coupe selon un plan radial d'un autre mode de réalisation de la tige de forage de la figure 1;
la figure 4 est une vue en coupe axiale d'une tige de forage instrumentée;
- la figure 5 est une vue en coupe axiale d'une tige de forage instrumentée;
la figure 6 est une vue en coupe axiale d'une tige de forage instrumentée;
la figure 7 est une vue de détail en coupe axiale d'une tige de forage du type des figures 1 ou 4 à 6;
la figure 8 est une vue partielle en élévation d'une tige à plusieurs boîtiers;
- la figure 9 est une vue en coupe selon IX-IX de la figure 8 ;
la figure 10 est une vue en coupe selon X-X de la figure 8;
les figures 11 et 12 sont des vues schématiques de garnitures de forage comprenant des tiges instrumentées, disposées à deux profondeurs distinctes;
la figure 13 est un schéma d'un procédé de détermination de la position optimale des tiges instrumentées dans un train de tiges; la figure 14 est un schéma d'un procédé d'étalonnage d'un modèle d'estimation des charges mécaniques dans un train de tiges;
la figure 15 donne deux courbes de paramètres estimés à partir de mesures discrètes en fonction du rang des tiges;
- la figure 16 est un schéma d'un procédé d'étalonnage d'un modèle d'évaluation de la performance mécanique d'un train de tiges;
la figure 17 donne deux courbes de paramètres estimés à partir de mesures discrètes en fonction de la profondeur.
la figure 18 est une vue en coupe selon un plan radial d'un autre mode de réalisation de la tige de forage de la figure 1;
les figures 19 à. 22 sont des vues en coupe transversale de la tige de forage de la figure 18 dans un tronçon d'extrémité, dans une zone intermédiaire et dans un tronçon d'extrémité; la figure 23 est une vue de détail de la figure 18 ;
la figure 24 est une vue de détail de la figure 20 ;
- la figure 25 est une variante détaillée de la figure 18 ;
la figure 26 est une variante de la figure 18 ;
la figure 27 est une courbe de contrainte de flexion en fonction de la position sur l'axe de la tige, pour plusieurs états de chargement ; et
la figure 28 est une vue en coupe axiale d'une tige de forage.
Les dessins contiennent des éléments de caractère certain. Ils pourront donc non seulement servir à mieux faire comprendre la présente invention, mais aussi contribuer à sa définition, le cas échéant.
Lors du creusement d'un puits, un mât de forage est disposé à terre ou sur une plateforme en mer pour forer un trou dans les couches du sol. Une garniture de forage est suspendue dans le trou et comprend un outil de forage tel qu'un trépan à son extrémité inférieure. La garniture de forage peut être entraînée en rotation dans son ensemble par un mécanisme d'entraînement, actionné par des moyens non représentés, par exemple hydrauliques.
Le mécanisme d'entraînement peut alors comprendre une tige d'entraînement à l'extrémité supérieure de la garniture de forage. Un fluide ou boue de forage est stocké dans un réservoir. Une pompe à boue envoie du fluide de forage à l'intérieur de la garniture de forage par l'orifice central de la tête d'injection, forçant le fluide de forage à s'écouler vers le bas à travers la garniture de forage. Le fluide de forage sort ensuite de la garniture de forage par des canaux du trépan puis remonte dans l'espace de forme générale annulaire formé entre l'extérieur de la garniture de forage et la paroi du trou. Le fluide de forage lubrifie l'outil de forage et emmène les déblais de creusement dégagés par le trépan du fond du trou jusqu'à la surface. Le fluide de forage est ensuite filtré pour pouvoir être réutilisé.
L'ensemble de fond de trou peut comprendre des masse-tiges de forage, assurant de par leur masse l'appui du trépan contre le fond du trou. L'ensemble de fond de trou peut également comprendre des composants (MWD, LWD, subs ...) munis de capteurs de mesure, par exemple de pression, de température, de contrainte, d'inclinaison, de résistivité, etc. Des signaux provenant des capteurs peuvent être remontés en surface par un système de télémétrie câblée. Une pluralité de coupleurs électro-magnétiques peut être interconnectée à l'intérieur de la garniture de forage pour former un lien de communication. On peut se référer aux brevets US 6 670 880 ou US 6 641 434 par exemple. Les deux extrémités d'un composant de forage sont équipées de coupleurs de communication. Les deux coupleurs du composant sont reliés par un câble, sensiblement sur la longueur du composant.
Ayant mené des recherches sur le comportement mécanique des tiges de forage, comme par exemple l'endommagement par fatigue des tiges de forage, le flambage des tiges de forage dans les trajectoires très déviés, les contacts frottant entre les tubages et les tiges de forage, les phénomènes vibratoires, etc., la Demanderesse s'est rendue compte qu'une surveillance précise de paramètres physiques le long du train de tiges permet de valider des modélisations physiques, notamment mécaniques et hydrauliques. Il en résulte une amélioration du déroulement du forage d'un point de vue des performances techniques, de la sécurité opérationnelle et du coût. Il en résulte ainsi une plus grande capacité à forer en profondeur et à grande distance horizontale de la trajectoire de forage.
Lors du forage de puits très déviés (forte inclinaison), les frottements engendrés entre les tiges de forage et la paroi du trou sont très importants, engendrant une compression dans les tiges de forage. Cette compression est à l'origine de phénomènes de flambage qui peuvent alors causer le coincement de l'ensemble du train de tige de forage dans le puits, voire entraîner une rupture des tiges de forage. Le flambage des tiges de forage associé à la rotation de ces dernières entraînent en effet des phénomènes de fatigue. Dans les deux cas il s'en suit des pertes de productivité dans le forage, voire l'impossibilité d'arriver au réservoir pétrolifère.
Les techniques actuelles ne fournissent pas de données physiques au niveau du train de tiges. La Demanderesse a mis au point un dispositif visant à améliorer la connaissance de l'état du train de tiges et/ou de son environnement. De nombreux paramètres ont une influence sur les contraintes subies par le train de tiges, notamment la pression de la boue à l'intérieur et à l'extérieur des tiges, la température, le frottement des tiges contre les parois du puits, le couple de rotation exercé, la défoπnation des tiges, les vibrations, etc. La durée de manœuvre (remontée complète de la garniture de forage puis descente à nouveau de celle-ci) au cours du creusement du trou peut être diminué, ce qui s'avère particulièrement intéressant en terme de réduction de la durée de l'étape de creusement, d'où une économie importante. On rappellera à cet égard que la remontée complète de la garniture de forage suivie de sa descente à nouveau est une opération longue de l'ordre d'une demi-joumée à une journée de travail selon la profondeur du trou. La réduction de la durée de creusement est donc un facteur important de productivité.
La demanderesse a également constaté un meilleur contrôle de la remontée des déblais de forage, une meilleure marge de sécurité en sur-traction et en sur-torsion, un bon maintien de l'intégrité mécanique des connections filetées, une diminution de l'usure par abrasion de la paroi interne du puits de forage, et une diminution des risques de coincement de la garniture de forage lors d'une manœuvre de remontée.
Dans le train de tiges, une tige de forage peut comprendre des éléments filetés et un tube, soudés bout à bout. La soudure du tube à l'élément peut être effectuée par friction. Ledit élément peut être usiné à partir d'une pièce courte de fort diamètre, tandis que le tube peut être de diamètre plus faible, d'où une très forte réduction de la masse de métal à usiner et de la quantité de déchets à l'usinage. Ledit élément peut présenter une longueur de l'ordre de 0,2 à 1,5 mètres. La garniture de forage peut également comprendre outre des tiges, des tiges lourdes, des masses tiges, des stabilisateurs, etc.
Au moins une tige de forage comprend un boîtier équipé de capteurs de mesure. Le boîtier peut être équipé d'au moins un capteur de température, un capteur de déformations (ou jauge de contraintes), un capteur de pression, un accéléromètre, un magnétomètre, etc. La jauge de contraintes est capable de mesurer les diverses composantes du tenseur de déformations et de contraintes (tensions et cisaillements) et par là de déterminer les contraintes axiales, circonférentielles, de torsion ou de flexion et les déformations, notamment le flambage. L'accéléromètre permet, s'il est orienté dans un plan normal à l'axe de la tige, de mesurer une accélération latérale et les vibrations subies par la tige. L'accéléromètre permet, s'il est orienté dans l'axe de la tige, de mesurer une accélération axiale et l'inclinaison de la tige. Le magnétomètre (capteur de direction et d'intensité du champ magnétique) permet de connaître l'orientation angulaire de la tige instrumentée vis-à-vis du champ magnétique terrestre et la vitesse de rotation de la tige.
Dans un mode de réalisation, le train de tige comprend au moins une tige selon la demande de brevet FR 2 851 608 et/ou selon la demande de brevet FR 2 927 936 auxquelles le lecteur est invité à se reporter.
Les composants de la garniture de forage sont réalisés sous forme tabulaire et sont reliés entre eux bout à bout, de manière que leurs canaux centraux se trouvent dans le prolongement l'un de l'autre et constituent un espace central continu de circulation d'un fluide de forage de haut en bas entre la surface depuis laquelle on réalise le forage jusqu'au fond du trou où travaille l'outil de forage. Le fluide ou boue de forage remonte ensuite dans un espace annulaire délimité entre la paroi du trou de forage et la surface extérieure de la garniture de forage.
Le fluide de forage, au cours de sa remontée à l'extérieure de la tige de forage, entraîne des débris des formations géologiques traversés par l'outil de forage vers la surface depuis laquelle on réalise le forage. La garniture de forage est conçue de manière à faciliter la circulation ascendante du fluide de forage dans l'espace annulaire entre la garniture et la paroi du puits. On cherche à entraîner les débris de forage de manière efficace et à produire un balayage de la paroi du trou de forage et les surfaces d'appui de la garniture pour faciliter la progression de la garniture de forage à l'intérieur du trou.
Les caractéristiques d'une garniture de forage contribuent aux propriétés fondamentales de qualité, de performance et de sécurité du processus général de forage que ce soit pendant les phases de creusement proprement dites ou pendant les phases de manœuvre entre le fond et la surface. Les évolutions de la recherche des hydrocarbures exigent la réalisation de profils de trajectoire de plus en plus complexe et dans des conditions géologiques de plus en plus extrêmes. On recherche actuellement des hydrocarbures à des profondeurs couramment supérieures à quatre kilomètres et à des distances à l'horizontale par rapport à l'installation fixe pouvant dépasser une dizaine de kilomètres.
La demanderesse s'est rendue compte que les caractéristiques notamment géologiques, mécaniques et hydrauliques dans la région du train de tiges étaient mal connues. L'ensemble de fond de trou peut être équipé de capteurs pour fournir des données relatives aux événements se produisant au fond du trou. Le document US 2005/0279532 décrit le principe d'une garniture de forage à capteurs distribués. Toutefois, la disposition précise d'un capteur et d'une tige de forage reste ignorée.
Le document WO 2005/086691 mentionne un capteur monté en extrémité de tige dans une zone très épaisse et, par ailleurs, un capteur logé dans un élément de couverture. La zone très épaisse, de forte inertie et donc peu sensible à la flexion et à la torsion, ne permet pas une détection précise des efforts correspondants. L'élément de couverture s'avère fragile tant hors du trou de forage que dedans.
Or, la constitution d'une tige de forage doit répondre à des exigences élevées et souvent contradictoires d'épaisseur, de rigidité en traction, en flambage et en torsion, de résistance à la fatigue, à la pression intérieure et à la pression extérieure, de démontabilité (dévissage), d'étanchéité des connections, de diamètre extérieur, de perte de charge hydraulique tant à l'intérieur qu'à l'extérieur, de mise en mouvement des boues côté extérieur, de faible frottement sur les parois du puits, de résistance à des composés chimiques agressifs tel que H2S, de transmission de données, etc. A ceci, s'ajoute le fait de disposer au moins un capteur, à la fois protégé mécaniquement, hydrauliquement et chimiquement et exposé au phénomène pour la mesure de laquelle ledit capteur est conçu.
La Demanderesse a mis au point une tige de forage améliorée munie d'au moins un capteur permettant, entre autres, de mesurer le comportement en flambage de la tige et des tiges environnantes. On appelle modèle de calcul le modèle de calcul du comportement mécanique des garnitures de forage.
Comme on peut le voir sur la figure 1, la tige 1 présente une forme générale de révolution autour d'un axe 2 qui constitue sensiblement l'axe du forage, lorsque la tige 1 d'un train de tiges de forage est en position de service à l'intérieur d'un trou de forage réalisé par un outil tel qu'un trépan disposé à l'extrémité de la garniture de forage. L'axe 2 est l'axe de rotation du train de tiges. La tige 1 présente une forme tabulaire, un canal 3 de forme sensiblement cylindrique de révolution étant ménagé dans la partie centrale de la tige 1.
Les composants de la garniture de forage, notamment les tiges du train de tiges de forage, sont réalisés sous foπne tabulaire et sont reliés entre eux bout à bout, de manière que leurs canaux centraux 3 se trouvent dans le prolongement l'un de l'autre et constituent un espace central continu de circulation d'un fluide de forage de haut en bas, entre la surface depuis laquelle on réalise le forage jusqu'au fond du trou de forage où travaille l'outil de forage. Le fluide ou boue de forage remonte ensuite dans un espace annulaire délimité entre la paroi du trou de forage et la surface extérieure du train de tiges. Une garniture de forage peut comprendre des tiges, des tiges lourdes, des masses-tiges, des stabilisateurs ou encore des raccords. Le terme de tige de forage ou encore tige ici employé désigne, sauf mention contraire, aussi bien les tiges de forage que les tiges lourdes (« heavy weight drill pipe » en langue anglaise) généralement situées entre le train de tiges de forage et l'ensemble du fond de trou (« bottom hole assembly » en langue anglaise). Les tiges sont assemblées bout à bout par vissage en un train de tiges qui constitue une partie importante de la longueur de la garniture de forage.
La demanderesse s'est rendu compte que les grandeurs physiques le long du train de tiges de forage, c'est-à-dire entre la surface et l'ensemble de fond de trou, présentaient une grande importance. Il importe de les mesurer et d'exploiter ces mesures. En effet, le train de tiges frotte en rotation et en translation contre la paroi du trou foré. Le frottement provoque une usure lente mais néanmoins significative des composants du train de tiges et une usure relativement rapide des parois du trou foré ou du tubage déjà mis en place pouvant remettre en cause l'intégrité mécanique du tubage et donc entraîner un problème de stabilité des parois du puits. Le frottement entre les tiges de forage et les parois du trou foré peut quant à lui entraîner des coincements de tige (keyseat) préjudiciable pour l'opération de forage. L'invention permet une réduction de ces risques.
La tige 1 peut être réalisée en acier à haute résistance mécanique, sous forme monobloc d'origine ou obtenue par tronçons puis soudés ensemble. Plus particulièrement, la tige profilée 1 peut comprendre deux tronçons profilés d'extrémités 6 et 7 relativement courts (longueur inférieure à 1 mètre, par exemple voisine de 0,50 m), cf figure IA, formant connecteurs d'assemblage de tiges dits « tool-j oints », deux zones intermédiaires 4, 5, de longueur inférieure à 1 mètre, par exemple voisine de 0,50 m, cf figure IB, et un tronçon central 8 tabulaire de longueur pouvant dépasser dix mètres, cf figure IC, soudés ensemble. Le tronçon central 8 peut présenter un diamètre extérieur sensiblement plus faible que les tronçons d'extrémités (par exemple respectivement 149,2 mm et 184,2 mm) et un diamètre intérieur sensiblement plus grand que les tronçons d'extrémité (par exemple respectivement 120,7 et 111,1 mm). De la sorte l'inertie (ou moment quadratique) des tronçons d'extrémité 6, 7 par rapport à l'axe de la tige 1 peut être beaucoup plus grande (par exemple 3 à 6 fois plus grande) que celle du tronçon central 8. La fabrication du tronçon central 8 long à part des tronçons d'extrémités 6, 7 courts permet de réduire significativement la quantité de déchets, notamment de copeaux à l'usinage. On obtient de la sorte un rendement matière considérablement plus élevé. Le tronçon central 8 peut se présenter sous la forme de la partie centrale d'un tube d'alésage sensiblement constant et de diamètre extérieur sensiblement constant (diamètre nominal de la tige de forage), avec une surépaisseur aux extrémités vers les tronçons 6 et 7 obtenue par diminution du diamètre intérieur (« internai upset » en langue anglaise) pour faciliter le raccordement par soudure auxdits tronçons 6 et 7. Les zones intermédiaires 4 et 5 comprennent ces extrémités surépaissies et raccordent les tronçons 6 et 7 au tronçon central 8. Les zones intermédiaires ont des inerties par rapport à l'axe de la tige 1 inférieures aux inerties des tronçons 6 et 7 et supérieures à l'inertie du tronçon central 8.
De façon générale, la description qui suit est donnée de l'extrémité libre du tronçon 6 à l'extrémité libre du tronçon 7. Le tronçon 6 (ou tool-j oint femelle) comprend une portion de connexion femelle 9 de surface extérieure annulaire cylindrique comportant un alésage pourvu d'un filetage femelle 9a en vue de la connexion à un filetage mâle d'une autre tige 1. La portion de connexion 9 peut être selon la spécification API 7 ou selon le brevet US6153840 ou US7210710 auxquels le lecteur est invité à se reporter. La portion de connexion 9 constitue l'extrémité libre du tronçon d'extrémité 6. Le tronçon 7 (tool-joint mâle) comprend une portion de connexion mâle 10 de surface extérieure annulaire cylindrique comportant un filetage mâle 10a en vue de la connexion à un filetage femelle d'une autre tige 1. Le filetage mâle 10a est en concordance de forme avec le filetage femelle d'une autre tige. La portion de connexion 10 constitue l'extrémité libre du tronçon d'extrémité 7.
Dans le mode réalisation de la figure 1, la tige 1 comprend un boîtier 11 disposé autour du tronçon central 8 sensiblement à mi distance entre les tronçons 6 et 7. Le boîtier 11 peut être disposé à une distance des tronçons 6 et 7 supérieure ou égale à la longueur desdits tronçons 6, 7, préférablement à une distance des zones intermédiaires 4 et 5 supérieure ou égale à la longueur desdits tronçons 6, 7. Le boîtier 11 peut être à une distance des première et deuxième zones intermédiaires 4, 5 comprise entre 40 et 60% de la distance entre la première zone intermédiaire 4 et la deuxième zone intermédiaire 5.
Le boîtier 11 présente une forme extérieure sensiblement annulaire. Le boîtier 11 présente ici une surface extérieure cylindrique de révolution lia concentrique avec le tronçon central 8 se raccordant à la surface extérieure du tronçon central 8 par une surface sensiblement tronconique amont 11b et une surface sensiblement tronconique aval l ie formant un profil en long limitant les pertes de charge à l'écoulement du fluide de forage chargé en débris de forage autour de la tige (dans l'annulaire entre la paroi du trou et la tige). L'angle de la génératrice de ces surfaces tronconiques 11b, l ie peut ainsi être inférieur ou égal à 30°. Les surfaces sensiblement tronconiques amont 11b et aval l ie présentent des congés de raccordement aux surfaces cylindriques adjacentes (rayon de ces congés préférablement supérieur à 10 mm). La surface extérieure l ia présente un diamètre extérieur inférieur ou égal au diamètre extérieur des tronçons d'extrémité 6, 7. Plus précisément, pour tenir compte d'imperfections de rotondité du boîtier 11 et des tronçons d'extrémité 6, 7, la surface extérieure l ia peut être inscrite dans un cercle dont le diamètre extérieur maximal est inférieur ou égal au diamètre maximal des tronçons d'extrémité 6, 7.
Le boîtier 11 peut comprendre un corps 12, également dénommé base, et un ou plusieurs couvercles 13. Le corps 12 forme un bossage par rapport au tronçon central 8. Le corps 12 présente une surface extérieure tangente avec la surface extérieure du tronçon central 8. Le corps 12 est préférentiellement monobloc avec le tronçon central 8, par exemple venu de forgeage (« external upset » en langue anglaise) ou d'usinage, de manière notamment que le corps 12 soit soumis aux mêmes contraintes que le tronçon central 8. Le corps 12 et le couvercle 13 délimitent un logement 14, ici de forme sensiblement parallélépipédique. Le boîtier 11 possède un diamètre extérieur inférieur au diamètre maximal de la tige de façon à être protégé de l'abrasion par les parois du trou et une longueur la plus courte possible, inférieure à 200 mm, par exemple de l'ordre de 150 mm, pour perturber a minima les caractéristiques hydrauliques du tronçon central 8 et les sollicitations subies par celui-ci. Le diamètre extérieur du boîtier 11 est avantageusement choisi pour que l'inertie du boîtier 11 par rapport à l'axe ne soit pas trop supérieure à celle du tronçon central voisin, par exemple comprise entre 100% et 200%, et préférablement entre 130 et 180%, de l'inertie du tronçon central. Il est également préférable que l'inertie par rapport à l'axe du boîtier 11 soit inférieure ou égale à celle des zones intermédiaires 4 et 5. Le couvercle 13 peut se présenter sous la forme d'une plaque à surface extérieure bombée convexe en coupe transversale, cf. figure 2, en concordance de forme avec la surface extérieure du corps 12, et à surface intérieure plane ou concave. Le couvercle 13 peut obturer de façon étanche aux liquides le logement 14, y compris aux fortes pressions de service rencontrées lors d'un forage d'hydrocarbures ou géothermique, au moyen par exemple d'un joint d'étanchéité périphérique en matériau synthétique du genre élastomère. La fixation du couvercle 13 peut être assurée par des vis. Le rebord du couvercle 13 en contact avec le corps 12 peut être muni d'au moins un bourrelet ou rainure formant une chicane améliorant Fétanchéité.
La tige 1 comprend au moins un capteur 15 disposé dans le logement 14, par exemple comme ici vissé dans un trou borgne taraudé percé dans le fond du logement 14 et faisant partie du logement. Avantageusement, ledit trou borgne a une profondeur telle que l'épaisseur de matière sous ledit trou borgne (entre le fond du trou borgne et l'alésage 3) soit au moins égale à celle de la partie courante du tronçon central 8 pour ne pas affecter l'intégrité mécanique de la tige. En d'autres termes, l'épaisseur de matière du boîtier entre le capteur 15 et un alésage 3 de la tige est supérieure ou égale à l'épaisseur de la zone centrale 8 de la tige. Le capteur 15 peut, en variante, être fixé au corps 12 par tout autre moyen, par exemple par collage sur une portion plane du fond du logement 14 (l'épaisseur de matière est alors à considérer entre ladite portion plane et l'alésage 3). La tige 1 peut comprendre une source d'énergie électrique 16 disposée dans le logement 14. La source d'énergie électrique 16 ou alimentation peut comprendre une pile ou une batterie, par exemple disposée dans un logement cylindrique de révolution 17. Ledit logement cylindrique de révolution 17 peut être obturé par un bouchon fileté 18 distinct du couvercle 13 et coopérant avec un filetage femelle ménagé dans la paroi du corps 12. Un câble d'alimentation 19 relie la source d'énergie électrique 16 et le capteur 15. Le logement 14 peut également comprendre une électronique de traitement des signaux issus du capteur 15, notamment pour numériser lesdits signaux.
Une mémoire 20 peut être disposée dans le logement 14, reliée au capteur 15 et configurée pour enregistrer des données en provenance du capteur 15. La mémoire 20 peut faire partie d'une carte mémoire. Alternativement ou en plus de la mémoire 20, la tige 1 peut être munie d'une liaison de communication à distance afin que les opérateurs puissent disposer des données en provenance du capteur 15 en temps réel, ou en très léger différé selon le débit de la liaison. La liaison de communication à distance peut être filaire dans la tige 1, par exemple par un câble de communication 21, et électromagnétique entre deux tiges. On peut se reporter au document US 6 670 880, US 6 641 434, US 6 516 506 ou encore US 2005/115717 pour le couplage de communication entre deux tiges voisines. D'autres types de couplage peuvent également être utilisés (contact direct, par antenne ...).
Le capteur 15 peut être un capteur de température, par exemple dans une gamme pouvant aller jusqu'à 3500C. Le capteur 15 peut être associé à un filtre non représenté pour transmettre des données de température au-delà d'un seuil préréglé.
Le capteur 15 peut être un capteur de direction et d'intensité du champ magnétique. Le magnétomètre permet alors de connaître l'orientation angulaire de la tige instrumentée vis-à-vis du champ magnétique terrestre. Il peut également permettre de mesurer la vitesse de rotation effective de la tige et par ce moyen de détecter des problèmes de vibration de torsion (« stick slip »).
Le capteur 15 peut être un capteur de pression, par exemple dans une gamme pouvant aller jusqu'à une valeur comprise entre 35*106 Pa (sensiblement 5100 psi) et 25*107 Pa (sensiblement 36300 psi). Le capteur de pression peut présenter un organe débouchant dans le canal 3 pour mesurer une pression interne. Le capteur de pression peut présenter un organe débouchant à l'extérieur du boîtier 11 pour mesurer une pression externe dans l'annulaire entre paroi du trou foré et tige de forage. Deux capteurs de pression peuvent être disposés dans le logement 14. Ils permettent notamment alors de mesurer les pertes de charge du fluide de forage et de détecter, en cas de fortes pertes de charge, un phénomène de collage entre la tige et la paroi de puits et le début d'un tel phénomène.
Le capteur 15 peut être un capteur d'accélération (accéléromètre), par exemple dans la gamme de 0 à 100 ms"2. Le capteur d'accélération peut détecter des accélérations de fréquence élevée par exemple jusqu'à 1000 Hz. La mesure des accélérations par des accéléromètres disposés axialement, tangentiellement et latéralement) permet de mesurer les vibrations axiales, de torsion et latérales. Un accéléromètre axial permet en outre une mesure indirecte de l'inclinaison et un accéléromètre tangentiel une mesure indirecte de la vitesse de rotation de la tige. Il est donc intéressant d'installer des capteurs 15 pour mesurer les accélérations dans ces diverses directions.
Le capteur 15 peut être un capteur de déformations (ou jauge de contraintes), permettant de mesurer des composantes géométriques de torsion, flexion, tension, compression, allongement, cisaillement, etc. et par là de mesurer des composantes du tenseur de contrainte, notamment de tension et cisaillement, et de déterminer les contraintes axiales, circonférentielles, de torsion ou de flexion et les déformations, notamment le flambage.
Dans une variante non représentée du mode réalisation de la figure 1, la tige 1 est semblable au mode de réalisation précédent à ceci près que le boîtier 11 est disposé décalé par rapport au milieu de la tige 1 (plan situé à mi-distance entre les zones intermédiaires 4 et 5), par exemple à une distance pouvant aller jusqu'à de l'ordre de 3 mètres par rapport au milieu mais préférentiellement jusqu'à une distance de l'ordre de 1 mètre dudit milieu.
Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 3, le boîtier 11 est semblable à celui du mode de réalisation illustré sur la figure 2 à ceci près que le couvercle 13 se présente sous la forme d'au moins un bouchon muni d'un filetage mâle sur sa surface extérieure prévu pour coopérer avec un filetage femelle correspondant ménagé dans le corps 12. Le couvercle 13 peut être muni d'un élément d'entraînement, par exemple sous la forme d'un trou borgne à six pans permettant le vissage ou le dévissage du couvercle 13 au moyen d'une clef mâle appropriée. Ce mode de réalisation présente l'avantage d'une structure particulièrement simple et d'un bouchon robuste. Ce mode de réalisation du boîtier 11 est compatible avec les différents positionnements possibles du boîtier 11, le long de la tige 1. Le couvercle peut comprendre une pluralité de bouchons.
Le mode de réalisation illustré sur la figure 4 est semblable à celui de la figure 1 à ceci près qu'un boîtier supplémentaire 41 est en contact avec (ou intégré dans) le tronçon d'extrémité 7. Le boîtier supplémentaire 41 présente un diamètre extérieur supérieur au diamètre extérieur du tronçon d'extrémité 7. Le boîtier supplémentaire 41 recouvre partiellement le tronçon d'extrémité 7 du côté opposé à la portion de connexion 10. Le boîtier supplémentaire 41 présente une surface extérieure 41a cylindrique de révolution ou légèrement bombée se raccordant à la surface extérieure du tronçon d'extrémité 7 par une surface de guidage sensiblement tronconique 41b à génératrice rectiligne ou bombée convexe et se raccordant à la surface extérieure de la zone intermédiaire 5 par une surface de guidage sensiblement tronconique 41c de longueur et/ou de pente supérieure à la précédente mais de forme sensiblement similaire. La surface extérieure 41a possède un diamètre qui est le diamètre maximal de la tige et est apte à venir en appui contre la paroi du trou foré ou des tubes de cuvelage garnissant la partie supérieure de celui-ci. La surface extérieure 41a comporte avantageusement un revêtement anti-abrasion, de dureté supérieure à la dureté des autres surfaces extérieures de la tige. Une telle surface extérieure et de telles surfaces de guidage peuvent être réalisées conformément aux indications des documents FR 2 851 608 et FR 2 927 936 précités. L'une et/ou l'autre des surfaces de guidage 41b, 41c peuvent notamment comprendre des rainures hélicoïdales aptes à écoper les débris et à les éjecter de la zone de contact entre la surface 41a et la paroi du trou ou du tube de cuvelage. Le boîtier supplémentaire 41 comprend un alésage étage avec une portion de petit diamètre en contact avec la surface extérieure du tronçon central 8, une portion de grand diamètre en contact avec la surface extérieure du tronçon d'extrémité 7 et une surface tronconique de raccordement. La structure interne du boîtier supplémentaire 41 peut être du type illustré sur la figure 2 ou sur la figure 4. Le boîtier supplémentaire 41 peut notamment abriter une alimentation et/ou une électronique pour le boîtier 11, ce qui peut permettre de réduire la taille dudit boîtier 11 et donc son inertie par rapport à l'axe. Un passage de câbles peut être prévu entre le boîtier 11 et le boîtier supplémentaire 41. Le tronçon d'extrémité opposée 6 peut également présenter un diamètre extérieur et un profil sensiblement identiques à ceux de la surface 41a selon l'enseignement des documents FR 2 851 608 et FR 2 927 936. Le boîtier supplémentaire 41 peut être monobloc avec le tronçon d'extrémité 7 et/ou la zone intermédiaire 5.
Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 5, le boîtier supplémentaire 41 présente une forme similaire à celui du mode de réalisation précédent et est disposé du côté opposé, en contact et avec recouvrement partiel du tronçon d'extrémité 6. Sa surface extérieure 41a de diamètre maximal peut également être munie d'un revêtement anti-abrasion. Le tronçon d'extrémité opposée 7 peut également présenter un diamètre extérieur et un profil sensiblement identiques à ceux de la surface extérieure de grand diamètre du boîtier supplémentaire 41 selon l'enseignement des documents FR 2 851 608 et FR 2 927 936. Un revêtement anti-abrasion peut être prévu sur une portion de diamètre maximal d'au moins un tronçon d'extrémité 6, 7.
Comme représenté à la figure 6, un boîtier supplémentaire 41 peut être disposé au niveau d'une zone intermédiaire 4, 5. Au moins un et préférentiellement les deux tronçons d'extrémité 6, 7 peuvent présenter une portion 38 de diamètre extérieur correspondant au diamètre maximal de la tige, munie d'un revêtement anti-abrasion 37. Le profil de cette portion peut être réalisé selon l'enseignement des documents FR 2 851 608 et FR 2 927 936. Les boîtiers 11 et 41 sont reliés par une liaison filaire 39.
Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 7, le boîtier 11 est disposé sur le tronçon central 8 comme illustré sur les figures 1 et 3. Le corps 12 est monobloc avec le tronçon central 8, par exemple forgé ou usiné. Le logement 14 est obturé par deux couvercles étanches 13, du genre plaque, disposés de façon diamétralement opposée et fixés au corps 12 par vissage. Une pluralité de capteurs 15 sont montés dans le logement 14, par exemple six disposés en deux lignes à 180° de trois capteurs pour optimiser la mesure des contraintes. Les capteurs 15 peuvent comprendre un capteur de pression en communication avec le canal 3 par un perçage 22 pour mesurer la pression interne et en communication avec l'extérieur de la tige 1 par un perçage 23 débouchant sur une surface tronconique de raccordement à proximité du tronçon central 8. Les capteurs peuvent comprendre une pluralité de jauges de contrainte permettant d'estimer des défoπnations et efforts tridimensionnels, notamment la tension, la compression, la torsion, les moments de flexion, le flambage. Les capteurs 15 sont munis d'une liaison filaire par un câble 24 rejoignant le canal central 3 en passant par un perçage correspondant ménagé dans l'épaisseur du corps 12 et du tronçon central 8. Un autre câble de communication 25 débouche à l'extérieur du boîtier 11 à proximité du tronçon central 8 par un perçage correspondant débouchant dans la surface tronconique d'extrémité du corps 12 formant une liaison entre le réceptacle 12 et un autre boîtier, par exemple le boîtier 41 de la figure 5.
Le boîtier 11 comprend également un connecteur 26 disposé dans une cavité 27 ménagée dans le corps 12 à partir de la surface tronconique de raccordement et muni d'un bouchon étanche. Le connecteur 26 est relié par un câble de communication 28 au capteur 15. Le connecteur 26 permet le téléchargement de données issues des capteurs 15 et stockées dans la mémoire 20 après remontée de la tige en surface. Le connecteur 26 peut être remplacé par un émetteur wi-fi permettant un téléchargement sans contact avec un récepteur adéquat.
Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 8, une tige comprend une pluralité de boîtiers 11, 111, 211 par exemple trois, chacun de faible longueur, par exemple inférieure à 150 mm, voire inférieure à 130 mm. Chaque boîtier 11 comprend une pluralité de chambres 14 formées dans des trous borgnes ménagés depuis la surface extérieure du corps 12. A une chambre 14 peut correspondre un bossage. Les bossages d'un boîtier sont disposés en au moins une rangée circulaire. Au moins l'une des rangées peut être munie d'un revêtement antiabrasion. Ladite rangée peut présenter un diamètre extérieur supérieur au diamètre extérieur d'au moins une rangée voisine.
Chaque chambre 14 est fermée par un couvercle 13 côté extérieur et reçoit un capteur
15 en son fond ou une batterie 16 ou un composant électronique ou une mémoire 20. Le couvercle 13 peut se présenter sous la forme d'un bouchon à bord extérieur fileté venant en prise avec un taraudage ménagé sur les parois du trou borgne. Les boîtiers 11, 111, 211 peuvent présenter des diamètres extérieurs sensiblement égaux. Avantageusement le boîtier central 211 possède un diamètre extérieur inférieur à celui des boîtiers latéraux 11, 111, ce qui permet de protéger sa surface extérieure de l'abrasion. Les boîtiers 11, 111, 211 peuvent présenter une surface de grand diamètre sensiblement cylindrique à génératrice rectiligne ou légèrement bombée convexe se raccordant à la surface extérieure de la partie courante de la zone centrale 8 par une zone tronconique amont et une zone tronconique aval se raccordant avec des arrondis appropriés. Les surfaces de grand diamètre peuvent être protégées par un revêtement dur 37.
Comme on peut le voir sur les figures 9 et 10, les boîtiers peuvent présenter des formes différentes en section transversale. Le boîtier latéral 111 illustré sur ,1a figure 9 (ou le boîtier latéral 11 non représenté) présente une surface extérieure circulaire. Des zones rechargées de haute dureté peuvent être ménagées entre les chambres. Comme illustré sur la figure 10, le boîtier 211 présente des creux séparant angulairement deux chambres sensiblement disposées dans le même plan radial. Les chambres sont ménagées dans des bossages en saillie vers l'extérieur.
Le fait de disposer une série de boîtiers de faible longueur permet de se rapprocher des caractéristiques mécaniques de la partie courante de la zone centrale 8, notamment en flexion et en torsion. Il en résulte une meilleure appréhension des paramètres mécaniques à mesurer ou à estimer. Le boîtier 211 illustré sur la figure 10 offre de faibles pertes de charge pour l'écoulement de la boue de forage. Le boîtier 111 illustré sur la figure 9 bénéficie d'une usure réduite lors de frottement contre les parois extérieures du trou de forage ou du tubage prédisposé et une faible abrasion des parois internes du trou ou du tubage. La juxtaposition des boîtiers 111 et 211 à une distance comprise entre 100 et 300 mm s'avère intéressante.
Comme illustré sur les figures 11 et 12, une garniture de forage 30 comprend un ensemble de fond de trou 31 et un train de tiges 32 disposé entre l'ensemble de fonds de trou et une installation de surface 33. Le train de tiges 32 comprend une pluralité de tiges 1 à espacements choisis selon les résultats fournis par le modèle numérique ou analytique de calcul du comportement mécanique des garnitures de forage. Les tiges 1 ont été représentées au nombre de quatre (figure 11) ou cinq (figure 12) pour des raisons de simplicité du dessin. En pratique, leur nombre dépend de la longueur du train de tiges et peut être exprimée en pourcentage du nombre de tiges, notamment supérieur à 1%, préférablement supérieur à 5%. La répartition des tiges 1 peut être régulière ou non. Les autres tiges du train de tiges 32 peuvent être du type à transmission intégrée, par exemple filaire à l'intérieur d'une tige et électromagnétique entre deux tiges. Les données fournies par les capteurs des tiges 1 sont ainsi communiquées en surface et peuvent être stockées dans des mémoires puis traités par un modèle en vue de la mise à la disposition d'une interface homme machine. Le modèle peut être un modèle numérique ou analytique de calcul du comportement mécanique des garnitures de forage. On peut ainsi disposer d'informations relatives au comportement des tiges du train de tiges 32 et non plus seulement au comportement des composants de l'ensemble de fond de trou 31. Les données de mesure des capteurs 15 disposés dans les tiges 1 s'avèrent d'autant plus intéressantes que le trou de forage est long et présente une forte courbure ou encore des changements de courbure, fonction du type de trajectoire de forage.
Les figures 11 et 12 montrent un exemple de positionnement de l'ensemble de fond de trou et de l'ensemble du train de tige munis de tiges instrumentées à 2 profondeurs successives de forage, MDj et MDj+1. Une tige instrumentée de rang 1 (IDP {), est munie,, par exemple de 3 capteurs permettant de mesurer une grandeur physique Ml, M' 1 et M"l, M pouvant être la mesure d'un capteur de déformation (mesure de la tension, compression, torsion, moment de flexion, déformation) ou d'un accéléromètre (mesure des accélérations axiales, de torsion et latérales). La tige instrumentée de rang i (E)Pi) peut avoir un ou plusieurs capteurs pour une ou plusieurs mesures Mi, M'i, M"i, etc. On appelle Mij la mesure d'une grandeur physique d'une tige instrumentée de rang i (IDPi) effectuée à une profondeur j (MDj) ou à un instant donné pendant le forage.
Le modèle de calcul (numérique ou analytique) du comportement mécanique des garnitures, voir figures 13, 14 et 16, permet en fonction de la trajectoire de forage (profondeur, inclinaison et azimut), des caractéristiques de la boue de forage (densité, type, rhéologie), des caractéristiques de l'ensemble du train de tige et fond de trou (longueur, diamètre intérieur et extérieur du corps de la tige et des connexions, poids linéique, module d'Young, etc. de chaque élément), des caractéristiques des tubages mis en place (profondeur du sabot, diamètre intérieur et extérieur), des paramètres opératoires (vitesse d'avance du forage, vitesse de manœuvre, vitesse de rotation, poids sur le trépan, etc.) et des coefficients de frottement- entre les tiges de forage et les parois du puits de forage, de calculer la tension, le couple, les moments de flexion, les efforts tranchants, les forces de contact tige-puits, l'allongement, le vrillage, les déformations de n'importe quel élément du train de tige eftOu à n'importe quel position d'un élément donné. Ce modèle de calcul souvent appelé modèle de « Torque and Drag » dans le métier peut être celui décrit dans la publication SPE 98965 « Advancement in 3D drillstring mechanics: from the bit to the Topdrive » {Menand et al, 2006). Ce modèle permet également de calculer les modes propres du train de tiges, c'est-à-dire les fréquences naturelles pour lesquelles le train de tige peut entrer en vibration.
La méthode de détermination du nombre et de la position des tiges instrumentées est décrite sur la figure 13. La méthodologie décrite permet de déterminer le nombre et la position des tiges instrumentées dans le train de tige pour le forage d'un puits de forage donné. Cette détermination a lieu généralement dans la phase dite de planification d'un puits de forage où l'on détermine les équipements nécessaires à la réalisation de l'opération de forage. Cette détermination avec optimisation du nombre et de la position des tiges instrumentées est importante, dans le sens où l'on définit un nombre suffisant de tiges instrumentées positionnées à des endroits choisis permettant de connaître le comportement mécanique de l'ensemble du train de tige. Etant donné les paramètres du modèle de calcul connu, un nombre n de tiges instrumentées est positionné à espacement donné arbitraire au début du processus itératif (régulier ou irrégulier dépendant des caractéristiques de la trajectoire). Un ensemble de m simulations est alors réalisé avec le modèle de calcul à différentes profondeurs de forage (MDl à MDn). Les résultats de ces m simulations sont alors analysés de manière à savoir si le positionnement des tiges instrumentées est optimal pour décrire convenablement le comportement mécanique de l'ensemble du train de tige et interpoler correctement les mesures entre deux tiges instrumentées consécutives. L'on souhaite également connaître le comportement mécanique de l'ensemble du train de tiges en utilisant des mesures à des endroits discrets le long du train de tiges de forage. La qualité d'interpolation des mesures via le modèle de calcul est donc importante. Si le nombre et la position des tiges instrumentées sont jugés optimaux, alors le nombre et la position de chaque instrumentée sont définis. La tige instrumentée de rang 1 se trouvant à une distance DBl de l'outil de forage, la tige instrumentée de rang i se trouvant à une distance DBi de l'outil de forage, etc. Si la position n'est pas jugée optimale, alors le nombre et les positions des tiges instrumentées le long du train tiges sont modifiés, pour recommencer le processus jusqu'à obtenir une position optimale des tiges instrumentées le long du train de tiges. Cette position optimale visera à assurer que le modèle de calcul puisse interpoler de manière satisfaisante les mesures des tiges instrumentées réalisées à des endroits discrets le long du train de tige. L'interpolation peut être de type linéaire, quadratique ou cubique. La tige instrumentée ayant des dimensions similaires aux autres tiges dites standard, le comportement mécanique de l'ensemble du train de tige s'en trouve conservé. Par ailleurs, cela facilite aussi l'interpolation des mesures des tiges instrumentées aux autres tiges dites standard en raison de la similarité géométrique. Des exemples de réalisation et d'utilisation des tiges instrumentées sont donnés afin de faciliter la compréhension de ce procédé (figures 15 et 17). Le nombre m de simulations peut être différent du nombre n de tiges instrumentées.
La figure 14 montre une utilisation des mesures des tiges instrumentées pendant le forage en vue d'un traitement par un modèle de calcul pour détecter les dysfonctionnements (vibrations, flambage, etc.) pendant le forage (traitement dit en « temps-réel »). Etant donné les paramètres du modèle de calcul connu, le nombre et le positionnement des tiges instrumentées définis, le modèle de calcul est utilisé pour réaliser une simulation à une profondeur MDj. Les mesures effectuées sur les tiges instrumentées qui peuvent remonter à la surface par l'organe de transmission sont analysées et filtrées pour être directement utilisables par le modèle de calcul. Ces mesures sont alors directement comparées aux résultats du modèle de calcul. Si les valeurs calculées par le modèle sont cohérentes avec les mesures des tiges instrumentées, alors le modèle de calcul permet d'estimer le comportement mécanique de l'ensemble du train de tige, y compris le comportement mécanique des tiges dites standards non instrumentées, positionnées entre les tiges instrumentées. La tension, les forces de contacts entre les tiges et les parois du puits, les moments de flexion, les déformations, l'allongement, le vrillage sont alors connus sur l'ensemble du train de tige, notamment par une validation des mesures en des points discrets, c'est-à-dire dans les tiges instrumentées. L'absence de tiges instrumentées ne pourrait pas permettre d'obtenu- ce genre de résultats. En effet, des mesures uniquement sur la garniture en fond de trou et à la surface ne permettent pas de savoir ce qui se passe dans l'ensemble du train. On peut détecter le flambage, les vibrations dans l'ensemble du train de tige ou tout autre dysfonctionnement de forage dans le train de tiges. Si les valeurs calculées par le modèle ne sont pas cohérentes avec les mesures tiges instrumentées, alors les paramètres du modèle de calcul sont ajustés pour refaire une simulation à la même profondeur MDj. Ce processus itératif est réitéré jusqu'à ce que les valeurs théoriques concordent avec les valeurs mesurées. Une interface homme-machine utilisant le modèle de calcul et le processus itératif décrits plus haut permettent alors de disposer d'informations utiles au foreur pour contrôler le comportement mécanique dans l'ensemble du train de tiges, en vue d'une meilleure analyse des éventuels dysfonctionnements .
Un exemple de réalisation est montré sur la figure 15. L'ensemble de fond de trou et l'ensemble du train de tige munis de tiges instrumentées sont disposés à une profondeur MDj. Deux paramètres physiques différents ou le même paramètre physique mesuré à 2 positionnements différents sont mesurés par les tiges instrumentées en des points discrets et les mêmes paramètres physiques calculés par le modèle après interpolation suivant le mode décrit sur la figure 14. Ce paramètre physique peut être la tension, la torsion, les moments de flexion, l'accélération latérale, etc. On peut estimer la valeur physique entre deux points de mesure, donc entre deux tiges instrumentées. On peut, par un ajustement en des points de mesure discrets, estimer le comportement mécanique de l'ensemble du train de tige, et avoir une bonne connaissance de ce qui se passe dans le train de tiges.
La figure 16 montre une utilisation de l'ensemble des mesures des tiges instrumentées après l'opération de forage en vue d'une optimisation du forage (post-analyse), par exemple une optimisation de la construction du train de tige. Etant donné les paramètres du modèle de calcul connus, le nombre et le positionnement des tiges instrumentées définis, le modèle de calcul est utilisé pour réaliser m simulations à plusieurs profondeurs, MDj, de 1 à n. L'ensemble des mesures transmises ou stockées sur les tiges instrumentées est récupéré, analysé et filtré pour être directement utilisable par le modèle de calcul. Ces mesures sont alors directement comparées aux résultats du modèle de calcul. Si les valeurs calculées par le modèle sont cohérentes avec les mesures des tiges instrumentées, alors le modèle de calcul permet d'estimer le comportement mécanique de l'ensemble du train de tige, y compris le comportement mécanique des tiges dites standards non instrumentées, et cela à diverses profondeurs de forage. La tension, les forces de contacts entre les tiges et les parois du puits, les moments de flexion, les déformations, l'allongement, le vrillage sont alors connus sur l'ensemble du train de tige. Cela permet en outre de détecter le flambage, les vibrations dans l'ensemble du train de tige ou tout autre dysfonctionnement de forage dans le train de tiges. Si les valeurs calculées par le modèle ne sont pas cohérentes avec les mesures des tiges instrumentées, alors les paramètres du modèle de calcul sont alors ajustés pour refaire les m simulations à plusieurs profondeurs MDj. Ce processus itératif est réitéré jusqu'à ce que les valeurs théoriques concordent avec les valeurs mesurées.
Un exemple de réalisation est montré sur la figure 17. La figure montre l'évolution d'un paramètre physique mesuré sur 2 tiges instrumentées calculé par le modèle après interpolation suivant la méthodologie décrite sur la figure 16, et ceci à diverses profondeurs MD j. On comprendra mieux à la visualisation de cette figure que la méthodologie permet donc de retracer l'évolution des contraintes subies sur les tiges de forage, utiles notamment pour les problèmes de fatigue et d'usure. En outre, en quantifiant l'écart entre les valeurs calculées par le modèle de calcul et les mesures des tiges instrumentées, cela permet de détecter les zones du train de tige en dysfonctionnement (vibrations, flambage) et de connaître la durée pour laquelle les tiges sont rentrées en dysfonctionnement. En effet, l'utilisation du modèle de calcul en statique permet de connaître le comportement mécanique normal (sans dysfonctionnement) de l'ensemble du train de tige. Tout écart par rapport à cette tendance mécanique dite normale pourrait donc être interprété comme anormal, et donc potentiellement comme un dysfonctionnement. Le modèle de calcul permet alors dans un second temps de tester les caractéristiques du train de tige qui permettent d'éviter ces dysfonctionnements, rendant possible une optimisation de la construction de la garniture de forage.
Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 18, une tige comprend au moins un tronçon d'extrémité 6, 7 instrumenté. Le tronçon 6 comprend une région 61 de diamètre extérieur nominal au voisinage d'une surface terminale de la tige et une région 62 de diamètre extérieur supérieur au diamètre extérieur nominal au voisinage de la zone intermédiaire 4. La région 62 de grand diamètre extérieur a une inertie supérieure à l'inertie de la région 61 de diamètre extérieur nominal. La région 62 de grand diamètre extérieur est située axialement entre la portion de connexion femelle 9 et la zone intermédiaire 4. Les surfaces extérieures des régions 61 et 62 se raccordent par une surface intermédiaire globalement tronconique. Les surfaces extérieures de la région 62 de grand diamètre extérieur et la zone intermédiaire 4 se raccordent par une surface intermédiaire globalement tronconique. La région 62 de grand diamètre forme un boîtier supplémentaire 41.
Des logements 14 sont ménagés dans la région 62 de grand diamètre extérieur, voir aussi figure 19. Les logements 14, ici au nombre de quatre, sont régulièrement répartis circonférentiellement. Les logements 14 sont percés en forme de trou borgne. Les logements 14 sont d'axe radial. Les logements 14 sont radialement alignés. Des modules électroniques de traitement 63 sont disposés dans les logements 14. Les modules électroniques de traitement 63 peuvent être reliés entre eux. Les modules électroniques de traitement 63 sont reliés au boîtier 11. Les modules électroniques de traitement 63 peuvent être souples pour se conformer à une surface de logement non plane de façon permanente ou à une surface arrondie. Les modules électroniques de traitement 63 comprendre un répéteur.
Le tronçon 7 comprend une région 71 de diamètre extérieur nominal au voisinage d'une surface terminale de la tige et une région 72 de diamètre extérieur supérieur au diamètre extérieur nominal au voisinage de la zone intermédiaire 5. La région 72 de grand diamètre extérieur a une inertie supérieure à l'inertie de la région 71 de diamètre extérieur nominal. La région 72 de grand diamètre extérieur est située axialement entre la portion de connexion mâle 10 et la zone intermédiaire 5. Les surfaces extérieures des régions 71 et 72 se raccordent par une surface intermédiaire globalement tronconique. Les surfaces extérieures de la région 72 de grand diamètre extérieur et la zone intermédiaire 5 se raccordent par une surface intermédiaire globalement tronconique. La région 72 de grand diamètre est munie d'un revêtement dur 37. La région 72 de grand diamètre forme un boîtier supplémentaire 41. Plus particulièrement, la région 72 de grand diamètre comprend un manchon 73 de grand diamètre formant en partie la surface extérieure de ladite région 72. Le manchon 73 comprend le revêtement dur 37. Alternativement, le manchon 73 est réalisé en matériau dur, notamment de dureté supérieure à la dureté de la zone intermédiaire 5, par exemple de dureté supérieure à 35 Rockwell HRC. Le manchon 73 est fixé par vissage au corps de la région 72 de grand diamètre. La région 72 de grand diamètre comprend un barillet 74 annulaire disposé entre le corps de la région 72 de grand diamètre monobloc avec la région 71, et le manchon 73. Le barillet 74 est disposé dans une rainure annulaire ménagée dans le corps de la région 72 de grand diamètre à partir d'une surface extérieure. Le barillet 74 peut être réalisé en matériau souple, par exemple synthétique. Le barillet 74 peut être réalisé en deux pièces complémentaires semi circulaires. Le barillet 74 est maintenu par le manchon 73.
Le barillet 74 comprend une pluralité de logements 75, voir aussi figure 22. Les logements 75, ici au nombre de seize, sont régulièrement répartis circonférentiellement. Les logements 75 sont percés en forme de trou borgne. Les logements 75 sont orientés axialement. Les logements 75 sont radialement alignés. Des sources d'énergie électrique 76 sont disposées dans les logements 75. Les sources 76 sont reliées au boîtier 11. Les sources 76 peuvent comprendre des piles ou des batteries, en forme de cylindre de révolution. Les logements 75 peuvent être adaptés à des sources de taille standard disponibles dans le commerce. La disposition des logements 75 d'axes parallèles permet de loger un grand nombre de source. Une importante quantité d'énergie peut y être stockée, d'où un fonctionnement de longue durée. Les logements 75 sont d'axes parallèles à l'axe de la tige. La région 72 de grand diamètre est munie d'une prise 77 de connexion avec une prise complémentaire, non représentée et extérieure à la tige. La prise complémentaire peut être reliée à un chargeur de batteries, à une mémoire pour prélever des données, à un dispositif de traitement, etc. Des modules 79, électroniques ou électriques, sont disposés dans des creux ménagés dans le corps de la région 72 de grand diamètre. Les modules 79 sont entourés par l'alésage du barillet 74. Les modules 79 peuvent comprendre des capteurs, des émetteurs, etc. Les modules 79 peuvent comprendre une électronique de traitement. Les modules 79 sont reliés aux sources 76. Les modules 79 sont reliés à la prise 77.
Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 18, la tige comprend deux boîtiers 11, 111. Dans le mode de réalisation illustré sur la figure 26, la tige comprend un boîtier 11. Le boîtier 11, 111 est monobloc avec le tronçon central 8. Le boîtier 11, 111 présente une surface extérieure bombée, à grand rayon de courbure en coupe axiale. A titre d'exemple, le rayon de courbure peut être supérieur au diamètre nominal de la tige. Le boîtier 11, 111 comprend quatre chambres 14. Les chambres 14 sont alignées axialement. Les chambres 14 sont réparties circonférentiellement. Le boîtier 11, 111 présente une surface extérieure circulaire. La surface extérieure circulaire du boîtier 11, 111 est de diamètre supérieur au diamètre du tronçon central 8, par exemple d'environ 15 à 30%. Au moins un capteur 15, notamment de déformation ou une jauge de contrainte, est disposé dans une chambre 14. Des inserts 137 de matériaux durs, par exemple du carbure de tungstène sont prévus en surface du boîtier 11, 111, affleurants, cf figure 23. Les inserts 137 peuvent se présenter sous la forme de pastilles, notamment rondes. Les pastilles ont un diamètre de 5 à 15 millimètres. Les inserts 137 peuvent être disposés autour des couvercles 13 des chambres 14. Les inserts 137 peuvent être disposés en deux couronnes autour des chambres 14. Alternativement, les inserts 137 peuvent être disposés en deux couronnes autour du boîtier 11, 111.
La liaison entre les modules électroniques de traitement 63 et le boîtier 11 et/ou ente les modules électroniques de traitement 63 et le boîtier 11, peut être assurée par un tube de communication 64 disposé au moins dans l'alésage du tronçon central 8 et en contact avec ledit alésage. Un câble de transmission de signaux e1/ou d'énergie peut être disposé dans le tube. Le tube de communication 64 peut comprendre un corps formé d'au moins un ruban métallique disposé avec une composante annulaire. Le corps comprend, en section selon un plan passant par l'axe du tube, au moins deux tronçons allongés axialement, à recouvrement mutuel partiel avec un jeu axial choisi pour absorber la déformation élastique maximale du composant sous effort de compression axiale et/ou de flexion. On peut se reporter à FR 2 940 816.
L'insertion du tube de communication 64 dans les régions 62 et 72 de grand diamètre extérieur et dans le boîtier 11 peut être effectuée dans un trou selon FR 2 936 554 auquel le lecteur est invité à se reporter.
Dans le mode de réalisation illustré sur les figures 18 et 23, un câble de transmission 65 relie la chambre 14 du boîtier 11 à la chambre 14 du boîtier 111. Sur les figures 20 et 21, un câble de transmission 66 relie deux chambres 14 d'un même boîtier 11, 111. A cet effet, un perçage est prévu dans l'épaisseur du boîtier 113 111, par exemple deux perçages droits partant chacun d'une chambre 14 et se rejoignant à mi-chemin. Toutes les chambres 14 d'un boîtier 11, 111 peuvent être reliées de la sorte. Dans le mode de réalisation illustré sur la figures 24, le câble de transmission 66 passe par trois perçages droits se rejoignant en intersection, par exemple l'un allant d'une chambre 14 à la surface extérieure du boîtier supplémentaire 41, le second borgne partant du débouché du premier, le troisième s'étendant d'une autre chambre 14 à la surface extérieure du boîtier supplémentaire 41 en rencontrant le second dans l'épaisseur de la paroi. Sur la figure 19, un câble de transmission 67 relie les chambres 14 du boîtier supplémentaire 41. Sur la figure 22, un câble de transmission 78 relie les modules 19 du boîtier supplémentaire 41.
Dans la variante de la figure 25, la région 72 de grand diamètre extérieur comprend des logements 14 analogues aux logements 14 de la région 62. La région 72 de grand diamètre extérieur comprend des logements 114 sous la forme de trous borgnes de section circulaire. Les logements 114 sont ménagés à partir des surfaces intermédiaires globalement tronconiques 115, 116 respectivement entre la zone intermédiaire 5 et la région 72 de grand diamètre extérieur, et entre la région 72 de grand diamètre extérieur et la région 71 de diamètre extérieur nominal. Les logements 114 sont disposés selon des axes disposés dans un plan passant par l'axe de la tige et sécants avec l'axe de la tige. Les axes des logements 114 peuvent être inclinés de 10 à 40° par rapport à l'axe de la tige. Les logements 114 sont obturés par des couvercles 113. Des sources 76 sont disposées dans les logements 114. L'inclinaison des logements 114 permet de mettre à profit l'épaisseur de la région 72 de grand diamètre extérieur pour constituer un réservoir d'énergie. Les logements 114 sont reliés au tube de communication 64. Les logements 114 sont reliés aux modules 79 par des câbles 80.
La tige de forage peut comprendre une région de stockage d'énergie, une région de traitement de données et une région de détection de grandeurs mécaniques. La région de stockage d'énergie peut comprendre une pluralité de logements pour des sources d'énergie. La région de stockage d'énergie peut être située à une extrémité. La région de traitement de données peut comprendre une pluralité de logements pour des modules électroniques de traitement. La région de traitement de données peut être située à une extrémité. La région de détection de grandeurs mécaniques peut comprendre une pluralité de capteurs de grandeurs mécaniques. La région de détection de grandeurs mécaniques est située dans un boîtier disposé en zone centrale à distance des extrémités et des zones intermédiaires. Le boîtier peut présenter un diamètre extérieur maximal inférieur au diamètre extérieur maximal de l'une et l'autre extrémités.
Les figures 27 et 28 montrent l'évolution de la contrainte de flexion exprimée en MPa le long de la tige. Comme précédemment, la tige comprend un tronçon central 8, des tronçons d'extrémité 6, 7, et des zones intermédiaires 4, 5. La tige de la figure 28 est alignée par rapport à la courbe de la figure 27 afin de mettre en correspondance la courbe et le profil en long de la tige. La figure 28 comporte trois courbes établies pour trois états de contrainte axiale (tension/compression). Ces courbes comprennent des zones caractéristiques se distinguant les unes des autres et correspondant au tronçon central 8, aux tronçons d'extrémité 6, 7, et aux zones intermédiaires 4, 5. La courbe en pointillés a été établie par un état de compression sans contact latéral de la tige avec une paroi de puits. La courbe en continu a été établie par un état de tension sans contact latéral de la tige avec une paroi de puits. La courbe en tirets a été établie par un état de tension supérieure au cas précédent, sans contact latéral de la tige avec une paroi de puits. En cas de contact latéral, les courbes en continu et en tirets prendraient une forme W avec un petit maximum local au centre, au lieu d'une allure en V. Il est donc très intéressant de disposer des capteurs de grandeur mécanique dans le tronçon central 8. Des capteurs sont aussi envisagés dans les zones intermédiaires 4, 5, cf les modes de réalisation à boîtier(s) supplémentaire(s) 41 autour d'une zone intermédiaire.

Claims

REVENDICATIONS
1. Tige de forage (1) d'une garniture (30) de forage, pour le forage d'un trou, la garniture (30) de forage comprenant un train de tiges de forage (32) et un ensemble de fond de trou (31), ladite tige (1) comprenant une première extrémité (9) comprenant un filetage femelle et ayant une première inertie, une deuxième extrémité (10) comprenant un filetage mâle et ayant une deuxième inertie, une première zone intermédiaire (4) voisine de la première extrémité et ayant une troisième inertie, une deuxième zone intermédiaire (5) voisine de la deuxième extrémité et ayant une quatrième inertie, et une zone centrale (8) sensiblement tubulaire de diamètre extérieur inférieur au diamètre extérieur maximal d'au moins la première ou la deuxième extrémité et ayant une cinquième inertie, les troisième et quatrième inerties étant chacune inférieure aux première et deuxième inerties et la cinquième inertie étant inférieure aux troisième et quatrième inertie, caractérisé par le fait qu'elle comprend un boîtier (11) fixé à la tige sur une portion de la surface extérieure de celle-ci, au moins un capteur (15) de grandeur physique disposé dans le boîtier (11), et au moins un organe de transmission/stockage de données relié à une sortie du capteur, le boîtier (11) étant disposé à distance des première et deuxième extrémités (9, 10), le boîtier (11) étant monobloc avec la zone centrale (8) à distance des première et deuxième zones intermédiaires et possédant une inertie inférieure aux première et deuxième inerties.
2. Tige selon la revendication 1, dans laquelle le boîtier (11) présente une surface extérieure (l ia) inscrite dans un cercle dont le diamètre extérieur maximal est inférieur ou égal au diamètre maximal des extrémités.
3. Tige selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle l'épaisseur de matière du boîtier entre capteur (15) et un alésage (3) de la tige est supérieure ou égale à l'épaisseur de la zone centrale (8) de la tige.
4. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le boîtier (11) comprend une base (12) monobloc avec la zone centrale et un couvercle amovible étanche (13).
5. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle la base (12) présente une surface extérieure tangente avec la surface extérieure de la zone centrale, la base formant un bossage par rapport à la zone centrale (8).
6. Tige selon l'une des revendications précédentes, comprenant au moins un capteur (15) parmi : capteur de température, jauge de contraintes, capteur de déformations, capteur de pression, accéléromètre.
7. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'organe de transmission/stockage de données comprend une mémoire.
8. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le boîtier (11) est disposé à 3 mètres au plus du plan situé à mi-distance entre les zones intermédiaires.
9. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le boîtier (11) est unique.
10. Tige selon l'une des revendications 1 à 8, comprenant un boîtier supplémentaire (41) monobloc avec une extrémité ou une zone intermédiaire.
11. Tige selon l'une des revendications précédentes, comprenant un revêtement antiabrasion disposé sur une portion au moins de la surface extérieure d'au moins une extrémité (10, 9) de la tige ou d'un boîtier supplémentaire (41) réalisé sur une extrémité de la tige, ladite portion possédant un diamètre qui est le plus grand diamètre de la tige.
12. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le boîtier (11) comprend une pluralité de couvercles à bord fileté.
13. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle au moins un boîtier (11) présente une longueur inférieure à 150 mm, préférablement 130 mm.
14. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le boîtier (11) est muni de bossages.
15. Tige selon la revendication 14, dans laquelle les bossages sont disposés en rangées circulaires, au moins l'une des rangées étant munie d'un revêtement anti-abrasion et présentant un diamètre extérieur supérieur au diamètre extérieur d'au moins une rangée voisine.
16. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle au moins une source d'énergie électrique (16) est disposée dans le boîtier (11) et alimentant le capteur (15).
17. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle ladite portion de la surface extérieure de la tige est tubulaire.
18. Tige selon l'une des revendications précédentes, comprenant un barillet disposé dans une extrémité et pourvu de logements pour des sources électriques.
19. Tige selon l'une des revendications précédentes, comprenant des logements pour des sources électriques, lesdits logements étant d'axes sécants avec l'axe de la tige.
20. Tige selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le boîtier (11) est à une distance des première et deuxième zones intermédiaires comprise entre 40 et 60% de la distance entre la première zone intermédiaire et la deuxième zone intermédiaire.
21. Garniture de forage (30) comprenant un train de tiges (32) et un ensemble de fond de trou (31), l'ensemble de fond de trou étant pourvu d'un trépan, le train de tiges (32) étant disposé entre l'ensemble de fond de trou et un organe d'entraînement du train de tiges, le tain de tiges comprenant une pluralité de tiges (1) selon l'une des revendications précédentes montées à des endroits choisis selon les indications d'un modèle de calcul du comportement mécanique des garnitures de forage.
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