EP0187599A1 - Dispositif propulsé par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits dévié - Google Patents

Dispositif propulsé par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits dévié Download PDF

Info

Publication number
EP0187599A1
EP0187599A1 EP85402626A EP85402626A EP0187599A1 EP 0187599 A1 EP0187599 A1 EP 0187599A1 EP 85402626 A EP85402626 A EP 85402626A EP 85402626 A EP85402626 A EP 85402626A EP 0187599 A1 EP0187599 A1 EP 0187599A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
extension
opening
casing
fluid
production
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
EP85402626A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0187599B1 (fr
Inventor
Christian Wittrisch
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.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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 IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP0187599A1 publication Critical patent/EP0187599A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0187599B1 publication Critical patent/EP0187599B1/fr
Expired legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/14—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for displacing a cable or a cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
    • E21B23/10—Tools specially adapted therefor
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
    • E21B33/072—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells for cable-operated tools

Definitions

  • the present invention relates to a device propelled by hydraulic pressure allowing measurements and interventions during injection or production in a deviated well.
  • deflected well is meant here both the well deflected wells and those strongly deflected and which require pumping of the equipment to reach the producing area.
  • the invention is particularly applicable when it is a question of carrying out measurements, for example of pressure and flow, at the level of geological formations, or any other intervention in a well and when it is a question of highlighting , for example, the flow profile of the producing part of a deviated eruptive well.
  • the measuring or intervention instrument can be, for example, a logging probe. It is either electrically connected to the surface by a logging cable, or not connected to the surface, benefiting in this case from an autonomous power supply and an information storage memory.
  • the volume located above the locomotive is pressurized by pumping, so as to push the equipment (probe and extension ) in the deviated area of interest to the producer.
  • the measurements are made during the pushing phase when the probe is in the production zone, or during the ascent phase. They can advantageously be repeated.
  • the assembly of all the equipment is carried out by pulling on the cable. If the production tubing has a substantially constant internal diameter and since the linings ensure good sealing, it sometimes happens that a phenomenon of pistoning and therefore of suction of the fluid is observed, capable of creating pressure imbalances and displacements of fluid, leading to uncontrolled production.
  • US Patent 2,122,697 also mentions a sensor lowered by circulation by means of pumping and which is then anchored to the bottom of the well via a deformable membrane and springs, while US Patent 3,104,714 relates to a tool. pumped fitted with an electric cable and which includes pads which will brake and prevent the tool from rising.
  • the first step is to introduce all of the tools into a pressurized well.
  • a device according to the present invention which can be used to carry out, during injection or fluid production operations, measurements or interventions in a deviated well passing through a geological formation, this well being fitted with casing.
  • This device comprises at least one measuring or intervention instrument fixed to a first end of an extension, the other end of which constitutes the upper end, is provided with sealing members enabling the device to be propelled into said casing. under the effect of hydraulic pressure, the device being, moreover, connected to the surface by a flexible line such as an electric cable supplying the probe.
  • the device according to the invention has a propulsion position in the casing and a measurement or intervention position and it includes means supporting said sealing members, said means being adapted on the one hand, to discover at least one opening. allowing the fluid to circulate all along the tube and the extension in said measurement or intervention position of the device and, on the other hand, to close said opening in said propulsion position.
  • said means comprise two elongated elements, one of which is fixed to the upper part of the extension and has at least two openings located on either side of the sealing members and the other of which is movable, has at least one opening located above sealing members and can be moved by sliding, under the effect of a traction exerted on said cable, or by a remote-controlled member from the surface, for example a motor, from a first position corresponding to the closing of said openings up to a second position which uncovers said openings.
  • said means comprise at the upper part of said extension a membrane delimiting an annular chamber of variable volume, this chamber being able to be connected to a source of auxiliary fluid under pressure to give said volume a value ensuring substantially the sealing and allowing propulsion by injection of fluid from the surface, said chamber can also be placed under vacuum to allow the flow of injection or production fluid in said casing, around said membrane and means for adjusting the pressure in said chamber.
  • the invention is more particularly applicable when the wells crossing the geological formation are deviated by an angle such that the probe cannot descend by gravity and, for example, by an angle of more than 40 ° relative to the vertical.
  • injection measurements can be made. Under these conditions, traction on the cable makes it possible to free the openings of the device according to the invention and the injected fluid can circulate.
  • the measurements are carried out during the injection phase, preferably by reassembling the whole of the equipment (the opening therefore being maintained).
  • the flow measurements for example, are made while the fluid is produced which will then be recovered on the surface.
  • the uncovered opening has a cross section substantially equal to the cross section between the casing and the extension so as to minimize the pressure drops.
  • the means supporting the sealing members include an anchoring on the flexible line at a point such that the length of said flexible line in the extension allows the opening to be discovered. It is, for example, at least equal to the length of the extension to which is added the length of the opening along the axis of the well.
  • the upper element sliding relative to the lower element may include locking systems, for example electromechanical, remote controlled from the surface, in order to maintain the opening in the closed position during pumping, during the descent. of the equipment, or maintaining the opening in the open position, when raising the equipment and during the production and measurement phase.
  • locking systems for example electromechanical, remote controlled from the surface
  • the means for adjusting the pressure in the variable volume chamber may include a compensation chamber in communication, on the one hand, with the interior of the casing and, on the other hand, with the source of auxiliary fluid.
  • the invention also relates to equipment usable for carrying out, during injection or fluid production operations, measurements or interventions in a well passing through a geological formation, this equipment comprising in combination a device as defined above and a remote controlled subsurface valve, through which said device can slide in the open position of this valve.
  • Said valve may define with the surface an airlock of a length equal to the length of the device.
  • FIG. 1 represents a well 1 equipped with a first casing 1a of internal diameter, for example equal to 40 cm, vertical from the surface 3 and which is deflected in its terminal part.
  • Another casing 1b for example 24 cm, contained in the first casing, descended into the deviated part of the well, the space between the two casings being cemented.
  • This tubing lb is extended by a third tubing 5 of about 18 cm in diameter which has holes 5a to recover the production of a horizontal drain 4.
  • a tubing support lc provides the link with the tubing lb and the tubing 5, while that a seal ld is made between the casing 5 and the production casing 2 of approximately 8 cm, at the end of which there is a restriction or "nogo" 40.
  • the extension 15 and the probe 8, for example, were pumped, that is to say pushed by a fluid (diesel for example) in the casing 2, thanks to a locomotive 16 from the surface.
  • a control cabin controls the handling, lifting and pumping of fluids.
  • a traction cable 6 (diameter for example 8 mm), driven by a winch 7, is connected to a probe support and to a standard type logging probe 8 (diameter 4.3 cm for example) which can be autonomous or connected by an electric cable to the surface, the latter can also be a towing cable.
  • the traction cable also supports the extension elements.
  • the logging probe 8 and its support are fixed either to the screwed elements of the "snubbing" or to the "coil tubing" (flexible tube wound on a coil) which constitute the extension 15, with a diameter close to that of the probe and of length, for example, between 100 and 500 meters and possibly connected to the surface by an electrical probe-surface connection provided either by a single connector at the probe, or by a multiplicity of connectors, each being arranged substantially in the vicinity of each element.
  • the propulsion means, all of the screwed elements, the probe support and the logging probe preferably have a diameter less than the opening diameter of the valve.
  • the device according to the invention illustrated in FIG. 2 At the upper end of the extension is the device according to the invention illustrated in FIG. 2, with the propulsion system 16 or locomotive comprising one or more sealing elements 17 (or cups) ensuring the sealing with the production tubing 2, this device being integral with cable 6.
  • FIGS 2 and 3 show an advantageous embodiment of the device according to the invention.
  • the upper element of the extension 15 has an extension 19 which can be screwed and of internal diameter substantially equal to that of the extension.
  • the lower part of this extension is pierced with at least a first lateral opening 20 possibly allowing the passage of the fluid through the extension; its upper part is also pierced with at least a second lateral opening 21 through which the fluid is discharged towards the surface.
  • Each of these openings is located on either side of the position of the locomotive 16. The role of these openings 20 and 21 can be reversed, if one works in injection.
  • the movable element or sliding sleeve 22 comes to cap the extension 19.
  • This sleeve has two openings 20a and 21a located on either side of the locomotive. It is integral with the cable 6 in its upper part and a pin 23 housed in a rotation wedge groove 24 allows only an axial displacement of the sliding jacket 22 when the cable 6 undergoes a traction from bottom to top.
  • the cable 6 has been secured on the surface to the sliding jacket 22 at a lashing point 27, after taking the precaution of leaving a little slack to allow the displacement of the sliding jacket.
  • the latter effectively comprises the sealing cups 17 of the locomotive 16. In the pumping position, it rests at 26 on the bottom stop 25 of the extension 19 of the extension and thereby obstructs the openings 20, 20a, 21 and 21a thus preventing any circulation of fluid.
  • a pull of the cable causes the jacket to rise up to a stop provided by the pin 23 and the openings are released. The fluid can then flow.
  • FIG. 3A illustrates another particularly advantageous embodiment in which the opening 20 through the element 19 remains permanently open, the sliding jacket 22 covering only the openings 21.
  • the section of the fluid inlet or outlet openings is preferably substantially equal to the section of the annular space between the casing 2 and the extension 15, so as to minimize the pressure drop.
  • the production tube comprises elements of decreasing diameter, for example three elements A, B, C (30, 31, 32) of respective diameters 0 A 3 ⁇ B and ⁇ C such that ⁇ A > ⁇ B > ⁇ C
  • FIG. 1 illustrates the artificial airlock 11 and more particularly the subsurface valve 33 arranged on the production line 2. This valve ensures safety and equilibrium airlock during the assembly and disassembly phase of the probe and of the extension and of the device according to the invention, and the putting in of the airlock, during the descent and ascent phase of all the equipment.
  • a manual remote control transmits energy from the surface to the valve 33, via either a hydraulic or gas-fired central 34 and a pipe 35, so as to open or close it at will during the various operating phases and especially so as to prevent any uncontrolled closure following an overpressure, which would cause the cable to break if the probe and extension were already engaged under the valve.
  • the valve is also self-closing, so as to comply with current safety standards.
  • a subsurface valve 33 is placed in advance on a casing of production 2 at a distance at least equal to the length between the wellhead and the end of the probe, or about 300 meters.
  • This valve is permanently open, with control for closing, or it can be permanently closed, with control for opening. We close the valve.
  • the airlock thus created is at atmospheric pressure. 0n successively introduces the measurement probe 8 attached to the cable 6, then the extension 15, element by element, and the propulsion system 16, 17 and 19 mounted on the device according to the invention.
  • An electrical connection is possibly established by means of a bottom connector.
  • the cable gland 36 is closed on the surface around the cable and the pressure is balanced on either side of the valve 33 and then it is opened by remote control from the surface.
  • the extension and the probe are then in the production drain 4.
  • the sliding jacket 22 is moved without touching the rest of the equipment, since the cable has a little slack inside the device .
  • This operation allows the fluid to flow through the holes 5a of the production area and from there to the surface and to pass through the openings 20 and 21 thus released, the device according to the invention. Under these conditions, it is possible to carry out measurements, for example of flow rate, using the production tubing which was used to move the probe and the extension.
  • the probe and extension can be moved by pushing or pulling on the cable.
  • the measurements can then be stationary, or made continuously during the movement, so as to determine a profile of drain flow.
  • the probe, extension and propulsion system assembly is reassembled without pistoning, since the sliding jacket is open and since the fluid can be transferred from the upper part to the lower part of the propulsion system.
  • the assembly being reassembled above the subsurface valve 33, the latter is closed and the airlock defined above is purged.
  • FIGS. 5 and 6 A variant of the device according to the invention which is particularly advantageous when the casing has variations in diameter is illustrated by FIGS. 5 and 6. It comprises an extension extension 19 fixed on the one hand to the cable 6 and on the other hand to the upper part of the extension.
  • This extension is laterally pierced with at least one hole 45 through which an auxiliary fluid (oil or viscous fat, or gas) flows which will be housed in an annular chamber of variable volume 46 and delimited by a polymeric membrane 47 and the extension.
  • This viscous fluid is circulated in a pipe 51 by a piston 48 driven by a motor 49 and which moves in a tank 50.
  • Another chamber 52 sends in the opposite direction via another piston 53 on which a compressed spring 54 is supported, a quantity of fluid which flows through another pipe 51 in relation to at least one hole 45 and which allows the balancing of the pressures between the fluid contained in the production casing 2 and the auxiliary fluid.
  • a piston control sends the viscous auxiliary fluid into the volume of the annular space delimited by the membrane, thus ensuring a seal against the production casing. Another mode of the propulsion system is therefore made up and the pumping of the equipment can proceed quite correctly.
  • variable volume of the ring finger 46 it suffices to partially empty the variable volume of the ring finger 46 so that the fluid can flow freely.
  • a diameter servo means coupled to the motor can advantageously be mounted downstream or upstream to pass any restrictions or variations in casing diameter likely to be encountered.

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)

Abstract

On décrit un dispositif propulsé par pression hydraulique permettant des mesures et des intervention en cours d'injection ou de production dans un puits traversant une formation géologique. Il présente une position de propulsion dans le tubage de production et une position de mesure ou d'intervention et comporte des moyens supportant des organes d'étanchéité (17), qui sont adaptés d'une part à découvrir une ouverture (21, 21a) permettant au fluide de circuler tout le long du tubage (2) et de l'extension (15) dans ladite position de mesure ou d'intervention du dispositif et d'autre part à obturer ladite ouverture (21, 21a) dans ladite position de propulsion.

Description

  • La présente invention concerne un dispositif propulsé par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits dévié.
  • Par l'expression "puits dévié" on entend ici aussi bien les puits faiblement déviés que ceux fortement déviés et qui nécessitent un pompage de l'équipement pour atteindre la zone productrice.
  • L'invention est notamment applicable lorsqu'il s'agit d'effectuer des mesures, par exemple de pression et de débit, au niveau de formations géologiques, ou toute autre intervention dans un puits et lorsqu'il s'agit de mettre en évidence, par exemple, le profil de débit de la partie productrice d'un puits éruptif dévié. Ces techniques de mesure sont bien connues des spécialistes et ne seront donc pas décrites plus en détail.
  • L'instrument de mesure ou d'intervention peut être, par exemple, une sonde de diagraphie. Elle est soit reliée électriquement à la surface par un câble de diagraphie, soit non reliée à la surface, bénéficiant dans ce cas d'une alimentation autonome et d'une mémoire de stockage de l'information.
  • Il est déjà connu par le brevet US 4 349 072 de descendre au bout d'un câble dans la partie verticale et déviée d'un puits , une sonde fixée à l'extrémité inférieure d'une extension qui peut atteindre une longueur au plus égale à la longueur du drain (par exemple 500 à 1 300 m environ). Dans sa partie supérieure, l'extension est reliée à un système de propulsion généralement appelé "locomotive", constitué de coupelles dont la garniture en caoutchouc assure une étanchéité quasi-totale avec les parois intérieures du tubage. Cette locomotive est elle-même attachée au câble.
  • Lorsque le poids de l'ensemble ne suffit pas à assurer la descente de l'équipement dans le puits sous pression, le volume situé au dessus de la locomotive est mis en pression par pompage, de façon à pousser l'équipement (sonde et extension) dans la zone déviée qui intéresse le producteur. Les mesures sont faites durant la phase de poussée lorsque la sonde est dans la zone de production, ou durant la phase de remontée. Elles peuvent avantageusement être répétées.
  • En raison de l'étanchéité des garnitures, il n'est pas possible au fluide de circuler librement et de remonter en surface. Dans ces conditions, les mesures de débit, par exemple, dans un puits en production deviennent impossibles, à moins d'utiliser un deuxième tubage réservé à la remontée du fluide, mais cette solution est coûteuse et doit être prévue lors de l'équipement du puits, car l'opération de descente des deux tubages doit être simultanée.
  • Par ailleurs, la remontée de l'ensemble de l'équipement (sonde, extension et locomotive) s'effectue par traction sur le câble. Si le tubage de production possède un diamètre intérieur sensiblement constant et comme les garnitures assurent une bonne étanchéité, il arrive que l'on observe un phénomène de pistonage et donc d'aspiration du fluide, susceptible de créer des déséquilibres de pression et des déplacements de fluide, entraînant une mise en production non contrôlée.
  • Il est connu notamment par les brevets FR-A-2 473 652 et 2 500 419 de déplacer une sonde dans un puits par l'intermédiaire d'un fluide liquide pompé du fond du puits, traversant le moyen de pompage et circulant par au moins une ouverture située au-dessus d'un manchon gonflable commandé automatiquement. Le fluide va exercer une pression sur le manchon qui, de ce fait, va progresser dans le puits.
  • Il est également connu, comme décrit dans le brevet US 3 070 167, des dispositifs comprenant des organes munis de ressorts qui s'expansent ou se compriment de façon à ce que ces organes fassent étanchéité avec le tubage et puissent permettre de pomper l'extension dans le puits.
  • Le brevet US 2 122 697 mentionne également un capteur descendu par circulation grâce à un pompage et qui est ancré ensuite au fond du puits par l'intermédiaire d'une membrane déformable et de ressorts, tandis que le brevet US 3 104 714 concerne un outil pompé muni d'un câble électrique et qui comprend des patins qui vont freiner et empêcher la remontée de l'outil.
  • De nombreux problèmes apparaissent en diagraphie de production lorsqu'on s'intéresse aux puits éruptifs, c'est-à-dire aux puits sous-pression. Il s'agit d'abord d'introduire l'ensemble des outils dans un puits sous pression.
  • 11 est également connu d'utiliser un sas (ayant généralement une longueur d'une dizaine de mètres), en surface, pour descendre et remonter dans un puits dévié sous pression une sonde de diagraphie et une extension, élément par élément. Chaque opération nécessite notamment une série de manipulations de vannes, de mise en pression et de purge qui sont longues et fastidieuses, dans la mesure où il faut assembler une extension pour atteindre, par exemple, 300 à 500 mètres.
  • Il est également connu de descendre une sonde et une extension dans un puits sous pression par un "snubbing" où chacun des éléments du tubage, après avoir été vissé, est déplacé en force à partir de la surface par un vérin hydraulique. Elles peuvent être introduites également par un "coil tubing" où le tubage continu est enroulé sur un grand touret et est entraîné dans le. puits sous pression par des roulettes disposées à la surface. Ces équipements sont lourds et coûteux, voire assez fragiles, notamment le "coil tubing".
  • Enfin, il est tout à fait possible de rencontrer des variations de diamètre dans le tubage de production lors de l'avancement de l'équipement de diagraphie.
  • Ces inconvénients sont considérablement réduits et ces problèmes avantageusement résolus par l'utilisation d'un dispositif selon la présente invention, utilisable pour effectuer au cours d'opérations d'injection ou de production de fluide, des mesures ou interventions dans un puits dévié traversant une formation géologique, ce puits étant équipé d'un tubage. Ce dispositif comporte au moins un instrument de mesure ou d'intervention fixé à une première extrémité d'une extension dont l'autre extrémité, constituant l'extrémité supérieure, est munie d'organes d'étanchéité permettant la propulsion du dispositif dans ledit tubage sous l'effet d'une pression hydraulique, le dispositif étant, de plus, relié à la surface par une une ligne flexible telle qu'un câble électrique alimentant la sonde.
  • Le dispositif selon l'invention présente une position de propulsion dans le tubage et une position de mesure ou d'intervention et il comporte des moyens supportant lesdits organes d'étanchéité, lesdits moyens étant adaptés d'une part, à découvrir au moins une ouverture permettant au fluide de circuler tout le long du tube et de l'extension dans ladite position de mesure ou d'intervention du dispositif et, d'autre part, à obturer ladite ouverture dans ladite position de propulsion.
  • Selon un mode préféré de réalisation, lesdits moyens comportent deux éléments allongés dont l'un est fixé à 1a partie supérieure de l'extension et comporte au moins deux ouvertures situées de part et d'autre des organes d'étanchéité et dont l'autre est mobile, comporte au moins une ouverture située au dessus des organes d'étanchéité et peut être déplacé par coulissement, sous l'effet d'une traction exercée sur ledit câble, ou par un organe télécommandé depuis la surface, par exemple un moteur, depuis une première position correspondant à l'obturation desdites ouvertures jusqu'à une seconde position qui découvre lesdites ouvertures.
  • Selon un mode de réalisation particulièrement avantageux, lesdits moyens comprennent à la partie supérieure de ladite extension une membrane délimitant une chambre annulaire de volume variable, cette chambre pouvant être reliée à une source de fluide auxiliaire sous pression pour donner audit volume une valeur assurant sensiblement l'étanchéité et permettant la propulsion par injection de fluide depuis la surface, ladite chambre pouvant également être mise en dépression pour permettre l'écoulement du fluide d'injection ou de production dans ledit tubage, autour de ladite membrane et des moyens de réglage de la pression dans ladite chambre.
  • L'invention est plus particulièrement applicable lorsque les puits traversant la formation géologique sont déviés d'un angle tel que la sonde ne puisse pas descendre par gravité et, par exemple, d'un angle de plus de 40° par rapport à la verticale.
  • Lorsque le dispositif est utilisé dans des puits non éruptifs, on peut effectuer des mesures en injection. Dans ces conditions, une traction sur le câble permet de libérer les ouvertures du dispositif selon l'invention et le fluide injecté peut circuler. On effectue les mesures lors de la phase d'injection, de préférence en remontant l'ensemble de l'équipement (l'ouverture étant de ce fait maintenue). Par contre, dans le cas des puits éruptifs à pressions faibles ou élevées , les mesures de débit, par exemple, sont faites pendant que l'on produit le fluide qui sera ensuite récupéré à la surface.
  • On peut aussi déplacer la partie supérieure mobile de l'extension comportant l'ouverture, grâce à des moyens télécommandés depuis s la surface, tels qu'une commande électrique actionnant un moteur.
  • L'ouverture découverte présente une section sensiblement égale à la section comprise entre le tubage et l'extension de façon à minimiser les pertes de charges.
  • Les moyens supportant les organes d'étanchéité comportent un ancrage sur la ligne flexible en un point tel que la longueur de ladite ligne flexible dans l'extension permette de découvrir l'ouverture. Elle est, par exemple, au moins égale à la longueur de l'extension à laquelle est ajoutée la longueur de l'ouverture selon l'axe du puits.
  • L'élément supérieur coulissant par rapport à l'élément inférieur peut comporter des systèmes de verrouillage, par exemple électromécaniques, télécommandés depuis la surface, afin d'assurer le maintien de l'ouverture en position fermée lors du pompage, au cours de la descente de l'équipement, ou le maintien de l'ouverture en position ouverte, lors de la remontée de l'équipement et lors de la phase de production et de mesure.
  • Les moyens de réglage de la pression dans la chambre de volume variable pourront comprendre une chambre de compensation en communication, d'une part, avec l'intérieur du tubage et, d'autre part, avec la source de fluide auxiliaire.
  • L'invention concerne également un équipement utilisable pour effectuer au cours d'opérations d'injection ou de production de fluide, des mesures ou interventions dans un puits traversant une formation géologique, cet équipement comportant en combinaison un dispositif tel que défini ci-dessus et une vanne de subsurface télécommandée, à travers laquelle ledit dispositif peut coulisser dans la position d'ouverture de cette vanne.
  • Ladite vanne pourra délimiter avec la surface un sas d'une longueur égale à la longueur du dispositif.
  • L'invention sera mieux comprise au vu de la description suivante, illustrée par les dessins annexés parmi lesquels :
    • - la figure 1 représente l'environnement du dispositif selon l'invention,
    • - les figures 2 et 3 illustrent une vue détaillée du dispositif durant la phase de pompage et celle de mesure,
    • - les figures 3A et 38 montrent une variante de l'appareillage * selon l'invention,
    • - les figures 4A et 4B illustrent une vue d'ensemble de l'extension et du dispositif selon l'invention dans le cas de tubages de production de diamètres différents et,
    • - les figures 5 et 6 représentent une vue détaillée d'un autre mode de réalisation de l'invention.
  • La figure 1 représente un puits 1 équipé d'un premier tubage la de diamètre intérieur par exemple égal à 40 cm, vertical à partir de la surface 3 et qui est dévié dans sa partie terminale.
  • Un autre tubage lb, par exemple de 24 cm, contenu dans le premier tubage, est descendu dans la partie déviée du puits, l'espace entre les deux tubages étant cimenté. Ce tubage lb est prolongé par un troisième tubage 5 de 18 cm environ de diamètre qui comporte des trous 5a pour récupérer la production d'un drain horizontal 4. Un support de tubage lc assure le lien avec le tubage lb et le tubage 5, tandis qu'une étanchéité ld est faite entre le tubage 5 et le tubage de production 2 de 8 cm environ, à l'extrémité duquel se présente une restriction ou "nogo" 40.
  • L'extension 15 et la sonde 8, par exemple, ont été pompés, c'est-à-dire poussés par un fluide (gazole par exemple) dans le tubage 2, grâce à une locomotive 16 depuis la surface.
  • En surface, une cabine de contrôle commande les opérations de manutention, de levage et de pompage des fluides. Un câble de traction 6 (diamètre par exemple de 8 mm), mû par un treuil 7, est relié à un support de sonde et à une sonde de diagraphie 8 de type standard (diamètre 4,3 cm par exemple) qui peut être autonome ou reliée par un câble électrique à la surface, ce dernier pouvant être aussi câble tracteur. Le câble de traction supporte aussi les éléments d'extension.
  • L'équipement de surface comporte :
    • - un obturateur anti-éruption 9 (ou BOP en anglais), constitué d'obturateurs équipés de mâchoires faisant étanchéité sur le corps des tubes d'obturateurs équipés de coins de retenue et un obturateur équipé de mâchoires faisant étanchéité sur le câble 6,
    • - un équipement de pression de type "snubbing", non représenté sur la figure; on entend par "snubbing" des moyens de descente de matériel tubulaire sous pression,
    • - un sas 11 limité par l'équipement de l'obturateur anti-éruption 9 en surface et une vanne de subsurface 33 disposée dans le tubage 2, à une profondeur telle que la longueur du sas est sensiblement supérieure à celle de l'extension que l'on veut introduire dans les portions déviées 5 du puits,
    • - un système de pompes assurant par des connexions en tête de puits 14 le pompage d'un fluide pour la descente de la sonde et le pompage du fluide produit.
  • La sonde de diagraphie 8 et son support sont fixés, soit aux éléments vissés du "snubbing" ou au "coil tubing" (tube flexible enroulé sur une bobine) qui constituent l'extension 15, d'un diamètre voisin de celui de la sonde et de longueur comprise, par exemple, entre 100 et 500 mètres et reliés éventuellement à la surface par une liaison électrique sonde-surface assurée soit par l'intermédiaire d'un seul connecteur au niveau de la sonde, ou par une multiplicité de connecteurs, chacun étant disposé sensiblement au voisinage de chaque élément.
  • Les moyens de propulsion, l'ensemble des éléments vissés, le support de sonde et la sonde de diagraphie ont de préférence un diamètre inférieur au diamètre d'ouverture de la vanne.
  • A l'extrémité supérieure de l'extension se trouve le dispositif suivant l'invention illustré dans la figure 2, avec le système de propulsion 16 ou locomotive comportant un ou plusieurs éléments d'étanchéité 17 (ou coupelles) assurant l'étanchéité avec le tubage de production 2, ce dispositif étant solidaire du câble 6.
  • Les figures 2 et 3 représentent un mode de réalisation avantageux du dispositif selon l'invention.
  • L'élément supérieur de l'extension 15 comporte un prolongement 19 qui peut être vissé et de diamètre intérieur sensiblement égal à celui de l'extension. La partie inférieure de ce prolongement est percée d'au moins une première ouverture latérale 20 permettant éventuellement le passage du fluide à travers le prolongement ; sa partie supérieure est également percée d'au moins une seconde ouverture latérale 21 par où s'évacue le fluide vers la surface. Chacune de ces ouvertures est située de part et d'autre de la position de la locomotive 16. Le rôle de ces ouvertures 20 et 21 peut être interverti, si l'on travaille en injection.
  • L'élément mobile ou chemise coulissante 22 vient coiffer le prolongement 19. Cette chemise comporte deux ouvertures 20a et 21a situées de part et d'autre de la locomotive. Elle est solidaire du câble 6 dans sa partie supérieure et un pion 23 logé dans une rainure de calage en rotation 24 ne permet qu'un déplacement axial de la chemise coulissante 22 lorsque le câble 6 subit une traction de bas en haut. Le câble 6 a été solidarisé en surface à la chemise coulissante 22 en un point d'arrimage 27, après qu'on ait pris la précaution de laisser un peu de mou pour permettre le déplacement de la chemise coulissante.
  • Cette dernière comporte effectivement les coupelles d'étanchéité 17 de la locomotive 16. En position de pompage, elle repose en 26 sur la butée basse 25 du prolongement 19 de l'extension et obstrue de ce fait les ouvertures 20, 20a , 21 et 21a empêchant ainsi toute circulation de fluide. Lors de la production du fluide (Fig.3) une traction du câble fait remonter la chemise jusqu'à une butée assurée par le pion 23 et les ouvertures sont libérées. Le fluide peut alors s'écouler.
  • La figure 3A illustre un autre mode de réalisation particulièrement avantageux dans lequel l'ouverture 20 à travers l'élément 19 reste ouverte en permanence, la chemise coulissante 22 ne recouvrant que les ouvertures 21.
  • La section des ouvertures d'entrée ou de sortie du fluide est de préférence sensiblement égale à la section de l'espace annulaire compris entre le tubage 2 et l'extension 15, de façon à minimiser la perte de charge.
  • Selon un mode particulièrement avantageux de réalisation (Fig.4A), lorsque le tube de production comporte des éléments de diamètre décroissant, par exemple trois éléments A, B, C (30, 31, 32) de diamètres respectifs 0 A3 φB et φC tels que φA > φB > φC, on peut effectuer l'opération de pompage sur plusieurs étages de coupelles 17A, 17B, 17C de diamètres différents, chaque étage s'arrêtant au niveau de la restriction considérée. Seul l'étage 17c de diamètre le plus faible OC comprend une chemise coulissante 22 qui permet la production du fluide et les mesures de production correspondantes (Fig. 4B).
  • La figure 1 illustre le sas artificiel 11 et plus particulièrement la vanne de subsurface 33 disposée sur la ligne de production 2. Cette vanne assure la sécurité et la mise en équipression sas-surface lors de la phase d'assemblage et de démontage de la sonde et de l'extension et du dispositif selon l'invention, et la mise en équipression sas-puits, lors de la phase de descente et de remontée de l'ensemble de l'équipement.
  • Une télécommande manuelle transmet de 1a surface une énergie sur la vanne 33, par l'intermédiaire soit d'une centrale hydraulique 34 ou à gaz et d'une conduite 35, de façon à l'ouvrir ou à la fermer à volonté lors des différentes phases de manoeuvre et surtout de façon à prévenir toute fermeture non contrôlée consécutive à une surpression, ce qui entraînerait la rupture du câble si la sonde et l'extension étaient déjà engagés sous la vanne. Bien entendu, la vanne est aussi à fermeture automatique, de façon à respecter les normes de sécurité en vigueur.
  • Lorsque la pression du puits est faible, mais suffisante pour produire, il est possible de "tuer" le puits avec une saumure appropriée et d'éviter l'emploi d'une vanne de subsurface, l'équipement de diagraphie pouvant descendre par gravité et éventuellement par pompage dans la partie déviée du drain.
  • Un mode de réalisation particulièrement avantageux de l'invention est décrit ci-après.
  • On dispose à l'avance une vanne de subsurface 33 sur un tubage de production 2 à une distance au moins égale à la longueur comprise entre la tête de puits et l'extrémité de la sonde, soit environ 300 mètres. Cette vanne est en permanence ouverte, avec commande pour la fermeture, ou elle peut être en permanence fermée, avec commande pour l'ouverture. On ferme la vanne. Le sas ainsi créé est à la pression atmosphérique. 0n introduit successivement la sonde de mesure 8 accrochée au câble 6, puis l'extension 15, élément par élément, et le système de propulsion 16, 17 et 19 monté sur le dispositif selon l'invention. Une liaison électrique est établie éventuellement au moyen d'un connecteur de fond. On ferme en surface le presse-étoupe 36 autour du câble et l'on équilibre la pression de part et d'autre de la vanne 33 et ensuite on l'ouvre par télécommande depuis la surface. Par gravité, puis par pompage, on déplace la sonde et l'extension dans la colonne de production 2. Le câble 6 reliant l'extension à la surface permet, à tout moment, de contrôler la profondeur, donc le déplacement de l'extension, la vitesse de descente, la remontée de l'extension par traction du câble. Une augmentation sensible de pression décelable en surface signifie l'arrivée de la locomotive au contact de la restriction ou "nogo" 40 disposé à l'extrémité inférieure du tubage de production 2.
  • L'extension et la sonde sont alors dans le drain de production 4. Par traction sur le câble, on déplace la chemise coulissante 22 sans toucher au reste de l'équipement, puisque le câble présente un peu de mou à l'intérieur du dispositif. Cette opération permet au fluide de circuler à travers les trous 5a de la zone de production et de là vers la surface et de traverser par les ouvertures 20 et 21 ainsi libérées le dispositif selon l'invention. On peut, dans ces conditions, effectuer des mesures, par exemple de débit, en utilisant le tubage de production qui a servi à déplacer la sonde et l'extension.
  • On peut déplacer la sonde et l'extension par poussée ou par traction sur le câble. Les mesures peuvent alors être stationnaires, ou faites en continu durant le déplacement, de façon à déterminer un profil de jébit de drain.
  • Il est particulièrement avantageux de répéter plusieurs fois le déplacement de la sonde dans la zone de production et donc de répéter les mesures en pompant tout d'abord pour déplacer l'ensemble et en tirant sur le câble ensuite.
  • Une fois les enregistrements effectués, on remonte l'ensemble sonde, extension, système de propulsion sans pistonner, puisque la chemise coulissante est ouverte et puisque le fluide peut être transféré de la partie supérieure vers la partie inférieure du système de propulsion. L'ensemble étant remonté au-dessus de la vanne de subsurface 33, on ferme celle-ci et on purge le sas défini ci-dessus.
  • Une variante du dispositif selon l'invention particulièrement avantageuse lorsque le tubage présente des variations de diamètre est illustrée par les figures 5 et 6. Elle comprend un prolongement d'extension 19 fixé d'une part au câble 6 et d'autre part à la partie supérieure de l'extension . Ce prolongement est percé latéralement d'au moins un trou 45 par lequel s'écoule un fluide auxiliaire (huile ou graisse visqueuse, ou gaz) qui va se loger dans une chambre annulaire de volume variable 46 et délimitée par une membrane polymérique 47 et le prolongement. Ce fluide visqueux est mis en circulation dans une conduite 51 par un piston 48 mû par un moteur 49 et qui se déplace dans un réservoir 50. Une autre chambre 52, dite de compensation, envoie en sens inverse par l'intermédiaire d'un autre piston 53 sur lequel s'appuie un ressort comprimé 54, une quantité de fluide qui s'écoule par une autre conduite 51 en relation avec au moins un trou 45 et qui permet l'équilibrage des pressions entre le fluide contenu dans le tubage de production 2 et le fluide auxiliaire. Avant le pompage de l'extension et de la sonde dans le puits, une commande du piston envoie le fluide auxiliaire visqueux dans le volume de l'espace annulaire délimité par la membrane, assurant ainsi une étanchéité contre le tubage de production. Un autre mode du système de propulsion est de ce fait constitué et le pompage de l'équipement peut se dérouler tout à fait correctement.
  • Pour effectuer les mesures durant l'injection ou la production, il suffit de vider partiellement le volume variable de l'annulaire 46 de façon que le fluide puisse s'écouler librement.
  • Un moyen d'asservissement de diamètre couplé au moteur peut être avantageusement monté en aval ou en amont pour passer les éventuelles restrictions ou variations de diamètre de tubage susceptible d'être rencontrées.
  • On ne sortirait pas du cadre de l'invention avec des variantes de dispositif basées sur les moyens ci-dessus indiqués.

Claims (8)

1. - Dispositif utilisable pour effectuer au cours d'opérations d'injection ou de production de fluide, des mesures ou interventions dans un puits dévié traversant une formation géologique, ce puits étant équipé d'un tubage (2), ce dispositif comportant au moins un instrument de mesure ou d'intervention (8) fixé à une première extrémité d'une extension (15) dont l'autre extrémité constituant l'extrémité supérieure est munie d'organes d'étanchéité (17) permettant la propulsion du dispositif dans ledit tubage (2) sous l'effet d'une pression hydraulique, le dispositif étant relié à la surface par une ligne flexible (6) telle qu'un câble et étant caractérisé en ce qu'il présente une position de propulsion dans le tubage et une position de mesure ou d'intervention et en ce qu'il comporte deux éléments allongés (19, 22) dont l'un (19) est fixé à l'extrémité supérieure de ladite extension et comprend au moins une ouverture (21) située au-dessus des organes d'étanchéité, et dont l'autre (22) est mobile, comporte au moins une ouverture (21a) située au-dessus des organes d'étanchéité et peut être déplacé par coulissement par rapport à ladite extrémité supérieure depuis une position de propulsion où les ouvertures (21, 21a) sont obturées, jusqu'à une position de mesure ou d'intervention découvrant les ouvertures (21, 21a) et permettant au fluide de s'écouler et de traverser lesdits éléments du dispositif pendant l'injection ou la production du fluide.
2. - Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que lesdits éléments allongés (19, 22) comportent au moins deux ouvertures (20, 21) situées de part et d'autre desdits organes d'étanchéité (16, 17) et en ce que l'élément allongé (22) est mobile, comporte au moins une ouverture (21a) située au-dessus des organes d'étanchéité (16, 17) et peut être déplacé par coulissement par rapport à ladite partie supérieure, depuis une première position correspondant à l'obturation de ladite ouverture jusqu'à une seconde position découvrant ladite ouverture.
3. - Dispositif selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que l'élément mobile (22) peut être déplacé par coulissement sous l'effet d'une traction exercée sur ladite ligne flexible (6).
4. - Dispositif selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que l'élément mobile (22) peut être déplacé par coulissement par un organe télécommandé depuis la surface.
5. - Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que l'ouverture découverte présente une section au moins égale à la section comprise entre ledit tubage et ladite extension.
6. - Dispositif selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que la ligne flexible est un câble électrique (6) alimentant la sonde.
7. - Equipement utilisable pour effectuer au cours d'opérations d'injection ou de production de fluide, des mesures ou interventions dans un puits traversant une formation géologique, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison un dispositif selon l'une des revendications 1 à 6 et une vanne de subsurface (33) télécommandée, à travers laquelle ledit dispositif peut coulisser dans la position d'ouverture de cette vanne.
8. - Equipement selon la revendication 7, caractérisé en ce que ladite vanne (33) délimite avec la surface un sas d'une longueur au moins égale à la longueur du dispositif.
EP85402626A 1984-12-28 1985-12-24 Dispositif propulsé par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits dévié Expired EP0187599B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8419964 1984-12-28
FR8419964A FR2575515B1 (fr) 1984-12-28 1984-12-28 Dispositif propulse par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits devie

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0187599A1 true EP0187599A1 (fr) 1986-07-16
EP0187599B1 EP0187599B1 (fr) 1988-09-21

Family

ID=9311061

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP85402626A Expired EP0187599B1 (fr) 1984-12-28 1985-12-24 Dispositif propulsé par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits dévié

Country Status (7)

Country Link
US (1) US4729429A (fr)
EP (1) EP0187599B1 (fr)
JP (1) JPH073151B2 (fr)
CA (1) CA1261456A (fr)
DE (1) DE3565148D1 (fr)
FR (1) FR2575515B1 (fr)
NO (1) NO174977C (fr)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0307266A1 (fr) * 1987-08-19 1989-03-15 Institut Français du Pétrole Procédé et dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale
WO1999027223A3 (fr) * 1997-11-21 1999-09-02 Ambar Inc Procede et appareil d'introduction de tube d'intervention enroule dans des pipelines de fond
US7025142B2 (en) 1997-11-21 2006-04-11 Superior Energy Services, Llc Bi-directional thruster pig apparatus and method of utilizing same

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2214638B (en) * 1988-01-28 1991-11-13 Coal Ind Method of locating a member in a borehole
FR2631708B1 (fr) * 1988-05-20 1990-09-28 Inst Francais Du Petrole Dispositif permettant d'effectuer des mesures ou des interventions dans un puits, methode utilisant le dispositif et applications du dispositif
GB8816736D0 (en) * 1988-07-14 1988-08-17 Phoenix Petroleum Services Improvements in logging plugs
US4901804A (en) * 1988-08-15 1990-02-20 Eastman Christensen Company Articulated downhole surveying instrument assembly
US4928759A (en) * 1989-02-01 1990-05-29 Atlantic Richfield Company Tubing conveyed wellbore fluid flow measurement system
US4923012A (en) * 1989-02-09 1990-05-08 Baker Hughes Incorporated Safety valve for horizontal completions of subterranean wells
GB2232177A (en) * 1989-05-25 1990-12-05 Coal Ind Mule shoe assembly
FR2668793B1 (fr) * 1990-11-02 1995-12-15 Inst Francais Du Petrole Dispositif perfectionne d'intervention dans des puits de production devies non eruptifs.
FR2669077B2 (fr) * 1990-11-09 1995-02-03 Institut Francais Petrole Methode et dispositif pour effectuer des interventions dans des puits ou regnent des temperatures elevees.
US5163515A (en) * 1991-04-23 1992-11-17 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Pumpdown toolstring operations in horizontal or high-deviation oil or gas wells
US5209304A (en) * 1991-08-16 1993-05-11 Western Atlas International, Inc. Propulsion apparatus for positioning selected tools in tubular members
NO179112C (no) * 1991-10-11 1996-08-07 Statoil As Verktöyanordning og fremgangsmåte for utförelse av operasjoner nede i et borehull
US5180009A (en) * 1991-10-28 1993-01-19 William Sneed Wireline delivery tool
US5339898A (en) * 1993-07-13 1994-08-23 Texaco Canada Petroleum, Inc. Electromagnetic reservoir heating with vertical well supply and horizontal well return electrodes
US5871052A (en) * 1997-02-19 1999-02-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for downhole tool deployment with mud pumping techniques
US5927402A (en) * 1997-02-19 1999-07-27 Schlumberger Technology Corporation Down hole mud circulation for wireline tools
NO306418B1 (no) * 1998-03-23 1999-11-01 Rogalandsforskning Utblaasningssikring
RU2138613C1 (ru) * 1998-05-18 1999-09-27 Волго-Уральский хозрасчетный центр научно-технических услуг "Нейтрон" Способ доставки геофизических приборов на кабеле в горизонтальные скважины
US6595282B2 (en) 2001-04-10 2003-07-22 Baker Hughes Incorporated Fluid filled drill pipe plug
US20100212914A1 (en) * 2009-02-20 2010-08-26 Smith International, Inc. Hydraulic Installation Method and Apparatus for Installing a Submersible Pump
BR112013009240A2 (pt) * 2010-10-05 2016-07-26 Packers Plus Energy Serv Inc aparelho transportado por cabo para tratamento de fluido de furo de polo
US8839883B2 (en) * 2012-02-13 2014-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Piston tractor system for use in subterranean wells
MX346906B (es) 2012-03-09 2017-04-04 Halliburton Energy Services Inc Metodo y ensambles para transportar herramientas de registro de pozo.
US8953412B2 (en) 2012-12-26 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method and assembly for determining landing of logging tools in a wellbore
BR112015024008A2 (pt) 2013-04-19 2017-07-18 Halliburton Energy Services Inc método de fluxo de fluido, conjunto para assentar uma ferramenta de poço, e, sistema de perfilagem
US11142979B2 (en) * 2019-04-04 2021-10-12 Ducon—Becker Service Technology Pump down assist wireline device and method
CN110593853B (zh) * 2019-09-20 2022-09-27 中煤科工集团西安研究院有限公司 煤矿井下定向长钻孔非等径探测线缆连续输送系统及方法

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2122697A (en) * 1935-10-01 1938-07-05 Standard Oil Co Instrument carrier
US3070167A (en) * 1959-07-30 1962-12-25 Jersey Prod Res Co Device for pumping tools into wells
US3083774A (en) * 1959-12-24 1963-04-02 Jersey Prod Res Co Subsurface packer inflating pump
US3104714A (en) * 1963-09-24 Apparatus to prevent fouling of wire
US3496998A (en) * 1967-12-28 1970-02-24 Pan American Petroleum Corp Bearing means for reducing wireline friction in flow line loops
FR2473652A1 (fr) * 1979-12-20 1981-07-17 Inst Francais Du Petrole Dispositif assurant le deplacement d'un element dans un conduit rempli d'un liquide
FR2500419A2 (fr) * 1979-12-20 1982-08-27 Inst Francais Du Petrole Dispositif assurant le deplacement d'un element dans un conduit rempli d'un liquide
US4349072A (en) * 1980-10-06 1982-09-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting logging or perforating operations in a borehole

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3572433A (en) * 1969-05-08 1971-03-23 Baker Oil Tools Inc Through tubing cementing plug apparatus
FR2501777B1 (fr) * 1981-03-13 1986-08-29 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer, a l'aide d'outils specialises, des operations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinees sur la verticale, ou horizontales
US4484628A (en) * 1983-01-24 1984-11-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting wireline operations in a borehole
US4498532A (en) * 1983-04-18 1985-02-12 Conoco Inc. Pump down tool and check valve

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3104714A (en) * 1963-09-24 Apparatus to prevent fouling of wire
US2122697A (en) * 1935-10-01 1938-07-05 Standard Oil Co Instrument carrier
US3070167A (en) * 1959-07-30 1962-12-25 Jersey Prod Res Co Device for pumping tools into wells
US3083774A (en) * 1959-12-24 1963-04-02 Jersey Prod Res Co Subsurface packer inflating pump
US3496998A (en) * 1967-12-28 1970-02-24 Pan American Petroleum Corp Bearing means for reducing wireline friction in flow line loops
FR2473652A1 (fr) * 1979-12-20 1981-07-17 Inst Francais Du Petrole Dispositif assurant le deplacement d'un element dans un conduit rempli d'un liquide
FR2500419A2 (fr) * 1979-12-20 1982-08-27 Inst Francais Du Petrole Dispositif assurant le deplacement d'un element dans un conduit rempli d'un liquide
US4349072A (en) * 1980-10-06 1982-09-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for conducting logging or perforating operations in a borehole

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0307266A1 (fr) * 1987-08-19 1989-03-15 Institut Français du Pétrole Procédé et dispositif pour manoeuvrer des équipements spécialisés d'intervention dans un puits foré ayant au moins une section fortement inclinée par rapport à la verticale
FR2621646A1 (fr) * 1987-08-19 1989-04-14 Inst Francais Du Petrole Procede pour manoeuvrer au moins un dispositif a l'interieur d'un tubage et ensemble permettant la mise en oeuvre du procede
WO1999027223A3 (fr) * 1997-11-21 1999-09-02 Ambar Inc Procede et appareil d'introduction de tube d'intervention enroule dans des pipelines de fond
GB2347955A (en) * 1997-11-21 2000-09-20 Ambar Inc Method and apparatus for injecting coil tubing down pipelines
US6260617B1 (en) 1997-11-21 2001-07-17 Superior Energy Services, L.L.C. Skate apparatus for injecting tubing down pipelines
US6315498B1 (en) 1997-11-21 2001-11-13 Superior Energy Services, Llc Thruster pig apparatus for injecting tubing down pipelines
US6343657B1 (en) 1997-11-21 2002-02-05 Superior Energy Services, Llc. Method of injecting tubing down pipelines
US7025142B2 (en) 1997-11-21 2006-04-11 Superior Energy Services, Llc Bi-directional thruster pig apparatus and method of utilizing same

Also Published As

Publication number Publication date
NO174977B (no) 1994-05-02
JPS61179994A (ja) 1986-08-12
EP0187599B1 (fr) 1988-09-21
NO174977C (no) 1994-08-17
JPH073151B2 (ja) 1995-01-18
US4729429A (en) 1988-03-08
NO855259L (no) 1986-06-30
FR2575515B1 (fr) 1988-11-10
FR2575515A1 (fr) 1986-07-04
CA1261456A (fr) 1989-09-26
DE3565148D1 (en) 1988-10-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0187599B1 (fr) Dispositif propulsé par pression hydraulique permettant des mesures et des interventions en cours d'injection ou de production dans un puits dévié
CA1315190C (fr) Dispositif et methode pour effectuer des operations et/ou interventions dans un puits
EP0013854B1 (fr) Procédé et dispositif de sécurité pour stockage souterrain d'un fluide sous pression
EP0132423B1 (fr) Méthode et dispositif de mesure et d'intervention dans un puits
EP0122839A1 (fr) Méthode et dispositif permettant d'effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits
EP0202151B1 (fr) Equipement pour train de tiges, tel qu'un train de tiges de forage, comprenant un raccord à fenêtre latérale pour le passage d'un câble
FR2484524A1 (fr) Train de tiges d'essai et procede d'essai de puits de petrole
FR2484525A1 (fr) Appareil et procede de raccordement hydraulique, notamment pour train d'essai de puits de petrole sous-marin
CA1155390A (fr) Dispositif assurant le deplacement d'un element dans un conduit rempli d'un liquide
FR2484523A1 (fr) Installation et procede d'alimentation en fluide hydraulique pour outil de puits
FR2493909A1 (fr) Appareil d'exploitation de puits incorporant un ensemble de vannes de securite souterrain muni d'une garniture d'etancheite hydraulique
FR2672934A1 (fr) Systeme de liberation de lanceurs pour tete de cimentation ou outil de fond sous-marin, pour puits petroliers.
FR2621646A1 (fr) Procede pour manoeuvrer au moins un dispositif a l'interieur d'un tubage et ensemble permettant la mise en oeuvre du procede
EP0267096B1 (fr) Outil permettant la mesure de la pression dans un puits de petrole
EP0225815B1 (fr) Outil d'obturation de la colonne de production d'un puits
EP0296207B1 (fr) Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits soumis a compression hydraulique
CA2033367A1 (fr) Dispositif de separation d'un melange de gaz libre et de liquide a l'admission d'une pompe au fond d'un puits fore
WO2016083092A1 (fr) Dispositif de prelevement d'un fluide sous pression equipe de moyens pour augmenter le volume de la chambre d'echantillonnage
FR2522059A2 (fr) Methode et dispositif pour effectuer, a l'aide d'outils specialises, des operations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinees sur la verticale, ou horizontales
FR2785963A1 (fr) Vanne de colonne montante de forage sous-marin
EP0517329A1 (fr) Tarière creuse pour la réalisation de pieux moulés dans le sol, et dispositif de forage comportant au moins deux de ces tarières
EP0345112B1 (fr) Dispositif d'ancrage d'une sonde dans un puits par écartement de bras d'ancrage mobiles
FR2564893A2 (fr) Methode et dispositif pour effectuer, a l'aide d'outils specialises, des operations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinees sur la verticale, ou horizontales.
CA2054782C (fr) Dispositif perfectionne d'intervention dans des puits devies non eruptifs
WO2008087281A2 (fr) Systeme et methode de mesure dans un puits horizontal

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): BE DE GB IT NL

17P Request for examination filed

Effective date: 19860829

17Q First examination report despatched

Effective date: 19870721

ITF It: translation for a ep patent filed
GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): BE DE GB IT NL

REF Corresponds to:

Ref document number: 3565148

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19881027

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
ITTA It: last paid annual fee
PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Payment date: 19951208

Year of fee payment: 11

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 19960118

Year of fee payment: 11

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Effective date: 19961231

BERE Be: lapsed

Owner name: INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE

Effective date: 19961231

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Effective date: 19970902

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20011228

Year of fee payment: 17

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: IF02

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20021125

Year of fee payment: 18

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20030701

NLV4 Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee

Effective date: 20030701

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20031224

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20031224