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WO2011064467A1 - Composants de garniture de forage et train de composants - Google Patents

Composants de garniture de forage et train de composants Download PDF

Info

Publication number
WO2011064467A1
WO2011064467A1 PCT/FR2010/000761 FR2010000761W WO2011064467A1 WO 2011064467 A1 WO2011064467 A1 WO 2011064467A1 FR 2010000761 W FR2010000761 W FR 2010000761W WO 2011064467 A1 WO2011064467 A1 WO 2011064467A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
component
shell
drill string
rotary drill
tubular element
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/FR2010/000761
Other languages
English (en)
Inventor
Gabriel Roussie
Christophe Rohart
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Altifort SMFI SAS
Original Assignee
Vam Drilling France SAS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Vam Drilling France SAS filed Critical Vam Drilling France SAS
Priority to CN201090001317.2U priority Critical patent/CN202970528U/zh
Priority to US13/511,240 priority patent/US9004197B2/en
Publication of WO2011064467A1 publication Critical patent/WO2011064467A1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/22—Rods or pipes with helical structure

Definitions

  • the invention relates to packing components used for the rotary drilling of oil or gas fields.
  • the invention applies in particular to the components used in a drill string such as for example drill pipes “Drill Pipes”, heavy rods “Heavy Weight Drill Pipes”.
  • the rotary drill rods connected together to form drill trains and associated with other components of the drill string can make it possible to carry out deviated drillings, which is that is, boreholes 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 8 km and horizontal distances of the order of 2 to 15 km.
  • the document FR 2851608 discloses a drill pipe provided with a bearing zone having a hard coating so that at this point the contact surface with the walls of the hole is resistant to wear.
  • zones are planned activation helicoidal shape to accelerate the rise of drilling fluid and debris from drilling.
  • the document FR2835014 proposes drill pipe profiles in which recesses and projections are arranged to facilitate the recovery of drilling debris.
  • the document WO200593204 proposes a device adapted to be fixed on a drilling component removably and carrying functional areas capable of facilitating the flow of drilling muds and the recovery of debris and the progression of the component during drilling.
  • the device consists of two half-shells interconnected by a pivot connection; the device is stowed around the drilling component by means of a clamping system which plates the half-shells against each other.
  • this solution has the disadvantage of weakening the drilling component. Indeed, the fact that the device encloses the component generates an area with a high concentration of constraints. This has the effect that the drilling component can break in service or disconnect from the device carrying the functional areas.
  • the invention proposes a drilling component comprising functional zones that are more resistant in operation.
  • a rotary drill string component for the exploration of a hydrocarbon well with circulation of drilling mud around said component from the bottom of the well to the surface, comprises a central tubular shaft element. of revolution and extended on each side respectively by a first and a second connector each respectively and successively comprising a first cylindrical portion connected to the tubular element, a second frustoconical portion, a third cylindrical portion of radius R greater than that of the tubular element, and a threaded end adapted to connect the component to another component.
  • the component comprises a shell on the circumferential surface of which are formed one or more functional areas. The shell is mounted integrally and removably on one of the connectors.
  • the shell can be screwed against the frustoconical portion of one of the connectors by means of screws housed in housings, for example threaded, made in the shell and in the frustoconical portion and coaxial with each other.
  • the shell may be fixed against the second frustoconical portion of one of the connectors by means of at least one pin passing through said shell, said pin being locked at one of its ends in a recess formed in the connector and the by means of a nut screwed to the other end of the pin.
  • the inner circumferential surface of the shell consisting of two half-shells, and the outer circumferential surface of the third cylindrical portion of one of the connectors may be complementary so that the first shell is nestable on the third portion cylindrical.
  • the component may comprise a first and a second shell, one of the two faces of the first shell being nestable in one of the two faces of the second shell, so that the hulls are secured in a mounting type bayonet.
  • the functional zones may comprise a first fluid activation zone, downstream of which is formed a first bearing zone, downstream of which is formed a second fluid activation zone, downstream of which is provided a second support zone, downstream of which is formed a third fluid activation zone, the upstream and downstream terms being defined relative to the direction of flow of the sludge along said component.
  • Said activation zones may comprise a plurality of grooves cut into the surface of the shell (s) and extending helically around the axis of the central tubular component.
  • the surface on which is formed the first activation zone may be inclined from upstream to downstream so as to move away from the axis of the central tubular element, and this so as to guide the mud along the component.
  • the surface on which is formed the second activation zone may be concave, so as to guide the sludge along the component.
  • the surface on which is formed the third activation zone may be inclined from upstream to downstream so as to approach the axis of the central tubular element, and this so as to guide the mud along the component.
  • the surface on which are formed the first and second bearing zones may be convex, so as to limit friction between the shell and the wall of the well.
  • the activation zones and the support zones can be connected to each other tangentially.
  • the shell (s) can (e) be mounted (s) securely and removably on a connector having a male threaded end.
  • the invention also relates to a rotary drill string component train, a component according to an embodiment of the invention involved in the formation of the drill string with a periodicity equal to three.
  • Figure 1 is a schematic view of a drill string
  • Figure 2 is a schematic view of a wellbore
  • Figures 3 to 10 are perspective views of various embodiments of the invention.
  • FIG. 1 shows a schematic view of a conventional drill string.
  • a drill string comprises a first portion for digging the bottom of the well and called BHA for "Bottom Hole Assembly” or bottom hole set. It comprises at its end connected to the bit T thick tubular components machined in the mass and constant section over their entire length, called MWD / LWD for "Measurement While Drilling and Login While Drilling" and collars.
  • MWD / LWD machined in the mass and constant section over their entire length
  • BHA can furthermore, the other end is the one carrying the trephine, HW tubes for "heavy weight” called heavy rods.
  • HW tubes for "heavy weight” called heavy rods.
  • tubular SDP and LDP components for "Smaller Drill Pipes” and "Larger Drill Pipes".
  • These tubular components generally consist of a central tube at the ends of which are welded “tool joints” or tubular components of greater diameter and having a thread for connection.
  • the tubular components can admit a thicker section that is closer to the bit.
  • the Drill Pipes can admit a diameter of the smaller central tube so as to save material, while the Tool Welded Joints must keep a certain thickness to make reliable the connection portions .
  • a drilling fluid is conducted under pressure inside the drill string to the bottom of the well. Under the effect of the pressure, it rises to the surface carrying with it the debris of rocks dug by the trephine.
  • Figure 2 shows a schematic view of a wellbore having a first zone opening into the surface 6 at which the drill string is introduced, and a second underground zone 7.
  • the underground zone 7 is cut in three parts, a vertical part A, an inclined part B and a horizontal part C.
  • FIGS. 3 and 4 each represent an example of a drilling component 1 comprising a tubular element 13 having a female connector 12 and a male connector 11.
  • the connectors 1 and 12 are tubular components also called tool joints which are generally referred to the tubular element 13 by friction welding.
  • These connectors 11 and 12 each respectively and successively comprise a first cylindrical portion 114, 124 connected to the tubular element 13 and of radius r substantially equal to that of the tubular element 13, a second frustoconical portion 113, 123, a third portion cylindrical 12, 22 of radius R substantially greater than that of the tubular element 13, and a threaded end 110, 120 adapted to connect the component to another component.
  • first cylindrical portion 114, 124 has a radius r substantially equal to that of the tubular element 13, the fact that there is a diameter conservation at the junction between the first cylindrical portion and the tubular member. This is justified by the fact that the junction is usually performed by welding.
  • the tubular element 13 has an axis of revolution 10.
  • the drilling component 1 further comprises a shell 2 adapted to be fixed integrally on one of the connectors.
  • Functional areas are reported on a shell 2, which shell is itself attached to a component of the drill string, either before said component is assembled to others, or after.
  • the term “functional zones” means the surfaces reported on the drilling components, which will make it possible to accelerate the flow of sludge around these components. These surfaces generally have particular shapes facilitating the flow of fluids.
  • the term “functional zones” also refers to the surfaces reported on the drilling components, which are responsible for absorbing shocks and friction occurring during drilling.
  • the term “functional zones” also refers to portions on the shell that are used to house electronic components. These electronic components can be dedicated to the measurement, processing and / or transmission of signals.
  • Fixing the shell 2 with a single connector 11, 12 of the two connectors 11, 12 offers great freedom in mounting. Fixing the hull 2 with a single connector 11, 12 among the two connectors 11, 12 dispenses with a strict order of assembly between the mounting of the shell 2 on a connector 11, 12 and the screwing of the drilling components 1 between them. It is possible to mount, first of all, a shell 2 on only one of the two connectors 11, 12, then, in a second step, to screw the two connectors 11, 12 of the two drilling components 1. It is possible to assemble, in a first step , a shell 2 on each of the two connectors 11, 12 and then, in a second step, screw the two connectors 11, 12 of the two drilling components 1.
  • the mounting of the shell 2 on the connector can be performed in different ways.
  • the prior screwing of the drilling components 1 is independent of the mounting of the shell (s) 2 on the connector (s) 11, 12.
  • the shell 2 can extend from the connector 11, 12 to a portion of the tubular element 13.
  • the bearing elements may comprise pins projecting into recesses.
  • the shell 2 may consist of a single element of generally tubular shape and whose inner diameter is adjusted relative to the outer diameter of the tubular element 13 so as to be mounted on said tubular element.
  • the shell 2 is composed of two half-shells 2a and 2b adapted to be joined so as to grip the connector 11 and form the shell 2.
  • the fixing of the shell 2 is formed against the frustoconical portion 113 of the connector 11 by screwing by means of threaded housing 4 made in the shell and in the frustoconical portion, and coaxial between them.
  • This mode of assembly has the advantage of being simple to realization since it is necessary to provide only the threaded housing and the corresponding screws.
  • the attachment of the shell 2 is formed against the frustoconical portion 113 of the connector 11 by means of a pin 31 through said shell, said pin being locked in a recess 1 11 made in the connector and by means of a nut 32 screwed to the other end of the pin.
  • FIG. 9 there is shown a variant comprising two shells 2 'and 2 ", each consisting of two half-shells of semi-annular shape.
  • the fixing of all the half shells (four to total) s is carried out by means of four pins passing through openings 30 formed in the half-shells along the axis 10 of the tubular element, the junction of the half-shells constituting the shell 2 being situated in a plane substantially perpendicular to the plane in which find the junction of the half-shells constituting the hull 2 '.
  • one 221 of the two faces of the first shell 2 ' is nestable against one of the two faces 211 of the second shell 2 ", so that the shells are secured in a bayonet type mounting.
  • each shell has a single functional zone. This allows great flexibility in that each drilling component can be provided with particular functionalities depending on how it is used. For example, the support zones for the drilling components used in the horizontal portion C of the well may be emphasized.
  • the attachment of the shell is not by blocking the shell against the frustoconical portion of the connector, but by mounting the shell on the connector.
  • the shell consists of two half-shells.
  • the translation and rotation of the hinge relative to the connector is achieved by the fact that the inner circumferential surface of the shell and the outer circumferential surface of the connector are complementary.
  • circumferential surface is meant the surface which extends longitudinally over the entire contour of the tubular component.
  • the surfaces which extend radially at the free edges of the tubular component are not circumferential surfaces. boy Wut
  • the shell is nestable on the connector.
  • the two half-shells can be fixed between it by screwing.
  • the third cylindrical portion 112 of the connector 11 comprises a circular groove 115 into which a complementary shape (and not shown in FIG. 10) fits on the inner circumferential surface of the shell. .
  • This arrangement makes it possible to block the translation along the axis 10 of the shell with respect to the connector. The rotation is blocked against by means of notches 116 formed on the third cylindrical portion 112 of the connector 11, said notches being adapted to receive complementary lugs formed on the inner circumferential surface of the shell.
  • the shell 2 carries on its outer circumferential surface successively a first fluid activation zone 22, a first bearing zone 21, a second fluid activation zone 24, a second support zone 25 and a third fluid activation zone 23.
  • This embodiment has the advantage of proposing a more complete solution to the problems of debris rising, shocks and friction wear against the wall of the well.
  • the zones 22, 23, 24 for activating the flow of the sludge along the components comprise grooves 220, 230 , 240 formed on a portion of the outer surface of the shells and extending helically around the axis 10 of the central tubular member.
  • the diameter of the shell is increasing from upstream to downstream on the shell portion on which is formed the first activation zone 22, this zone being the further upstream.
  • the diameter of the hull is decreasing from upstream to downstream on the hull portion on which is formed the third activation zone 23, this zone being the most downstream.
  • the fluid activation zones may be designed according to the teachings provided by the French applications FR2789438 and FR2835014 incorporated herein by reference. [056] In order to reinforce the drilling components with respect to shocks, the zones intended to bear on the wall of the well are all or part coated with materials of high hardness.
  • the surface of the shell on which are formed the first and second bearing zones 21, 25 is convex.
  • the first and second bearing zones 21, 25 admit a diameter greater than the maximum diameter of the tubular element 13 and a hardness greater than the hardness of the the tubular element 13.
  • the support zones may be designed according to the teachings provided by the French application FR2851608 incorporated herein by reference.
  • Another concave intermediate activation zone 24 is formed between the two bearing zones 21, 25, so as to guide the sludge along the component.
  • the activation zones and the support zones are connected to each other tangentially.
  • zones A and B when approaching the surface 6, the spacing between the components with shells depends on the inclination of the well and the drilling parameters. In addition, it will be necessary to focus on fluid activation zones to promote the return of sludge to the surface.
  • the shell is fixed on the connector carrying a male threaded zone.
  • the end of the batch ready to be screwed on the drill string progressing in the well usually carries a male thread while the other end is threaded. female. Therefore, it is easy to precede the screwing operation of the batch on the drill string, a mounting operation of a shell or a set of shells.
  • the other end of the lot usually carrying a female thread, is used for handling with elevators.
  • the drill string comprises components equipped with shells with a periodicity equal to n, for example three. It is also conceivable to have a different periodicity, for example equal to 1.
  • the invention should not be limited to the provision of fluid activation zones or support zones.
  • the shell as the set of shells attached to the connector may be intended to house electronic components, dedicated for example to the measurement, processing and / or transmission of signals used in drilling operations.

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Abstract

Composant de garniture de forage rotatif pour l'exploration d'un puits d'hydrocarbures avec circulation de boue de forage autour dudit composant (1) depuis le fond du puits vers la surface, un élément tubulaire central d'axe de révolution (10) et prolongé de part et d'autre respectivement par un premier et un second connecteurs (11, 12) comprenant chacun respectivement et successivement une première portion cylindrique raccordée à l'élément tubulaire, une deuxième portion tronconique, une troisième portion cylindrique de rayon R sensiblement supérieur à celui de l'élément tubulaire, et une extrémité filetée (120) apte à raccorder le composant à un autre composant, le composant comprenant une première coque (2) dotée d'une ou de plusieurs zones fonctionnelles (21, 22, 23, 24, 25), la première coque (2) étant montée de manière solidaire et amovible sur l'un des connecteurs (11, 12).

Description

COMPOSANTS DE GARNITURE DE FORAGE ET TRAIN DE COMPOSANTS
[001] L'invention a pour objet des composants de garniture utilisés pour le forage rotatif de gisements pétroliers ou gaziers. L'invention s'applique notamment aux composants utilisés dans une garniture de forage tels que par exemple les tiges de forage « Drill Pipes », les tiges lourdes « Heavy Weight Drill Pipes ».
[002] Les tiges de forage rotatives reliées entre elles pour former des trains de tiges et associées à d'autres composants de la garniture de forage (masse-tiges, stabilisateurs ...) peuvent permettre 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 8 km et des distances horizontales de l'ordre de 2 à 15 km.
[003] Toutefois, dans le cas de forages déviés, il se pose généralement plusieurs problèmes liés directement à la variation de l'inclinaison de forage.
[004] Tout d'abord, sur les tronçons de trains de tiges quasiment horizontaux, les couples de frottement peuvent atteindre des valeurs très élevées au cours du forage sous l'effet du poids des composants employés sur ces tronçons. Il s'ensuit une usure prématurée des composants employés sur ces tronçons.
[005] Ensuite, compte tenu du fait que le trou n'est plus rectiligne, la remontée de la boue chargée en débris issus du creusement des roches, est beaucoup plus difficile, car moins directe. Il s'ensuit un mauvais nettoyage du trou et une augmentation à la fois des coefficients de frottement des tiges du train de tiges à l'intérieur du trou de forage et des surfaces de contact entre les tiges et les parois du trou.
[006] Enfin, compte tenu du fait que la trajectoire empruntée par les trains de tiges n'est plus rectiligne, il apparaît que la répartition des vibrations le long de ces trains n'est plus homogène. De ce fait, des concentrations de contraintes de flexion supérieures aux limites admissibles risquent d'endommager les trains de tiges par endroit.
[007] Afin de prévenir ces inconvénients, l'état de la technique propose divers aménagements.
[008] Ainsi, le document FR 2851608 décrit une tige de forage muni d'une zone d'appui présentant un revêtement dur de sorte qu'en cet endroit la surface de contact avec les parois du trou est résistante à l'usure. De plus, il est prévu des zones d'activation de forme hélicoïdale permettant d'accélérer la remontée du fluide de forage et des débris issus du forage.
[009] De même, le document FR2835014 propose des profils de tiges de forage dans lesquels des creux et des saillies sont agencés de manière à faciliter la remontée des débris de forage.
[010] Bien entendu, ces solutions ont apporté des résultats très satisfaisants. Toutefois, les solutions actuelles nécessitent d'usiner les composants de forage pour obtenir les zones d'activation et de traiter les zones d'appui desdits composants pour obtenir un revêtement résistant à l'usure. De manière plus générale, l'ajout de ces fonctionnalités sur les composants de forage impacte fortement la fabrication de ces composants.
[011] Le document WO200593204 propose un dispositif apte à être fixé sur un composant de forage de manière amovible et portant des zones fonctionnelles capables de faciliter la circulation des boues de forage et la remontée des débris ainsi que la progression du composant lors du forage. Le dispositif est constitué de deux demi-coques reliées entre elles par une liaison pivot ; le dispositif est arrimé autour du composant de forage au moyen d'un système de serrage qui plaque les demi-coques l'une contre l'autre.
[012] Toutefois cette solution présente l'inconvénient de fragiliser le composant de forage. En effet, le fait que le dispositif enserre le composant génère une zone comportant une forte concentration de contraintes. Ceci a pour effet, que le composant de forage peut se rompre en service, ou bien se désolidariser du dispositif portant les zones fonctionnelles.
[013] L'invention propose un composant de forage comportant des zones fonction- nelles davantage résistantes en fonctionnement.
[014] Plus précisément, un composant de garniture de forage rotatif pour l'exploration d'un puits d'hydrocarbures avec circulation de boue de forage autour dudit composant depuis le fond du puits vers la surface, comprend un élément tubulaire central d'axe de révolution et prolongé de part et d'autre respectivement par un premier et un second connecteurs comprenant chacun respectivement et successivement une première portion cylindrique raccordée à l'élément tubulaire, une deuxième portion tronconique, une troisième portion cylindrique de rayon R supérieur à celui de l'élément tubulaire, et une extrémité filetée apte à raccorder le composant à un autre composant. Le composant comprend une coque sur la surface circonférentielle de laquelle sont ménagées une ou plusieurs zones fonctionnelles. La coque est montée de manière solidaire et amovible sur l'un des connecteurs.
[015] Des caractéristiques optionnelles de l'invention, complémentaires ou de substitution, sont énoncées ci-après.
[016] La coque peut être vissée contre la portion tronconique d'un des connecteurs au moyen de vis logées dans des logements, par exemple filetés, réalisés dans la coque et dans la portion tronconique et coaxiaux entre eux.
[017] La coque peut être fixée contre la deuxième portion tronconique d'un des connecteurs au moyen d'au moins une goupille traversant ladite coque, ladite goupille étant bloquée à l'une de ses extrémités dans un évidement pratiqué dans le connecteur et au moyen d'un écrou vissé à l'autre extrémité de la goupille.
[018] La surface circonférentielle intérieure de la coque constituée de deux demi- coques, ainsi que la surface circonférentielle extérieure de la troisième portion cylindrique d'un des connecteurs peuvent être complémentaires de manière à ce que la première coque soit emboîtable sur la troisième portion cylindrique.
[019] Le composant peut comprendre une première et une deuxième coques, l'une des deux faces de la première coque étant emboîtable dans l'une des deux faces de la deuxième coque, de sorte que les coques sont solidarisées selon un montage du type baïonnette.
[020] Les zones fonctionnelles peuvent comprendre une première zone d'activation de fluide, en aval de laquelle est ménagée une première zone d'appui, en aval de laquelle est ménagée une deuxième zone d'activation de fluide, en aval de laquelle est ménagée une deuxième zone d'appui, en aval de laquelle est ménagée une troisième zone d'activation de fluide, les termes amont et aval étant définis par rapport au sens de circulation de la boue le long dudit composant.
[021] Lesdites zones d'activation peut comprendre une pluralité de rainures creusées dans la surface de la (des) coque(s) et s'étendant de manière hélicoïdale autour de l'axe du composant tubulaire central.
[022] La surface sur laquelle est ménagée la première zone d'activation peut être inclinée depuis l'amont vers l'aval de façon à s'éloigner de l'axe de l'élément tubulaire central, et ceci de manière à guider la boue le long du composant. [023] La surface sur laquelle est ménagée la deuxième zone d'activation peut être concave, de manière à guider la boue le long du composant.
[024] La surface sur laquelle est ménagée la troisième zone d'activation peut être inclinée depuis l'amont vers l'aval de façon à se rapprocher de l'axe de l'élément tubulaire central, et ceci de manière à guider la boue le long du composant.
[025] La surface sur laquelle sont ménagées les première et deuxième zones d'appui peut être convexe, de manière à limiter les frottements entre la coque et la paroi du puits.
[026] Les zones d'activation et les zones d'appui peuvent être raccordées entre elles de manière tangentielle.
[027] La ou les coque(s) peu(ven)t être montée(s) de manière solidaire et amovible sur un connecteur doté d'une extrémité filetée mâle.
[028] L'invention concerne également un train de composants de garniture de forage rotatif, dont un composant conforme à un mode de réalisation de l'invention intervient dans la constitution du train de forage avec une périodicité égale à trois.
[029] 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 :
[030] la figure 1 est une vue schématique d'une garniture de forage ;
[031] la figure 2 est une vue schématique d'un puits de forage ; et
[032] les figures 3 à 10 sont des vues en perspective de différents modes de réalisation de l'invention.
[033] La figure 1 représente une vue schématique d'une garniture de forage classique. On appelle garniture de forage l'ensemble des composants en position assem- blée, qui est destiné à être descendu dans le puits pour creuser ce dernier. De manière conventionnelle, une garniture de forage comprend une première portion destinée à creuser le fond du puits et appelée BHA pour « Bottom Hole Assembly » ou ensemble de fond de trou. Elle comprend en son extrémité raccordée au trépan T des composants tubulaires épais usinés dans la masse et de section constante sur toute leur longueur, appelés MWD/LWD pour « Measurement While Drilling et Login While Drilling » et des collars. Ces collars LDC, SDC pour « Larger Drill Collars, Smaller Drill Collars » admettent des diamètres croissants en direction du trépan. La BHA peut comprendre en outre l'autre extrémité que celle qui porte le trépan, des tubes HW pour « Heavy Weight » appelés tiges lourdes. Entre la BHA et la surface du puits on retrouve habituellement une succession de composants tubulaires SDP et LDP pour « Smaller Drill Pipes » et « Larger Drill Pipes ». Ces composants tubulaires sont généralement constitués d'un tube central aux extrémités duquel sont soudées des « tool joints », soit des composants tubulaires de diamètre supérieur et comportant un filetage pour le raccordement.
[034] De manière à résister aux contraintes mécaniques, les composants tubulaires peuvent admettre une section d'autant plus épaisse que l'on se rapproche du trépan. Ainsi, lorsqu'on se rapproche de la surface du puits, les Drill Pipes peuvent admettre un diamètre du tube central plus petit de manière à économiser de la matière, alors que les Tool Joints soudés doivent garder une certaine épaisseur pour fiabiliser les portions de raccordement.
[035] Lors du forage rotatif, un fluide de forage est conduit sous pression à l'intérieur de la garniture de forage jusqu'au fond du puits. Sous l'effet en partie de la pression, il remonte à la surface en entraînant avec lui les débris de roches creusées par le trépan.
[036] La figure 2 représente une vue schématique d'un puits de forage comportant une première zone débouchant en surface 6 au niveau de laquelle on introduit la garniture de forage, et une deuxième zone souterraine 7. La zone souterraine 7 est découpée en trois parties, soit une partie verticale A, une partie inclinée B et une partie horizontale C.
[037] Les figures 3 et 4 représentent chacune un exemple de composant de forage 1 comportant un élément tubulaire 13 doté d'un connecteur 12 femelle et d'un connec- teur 11 mâle. Les connecteurs 1 et 12 sont des composants tubulaires appelés aussi tool joints qui sont généralement rapportés à l'élément tubulaire 13 par soudage par friction. Ces connecteurs 11 et 12 comprennent chacun respectivement et successivement une première portion cylindrique 114, 124 raccordée à l'élément tubulaire 13 et de rayon r sensiblement égal à celui de l'élément tubulaire 13, une deuxième portion tronconique 113, 123, une troisième portion cylindrique 12, 22 de rayon R sensiblement supérieur à celui de l'élément tubulaire 13, et une extrémité filetée 110, 120 apte à raccorder le composant à un autre composant. On entend par le fait que la première portion cylindrique 114, 124 a un rayon r sensiblement égal à celui de l'élément tubulaire 13, le fait qu'il y a conservation de diamètre au niveau de la jonction entre la première portion cylindrique et l'élément tubulaire. Ceci se justifie par le fait que la jonction est effectuée habituellement par soudage.
[038] L'élément tubulaire 13 admet un axe de révolution 10. Le composant de forage 1 comporte en outre une coque 2 apte à être fixée solidairement sur l'un des connec- teurs. On entend par «apte à être fixé solidairement», le fait que la coque 2 une fois fixée ne peut ni translater ni tourner par rapport au connecteur. Des zones fonctionnelles sont rapportées sur une coque 2, laquelle coque étant elle-même fixée sur un composant de la garniture de forage, soit avant que ledit composant ne soit assemblé à d'autres, soit après. On entend par « zones fonctionnelles », les surfaces rapportées sur les composants de forage, qui vont permettre d'accélérer la circulation des boues autour de ces composants. Ces surfaces ont généralement des formes particulières facilitant l'écoulement de fluides. On entend aussi par « zones fonctionnelles » les surfaces rapportées sur les composants de forage, qui sont chargées d'encaisser les chocs et les frottements intervenant lors du forage. On entend aussi par « zones fonctionnelles », des portions rapportées sur la coque chargées de loger des composants électroniques. Ces composants électroniques peuvent être dédiés à la mesure, au traitement et/ou à la transmission de signaux.
[039] L'apport de zones fonctionnelles sur une garniture de forage selon l'invention est plus simple et plus flexible. En effet, il n'est pas nécessaire d'usiner et de réaliser des revêtements de surface directement sur les éléments tubulaires constituant la garniture de forage pour obtenir ces zones d'activation. Ceci permet en d'autres termes d'éviter un surcoût de matière ainsi que des étapes de fabrication complexes. De plus, la fabrication des coques peut être effectuée à part et l'assemblage de la coque sur les éléments tubulaires peut être effectuée en dehors de l'atelier de fabrication des éléments tubulaires, voire sur le chantier de forage (rig). De plus, ceci permet de ne changer que la coque ou bien que l'élément tubulaire si seulement l'un des deux est endommagé. Le fait que la coque soit fixée sur le connecteur et non pas sur l'élément tubulaire 13, évite de générer des concentrations de contraintes au niveau de l'élément tubulaire qui admet une épaisseur très inférieure à celle des connecteurs. En d'autres termes, la fixation de la coque sur les connecteurs, nettement plus épais que les éléments tubulaires, est très intéressante car elle ne fragilise pas les composants de forage.
[040] La fixation de la coque 2 avec un seul connecteur 11 , 12 parmi les deux connecteurs 11 , 12 offre une grande liberté au montage. La fixation de la coque 2 avec un seul connecteur 11 , 12 parmi les deux connecteurs 11 , 12 dispense d'un ordre strict de montage entre le montage de la coque 2 sur un connecteur 11 , 12 et le vissage des composants de forage 1 entre eux. On peut monter, dans un premier temps, une coque 2 sur un seul des deux connecteurs 11 , 12 puis, dans un second temps, visser les deux connecteurs 11 , 12 des deux composants de forage 1. On peut monter, dans un premier temps, une coque 2 sur chacun des deux connecteurs 11 , 12 puis, dans un second temps, visser les deux connecteurs 11 , 12 des deux composants de forage 1. On peut visser, dans un premier temps, les deux connecteurs 11 , 12 de deux composants de forage 1 puis, dans un second temps, monter une coque 2 sur un seul des deux connecteurs 11 , 12. On peut visser, dans un premier temps, les deux connecteurs 11 , 12 de deux composants de forage 1 puis, dans un second temps, monter une coque 2 sur chacun des deux connecteurs 11 , 12.
[041] Le montage de la coque 2 sur le connecteur peut s'effectuer selon différentes modalités. Selon une modalité, le vissage préalable des composants de forage 1 est indépendant du montage de la (des) coque(s) 2 sur le(s) connecteur(s) 11 , 12. Selon une modalité, la coque 2 peut s'étendre depuis le connecteur 11 , 12 jusque sur une partie de l'élément tubulaire 13. Selon une modalité, on peut ménager des éléments d'appui entre la surface circonférentielle extérieure de l'élément tubulaire 13 et la surface circonférentielle intérieure de la coque 2. Lesdits éléments d'appui favorisent la stabilité en translation et/ou en rotation entre la coque 2 et le composant de garniture de forage 1. Les éléments d'appui peuvent comprendre des pions en saillie dans des creux.
[042] Selon un mode de réalisation représenté sur les figures 5 et 6, la coque 2 peut consister en un seul élément de forme globalement tubulaire et dont le diamètre intérieur est ajusté par rapport au diamètre extérieur de l'élément tubulaire 13 de manière à être monté sur ledit élément tubulaire.
[043] Selon un mode de réalisation représenté sur la figure 4, la coque 2 est composée de deux demi-coques 2a et 2b aptes à être jointes de manière à enserrer le connecteur 11 et former la coque 2.
[044] Selon un mode de réalisation représenté sur les figures 5 et 6, la fixation de la coque 2 est réalisée contre la portion tronconique 113 du connecteur 11 par vissage au moyen de logements filetés 4 réalisés dans la coque et dans la portion tronconique, et coaxiaux entre eux. Ce mode de montage présente l'avantage d'être simple de réalisation puisqu'il est nécessaire de prévoir seulement les logements filetés et les vis correspondantes.
[045] Selon un mode de réalisation représenté sur les figures 7 et 8, la fixation de la coque 2 est réalisée contre la portion tronconique 113 du connecteur 11 au moyen d'une goupille 31 traversant ladite coque, ladite goupille étant bloquée dans un évidement 1 11 pratiqué dans le connecteur et au moyen d'un écrou 32 vissé à l'autre extrémité de la goupille.
[046] Sur la figure 9, on a représenté une variante comportant deux coques 2' et 2", chacune constituée de deux demi-coques de forme semi-annulaire. La fixation de l'ensemble des demi coques (quatre au totale) s'effectue au moyen de quatre goupilles traversant des ouvertures 30 pratiquées dans les demi-coques suivant l'axe 10 de l'élément tubulaire, la jonction des demi-coques constituant la coque 2 étant située dans un plan sensiblement perpendiculaire au plan dans lequel se trouve la jonction des demi-coques constituant la coque 2'.
[047] Avantageusement, l'une 221 des deux faces de la première coque 2' est emboîtable contre l'une 211 des deux faces de la deuxième coque 2", de sorte que les coques sont solidarisées selon un montage du type baïonnette .
[048] L'avantage d'utiliser deux voire plusieurs coques est particulièrement intéressant quand chacune des coques porte une seule zone fonctionnelle. Ceci permet une grande flexibilité dans la mesure où l'on peut doter chaque composant de forage de fonctionnalités particulières en fonction de la manière dont il est utilisé. On pourra par exemple insister sur les zones d'appui pour les composants de forage utilisés dans la portion horizontale C du puits.
[049] Selon un mode de réalisation représenté en figure 10, la fixation de la coque (non représentée sur ladite figure) s'effectue non pas en bloquant la coque contre la portion tronconique du connecteur, mais en montant la coque sur le connecteur. Dans ce cas, la coque est constituée de deux demi-coques. La solidarisation en translation et en rotation de la coque par rapport au connecteur est réalisée par le fait que la surface circonférentielle intérieure de la coque et la surface circonférentielle extérieure du connecteur sont complémentaires. On entend par surface circonférentielle, la surface qui s'étend longitudinalement sur tout le contour du composant tubulaire. En revanche, les surfaces qui s'étendent radialement au niveau des bords libres du composant tubulaire ne sont pas des surfaces circonférentielles. g
[050] De cette manière la coque est emboîtable sur le connecteur. Bien entendu, les deux demi coques peuvent être fixées entre elle par vissage. A titre d'exemple donné en figure 10, la troisième portion cylindrique 112 du connecteur 11 comporte une gorge circulaire 115 dans laquelle vient s'emboîter une forme complémentaire (et non représentée sur la figure 10) ménagée sur la surface circonférentielle intérieure de la coque. Cet agencement permet de bloquer la translation selon l'axe 10, de la coque par rapport au connecteur. La rotation est par contre bloquée au moyen d'encoches 116 ménagées sur la troisième portion cylindrique 112 du connecteur 11 , lesdites encoches étant aptes à accueillir des ergots complémentaires ménagés sur la surface circonférentielle intérieure de la coque.
[051] Selon ce mode de réalisation détaillé sur la figure 5, la coque 2 porte sur sa surface circonférentielle extérieure successivement une première zone d'activation de fluide 22, une première zone d'appui 21, une deuxième zone d'activation de fluide 24, une deuxième zone d'appui 25 et une troisième zone d'activation de fluide 23. Ce mode de réalisation a l'avantage de proposer une solution plus complète aux problèmes de remontée de débris, de chocs et d'usure par frottement contre la paroi du puits.
[052] Afin de faciliter la remontée de la boue formée par le mélange du fluide de forage et des débris, les zones 22, 23, 24 permettant d'activer l'écoulement de la boue le long des composants comportent des rainures 220, 230, 240 pratiquées sur une portion de la surface extérieure des coques et s'étendant de manière hélicoïdale autour de l'axe 10 de l'élément tubulaire central.
[053] De manière à guider la boue le long du composant, le diamètre de la coque est croissant depuis l'amont vers l'aval sur la portion de coque sur laquelle est ménagée la première zone d'activation 22, cette zone étant la plus en amont.
[054] De même, le diamètre de la coque est décroissant depuis l'amont vers l'aval sur la portion de coque sur laquelle est ménagée la troisième zone d'activation 23, cette zone étant la plus en aval.
[055] Les zones d'activation de fluides pourront être conçues selon les enseigne- ments apportés par les demandes françaises FR2789438 et FR2835014 incorporées ici par référence. [056] Afin de renforcer les composants de forage vis-à-vis des chocs, les zones destinées à être en appui sur la paroi du puits sont tout ou partie revêtues de matériaux à dureté élevée.
[057] De manière à limiter les frottements entre la coque et la paroi du puits, la surface de la coque sur laquelle sont ménagées les première et deuxième zones d'appui 21 , 25 est convexe.
[058] De manière à résister aux frottements entre la coque et la paroi du puits, les première et deuxième zones d'appui 21 , 25 admettent un diamètre supérieur au diamètre maximum de l'élément tubulaire 13 et une dureté supérieure à la dureté de l'élément tubulaire 13.
[059] Les zones d'appui pourront être conçues selon les enseignements apportés par la demande française FR2851608 incorporée ici par référence.
[060] Une autre zone d'activation intermédiaire 24 concave est ménagée entre les deux zones d'appui 21 , 25, de manière à guider la boue le long du composant.
[061] Les zones d'activation et les zones d'appui sont raccordées entre elles de manière tangentielle.
[062] L'agencement des différentes zones fonctionnelles pourra être choisi selon les enseignements apportés par la demande française FR2927937 incorporée ici par référence.
[063] Pour une garniture de forage telle que celle représentée sur la figure 2, il est avantageux de doter tous les composants situés dans la zone horizontale C proche du trépan, de coques comportant des zones d'appui. En effet, c'est là que les frottements sont importants.
[064] En revanche dans les zones A et B, quand on se rapproche de la surface 6, l'espacement entre les composants dotés de coques dépend de l'inclinaison du puits et des paramètres de forage. De plus, il faudra privilégier les zones d'activation de fluide afin de favoriser la remontée des boues jusqu'en surface.
[065] De préférence, la coque est fixée sur le connecteur portant une zone filetée mâle. En effet, lors du montage sur le puits, les composants de forage arrivent verticalement par lot de n composants déjà assemblés entre eux, aujourd'hui n=3. L'extrémité du lot prête à être vissée sur le train de forage en progression dans le puits, porte généralement un filetage mâle tandis que l'autre extrémité porte un filetage femelle. De ce fait, il est aisé de faire précéder l'opération de vissage du lot sur le train de forage, d'une opération de montage d'une coque ou d'un ensemble de coques. De plus l'autre extrémité du lot, en général portant un filetage femelle, est utilisée pour la manipulation à l'aide d'élévateurs. Dans ce cas, le train de forage comporte des composants dotés de coques avec une périodicité égale à n, par exemple trois. Il est également envisageable d'avoir une périodicité différente comme par exemple égale à 1.
[066] L'invention ne doit pas être limitée à l'apport de zones d'activation de fluides ou bien de zones d'appui. En effet, la coque tout comme l'ensemble de coques fixés sur le connecteur peuvent être destinés à loger des composants électroniques, dédiés par exemple à la mesure, au traitement et/ou à la transmission de signaux utilisés dans les opérations de forage.

Claims
REVENDICATIONS
Composant (1) de garniture de forage rotatif pour l'exploration d'un puits d'hydrocarbures avec circulation de boue de forage autour dudit composant (1) depuis le fond du puits vers la surface, le composant comprenant un élément tabulaire central (13) d'axe de révolution (10) et prolongé de part et d'autre respectivement par un premier et un second connecteurs (11 , 12) comprenant chacun respectivement et successivement une première portion cylindrique (114, 124) raccordée à l'élément tubulaire (13), une deuxième portion tronconique (113, 123), une troisième portion cylindrique (112, 122) de rayon R supérieur à celui de l'élément tubulaire (13), et une extrémité filetée (110, 120) apte à raccorder le composant à un autre composant, le composant comprenant une coque (2) dotée d'une ou de plusieurs zones fonctionnelles (21 , 22, 23, 24, 25), caractérisé en ce que la coque (2 ; 2') est montée de manière solidaire et amovible sur l'un des connecteurs (11 , 12).
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon la revendication 1 , caractérisé en ce que la coque (2) est vissée contre la deuxième portion tronconique (113) d'un des connecteurs (11 , 12) au moyen de vis logées dans des logements (4) réalisés dans la coque et dans la portion tronconique et coaxiaux entre eux.
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon la revendication 2, caractérisé en ce que la coque (2) est fixée contre la deuxième portion tronconique (113) d'un des connecteurs (11 , 12) au moyen d'au moins une goupille (31) traversant ladite coque, ladite goupille étant bloquée à l'une de ses extrémités (310) dans un évidement (111) pratiqué dans le connecteur et au moyen d'un écrou (32) vissé à l'autre extrémité de la goupille.
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon la revendication 1 , caractérisé en ce que la coque (2) comprend deux demi-coques (2a, 2b), et la surface cir- conférentielle intérieure de la coque (2) et la surface circonférentielle extérieure de la troisième portion cylindrique (112, 122) d'un des connecteurs (11 , 12) sont complémentaires de manière à ce que la coque (2) soit emboîtable sur la troisième portion cylindrique (112, 122).
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le composant (1) comprend une première (2') et une deuxième (2") coques, l'une (221) des deux faces d'extrémité de la première coque (2') étant emboîtable dans l'une (211) des deux faces d'extrémité de la deuxième coque (2"), de sorte que les coques sont solidarisées selon un montage du type baïonnette.
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que les zones fonctionnelles consistent en une première zone d'activation de fluide (23), en aval de laquelle est ménagée une première zone d'appui (25), en aval de laquelle est ménagée une deuxième zone d'activation de fluide (24), en aval de laquelle est ménagée une deuxième zone d'appui (21), en aval de laquelle est ménagée une troisième zone d'activation de fluide (22), les termes amont et aval étant définis par rapport au sens de circulation de la boue le long dudit composant (1).
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon la revendication 6, caractérisé en ce que lesdites zones d'activation (22, 23, 24) comprennent une pluralité de rainures (220, 230, 240) creusées dans la surface de la (des) coque(s) (2 ; 2', 2") et s'étendant de manière hélicoïdale autour de l'axe
(10) de l'élément tubulaire central.
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon l'une quelconque des revendications 6 ou 7, caractérisé en ce que les surfaces sur lesquelles sont ménagées respectivement la première zone d'activation (23) et la troisième zone d'activation (22) sont inclinées depuis l'amont vers l'aval de façon à respectivement s'éloigner/se rapprocher de l'axe de l'élément tubulaire central, et ceci de manière à guider la boue le long du composant.
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon l'une quelconque des revendications 6 à 8, caractérisé en ce que la surface sur laquelle est ménagée la deuxième zone d'activation (24) est concave, de manière à guider la boue le long du composant.
Composant (1) de garniture de forage rotatif selon l'une quelconque des revendications 6 à 9, caractérisé en ce que la surface sur laquelle sont ménagées les première et deuxième zones d'appui (21 , 25) est convexe, de manière à limiter les frottements entre la coque et la paroi du puits.
11. Composant (1) de garniture de forage rotatif selon l'une quelconque des revendications 6 à 10, caractérisé en ce que les zones d'activation et les zones d'appui sont raccordées tangentiellement entre elles.
12. Composant (1) de garniture de forage rotatif selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la ou les coque(s) est (sont) montée(s) de manière solidaire et amovible sur un connecteur (11) doté d'une extrémité filetée mâle (110).
13. Composant (1) de garniture de forage rotatif selon la revendication 1 , caractérisé en ce que la coque (2) comprend deux demi-coques (2a, 2b), la solidarisation au moins en translation de la coque (2) par rapport au connecteur (11 , 12) étant réalisée par complémentarité de forme entre la surface circonférentielle extérieure de l'élément tubulaire (13) et la surface circonférentielle intérieure de la coque (2).
14. Composant (1) de garniture de forage rotatif selon la revendication 13, caractéri- sé en ce que lesdites surfaces circonférentielles comprennent de manière complémentaire, des saillies et des creux bloquant ladite coque (2) sur le composant de garniture de forage (1) au moins en translation.
15. Train de composant (1) de garniture de forage rotatif, caractérisé en ce qu'un composant conforme à l'une quelconque des revendications précédentes inter- vient dans la constitution du train de forage avec une périodicité égale à trois.
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