[go: up one dir, main page]

FR2493394A1 - Procede et appareil pour former et utiliser un trou de sonde et tubage de revetement du trou de sonde - Google Patents

Procede et appareil pour former et utiliser un trou de sonde et tubage de revetement du trou de sonde Download PDF

Info

Publication number
FR2493394A1
FR2493394A1 FR8113874A FR8113874A FR2493394A1 FR 2493394 A1 FR2493394 A1 FR 2493394A1 FR 8113874 A FR8113874 A FR 8113874A FR 8113874 A FR8113874 A FR 8113874A FR 2493394 A1 FR2493394 A1 FR 2493394A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
formation
wall
drilling
borehole
pipe
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.)
Granted
Application number
FR8113874A
Other languages
English (en)
Other versions
FR2493394B1 (fr
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.)
DICKINSON III BEN
Original Assignee
DICKINSON III BEN
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 DICKINSON III BEN filed Critical DICKINSON III BEN
Publication of FR2493394A1 publication Critical patent/FR2493394A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR2493394B1 publication Critical patent/FR2493394B1/fr
Granted legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • E21B7/06Deflecting the direction of boreholes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/08Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/18Pipes provided with plural fluid passages
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E21B17/203Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with plural fluid passages
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E21B17/206Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with conductors, e.g. electrical, optical
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/22Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/12Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation systems
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/02Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/04Gravelling of wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/10Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E21B43/103Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • E21B7/06Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/067Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/18Drilling by liquid or gas jets, with or without entrained pellets

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

L'INVENTION CONCERNE UN PROCEDE ET UN APPAREIL POUR FORMER ET UTILISER UN TROU DE SONDE ET UN TUBAGE DE REVETEMENT DU TROU DE SONDE. CET APPAREIL COMPORTE UN TUBE EVERSIBLE 100 COMPORTANT UNE PAROI INTERIEURE 104 ET UNE PAROI EXTERIEURE 102 ACCOUPLEES ENSEMBLE A UNE EXTREMITE DE MANIERE A FORMER UNE ZONE DE RETOURNEMENT 106 AVANCEE DANS UNE DIRECTION EN VUE D'ACCROITRE LA LONGUEUR DU TUBE 100 SOUS L'ACTION D'UN FLUIDE, UN DISPOSITIF 110 DE FIXATION DE LA PAROI EXTERIEURE 102 ET UNE CANALISATION CENTRALE 122 DONT LA PAROI INTERIEURE 104 EST DEPLACABLE EN FONCTION DE L'AVANCEMENT DE LA ZONE DE RETOURNEMENT 106 ET AMENANT UN FLUIDE DE FORAGE SOUS PRESSION DANS LE SOL. APPLICATION NOTAMMENT AUX FORAGES PETROLIERS.

Description

1 2493394
Une forme de réalisation importante de l'appareil suivant la présente invention comprend un tube flexible allongé et éversible constitué sous la forme d'un diaphragme roulant qui sert d'écran pour séparer le fluide de forage qui est entraîné vers l'avant à l'intérieur d'un trou de
sonde dans une formation souterraine pétrolifère ou minéra-
lisée, par rapport à des déblais formant une boue et entraî-
nés vers l'arrière en direction de la surface du sol afin d'évacuer la zone souterraine. Le tube éversible comporte
une surface ou zone de retournement avant et un passage cen-
tral traversant cette zone et destiné à recevoir une canali-
sation centrale qui est apte à véhiculer un fluide de forage sous pression depuis une source de fluide vers l'extrémité avant ouverte de la canalisation centrale, à proximité de la zone de retournement du tube central. Le tube éversible est dirigé à l'intérieur de la formation souterraine et le
fluide de forage crée une boue avec les déblais de la forma-
tion au niveau de la zone de retournement, laquelle boue est dirigée vers l'extérieur du tube éversible et en arrière de la zone de retournement de manière à créer un canal pour le passage de la boue en direction de la surface de la formation. La zone de retournement est déplacée vers l'avant au moyen d'un fluide d'entraînement sous pression introduit
par pompage dans l'espace compris entre les parois intérieu-
re et extérieure du tube éversible, la paroi extérieure
étant maintenue dans une position fixe par rapport à un dé-
placement avant de la zone de retournement à travers le
trou de sonde. Comme cela sera explicité de façon plus dé-
taillée ci-après, ceci supprime essentiellement le frotte-
ment entre la paroi extérieure du tube éversible et la
formation environnante.
A titre d'exempleon a décrit ci-dessous et illustré schématiquement aux dessins annexés une forme de
réalisation du dispositif pour la mise en oeuvre de l'in-
vention.
La figure 1 est une vue en élévation latérale, en
coupe partielle, illustrant l'appareil selon la présente in-
vention et montrant un coude préprogrammé du tube éversible
et de la canalisation centrale de l'appareil selon l'inven-
tion;
2 2493394
la figure 2 est une vue en coupe transversale par-
tielle, à plus grande échelle et partiellement schématique, des extrémités supérieure et inférieure de l'appareil de la figure 1; la figure 3 est une vue en coupe transversale prise suivant la ligne 2-2 de la figure 2; la figure 4 est une vue en coupe transversale à plus grande échelle d'un ensemble de tête de forage situé sur
l'extrémité avant de l'appareil selon l'invention.
la figure 5 représente une vue en élévation partiel-
le à plus grande échelle d'un segment de pivotement du tube éversible muni de pinces préprogrammées; la figure 6 représente une vue en élévation latérale en coupe partielle d'un dispositif générateur de signaux, situé dans l'extrémité avant de l'orifice central et un poste de réception à distance destiné à recevoir les signaux en vue dé localiser le dispositif générateur de signaux la figure 7 est une vue en coupe transversale à plus grande échelle de l'extrémité avant de la conduite centrale, comportant un filtre à gravier logé dans le tube éversible de manière à former un tubage; la figure 8 représente le dispositif de la figure 7 logé dans un tubage extérieur classique destiné à servir de dispositif intérieur de filtrage à gravier; et la figure 9 est une représentation schématique d'un
système de forage mettant en oeuvre le principe de l'électro-
cinétique et dans lequel une électrode est disposée sur la tête de forage, tandis que l'autre électrode est installée
dans un tubage situé à distance.
En se référant aux figures 1, 2 et 3, on y voit illustrés les principes de fonctionnement de l'appareil
selon l'invention.
En se référant de façon spécifique à la figure 2, on voit que l'unité de forage selon la présente invention comporte un tube éversible et allongé, désigné globalement par la référence 100 et qui assume la fonction d'un diaphragme roulant qui se déplace vers l'avant d'une manière que l'on va décrire ci-dessous. Le tube 100 comporte des
parois tubulaires intérieure et extérieure souples, géné-
3 2493394
ralement de forme cylindrique, 102 et 104 interconnectées à leurs extrémités avant par une zone de retournement 106 apte
à être déplacée vers l'avant. Le tube est de préférence cons-
titué en un matériau tissé ou un tissu perméable et de haute résistance. Les parois extérieure et intérieure possèdent une ouverture à proximité de leurs extrémités arrière et définissent entre elles un espace annulaire 108 qui sert de passage pour le fluide d'entraînement provenant d'une source,
que l'on va décrire ci-après.
Il est prévu un dispositif réalisé sous la forme d'une bague annulaire de fixation 110 destinée à bloquer l'extrémité arrière de la paroi extérieure sur un support fixe (non représenté) dans une position fixe par rapport au déplacement de la zone de retournement 106. En aval de la bague de fixation 110, la paroi intérieure 104 constitue un
tube qui est entraîné vers l'avant par le fluide d'entra -
nement dans l'anneau 108. Dans une forme de réalisation pré-
férée, le tube 100 est relativement peu extensible et donc, afin de permettre à la paroi intérieure 104 de former une paroi extérieure 102 de diamètre plus important, la paroi 104 est constituée en un matériau suffisamment mou pour s'adapter à cette transformation, afin de fournir une paroi extérieure relativement longue, comme par exemple une paroi extérieure possédant une longueur finale de 60,96 à 91,44
mètres ou plus.
En amont ou en arrière de la bague de fixation 110, une longueur importante 104a de la paroi intérieure souple 104 peut être logée dans un espace relativement étroit comme par entassement ou pliage selon une configuration plissée ou repliée en accordéon, dans un logement tubulaire creux
plus large 112. Une admission 114 pour le fluide d'entraîne-
ment est ménagée dans l'espace compris entre la paroi repliée 104a et la paroi extérieure du logement 112. L'extrémité
arrière de la paroi intérieure 104a est scellée de façon ap-
propriée à la paroi intérieure du logement 112 au niveau de la bague 116 en amont de l'entrée 114. La paroi 104a étant
repliée de la manière illustrée, cette paroi traverse aisé-
ment l'anneau de la bague de fixation 110 sans créer une résistance exagérée au déplacement d'avance de la zone de
4 2493394
retournement 106. Afin d'empêcher qu'une partie de la paroi intérieure repliée 104a tombe de façon non contrôlée à
travers la bague de fixation 110 sous l'influence de la pesan-
teur, il est possible d'insérer dans le logement 112 un dis-
positif de retenue approprié non représenté. Sinon, on peut
placer sous pression le fluide d'entraînement envoyé à l'ori-
fice 114 en l'amenant à une pression supérieure à celle
d'un fluide pressurisé dirigé vers une entrée 118 communi-
quant avec l'intérieur de la paroi 104a de manière à repous-
ser celle-ci intérieurement contre une canalisation centra-
le 122 s'étendant à travers le tube 100 et que l'on va dé-
crire ci-après.
Un passage central 120 est défini à l'intérieur de la paroi intérieure 104. La conduite centrale 122 s'étend dans le passage 120 à travers le tube 100 en direction au moins de l'extrémité avant du passage central voisin de la zone de retournement 106. La canalisation 122 assume un nombre de fonctions incluant celle d'un support intérieur
ou d'un tubage robuste définitif pour le trou de sonde de-
vant être foré en utilisant la présente invention, et en tant que moyen pour diriger l'appareil de forage, comme décrit ci-après. Dans une forme de réalisation préférée, le tube est apte à être entraîné vers l'avant au moyen d'un contact par friction avec la surface voisine de la paroi intérieure 104 et à l'aide du fluide d'entraînement
pénétrant par l'entrée 118. Comme représenté, la cana-
lisation centrale 122 est creuse et définit un canal inté-
rieur 124 destiné à guider le fluide de forage depuis une
seconde source jusqu'à l'extérieur de l'extrémité de la cana-
lisation centrale et contre la formation souterraine devant
être forée.
En se référant à nouveau à la figure 2, on voit qu'un stabilisateur directionnel 126 monté en position
avant est prévu sous la forme d'un manchon ou d'une enve-
loppe tubulaire extérieure 128 et d'ailettes radiales es-
pacées 130, montées sur l'extrémité avant de la canalisation
centrale 122. L'enveloppe 128 possède un diamètre légère-
ment supérieur à la paroi extérieure 102 et s'étend axiale-
ment et concentriquement le long de la paroi à une distance
2493394
égale de préférence à une valeur comprise entre 1 à 4 fois le diamètre du tube 102. Une zone de retournement 106 se déplace vers l'avant en prenant appui contre les surfaces arrière des ailettes 130 et de l'enveloppe 128 de manière à faire avancer cette dernière. Les ailettes 130 sont de préférence des éléments analogues à des rayons disposés
radialement et qui s'étendent chacun sur une certaine dis-
tance le long de l'axe de l'enveloppe.
En se référant à la figure 3, qui représente une
forme de réalisation préférée, on voit que la paroi exté-
rieure 102 et la paroi intérieure 104 ainsi que la canalisa-
tion centrale 122 possèdent des sections transversales cir-
culaires et sont disposées concentr4quement les unes par rapport aux autres en définissant entre elles des espaces
intercalaires.
En se référant à nouveau aux figures 1 et 2, on
voit qu'un fluide d'entraînement est envoyé depuis une sour-
ce 132 àune pompe 134, pour pénétrer dans l'entrée 114 et circuler suivant la direction des flèches A. Simultanément le fluide de forage provenant d'une source 136 est envoyé par l'intermédiaire de la pompe 138 à travers l'anneau 140 du passage central 120, défini entre la face extérieure du conduit 122 et la surface intérieure de la paroi 104, tandis qu'un fluide d'entraînement provenant d'une seconde source 142 est envoyé par l'intermédiaire de la pompe 144 au centre de la canalisation centrale 122 souple dans son ensemble et
enroulée sur un tambour dans un logement 146. Il est possi-
ble de prévoir un galet 148 destiné à faire passer la canali-
sation centrale souple 122 d'une position horizontale à une position verticale en vue de sa descente à travers la bague annulaire de - fixation 110 dans le dispositif. En se référant de façon spécifique à la figure 2,
lors du fonctionnement, le fluide d'entraînement A est en-
traîné par pompage dans l'espace 108 compris entre les pa-
rois 102 et 104 en direction de la zone de retournement 106. Etant donné que la paroi extérieure 102 est fixée sur la bague 110, la paroi intérieure se déplace vers le bas et subit une transformation de forme de manière à constituer
6 2493394
la paroi extérieure au niveau de la zone de retournement de
manière à entraîner la zone de retournement dans un mouve-
ment d'avance.
En se référant à nouveau aux figures 1 et 2, le fluide de forage provenant de la surface est guidé à travers
un anneau 140 suivant une direction désignée de manière géné-
rale par la flèche B, et à travers un canal 124 de la canali-
sation 122, comme cela est représenté par la flèche C, de
manière à créer une zone B de boue fluidisée au moyen d'inter-
actions mécaniques, de la mécanique des fluides, thermiques et physicochimiques du fluide de forage avec la formation
située alentour. Pour un forage dans une formation pétroli-
fère, il est préférable d'utiliser un fluide de forage ser-
vant à fluidiser le pétrole en le plaçant dans une phase continue d'huile ou d'eau, comme cela sera décrit de façon plus détaillée ci-après. Dans tous les cas, la zone fluidisée de la boue, désignée par "D" sur la figure 2, est créée en avant de 'la zone de retournement 106, et il se forme un anneau extérieur 150 entre la paroi extérieure 102 et la formation disposée alentour, pendant le forage, cet anneau permettant le déplacement d'une boue de déblais suivant la direction des flèches E. Lorsque la boue atteint la surface ou un autre emplacement adéquat, il est possible de la pomper par l'intermédiaire d'une canalisation 152, au moyen d'une pompe 154, pour l'amener dans un puits 156 à la surface 158 de la formation. De préférence,on prévoit un support et une fondation classiques appropriés 159 dans le sol en vue de loger et de soutenir l'extrémité supérieure
du système. Comme cela est illustré sur la figure 1, une ca-
ractéristique importante de la présente invention est la possibilité de faire tourner ou de couder le tube éversible
dans une direction prédéterminée, de manière à lerecour-
ber pour l'amener suivant une direction horizontale et même de le couder ou de le faire tourner à nouveau, comme par
exemple en direction de la surface.
Une autre caractéristique importante de l'invention est la lubrification offerte en propre par la pression d'un fluide de guidage disposé dans l'espace annulaire compris entre la paroi tubulaire intérieure 104 et la canalisation
7 2493394
centrale 122. Le fluide de guidage peut être envoyé à partir de la source 118 et/ou par suintement à travers la paroi intérieure 104, à l'emplacement o cette paroi est perméable aux liquides (par exemple par réalisation au moyen d'un tissu possédant la perméabilité désirée). La lubrification résultante permet un déplacement avec glissement à faible frottement entre la paroi intérieure 104 et la canalisation centrale 122, ce qui permet à la paroi intérieure 104 de s'avancer à une vitesse
double de celle de la canalisation centrale.
L'appareil selon la présente invention peut mettre en oeuvre une technique consistant à former tout d'abord un trou de sonde principal dans une formation souterraine à l'aide d'un trépan rotatif classique, en retirant le trépan et en chemisant ou en blindant le trou de forage principal
et en réalisant ensuite un ou plusieurs trous de sonde laté-
raux s'écartant à partir du trou de forage principal au
moyen de l'appareil représenté sur les figures 1 et 2.
En se référant à la figure 4, on y voit représentée une vue à plus grande échelle de l'extrémité avant du tube éversible 100, avec un fluide d'entraînement circulant dans
le tube 100 et repéré par la flèche A, dans la partie annu-
laire 108. Comme cela est représenté, le fluide de guidage
et le fluide de forage, qui se déplacent suivant la direc-
tion respective des flèches B et C, sont entraînés vers le bas par pompage à l'intérieur de la canalisation centrale 122 et dans la zone enserrée entre la paroi intérieure 104 et la canalisation centrale 122. Une forme préférée de la canalisation centrale 122 comporte une partie avant 122a constituée en un matériau relativement rigide et non poreux
et raccordée à son extrémité arrière à une partie hélicol-
dale métallique souple 122b pouvant être coudée ou fléchie de manière à prendre une autre direction en réponse à l'application d'un moment de flexion à la partie 122b. La partie hélicoïdale 122b est perméable aux liquides et, comme cela sera indiqué ci-après, peut constituer une paroi intérieure perméable de support pour le tubage du trou de sonde, qui est foré au moyen du fluide de forage circulant
dans la canalisation centrale 122.
Le degré de flexibilité des parties de la canalisa-
tion centrale ra2 a un effet important sur l'aptitude de cette canalisati4n centrale et du tube éversible à suivre normalement un trajet en ligne droite et à obliquer ou pivoter aisémenéelors de l'actionnement d'un mécanisme de guidage préprogbammé porté par la canalisation centrale. En ce qui conceftie le déplacement en ligne droite, il est
souhaitable que-l'extrémité avant de la canalisation cen-
trale soit relativement rigide ou raide. D'autre part, dans la zone de la canalisation centrale,qui est souhaitable pour le pivotemeFtt, il est préférable que cette canalisation soit suffisamment souple pour pouvoir pivoter, tout en étant
encore suffisamment rigide pour fournir une structure robus-
te destinée à être utilisée comme tubage définitif du trou de sonde obtenu. En se référant à la figure 4, on voit : 15 qu'un excellent lmatériau souple utilisable à cet effet est constitué par us partie hélicoidale cylindrique en acier 122b. On'a trouv&-que, pour obtenir une stabilité axiale, il est préférable dblprévoir pour la canalisation centrale une partie avant rigide 122a possédant une longueur égale à -20 une valeur comprise entre 5 et 25 fois le diamètre de la paroi intérieurgiú04. La longueur maximale de la partie rigide est déterid&ée par le rayon de courbure du trou de
sonde désiré, qii,est admissible pendant le forage. C'est-à-
dire que si l'extrémité avant 122a est entièrement rigide,
la courbure est déterminée par la longueur de la corde diago-
nale entre le boid avant de la canalisation centrale 122 et
l'extrémité de la--partie rigide.
En se réfBrant aux figures 1 et 4, on y voit repré-
sentée schématiqcement une forme de réalisation de l'inven-
tion utilisant un4:tête de forage désignée d'une manière
générale par la référence 160. La pression et le débit re-
quis du fluide dédforage dans la canalisation centrale sont considérablementaégduits,grâce à l'utilisation d'orifices
164 de restricticndu débit ou de répartition de l'écoule-
ment dans la tête de forage 160. Les orifices 164 peuvent être répartis sut-sle pourtour de la tête. L'intérieur de la tête 160 est formée d'une cavité en communication du
point de vue kydraulique avec le canal 124. Le ou les orifi-
ces 164 sont adaptés de manière a transmettre et répartir
9 2493394
le fluide de forage.
Les débits du fluide de forage à travers la tête 160
peuvent varier de façon importante, selon le type de la for-
mation environnante et selon le type particulier de fluide d'entraînement. Cependant, à titre d'exemple, dans le cas d'une tête de forage d'un diamètre de 5,08 cm, on a trouvé qu'une vitesse d'écoulement appropriée s'étage entre 0,305
mètre/seconde et 3,05 mètres/seccnde.
On va se référer à nouveau à la figure 4 sur la-
quelle se trouve représenté un type de montage de la tête de forage 160 sur la canalisation 122. Selon ce montage, il est prévu une enveloppe cylindrique 166 raccordée de façon appropriée à la tête 160 au moyen d'une liaison à vis 168. De façon similaire,l'enveloppe 166 est raccordée au
niveau d'une extrémité intérieure intermédiaire à l'extré-
mité avant de la canalisation 122 au moyen d'une liaison à
vis 170. En soi l'enveloppe 166 est un organe de raccorde-
ment entre la tête 160 et la canalisation 122. Cet organe
de raccordement est creux de manière à permettre l'écoule-
ment du fluide d'entraînement dans la canalisation 122 et
dans la tête creuse 160 et à permettre à la surface périphé-
rique du tube 100 de se retourner et de fournir ou de réali-
ser un support pour la tête 160 à partir du tube 100.
Il est prévu une enveloppe cylindrique 166 compor-
tant une paroi arrière extérieure cylindrique 166a, relative-
ment mince, s'étendant en arrière d'une bague annulaire,
166b formant surface d'appui. La force du fluide d'entraîne-
ment présent dans l'espace annulaire 120, qui agit sur la surface de retournement 106, est appliquée contre la face
plane arrière de la bague d'appui 166b de manière à la re-
pousser vers l'avant en réponse à l'action de la pression
du fluide d'entraînement contre la surface de retournement.
Le fluide d'entraînement fuit ou s'échappe à l'inté-
rieur du canal de retour le long de la paroi extérieure 102 du tube éversible 100, par suite de la réalisation de ce
dernier avec un tissu possédant la perméabilité désirée.
De façon similaire le fluide d'entraînement s'échappe inté-
rieurement à travers une paroi intérieure 104 de manière à permettre un déplacement de glissement avec un faible
2493394
frottement entre cette paroi intérieure et la canalisation centrale. Cette fuite en association avec l'écoulement du liquide entre la canalisation centrale 122 et la paroi 104,
fournit une source de liquide sortant par l'extrémité arriè-
re de la paroi de l'enveloppe 166, dans une direction orien-
tée d'une manière générale le long de l'axe de la canalisa-
tion centrale, comme cela est représenté par la flèche F sur la figure 4. Ceci entraîne une fluidité accrue en cet endroit, ce qui facilite le déplacement vers l'arrière de
la boue formée par les déblais.
En se référant à nouveau à la figure 4, on y voit
représenté un type d'effet sur la formation souterraine en-
vironnante dans laquelle la tête de forage se déplace suivant une direction globalement horizontale. On a trouvé que la zone désignée par lettre G et entourant directement la tête
au voisinage des. orificesentraine la formation de dé-
blais qui se mélangent au fluide de forage de manière à former une boue mobile. La majeure partie des déblais sont formés autour de la tête 160. Les déblais et le fluide de
forage forment également une boue fluidisée située en géné-
ral autour de la tête 160. Une telle boue est dirigée paD-
dessus la surface de la tête de forage 160 et vers l'arrière dans un canal extérieur à la canalisation centrale et dans
son ensemble parallèle à l'axe de cette dernière.
Directement à l'extérieur de cette boue fluidisée se trouve une zone H dans laquelle la pression à l'intérieur des pores de la formation souterraine peut être affectée par le fluide de forage en vue de faciliter le déplacement de la tête de forage à travers ladite formation. La figure 4 illustre un phénomène avantageux qui se produit lorsque la
tête de forage 160 se déplace suivant une direction horizon-
tale. En effet,il se forme naturellement, au-desous de la tête de forage, une accumulation de particules plus lourdes que celles présentes audessus de la tête de forage. Cette accumulation désignée d'une manière globale par la lettre I est formée par la ségrégation et le dépôt des particules les plus lourdes et les plus grosses provenant de la boue se déplaçant vers l'arrière, d'une manière analogue à ce
que réalise un lit de béton en déplacement. Cette accumula-
il 2493394 tion fournit un support et une stabilité correspondantes de
déplacement à la tête 160 suivant la direction horizontale.
Comme cela est en outre représenté sur la figure 4,
au niveau de l'extrémité arrière de l'enveloppe 166, l'écou-
lement du fluide vers l'arrière et vers le haut conformément à la flèche E provoque une nouvelle formation progressive et continue de cette accumulation I. Les déblais de forage les plus lourds tombent progressivement selon une disposition en dégradé au-dessous du tube de forage de manière à créer une fondation robuste au-dessous du tube. La boue formée
des déblais plus légers se déplace le long de la partie su-
périeure du tube 100 ou suivant la direction E de manière à
atteindre la surface.
La tête de forage représentée 160 présente un cer-
tain nombre d'avantages importants. Dans le cas de matériaux différents constituant la formation souterraine, il est possible de modifier la densité de la tête par rapport à l'enveloppe. Si, dans une formation particulière, la tête tend à se déplacer suivant une direction ascendante par flottement plutôt que suivant une direction horizontale désirée, cet effet peut être contrebalancé au cours de la poursuite du forage en constituant la tête en un matériau
relativement dense. Inversement,si la tête de forage a ten-
dance a s'enfoncer plutôt qu'à remonter, il est possible de réduire la densité du matériau au cours de la poursuite du
forage dans cette formation.
En se référant maintenant d'une manière générale à la figure 5, on y voit représenté un mode d'utilisation visant à provoquer un coude ou un pivotement du tube 100 et sur cette figure le tube 100 comporte en effet un segment de pivotement disposé axialement dans le tube et installé au
départ sur la paroi intérieure 104 du tube, puis se dépla-
çant en passant par la zone de retournement 106 pour venir
sur la paroi extérieure du tube. Le matériau le plus appro-
prié pour ce type de mécanisme de rotation est un matériau
tissé robuste analogue à un tissu tissé avec une configura-
tion normale d'armure, représentée sous la forme du segment
172 de la figure 5. Ce type de configuration évite une tor-
sion du matériau>étant donné que l'état d'énergie minimale
12 2493394
pour la partie axiale (chaîne) des fibres est que celles-
ci restent axiales tandis que les autres fibres (trame)
restent circonférentielles. On a trouvé qu'un tissu tubu-
laire de ce type ne se torsade pas lorsque les fibres axia-
les individuelles sont disposées suivant une direction axiale extrêmement stable, de sorte que les segments de pivotement restent avec la même orientation angulaire par
rapport à l'axe du tube 100 au cours du forage. Ceci signi-
fie qu'un coude préprogrammé en utilisant un tube de ce type est fortement prévisible. Des fibres appropriées de haute résistance destinées à être utilisées pour le tube peuvent être du type "Nylor"ou aramide (polyamide aromatique), qui peuvent être renforcées en supplément. Des aramides convenables sont disponibles dans le commerce,par exemple sous la marque commerciale déposée Kevlar 29 ou 49 de la société Du Pont. D'autres fibres à résistance élevée peuvent être utilisées seules ou en combinaison avec les fibres de "Nylon" ou d'aramide suivant les directions de chaîne ou de trame. En se référant à nouveau à la figure 5, on voit que le segment de pivotement du tube 100 comporte des parties distantes axialement en forme de bandes (pinces) possédant
une -longueur circonférentielle effective raccourcie par rap-
port à la circonférence du segment dé pivotement qui provo-
que un pivotement du tube suivant la direction de la partie raccourcie en forme de bande lorsque la paroi intérieure
104 du tube 100 se déplace au niveau de la zone de retourne-
ment. Les parties rétrécies en forme de bande 5 sont formées par des replis ou des pinces circonférentielles cousus 174,
situés à une distance axiale réciproque prédéterminée sui-
vant une distance circonférentielle partielle prédéterminée
du segment de pivotement de manière à obtenir un coude possé- dant un rayon désiré. Chacune des pinces est formée en soi par la couture
* d'une petite partie de tissu provenant de la surface extérieure en tissu du tube 100 lui-même en formant une collerette circonférentielle qui peut s'étendre sur un
angle de quelques degrés jusqu'à 180 sur la circonférence.
L'objectif est d'obtenir un rétrécissement d'un côté du tube iOO de telle manière que, lorsque la paroi intérieure
13 2493394
104 passe par la zone de retournement 106 pour devenir la paroi extérieure 102, elle présente une série de pinces telles que représentées sur la figure 5, ce qui provoque la
création d'un coude.
En se référant à la figure 4, on voit qu'il est préférable d'installer un revêtement extérieur perméable ou imperméable 176, servant à assumer deux fonctions distinctes, sur la canalisation centrale 122. En supposant qu'il est souhaitable de maintenir des différences de pressions dans les fluides de forage circulant à l'intérieur et autour de
la canalisation centrale 122, le revêtement peut être imper-
méable de manière à séparer ces écoulements. En outrele revêtement fournit une protection vis-à-vis d 'un accrochage des pinces dans le ressort hélicoidal 122b, étant donné que
ces pinces sont situées sur la paroi intérieure.
On va se référer à la figure 6, qui représente des
dispositifs de positionnement pour la canalisation centrale.
Le dispositif 180 destiné à produire un signal du type acous-
tique, électrique, électromagnétique ou sismique, est monté sur l'extrémité avant de la canalisation 122 et sert de transpondeur. Il est prévu un dispositif destiné à recevoir ou à détecter le signal, en des postes 182 à la surface du sol de manière à repérer l'extrémité avant sur une base triangulaire. Si on le désire, il est possible de monter un trépan rotatif actionné par un fluide sous pression (tel qu'un moteur Moineau utilisé en-tant que moteur de forage du type vendu dans le commerce sous la marque déposée Dyna-Drill par
la société Smith Internationl, Inc. de Irvine, Califor-
nie, Etats-Unis d'Amérique) sur l'extrémité avant de la canalisation centrale 122 de manière à briser des quantités
limitées d'une formation consolidée. Un tel trépan est des-
cendu dans le trou de sonde uniquement si cela est nécessai-
re, ou bien peut être monté en permanence, mais non actionné, jusqu'à ce que le matériau consolidé soit atteint. Le fluide de forage circule à l'intérieur de la canalisation
centrale 122 et pénètre dans la formation souterraine.
Il est possible d'utiliser tout un ensemble de différents fluides de forage, coFume par exemple des fluides
14 2493394
aqueux ou à base d'huile, et toute une gamme de fluides ayant des viscosités faibles ou élevées. On peut utiliser de
l'huile ou un solvant à base d'huile pour faciliter la péné-
tration dans certaines formations. Dans d'autres formations, il peut être souhaitable d'utiliser un fluide de forage de
type aqueux afin d'émulsionner la phase formée par l'huile.
Un fluide de forage aqueux préféré contient une solution aqueuse d'hydroxyde ou de sel d'un métal alcalin monovalent (par exemple le sodium) avec un pH alcalin égal au moins à 8,5 et de préférence à 11,0.Il s'avère que ce système forme un agent tensio-actif in situ par réaction avec les acides organiques contenus dans l'hnile de manière à faciliter ainsi la rupture de la structure de la formation souterraine et la formation d'une boue. En outrezcette base sert de source de force ionique élevée permettant
d'obtenir les effets avantageux d'une déstabilisation émulsi-
ve de l'interface huile-eau, comme indiqué ci-dessus. A ce sujet, des sels tels que le chlorure de sodium dans de l'eau salée peuvent contribuer à réaliser un effet déstabilisateur
similaire, mais peuvent être la cause d'autres problèmes.
Un autre fluide de forage contient, en tant qu'agent tensio-
actif, des sels sulfonés de molécules d'huile.
En se référant à la figure 7, on y voit représentée une autre forme de réalisation de la présente invention, comportant un matériau 184 constitué par.un filtre à gravier classique, qui est introduit par pompage à l'intérieur du tube 100 et qui refoule le fluide d'entraînement une fois que le trou de sonde a été achevé. Un tel filtre à gravier élimine par filtrage le sablede sorte que ce dernier ne retourne pas dans le trou du puits chemisé ou blindé. A ce sujetil est préférable de réaliser la canalisation centrale sous la forme d'une hélice en acier flexible comportant des spires situées à un écartement approché respectif compris
entre 0,0381 cm et 0,0762 cm de manière à fournir une struc-
ture de support pour le filtre à gravier et à former de cette manière un système de production en place. On pourrait utiliser cette même technique pour réaliser une isolation thermique d'un tubage par remplacement du filtre à gravier par un matériau fluide qui est thermiquement isolant une
2493394
fois en place.
Dans une autre forme de réalisation représentée sur la figure 8, l'appareil selon la présente invention est descendu à l'intérieur d'un tubage classique 186 d'un trou de sonde, constitué par exemple par un revêtement fendu,
avec remplissage ultérieur par du gravier de manière à réali-
ser un filtre à gravier 188 dans un trou de sonde foré de
façon classique.
En se référant à nouveau à la figure 1, on voit
qu'un dispositif général central en forme de colonne verté-
brale 190 comporte au moins une section qui limite le dépla-
cement de l'ensemble de la tête de forage à un plan fixe, tout en permettant à l'ensemble de se déplacer librement selon une trajectoire incurvée ou linéaire à l'intérieur de ce plan. Plusieurs tubes relativement rigides 192 sont interconnectés bout à bout au moyen d'attaches sensiblement rectangulaires 194. L'ensemble des attaches sont orientées suivant la même direction et sont réalisées en matière plastique, en tôle ou en un matériau analogue, ce qui permet à chaque attache d'être fléchie autour d'un axe transversal par rapport à sa largeur, tout en ne pouvant pas être fléchi
librement dans une autre direction. De cette manière l'ensem-
ble fonctionne à la manière d'une colonne vertébrale en per-
mettant un mouvement de flexion libre dans un seul plan.
Dans la forme de réalisation de la figure 9, on a
appliqué à la présente invention le principe de l'électro-
cinétique, par application d'un champ électrique. Un tel champ peut provoquer la migration de l'eau vers le voisinage
de l'extrémité avant du système de forage de manière à faci-
liter la formation d'une boue et à faciliter de ce fait le forage. Il est bien connu que, lorsqu'un courant continu est appliqué entre une anode et une cathode, dans une formation
souterraine, l'eau tend à migrer en direction de la cathode.
Ce phénomène est connu sous le terme d'électro-osmose. Ainsi selon une forme de réalisation importante de la présente invention, on dispose une cathode sur ou à proximité de
l'extrémité avant du système de forage de manière à provo-
quer une migration de l'eau en cet endroit. Eventuellement on peut provoquer cette migration en utilisant un courant
16 2493394
alternatif. L'utilisation d'un champ électrique conformément à la présente invention s'applique également à la migration de particules chargées. Ceci est important,étant donné qu'une formation souterraine contient de nombreuses parti- cules chargées. Par exemplelargile est de façon typique
chargée négativement. Ainsi, en appliquant une charge néga-
tive à l'extrémité avant du système de forage, la résistance à la pénétration est réduite non seulement parce que le système tend à attirer l'eau, mais également parce qu'il tend à repousser l'argile ou d'autres particules chargées - négativement et présentes dans son voisinage et à accroître
la pression interstitielle en amont du trépan.
En se référant à nouveau à la figure 9, on voit que l'extrémité avant d'une tête de forage, du type représenté
sur la figure 4,est constituée par un matériau électrique-
ment conducteur, comme par exemple un métal, et est raccordée par un fil isolé 220 à la borne négative d'une source de production de courant direct, non représentée et située en surface. Un trou de forage vertical 222 est situé à une certaine distance du système de forage, comme indiqué précédemment. Une électrode 224 est raccordée à un fil isolé
226 qui est relié à la borne positive d'une source d'alimen-
tation en courant continu, non représentée. Par suite du raccordement de cette source de courant continu, l'eau
émigre en direction de la tête de forage 160 chargée négati-
vement de manière à faciliter le déplacement de la canalisa-
tion à travers le sol. De cette manièreile courant fournit un trajet de résistance moindre en direction de l'anode 222, qui est enterrée à une profondeur prédétermnée dans le tubage
du puits à une certaine distance de la tête de forage 160.
Un avantage important de cette configuration devient évident lorsque l'on fait obliquer le système de forage depuis une position verticale dans une position horizontale ou inclinée en direction du tubage 222, au moyen d'une technique de pivotement du type décrit dans la demande de brevet citée en premier. De façon spécifique, le champ électrique non seulement réduit d'une manière générale la résistance de la formation à la pénétration de la tête de forage, mais
17 2493394
provoque également un mouvement de la tête de forage, de préférence en direction du tubage du puits, étant donné
que la résistance réduite se situe sur une trajectoire al-
lant de la tête de forage 166 à la cathode 224.L'appareil selon l'invention fournit ainsi une assistance supplémentai-
re de guidage.
Selon une autre procédure utilisant la configuration générale de la figure 9, la tête de forage 160 est chargée
positivement et une électrode 222 est chargée négativement.
De l'hydroxyde de sodium aqueux est introduit par pompage dans la formationde telle sorte que les ions sodium sont pompés à partir de la tête de forage en direction du trou de forage 222. En soi ce système est utilisé en tant que
dispositif de pompage du sodium. De tels ions sodium for-
ment des agents tensio-actifs in situ avec les groupements carboxyle des gisements de pétrole dans la formation de manière à faciliter l'enlèvement de ce dernier. Selon un processus associé, une solution d'eau contenant des sels de chlorure de sodium est déjà présente dans la formation ou bien est introduite par pompage dans cette formation par
l'intermédiaire de la tête de forage. Dans le champ électri-
que existant, les ions sodium du sel s'ionisent et émigrent en direction de la tête de forage en formant,d'une façon similaire, un agent tensioactif avec les gisements de
pétrole.
Dans une autre forme de réalisation (non représentée) la position de la tête de forage peut être contrôlée à l'aide d'un transducteur de pression hydrostatique classique monté à proximité de ou sur là tête de forage afin de se déplacer avec cette dernière. C-e transducteur fournit une indication de la pression hydrostatique au niveau de la tête de forage qui, à son tour, peut être aisément convertie en la profondeur à laquelle la tête de forage est située
par rapport au niveau du sol. A cette fin, il faudrait pré-
voir des moyens câblés appropriés véhiculant le signal en-
tre le transducteur et le niveau du sol. Le dispositif de contrôle de position comporte également une jauge unique pour la mesure d'une longueur de câble lorsque ce dernier
est entraîné dans le sol avec la tête de forage.
18 2493394
Le dispositif global de contrôle de position compor-
te plusieurs électrodes incluant une électrode mobile raccor-
dée au voisinage de la tête de forage ou bien montée sur cette tête, et plusieurs électrodes fixes disposées au-dessus du sol en étant espacées les unes par rapport aux autres
de manière à former un réseau approximativement rectangulaire.
Il est prévu des moyens électriques appropriés pour maintenir un potentiel de tension entre l'électrode mobile et chacune des électrodes fixes. L'électrode mobile étant située à une
profondeur quelconque donnée par rapport au sol, le poten-
tiel entre cette électrode et les électrodes fixes dépendra
de la distance entre ces électrodes.
On va fournir ci-après des données complémentaires concernant la nature de la présente invention, sur la base
d'un exemple spécifique.
EXEMPLE
Un modèle du système selon la présente invention à l'échelle du laboratoire est construit de la manière suivante: l'ensemble de forage comporte une canalisation centrale munie d'un élément avant rigide réalisé au moyen d'un tube flexible possédant un diamètre situé dans la gamme comprise entre 1,27 cm et 3,81 cm. La canalisation centrale
est raccordée au niveau de son extrémité arrière à un seg-
ment de canalisation en polyéthylène souple de même diamè-
tre. Un tube éversible extérieur flexible à deux couches, constitué par un tissu de "Nylon"', est disposé autour du segment de canalisation centrale. Le diamètre extérieur dilaté du tube en"Nylon" se situe dans la plage allant de ,08 cm à 10,16 cm.
On utilise un ensemble formant tête de forage globale-
ment du type représenté sur les figures. La partie avant
est constituée par du laiton et possède un diamètre maxi-
mum d'environ 5,08 cm à 10,16 cm.
Le système est placé verticalement dans une formation de sable et de l'eau est introduite dans la canalisation
centrale avec un débit d'entrée de 26,5 à 30,3 litres/minute.
De l'eau est également introduite à travers l'anneau de la canalisation flexible avec un débit compris entre 37,8 et ,6 litres/minute et sous une pression de 2,11 kg/cm2 et
19 2493394
3,52 kg/cm2. Une certaine quantité de fluide de forage diffu-
se radialement vers l'intérieur et vers l'extérieur. La cana-
lisation centrale s'avance à travers le sable à une vitesse
comprise entre 0,305 cm/s et 1,52 cm/s.
Un segment de pivotement destiné à faire pivoter le
tube 100 pour l'amener de la position verticale à une posi-
tion horizontale, est prévu dans le tube éversible. Lorsque le segment atteint la zone de retournement, le tube pivote
de la verticale à l'horizontale.
En général la boue formée au niveau de la surface avant autour de la tête de forage 160 reflue autour de la surface extérieure du tube éversible dans un canal le long de la canalisation. L'écoulement de la boue en arrière est facilité par toutes les fuites du fluide d'entraînement à
travers le tube éversible poreux.

Claims (27)

REVENDICATIONS
1. Appareil pour forer un trou de sonde dans une formation souterraine, caractérisé en ce qu'il comporte un tube éversible (100) comportant une paroi intérieure (104) et une paroi extérieure (102) définissant entre elles un espace destiné à recevoir un fluide sous pression et étant accouplées ensemble à une extrémité du tube (100) afin de présenter une zone de retournement (106) qui est avancée suivant une direction afin d'accroître la longueur du tube
(100) lorsque l'espace est mis sous pression par ledit flui-
de, un dispositif de fixation (110) accouplé à la paroi ex-
térieure (102) pour bloquer cette dernière par rap-
port à la formation adjacente, une canalisation centrale <122) située à l'intérieur de la paroi intérieure (104) et mobile suivant ladite direction en fonction de l'avancement de la zone de retournement (106) et qui possède une sortie du fluide à proximité de la zone de retournement (106) et est apte à être accouplée à une source (136) de fluide de forage sous pression de manière à permettre à ce dernier d'être envoyé à travers la canalisation (122) et hors de la sortie pour forer la formation à l'avant de ladite zone de retournement (106) de manière à réaliser en permanence un
trou de sonde.
2. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce que la canalisation centrale (122) comporte une section
en forme d'hélice flexible (122b).
3. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce que la canalisation centrale (122) est flexible et
s'étend à l'extérieur dudit tube (100), au-delà du disposi-
tif de fixation (110), et est bobinée pour son stockage au
niveau de son extrémité élargie.
4. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce que la paroi intérieure (104) est élargie en arrière au-delà du dispositif de fixation (110) et est repliée pour être stockée selon une configuration lissée au niveau
de son extrémité arrière (104a).
5. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce que la canalisation centrale (122) comporte un tubage
(186) de trou de forage.
21 2493394
6. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaiso n des dispositifs (172, 174) pour réaliser un pivotement ou un tournant prédéterminé de la canalisation centrale (122) de manière à réaliser un changement de la direction de déplacement de la canalisation
(122) lorsque la zone de retournement (106) s'avance.
7. Appareil selon la revendication 6, caractérisé en ce que lesdits dispositifs (172, 174) comportent un segment
de pivotement (172) faisant partie du tube (100) et compor-
tant une partie en forme de bande s'étendant axialement (174) possédant une longueur axiale inférieure à celle du restant dudit segment de pivotement, ledit tube (100) étant obligé de pivoter dans la direction du côté du segment de pivotement possédant la partie en forme de bande raccourcie (174), lorsque ledit segment de pivotement (172) passe au
niveau de la surface de retournement (106).
8. Appareil selon la revendication 7, caractérisé en ce que ladite partie en forme de bande rétrécie (174) est constituée par un certain nombre de pinces espacées
axialement, dont chacune s'étend partiellement sur la cir-
conférence autour dudit segment de pivotement (172).
9. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce que le tube (100) est constitué par une étoffe tissée
perméable aux liquides.
10. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison un dispositif (190) en forme de colonne vertébrale disposé dans la canalisation centrale (122) et qui est constitué de manière à permettre à la tête de forage (160) de se déplacer suivant un trajet curviligne tout en limitant son déplacement à un seul plan prédéterminé. 11. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison des dispositifs (180,
132) pour la localisation de sa partie avant et que ces dis-
positifs comprennent des moyens (180) pour produire un signal et montés sur la canalisation (122), et des moyens
(182) pour recevoir ledit signal en des emplacements multi-
ples situés à distance des moyens de production du signal.
12. Appareil selon la revendication 1, caractérisé
22 2493394
en ce qu'il comporte en combinaison une tête de perçage (160) rotative actionnée par un fluide sous pression et montée sur
l'extrémité avant de la canalisation centrale (122).
13. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce que la paroi intérieure (104) est écartée de la canali- sation (122) de manière à former un passage (124) pour un fluide, qui est apte à être accouplé à une source (136) de fluide de forage pour permettre à ce dernier de circuler dans le passage lorsque la zone de retournement (106) est
avancée.
14. Appareil selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison une tête de forage (160)
restreignant et répartissant l'écoulement et située au voisi-
nage de l'extrémité avant de la canalisation centrale (122) et comportant un ou plusieurs orifices (164) aptes à laisser
passer le fluide de forage.
i5. Appareil selon la revendication 14, caractérisé en ce que la tête de forage (160) comporte une enveloppe
d'extension de forme générale cylindrique (166) montée con-
centriquement avec l'extrémité de retournement (106) d'une
partie de la paroi extérieure (102) et s'étendant vers l'ar-
rière de cette extrémité.
16. Tubage (186) réalisé in situ dans le trou de forage, caractérisé en ce qu'il comporte une hélice perméable en
acier souple creux (122a) insérée dans le sol.
17. Tubage selon la revendication 16, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison un garnissage particulaire
(188) perméable aux liquides et apte à filtrer des substan-
ces solides possédant une taille prédéterminée et entourant
l'hélice.
18. Tubage selon la revendication 17, caractérisé en ce qu'il est combiné à une feuille de tissu perméable
aux liquides entourant ladite hélice.
19. Tubage selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'il est combiné avec un matériau thermiquement isolant
entourant l'hélice.
20. Procédé pour former un trou de sonde souterrain
du type utilisant un appareil comportant un diaphragme rou-
lant (100) éversible et allongé comportant une paroi exté-
23 2493394
rieure (102>etune paroi intérieure (104) interconnectées au niveau de leur extrémité avant par une zone de retournement
(106) et étant ouvertes à l'autre extrémité, la paroi exté-
rieure (102) étant rétrécie et la paroi intérieure définis-
sant un passage central, tandis qu'un espace annulaire pour le fluide d'entraînement est ménagé entre lesdites parois extérieure et intérieure (102, 104) et qu'un tube central creux (122) est disposé dans ledit canal central et s'étend de façon proximale jusqu' la zone de retournement (106) , caractérisé en ce qu'il comporte les phases opératoires consistant à: (a) positionner l'appareil de manière que la zone de retournement (106) fasse saillie dans une formation souterraine proximale; (b) diriger le fluide de forage à l'intérieur de la canalisation centrale (122) pour forer la formation de manière à former des déblais de cette formation et une boue contenant
lesdits déblais au niveau de la formation souterraine proxi-
male possédant une sensibilité accrue à la pénétration; (c) diriger le fluide d'entraînement à travers l'espace annulaire prévu pour le fluide d'entraînement de manière à ce qu'il appuie contre la zone de retournement (106) et ait pour effet que la paroi intérieure (104) au voisinage de la zone de retournement (106) soit soumise progressivement t une transformation de forme et devienne la paroi extérieure (102) de manière à faire avancer la zone de retournement à l'intérieur de la boue ainsi créée dans la formation de terrain, et (d) faire avancer la canalisation centrale dans le passage central en fonction du mouvement d'avance de
la zone de recouvrement (106).
21. Procédé selon la revendication2O, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison la phase opératoire
consistant à modifier essentiellement la direction de dépla-
cement du diaphragme roulant (100) au cours de son mouvement d'avance. 22. Procédé selon la revendication 20, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison la phase opératoire consistant à suivre la trajectoire de l'appareil au moyen de
24 2493394
la production d'un signal au niveau de l'extrémité avant (180) de la canalisation centrale (122) et à recevoir le signal
en des stations multiples situées à distance (182).
23. Procédé selon la revendication20, caractérisé en ce qu'une tête de forage (160) restreignant et répartissant l'écoulement est prévue au voisinage de l'extrémité avant de la canalisation centrale (122) et comporte des orifices (164) dans lesquels le fluide de forage est envoyé dans la
formation en passant à travers lesdits orifices.
24. Procédé pour forer un trou de sonde dans une formation souterraine, caractérisé en ce qu'il consiste à diriger un fluide de forage en permanence en travers et hors d'une canalisation mobile (122) et contre la formation en vue de forer cette dernière de manière à former des déblais de ladite formation, le mélange du fluide de forage et des
déblais de la formation formant une boue, à déplacer pro-
gressivementla canalisation dans une direction au cours du forage de la formation, et à maintenir la canalisation (122) hors de tout contact frottant intense avec la formation
lorsque la canalisation se déplace dans ladite direction.
25. Tubage tubulaire creux (186) ménagé dans un trou de sonde chemisé, caractérisé en ce qu'il contient une canalisation centrale creuse (122) perméable aux liquides et délimitant avec la canalisation un espace annulaire et comporte une gaine tubulaire en tissu poreux disposée dans ledit espace annulaire et présentant des interstices d'une taille permettant de laisser passer des fluides, mais de retenir les substances solides au-dessus d'un
diamètre prédéterminé.
26. Procédé pour réaliser un forage dans une forma-
tion souterraine en vue de réaliser un trou de sonde chemi-
sé descendant et un trou de sonde latéral faisant sail-
lie à partir du trou de sonde principal à une profondeur pré-
déterminée de ce dernier, caractérisé en ce qu'il comporte les phases opératoires consistant à excaver tout d'abord la formation souterraine de manière à former un trou de forage principal en utilisant un trépan rotatif et à mettre en place un tubage dans ledit trou de forage, puis à entraîner par pompage continuellement un fluide de forage
2493394
dans ledit trou de sonde principal chemisé et dans et à l'ex-
térieur d'une canalisation mobile faisant saillie latérale-
ment à partir du trou de sonde principal de manière à forer la formation dans une direction latérale et à réaliser des déblais de cette formation, un mélange du fluide de forage et des déblais de la formation formant une boue, à déplacer
la canalisation progressivement suivant une direction laté-
rale sur sa trajectoire lors du forage de la formation, et à maintenir la canalisation hors dé tout contact frottant
important avec la formation lorsque la canalisation se dé-
place sur sa trajectoire.
27. Appareil pour réaliser un trou de sonde dans une formation souterraine, caractérisé en ce qu'il comporte (a> une canalisation creuse (122) destinée à véhiculer un fluide de forage et possédant une extrémité avant; (b) un dispositif <136) pour envoyer un fluide de forage sous pression à cette canalisation;
(c) un dispositif pour faire avancer la canali-
sation<(122) à travers la formation; (d) une première électrode(222) disposée à proximité de l'extrémité avant de la canalisation (122) pour être en contact avec la formation; (e) une seconde électrode (224) distante de la première électrode et disposée également de manière à être en contact avec ladite formation; et
(f) des moyens pour produire un courant élec-
trique entre la première et la seconde électrodes (222, 224).
28. Procédé pour réaliser un trou de sonde souter-
rain dans une formation souterraine contenant de l'eau,
caractérisé en ce qu'il comporte les phases opératoires con-
sistant à diriger un fluide de forage sous pression à l'inté-
rieur d'une canalisation mobile creuse (122) et à l'extérieur
de l'extrémité avant de cette canalisation pour faire péné-
trer le fluide dans la formation adjacente en vue de forer cette dernière et de former des déblais, un mélange du fluide de forage et des déblais formant une boue, à faire passer un courant électrique entre les première et seconde
26 2493394
électrodes distantes (222, 224) alors que les deux électro-
des sont en contact avec la formation, la première électrode (222) étant située à proximité de l'extrémité avant de la
canalisation, et à faire avancer progressivement la canalisa-
tion (122) à travers la formation lorsque le courant élec-
trique circule entre les électrodes (222, 224).
29. Procédé selon la revendication 28,dans lequel la première électrode (222) est une anode et la seconde électrode (224) est une cathode, caractérisé en ce qu'il inclut également la phase opératoire d'introduction par pompage d'une solution d'hydroxyde de sodium aqueux dans
ladite formation, grâce à quoi les ions sodium de l'hydroxy-
de de sodium sont refoulés par la cathode en direction de l'anode. 30. Procédé selon la revendication 28,dans lequel la première électrode (222) est une anode et la seconde électrode (224) est une cathode, caractérisé en ce que la solution d'eau salée de chlorure de sodium est présente sur le trajet situé entre lesdites électrodes, les ions sodium
du chlorure de sodium étant refoulés par la cathode en direc-
tion de l'anode.
31. Appareil pour réaliser un trou de sonde dans une formation souterraine, caractérisé en ce qu'il comporte (a) une tête de forage (160) ; (b) un dispositif (100) pour déplacer ladite tête de forage (160) à travers le sol à partir d'un point fixe situé au-dessus du sol, et comportant une canalisation de transmission (122) s'étendant depuis la tête de forage jusqu'audit point fixe; et (c) des dispositifs permettant de faciliter le contrôle de la position de la tête de perçage lorsque cette
dernière est dans le sol et comportant un dispositif trans-
ducteur de pression disposé en un point fixe à proximité immédiate de la tête de forage (160), grâce à quoi, afin d'obtenir une indication de la pression hydrostatique en cet emplacement ainsi que pour déterminer la profondeur verticale de ladite tête de forage (160), il est prévu des moyens (181, 182) pour mesurer la distance réelle le long de la canalisation de transmission entre la tête de forage {160)
27 2493394
et ledit point fixe au-dessus du sol, et des dispositifs pour déterminer le plan vertical commun dans lequel se trouvent la tête de forage (160) et ledit point fixe situé au-dessus
du sol.
FR8113874A 1980-07-17 1981-07-16 Procede et appareil pour former et utiliser un trou de sonde et tubage de revetement du trou de sonde Granted FR2493394A1 (fr)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/169,759 US4431069A (en) 1980-07-17 1980-07-17 Method and apparatus for forming and using a bore hole

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR2493394A1 true FR2493394A1 (fr) 1982-05-07
FR2493394B1 FR2493394B1 (fr) 1983-12-30

Family

ID=22617060

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR8113874A Granted FR2493394A1 (fr) 1980-07-17 1981-07-16 Procede et appareil pour former et utiliser un trou de sonde et tubage de revetement du trou de sonde

Country Status (17)

Country Link
US (2) US4431069A (fr)
EP (1) EP0044706A3 (fr)
JP (1) JPS5751390A (fr)
KR (1) KR850001292B1 (fr)
AT (1) ATA312781A (fr)
AU (1) AU7286381A (fr)
BE (1) BE889662A (fr)
BR (1) BR8104608A (fr)
CA (1) CA1182104A (fr)
DE (1) DE3127337C2 (fr)
ES (1) ES8305874A1 (fr)
FR (1) FR2493394A1 (fr)
GB (1) GB2080369B (fr)
IL (1) IL63301A0 (fr)
IT (1) IT1137726B (fr)
SE (1) SE8104241L (fr)
ZA (1) ZA814751B (fr)

Families Citing this family (107)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ZA835245B (en) * 1982-07-26 1984-08-29 Dickinson Ben Wade O Iii Earth drilling apparatus and method
MX159238A (es) * 1982-07-26 1989-05-08 Dickinson Ben Wade O Iii Mejoras en aparato perforador del suelo,por ejemplo para pozos petroleros
FR2556404B1 (fr) * 1983-09-08 1988-06-10 Lucet Raymond Tuyau souple (elastomeres) " auto-porteur " plus specialement utilise comme conduit de support et aspiration/refoulement capable de porter des pompes immergees
US4605076A (en) * 1984-08-03 1986-08-12 Hydril Company Method for forming boreholes
US4624327A (en) * 1984-10-16 1986-11-25 Flowdril Corporation Method for combined jet and mechanical drilling
BE905265A (nl) * 1986-08-13 1986-12-01 Smet Nik Werkwijze en inrichting voor het maken van een gat in de grond.
US4852666A (en) * 1988-04-07 1989-08-01 Brunet Charles G Apparatus for and a method of drilling offset wells for producing hydrocarbons
CA2002135C (fr) * 1988-11-03 1999-02-02 James Bain Noble Appareil et methode de percage directionnel
US5161626A (en) * 1990-12-10 1992-11-10 Industrial Engineering, Inc. Method for embedding lines, anchoring cables, and sinking wells
GB9121786D0 (en) * 1991-10-14 1991-11-27 Insituform Group Ltd Improvements relating to the placement of pipes in the ground
GB2279998B (en) * 1993-07-14 1997-04-09 T & N Technology Ltd Plain bearing
NL9301921A (nl) * 1993-11-05 1995-06-01 Nacap Nederland Bv Werkwijze en systeem voor de exploratie en winning van grondstoffen, mineralen of dergelijke in een weke bodem.
US5513713A (en) * 1994-01-25 1996-05-07 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Steerable drillhead
WO1999014285A1 (fr) 1997-09-15 1999-03-25 Sofitech N.V. Fluides electroconducteurs non aqueux de forage de puits
US6793025B2 (en) * 1998-01-08 2004-09-21 M-I L. L. C. Double emulsion based drilling fluids
US6405809B2 (en) 1998-01-08 2002-06-18 M-I Llc Conductive medium for openhold logging and logging while drilling
US6135215A (en) * 1998-04-14 2000-10-24 Ericksen; William R. Tool string apparatus for lateral borehole formation
FR2787504B1 (fr) * 1998-12-18 2001-01-12 Inst Francais Du Petrole Systeme d'installation permanente des sondes de mesure contre la paroi interieure d'un conduit
CA2271401C (fr) * 1999-02-23 2008-07-29 Tesco Corporation Forage avec tubage
US6578636B2 (en) 2000-02-16 2003-06-17 Performance Research & Drilling, Llc Horizontal directional drilling in wells
US6530439B2 (en) 2000-04-06 2003-03-11 Henry B. Mazorow Flexible hose with thrusters for horizontal well drilling
AU5440401A (en) * 2000-04-13 2001-10-30 Kayoshi Tsujimoto Equipments for excavating the underground
US6419020B1 (en) 2001-04-24 2002-07-16 Ben Spingath Hydraulic drilling method and system for forming radial drain holes in underground oil and gas bearing formations
AU2002305894B2 (en) * 2001-06-18 2007-03-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrothermal drilling method and system
CN100338331C (zh) 2002-01-17 2007-09-19 普雷斯索有限公司 用同心钻柱钻井眼的方法和装置
CA2473372C (fr) 2002-01-22 2012-11-20 Presssol Ltd. Systeme de forage a double train equipe d'un tube spirale
US6772847B2 (en) * 2002-02-26 2004-08-10 Bj Services Company Chemically enhanced drilling methods
AU2003260217A1 (en) 2002-07-19 2004-02-09 Presssol Ltd. Reverse circulation clean out system for low pressure gas wells
AU2003260211A1 (en) * 2002-08-21 2004-03-11 Presssol Ltd. Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string
RU2239729C1 (ru) * 2003-11-20 2004-11-10 Зиновий Дмитриевич Хоминец Скважинная струйная установка и способ ее работы при каротаже горизонтальных скважин
US7343983B2 (en) * 2004-02-11 2008-03-18 Presssol Ltd. Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling
CA2496956C (fr) * 2004-02-12 2009-03-10 Presssol Ltd. Bloc obturateur de forage a circulation inverse
US20060278393A1 (en) * 2004-05-06 2006-12-14 Horizontal Expansion Tech, Llc Method and apparatus for completing lateral channels from an existing oil or gas well
US7357182B2 (en) * 2004-05-06 2008-04-15 Horizontal Expansion Tech, Llc Method and apparatus for completing lateral channels from an existing oil or gas well
US7743831B2 (en) * 2005-06-10 2010-06-29 Exxonmobile Upstream Research Company Thermal activation mechanisms and methods for use in oilfield applications
DE602005008458D1 (de) * 2005-12-14 2008-09-04 Schlumberger Technology Bv Verfahren und Vorrichtung zur Einrichtung eines Bohrlochs
US20080093125A1 (en) * 2006-03-27 2008-04-24 Potter Drilling, Llc Method and System for Forming a Non-Circular Borehole
CA2657046C (fr) * 2006-07-13 2014-09-30 Shell Canada Limited Procede destine a la dilatation radiale d'un element tubulaire
BRPI0718832A2 (pt) 2006-11-21 2014-02-04 Shell Int Research Método de expandir radialmente um elemento tubular
AU2007323827B2 (en) 2006-11-22 2011-03-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of imaging of seismic data involving a virtual source, methods of producing a hydrocarbon fluid, and a computer readable medium
WO2009053343A2 (fr) 2007-10-23 2009-04-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Procédé d'expansion radiale d'un élément tubulaire dans un trou de forage équipé d'une ligne de commande
AU2008317729B2 (en) 2007-10-29 2011-08-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of radially expanding a tubular element
US7971658B2 (en) * 2007-10-31 2011-07-05 Buckman Sr William G Chemically Enhanced Stimulation of oil/gas formations
AU2008327919B2 (en) 2007-11-21 2011-08-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of drilling a wellbore
ATE509184T1 (de) * 2007-11-22 2011-05-15 Shell Int Research Verfahren zur radialen erweiterung eines röhrenförmigen elements
US20090143844A1 (en) * 2007-11-29 2009-06-04 Gaymar Industries, Inc. Hose management for convective devices
DE102008038964B4 (de) * 2007-12-04 2013-11-28 GIB - Gesellschaft für Innovation im Bauwesen mbH Bewegbare Geräteeinheit zum Erzeugen einer Durchörterung in Böden und Auffüllungen
CN101883909B (zh) * 2007-12-04 2013-06-12 国际壳牌研究有限公司 径向膨胀管状元件的方法
BRPI0821578A2 (pt) * 2007-12-10 2015-06-16 Shell Int Research Sistema para perfurar um furo de poço em uma formação terrestre
WO2009074573A1 (fr) 2007-12-11 2009-06-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Système de forage d'un trou de sonde
AU2008334603B2 (en) * 2007-12-13 2012-06-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Wellbore system
US8555987B2 (en) 2007-12-13 2013-10-15 Shell Oil Company Method of creating a wellbore system
CN101896689B (zh) * 2007-12-13 2013-08-21 国际壳牌研究有限公司 在井眼中使管状元件膨胀的方法
AU2008334604B2 (en) * 2007-12-13 2011-10-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of expanding a tubular element in a wellbore
US8408318B2 (en) 2007-12-13 2013-04-02 Shell Oil Company Method of expanding a tubular element in a wellbore
US8430177B2 (en) 2008-01-04 2013-04-30 Shell Oil Company Method of expanding a tubular element in a wellbore
CN101910554B (zh) * 2008-01-04 2013-12-11 国际壳牌研究有限公司 钻井方法
US7934563B2 (en) * 2008-02-02 2011-05-03 Regency Technologies Llc Inverted drainholes and the method for producing from inverted drainholes
EP2103774A1 (fr) * 2008-03-20 2009-09-23 Bp Exploration Operating Company Limited Dispositif et procédé pour le revêtement intérieur d'un puits de forage
US8186459B1 (en) 2008-06-23 2012-05-29 Horizontal Expansion Tech, Llc Flexible hose with thrusters and shut-off valve for horizontal well drilling
US20100218993A1 (en) * 2008-10-08 2010-09-02 Wideman Thomas W Methods and Apparatus for Mechanical and Thermal Drilling
US8250847B2 (en) * 2008-12-24 2012-08-28 Lockheed Martin Corporation Combined Brayton-Rankine cycle
AU2010278662A1 (en) * 2009-07-28 2012-02-09 Ausdrill Ltd Drill apparatus
US9909783B2 (en) * 2010-02-23 2018-03-06 Robert Jensen Twisted conduit for geothermal heat exchange
WO2012059578A1 (fr) * 2010-11-04 2012-05-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Système et procédé pour étendre radialement un élément tubulaire comprenant un bloc obturateur de puits d'urgence
US20130213669A1 (en) * 2010-11-04 2013-08-22 Petrus Cornelis Kriesels System and method for raially expanding a tubular element
EP2460972A1 (fr) 2010-12-03 2012-06-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Procédé et système pour l'expansion radiale d'un élément tubulaire
CN102155618A (zh) * 2010-12-31 2011-08-17 承德市开发区富泉石油机械有限公司 一种耐低温石油管线
CN102071874B (zh) * 2011-01-12 2013-01-09 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 适用于砾石区的钻井方法
WO2012095472A2 (fr) 2011-01-14 2012-07-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Procédé et système pour dilater radialement un élément tubulaire et forage directionnel
US9422795B2 (en) 2011-07-07 2016-08-23 Shell Oil Company Method and system for radially expanding a tubular element in a wellbore
CN103032024B (zh) * 2011-10-09 2016-08-24 湖南汉寿煤矿机械有限公司 矿用连续钻机
CN102374360B (zh) * 2011-11-29 2013-07-24 西南石油大学 一种液压驱动伸缩式水平井井下工具送入装置
AU2013258158B2 (en) * 2012-05-08 2015-12-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for sealing an annulus enclosing a tubular element
US9228738B2 (en) 2012-06-25 2016-01-05 Orbital Atk, Inc. Downhole combustor
US9291041B2 (en) 2013-02-06 2016-03-22 Orbital Atk, Inc. Downhole injector insert apparatus
EP3039354B1 (fr) * 2013-08-27 2018-10-31 Geovarme AS Centrale d'énergie géothermique et procédé d'installation associé
US20150107905A1 (en) * 2013-10-16 2015-04-23 Islander LLC Hydraulic borehole mining system and method
CN103758454B (zh) * 2014-01-21 2015-10-28 河南理工大学 软煤发育区成孔、造穴、冲粉、卸压一体化装置
US20150321125A1 (en) * 2014-05-08 2015-11-12 Baker Hughes Incorporated Filter and related methods for use during wellbore operations
US9777557B2 (en) * 2014-05-14 2017-10-03 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for operating a device in a wellbore using signals generated in response to strain on a downhole member
US10724302B2 (en) 2014-06-17 2020-07-28 Petrojet Canada Inc. Hydraulic drilling systems and methods
WO2016061470A1 (fr) * 2014-10-17 2016-04-21 Frx, Inc. Pointe d'injection et procédé de nucléation et de propagation de fractures hydrauliques à partir de tiges de sonde
WO2016093844A1 (fr) 2014-12-11 2016-06-16 Halliburton Energy Services Inc. Raccord double femelle destiné à recevoir des dispositifs de grande taille
EP3034778A1 (fr) * 2014-12-18 2016-06-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Ensemble et procédé pour élargir un élément tubulaire
CN109915011B (zh) * 2015-02-24 2020-11-06 特种油管有限责任公司 用于井下液压喷射喷嘴的导向系统和可操纵钻孔挖掘设备
AU2015412351A1 (en) 2015-10-23 2018-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Casing string assembly with composite pre-milled window
DE102016001779A1 (de) 2016-02-08 2017-08-10 Stefan von den Driesch Wartungsarmes betriebssicheres Bohrwerkzeug für den störungsfreien Dauerbetrieb zum Abteufen von automatisch richtungsüberwachten Bohrungen in unterirdischen Gesteinsformationen
US10981108B2 (en) 2017-09-15 2021-04-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Moisture separation systems for downhole drilling systems
US11261678B2 (en) 2019-12-10 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Deploying wellbore patch for mitigating lost circulation
US11668143B2 (en) 2019-12-10 2023-06-06 Saudi Arabian Oil Company Deploying wellbore patch for mitigating lost circulation
US11125046B2 (en) 2019-12-10 2021-09-21 Saudi Arabian Oil Company Deploying wellbore patch for mitigating lost circulation
US11454071B2 (en) * 2020-03-26 2022-09-27 Saudi Arabian Oil Company Deploying material to limit losses of drilling fluid in a wellbore
US11643878B2 (en) 2020-03-26 2023-05-09 Saudi Arabian Oil Company Deploying material to limit losses of drilling fluid in a wellbore
US11286733B2 (en) 2020-03-26 2022-03-29 Saudi Arabian Oil Company Deploying material to limit losses of drilling fluid in a wellbore
US11434708B2 (en) 2020-06-10 2022-09-06 Saudi Arabian Oil Company Lost circulation fabric, method, and deployment systems
US11434707B2 (en) 2020-06-10 2022-09-06 Saudi Arabian Oil Company Lost circulation fabric, method, and deployment systems
US11459838B2 (en) 2020-06-10 2022-10-04 Saudi Arabian Oil Company Lost circulation fabric, method, and deployment systems
US11727555B2 (en) 2021-02-25 2023-08-15 Saudi Arabian Oil Company Rig power system efficiency optimization through image processing
US11548796B2 (en) * 2021-03-10 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Humidification dehumidification processes using waste heat extracted from abandoned wells
EP4337836B1 (fr) * 2021-05-12 2025-07-02 Amb-Reb Llc Vanne de commande de fluide pour outil rotatif orientable
JP7293497B2 (ja) * 2021-05-26 2023-06-19 中煤科工集団沈陽研究院有限公司 水力傾斜付け指向性掘削装置及び方法
US11624265B1 (en) 2021-11-12 2023-04-11 Saudi Arabian Oil Company Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US20250216123A1 (en) * 2022-06-01 2025-07-03 Applied Exponential Technologies, Llc Concentric channel ground heat exchanger
US12203366B2 (en) 2023-05-02 2025-01-21 Saudi Arabian Oil Company Collecting samples from wellbores
NL2035577B1 (en) * 2023-08-10 2025-02-24 Green Soccs B V Borehole following device

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1367042A (en) * 1919-12-08 1921-02-01 Granville Bernard Drilling apparatus
DE712533C (de) * 1936-05-30 1941-10-21 Siemens Schuckertwerke Akt Ges Verfahren zur Herstellung von Bohrloechern in nachgiebigen lockeren Massen
US2258001A (en) * 1938-12-23 1941-10-07 Dow Chemical Co Subterranean boring
US2271005A (en) * 1939-01-23 1942-01-27 Dow Chemical Co Subterranean boring
US2382933A (en) * 1941-12-16 1945-08-14 John A Zublin Method of drilling holes
US2344277A (en) * 1942-01-27 1944-03-14 John A Zublin Method of drilling lateral bores
US2513944A (en) * 1945-04-28 1950-07-04 Texas Co Method and apparatus for completing a well
US2565794A (en) * 1945-10-02 1951-08-28 Signal Oil & Gas Co Directional drilling of deviated boreholes
US2822158A (en) * 1949-03-05 1958-02-04 Willard C Brinton Method of fluid mining
GB657249A (en) * 1949-11-05 1951-09-12 Guy Liddell Improvements in and relating to wellpoints and the like
US2743082A (en) * 1950-05-29 1956-04-24 John A Zublin Method for drilling deviating bores from existing well bores
US2669430A (en) * 1951-11-06 1954-02-16 John A Zublin Apparatus for drilling deviating bores utilizing a plurality of straight tubular drill guide sections
US2778603A (en) * 1953-06-22 1957-01-22 Oilwell Drain Hole Drilling Co Preparation of well drain holes for production
US2729294A (en) * 1953-08-07 1956-01-03 Carrol Vernon Radke Well screen
US2804926A (en) * 1953-08-28 1957-09-03 John A Zublin Perforated drain hole liner
US2825364A (en) * 1954-10-14 1958-03-04 Cullen Flexible supports for fluid-driven drill bits
FR1256614A (fr) * 1960-02-10 1961-03-24 Europ De Turboforage Soc Procédé et équipement pour la protection des outils de forage contre le colmatage
US3105046A (en) * 1961-01-30 1963-09-24 Union Oil Co Inhibited drilling mud
US3179187A (en) * 1961-07-06 1965-04-20 Electrofrac Corp Electro-drilling method and apparatus
DE1189492B (de) * 1964-02-13 1965-03-25 Eckart Cronjaeger Verfahren zum kontinuierlichen Einbringen einer Verrohrung in Bohrloecher
DE1226961B (de) * 1964-04-23 1966-10-20 John Keller Henderson Verfahren und Vorrichtung zum Bohren eines Loches von einer ersten unterirdischen Stelle zu einer zweiten unterirdischen Stelle
US3363705A (en) * 1965-08-19 1968-01-16 John J. Jensen Core barrel inner tube
US3282355A (en) * 1965-10-23 1966-11-01 John K Henderson Method for directional drilling a relief well to control an adjacent wild well
US3406766A (en) * 1966-07-07 1968-10-22 Henderson John Keller Method and devices for interconnecting subterranean boreholes
US3422631A (en) * 1966-11-16 1969-01-21 Daniel Silverman Method and apparatus for driving and lining an underground conduit
US3640344A (en) * 1968-12-02 1972-02-08 Orpha Brandon Fracturing and scavenging formations with fluids containing liquefiable gases and acidizing agents
US3610346A (en) * 1970-06-01 1971-10-05 Texaco Inc Method for oriented emplacement of well casing to achieve directional drilling
US3817345A (en) * 1971-07-30 1974-06-18 Senturion Sciences Continuous bit positioning system
US3746106A (en) * 1971-12-27 1973-07-17 Goldak Co Inc Boring bit locator
US3828867A (en) * 1972-05-15 1974-08-13 A Elwood Low frequency drill bit apparatus and method of locating the position of the drill head below the surface of the earth
US3873156A (en) * 1973-01-15 1975-03-25 Akzona Inc Bedded underground salt deposit solution mining system
US3899431A (en) * 1973-01-18 1975-08-12 Marathon Oil Co Oil-in-water microemulsion drilling fluids
US4003017A (en) * 1973-06-18 1977-01-11 Senturion Sciences, Inc. Continuous bit positioning system
US3876016A (en) * 1973-06-25 1975-04-08 Hughes Tool Co Method and system for determining the position of an acoustic generator in a borehole
US4012329A (en) * 1973-08-27 1977-03-15 Marathon Oil Company Water-in-oil microemulsion drilling fluids
US3853185A (en) * 1973-11-30 1974-12-10 Continental Oil Co Guidance system for a horizontal drilling apparatus
DD125432A1 (fr) * 1976-01-08 1977-04-20
US4116275A (en) * 1977-03-14 1978-09-26 Exxon Production Research Company Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction
US4142411A (en) * 1977-07-19 1979-03-06 Electromeasures, Inc. Water well draw down monitoring system
US4153119A (en) * 1978-04-10 1979-05-08 Continental Oil Company Directional drilling apparatus
US4181014A (en) * 1978-05-04 1980-01-01 Scientific Drilling Controls, Inc. Remote well signalling apparatus and methods

Also Published As

Publication number Publication date
IL63301A0 (en) 1981-10-30
DE3127337A1 (de) 1982-03-04
BR8104608A (pt) 1982-04-06
AU7286381A (en) 1982-01-21
GB2080369A (en) 1982-02-03
CA1182104A (fr) 1985-02-05
ES504412A0 (es) 1983-04-16
ZA814751B (en) 1982-07-28
KR850001292B1 (ko) 1985-09-09
DE3127337C2 (de) 1984-11-15
JPS5751390A (en) 1982-03-26
FR2493394B1 (fr) 1983-12-30
ATA312781A (de) 1984-12-15
EP0044706A3 (fr) 1982-12-22
IT1137726B (it) 1986-09-10
SE8104241L (sv) 1982-01-18
BE889662A (fr) 1981-11-16
IT8123002A0 (it) 1981-07-17
EP0044706A2 (fr) 1982-01-27
ES8305874A1 (es) 1983-04-16
KR830006562A (ko) 1983-09-28
US4431069A (en) 1984-02-14
GB2080369B (en) 1984-06-27
US4501337A (en) 1985-02-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
FR2493394A1 (fr) Procede et appareil pour former et utiliser un trou de sonde et tubage de revetement du trou de sonde
CA1277975C (fr) Procede pour la realisation d&#39;un pieu dans le sol, machine de forage et dispositif pour la mise en oeuvre de ce procede
EP0201398B1 (fr) Ensemble permettant d&#39;effectuer des forages orientés
EP0190529B1 (fr) Dispositif d&#39;actionnement à distance à commande de débit, en particulier pour l&#39;actionnement d&#39;un stabilisateur d&#39;un train de tiges de forage
EP1525371B1 (fr) Conduite de guidage telescopique de forage en mer
FR2588297A1 (fr) Dispositif pour le forage sous-marin de fondations
WO1995018895A1 (fr) Dispositif de comblement d&#39;une tranchee creusee dans le fond sous-marin pour recouvrir une canalisation deposee dans ladite tranchee
EP1259792B1 (fr) Procede et dispositif pour faire penetrer dans le sous-sol marin, en particulier a des profondeurs importantes, un outil tubulaire de prelevements d&#39;echantillons du sol ou de mesure des caracteristiques de ce sol
EP2156907A1 (fr) Equipement de traitement de polluants dans le sol
FR2473652A1 (fr) Dispositif assurant le deplacement d&#39;un element dans un conduit rempli d&#39;un liquide
EP3334898B1 (fr) Installation sous-marine de séparation gaz/liquide
WO2024018161A1 (fr) Robot equipe d&#39;un bras souple deployable par eversion et son utilisation dans des zones confinees
FR2571813A1 (fr) Tuyauterie, procede de pose de tuyauteries et dispositif pour la realisation dudit procede
WO1996002732A1 (fr) Ballon regulateur pour effluents polyphasiques et moyens de prelevements associes
EP0175597B1 (fr) Méthode et dispositif de maintien de l&#39;étanchéite entre pièces pouvant se déplacer l&#39;une par rapport à l&#39;autre
FR3091884A3 (fr) Dispositif et procédé pour la réalisation dans le sol d’un écran imperméable ou d’une structure de consolidation du sol
EP0612889B1 (fr) Installation à sas pour dispositif de traitement des sols par jet(s) rotatif(s)
FR3085366A1 (fr) Dévidoir multi-bobines, pour tuyau incendie souple, qui intègre une motopompe et dont au moins l’une des bobines présente un tambour qui est à diamètre variable.
FR2710155A1 (fr) Perfectionnements aux procédés et dispositifs de mesuresin situ des caractéristiques de gonflement d&#39;un sol.
BE488003A (fr)
FR2526851A1 (fr) Appareil de forage rotatif notamment de puits producteurs d&#39;eau et de puits de drainage
JPS59195997A (ja) 水平長距離削進工法における掘削ヘツド
FR2739124A1 (fr) Dispositif de nettoyage de piscine
FR2654487A1 (fr) Procede et dispositif pour enfouir une conduite dans un sol.

Legal Events

Date Code Title Description
ST Notification of lapse