(19) |
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(11) |
EP 0 995 877 B1 |
(12) |
FASCICULE DE BREVET EUROPEEN |
(45) |
Mention de la délivrance du brevet: |
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07.05.2003 Bulletin 2003/19 |
(22) |
Date de dépôt: 19.10.1999 |
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(54) |
Méthode et système de transmission d'informations par onde électromagnétique
Vorrichtung und Verfahren zur Übertragung von Nachrichten mittels elektromagnetischer
Wellen
Apparatus and method for information transmission by electromagnetic waves
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(84) |
Etats contractants désignés: |
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DE ES GB IT NL |
(30) |
Priorité: |
23.10.1998 FR 9813304
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(43) |
Date de publication de la demande: |
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26.04.2000 Bulletin 2000/17 |
(73) |
Titulaire: Geoservices S.A |
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93151 Le Blanc-Mesnil Cedex (FR) |
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(72) |
Inventeur: |
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- Soulier, Louis
95110 Sannois (FR)
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(74) |
Mandataire: Moncheny, Michel et al |
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c/o Cabinet Lavoix
2 Place d'Estienne d'Orves 75441 Paris Cedex 09 75441 Paris Cedex 09 (FR) |
(56) |
Documents cités: :
EP-A- 0 816 632 US-A- 4 684 946 US-A- 5 394 141
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WO-A-98/06924 US-A- 4 793 409
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Il est rappelé que: Dans un délai de neuf mois à compter de la date de publication
de la mention de la délivrance de brevet européen, toute personne peut faire opposition
au brevet européen délivré, auprès de l'Office européen des brevets. L'opposition
doit être formée par écrit et motivée. Elle n'est réputée formée qu'après paiement
de la taxe d'opposition. (Art. 99(1) Convention sur le brevet européen). |
[0001] L'invention se situe dans le domaine des transmissions d'informations depuis un trou
foré dans le sol jusqu'à la surface. Plus particulièrement, l'invention concerne une
méthode optimisée de transmission d'informations entre le fond d'un puits foré et
la surface, le puits étant soit déjà foré et en cours de production, soit en cours
de forage.
[0002] On connaît différents systèmes de transmission d'informations entre le fond d'un
puits et la surface, par exemple par ondes de pression ("Mud pulse") dans un fluide
en circulation dans le puits. Mais on sait que ce type de transmission a notamment
pour inconvénients de ne pas correctement fonctionner, si ce n'est pas du tout, dans
un fluide compressible, tel du gaz ou des liquides chargés en gaz, ou lorsqu'il y
a une obstruction dans le canal de circulation qui perturbe l'écoulement, par exemple
un moteur de fond, une vanne ou une duse. Par ailleurs, ce système est bien entendu
inopérant en cours de production et de manoeuvre de garniture de forage.
[0003] On connaît également le système de transmission par ondes électromagnétiques guidées
par les colonnes métalliques de tubes mis en place dans le puits. Ce système de transmission
est notamment décrit dans le document FR 2681461 de la demanderesse, cité ici en référence.
Les performances de la transmission électromagnétique (EM) sont dépendantes de la
résistivité moyenne des formations géologiques environnantes au puits. Si la résistivité
de certaines couches est trop faible, comme c'est le cas dans certains terrains sédimentaires
tertiaires péri continentaux tels que, ceux de la Mer du Nord, ou du Golfe du Mexique,
l'atténuation peut devenir trop importante le long du puits, ce qui exclu pratiquement
l'utilisation d'un tel dispositif dans la majorité des puits offshore sauf à réduire
drastiquement le débit d'informations que l'on transmet.
[0004] Ainsi, la présente invention concerne une méthode de transmission d'informations
depuis un puits foré à travers des couches de formation géologique et cuvelé au moins
en partie par des tubes métalliques, la méthode comprend la mise en place dans ledit
puits d'un émetteur/récepteur d'informations fonctionnant par le moyen d'ondes électromagnétiques
guidées créées par l'injection d'un signal électrique par un dipôle relié conductivement
aux tubes métalliques servant au guidage des ondes émises. Selon la méthode, on identifie
l'atténuation de la transmission par certaines couches de formation ayant une faible
résistivité, on isole électriquement au moins partiellement les tubes métalliques
disposés au droit desdites couches de faible résistivité.
[0005] On peut déterminer à l'aide d'un modèle mathématique la longueur minimale à isoler
compte tenu des caractéristiques minimales de ladite transmission électromagnétique,
notamment la distance de transmission et/ou le débit d'informations.
[0006] On peut effectuer l'isolation par la mise en place de tubes préalablement revêtus
d'une couche de matière isolante.
[0007] Dans une variante, on peut effectuer l'isolation par la mise en place d'un matériau
isolant du type ciment au droit desdites certaines formations dans l'espace annulaire
entre les tubes et les formations.
[0008] On peut disposer ledit émetteur/récepteur proche de l'extrémité inférieure d'une
colonne de tubes de production pour transmettre des mesures de fond ou des commandes
à des équipements de fond.
[0009] On peut aussi disposer ledit émetteur/récepteur proche de l'extrémité inférieure
d'une garniture de forage pour transmettre des paramètres de fond ou de forage, ou
des mesures de localisation.
[0010] L'invention concerne également un système de transmission d'informations depuis un
puits foré dans des couches de formation géologique et cuvelé au moins en partie par
des tubes métalliques, le système comprenant dans ledit puits un émetteur/récepteur
d'informations fonctionnant par le moyen d'ondes électromagnétiques guidées créées
par l'injection d'un signal électrique par un dipôle lié conductivement aux tubes
métalliques servant au guidage des ondes émises. Dans le système, au moins certains
tubes métalliques disposés au droit des couches de faible résistivité comportent des
moyens d'isolation électrique avec ladite formation.
[0011] Les tubes isolés peuvent être revêtus d'une couche de matière isolante.
[0012] La couche isolante peut ne pas recouvrir entièrement toute la longueur du tube.
[0013] Dans le système, les moyens d'isolation peuvent comprendre un matériau isolant qui
remplit l'espace annulaire entre les tubes et la formation conductrice, le matériau
étant le résultat du durcissement d'une composition liquide.
[0014] L'émetteur/récepteur peut être incorporé à l'extrémité d'une colonne de tubes de
production.
[0015] L'émetteur/récepteur peut aussi être incorporé à l'extrémité d'une garniture de forage.
[0016] Le système selon l'invention peut être appliqué à une installation de forage en mer
avec tête de puits sous-marine.
[0017] Dans cette application, une conduite de contrôle de venues (kill-line) peut être
extérieurement isolée électriquement du fond de la mer à la surface
[0018] La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement
à la lecture des exemples suivants, nullement limitatifs, illustrés par les figures
annexées parmi lesquelles:
■ La figure 1 représente schématiquement une mise en oeuvre de l'invention pour un
puits en production.
■ La figure 2 illustre un autre mode de mise en oeuvre de l'invention dans le cas
de l'opération de forage d'un puits.
■ La figure 3 illustre une variante en forage.
■ La figure 4 montre en coupe l'exemple d'un élément de tube de cuvelage revêtu extérieurement
d'un isolant électrique.
■ La figure 5 représente un exemple d'atténuation du signal en fonction de la profondeur
du forage et de la résistivité des formations traversées.
[0019] Sur la figure 1, on a représenté un puits 1 déjà foré jusqu'à atteindre une zone
géologique 2. La zone 2 comporte généralement au moins une couche formant réservoir
contenant des effluents à produire. Dans le cas présent, les couches de terrains 3,
qui sont comprises entre la couche 2 et la surface, atténuent les ondes électromagnétiques
de telle façon qu'il est impossible d'utiliser efficacement la méthode de transmission
par ondes électromagnétiques connue. Par des mesures de logging, on a pu mesurer que
les couches 3a et 3b ont des résistivités très inférieures à 20 Ω.m, par exemple de
l'ordre de quelques Ω.m, ou même inférieures à 1 Ω.m. Par contre la zone 3c, à une
résistivité supérieure à 20 Ω.m, par exemple une couche de sel, couche que l'on rencontre
fréquemment en forage. Avant de forer un puits, dans lequel on aura à appliquer la
technique objet de cette invention, il est presque toujours possible d'obtenir un
log (enregistrement en fonction de la profondeur) de résistivité par exemple en l'extrapolant
à partir des profils sismiques et des logs de puits forés dans cette zone. La courbe
a de la figure 5 montre un exemple de cette courbe. Ce log nous permet alors ,à partir
d'un modèle mathématique de propagation des ondes électromagnétiques le long des tiges
de forage et des cuvelages du puits considéré, de calculer l'atténuation du signal
électromagnétique entre le point d'émission E et le point de réception R. Le modèle
utilisé sera par exemple du type décrit dans l'article SPE Drilling Engineering, June
1987, P.Degauque et R.Grudzinski. A partir de ce calcul on prédétermine, avant forage,
le niveau de signal qu'on recevra, ou que l'on devrait recevoir, en surface tout au
long de la descente de l'émetteur. La courbe b de la figure 5 montre un exemple de
ce signal. Le signal obtenu lors du forage du puits sera enregistré et comparé en
temps réel avec le signal calculé à partir du log prévisionnel permettant ainsi d'ajuster
la position réelle des différentes couches géologiques et la valeur réelle de leur
résistivité .Ceci n'est possible que grâce à la connaissance du courant émis par l'émetteur,
ce qui est le cas pour l'émetteur considéré.
[0020] Connaissant l'atténuation maximale acceptable entre l'émetteur E et le récepteur
R pour Le débit d'informations souhaité, on pourra déterminer avec précision la longueur
du casing à recouvrir en choisissant d'isoler d'abord les zones à faible résistivité
telles que celles comprises entre 500 et 1000 m sur la figure 5.
[0021] Sur la figure 5, à partir des courbes a et b définies plus haut, on représente deux
autres courbes c et d:
■ la courbe c représente le signal obtenu tout au long du puits dans le cas où on
isole électriquement de manière parfaite l'extérieur du casing des formations environnantes
sur l'intervalle 500 m à 1000 m. On constate que la réduction d'atténuation est de
l'ordre de 35 dB selon les paramètres de propagation considérés (fréquence porteuse
de 5Hz dans ce cas);
■ la courbe d représente le signal obtenu tout au long du puits dans le cas où on
isole uniquement le corps des casings. Ceci revient à considérer, pour le modèle de
propagation que nous avons, une isolation parfaite du casing sur 27 m, puis une conduction
électrique sur 0,5 mètre. On constate alors que le gain total en atténuation est de
l'ordre de 24 dB.
[0022] Grâce à cette méthode et connaissant le débit d'informations à obtenir, il sera toujours
possible techniquement de déterminer et d'installer le cuvelage nécessaire à la transmission
souhaitée.
[0023] Il est à noter que cela ne changerait pas la méthode si le signal électromagnétique
était relayé par un émetteur/récepteur situé entre l'émetteur de fond de puits et
la surface et en particulier si ce dernier était situé dans la zone non cuvelée du
puits.
[0024] On rappelle que le débit d'information Df est calculé par la formule suivante:
avec ΔF largeur de bande utile de modulation, S signal et B le bruit dans la bande
utile.
[0025] La transmission est effectuée par l'émetteur référencé E dans les figures 1, 2 et
3. L'émetteur E module une onde de très basse fréquence, ladite fréquence étant choisie
assez basse pour que la propagation soit possible. De préférence, les moyens d'émission
utilisent des ondes de fréquence comprise entre 1 Hz et 10 Hz. Cette onde, dite fréquence
porteuse, est dans un exemple de réalisation, modulée en fonction des informations
à transmettre, par saut de phase 0-π à un rythme compatible avec la fréquence porteuse.
D'autres types de modulation peuvent être utilisés, sans sortir du cadre de la présente
invention. Le débit de modulation est de l'ordre du bit/seconde, mais il peut être
adapté en fonction des besoins de transmission. Dans le cas de commandes de dispositifs
de fond tels que des vannes, on pourra utiliser des codes de longueur adaptée à la
probabilité maximale d'erreur acceptée. Le codage peut selon le cas être associé ou
non à des codes détecteurs et correcteurs d'erreurs, tels que des codes à redondance
cyclique.
[0026] L'onde émise par l'émetteur E est reçue en surface par le récepteur R dont un des
pôles est relié à la tête de puits et l'autre pôle planté dans le sol à une distance
suffisante de la tête de puits. Dans la pratique, E et R peuvent devenir tour à tour
émetteur et récepteur. Les moyens électroniques
[0027] d'émission/réception E peuvent être avantageusement agencés selon la technologie
décrite dans le document US-A-5394141, cité ici en référence. On peut également se
référer à la publication SPE/IADC 25686 présentée par Louis Soulier et Michel Lemaitre
à la SPE/IADC Drilling Conference tenue à Amsterdam les 23-25 Février 1993.
[0028] Sur la figure 1, une première colonne de tubes 4 (colonne de surface) est placée
dans le puits 1 et généralement cimentée sur toute sa hauteur dans la formation de
surface 3a. Une tête de puits 5 installée sur la colonne de surface permet de recevoir
l'extrémité supérieure des autres colonnes, techniques ou de production, ainsi que
les vannes de sécurité. Une deuxième colonne 6 est descendue dans le trou foré 7 à
partir du sabot de la colonne de surface 4 et jusqu'à la couverture du réservoir 2.
L'espace annulaire entre le trou 7 et la colonne de tubes casing 6 est généralement
rempli de ciment au moins jusqu'au sabot de la colonne précédente, dans cet exemple
le sabot de la colonne de surface 4. Un colonne de tubes de production 8 (tubing),
dont le rôle est de remonter l'effluent jusqu'à la surface, passe à travers un packer
9 qui assure l'étanchéité de la zone réservoir par rapport à l'espace annulaire autour
du tubing 8. Dans la partie inférieure de la colonne de tubing, est installé un émetteur/récepteur
de type E. Pour la transmission EM, les pôles P1 et P2 du dipôle peuvent être constitués
par le contact procuré par le packer 9 avec la colonne métallique 6 et le contact
procuré par un centreur à lames 10 placé plus haut dans la colonne de tubing 8. Dans
certains cas, le contact supérieur est directement fait par le contact du tubing avec
la colonne 6, compte tenu de l'espace annulaire généralement faible et de la géométrie
du puits. Un raccord isolant 11, situé au droit de l'émetteur, peut être utilisé dans
la colonne de casing 6 pour séparer le contact inférieur P1 du contact supérieur P2.
Mais ce raccord isolant n'est pas nécessaire si l'on utilise la constitution dite
"long dipôle" pour l'antenne d'émission ou de réception. Dans ce cas, il faut veiller
à ce que le pôle P2 soit suffisamment loin du pôle P1 et qu'il ne puisse pas y avoir
d'autre contact entre la colonne 6 et les tubings 8 sur la longueur entre les pôles.
[0029] Selon l'invention, on améliore les performances de l'émetteur E en isolant électriquement
la colonne 6 de la formation géologique très conductrice 3b. Cette isolation est représentée
par la trame référencée 12. Il est important de noter que la zone 3c, que l'on connaît
comme ayant une résistivité suffisante pour ne pas procurer une atténuation pénalisante,
par exemple supérieure à environ 20 Ω.m, n'a donc pas besoin d'être isolée électriquement.
Dans cet exemple, les terrains de surface 3a ne sont pas favorables à une bonne transmission.
La colonne de surface 4 sera, en fonction des besoins de débit d'information, également
isolée de la formation 3a (représenté par la trame référencée 13).
[0030] Dans la présente invention, on peut réaliser ladite isolation des colonnes de tubes
avec les terrains en recouvrant la paroi extérieure des tubes par une couche de matière
isolante, ou presque isolante. En effet, on a vu que selon l'invention l'isolation
électrique nécessaire est toute relative puisque des terrains de résistivité supérieure
à 20 Ω.m sont suffisamment "isolants". De plus, l'isolation n'a pas besoin d'être
continue sur toute la hauteur de l'épaisseur de la couche conductrice. Les tubes,
casing ou tubing selon la dénomination connue dans la profession et normalisée par
l'API (American Petroleum Institute) comprennent à leurs deux extrémités un filetage
mâle et un manchon, vissé sur le corps du tube ou intégral, comportant le filetage
femelle correspondant de façon à pouvoir assembler entre eux ces tubes afin de constituer
une colonne. De préférence, la couche isolante ne sera déposée que sur le corps du
tube, entre le filetage mâle (qui évidemment ne peut être recouvert) et le manchon.
En effet, la couche près des filetages serait détruite par les mâchoires des moyens
de vissage, et peut être même serait gênante pour la suspension de la colonne ou l'accrochage
des mâchoires. La couche isolante peut être un revêtement époxy chargé de céramique,
par exemple du type de revêtement utilisé comme protection anticorrosion sur les structures
maritimes, les pipeline, les tiges de forage. Il pourrait s'agir également d'une couche
de céramique déposée par plasma, de goudron, de préférence combiné avec du polyuréthanne,
des bandes en matière plastique, telle du polyéthylène, PVC, un mélange de résine
et de sable projeté sur le tube, un enrobage de fibres de verre imprégnées et bobinées
autour du corps du tube. Tous les revêtements suffisamment isolant selon les besoins
de la présente application, c'est à dire conduisant à une résistance électrique de
fuite très supérieure à la résistance caractéristique de la ligne de propagation,
peuvent convenir sans sortir du cadre de la présente invention. Dans la pratique,
cette résistance caractéristique étant de l'ordre de quelques milliohms, il suffira
d'avoir une résistance radiale d'isolement de l'ordre d'un ohm par segment de casing
pour obtenir une bonne efficacité du dispositif.
[0031] Selon l'invention, on peut aussi réaliser l'isolation électrique des colonnes de
tubes en utilisant un matériau isolant pour la cimentation des zones fortement conductrices,
par exemple les annulaires 3a et 3b. On connaît dans la profession la méthode de circulation
pour mettre en place un laitier de ciment de formulation déterminée au droit d'une
zone géologique donnée. On utilisera donc cette technique conventionnelle pour placer
du matériau isolant ou plutôt d'amélioration de la conductivité par rapport au terrain
de résistivité basse.
[0032] La figure 2 illustre le cas du système de transmission selon l'invention en cours
de forage d'un puits 20 à l'aide d'une garniture de forage 21 équipée d'un outil de
forage 22 à son extrémité. Un émetteur/récepteur E est disposé généralement dans la
partie inférieure pour transmettre par exemple des paramètres de forage, de trajectométrie,
de rayonnement gamma, de température, de pression, etc. Le puits 1 est ici cuvelé
en surface par une colonne 23 et une colonne intermédiaire 24. La zone 25 a une résistivité
faible qui atténue trop fortement la transmission par EM entre E et R. Selon l'invention,
on disposera des éléments de tubes isolés en 26 pour la colonne 23 et en 27 pour la
colonne 24. Dans une variante, l'annulaire entre la colonne 23 et la formation et
l'annulaire entre la colonne 24 et la formation seront remplis de ciment isolant.
Ainsi, l'atténuation crée par la faible résistivité de la zone 25 sera très sensiblement
diminuée, augmentant d'autant la capacité ou la rapidité de la transmission de E.
Dans ce système, l'antenne est réalisée par la partie de la garniture comprise entre
la jonction isolante de l'émetteur E et l'outil 22 de forage. On notera que dans ce
cas le signal émis par l'émetteur E sera atténué de E jusqu'à la zone isolée ou pseudo-isolée
27, puis de la zone 26 jusqu'au récepteur R de surface. Un modèle mathématique de
propagation prenant en compte les caractéristiques électriques des différents casings
et des formations, permet de prédéterminer les longueurs minimales des zones d'isolement
26 et 27 afin de pouvoir garantir la transmission.
[0033] Il faut noter que la partie des tubes de la colonne 24 incluse dans la colonne 23
ne nécessite pas d'isolation.
[0034] La figure 3 montre une variante de disposition de l'émetteur E dans la garniture
de forage 21 et un exemple d'application de l'invention dans le cas des forages offshore
avec une tête de puits 29 sous-marine. Conventionnellement, dans le cas de forage
ou d'exploitation avec tête de puits sous-marine, le récepteur R est situé au fond
de la mer avec l'un de ses pôles de réception relié à la tête de puits sous-marine
et l'autre constitué par une pièce de métal, par exemple une ancre 37, placée à quelques
dizaines de mètres de la tête de puits. La communication entre la surface et le fond
de la mer se fait soit par transmetteur acoustique, soit par conducteur électrique
installé le long du casing. Les sols 30 proches du fond de l'eau sont généralement
géologiquement "jeunes" et généralement de faible résistivité. La colonne de surface
31 est donc avantageusement isolée, selon l'invention, sur la hauteur correspondante
à la formation 30. L'émetteur E est ici disposé au bout d'une longueur déterminée
de câble 32 pour créer un "long dipôle". Le câble est fixé par un support 33 à l'intérieur
de tiges et est relié électriquement à l'émetteur situé à une partie éloignée des
tiges 21. La tête de puits 29 est reliée au support flottant de forage par un ensemble
dit "marine riser" 35. Une conduite haute pression 36 (kill-line ou choke-line) longe
sensiblement parallèlement le riser de la tête de puits au support flottant. On peut
avantageusement isoler électriquement la conduite 36 pour coupler l'antenne de fond
37 avec la surface et ainsi obtenir la réception en surface, c'est à dire sur le support
flottant où se termine la ligne 36.
[0035] Il est clair que la disposition "long dipôle" décrite sur la figure 3 s'applique
dans toutes les autres configurations de forage et non pas uniquement dans le cas
offshore. Dans le cas d'opérations où l'on utilise de la boue aérée par du gaz, ou
même de la mousse, la transmission EM est la seule transmission possible et a des
performances accrues grâce au perfectionnement selon l'invention.
[0036] La figure 4 montre en coupe un élément de tube 40 que l'on peut utiliser pour cuveler
un trou foré dans une zone de trop faible résistivité. Un corps de tube en acier 41
est obtenu par laminage à chaud. On usine aux deux extrémités un filetage mâle 42
et 43. Un manchon 44 comportant des filetages femelles 45 est vissé sur l'une des
extrémités. Le revêtement isolant (selon la définition donnée plus haut) est déposé
sur la zone centrale 48. Les zones 46 et 47 peuvent être laissées brutes de façon
que les mâchoires des robots de vissage aient directement un contact avec l'acier
du tube, de même en ce qui concerne les coins de la table de suspension de la colonne
de cuvelage.
[0037] Il est clair qu'il est tout à fait possible d'isoler entièrement la surface extérieure
du tube de cuvelage, avant vissage ou après vissage, cependant cette opération se
heurte à de nombreuses difficultés opératoires. Pratiquement et économiquement ce
n'est pas souhaitable. C'est pourquoi, la présente invention qui ne nécessite pas
d'isolement parfait est particulièrement avantageuse.
[0038] La présente invention a donc tous les avantages de la transmission par ondes électromagnétiques
et de plus, permet un accroissement des performances que ce soit dans des puits équipés
pour la production ou en cours de forage. Elle permet également d'utiliser plus largement
la transmission EM, notamment dans le cas d'offshore profond.
[0039] Les tubes ainsi revêtus sont aussi plus efficacement protégés cathodiquement puisque
le courant à injecter pour la protection cathodique sera diminué et par ailleurs il
ne passera qu'aux endroits non revêtus qui de ce fait nécessitent un potentiel électrique
de protection contre l'électro-corrosion. Le revêtement peut aussi favoriser l'adhérence
du ciment sur les tubes.
1. Méthode de transmission d'informations depuis un puits foré à travers des couches
de formation géologique et cuvelé au moins en partie par des tubes métalliques (6),
ladite méthode comprend la mise en place dans ledit puits d'un émetteur/récepteur
(E) d'informations fonctionnant par le moyen d'ondes électromagnétiques guidées créées
par l'injection d'un signal électrique par un dipôle (P1, P2) relié conductivement
aux tubes métalliques (6) servant au guidage des ondes émises,
caractérisé en ce que :
on identifie l'atténuation de la transmission par certaines couches de formation (3a,
3b) ayant une faible résistivité,
on isole électriquement au moins partiellement les tubes métalliques (6) disposés
au droit desdites couches de faible résistivité.
2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on détermine à l'aide d'un modèle
mathématique la longueur minimale à isoler compte tenu des caractéristiques minimales
de ladite transmission électromagnétique, notamment la distance de transmission et/ou
le débit d'informations.
3. Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, dans laquelle on effectue l'isolation
par la mise en place de tubes (6) métalliques préalablement revêtus d'une couche de
matière isolante (12, 13).
4. Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, dans laquelle on effectue l'isolation
par la mise en place d'un matériau isolant du type ciment au droit desdites certaines
formations (3a, 3b) dans l'espace annulaire entre les tubes (6) métalliques et les
formations.
5. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on dispose ledit
émetteur/récepteur (E) proche de l'extrémité inférieure d'une colonne de tubes (8)
métalliques de production pour transmettre des mesures de fond ou des commandes à
des équipements de fond.
6. Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, dans laquelle on dispose ledit émetteur/récepteur
(E) proche de l'extrémité inférieure d'une garniture de forage (21) pour transmettre
des paramètres de fond ou de forage, ou des mesures de localisation.
7. Méthode selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans laquelle les tubes
métalliques (6) comprennent deux extrémités, un filetage mâle (42, 43) à ces deux
extrémités et un manchon (44) vissé sur le tube (6) ou intégral, comportant le filetage
femelle (45) correspondant de façon à assembler entre eux les tubes, et on n'isole
électriquement lesdits tubes métalliques (6) disposés au droit de couches (3a, 3b)
de faible résistivité que sur leur zone centrale (48) située entre leurs extrémités.
8. Système de transmission d'informations comprenant un puits foré dans des couches de
formation géologique et cuvelé au moins en partie par des tubes métalliques (6), ledit
système comprenant dans ledit puits un émetteur/récepteur (E) d'informations fonctionnant
par le moyen d'ondes électromagnétiques guidées créées par l'injection d'un signal
électrique par un dipôle (P1, P2) lié conductivement aux tubes métalliques (6) servant
au guidage des ondes émises, caractérisé en ce qu'au moins certains tubes métalliques (6), disposés au droit des couches (3a, 3b) de
faible résistivité comportent des moyens (12, 13) d'isolation électrique avec ladite
formation.
9. Système selon la revendication 8, dans lequel lesdits tubes métalliques isolés sont
revêtus d'une couche de matière isolante (12, 13).
10. Système selon la revendication 9, dans lequel ladite couche isolante (12, 13) ne recouvre
pas entièrement toute la longueur des tubes métalliques.
11. Système selon la revendication 8, dans lequel lesdits moyens (12, 13) d'isolation
comprennent un matériau isolant qui remplit l'espace annulaire entre lesdits tubes
(23) métalliques et la formation conductrice, ledit matériau étant le résultat du
durcissement d'une composition liquide.
12. Système selon l'une des revendications 8 à 11, dans lequel ledit émetteur/récepteur
est incorporé à l'extrémité d'une colonne de tubes métalliques de production (8).
13. Système selon l'une des revendications 8 à 11, dans lequel ledit émetteur/récepteur
(E) est incorporé à l'extrémité d'une garniture de forage (21).
14. Système selon l'une quelconque des revendications 8 à 13, dans lequel les tubes métalliques
(6) comprennent deux extrémités, un filetage mâle (42, 43) à ces deux extrémités et
un manchon vissé sur le tube (6) ou intégral, comportant le filetage femelle correspondant
de façon à assembler entre eux les tubes, et les moyens (12, 13) d'isolation électrique
comprennent une couche isolante qui n'est déposée que sur la zone centrale (48) desdits
tubes (6) métalliques disposés au droit de couches (3a, 3b) de faible résistivité.
15. Installation de forage en mer avec tête (29) de puits sous-marine, comprenant un système
de transmission d'informations selon l'une quelconque des revendications 8 à 14.
16. Installation selon la revendication 15, dans laquelle une conduite (36) de contrôle
de venues (kill-line) est extérieurement isolée électriquement du fond de la mer à
la surface.
1. Method of transmitting information from a well drilled through geological formation
layers and at least partly lined with metal tubes (6), said method comprising placing
in said well an information transmitter/receiver (E) operating by means of guided
electromagnetic waves created by injecting an electrical signal through a dipole (P1,
P2) conductively connected to the metal tubes (6) serving to guide the waves emitted,
characterised in that:
the attenuation of the transmission through certain formation layers (3a, 3b) with
low resistivity is identified;
the metal tubes (6) disposed level with said layers of low resistivity are at least
partly insulated electrically.
2. Method according to claim 1, wherein the minimum length to be isolated, taking into
account the minimum characteristics of said electromagnetic transmission, notably
the transmission distance and/or the information flow rate, are determined using a
mathematical model.
3. Method according to one of claims 1 or 2, wherein the insulation is provided by putting
into place metal tubes (6) which have previously been coated with a layer of insulating
material (12, 13).
4. Method according to one of claims 1 or 2, wherein the insulation is provided by putting
into place a cement-type insulating material level with said certain formations (3a,
3b) in the annular space between the metal tubes (6) and the formations.
5. Method according to one of the preceding claims, wherein the transmitter/receiver
(E) is placed close to the lower end of a column of metal production tubes (8) for
transmitting measurements from the bottom or commands to equipment at the bottom.
6. Method according to one of claims 1 to 4, wherein the transmitter/receiver (E) is
placed close to the lower end of a drill string (21) for transmitting the bottom parameters
or drilling parameters, or location measurements.
7. Method according to any one of the preceding claims, wherein the metal tubes (6) comprise
two ends, a male screw thread (42, 43) at both ends and a sleeve (44) screwed onto
the tube (6) or integral therewith, comprising the corresponding female screw thread
(45) so as to fit the tubes together, and the metal tubes (6) located level with the
layers (3a, 3b) of low resistivity are electrically insulated only at their central
zone (48) situated between their ends.
8. Information transmission system comprising a well drilled into geological formation
layers and at least partly lined with metal tubes (6), said system comprising in said
well an information transmitter/receiver (E) operating by means of guided electromagnetic
waves created by injecting an electrical signal through a dipole (P1, P2) conductively
connected to the metal tubes (6) serving to guide the waves emitted, characterised in that at least some metal tubes (6) located level with the layers (3a, 3b) of low resistivity
comprise means of electrical insulation (12, 13) with said formation.
9. System according to claim 8, wherein said insulated metal tubes are coated with a
layer of insulating material (12, 13).
10. System according to claim 9, wherein said insulating layer (12, 13) does not totally
cover the length of the metal tubes.
11. System according to claim 8, wherein said insulating means (12, 13) comprise an insulating
material which fills the annular space between said metal tubes (23) and the conductive
formation, said material being the result of the hardening of a liquid composition.
12. System according to one of claims 8 to 11, wherein said transmitter/receiver is incorporated
at the end of a column of metal production tubes (8).
13. System according to one of claims 8 to 11, wherein said transmitter/receiver (E) is
incorporated at the end of a drill string (21).
14. System according to any one of claims 8 to 13, wherein the metal tubes (6) comprise
two ends, a male thread (42, 43) at these two ends and a sleeve screwed to the tube
(6) or integral therewith, comprising the corresponding female thread, so as to fit
the tubes together, and the electrical insulating means (12, 13) comprise an insulating
layer which is deposited only on the central zone (48) of said metal tubes (6) located
level with the layers (3a, 3b) of low resistivity.
15. Offshore drilling installation with a subsea wellhead (29), comprising an information
transmitting system according to any one of claims 8 to 14.
16. Installation according to claim 15, wherein a line for controlling kicks (kill-line)(36)
is electrically insulated on the outside from the bottom of the sea to the surface.
1. Verfahren zur Übertragung von Informationen aus einem Bohrloch, das durch Schichten
einer geologischen Formation gebohrt und zumindest zum Teil mit Metallrohren (6) ausgekleidet
ist, welches Verfahren das Einsetzen eines Senders/Empfängers (E) für Informationen
in das Bohrloch umfaßt der mit geführten elektromagnetischen Wellen arbeitet, die
durch Einspeisen eines elektrischen Signals über einen Dipol (P1, P2) erzeugt werden,
der leitend mit den Metallrohren (6) verbunden ist, die zum Leiten der emittierten
Wellen dienen, dadurch gekennzeichnet, daß
man die Dämpfung der Übertragung durch bestimmte Schichten (3a, 3b) der Formation
ermittelt, die einen geringen Widerstand haben,
und daß man die in Höhe dieser Schichten mit geringem Widerstand angeordneten Metallrohre
(6) zumindest zum Teil elektrisch isoliert.
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem man mit Hilfe eines mathematischen Modells anhand
der minimalen Leistungsmerkmale der genannten elektromagnetischen Übertragung, insbesondere
der Übertragungsdistanz und/oder des Informationsvolumens die zu isolierende Mindestlänge
bestimmt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem die Isolation dadurch bewirkt wird, daß
Metallrohre (6) eingesetzt werden, die zuvor mit einer Schicht (12, 13) aus isolierendem
Material umhüllt wurden.
4. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem die elektrische Isolierung dadurch bewirkt
wird, daß man ein zementartiges isolierendes Material in Höhe der genannten bestimmten
Formationen (3a, 3b) in den ringförmigen Zwischenraum zwischen den Metallrohren (6)
und den Formationen einbringt.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der genannte Sender/Empfänger
(E) in der Nähe des unteren Endes eines Stranges von metallischen Förderrohren (8)
angeordnet wird, um Meßdaten vom Grund des Bohrloches oder Befehle an die Einrichtungen
am Grund des Bohrloches zu übertragen.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei dem der Sender/Empfänger (E) in der
Nähe des unteren Endes eines Bohrgestänges (21) angeordnet wird, um Bohrloch- oder
Bohrparameter oder Ortungsdaten zu übertragen.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem die Metallrohre zwei Enden,
ein Außengewinde (42, 43) an diesen beiden Enden und eine auf das Rohr (6) aufgeschraubte
oder damit einstückige Hülse (44) mit einem entsprechenden Innengewinde zum Verbinden
der Rohre miteinander aufweist und bei dem man die genannten Metallrohre (6), die
in Höhe der Schichten (3a, 3b) mit geringem Widerstand angeordnet sind, nur in ihrer
mittleren Zone (48), die sich zwischen ihren Enden befindet, elektrisch isoliert.
8. Vorrichtung zur Übertragung von Informationen, mit einem Bohrloch, das in Schichten
einer geologischen Formation gebohrt ist und zumindest zum Teil mit Metallrohren (6)
ausgekleidet ist, welche Vorrichtung in dem genannten Bohrloch einen Sender/Empfänger
(E) für Informationen aufweist, der mit geführten elektromagnetischen Wellen arbeitet,
die erzeugt werden durch Einspeisen eines elektrischen Signals über einen Dipol (P1,
P2), der leitend mit den Metallrohren (6) verbunden ist, die zum Leiten der emittierten
Wellen dienen, dadurch gekennzeichnet, daß wenigstens einige der Metallrohre (6), die in Höhe von Schichten (3a, 3b) mit geringem
Widerstand angeordnet sind, Mittel (12, 13) zur elektrischen Isolation gegenüber der
genannten Formation aufweisen.
9. Vorrichtung nach Anspruch 8, bei der die isolierten Metallrohre mit einer Schicht
(12, 13) aus isolierendem Material ummantelt sind.
10. Vorrichtung nach Anspruch 9, bei der die genannte isolierende Schicht (12, 13) die
Metallrohre nicht auf ihrer gesamten Länge bedeckt.
11. Vorrichtung nach Anspruch 8, bei der die genannten Isolationsmittel (12, 13) ein isolierendes
Material umfassen, das den ringförmigen Zwischenraum zwischen den genannten Metallrohren
(23) und der leitenden Formation ausfüllt, wobei dieses Material durch Aushärten einer
flüssigen Zusammensetzung entstanden ist.
12. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 11, bei der der genannte Sender/Empfänger
am Ende eines Stranges von metallischen Förderrohren (8) eingebaut ist.
13. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 11, bei der der Sender/Empfänger (E) am
Ende eines Bohrgestänges (21) eingebaut ist.
14. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 13, bei der die Metallrohre (6) zwei Enden,
ein Außengewinde (42, 43) an diesen beiden Enden und eine auf das Rohr (6) aufgeschraubte
oder damit einstückige Hülse mit einem entsprechenden Innengewinde zur Verbindung
der Rohre miteinander aufweisen und die Mittel (12, 13) zur elektrischen Isolation
eine isolierende Schicht aufweisen, die nur in der mittleren Zone (48) dieser Metallrohre
(6) angeordnet ist, die in Höhe der Schichten (3a, 3b) mit geringem Widerstand angeordnet
sind.
15. Marine Bohranlage mit einem Unterwasser-Bohrkopf (29), mit einer Vorrichtung zur Übertragung
von Informationen nach einem der Ansprüche 8 bis 14.
16. Anlage nach Anspruch 15, bei der eine Leitung (36) (kill-line) zur Kontrolle von Wassereinbrüchen
vom Meeresgrund bis zur Oberfläche außen elektrisch isoliert ist.