WO2013144529A2 - Dispositif de colmatage de puits - Google Patents

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WO2013144529A2
WO2013144529A2 PCT/FR2013/050714 FR2013050714W WO2013144529A2 WO 2013144529 A2 WO2013144529 A2 WO 2013144529A2 FR 2013050714 W FR2013050714 W FR 2013050714W WO 2013144529 A2 WO2013144529 A2 WO 2013144529A2
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well
deployable
sealing device
drill pipe
reinforcing beams
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Jean-Paul TURCAUD
Patrice MASSONI
Jean-Pierre Mattei
Michel Jean Denis PROST
Guy SOMEKH
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Eltrova
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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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/134—Bridging plugs

Definitions

  • the invention relates to a device for sealing wells, in particular a device for plugging oil wells.
  • An object of the invention is to provide a well clogging device that is simple to perform while being effective.
  • a well sealing device comprising at least one pair of drilling tubes intended to be assembled to one another, the first tube of the pair of tubes. drilling device comprising on an external surface deployable locking means against a wall of the well to be sealed and the second drill pipe of the pair of drill tubes comprising wedging and securing means deployable in the well to be sealed.
  • both deployable locking means on the one hand, and secondly deployable securing and securing means allows to realize, within the well to be sealed, a plug made with the materials of the tube wall reinforced by the various means above.
  • the well clogging device according to the invention comprises at least one of the following technical characteristics:
  • the deployable locking means comprise a set of centrifugally deployable reinforcement beams uniformly distributed over a circumference of the outer surface of the first drill pipe;
  • each of the deployable reinforcing beams is fixed to recess with the first drill pipe at a central portion of each of the deployable reinforcing beams, each end of each of the deployable reinforcing beams being free;
  • each of the deployable reinforcing beams has a length of the order of one one third of the length of each deployable anchor beam
  • each end of each of the deployable reinforcing beams is thinned
  • each end of each of the deployable reinforcing beams is held against the outer surface of the first drill pipe by means of a fusible link;
  • the set of deployable reinforcing beams is arranged so as to deploy in a tulip shape
  • the deployable locking means comprise a set of cylindrical blocks of revolution coaxially received in the first drill pipe;
  • the first drilling tube comprises means for implementing a deployment of the deployable locking means
  • the means for implementing a deployment comprise a series of pre-calibrated energy charges, each of the energy charges being located opposite one end of the reinforcing beams deployable inside the first drill pipe:
  • the deployable wedging and securing means comprise a set of cylindrical blocks of revolution coaxially received in the second drill pipe;
  • a value of the length from one end to another of a cylindrical block at a longitudinal axis of the cylindrical blocks is approximately 15 to 20% greater than a value of a diameter of the well to be sealed; the ends of the cylindrical blocks are flat and inclined at an angle of 45 ° with respect to the longitudinal axis;
  • the second drilling tube comprises means for implementing a deployment of the set of cylindrical blocks
  • the means for implementing a deployment comprise a series of pre-calibrated energy charges, each of the energy charges being located at an interface between two adjacent cylindrical blocks;
  • Figure 1 is a schematic view of an installation of an offshore oil platform
  • FIG. 2 is a sectional view of a well made in a seabed in which has been brought a well sealing device according to the invention
  • FIG. 3 is an exploded view of a preferred embodiment of a first tube of the well clogging device according to the invention.
  • FIG. 4 is a sectional view along IV-IV of the first tube of Figure 3;
  • FIG. 5 is an exploded view of the second tube of the well clogging device according to the invention.
  • - Figure 6 is a sectional view along VI-VI of the second tube of Figure 5;
  • - Figure 7 is a view of the well to be sealed at the first tube of the sealing device according to the invention once the blocking means deployed;
  • Figure 8 is a sectional view similar to Figure 2 illustrating the well sealing device according to the invention once implemented.
  • the well sealing device in the context of an implementation of the invention in an oil well, in particular an oil well made by an oil platform on the high seas.
  • the well plugging device according to the invention is adaptable and usable with any type of well which needs to be plugged effectively, whether the latter is at sea, with or without a platform, or on the ground.
  • an offshore oil platform 1 is held in position using known means so that it can descend a tube 4 to the level of a well head 2 flush with the bottom F.
  • the oil platform 1, or any other suitable remote control device is capable of controlling the installation of a drilling device 3 made by a stack of tubes of drilling put end to end depending on the drilling depth to be reached.
  • the drill pipes are, except in special cases, standardized according to the API (American Petroleum Institute) standard. As a result, each drill pipe has a length of 30 feet (about 9 meters) for a diameter of 7 inches (17.78 centimeters) and a wall thickness of 3/8 inches (0.9525 centimeters). .
  • These drill pipes are made of AISI 4145H-modified steel.
  • the well sealing device according to the invention is arranged so as to to be able to adapt to such a line of drilling tubes and use as will be seen below such drill pipes as a base.
  • a well sealing device 10 according to the invention in situations where it is inserted within a wellbore P.
  • a set of plugging devices of well 10 according to the invention is positioned at one end of a string of drill pipes 3 to be brought by the oil platform 1 into the seabed F through the casing 4 and the well P.
  • the seabed F has two superposed layers Fi and F 2 .
  • the first upper surface layer Fi is a set of marine sediments deposited on a harder layer F 2 which is generally sandstone or shale or any other type of intrusive rock.
  • the casing 4 is extended, beyond the wellhead, until it touches the layer of intrusive rocks F 2 in order to allow the well P to cohere through the superficial layer Fi of marine sediments. .
  • the casing 4 is made at least from the wellhead 2 to the beginning of the layer of intrusive rocks F 2 .
  • two well clogging devices 10 according to the invention are successively positioned at the end of the drill string 3.
  • a head 5 is positioned to allow a good introduction of the assembly into the well to be sealed P and to hold in place the contents of the well sealing device 10 according to the invention.
  • invention which comprises two elements 100 and 200 that we will now describe.
  • the second element 200 comprises a drill pipe 201 similar to the normalized drill pipe previously described on an outer surface of the drill pipe 201, are here arranged several series of reinforcements 202.
  • the series three reinforcements 202 are uniformly distributed over a length of the drill pipe 201.
  • Each reinforcing series 202 comprises, here, six reinforcements 202, uniformly distributed over a circumference of the drill pipe 101.
  • These reinforcements 202 are presented under the form of a bar or a reinforcing beam positioned substantially parallel to an axis Xi of the drill pipe 201.
  • Each of the reinforcing beams 202 comprises three parts 204, 205, 206.
  • the portions 204 and 205 form the ends of the reinforcing beam 202 while the portion 206 corresponds to the central portion of the reinforcing beam 202.
  • Each of the reinforcing beams 202 is bonded to recess on the drill pipe 201 to the level of u of their central parts 206.
  • the embedded connection is made by a weld, for example.
  • the central portion 206 has a length of about one third of a total length of the reinforcing beam 202.
  • the total length of the reinforcing beams 202 is six feet (about 1.83 meters).
  • two series of successive reinforcing beams 202 are separated by a distance of 3 feet (about 0.91 meters) and the series of reinforcing beams 202 near the ends of the drill pipe 201 are separated from the respective ends of the tube. drilling 201 by a distance of 3 feet (or about 0.91 meters).
  • the reinforcing beams 202 At their end 204, 205, the reinforcing beams 202 have a chamfer 203 making it possible to thin the end 204, 205 of the reinforcing beams 202.
  • Such a configuration makes it possible to ensure good penetration of the second element 200 of the device well sealing device 10 according to the invention within the well to be sealed P, because the reinforcing beams 202 are mounted protruding on the outer surface of the drill pipe 201.
  • the end portions 204, 205 of each of the reinforcing beams 102 provided on the drill pipe 201 are free.
  • a weld point is made between each of the end portions 204, 205 of the reinforcing beams 202 and the drill pipe 201 so as to prevent any tearing of said reinforcing beam 202 during the phase descent of the well sealing device 10 according to the invention within the well P to be sealed.
  • This weld spot produced makes it possible to obtain a fuse link between the end beams 204, 205 of the reinforcing beams 202 and the drill pipe 201 on which said reinforcing beam 202 is arranged.
  • CT j is the perpendicular voltage expressed in MPa
  • M fz is the bending moment in N.mm -1
  • a is the thickness of the weld in millimeter
  • L the length of the weld in millimeter also.
  • the second element 200 of the well sealing device 10 comprises a set of energetic charges 214 which are placed inside the tube 201 facing each of the end portions 204, 205 of each of the reinforcing beams. 202.
  • These energetic loads 214 are calculated and arranged so as to generate the perpendicular tension ⁇ ⁇ which will make it possible to deform, by applying the bending moment M thus induced according to the preceding relation, end portions 204, 205 of the beams of FIG. reinforcement 200.
  • these energy charges are positioned in grooves 213 made in cylindrical metal blocks of revolution 210 drilled coaxially, longitudinally, of a conduit 212 and whose size is such that each of the charges 214 installed at the ends of each of the grooves 213 is found opposite the end portions 204, 205 of the reinforcing beams 202 provided on the outer surface of the drill pipe 201, such an arrangement is illustrated in the section of FIG. 4.
  • the blocks 210 are solid and present here ends perpendicular to the longitudinal axis Xi.
  • An end block 211 is provided so that all the blocks 210 and the end block 211 correspond to the length of the drill pipe 201 in which they are received.
  • each block 210 a set of radial channels 216 are arranged to connect the ends of the grooves 213 and the central conduit 212. These channels will allow to pass system elements. ignition of the energy charges 214 positioned at the ends of the grooves 213. The central channel 212 and the radial channels 216 are part of the ignition system energy charges 214.
  • the ends of the blocks 210 are inclined to form a bevel. Preferably, this inclination is of the order of 25 to 30 degrees with respect to the longitudinal axis Xi.
  • the energy charges 214 are directly attached to the inner surface of the drill pipe 201 without the use of blocks 210, 211 to maintain them.
  • the latter are dimensioned so as to allow to open the thickness of the drill pipe 201, to use the reinforcement bars 202 at their end 204, 205 the shape of grappling wings that will then take a tulip shape as shown in Figure 7 while tearing locally in enlarging a diameter of the well B to plug the rock wall forming the latter.
  • the radius of curvature after deformation of the end 204, 205 of the reinforcing beams 202 is determined from the Young's modulus value E and the moment quadratic I G z as well as the bending moment M fz as follows:
  • E Young's modulus is assumed to be of the order of 203 000 MPa for the steel used to make the reinforcing beams 202, the section of the latter being of the order of 2 x 3 cm (base x height) on a length of 6 feet (the central portion 206 of the reinforcing beams 202 having been welded over a length of 2 feet, or about 0.30 m), the bending moment is therefore estimated at using the formula above.
  • the blocks 210 are preferably made of a special steel whose hardness is 30 HRC with a maximum yield strength of 120,000 psi (827, 37 MPa ) with an average value of Charpy warranty of 24 ksi (165, 47 MPa) via the NACEMethod-D method.
  • the first element 100 comprises a well-standardized drilling tube 101 having a longitudinal axis X2 in which a set of wedge-shaped segments 112 are introduced coaxially.
  • Each of the wedge-shaped segments 112 has a cylindrical shape of revolution about the axis X2 as well as ends inclined with respect to said axis X2 by an angle ⁇ , preferably an angle of the order of 45 degrees.
  • ⁇ preferably an angle of the order of 45 degrees.
  • each of the segments 112 wedge-shaped has a length of the order of 1 foot (about 30 cm).
  • this length is chosen to be greater than a diameter of the section of the well to be sealed P where the well sealing device 10 according to the invention is intended to be used.
  • This dimensional superiority is of the order of at least 15 to 20%.
  • Each of the wedge-shaped segments 110 has, coaxially, a central channel 112 extending between each of the ends 113, 115 of the wedge-shaped segment 110.
  • Two end segments 111 are provided to perfectly occupy the Inside the drill pipe 100.
  • At each of the ends 113, 115 of the wedge-shaped segments 110 are arranged a set of radial channels 116 from the central channel 112 of the wedge-shaped segment 110 to a set of energy charges.
  • Each wedge-shaped segment 110 is made of a material preferably identical to that previously described for the blocks 210, 211 of the second element 200 of the well-clogging device 100 according to the invention.
  • the energetic charges 114 are arranged and calculated so as to allow the thickness of the drill pipe 101 to be opened and to release a mobility of each of the wedge-shaped segments 110 from one another so that they come to position askew in the well P to plug.
  • the actual pressure measured in the well P to be sealed which can reach up to 70,000 psi, ie 4825 bars, or even beyond, the dimensions of the drill rods 101, 201 (outside diameter and wall thickness), and
  • sealing devices 10 are prepared and verified. Only two will be implemented at the level of the well P to be sealed. If the objective of reducing 90 to 95% of the leakage flow at the wellhead 2 has not been completely achieved by means of the first two well blocking devices 10 according to the invention, the two other sealing devices 10 according to the remaining invention will be immediately activated and thus introduced subsequently into the well P to be sealed.
  • three subsea robots are positioned at the wellhead 2 to ensure the penetration into it of the rod train 3 comprising one or more sealing devices of well 10 according to the invention at the end of said train.
  • the first set of two clogging devices 10 of the well according to the invention is lowered to a depth of the order of 390 to 400 feet (about 119 to 122 m) below the bottom of the casing 4, so as to leave enough of height to allow the possible introduction of the second set of two well clogging devices 10 according to the invention so that the upper portion of the second set is found at a safety depth of at least 150 feet beyond- below the low point of said casing 4.
  • a previously installed ignition system allows to implement the energy charges 114, 214 in a predetermined order depending on the situation in which the game two well clogging devices 10 according to the invention are positioned.
  • the firing order can start with the highest element 100 and propagate to the lowest element 200 or conversely from the lowest element 200 to the highest element 100, or even be realized at the same time.
  • the series of explosions will have the effect of:

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Abstract

Le dispositif de colmatage de puits (10) comporte au moins une paire de tubes de forage (100,200) destinés à être assemblés l'un à l'autre, le premier tube de forage (200) de la paire de tubes de forage comportant sur une surface externe des moyens de blocage déployables contre une paroi du puits (P) à colmater et le deuxième tube de forage (100) de la paire de tubes de forage comportant des moyens de calage et de sécurisation déployables dans le puits (P) à colmater.

Description

« Dispositif de colmatage de puits »
L'invention concerne un dispositif de colmatage de puits, notamment un dispositif de colmatage de puits de pétrole.
Actuellement, dans le cadre de forages pétroliers, en particulier de très grandes profondeurs, généralement réalisés en haute mer, il n'y a pas de solution satisfaisante concernant la gestion d'une défaillance ou d'un accident se produisant au niveau du puits réalisé dans une épaisseur de la croûte terrestre afin d'atteindre une poche contenant des produits d'intérêt, notamment des hydrocarbures pétrolifères . Cette défaillance ou accident est la suite d'une présence de fuites par lesquelles les hydrocarbures, sous l'effet de très fortes pressions, de l'ordre de 2000 bars, voire 5000 bars ou plus, s'échappent vers la surface de manière difficilement contrôlable par l'installation en place. Jusque-là, une solution utilisée pour essayer endiguer ce genre de fuites est d'amener au niveau de la tête de puits située dans le fond marin une cloche qui est censée venir couvrir de manière étanche ladite tête de puits et ainsi endiguer la fuite d'hydrocarbures. Toutefois, un tel dispositif est loin d'être satisfaisant et ne peut retenir la fuite que durant une brève période, la cloche devenant rapidement inefficace du fait de la présence de très fortes pressions au sein de la poche d'hydrocarbures à laquelle donne accès le puits défaillant.
Un but de l'invention est de fournir un dispositif de colmatage de puits qui soit simple à réaliser tout en étant efficace. A cet effet, il est prévu, selon l'invention, un dispositif de colmatage de puits comportant au moins une paire de tubes de forage destinés à être assemblés l'un à l'autre, le premier tube de forage de la paire de tubes de forage comportant sur une surface externe des moyens de blocage déployables contre une paroi du puits à colmater et le deuxième tube de forage de la paire de tubes de forage comportant des moyens de calage et de sécurisation déployables dans le puits à colmater.
Ainsi, l'utilisation à la fois de moyens de blocage déployables, d'une part, et, d'autre part, de moyens de calage et de sécurisation déployables permet de réaliser, au sein du puits à colmater, un bouchon réalisé avec les matériaux de la paroi du tube renforcé par les différents moyens précédents.
Avantageusement, mais facultativement, le dispositif de colmatage de puits selon l'invention comporte au moins l'une des caractéristiques techniques suivantes :
- les moyens de blocage déployables comprennent un ensemble de poutres de renfort déployables de manière centrifuge, uniformément répartie sur une circonférence de la surface externe du premier tube de forage ;
chacune des poutres de renfort déployables est fixée à encastrement avec le premier tube de forage au niveau d'une partie centrale de chacune des poutres de renfort déployables, chaque extrémité de chacune des poutres de renfort déployables étant libre ;
la partie centrale de chacune des poutres de renfort déployables présente une longueur de l'ordre d'un tiers de la longueur de chacune des poutres d'ancrage déployables ;
chaque extrémité de chacune des poutres de renfort déployables est amincie ;
- chaque extrémité de chacune des poutres de renfort déployables est maintenue contre la surface externe du premier tube de forage au moyen d'une liaison fusible ;
- l'ensemble des poutres de renfort déployables est agencée de sorte à se déployer selon une forme de tulipe ;
- les moyens de blocage déployables comportent un ensemble de blocs cylindrique de révolution reçus de manière coaxiale dans le premier tube de forage ;
- le premier tube de forage comporte des moyens de mise en œuvre d'un déploiement des moyens de blocage déployables ;
les moyens de mise en œuvre d'un déploiement comprennent une série de charges énergétiques pré calibrées, chacune des charges énergétiques étant située en regard d'une extrémité des poutres de renfort déployables à l'intérieur du premier tube de forage :
les moyens de calage et de sécurisation déployables comportent un ensemble de blocs cylindrique de révolution reçus de manière coaxiale dans le deuxième tube de forage ;
- une valeur de la longueur d'une extrémité à une autre d'un bloc cylindrique au niveau d'un axe longitudinal des blocs cylindriques est supérieure de 15 à 20% environ d'une valeur d'un diamètre du puits à colmater ; - les extrémités des blocs cylindriques sont planes et inclinées selon un angle d'une valeur de 45° par rapport l'axe longitudinal ;
- deux extrémités d'un même bloc cylindrique sont inclinées l'une vers l'autre ;
- le deuxième tube de forage comporte des moyens de mise en œuvre d'un déploiement de l'ensemble de blocs cylindrique ;
les moyens de mise en œuvre d'un déploiement comprennent une série de charges énergétiques pré calibrées, chacune des charges énergétiques étant située à une interface entre deux blocs cylindriques adjacents ;
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront lors de la description ci-après d'un mode de réalisation préféré ainsi que de variantes. Aux dessins annexés :
la figure 1 est une vue schématique d'une installation d'une plateforme pétrolière en haute mer ;
- la figure 2 est une vue en coupe d'un puits réalisé dans un fond marin dans lequel a été amené un dispositif de colmatage de puits selon l'invention ;
- la figure 3 est une vue explosée d'un mode de réalisation préféré d'un premier tube du dispositif de colmatage de puits selon l'invention ;
- la figure 4 est une vue en coupe selon IV-IV du premier tube de la figure 3 ;
- la figure 5 est une vue explosée du deuxième tube du dispositif de colmatage de puits selon l'invention ;
- la figure 6 est une vue en coupe selon VI-VI du deuxième tube de la figure 5 ; - la figure 7 est une vue du puits à colmater au niveau du premier tube du dispositif de colmatage selon l'invention une fois les moyens de blocage déployés ; et,
- la figure 8 est une vue en coupe identique à la figure 2 illustrant le dispositif de colmatage de puits selon l'invention une fois mis en œuvre.
Dans la suite de la description, nous allons décrire le dispositif de colmatage de puits dans le cadre d'une mise en œuvre de l'invention dans un puits de pétrole, en particulier un puits de pétrole réalisé par une plateforme pétrolière en haute mer. Toutefois, le dispositif de colmatage de puits selon l'invention est adaptable et utilisable avec n' importe quel type de puits qui nécessite d'être colmaté efficacement, que ce dernier soit en mer, avec ou sans plateforme, ou encore à terre.
En référence à la figure 1, une plateforme pétrolière de haute mer 1 est maintenue en position à l'aide de moyens connus de sorte que celle-ci puisse descendre un tube 4 jusqu'au niveau d'une tête de puits 2 affleurant le fond marin F. A l'intérieur de ce tube 4, la plateforme pétrolière 1, ou tout autre dispositif de pilotage à distance idoine, est capable de piloter la mise en place d'un dispositif de forage 3 réalisé par un empilement de tubes de forage mis bout à bout en fonction de la profondeur de forage à atteindre. Les tubes de forage sont, sauf cas particulier, normalisés selon la norme API (American Petroleum Institute) . De ce fait, chaque tube de forage présente une longueur de 30 pieds (soit 9 mètres environ) pour un diamètre de 7 pouces (soit 17,78 centimètres) et une épaisseur de paroi de 3/8 pouces (soit 0,9525 centimètre). Ces tubes de forage sont fabriqués en acier AISI 4145H-modifié . Afin de faciliter la mise en œuvre et l'utilisation d'un dispositif de colmatage de puits selon l'invention dans le cadre d'une plateforme pétrolière de haute mer, le dispositif de colmatage de puits selon 1 ' invention est agencé de sorte à pouvoir s'adapter sur une telle ligne de tubes de forage et utilise comme cela sera vu ci-dessous de tels tubes de forage comme base. En référence à la figure 2, nous allons maintenant décrire un dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention dans des situations où ce dernier est inséré au sein d'un puits de forage P. Pour cela, un ensemble de dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention est positionné à une extrémité d'un train de tubes de forage 3 afin d'être amené par la plateforme pétrolière 1 au sein du fond marin F à travers le tubage 4 puis le puits P. De manière usuelle et simplifiée, à des fins d'illustrations, le fond marin F comporte deux couches superposées Fi et F2. La première couche superficielle supérieure Fi est un ensemble de sédiments marins déposés sur une couche F2 plus dure qui est généralement du grès ou du schiste ou tout autre type de roche intrusive. Afin de stabiliser le puits P, le tubage 4 est prolongé, au- delà de la tête de puits, jusqu'à effleurer la couche de roches intrusives F2 afin de permettre la cohésion du puits P à travers la couche superficielle Fi de sédiments marins. De ce fait, le tubage 4 est réalisé au minimum depuis la tête de puits 2 jusqu'au début de la couche de roches intrusives F2. Dans le cas décrit ici, deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention sont positionnés, de manière successive, à l'extrémité de train de tube de forage 3. A l'extrémité libre inférieure du deuxième dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention, une tête 5 est positionnée afin de permettre un bonne introduction de l'ensemble dans le puits à colmater P et de maintenir en place le contenu du dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention qui comporte deux éléments 100 et 200 que nous allons maintenant décrire.
En référence à la figure 3 et la figure 4, nous allons décrire dans un premier temps le deuxième élément d'un dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention. Le deuxième élément 200 comporte un tube de forage 201 semblable au tube de forage normalisé précédemment décrit sur une surface externe du tube de forage 201, sont agencées, ici, plusieurs séries de renforts 202. Dans le cadre illustré à la figure 3, les séries de renforts 202 sont au nombre de trois réparties uniformément sur une longueur du tube de forage 201. Chaque série de renfort 202 comporte, ici, six renforts 202, uniformément répartis sur une circonférence du tube de forage 101. Ces renforts 202 se présentent sous la forme d'une barre ou d'une poutre de renfort positionnée sensiblement parallèle à un axe Xi du tube de forage 201. Chacune des poutres de renfort 202 comporte trois parties 204, 205, 206. Les parties 204 et 205 forment les extrémités de la poutre de renfort 202 alors que la partie 206 correspond à la partie centrale de la poutre de renfort 202. Chacune des poutres de renfort 202 est liée à encastrement sur le tube de forage 201 au niveau de leurs parties centrales 206. La liaison à encastrement est réalisée par une soudure, par exemple. De préférence, la partie centrale 206 présente une longueur d'environ un tiers d'une longueur totale de la poutre de renfort 202. Dans le cadre d'un tube de forage normalisé de 30 pouces, la longueur totale des poutres de renfort 202 est de six pieds (environ 1,83 mètres) . Ainsi, deux séries de poutres de renfort 202 successives est séparées d'une distance de 3 pieds (environ 0,91 mètre) et les séries de poutres de renfort 202 proches des extrémités du tube de forage 201 sont séparées des extrémités respectives du tube de forage 201 par une distance de 3 pieds (soit environ 0,91 mètre) . Au niveau de leur extrémité 204, 205, les poutres de renfort 202 présentent un chanfrein 203 permettant d'amincir l'extrémité 204, 205 des poutres de renfort 202. Une telle configuration permet d'assurer une bonne pénétration du deuxième élément 200 du dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention au sein du puits à colmater P, du fait que les poutres de renfort 202 sont montées saillantes sur la surface externe du tube de forage 201.
Dans une première variante de réalisation, les parties d'extrémité 204, 205 de chacune des poutres de renfort 102 aménagée sur le tube de forage 201 sont libres. Dans une deuxième variante de réalisation, un point de soudure est réalisé entre chacune des partie d'extrémité 204, 205 des poutres de renfort 202 et le tube de forage 201 de façon à prévenir tout arrachement éventuel de ladite poutre de renfort 202 durant la phase de descente du dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention au sein du puits P à colmater. Ce point de soudure réalisé permet d'obtenir une liaison fusible entre les poutres d'extrémité 204 , 205 des poutres de renfort 202 et le tube de forage 201 sur lequel ladite poutre de renfort 202 est aménagée.
Une telle conformation des poutres de renfort 202 au niveau de leurs parties centrales 206 sur une surface externe du tube de forage 201 permet à ce qu'une tension perpendiculaire oL appliquée au niveau des parties d'extrémité 204, 205 des poutres de renfort 202 induisent un moment de flexion Mfz qui vérifie l'équation (1) suivante:
σ±=-— =—γΓ (1)
Zw a.L où CTj_est la tension perpendiculaire exprimé en MPa, Mfz est le moment de flexion en N.mm-1, moment de flexion à appliquer aux parties d'extrémité 204, 205 des poutres de renfort 202, a est l'épaisseur de la soudure en millimètre et L la longueur de la soudure en millimètre également .
Le deuxième élément 200 du dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention comporte un ensemble de charges énergétiques 214 qui sont placées à l'intérieur du tube 201 en regard de chacune des parties d'extrémité 204 , 205 de chacune des poutres de renfort 202. Ces charges énergétiques 214 sont calculées et agencées de sorte à générer la tension perpendiculaire σ± qui va permettre de déformer, en appliquant le moment de flexion M ainsi induit selon la relation précédente, des parties d'extrémité 204, 205 des poutres de renfort 200. Dans un premier mode de réalisation, ces charges énergétiques sont positionnées dans des rainures 213 réalisées dans des blocs métalliques de forme cylindrique de révolution 210 percés coaxialement , de manière longitudinale, d'un conduit 212 et dont le dimens ionnement est tel que chacune des charges 214 installée aux extrémités de chacune des rainures 213 se retrouve en regard des parties d'extrémité 204, 205 des poutres de renfort 202 aménagées sur la surface externe du tube de forage 201, une telle disposition est illustrée dans la coupe de la figure 4. Les blocs 210 sont massifs et présentent ici des extrémités perpendiculaires à l'axe longitudinal Xi . Un bloc d'extrémité 211 est prévu afin que l'ensemble des blocs 210 et du bloc d'extrémité 211 correspondent à la longueur du tube de forage 201 dans lequel ils sont reçus. De plus, au niveau de chacune des extrémités de chacun des blocs 210, un ensemble de canaux 216 radiaux sont aménagés afin de mettre en relation les extrémités des gorges 213 et le conduit central 212. Ces canaux vont permettre de faire passer des éléments du système d'allumage des charges énergétiques 214 positionnées au niveau des extrémités des gorges 213. Le canal central 212 ainsi que les canaux radiaux 216 font partie du système d'allumage des charges énergétiques 214. Dans une variante de réalisation, les extrémités des blocs 210 sont inclinées de sorte à former un biseau. De préférence, cette inclinaison est de l'ordre de 25 à 30 degrés par rapport à l'axe longitudinal Xi . Dans une troisième variante de réalisation, les charges énergétiques 214 sont directement fixées sur la surface interne du tube de forage 201 sans l'utilisation de blocs 210, 211 pour les maintenir.
Quel que soit le mode d'installation des charges énergétiques 214, ces dernières sont dimensionnées de sorte à permettre d'ouvrir l'épaisseur du tube de forage 201, d'employer les barres de renfort 202 au niveau de leur extrémité 204, 205 sous la forme d'ailes de grappin qui prendront alors aussi une forme de tulipe telle qu'illustré à la figure 7 tout en déchirant localement en agrandissant un diamètre du puits B à colmater de la paroi rocheuse formant ce dernier.
Dans le but d'ouvrir convenablement les poutres de renfort 202 en forme de tulipe, le rayon de courbure après déformation de l'extrémité 204, 205 des poutres de renfort 202 est déterminé à partir de la valeur module d' Young E et du moment quadratique IGz ainsi que du moment de flexion Mfz comme suit:
1 F T
P = -= - (2)
Mfz
E le module d' Young étant supposé de l'ordre de 203 000 MPa pour l'acier utilisé pour réaliser les poutres de renfort 202, la section de ces dernières étant de l'ordre de 2 x 3 cm (base x hauteur) sur une longueur de 6 pieds (environ 1,83 mètres) (la partie centrale 206 des poutres de renfort 202 ayant été soudées sur une longueur de 2 pieds, soit environ 0,30 m), le moment de flexion est donc estimé à l'aide de la formule ci-dessus. De là, il est évalué, à l'aide de ce moment de flexion ainsi estimé, la tension perpendiculaire (en accord avec l'équation (1) . Ceci permet de dimensionner les charges énergétiques 214, en prenant aussi en compte une évaluation de l'écart entre la paroi extérieure du tube de forage 201 et la paroi rocheuse du puits P ainsi que la nature de la roche formant ladite paroi du puits.
Dans le but de sécuriser l'effet des différentes charges énergétiques 214, les blocs 210 sont réalisés de préférence dans un acier spécial dont la dureté est de 30 HRC avec une limite d'élasticité maximale à atteindre de 120 000 psi (827 , 37 MPa) avec une valeur moyenne de Charpy garantie de 24 ksi (165, 47 MPa) via la méthode NACEMethod-D.
Nous allons maintenant décrire, en référence aux figures 5 et 6, le premier élément 100 du dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention. Comme pour le deuxième élément 200, le premier élément 100 comporte un tube de forage 101 ici normalisé présentant un axe longitudinal X2 dans lequel un ensemble de segments 112 en forme de coins sont introduits de manière coaxiale. Chacun des segments en forme de coin 112 présente une forme cylindrique de révolution autour de l'axe X2 ainsi que des extrémités inclinées par rapport audit axe X2 d'un angle a, de préférence un angle de l'ordre de 45 degrés. Au niveau de l'axe de révolution, X2, chacun des segments 112 en forme de coin présente une longueur de l'ordre de 1 pied (soit environ 30 cm) . De manière générale, cette longueur est choisie de sorte à être supérieure à un diamètre de la section du puits à colmater P où le dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention est destiné à être utilisé. Cette supériorité dimensionnelle est de l'ordre au minimum de 15 à 20%. Chacun des segments en forme de coin 110 comporte, de manière coaxiale, un canal central 112 s 'étendant entre chacune des extrémités 113, 115 du segment en forme de coin 110. Deux segments d'extrémité 111 sont prévus de sorte à parfaitement occuper l'intérieur du tube de forage 100. Au niveau de chacune des extrémités 113, 115 des segments 110 en forme de coin sont aménagés un ensemble de canaux radiaux 116 partant du canal central 112 du segment en forme de coin 110 vers un ensemble de charges énergétiques 114 positionnées sur une périphérie externe de chacune des extrémités 113, 115 des segments en forme de coin 110. Chacun des segments en forme de coin 110 est réalisé dans un matériau de préférence identique à celui précédemment décrit pour les blocs 210, 211 du deuxième élément 200 du dispositif de colmatage de puits 100 selon 1 ' invention .
Ici, les charges énergétiques 114 sont agencées et calculées de sorte à permettre d'ouvrir l'épaisseur du tube de forage 101 ainsi qu'à libérer une mobilité de chacun des segments en forme de coin 110 les uns des autres de sorte à ce qu'ils viennent se positionner de guingois au sein du puits P à colmater.
Nous allons maintenant décrire une mise en œuvre du dispositif de colmatage 10 selon l'invention qui vient d'être décrit. Il est à noter que le dimensionnement des différents éléments constituant le dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention se base sur les données du puits P à colmater relevées lors de son forage (appelé "well log" selon la terminaison anglo-saxonne) dans lesquelles se retrouvent:
- les caractéristiques réelles des couches traversées requises pour ajuster les charges énergétiques 114,214 ainsi que l'épaisseur réelle des différentes couches rencontrées Fi et F2,
- le diamètre réel interne du puits P à colmater au pied du tubage 4 de façon à pouvoir, ainsi , calculer l'écart entre la paroi intérieure dudit tubage 4 et les tubes de forage 101, 201 du dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention,
- la pression réelle mesurée au sein du puits P à colmater qui peut atteindre jusqu'à 70 000 psi, soit 4825 bars, voire au-delà, - les dimensions des tiges de forage 101, 201 (diamètre extérieur et épaisseur de la paroi) , et,
- les cartographies du sous-sol F dans les environs de la tête de puits 2.
Une fois l'ensemble de ces données obtenu, dans le cadre d'un puits de forage pétrolier, quatre dispositifs de colmatage 10 sont préparés et vérifiés. Deux seulement seront mis en œuvre au niveau du puits P à colmater. Si l'objectif de réduction de 90 à 95% du débit de fuite au niveau de la tête de puits 2 n'a pas été complètement atteint à l'aide des deux premiers dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention, les deux autres dispositifs de colmatage 10 selon l'invention restant seront immédiatement activés et donc introduits à la suite dans le puits P à colmater.
Dans le cadre d'un forage en haute mer, trois robots sous-marins sont positionnés au niveau de la tête de puits 2 afin de s'assurer la pénétration dans celle-ci du train de tige 3 comportant un ou plusieurs dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention au niveau de l'extrémité dudit train.
Dans un premier temps l'entrée dans le puits est préparée, pour cela les deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention sont descendus près de la tête de puits au bout du train de tige 3 à partir de la plate¬ forme pétrolière 1 située en surface. Ensuite, une coupure propre et nette du bloc obturateur du puits au- dessus de la tête de puits 2 qui peut être éventuellement endommagé est réalisée. Puis, les dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention sont doucement mais précisément introduits dans la tête du puits 2, sous le contrôle des robots sous-marins. Dès lors, l'ensemble est descendu au-dessus du bas du tubage 4 au sein de la couche F2 de roche intrusive de préférence de l'ordre d'au moins 150 pieds (environ 46 m) sous son point le plus bas. Ce minimum répond à titre impératif de sécurité car, d'une part, il s'agit de se positionner dans la formation rocheuse F2 de roche intrusive et, d'autre part, une partie supérieure du jeu de deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention soit positionnée à au moins 150 pieds au-dessous du bas du tubage 4 pour ne pas l'endommager. De ce fait, la tête 5 est descendue d'au moins une distance de 270 pieds (environ 82,3 m) au total de profondeur au-dessous du point bas dudit tubage 4. Toutefois, pour sécuriser une réduction de fuite d'au moins 90 à 95%, il faut prévoir éventuellement d'insérer un deuxième jeu de deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention. Ainsi, le premier jeu de deux dispositifs de colmatage 10 du puits selon l'invention est descendu à une profondeur de l'ordre de 390 à 400 pieds (environ 119 à 122 m) sous le bas du tubage 4, de manière à laisser suffisamment de hauteur pour permettre l'éventuelle mise en place du deuxième jeu de deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention de sorte que la partie supérieure de ce deuxième jeu se retrouve à une profondeur de sécurité d'au moins 150 pieds au-dessous du point bas dudit tubage 4.
Une fois le premier jeux de deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention en place, un système d'allumage préalablement installé permet de mettre en œuvre les charges énergétiques 114, 214 selon un ordre préétabli dépendant de la situation dans laquelle le jeu de deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention est positionné. L'ordre d'allumage peut commencer par l'élément 100 le plus haut et se propager vers l'élément 200 le plus bas ou bien inversement de l'élément 200 le plus bas vers l'élément 100 le plus haut, ou bien encore être réalisé en même temps. Quel que soit l'ordre d'allumage de l'ensemble des charges énergétiques, la série d'explosions va avoir pour effet:
- de déformer les barres de renfort 202 comme précédemment décrit qui vont alors s'ouvrir en tulipe, de disloquer, par conséquent, la paroi rocheuse du puits P à colmater situé en regard des différentes charges énergétiques, et de mettre de guingois l'ensemble des blocs 210 et des blocs des segments en forme de coin 110, comme cela est illustré à la figure 8;
- de permettre une élévation de température importante et rapide jusqu'à l'ordre de 3000° environ, et,
- de conduire à une expansion du volume aussi bien vers le haut du puits au-dessus des dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention que vers le bas en direction de la poche d'hydrocarbures dans laquelle débouche le puits P à colmater. Cette expansion de volume vers le bas va à l' encontre de l'écoulement des hydrocarbures dû à la pression régnant dans la poche dans lequel le puits P à colmater débouche. Ceci entraîne, juste après ladite série d'explosions, une contre- réaction qui va repousser violemment l'ensemble des roches disloquées, du gravier, du sable ainsi que des blocs 210 et des segments en forme de coin 110 vers le haut. Toutefois, du fait de la présence des blocs 210 et des segments 110 alors en guingois dans le puits P, ainsi qu'à la présence des poutres de renfort 202 déformées en forme de tulipes, un bouchon compact V se forme alors dans la partie supérieure du jeu de deux dispositifs de colmatage de puits 10 selon l'invention. La combinaison de la température élevée et de cette contre-réaction à très forte pression (de l'ordre de 5000 bars) va enclencher une réaction de vitrification du bouchon compact V au niveau du puits P à colmater où se trouvait le dispositif de colmatage de puits 10 selon l'invention supérieure et former ainsi un bouchon vitrifié V obturant complètement le puits P.
Bien entendu, il est possible d'apporter à l'invention de nombreuses modifications sans pour autant sortir du cadre de celle-ci.

Claims

R E V E N D I C A T I O N S
1. Dispositif de colmatage de puits (10) comportant au moins une paire de tubes de forage (100,200) destinés à être assemblés l'un à l'autre, caractérisé en ce que le premier tube de forage (200) de la paire de tubes de forage comporte sur une surface externe des moyens de blocage déployables (202, 210) contre une paroi du puits (P) à colmater et en ce que le deuxième tube de forage (100) de la paire de tubes de forage comporte des moyens de calage et de sécurisation déployables (110,111) dans le puits (P) à colmater, en ce que le premier tube de forage comporte des moyens de mise en œuvre (214) d'un déploiement des moyens de blocage déployables et en ce que les moyens de mise en œuvre d'un déploiement comprennent une série de charges énergétiques (214) pré calibrées, chacune des charges énergétiques étant située en regard d'une extrémité (204,205) des poutres de renfort déployables, à l'intérieur du premier tube de forage.
2. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens de blocage déployables comprennent un ensemble de poutres de renfort déployables (202) de manière centrifuge, uniformément répartie sur une circonférence de la surface externe du premier tube de forage.
3. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 2, caractérisé en ce que chacune des poutres de renfort déployables est fixée à encastrement avec le premier tube de forage au niveau d'une partie centrale (206) de chacune des poutres de renfort déployables, chaque extrémité (204,205) de chacune des poutres de renfort déployables étant libre.
4. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 3, caractérisé en ce que la partie centrale de chacune des poutres de renfort déployables présente une longueur de l'ordre d'un tiers de la longueur de chacune des poutres d'ancrage déployables.
5. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 3 ou 4, caractérisé en ce que chaque extrémité (204,205) de chacune des poutres de renfort déployables est amincie (203) .
6. Dispositif de colmatage de puits selon l'une des revendications 3 à 5, caractérisé en ce que chaque extrémité de chacune des poutres de renfort déployables est maintenue contre la surface externe du premier tube de forage au moyen d'une liaison fusible.
7. Dispositif de colmatage de puits selon l'une des revendications 2 à 6, caractérisé en ce que, l'ensemble des poutres de renfort déployables est agencée de sorte à se déployer selon une forme de tulipe.
8. Dispositif de colmatage de puits selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que les moyens de blocage déployables comportent un ensemble de blocs cylindrique de révolution (210,211) reçus de manière coaxiale dans le premier tube de forage.
9. Dispositif de colmatage de puits selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que les moyens de calage et de sécurisation déployables comportent un ensemble de blocs cylindrique de révolution (110,111) reçus de manière coaxiale dans le deuxième tube de forage .
10. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 9, caractérisé en ce que une valeur de la longueur d'une extrémité à une autre d'un bloc cylindrique au niveau d'un axe longitudinal des blocs cylindriques est supérieure de 15 à 20% environ d'une valeur d'un diamètre du puits à colmater.
11. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 9 ou 10, caractérisé en ce que les extrémités (213) des blocs cylindriques sont planes et inclinées selon un angle d'une valeur de 45° par rapport l'axe longitudinal.
12. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 11, caractérisé en ce que deux extrémités d'un même bloc cylindrique sont inclinées l'une vers 1 ' autre .
13. Dispositif de colmatage de puits selon l'une des revendications 9 à 12, caractérisé en ce que le deuxième tube de forage comporte des moyens de mise en œuvre (114) d'un déploiement de l'ensemble de blocs cylindrique.
14. Dispositif de colmatage de puits selon la revendication 13, caractérisé en ce que les moyens de mise en œuvre d'un déploiement comprennent une série de charges énergétiques (114) pré calibrées, chacune des charges énergétiques étant située à une interface entre deux blocs cylindriques adjacents.
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