WO2022148867A1 - Méthode de forage profond et ensemble de forage - Google Patents

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WO2022148867A1
WO2022148867A1 PCT/EP2022/050351 EP2022050351W WO2022148867A1 WO 2022148867 A1 WO2022148867 A1 WO 2022148867A1 EP 2022050351 W EP2022050351 W EP 2022050351W WO 2022148867 A1 WO2022148867 A1 WO 2022148867A1
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drilling
well
deep
head
depth
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PCT/EP2022/050351
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Hedi Sellami
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Association pour la Recherche et le Développement des Méthodes et Processus Industriels (Armines)
Ecole Nationale Supérieure Des Mines De Paris
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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/18—Drilling by liquid or gas jets, with or without entrained pellets

Definitions

  • TITLE Deep drilling method and drilling set
  • the present invention relates to a method of drilling deep into a rock in order to dig a well.
  • the invention also relates to a drilling assembly capable of implementing such a drilling method.
  • deep drilling we mean drilling typically beyond four kilometers in depth relative to sea level, in particular for geothermal or oil drilling.
  • the subject of the invention is a method of deep drilling in a rock located beyond four km in depth relative to sea level, comprising a step of drilling the rock at the level of a front of size by means of a drilling assembly comprising a drilling head for digging a well having a substantially circular cross-section, when performing the drilling, the drilling head digging the well according to a size profile having at least one recess of such that the profile has a depth difference between the transverse periphery and the or each depression and the center of the well in order to release at least a part of the stress concentrations present in the rock to be drilled, at least one of the depressions being located on the transverse periphery, the depth difference being defined in a direction orthogonal to the cross section, the ratio between on the one hand the sum of the depth differences between the each depression and the center of the well and on the other hand the radius of the cross section being greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6.
  • the deep drilling method according to the invention makes it possible to release the rock from these high stress concentrations, and this in the zone of action of the drill head, at the level of the working face.
  • the release of stresses within the rock is accompanied by a drop in its mechanical resistance and therefore in the resistance it opposes to the action of the drill head.
  • the method according to the invention thus makes it possible to weaken the rock in the immediate vicinity of the working face and thus allows the drill head to evolve in a rock of reduced mechanical resistance, which is accompanied by a significant improvement in the drilling progress speeds.
  • the deep drilling method comprises one or more of the following characteristics: the drilling assembly also comprises a percussion system comprising a piston which strikes the drilling head in order to transmit to the working face from the well of repeated percussion;
  • the size profile at the bottom of the well has a substantially flat central part transversely and a peripheral groove dug circumferentially at the periphery of the well and forming the depression, the ratio between on the one hand the difference in depth between the groove and the central part and on the other hand the radius of the cross section being greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6;
  • the drilling profile also has at least one inner groove, dug circumferentially away from the peripheral groove, the ratio between the sum of the differences in depth between each groove and the central part and the radius of the cross section being greater at 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6; and
  • the drill head digs the well according to a concave profile.
  • the invention also relates to a drilling assembly comprising a drilling head, the drilling assembly being able to implement a drilling method as defined above.
  • the deep drilling assembly comprises one or more of the following characteristics: the drilling assembly comprises a percussion system comprising a piston able to be moved back and forth by means of a control valve for striking the drill head, the percussion piston and the control valve being made of steel and/or tungsten carbide;
  • the drill head further comprises a plurality of nozzles configured to each project a jet of water or mud at a pressure greater than 100 MPa, in particular greater than 150 MPa, to form at least one circumferential groove at the bottom of the well;
  • the nozzles are capable of being fed by a pressure intensifier linked to the drilling head;
  • the drill head is a one-piece head comprising a plurality of tungsten carbide or polycrystalline diamond cutting elements;
  • Figure 1 is a vertical sectional view of a deep well drilling assembly according to the invention comprising a drilling head,
  • Figure 2 is a schematic sectional representation of the drill head of Figure 1 according to a first embodiment
  • Figure 3 is a schematic sectional representation of the drill head of Figure 1 according to a second embodiment
  • Figure 4 is a schematic sectional representation of the drill head of Figure 1 according to a third embodiment
  • FIG 5 is a representation of the result of a simulation of the radial stress field in the rock at the bottom of the well dug by a conventional drilling assembly
  • Figure 6 is a representation of the result of a simulation of the radial stress field in the rock at the bottom of the well dug by a drilling assembly according to the invention comprising the drilling head of Figure 2 or 3,
  • Figure 7 is a representation of the result of a simulation of the radial stress field in the rock at the bottom of the well dug by a drilling assembly according to the invention according to another embodiment, and
  • Figure 8 is a representation of the result of a simulation of the radial stress field in the rock at the bottom of the well dug by a drilling assembly according to the invention comprising the drill head of Figure 4.
  • a drilling assembly 10 is shown in Figure 1.
  • Drill assembly 10 is configured to drill a well 11 into rock.
  • the drilling assembly 10 according to the invention is configured to carry out the deep drilling of a well 11, typically beyond four kilometers in depth relative to sea level. Deep drilling is characterized by high temperatures, in particular higher than 150°C and significant pressures and constraints which can make conventional methods inoperable.
  • the drilling assembly 10 is configured to operate at high temperature.
  • the drilling assembly 10 does not include any temperature-sensitive element.
  • the drilling assembly 10 is in particular configured to carry out geothermal or oil drilling.
  • Geothermal drilling makes it possible to recover the heat stored in rocks at depth to produce electricity and heat.
  • Oil drilling makes it possible to recover hydrocarbons present in rocks at depth.
  • the invention also applies to the extraction of mining resources, to deep energy storage, to environmental measurements, to underground excavations for the construction of buildings or even to scientific studies of the basement.
  • the well 11 extends here in a substantially vertical direction but those skilled in the art will understand that the drilling assembly 10 is also configured to drill wells 11 inclined with respect to the vertical direction or horizontal wells .
  • the drilling assembly 10 comprises a drill head 12 and advantageously a drill string 14 and a mast 16.
  • the drill head 12 is placed at the end of the drill string 14 and it is configured to be in direct contact with the rock at the working face in order to further dig the well 11 in depth.
  • the drilling head 12 according to the invention will be described in more detail below.
  • the drill string 14 extends over the full extent of the well 11 and connects the drill head 12 to the rest of the drill assembly 10 located on the surface.
  • the drill string 14 extends over several kilometers and comprises a plurality of drill rods made in particular of steel and screwed together.
  • the drill string 14 is able to transmit a torque supplied by a motor 20 located at the surface to the drill head 12 in order to allow its rotation and the drilling of the rock.
  • Drill string 14 further includes drill collars 18 attached to drill head 12 to transmit the weight necessary to it to penetrate rock, and to stabilize drill string 14 and drill head 12 in well 11.
  • the drill string 14 is hollow in order to allow the injection of a drilling mud via a mud pump 22 also located on the surface.
  • the circulation of the drilling mud is represented by arrows in FIG. 1.
  • the drilling mud is injected at the surface by the mud pump 22 into the drill string 14.
  • the drilling mud is ejected at the head 12.
  • the mud makes it possible to lubricate and cool the drill head 12.
  • the mud rises towards the surface outside the drill string 14 by bringing the debris of the rock drilled to the surface while isolating the well 11 of the rocky massif.
  • the use of mud makes it possible to create a filtrate of mud on the walls of the borehole which makes them watertight and thus limits the exchanges between the drilling assembly 10 and the layers of rock through which the borehole passes.
  • the use of such a closed-loop system using drilling mud and not water or air also has the advantage of being able to play on the composition of the mud to prevent the entry of gas or liquids in the borehole 11.
  • the mud makes it possible to counterbalance the pressures of the fluids naturally present in the ground, such as pockets of gas or geothermal fluids, and thus to prevent these fluids from penetrating into the well 11 .
  • the composition and the density of the drilling mud are thus adapted to the drilling, in particular according to the pressure and the temperature of the rock to be drilled, in a manner known to those skilled in the art.
  • Mast 16 also called a derrick in the oil field, is a tower placed on the surface above well 11 and supporting the rest of drilling assembly 10.
  • FIGS 2 to 4 illustrate three embodiments of the drill head 12 according to the invention.
  • the drilling head 12 is advantageously a one-piece head.
  • the drill head 12 includes a plurality of cutting elements 24 of rock cutting materials, preferably tungsten carbide or polycrystalline diamond, shown in Figure 4.
  • the cutting elements 24 are disposed on the drill head 12 in sufficient number and according to a pattern ensuring the covering of the working face after each rotation of the drill head 12.
  • the drill head 12 is a tricone type head comprising three rotating cones provided with cutting elements, called inserts, or a one-piece head with blades equipped with cutting elements, called PDC pellets, or a one-piece head of the percussion hammer type, equipped with an insert.
  • the drilling head 12 is suitable for digging a well 11 having a substantially circular cross-section.
  • the cross section is defined orthogonal to the main direction along which the well 11 extends. When the well 11 extends substantially vertically as in FIG. 1, the cross section extends horizontally.
  • the drilling head 12 is suitable for digging the well 11, at the level of the working face, according to a cutting profile having at least one depression such that the profile has a depth difference F1 between the or each depression and the center 30 of the well 11 .
  • At least one of the depressions is located on the transverse periphery 32 of the well 11.
  • the depth difference H is defined along a direction orthogonal to the cross section. When the well 11 extends substantially vertically as in Figure 1, the depth is therefore defined in the vertical direction.
  • the depth difference H is defined in relation to the maximum depth of the depression.
  • the depth deviation F1 is defined relative to the periphery of the well 11 where the depth is maximum.
  • the ratio between, on the one hand, the sum of the differences in depth F1 between the or each depression and the center 30 of the shaft 11 and, on the other hand, the radius R of the cross section being greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6.
  • the profile has one or more recess(es).
  • the sum of the depth deviations Fl comprises only one term, namely the depth deviation Fl of the single depression.
  • the sum of the depth deviations F1 then comprises several terms, namely the different depth deviations F1 of each depression summed together.
  • Figure 5 shows the working face of well 11 according to a conventional drilling method
  • Figures 6 to 8 show the working face obtained via a drilling method according to the invention.
  • the simulations were carried out in a well 11 with a radius of 10 cm, which is a radius typically encountered in deep drilling.
  • a first objective is to relax the stresses on the entire working face to a depth of a few millimetres.
  • the simulations show that this objective is achieved for a depth of penetration between 2 cm and 3 cm, ie a ratio between the difference in depth F1 and the radius R of the well 11 of approximately between 0.2 and 0.3.
  • a second objective may also be to take maximum advantage of the weakening and embrittlement of the working face induced by the development of traction during the process of relieving geostatic stresses.
  • the optimal depth is between 4 cm, allowing to maximize the extent of the traction zone, and 6 cm, allowing to maximize the traction.
  • the ratio between the depth difference H and the radius R is then approximately between 0.4 and 0.6.
  • the drill head 12 comprises between three and six nozzles 34.
  • the nozzles 34 are in particular arranged at the periphery of the drilling head 12.
  • Most 34 nozzles are configured to optimize the drilling fluid circulation process, particularly the evacuation of drill cuttings.
  • at least one nozzle with a diameter advantageously between 0.5 mm and 1.5 mm, is configured to project a jet of mud or water at a pressure greater than 100 MPa, in particular greater than 150 MPa, in order to form at least one groove 40 in the rock at the working face.
  • Each groove 40 is a furrow dug in the rock extending circumferentially and forming the depression.
  • each groove 40 comprises substantially the same depth over its entire radial length.
  • At least one nozzle 34 is a peripheral nozzle configured to hollow out a peripheral groove 40 hollowed out circumferentially at the periphery of the well 11 .
  • the drill head 12 has a generally convex profile.
  • convex we mean that the curved part is outward.
  • the height of the convex part extends in particular over a height up to twice the radius R of the well 11.
  • the profile of the face then has a central portion 42 substantially flat or slightly rounded transversely and the groove 40 device.
  • the ratio between the difference in depth H, between the groove 40 and the central part 42, and the radius R of the cross section is greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6.
  • FIG. 6 illustrates the distribution of the radial stresses around the bottom of the well 11 in the presence of a groove 40 peripheral and the release of the stresses at the level of the central part 42 where the rock to be drilled is located.
  • the peripheral kerf makes it possible to push the stress concentration zone away from the working face, while substantially reducing the value of the stresses in the zone of action of the drill head 12.
  • the drill head 12 further comprises an inner nozzle 34 configured to dig at least one inner groove 40, hollowed out circumferentially away from the peripheral groove 40.
  • each inner groove 40 comprises substantially the same depth over its entire radial length.
  • the profile here comprises a peripheral groove 40 and an interior groove 40.
  • the peripheral groove 40 and the inner groove 40 are substantially concentric.
  • the ratio between the sum of the differences in depth of each groove 40 and the central part 42 and the radius R of the cross section is greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6.
  • each groove has a depth of less than 2 cm. While a single peripheral groove would be insufficient to allow the stresses to be sufficiently relaxed at the center of the working face, the addition of an interior groove 40 such that the ratio of the sum of the depth deviations H and the radius R is between 0.2 and 0.6, provides sufficient relaxation.
  • the profile has a plurality of concentric internal grooves 40, in particular two or three internal grooves 40.
  • the drilling head 12 further comprises a toothed crown 44.
  • the ring gear 44 is formed of a single toothed segment extending over the entire periphery of the head 12 or of a plurality of toothed segments.
  • the toothed crown 44 is fixed to the periphery of the drill head 12 and configured to dig a groove 40 peripheral forming the depression of the drilling profile
  • the ring gear 44 is positioned with an advancement, of a depth F1 upstream of the working face.
  • the drilling head 12 according to the second embodiment carries out a drilling of the well 11 according to a profile similar to the first embodiment described above.
  • the profile of the working face then has a central part 42 that is substantially flat transversely and the groove 40 peripheral.
  • the ratio between the difference in depth F1 between the groove 40 and the central part 42 and the radius R of the cross section is greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6.
  • the drilling head 12 has a concave drilling profile.
  • the drilling profile of the rock of the well 11 then has a depression formed by the peripheral part 50 which is deeper than the central part 52.
  • the profile has in particular a paraboloid shape.
  • the profile is such that the ratio between the depth difference F1 between the transverse peripheral part 50 and the top of the paraboloid and the radius R of the transverse section is greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6.
  • the drilling head 12 is in particular a one-piece concave-shaped head comprising a plurality of cutting elements 24 made of tungsten carbide or polycrystalline diamond, as illustrated in Figure 4.
  • the drilling assembly 10 advantageously further comprises a percussion system 54.
  • the percussion system 54 comprises a percussion piston adapted to be moved back and forth by means of a control valve.
  • the piston is able to strike with a back and forth movement the drilling head 12 which, via its cutting elements 24, transmits to the rock to be drilled at the bottom of the well 11, repeated percussions.
  • the percussion piston and the control valve are made of steel and tungsten carbide. Tungsten carbide is a hard metal very resistant to high temperatures encountered in deep drilling. Indeed, conventional pneumatic hammers cannot be used at great depths because they cannot withstand the high temperatures encountered.
  • the percussion system 54 is suitable for breaking the rock at the working face, the rock already being weakened by the relaxation of the stresses described previously. Additionally, the use of the 54 Percussion System helps dampen harmful vibrations that may exist in deep hard rock.
  • a drilling of a well 11 was initiated with a conventional method and the well 11 presents a depth of at least four kilometers.
  • a conventional method of drilling is no longer satisfactory in view of the too slow drilling speed obtained.
  • the deep drilling method according to the invention is implemented by means of the drilling assembly 10 of Figure 1 and a drilling head 12 as shown in one of Figures 2 to 4.
  • the drilling method advantageously comprises a step of injecting drilling mud in order to lubricate and cool the drilling head 12, to bring the debris of the rock drilled to the surface while isolating the drilling assembly 10 from the rock drilled and stabilizing the walls of the well 11 during drilling.
  • the drilling mud is used, among other things, to actuate certain components of the drilling assembly 10, in particular the motor 20 or the percussion system 54 generally placed above the drilling head 12.
  • the drilling head 12 then digs the well 11 according to a profile having at least one depression such that the profile has a depth difference H between the transverse periphery and the or each depression and the center 30 of well 11, at least one of the recesses being located on the transverse periphery 32.
  • the ratio between, on the one hand, the sum of the differences in depth H between the or each depression and the center 30 of the well 11, and on the other hand the radius R of the cross section being greater than 0.2; advantageously between 0.2 and 0.6.
  • the drilling also comprises a percussion system 54, often called a hammer, fed by the drilling fluid.
  • This system comprises a piston which by a back and forth movement of the drill head 12 which, via its cutting elements 24, transmits to the rock to be drilled at the bottom of the well 11, repeated percussions.
  • the cutting elements 24 of the drilling head 12 are continuously in contact with the working face, and apply to it dynamic loads such as to break the rock which is already weakened by the release of the stresses due to the profile of the working face.
  • the use of the drilling method according to the invention is therefore accompanied by a significant improvement in the speed of progress of the drilling and makes it possible to continue the drilling of the well 11 with sufficient speed and at reasonable costs.

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Abstract

L'invention concerne une méthode de forage profond comprenant une étape de forage de la roche au niveau d'un front de taille au moyen d'une tête de forage pour creuser un puits (11) présentant une section transversale sensiblement circulaire. La tête de forage creuse le puits selon un profil de taille présentant au moins un enfoncement de telle sorte que le profil présente un écart de profondeur (H) entre la périphérie transversale et chaque enfoncement et le centre (30) du puits afin de relâcher au moins une partie des concentrations de contraintes présentes dans la roche à forer, au moins l'un des enfoncements étant situé sur la périphérie transversale (32). Le rapport entre d'une part la somme des écarts de profondeur (H) entre chaque enfoncement et le centre du puits et d'autre part le rayon (R) de la section transversale étant supérieur à 0,2.

Description

TITRE : Méthode de forage profond et ensemble de forage
La présente invention concerne une méthode de forage profond dans une roche afin de creuser un puits.
L’invention concerne également un ensemble de forage propre à mettre en œuvre une telle méthode de forage.
Par forage profond, on entend un forage typiquement au-delà de quatre kilomètres de profondeur par rapport au niveau de la mer, notamment pour des forages géothermiques ou pétroliers.
L’un des facteurs principaux affectant les coûts de tels forages profonds est lié à la difficulté de forer les formations rocheuses profondes avec des vitesses d’avancement satisfaisantes. En effet, lorsqu’elles sont soumises à des fortes contraintes géostatiques dues aux poids des terrains et à l'historique de leurs déformations tectoniques, et à des pressions hydrostatiques dues au poids de la colonne de boue dans le forage, les roches deviennent très dures et très ductiles. Ce comportement, couplé à l’abrasivité et/ou à l’hétérogénéité des roches, réduit de manière drastique l’efficacité du processus de forage. Ce phénomène augmente de manière considérable le temps nécessaire pour réaliser les dernières phases des forages profonds et par conséquent les coûts associés.
En conséquence, lorsque le forage devient profond, le temps de forage augmente de manière exponentielle avec la profondeur. Cette diminution drastique du taux de pénétration (ou ROP pour « Rate of Pénétration » en anglais), dans les sections profondes des forages a été considérée comme le principal facteur limitant les opérations d'exploration et de production à grande profondeur. A titre d’exemple, les données montrent que lorsque la profondeur passe de 4 km à 6 km, le taux de pénétration peut être divisé par un facteur allant jusqu’à 10, ce qui entraîne évidemment une augmentation drastique des coûts de forage pouvant mettre en péril la rentabilité du projet. Plusieurs recherches visant à comprendre le comportement des roches à grandes profondeurs ont été entreprises pendant les trois dernières décennies, des modèles phénoménologiques ont été formulés et utilisés pour améliorer la conception des outils de forage, et définir leur mode et domaine d’utilisation en fonction du contexte opérationnel (profondeurs, roches traversées, système de forage utilisé, trajectoires, conditions opératoires, etc...). Cependant, ces recherches qui ont permis une amélioration progressive des performances de forage, trouvent de plus en plus leurs limites en forages profonds. Il existe donc un besoin pour une méthode de forage à grande profondeur offrant un taux de pénétration amélioré et ainsi une réduction des coûts des forages profonds.
A cet effet, l’invention a pour objet une méthode de forage profond dans une roche située au-delà de quatre km de profondeur par rapport au niveau de la mer, comprenant une étape de forage de la roche au niveau d’un front de taille au moyen d’un ensemble de forage comprenant une tête de forage pour creuser un puits présentant une section transversale sensiblement circulaire, lors de la réalisation du forage, la tête de forage creusant le puits selon un profil de taille présentant au moins un enfoncement de telle sorte que le profil présente un écart de profondeur entre la périphérie transversale et le ou chaque enfoncement et le centre du puits afin de relâcher au moins une partie des concentrations de contraintes présentes dans la roche à forer, au moins l’un des enfoncements étant situé sur la périphérie transversale, l’écart de profondeur étant définie selon une direction orthogonale à la section transversale, le rapport entre d’une part la somme des écarts de profondeur entre le ou chaque enfoncement et le centre du puits et d’autre part le rayon de la section transversale étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
Comme expliqué ci-dessus, en profondeur, les contraintes in situ exercées sur la roche augmentent et se concentrent dans la zone d’action de la tête de forage au niveau du front de taille. Couplé à l’augmentation de la pression hydrostatique due au poids de la colonne du fluide de forage, ce phénomène accroit la dureté de la roche et amplifie son comportement ductile, rendant le forage de la roche de plus en plus inefficace et induit une chute drastique des performances de forage.
La méthode de forage profond selon l’invention permet de libérer la roche de ces fortes concentrations de contraintes, et ceci dans la zone d’action de la tête de forage, au niveau du front de taille. La libération des contraintes au sein de la roche s’accompagne d’une chute de ses résistances mécaniques et donc de la résistance qu’elle oppose à l’action de la tête de forage. La méthode selon l’invention permet ainsi d’affaiblir la roche au voisinage immédiat du front de taille et permet ainsi à la tête de forage d’évoluer dans une roche de résistance mécanique réduite, ce qui s’accompagne d’une amélioration importante des vitesses d’avancement du forage.
En particulier, des essais ont montré que l’invention permet d’obtenir des taux de pénétration trois à quatre fois plus importantes que ceux fournis par les techniques conventionnelles de forage.
Le taux de pénétration étant largement augmenté grâce à l’invention, la durée de forage et donc les coûts associés se trouvent fortement réduits. Suivant des modes particuliers de réalisation, la méthode de forage profond comporte l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : l’ensemble de forage comprend en outre un système de percussion comprenant un piston venant frapper la tête de forage afin de transmettre au front de taille du puits des percussions répétées ;
- le profil de taille au fond du puits présente une partie centrale sensiblement plate transversalement et une saignée périphérique creusée circonférentiellement à la périphérie du puits et formant l’enfoncement, le rapport entre d’une part l’écart de profondeur entre la saignée et la partie centrale et d’autre part le rayon de la section transversale étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6 ;
- le profil de forage présente en outre au moins une saignée intérieure, creusée circonférentiellement à l’écart de la saignée périphérique, le rapport entre la somme des différences de profondeur entre chaque saignée et la partie centrale et le rayon de la section transversale étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6 ; et
- la tête de forage creuse le puits selon un profil concave.
L’invention concerne également un ensemble de forage comprenant une tête de forage, l’ensemble de forage étant propre à mettre en œuvre une méthode de forage telle que définie ci-dessus.
Suivant des modes particuliers de réalisation, l’ensemble de forage profond comporte l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : l’ensemble de forage comprend un système de percussion comprenant un piston propre à être déplacé en va-et-vient au moyen d’une vanne de commande afin de frapper la tête de forage, le piston de percussion et la vanne de commande étant réalisés en acier et/ou en carbure de tungstène ;
- la tête de forage comprend en outre une pluralité de buses configurées pour projeter chacune un jet d’eau ou de boue à une pression supérieure à 100 MPa, notamment supérieure à 150 MPa, pour former au moins une saignée circonférentielle au fond du puits ;
- les buses sont propre à être alimentées par un intensificateur de pression lié à la tête de forage ; la tête de forage est une tête monobloc comprenant une pluralité d’éléments de coupe en carbure de tungstène ou en diamant polycristallin ; et
- la tête de forage présente un profil de forage concave. D’autres caractéristiques et avantages de l’invention ressortiront de la description détaillée qui va suivre, donnée uniquement à titre indicatif et nullement limitatif, en référence aux figures annexées, parmi lesquelles :
[Fig 1] la figure 1 est une vue en coupe verticale d’un ensemble de forage profond d’un puits selon l’invention comprenant une tête de forage,
[Fig 2] la figure 2 est une représentation schématique en coupe de la tête de forage de la figure 1 selon un premier mode de réalisation,
[Fig 3] la figure 3 est une représentation schématique en coupe de la tête de forage de la figure 1 selon un deuxième mode de réalisation,
[Fig 4] la figure 4 est une représentation schématique en coupe de la tête de forage de la figure 1 selon un troisième mode de réalisation,
[Fig 5] la figure 5 est une représentation du résultat d’une simulation du champ de contraintes radiales dans la roche au fond du puits creusé par un ensemble de forage conventionnel,
[Fig 6] la figure 6 est une représentation du résultat d’une simulation du champ de contraintes radiales dans la roche au fond du puits creusé par un ensemble de forage selon l’invention comprenant la tête de forage de la figure 2 ou 3,
[Fig 7] la figure 7 est une représentation du résultat d’une simulation du champ de contraintes radiales dans la roche au fond du puits creusé par un ensemble de forage selon l’invention selon un autre mode de réalisation, et
[Fig 8] la figure 8 est une représentation du résultat d’une simulation du champ de contraintes radiales dans la roche au fond du puits creusé par un ensemble de forage selon l’invention comprenant la tête de forage de la figure 4.
Un ensemble de forage 10 est représenté sur la Figure 1 .
L’ensemble de forage 10 est configuré pour forer un puits 11 dans la roche. L’ensemble de forage 10 selon l’invention est configuré pour réaliser le forage profond d’un puits 11 , typiquement au-delà de quatre kilomètres de profondeur par rapport au niveau de la mer. Le forage profond est caractérisé par des températures importantes, en particulier supérieures à 150°C et des pressions et contraintes importantes qui peuvent rendre les méthodes conventionnelles inopérable.
Ainsi, l’ensemble de forage 10 est configuré pour fonctionner à haute température. En particulier, l’ensemble de forage 10 ne comprend aucun élément sensible à la température.
L’ensemble de forage 10 est notamment configuré pour réaliser des forages géothermiques ou pétroliers. Les forages géothermiques permettent de récupérer la chaleur stockée dans les roches en profondeur afin de produire de l’électricité et de la chaleur. Les forages pétroliers permettent de récupérer des hydrocarbures présents dans les roches en profondeur.
Toutefois, l’homme du métier comprendra que l’invention s’applique également à l’extraction de ressources minières, au stockage d’énergie en profondeur, aux mesures environnementales, aux excavations souterraines pour la construction de bâtiments ou encore aux études scientifiques du sous-sol.
Sur la Figure 1 , le puits 11 s’étend ici selon une direction sensiblement verticale mais l’homme du métier comprendra que l’ensemble de forage 10 est également configuré pour forer des puits 11 inclinés par rapport à la direction verticale ou des puits horizontaux.
Comme visible sur la Figure 1 , l’ensemble de forage 10 comprend une tête de forage 12 et avantageusement une garniture de forage 14 et un mât 16.
La tête de forage 12 est disposée au bout de la garniture de forage 14 et elle est configurée pour être en contact direct avec la roche au niveau du front de taille afin de creuser davantage le puits 11 en profondeur. La tête de forage 12 selon l’invention sera décrite plus en détail par la suite.
La garniture de forage 14 s’étend sur toute l’étendue du puits 11 et relie la tête de forage 12 au reste de l’ensemble de forage 10 situé en surface.
La garniture de forage 14 s’étend sur plusieurs kilomètres et comprend une pluralité de tiges de forages composées notamment d’acier et vissées entre elles. La garniture de forage 14 est propre à transmettre un couple fourni par un moteur 20 situé à la surface à la tête de forage 12 afin de permettre sa rotation et le forage de la roche.
La garniture de forage 14 comprend en outre des masse-tiges 18 fixées à la tête de forage 12 pour lui transmettre le poids nécessaire pour pénétrer la roche, et pour stabiliser la garniture de forage 14 et la tête de forage 12 dans le puits 11.
La garniture de forage 14 est creuse afin de permettre l'injection d'une boue de forage via une pompe à boue 22 également située en surface. La circulation de la boue de forage est représentée par des flèches sur la Figure 1. La boue de forage est injectée à la surface par la pompe à boue 22 dans la garniture de forage 14. La boue de forage est éjectée au niveau de la tête de forage 12. La boue permet de lubrifier et refroidir la tête de forage 12. Puis, la boue remonte vers la surface à l’extérieur de la garniture de forage 14 en faisant remonter en surface les débris de la roche forée tout en isolant le puits 11 du massif rocheux. En effet, l'utilisation de la boue permet de créer un filtrat de boue sur les parois du forage qui les rend étanches et limite ainsi les échanges entre l’ensemble de forage 10 et les couches de roches traversées par le forage. L'utilisation d'un tel système en boucle fermée utilisant de la boue de forage et non de l'eau ou de l'air présente en outre l’avantage de pouvoir de jouer sur la composition de la boue pour empêcher l'entrée de gaz ou de liquides dans le puits 11 de forage. En effet, la boue permet de contrebalancer les pressions des fluides naturellement présents dans le sol telles des poches de gaz ou des fluides géothermiques et ainsi d'empêcher que ces fluides pénètrent dans le puits 11 . La composition et la densité de la boue de forage sont ainsi adaptées au forage, notamment en fonction de la pression et la température de la roche à forer, de manière connue par l’homme du métier.
Le mât 16, également appelé derrick dans le domaine pétrolier, est une tour disposée en surface au-dessus du puits 11 et soutenant le reste de l’ensemble de forage 10.
Les Figures 2 à 4 illustrent trois modes de réalisations de la tête de forage 12 selon l’invention.
La tête de forage 12 est avantageusement une tête monobloc. La tête de forage 12 comprend une pluralité d’éléments de coupe 24 en matériaux de coupe de roche, de préférence en carbure de tungstène ou en diamant polycristallin, représenté sur la Figure 4. Les éléments de coupe 24 sont disposés sur la tête de forage 12 en nombre suffisant et selon un schéma assurant le recouvrement du front de taille après chaque rotation de la tête de forage 12. En variante, la tête de forage 12 est une tête de type tricônes comprenant trois cônes rotatifs munis d’éléments de coupe, appelés inserts, ou une tête monobloc à lames équipées d’éléments de coupe, appelés pastilles PDC, ou une tête monobloc de type marteau à percussion, équipée d’insert.
La tête de forage 12 est propre à creuser un puits 11 présentant une section transversale sensiblement circulaire. La section transversale est définie orthogonalement à la direction principale selon laquelle s’étend le puits 11. Lorsque le puits 11 s’étend sensiblement verticalement comme sur la figure 1, la section transversale s’étend horizontalement.
La tête de forage 12 selon l’invention est propre à creuser le puits 11 , au niveau du front de taille, selon un profil de coupe présentant au moins un enfoncement de telle sorte que le profil présente un écart de profondeur Fl entre le ou chaque enfoncement et le centre 30 du puits 11 .
Comme visible sur les Figures 6 à 8, au moins l’un des enfoncements est situé sur la périphérie transversale 32 du puits 11. L’écart de profondeur H est défini selon une direction orthogonale à la section transversale. Lorsque le puits 11 s’étend sensiblement verticalement comme sur la Figure 1 , la profondeur est donc définie selon la direction verticale.
L’écart de profondeur H est défini par rapport à la profondeur maximale de l’enfoncement. Par exemple, sur l’exemple de la Figure 8, l’écart de profondeur Fl est définie par rapport à la périphérie du puits 11 où la profondeur est maximale.
Le rapport entre d’une part la somme des écarts de profondeur Fl entre le ou chaque enfoncement et le centre 30 du puits 11 et d’autre part le rayon R de la section transversale étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
Comme cela sera expliqué par la suite, le profil présente un ou plusieurs enfoncement(s). Lorsque le profil ne comprend qu’un seul enfoncement, la somme des écarts de profondeur Fl ne comprend qu’un seul terme, à savoir l’écart de profondeur Fl de l’unique enfoncement. Lorsque le profil comprend plusieurs enfoncements, disposés à des distances radiales différentes du centre 30 du puits 11 , la somme des écarts de profondeur Fl comprend alors plusieurs termes, à savoir les différents écarts de profondeurs Fl de chaque enfoncement sommés entre eux.
Comme expliqué précédemment, de tels profil de coupe présentant de tels écarts de profondeur permettent de relâcher au moins une partie des concentrations de contraintes présentes dans la zone locale d'action mécanique de la tête de forage 12. Cela permet à la tête de forage 12 de travailler dans une roche relaxée et donc affaiblie mécaniquement opposant à la tête de forage 12 une plus faible résistance à la pénétration.
Des simulations numériques ont été réalisées afin de déterminer le profil permettant de maximiser le processus de relaxation des contraintes au niveau du front de taille dans la zone immédiate du travail de la tête de forage 12, située juste en dessous du front de taille. Certains résultats de ces simulations sont représentés notamment sur les Figures 5 à 8 et seront présentés davantage par la suite. La Figure 5 présente le front de taille du puits 11 selon une méthode de forage conventionnelle et les Figures 6 à 8 présentent le front de taille obtenu via une méthode de forage selon l’invention. Les simulations ont été réalisées dans un puits 11 de rayon 10 cm qui est un rayon typiquement rencontré en forage profond.
Un premier objectif consiste à relaxer les contraintes sur la totalité du front de taille sur une profondeur de quelques millimètres. Les simulations montrent que cet objectif est atteint pour une profondeur d’enfoncement entre 2 cm et 3 cm, soit un rapport entre écart de profondeur Fl et le rayon R du puits 11 compris environ entre 0,2 et 0,3. Un deuxième objectif peut également être de profiter au maximum de l’affaiblissement et la fragilisation du front de taille induite par le développement de traction lors du processus de la relaxation des contraintes géostatiques. Dans ce cas, la profondeur optimale se trouve entre 4 cm, permettant de maximiser l’étendue de la zone en traction, et 6 cm, permettant de maximiser la traction. Le rapport entre l’écart de profondeur H et le rayon R est alors compris environ entre 0,4 et 0,6.
Quelque soit le critère retenu, les simulations montrent que de très bons résultats sont obtenus en terme de relaxation de contraintes, et ainsi d’augmentation de la vitesse de forage, pour un rapport entre l’écart de profondeur H et le rayon R supérieur à 0,2. Selon le premier mode de réalisation représenté sur la Figure 2, la tête de forage
12 comprend en outre une pluralité de buses 34 par lesquelles sort le fluide de forage sous pression.
En particulier, la tête de forage 12 comprend entre trois et six buses 34.
Comme représenté sur la Figure 2, les buses 34 sont notamment disposées à la périphérie de la tête de forage 12.
La plupart des buses 34 sont configurées pour optimiser le processus de circulation du fluide de forage, en particulier l’évacuation des déblais de forage. Parmi les buses 34, au moins une buse, de diamètre avantageusement compris entre 0,5 mm et 1 ,5 mm, est configurée pour projeter un jet de boue ou d’eau de pression supérieure à 100 MPa, notamment supérieure à 150 MPa, afin de former au moins une saignée 40 dans la roche au niveau du front de taille. Chaque saignée 40 est un sillon creusé dans la roche s’étendant circonférentiellement et formant l’enfoncement.
Le fluide à haute pression est avantageusement obtenu au fond du puits 11 à l’aide d’un intensificateur de pression lié à la tête de forage 12, notamment placé au- dessus de la tête de forage 12. Comme visible sur les Figures 6 et 7, chaque saignée 40 comprend sensiblement la même profondeur sur toute sa longueur radiale.
Au moins une buse 34 est une buse périphérique configurée pour creuser une saignée 40 périphérique creusée circonférentiellement à la périphérie du puits 11 .
La tête de forage 12 présente un profil généralement convexe. Par convexe, on entend que la partie courbe est vers l’extérieur. La hauteur de la partie convexe s’étend notamment sur une hauteur jusqu’à deux fois le rayon R du puits 11.
Comme représenté sur la Figure 6, le profil du front de taille présente alors une partie centrale 42 sensiblement plate ou légèrement arrondie transversalement et la saignée 40 périphérique. Dans ce cas, le rapport entre l’écart de profondeur H, entre la saignée 40 et la partie centrale 42, et le rayon R de la section transversale est supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
Sur l’exemple de la Figure 6, le rapport entre l’écart de profondeur H et le rayon R est d’environ 0,25. En comparaison avec les contraintes obtenues de manière conventionnelle et illustrées sur la Figure 5, la Figure 6 illustre la répartition des contraintes radiales autour du fond du puits 11 en présence d'une saignée 40 périphérique et la libération des contraintes au niveau de la partie centrale 42 où se situe la roche à forer. Ainsi la saignée périphérique permet de repousser la zone de concentration des contraintes à l'écart du front de taille, tout en diminuant sensiblement la valeur des contraintes dans la zone d'action de la tête de forage 12.
Avantageusement, la tête de forage 12 comprend en outre une buse 34 intérieure configurée pour creuser au moins une saignée 40 intérieure, creusée circonférentiellement à l’écart de la saignée 40 périphérique.
Comme visible sur la Figure 7, chaque saignée intérieure 40 comprend sensiblement la même profondeur sur toute sa longueur radiale.
Sur l’exemple de la Figure 7, le profil comprend ici une saignée 40 périphérique et une saignée 40 intérieure. La saignée 40 périphérique et la saignée 40 intérieure sont sensiblement concentriques.
Les simulations réalisées mettent en évidence qu’en l’absence de saignée 40 périphérique suffisamment profonde, c’est-à-dire dont le dit rapport est inférieur à 0,2, la relaxation des contraintes au centre du front de taille est modérée.
Les simulations ont montré que l’ajout d’une saignée 40 intérieure permet de rabattre les contraintes latérales au cœur du front de taille. L’effet de la double saignée 40 sur la relaxation au niveau du front de taille peut être considéré comme équivalent à une unique saignée périphérique de profondeur plus importante.
En particulier, le rapport entre la somme des écarts de profondeur de chaque saignée 40 et la partie centrale 42 et le rayon R de la section transversale est supérieur à 0,2 ; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
En référence à la Figure 7, des simulations ont été réalisées en présence de saignées doubles. Pour un rayon de 10 cm, chaque saignée présente une profondeur inférieure à 2 cm. Alors qu’une unique saignée périphérique serait insuffisante pour permettre de relaxer suffisamment les contraintes au centre du front de taille, l’ajout d’une saignée 40 intérieure de tel sorte que le rapport de la somme des écarts de profondeurs H et le rayon R est compris entre 0,2 et 0,6, permet d’obtenir une relaxation suffisante. L’homme du métier comprendra qu’en variante, le profil présente une pluralité de saignées 40 intérieures concentriques, notamment deux ou trois saignées 40 intérieures.
Selon le deuxième mode de réalisation représenté sur la Figure 3, la tête de forage 12 comprend en outre une couronne dentée 44.
La couronne dentée 44 est formée d’un unique segment denté s’étendant sur toute la périphérie de la tête 12 ou d’une pluralité de segments dentés.
La couronne dentée 44 est fixé à la périphérie de la tête de forage 12 et configuré pour creuser une saignée 40 périphérique formant l’enfoncement du profil de forage
Comme visible sur la Figure 3, la couronne dentée 44est positionnée avec un avancement, d’une profondeur Fl en amont du front de taille.
La tête de forage 12 selon le deuxième mode de réalisation réalise un forage du puits 11 selon un profil semblable au premier mode de réalisation décrit ci-dessus.
Ainsi, le profil du front de taille présente alors une partie centrale 42 sensiblement plate transversalement et la saignée 40 périphérique.
Le rapport entre la différence de profondeur Fl entre la saignée 40 et la partie centrale 42 et le rayon R de la section transversale est supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
Selon le troisième mode de réalisation représenté sur la Figure 4, la tête de forage 12 présente un profil de forage concave.
Par concave, on entend que la partie courbe est en creux, c’est-à-dire que la partie périphérique 50 s’étend davantage que la partie centrale 52 de la tête de forage 12.
Le profil de forage de la roche du puits 11 présente alors un enfoncement formé par la partie périphérique 50 qui est davantage creusée que la partie centrale 52.
Le profil présente notamment une forme de paraboloïde.
En particulier, le profil est tel que le rapport entre l’écart de profondeur Fl entre la partie périphérique 50 transversale et le sommet du paraboloïde et le rayon R de la section transversale est supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
Dans ce mode de réalisation, la tête de forage 12 est en particulier une tête monobloc de forme concave et comprenant une pluralité d’éléments de coupe 24 en carbure de tungstène ou en diamant polycristallin, comme illustrée sur la Figure 4.
En complément de l’ensemble des modes de réalisation, l’ensemble de forage 10 comprend avantageusement en outre un système de percussion 54.
Le système de percussion 54 comprend un piston à percussion propre à être déplacé en va-et-vient au moyen d’une vanne de commande. Le piston est propre à frapper avec un mouvement de va et vient la tête de forage 12 qui, via ses éléments de coupe 24, transmet à la roche à forer au fond du puits 11 , des percussions répétées. Le piston de percussion et la vanne de commande sont réalisés en acier et en carbure de tungstène. Le carbure de tungstène est un métal dur très résistant aux températures élevées rencontré dans les forages profonds. En effet, les marteaux pneumatiques conventionnels ne peuvent pas être utilisés à de grandes profondeurs car ils ne résistent pas aux hautes températures rencontrées.
Le système de percussion 54 est propre à briser la roche au niveau du front de taille, la roche étant déjà affaiblie par le relâchement des contraintes décrit précédemment. En outre, l’utilisation du système de percussion 54 permet d'amortir les vibrations nuisibles qui peuvent exister dans les roches dures profondes.
Une méthode de forage profond selon l’invention va désormais être décrite.
Initialement, un forage d’un puits 11 a été initiée avec une méthode conventionnelle et le puits 11 présente une profondeur d’au moins quatre kilomètres. Afin de forer davantage, une méthode conventionnelle de forage n’est plus satisfaisante au vu de la vitesse de forage trop lente obtenue.
Ainsi, la méthode de forage profond selon l’invention est mise en œuvre au moyen de l’ensemble de forage 10 de la Figure 1 et d’une tête de forage 12 telle que représentée sur l’une des Figures 2 à 4.
La méthode de forage comprend avantageusement une étape d’injection de boue de forage afin de lubrifier et refroidir la tête de forage 12, de faire remonter les débris de la roche forée à la surface tout en isolant l’ensemble de forage 10 de la roche forée et en stabilisant les parois du puits 11 en cours de forage. La boue de forage sert entre autres à actionner certaines composantes de l’ensemble de forage 10, en particulier le moteur 20 ou le système de percussion 54 généralement placés au-dessus de la tête de forage 12.
Comme visible sur les Figures 6 à 8, la tête de forage 12 creuse alors le puits 11 selon un profil présentant au moins un enfoncement de telle sorte que le profil présente un écart de profondeur H entre la périphérie transversale et le ou chaque enfoncement et le centre 30 du puits 11, au moins l’un des enfoncements étant situé sur la périphérie transversale 32.
Comme expliqué ci-dessus, selon l’invention, le rapport entre, d’une part, la somme des écarts de profondeur H entre le ou chaque enfoncement et le centre 30 du puits 11 , et d’autre part le rayon R de la section transversale, étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
Ainsi, au moins une partie des concentrations de contraintes présentes dans la roche à forer est relâchée. Cette libération des contraintes au sein de la roche s’accompagne d’une chute de ses résistances mécaniques et donc de la résistance qu’elle oppose à l’action de la tête de forage 12. Avantageusement, le forage comprend en outre un système de percussion 54, souvent appelé marteau, alimenté par le fluide de forage. Ce système comprend un piston qui par un mouvement de va et vient la tête de forage 12 qui, via ses éléments de coupe 24, transmet à la roche à forer au fond du puits 11 , des percussions répétées. Les éléments de coupe 24 de la tête de forage 12 sont continuellement en contact avec le front de taille, et lui appliquent des chargements dynamiques de nature à briser la roche qui est déjà affaiblie par le relâchement des contraintes dû au profil du front de taille.
L’utilisation de la méthode de forage selon l’invention s’accompagne donc d’une amélioration importante des vitesses d’avancement du forage et permet de continuer le forage du puits 11 avec une vitesse suffisante et dans des coûts raisonnables.

Claims

REVENDICATIONS
1.- Méthode de forage profond dans une roche située au-delà de quatre km de profondeur par rapport au niveau de la mer, comprenant une étape de forage de la roche au niveau d’un front de taille au moyen d’un ensemble de forage (10) comprenant une tête de forage (12) pour creuser un puits (11) présentant une section transversale sensiblement circulaire, caractérisée en ce, lors de la réalisation du forage, la tête de forage (12) creuse le puits (11) selon un profil de taille présentant au moins un enfoncement de telle sorte que le profil présente un écart de profondeur (H) entre la périphérie transversale et le ou chaque enfoncement et le centre (30) du puits (11) afin de relâcher au moins une partie des concentrations de contraintes présentes dans la roche à forer, au moins l’un des enfoncements étant situé sur la périphérie transversale (32), l’écart de profondeur (H) étant définie selon une direction orthogonale à la section transversale, le rapport entre d’une part la somme des écarts de profondeur (H) entre le ou chaque enfoncement et le centre (30) du puits (11) et d’autre part le rayon (R) de la section transversale étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
2.- Méthode de forage profond selon la revendication 1, dans laquelle l’ensemble de forage (10) comprend en outre un système de percussion (54) comprenant un piston venant frapper la tête de forage (12) afin de transmettre au front de taille du puits (11 ) des percussions répétées.
3.- Méthode de forage profond selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle le profil de taille au fond du puits (11) présente une partie centrale (42) sensiblement plate transversalement et une saignée (40) périphérique creusée circonférentiellement à la périphérie du puits (11) et formant l’enfoncement, le rapport entre d’une part l’écart de profondeur (H) entre la saignée (40) et la partie centrale (42) et d’autre part le rayon (R) de la section transversale étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
4.- Méthode de forage profond selon la revendication 3, dans laquelle le profil de forage présente en outre au moins une saignée (40) intérieure, creusée circonférentiellement à l’écart de la saignée (40) périphérique, le rapport entre la somme des différences de profondeur (H) entre chaque saignée (40) et la partie centrale (42) et le rayon (R) de la section transversale étant supérieur à 0,2; avantageusement compris entre 0,2 et 0,6.
5.- Méthode de forage profond selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle la tête de forage (12) creuse le puits (11) selon un profil concave.
6.- Ensemble de forage (10) profond comprenant une tête de forage (12), l’ensemble de forage (10) étant propre à mettre en œuvre la méthode de forage selon l’une quelconque des revendications précédentes.
7.- Ensemble de forage (10) profond selon la revendication 6, comprenant en outre un système de percussion (54) comprenant un piston propre à être déplacé en va- et-vient au moyen d’une vanne de commande afin de frapper la tête de forage (12), le piston de percussion et la vanne de commande étant réalisés en acier et/ou en carbure de tungstène.
8.- Ensemble de forage (10) profond selon la revendication 6 ou 7, dans lequel la tête de forage (12) comprend en outre une pluralité de buses (34) configurées pour projeter chacune un jet d’eau ou de boue à une pression supérieure à 100 MPa, notamment supérieure à 150 MPa, pour former au moins une saignée (40) circonférentielle au fond du puits (11).
9.- Ensemble de forage (10) profond selon l’une quelconque des revendications 6 à 8, dans lequel les buses (34) sont propre à être alimentées par un intensificateur de pression lié à la tête de forage (12).
10.- Ensemble de forage (10) profond selon l’une quelconque des revendications 6 à 9, dans laquelle la tête de forage (12) est une tête monobloc comprenant une pluralité d’éléments de coupe (24) en carbure de tungstène et/ou en diamant polycristallin.
11.- Ensemble de forage (10) profond selon la revendication 10, dans lequel la tête de forage (12) présente un profil de forage concave.
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