CA2135848C - Dispositif et methode de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures - Google Patents
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Abstract
La présente invention concerne un dispositif de mesure dans un puits product if d'hydrocarbures. Le dispositif comporte une tige en matériau composite rigid e en compression et élastique en flexion. Une ligne de transfert d'information es t incluse dans la tige. La tige comporte une pluralité de moyens de mesure et est adaptée à êt re enroulée sur un touret. L'invention concerne également une méthode de mesure dans laquell e on met en place dans un puits productif une tige en matériau composite comportant une pluralité de moyens de mesure.
Description
La présente invention concerne un dispositif et une méthode de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures.
Le dispositif comporte des moyens de mesures qui peuvent être espacés d'une distance prédéterminée et la plupart des mesures peuvent être faites sensiblement simultanément pendant l'écoulement de l'effluent venant d'une formation productrice.
On connaît par le brevet US-A-5184682 une tige en matériau composite pouvant être tirée ou poussée dans un puits ou dans un tube placé dans un puits. Une ligne, par exemple électrique, est noyée dans la tige et permet de relier un appareillage de mesures et/ou d'intervention fixé à l'extrémité de la tige. Mais pour faire une série de mesures réparties sur toute la longueur du drain de production, il faut déplacer l'appareillage de mesure en agissant sur la tige placée dans le drain par enroulement ou déroulement à partir d'un touret.
Ainsi, la présente invention concerne un dispositif de mesures dans un puits de production d'hydrocarbures, comportant une tige d'une longueur donnée constituée de tronçons en matériau composite, la tige étant élastique en flexion et rigide en compression, au moins une ligne adaptée au transfert d'énergie et/ou de mesures étant noyée dans ladite tige, caractérisé en ce que ladite tige comporte une pluralité de moyens de mesure répartis sur sa longueur dans des raccords rigides reliant lesdits tronçons, lesdits moyens de mesure étant reliés par ladite ligne, et en ce que ladite tige équipée de ses moyens de mesure est adaptée à être enroulée sur un touret.
Le dispositif peut comporter des moyens électroniques de gestior, des mesures desdits moyens de mesure.
Le dispositif peut comporter des moyens de poussée de la tige dans le puits, lesdits moyens étant solidaires d'une extrémité de ladite tige située la plus proche de la surface.
la Le dispositif peut coniporter un câble comportant au moins une ligne de transmission, par exemple un conducteur électrique ou une fibre optique, ledit câble reliant lesdits moyens de poussée et la surface.
Les moyens de poussée peuvent comporter des moyens d'étanchéité adaptés au pompage de ladite tige vers le fond du puits.
Les moyens de mesure peuvent être adaptés à l'une au moins des mesures suivantes: température, pression et résistivité.
Le dispositif comporte des moyens de mesures qui peuvent être espacés d'une distance prédéterminée et la plupart des mesures peuvent être faites sensiblement simultanément pendant l'écoulement de l'effluent venant d'une formation productrice.
On connaît par le brevet US-A-5184682 une tige en matériau composite pouvant être tirée ou poussée dans un puits ou dans un tube placé dans un puits. Une ligne, par exemple électrique, est noyée dans la tige et permet de relier un appareillage de mesures et/ou d'intervention fixé à l'extrémité de la tige. Mais pour faire une série de mesures réparties sur toute la longueur du drain de production, il faut déplacer l'appareillage de mesure en agissant sur la tige placée dans le drain par enroulement ou déroulement à partir d'un touret.
Ainsi, la présente invention concerne un dispositif de mesures dans un puits de production d'hydrocarbures, comportant une tige d'une longueur donnée constituée de tronçons en matériau composite, la tige étant élastique en flexion et rigide en compression, au moins une ligne adaptée au transfert d'énergie et/ou de mesures étant noyée dans ladite tige, caractérisé en ce que ladite tige comporte une pluralité de moyens de mesure répartis sur sa longueur dans des raccords rigides reliant lesdits tronçons, lesdits moyens de mesure étant reliés par ladite ligne, et en ce que ladite tige équipée de ses moyens de mesure est adaptée à être enroulée sur un touret.
Le dispositif peut comporter des moyens électroniques de gestior, des mesures desdits moyens de mesure.
Le dispositif peut comporter des moyens de poussée de la tige dans le puits, lesdits moyens étant solidaires d'une extrémité de ladite tige située la plus proche de la surface.
la Le dispositif peut coniporter un câble comportant au moins une ligne de transmission, par exemple un conducteur électrique ou une fibre optique, ledit câble reliant lesdits moyens de poussée et la surface.
Les moyens de poussée peuvent comporter des moyens d'étanchéité adaptés au pompage de ladite tige vers le fond du puits.
Les moyens de mesure peuvent être adaptés à l'une au moins des mesures suivantes: température, pression et résistivité.
2 L'invention concerne également une méthode de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures comportant la mise en place d'une tige en matériau composite élastique en flexion et rigide en compression dans la longueur du puits foré à
travers une formation géologique productrice d'hydrocarbures, une ligne de transfert d'énergie et/ou de mesures étant noyée dans ladite tige. La méthode comporte les étapes suivantes :
a) on 'équipe ladite tige d'une pluralité de moyens de mesure répartis sur sa longueur et reliés par ladite ligne, b) on enroule ladite tige équipée de ses moyens de mesure sur un touret, c) on introduit dans le puits ladite tige en déroulant celle-ci du touret, d) on place lesdits moyens de mesure de ladite tige au droit de la formation productrice, e) on transmet à la surface du sol les mesures effectuées par lesdits moyens de mesure en cours de productiori d'hydrocarbures.
Dans une variante de la méthode, pour exécuter l'étape d), on peut fixer des moyens de poussée sur l'extrémité supérieure de ladite tige.
Dans la méthode, lesdits moyens de poussée peuvent comporter des moyens d'étanchéité entre la tige et une colonne tubtrlaire introduite dans le puits, et on peut pomper un fluide dans ladite colonne pour déplacer la tige vers le fond du puits.
On peut relier ladite tige à la sttrface par un câble fixé aux moyens de poussée, ledit câble comportant au tnoins une ligne de transmission par exemple un conducteur électrique ou une fibre optique.
On peut gérer les mesures de la pluralité de moyens de mesure par des moyens électroniques situés à l'extrémité supérieure de ladite tige et reliés à la surface par au moins ladite ligne du câble.
On peut appliquer la méthode et le dispositif selon l'invention à un puits fortement incliné ou sensiblement horizontal dans une formation géologique productrice d'hydrocarbures.
La présente invention sera nlieux comprise et ses avantages apparaîtront plus nettement à la description qui suit de réalisations, nullement limitatives, illustrées par les figures ci-annexées, parmi lesquelles :
- la figure 1 montre l'introduction dans le puits de la tige selon l'invention, - la figure 2 montre l'étape d'assemblage de moyens de poussée sur la tige, - la figure 3 montre la mise en place de la tige dans le puits, \ f~~ ~4 8
travers une formation géologique productrice d'hydrocarbures, une ligne de transfert d'énergie et/ou de mesures étant noyée dans ladite tige. La méthode comporte les étapes suivantes :
a) on 'équipe ladite tige d'une pluralité de moyens de mesure répartis sur sa longueur et reliés par ladite ligne, b) on enroule ladite tige équipée de ses moyens de mesure sur un touret, c) on introduit dans le puits ladite tige en déroulant celle-ci du touret, d) on place lesdits moyens de mesure de ladite tige au droit de la formation productrice, e) on transmet à la surface du sol les mesures effectuées par lesdits moyens de mesure en cours de productiori d'hydrocarbures.
Dans une variante de la méthode, pour exécuter l'étape d), on peut fixer des moyens de poussée sur l'extrémité supérieure de ladite tige.
Dans la méthode, lesdits moyens de poussée peuvent comporter des moyens d'étanchéité entre la tige et une colonne tubtrlaire introduite dans le puits, et on peut pomper un fluide dans ladite colonne pour déplacer la tige vers le fond du puits.
On peut relier ladite tige à la sttrface par un câble fixé aux moyens de poussée, ledit câble comportant au tnoins une ligne de transmission par exemple un conducteur électrique ou une fibre optique.
On peut gérer les mesures de la pluralité de moyens de mesure par des moyens électroniques situés à l'extrémité supérieure de ladite tige et reliés à la surface par au moins ladite ligne du câble.
On peut appliquer la méthode et le dispositif selon l'invention à un puits fortement incliné ou sensiblement horizontal dans une formation géologique productrice d'hydrocarbures.
La présente invention sera nlieux comprise et ses avantages apparaîtront plus nettement à la description qui suit de réalisations, nullement limitatives, illustrées par les figures ci-annexées, parmi lesquelles :
- la figure 1 montre l'introduction dans le puits de la tige selon l'invention, - la figure 2 montre l'étape d'assemblage de moyens de poussée sur la tige, - la figure 3 montre la mise en place de la tige dans le puits, \ f~~ ~4 8
3 - la figure 4 illustre une réalisation de la tige équipée d'un moyen de mesure.
Sur la figure 1, un puits 1 a été foré dans le sol jusqu'à atteindre une formation géologique productrice ou réservoir d'hydrocarbure 2. Une première portion 3 du puits a été
cuvelé par une colonne tubulaire 4 jusqu'à sensiblement ladite formation 2. Le puits se poursuit dans la formation 2, sensiblement horizontalement par un drain foré
5. Une colonne tubulaire 6 est introduite dans la première partie 3 du puits 1, l'extrémité inférieure de la colonne 6 se trouvant dans l'espace intérieur de la colonne 4, l'extrémité supérieure étant fixée à la surface par des nioyens conventionnels de suspension compris dans la tête de puits 7.
La formation productrice 2 peut produire de façon éruptive, c'est-à-dire que la pression de l'effluent contenu dans la formation est suffisante pour que l'effluent remonte et s'ëçoule jusqu'en surface, par exemple par la conduite 8. Dans ce cas, avant toute opération dans le puits, il est courant d'équilibrer la pression de l'effluent par la nûse en place dans le puits d'un fluide ayant une masse voluniique telle que la pression hydrostatique créée au niveau du réservoir soit au moins égale à la pression de l'effluent du réservoir. Ainsi, le puits sera stable et il n'y aura pas de débit de fluide à la tête de puits. La mise en place du fluide de contrôle peut se faire en l'injectant par l'intérieur de la colonne 6, le retour de circulation se faisant par l'espace annulaire entre les colonnes 6 et 4. La remise en production se fait généralement de la même manière en évacuant le fluide d'équilibrage par un fluide plus léger.
Un touret 9 comporte enroulé la tige 10 semi-rigide selon l'invention, équipée avec une pluralité de moyens de mesure 11, répartis selon des espacements prédéterminés. La tige 10 est introduite dans la colonne 6 par déroulement du touret 9 et éventuellement à l'aide de moyens 12 d'injection de la tige 10. Ces moyens d'injection peuvent être par exemple ceux décrits dans la brevet US-A-5184682, ou plus simplement des roues motorisées serrées sur la tige. Un chemin de roulement 13 guide la tige entre la tête de puits 7 et le touret.
Dans le cas d'un puits éruptif, la méthode conventionnelle qui consiste en l'introduction d'éléments dans un puits en pression, dite "snubbing", peut être utilisée. Les équipements de contrôle de la pression et de sécurité peuvent être installés sur la colonne 6 au niveau de la tête de puits 7.
a 8
Sur la figure 1, un puits 1 a été foré dans le sol jusqu'à atteindre une formation géologique productrice ou réservoir d'hydrocarbure 2. Une première portion 3 du puits a été
cuvelé par une colonne tubulaire 4 jusqu'à sensiblement ladite formation 2. Le puits se poursuit dans la formation 2, sensiblement horizontalement par un drain foré
5. Une colonne tubulaire 6 est introduite dans la première partie 3 du puits 1, l'extrémité inférieure de la colonne 6 se trouvant dans l'espace intérieur de la colonne 4, l'extrémité supérieure étant fixée à la surface par des nioyens conventionnels de suspension compris dans la tête de puits 7.
La formation productrice 2 peut produire de façon éruptive, c'est-à-dire que la pression de l'effluent contenu dans la formation est suffisante pour que l'effluent remonte et s'ëçoule jusqu'en surface, par exemple par la conduite 8. Dans ce cas, avant toute opération dans le puits, il est courant d'équilibrer la pression de l'effluent par la nûse en place dans le puits d'un fluide ayant une masse voluniique telle que la pression hydrostatique créée au niveau du réservoir soit au moins égale à la pression de l'effluent du réservoir. Ainsi, le puits sera stable et il n'y aura pas de débit de fluide à la tête de puits. La mise en place du fluide de contrôle peut se faire en l'injectant par l'intérieur de la colonne 6, le retour de circulation se faisant par l'espace annulaire entre les colonnes 6 et 4. La remise en production se fait généralement de la même manière en évacuant le fluide d'équilibrage par un fluide plus léger.
Un touret 9 comporte enroulé la tige 10 semi-rigide selon l'invention, équipée avec une pluralité de moyens de mesure 11, répartis selon des espacements prédéterminés. La tige 10 est introduite dans la colonne 6 par déroulement du touret 9 et éventuellement à l'aide de moyens 12 d'injection de la tige 10. Ces moyens d'injection peuvent être par exemple ceux décrits dans la brevet US-A-5184682, ou plus simplement des roues motorisées serrées sur la tige. Un chemin de roulement 13 guide la tige entre la tête de puits 7 et le touret.
Dans le cas d'un puits éruptif, la méthode conventionnelle qui consiste en l'introduction d'éléments dans un puits en pression, dite "snubbing", peut être utilisée. Les équipements de contrôle de la pression et de sécurité peuvent être installés sur la colonne 6 au niveau de la tête de puits 7.
a 8
4 La figure 2 représente l'introduction de la longueur de la tige 10 selon l'invention, dans la colonne 6. Préférentiellement, la longueur de la tige 10 sera au moins égale à la longueur de la partie du puits 5 foré dans la couche géologique productrice.
Sur l'extrémité
supérieure de la tige, on fixe des moyens de poussée 14. Les moyens de poussée 14 ont pour fonction principale d'aider à la mise en place de la tige 10 dans le puits, par application d'une force de poussée résultante, par exemple du poids propre des moyens de poussée ou de l'action d'un pompage dans la colonne 6.
Dans la mesure où les forces de gravité peuvent être utilisées, les moyens de.
poussée peuvent être constitués de barres de charge, de masses-tiges ou d'éléments de poids suffisant pour pousser la tige dans sa position de mesure. Bien entendu, ces moyens de poussée sont adaptés à permettre d'effectuer la connexion de la ligne de transfert de la tige 10 avec une ligne de communication avec la surface. De tels moyens de poussée, conventionnels, sont connus de l'homme du métier et ne seront pas décrits ici.
Dans les cas où l'inclinaison du forage est telle que le poids ne suffit plus pour pousser la tige, ou que la dimension du tube 6 est telle que l'on ne peut pas utiliser des éléments pesants, on peut utiliser des moyens de poussée fonctionnant selon le principe d'un piston poussé par pompage d'un fluide dans le tube 6. De tels moyens de poussée peuvent être par exemple ceux décrits dans le brevet US-A-4729429.
Des moyens de liaison 15 sont reliés à la tige 10, notamment par l'intermédiaire des moyens de poussée 14. Les moyens de liaison 15 réalisent au moins les fonctions suivantes:
- liaison de la ligne de transfert de la tige 10 avec des appareillages d'enregistrement et/ou de traitement des niesures à la surface, - liaison mécanique pour permettre la mise en place ou le retrait de la tige 10 du puits.
Les moyens de liaison peuvent être un câble du type "logging"
conventionnellement utilisé par la profession pour effectuer des mesures dans un puits. Ce câble comportant au moins un conducteur électrique est enroulé ou déroulé à partir d'un treuil auxiliaire 16. Le touret 9 (figure 1) peut d'ailleurs également servir de treuil auxiliaire 16.
On ne sortira pas du cadre de l'invention si on utilise des fibres optiques.
Les moyens de liaison 15 peuvent aussi être une tige composite selon le brevet US-A-5184682. La ligne de transfert d'informations ou de mesure est reliée à
celle de la ligne de la tige 10. Dans ce cas, lesdits moyens de liaison 15 s'enroulent préférentiellement sur le même touret 9 sur lequel la tige 10 peut être enroulée.
Sur l'extrémité
supérieure de la tige, on fixe des moyens de poussée 14. Les moyens de poussée 14 ont pour fonction principale d'aider à la mise en place de la tige 10 dans le puits, par application d'une force de poussée résultante, par exemple du poids propre des moyens de poussée ou de l'action d'un pompage dans la colonne 6.
Dans la mesure où les forces de gravité peuvent être utilisées, les moyens de.
poussée peuvent être constitués de barres de charge, de masses-tiges ou d'éléments de poids suffisant pour pousser la tige dans sa position de mesure. Bien entendu, ces moyens de poussée sont adaptés à permettre d'effectuer la connexion de la ligne de transfert de la tige 10 avec une ligne de communication avec la surface. De tels moyens de poussée, conventionnels, sont connus de l'homme du métier et ne seront pas décrits ici.
Dans les cas où l'inclinaison du forage est telle que le poids ne suffit plus pour pousser la tige, ou que la dimension du tube 6 est telle que l'on ne peut pas utiliser des éléments pesants, on peut utiliser des moyens de poussée fonctionnant selon le principe d'un piston poussé par pompage d'un fluide dans le tube 6. De tels moyens de poussée peuvent être par exemple ceux décrits dans le brevet US-A-4729429.
Des moyens de liaison 15 sont reliés à la tige 10, notamment par l'intermédiaire des moyens de poussée 14. Les moyens de liaison 15 réalisent au moins les fonctions suivantes:
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Les moyens de liaison peuvent être un câble du type "logging"
conventionnellement utilisé par la profession pour effectuer des mesures dans un puits. Ce câble comportant au moins un conducteur électrique est enroulé ou déroulé à partir d'un treuil auxiliaire 16. Le touret 9 (figure 1) peut d'ailleurs également servir de treuil auxiliaire 16.
On ne sortira pas du cadre de l'invention si on utilise des fibres optiques.
Les moyens de liaison 15 peuvent aussi être une tige composite selon le brevet US-A-5184682. La ligne de transfert d'informations ou de mesure est reliée à
celle de la ligne de la tige 10. Dans ce cas, lesdits moyens de liaison 15 s'enroulent préférentiellement sur le même touret 9 sur lequel la tige 10 peut être enroulée.
5 D'une manière équivalente, les moyens de liaison peuvent être un tube métallique ou "coil tubing" continu et pouvant être également enroulé sur un touret.
Avantageusement, ce tube continu est équipé d'un câble comportant au moins un conducteur électrique, ledit câble étant placé dans l'espace intérieur du tube.
On ne sortira pas du cadre de la présente invention si le câble n'est pas à
l'intérieur du tube continu, mais situé à l'extérieur dans l'espace annulaire défini par le tube continu 15 et la colonne 6. Dans cette variante, le câble conducteur est déroulé
parallèlement au déroulement du tube, par exemple à partir d'un treuil auxiliaire. De même, le tube peut ne pas être continu et enroulable sur un touret, mais un assemblage de longueurs unitaires de tubes. Le déplacement de la tige 10 se fait alors par ajout ou retrait de longueurs de tubes.
Des moyens électroniques 40 de gestion de la pluralité de moyens de mesure 11 sont préférentiellement placés à l'extrémité supérieure de la tige 10. Ces moyens 40 sont adaptés à gérer l'acquisition des informations fournies par les capteurs de moyens de mesure 11, à assurer l'alimentation électrique, à transmettre les informations à la surface par l'intermédiaire de la (des) ligne(s) des moyens de liaison 15. Pour cela, les moyens électroniques 40 peuvent comporter des appareillages notamment de codage et/ou de multiplexage.
La figure 3 illustre le positionnement de la tige 10 au niveau de la formadon productrice 2. Les moyens de mesures 11, espacés de plusieurs mètres, par exemple entre 10 et 50 mètres, sont en situation d'acquisition de mesures en différents points du drain foré
dans la formation productrice.
Des moyens d'étanchéité 17 autour des moyens de liaison 15 sont vissés sur l'extrémité supérieure de la colonne 6 pour permettre l'injection ou le retour par la conduite 18 d'un fluide de circulation dans la colonne 6. Ainsi, on peut pomper un fluide de circulation dans le puits à partir de la conduite 18, le retour de fluide se faisant alors par la conduite 8, ou inversement.
Cette disposition est nécessaire dans le cas de la variante dans laquelle les moyens de poussée 14 opèrent par pompage hydraulique. Avantageusement, les moyens de poussée hydraulique 14 comportent un système de by-pass des éléments d'étanchéité des moyens de poussée afin d'autoriser, selon les besoins, la circulation dans la colonne de tubes 6 au moins dans le sens du fond vers la surface et cela malgré la présence des moyens de poussée dans ladite colonne. Une réalisation d'un tel by-pass est décrite dans le brevet US-A-4729429.
Avantageusement, ce tube continu est équipé d'un câble comportant au moins un conducteur électrique, ledit câble étant placé dans l'espace intérieur du tube.
On ne sortira pas du cadre de la présente invention si le câble n'est pas à
l'intérieur du tube continu, mais situé à l'extérieur dans l'espace annulaire défini par le tube continu 15 et la colonne 6. Dans cette variante, le câble conducteur est déroulé
parallèlement au déroulement du tube, par exemple à partir d'un treuil auxiliaire. De même, le tube peut ne pas être continu et enroulable sur un touret, mais un assemblage de longueurs unitaires de tubes. Le déplacement de la tige 10 se fait alors par ajout ou retrait de longueurs de tubes.
Des moyens électroniques 40 de gestion de la pluralité de moyens de mesure 11 sont préférentiellement placés à l'extrémité supérieure de la tige 10. Ces moyens 40 sont adaptés à gérer l'acquisition des informations fournies par les capteurs de moyens de mesure 11, à assurer l'alimentation électrique, à transmettre les informations à la surface par l'intermédiaire de la (des) ligne(s) des moyens de liaison 15. Pour cela, les moyens électroniques 40 peuvent comporter des appareillages notamment de codage et/ou de multiplexage.
La figure 3 illustre le positionnement de la tige 10 au niveau de la formadon productrice 2. Les moyens de mesures 11, espacés de plusieurs mètres, par exemple entre 10 et 50 mètres, sont en situation d'acquisition de mesures en différents points du drain foré
dans la formation productrice.
Des moyens d'étanchéité 17 autour des moyens de liaison 15 sont vissés sur l'extrémité supérieure de la colonne 6 pour permettre l'injection ou le retour par la conduite 18 d'un fluide de circulation dans la colonne 6. Ainsi, on peut pomper un fluide de circulation dans le puits à partir de la conduite 18, le retour de fluide se faisant alors par la conduite 8, ou inversement.
Cette disposition est nécessaire dans le cas de la variante dans laquelle les moyens de poussée 14 opèrent par pompage hydraulique. Avantageusement, les moyens de poussée hydraulique 14 comportent un système de by-pass des éléments d'étanchéité des moyens de poussée afin d'autoriser, selon les besoins, la circulation dans la colonne de tubes 6 au moins dans le sens du fond vers la surface et cela malgré la présence des moyens de poussée dans ladite colonne. Une réalisation d'un tel by-pass est décrite dans le brevet US-A-4729429.
6 L'effluent produit peut ainsi remonter à la surface soit par l'intérieur de la colonne 4, soit par l'intérieur de la colonne 6, soit par les deux.
Dans le cas d'une formation productrice non éruptive, des moyens de pompage peuvent être introduit dans le puits 1, à l'intérieur de la colonne 4, au coté
de la colonne 6.
La figure 4 montre un des moyens de mesure 11 qui équipe la tige 10. La tige est constittiée par un certain nombre de tronçons en matériau composite dont les extrémités 20 et 21 sont liées par un raccord 30. Ce raccord 30 est préférentiellement métallique et comporte deux manchons 28 et 27 solidarisés avec les extrémités 20 et 21 soit par collage, soit par sertissage. Les éléments sensibles 25 des moyens de mesure sont généralement fixés dans la partie centrale du raccord 30. Les éléments sensibles peuvent être adaptés à
mesurer la température, la pression, la nature des fluides à l'extérieur du raccord, en particulier différencier l'eau des hydrocarbures, ou la détection de vibrations.
Les lignes 22 et 23 de transfert d'information incluses dans chaque tronçon de tige sont connectées par un moyen de connexion 24, lequel relie également la ligne de transfert à
l'élément sensible 25 par la ligne 26. Un moyens de mesure peut comporter plusieurs éléments sensibles du même type ou de types différents.
Chaque raccord 30 est suffisaniment rigide pour conférer à la tige 10 une rigidité
sensiblement équivalente à celle d'un tronçon en niatériau composite, cependant la longueur du raccord 30 et le matériau utilisé autorise une courbure en flexion déterminée pour permettre l'enroulement sur un touret.
Les dimensions de la tige 10 peuvent être compris entre 10 mm et 25 mm, selon la résistance longitudinale recherchée pour la tige, compte tenu également du nombre et type de lignes incluse dans ladite tige, également de la dimension du touret sur lequel doit s'enrouler ladite tige. Par exemple une tige de 16 mm incluant une ligne comportant 8 conducteurs électriques peut s'enrouler sur un touret de diamètre environ 2 mètres en ne subissant que des déformations élastiques. Une telle tige en résine thermodurcissable renforcée par des fibres de verre a une résistance longitudinale d'environ 10 tonnes. Pour une telle tige, les raccords 30 peuvent avoir un diamètre extérieur compris entre 20 et 25 mni.
Un exemple de mode opératoire est décrit ci-après :
- On se place dans la configuration représentée par la figure 1, la formation productrice 2 traversée par un drain horizontal 5 étant éruptive.
Dans le cas d'une formation productrice non éruptive, des moyens de pompage peuvent être introduit dans le puits 1, à l'intérieur de la colonne 4, au coté
de la colonne 6.
La figure 4 montre un des moyens de mesure 11 qui équipe la tige 10. La tige est constittiée par un certain nombre de tronçons en matériau composite dont les extrémités 20 et 21 sont liées par un raccord 30. Ce raccord 30 est préférentiellement métallique et comporte deux manchons 28 et 27 solidarisés avec les extrémités 20 et 21 soit par collage, soit par sertissage. Les éléments sensibles 25 des moyens de mesure sont généralement fixés dans la partie centrale du raccord 30. Les éléments sensibles peuvent être adaptés à
mesurer la température, la pression, la nature des fluides à l'extérieur du raccord, en particulier différencier l'eau des hydrocarbures, ou la détection de vibrations.
Les lignes 22 et 23 de transfert d'information incluses dans chaque tronçon de tige sont connectées par un moyen de connexion 24, lequel relie également la ligne de transfert à
l'élément sensible 25 par la ligne 26. Un moyens de mesure peut comporter plusieurs éléments sensibles du même type ou de types différents.
Chaque raccord 30 est suffisaniment rigide pour conférer à la tige 10 une rigidité
sensiblement équivalente à celle d'un tronçon en niatériau composite, cependant la longueur du raccord 30 et le matériau utilisé autorise une courbure en flexion déterminée pour permettre l'enroulement sur un touret.
Les dimensions de la tige 10 peuvent être compris entre 10 mm et 25 mm, selon la résistance longitudinale recherchée pour la tige, compte tenu également du nombre et type de lignes incluse dans ladite tige, également de la dimension du touret sur lequel doit s'enrouler ladite tige. Par exemple une tige de 16 mm incluant une ligne comportant 8 conducteurs électriques peut s'enrouler sur un touret de diamètre environ 2 mètres en ne subissant que des déformations élastiques. Une telle tige en résine thermodurcissable renforcée par des fibres de verre a une résistance longitudinale d'environ 10 tonnes. Pour une telle tige, les raccords 30 peuvent avoir un diamètre extérieur compris entre 20 et 25 mni.
Un exemple de mode opératoire est décrit ci-après :
- On se place dans la configuration représentée par la figure 1, la formation productrice 2 traversée par un drain horizontal 5 étant éruptive.
7 - On injecte par la colonne 6 un fluide à base de saumure de façon à remplir l'intérieur de la colonne 4 et l'intérieur de la colonne 6 par cette saumure de la hauteur comprise entre la formation 2 et la surface. La masse volumique de la saumure est ajustée pour que la colonne hydrostatique du fluide équilibre la pression de la formation 2.
- On introduit la tige équipée de ses moyens de mesure dans la colonne 6 en déroulant le touret sur lequel est stocké la tige.
- On suspend l'extrémité supérieure de la tige au niveau de la tête de puits lorsque toute la longueur de la tige a été introduite.
- On contrôle le fonctionnement des moyens de mesure et des moyens électroniques de la tige.
- On fixe les moyens de poussée hydraulique.
- On relie la ligne de la tige à la ligne du câble de logging constituant les moyens de liaison.
- On installe une tête d'injection sur la colonne 6.
- On pompe de la saumure par la tête d'injection pour déplacer la tige vers le fond du puits tout en déroulant le câble de logging.
- On pousse la tige dans le drain 5.
- On ouvre le by-pass des moyens de poussée, par exemple en effectuant une traction déterminée sur le.câble de logging.
- On chasse la saumure du puits en effectuant une circulation d'un fluide plus léger en l'injectant par la colonne 6, lequel fluide passe par le by-pass pour remonter à la surface par la colonne 4. On contrôle la pression par une vanne de dusage de surface installée sur la conduite de retour.
- Orr fait produire la formation 2.
- On enregistre les informations acquises par les capteurs de la tige et transmise par la ligne de transmission du câble de logging en cours de production.
- On introduit la tige équipée de ses moyens de mesure dans la colonne 6 en déroulant le touret sur lequel est stocké la tige.
- On suspend l'extrémité supérieure de la tige au niveau de la tête de puits lorsque toute la longueur de la tige a été introduite.
- On contrôle le fonctionnement des moyens de mesure et des moyens électroniques de la tige.
- On fixe les moyens de poussée hydraulique.
- On relie la ligne de la tige à la ligne du câble de logging constituant les moyens de liaison.
- On installe une tête d'injection sur la colonne 6.
- On pompe de la saumure par la tête d'injection pour déplacer la tige vers le fond du puits tout en déroulant le câble de logging.
- On pousse la tige dans le drain 5.
- On ouvre le by-pass des moyens de poussée, par exemple en effectuant une traction déterminée sur le.câble de logging.
- On chasse la saumure du puits en effectuant une circulation d'un fluide plus léger en l'injectant par la colonne 6, lequel fluide passe par le by-pass pour remonter à la surface par la colonne 4. On contrôle la pression par une vanne de dusage de surface installée sur la conduite de retour.
- Orr fait produire la formation 2.
- On enregistre les informations acquises par les capteurs de la tige et transmise par la ligne de transmission du câble de logging en cours de production.
Claims (12)
1. Dispositif de mesures dans un puits de production d'hydrocarbures, comportant une tige d'une longueur donnée constituée de tronçons en matériau composite, la tige étant élastique en flexion et rigide en compression, au moins une ligne adaptée au transfert d'énergie et/ou de mesures étant noyée dans ladite tige, caractérisé en ce que ladite tige comporte une pluralité de moyens de mesure répartis sur sa longueur dans des raccords rigides reliant lesdits tronçons, lesdits moyens de mesure étant reliés par ladite ligne, et en ce que ladite tige équipée de ses moyens de mesure est adaptée à être enroulée sur un touret.
2. Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens électroniques de gestion des mesures desdits moyens de mesure.
3. Dispositif selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de poussée de la tige dans le puits, lesdits moyens étant solidaires d'une extrémité de ladite tige située la plus proche de la surface.
4. Dispositif selon la revendication 3, caractérisé
en ce qu'il comporte un câble comportant au moins une ligne de transmission choisie du groupe comprenant un conducteur électrique et une fibre optique, ledit câble reliant lesdits moyens de poussée et la surface.
en ce qu'il comporte un câble comportant au moins une ligne de transmission choisie du groupe comprenant un conducteur électrique et une fibre optique, ledit câble reliant lesdits moyens de poussée et la surface.
5. Dispositif selon la revendication 3, caractérisé en ce que les moyens de poussée comporte des moyens d'étanchéité adaptés au pompage de ladite tige vers le fond du puits.
6- Dispositif selon l'une des revendication 1 à 5, caractérisé en ce que lesdits moyens de mesure sont adaptés à l'une au moins des mesures suivantes:
température, pression et résistivité.
température, pression et résistivité.
7. Méthode de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures comportant la mise en place d'une tige en matériau composite élastique en flexion et rigide en compression dans la longueur du puits foré à travers une formation géologique productrice d'hydrocarbures, une ligne de transfert d'énergie et/ou de mesures étant noyée dans ladite tige, caractérisée en ce qu'elle comporte les étapes suivantes :
a) on équipe ladite tige d'une pluralité de moyens de mesure répartis sur sa longueur et reliés par ladite ligne, lesdits moyens de mesure étant rigides et séparés par et reliés entre eux par des tronçons de matériau composite flexible, b) on enroule ladite tige équipée de ses moyens de mesure sur un touret, c) on introduit dans le puits ladite tige en déroulant celle-ci du touret, d) on place lesdits moyens de mesure de ladite tige au droit de la formation productrice, e) on transmet à la surface du sol les mesures effectuées par lesdits moyens de mesure en cours de production d'hydrocarbures.
a) on équipe ladite tige d'une pluralité de moyens de mesure répartis sur sa longueur et reliés par ladite ligne, lesdits moyens de mesure étant rigides et séparés par et reliés entre eux par des tronçons de matériau composite flexible, b) on enroule ladite tige équipée de ses moyens de mesure sur un touret, c) on introduit dans le puits ladite tige en déroulant celle-ci du touret, d) on place lesdits moyens de mesure de ladite tige au droit de la formation productrice, e) on transmet à la surface du sol les mesures effectuées par lesdits moyens de mesure en cours de production d'hydrocarbures.
8. Méthode selon la revendication 7, caractérisée en ce que pour exécuter l'étape d), on fixe des moyens de poussée sur l'extrémité supérieure de ladite tige.
9. Méthode selon la revendication 8, caractérisée en ce que lesdits moyens de poussée comportent des moyens d'étanchéité entre la tige et une colonne tubulaire introduite dans le puits, en ce que l'on pompe un fluide dans ladite colonne pour déplacer la tige vers le fond du puits.
10. Méthode selon l'une des revendications 8 ou 9, caractérisée en ce que l'on relie ladite tige à la surface par un câble fixé aux moyens de poussée, ledit câble comportant au moins une ligne de transmission, par exemple un conducteur électrique ou une fibre optique.
11 -Méthode selon la revendication 10, caractérisée en que l'on gère les mesures de la pluralité de moyens de mesure par des moyens électroniques situés à
l'extrémité
supérieure de ladite tige et reliés à la surface par au moins ladite ligne du câble.
l'extrémité
supérieure de ladite tige et reliés à la surface par au moins ladite ligne du câble.
12- Application de la méthode selon l'une des revendications 7 à 11 et du dispositif selon l'une des revendications 1 à 6 à un puits fortement incliné ou sensiblement horizontal dans une formation géologique productrice d'hydrocarbures.
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