WO2010043509A1 - Composant pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures - Google Patents

Composant pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures Download PDF

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component
sealing surface
groove
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Eric Verger
Yann Gallois
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Vallourec Oil and Gas France SAS
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Vallourec Mannesmann Oil and Gas France SA
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
    • 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
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/042—Threaded

Definitions

  • the subject of the present invention is a component used for drilling and exploitation of hydrocarbon wells, and more specifically the end of such a component, said end being of the male or female type and capable of being connected to one end. corresponding component of another component also used for the drilling and exploitation of hydrocarbon wells.
  • component used for the drilling and exploitation of hydrocarbon wells means any element of substantially tubular form intended to be assembled with another element of the same type or not to form in fine is a seal capable of drilling a well.
  • hydrocarbon well either an underwater riser for maintenance such as “workover riser” or a column of casing or production of large thickness involved in the operation of the well.
  • the invention applies in particular to the components used in a drill string, such as, for example, “Drill Pipes", “Heavy Weight Drill Pipes” heavy rods, “Drill” rods and parts. connecting rods and heavy rods called “tool joint”.
  • each component used in a drill string generally comprises one end provided with a male threaded zone and one end provided with a female threaded zone each intended to be assembled by screwing with the corresponding end of another component. , the assembly defining a connection.
  • the lining thus formed is rotated during drilling at the surface of the well; therefore the components must be screwed together with a large torque to be able to transmit a sufficient torque to allow drilling in the well without there being unscrewing or over-screwing.
  • the tightening torque is generally achieved by cooperation in clamping abutment surfaces provided on each of the components to be screwed.
  • pressurized sludge circulates inside the drill string to the bottom of the well so as to ensure the proper operation of the drill bit and so as to bring the debris to the surface.
  • gas may be under pressure.
  • the sealing thus far guaranteed by abutment surfaces is then no longer ensured.
  • the clamping cooperation between the two surfaces is effected by the force-fitting of the sealing surface of the male end under the sealing surface of the female end, and this, during assembly of the screw connection.
  • interference is meant the difference between the average diameter value of the portion carrying the sealing surface of the male end prior to force mounting, and the average diameter value of the portion bearing the sealing surface of the male end once it is caught in the female end.
  • a second way of improvement has been to reduce interference while extending the sealing surface.
  • lengthening the length of contact between the two sealing surfaces increases the instability of said contact, and therefore can induce a loss of tightness under certain operating conditions.
  • the object of the invention is to overcome the problem of seizing sealing surfaces by decreasing mainly the radial stiffness of the portion carrying the male sealing surface without losing too much axial stiffness.
  • the subject of the invention is a component used for the drilling and exploitation of hydrocarbon wells, of substantially tubular shape having a first end that can be connected to a second end of another packing component.
  • the first end having an end portion having a first abutment surface adapted to cooperate in clamping with a corresponding abutment surface of the second end and being provided with a sealing surface adapted to cooperate in clamping with a corresponding sealing surface of the second end, said end portion being preceded by a threaded zone adapted to be screwed into a corresponding threaded zone of the second end, characterized in that a compressible volume is formed in the thickness of the first end portion and partially under the sealing surface, so as to reduce the radial stiffness of said po at least 20%, while retaining at least 60% of the axial stiffness.
  • the compressible volume consists of at least one recess formed in the thickness of the end portion. According to other features, the at least one recess encroaches on at most 50% of the first abutment surface.
  • the recess is a groove of substantially annular shape, and axisymmetrical along the axis of revolution of the component.
  • the recess is a groove opening at the first abutment surface.
  • the length of the groove is chosen so that it extends under at least 75% of the sealing surface.
  • the groove has a thickness of between 10 and 40% of the minimum thickness of the zone carrying the sealing surface.
  • the compressible volume is a groove opening inside the terminal portion.
  • the length of the groove is chosen so that it extends under at least 75% of the sealing surface.
  • the groove has a depth of between 10 and 40% of the minimum thickness of the zone carrying the sealing surface.
  • the compressible volume consists of an annular recess opening inside the end portion and at the abutment surface, partially filled by a reinforcement.
  • the reinforcement has an axial Young's modulus greater than the Young's modulus of the material forming the drill string.
  • the reinforcement has a coefficient of friction at the level of the abutment surface which is at least 20% greater than that of the material comprising the drill string.
  • the end portion includes an appendage extending after the sealing surface to the abutment surface.
  • the first end of the component comprises a second abutment surface adapted to cooperate in clamping with a corresponding abutment surface of the second end.
  • Figure 1A shows an axial sectional view of a component of a drill string according to a first embodiment.
  • Figure 1 B shows a detailed view of the component according to the first embodiment.
  • Figure 2A shows an axial sectional view of a component of a drill string according to a second embodiment.
  • Figure 2B shows a detailed view of the component according to the second embodiment.
  • Figure 3A shows an axial sectional view of a component of a drill string according to an improvement of the first embodiment.
  • Figure 3B shows a detailed view of the component according to this improvement.
  • Figure 4A shows an axial sectional view of a component of a drill string according to a variant of the first embodiment.
  • FIG. 4B shows a detailed view of the variant component of the second embodiment.
  • FIG. 5 presents comparative results between the prior art, the first embodiment of the invention and its improvement.
  • connection between the rods of a drill string having a substantially tubular shape.
  • the connection is conventionally composed of a component having a male end 200 called “male tool-seal” and a component with a female end 100 called “female tool-joint", the male end 200 being fit to be connected to the female end 100.
  • the end 200 comprises an end portion 210 terminated by an internal abutment surface 21 1 adapted to cooperate with a corresponding abutment surface 101 of the female end 100.
  • the terminal portion 210 also comprises a sealing surface 212 adapted to cooperate in clamping with a corresponding sealing surface 102 of the female end 100.
  • the sealing surfaces 212, 102 are conventional sealing surfaces of the technical field considered. They may also be cone-cone or torus-on-cone sealing surfaces or torus and cone-cone as described in WO03 / 048623 or WO04109173.
  • the end 200 also comprises a male threaded zone 220 adapted to be screwed into a corresponding threaded zone 120 of the female end 100, which precedes said end portion 210.
  • the threaded zones 220, 120 are conventional threaded zones of the technical field considered. .
  • a compressible volume is made in the thickness of the end portion and in particular under the sealing surface, so as to reduce the radial stiffness of said end portion by at least 20%, while retaining at least 60% of the axial stiffness.
  • the volume 214a is a recess formed in the thickness of the end portion 210, so that said end portion 210 is more flexible when a force is applied perpendicular to the 300 axis of the male end.
  • the recess is also designed so that it encroaches on at most 50% of the abutment surface 21 1. Thus, it preserves the axial stiffness of said end portion so that the stop plays its role during the screwing of the male ends and female.
  • the recess is a groove 214a of substantially annular shape, and symmetrical about the axis of revolution 300 of the male end 200.
  • the groove 214a opens at the of the internal abutment surface 21 1.
  • Those skilled in the art will know how to size the groove 214 a, in particular in terms of length L, thickness e v , and radial distance from the groove with respect to the sealing surface 212, in order to reduce the radial stiffness of the end portion 210 by at least 20%. It appears in particular that the distance of the groove with respect to the sealing surface 212 is also a parameter which influences the radial stiffness.
  • the length L of the groove 214a is chosen so that it extends under at least 75% of the sealing surface 212.
  • the groove 214a has a thickness e v of between 10 and 40% of the minimum thickness e s of the zone carrying the sealing surface 212.
  • a finite element model gives the so-called surface equation equation connecting the contact force F at the zone 212 as a function of the length L and the thickness e v.
  • the groove is formed in the middle of the end so as to be equidistant from the inner and outer periphery of the end 210.
  • a, b, c, d, e, f, g, h, i being finite element coefficients and functions of the dimensional characteristics of the drill string.
  • the recess is a groove 214b of substantially annular shape, and symmetrical about the axis of revolution 300 of the male end 200.
  • the groove 214b opens at the inside the terminal portion 210.
  • Those skilled in the art will know how to size the groove 214b, particularly in terms of length L, of thickness e V ', so as to reduce the radial stiffness of the end portion 210 by at least 20% .
  • the length L of the groove 214b is advantageously chosen so that it extends under at least 75% of the sealing surface 212.
  • the groove 214b has a thickness e V 'between 10 and 40% of the minimum thickness e s of the zone carrying the sealing surface 212.
  • a calculation also based on the finite elements makes it possible to establish an equation similar to that corresponding to the previous embodiment, is :
  • a ', b', c ', d', e ', f, g', h ', i' being finite element coefficients and functions of the dimensional characteristics of the drill string.
  • the annular recess 214a is filled by a reinforcement 215, and this partially so that only a space of thickness e v - is provided between said reinforcement and the surface inside the end portion 210. Due to the presence of the thickness ⁇ v of the space between said reinforcement and the inner surface of the end portion 210, a decrease in the stiffness of the portion carrying the surface of sealing 212, and this as in the embodiments described above. Moreover, thanks to the reinforcement 215 which extends to the internal abutment surface 21 1, the axial stiffness of the end portion 210, which had been affected by the recess 214, is increased.
  • the reinforcement may be attached to the end 200 by any means such as for example screwing, crimping, gluing, welding, brazing.
  • the reinforcement 215 has a Young's modulus greater than that of the material constituting the connection.
  • the reinforcement 215 significantly increases the axial stiffness of the end portion 210 carrying the internal abutment surface.
  • the tightening torque applied between the abutment surface 21 1 and the corresponding surface 101 can be increased.
  • the reinforcement 215 has a coefficient of friction at the level of the abutment surface 21 1 at least 20% greater than that of the material comprising the drill string, so that it acts as a brake capable of countering the unscrewing of the packing components during drilling. It will be possible, for example, to treat the abutment surface 21 1 to increase the coefficient of friction, or to perform a metal deposition of the Cupro-nickel type.
  • the invention finds an advantageous application in the case where the portion carrying the sealing surface 212 is extended by an appendage 213 thus extending after the sealing surface 212 to the internal abutment surface 21 1.
  • This type a fireworks device in particular used to move the sealing surfaces away from the abutment surface, has the characteristic of reducing the axial stiffness of the end 210..
  • the drill string component comprises an external abutment surface 201 able to cooperate in clamping with a corresponding abutment surface 11 1 of the female end 100.
  • This external abutment surface makes it possible in particular to increase the tightening torque.
  • the groove may be conformed for example to one of the embodiments described above.
  • the invention can be applied both to a component having an internal abutment surface 21 1 or external 201, to a component having two abutment surfaces, one being internal and the other being external.
  • connection between the components connected in a complementary manner can show two sealing zones each cooperating in contact sealing two sealing surfaces.
  • the invention thus makes it possible to solve the problem of seizing generated by the sealing zones by decreasing the radial rigidity as appropriate at the level of the end portions (210, 1 10) while maintaining the axial rigidity of the abutment surfaces (211). , 11).
  • the components are dimensioned, in the case where there is an internal stop and an external stop, so that the docking is done first at the internal stop or at the outer stop.
  • FIG. 5 firstly presents a comparison relating to the permissible radial interference ⁇ , that is to say the maximum interference that can be obtained while remaining below the Hertz Pmax pressure from of which seizing occurs, with DO corresponding to a connection of the prior art, D1 corresponding to a connection according to the first embodiment of the invention and D3 corresponding to a connection according to the improvement of the first embodiment of the invention.
  • the invention is described in FIGS. 3A and 3B. It is clear that the embodiments D1 and D3 make it possible to increase the radial interference ⁇ considerably. As a result, the seal is optimized.
  • FIG. 5 also shows that the first embodiment does not greatly affect the permissible tightening torque C with respect to the results of the prior art and that the third embodiment makes it possible to increase it.
  • the compressible volume formed under the sealing surface may be materialized by a plurality of grooves 214a or 214b machined in the end portion of one end of a component used for drilling and exploitation of hydrocarbon wells.
  • the component can of course be a lining component capable of drilling a hydrocarbon well such as the connection parts of the rods and heavy rods called the "tool joint". It can also be an underwater riser component for maintenance, such as workover risers, a component of a casing column or heavy-gauge production involved in the operation of the well.

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Abstract

L'invention a pour objet un composant utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures, de forme sensiblement tubulaire, doté d'une première extrémité (200; 100) apte à être raccordée à une seconde extrémité (100; 200) d'un autre composant également utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures, la première extrémité (200; 100) comportant une portion terminale (210; 110) dotée d'une première surface de butée (211, 201; 111, 101) apte à coopérer en serrage avec une surface de butée (101, 111; 201, 211) correspondante de la seconde extrémité (100; 200) et étant dotée d'une surface d'étanchéité (212; 102) apte à coopérer en serrage avec une surface d'étanchéité (102; 212) correspondante de la seconde extrémité (100; 200), ladite portion terminale (210; 110) étant précédée d'une zone filetée (220; 120) apte à être vissée dans une zone filetée (120; 220) correspondante de la seconde extrémité (100; 200), caractérisé en ce qu'un volume compressible (214a, 214b) est ménagé dans l'épaisseur de la première portion terminale (210; 110) et en partie sous la surface d'étanchéité (212; 102), de manière à diminuer la raideur radiale de ladite portion terminale d'au moins 20%, tout en conservant au moins 60% de la raideur axiale.

Description

COMPOSANT POUR LE FORAGE ET L'EXPLOITATION DES PUITS
D'HYDROCARBURES
La présente invention a pour objet un composant utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures, et plus précisément l'extrémité d'un tel composant, ladite extrémité étant de type mâle ou femelle et apte à être raccordée à une extrémité correspondante d'un autre composant utilisé également pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures.
On entend par composant « utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures », tout élément de forme sensiblement tubulaire destiné à être assemblé à un autre élément du même type ou non pour constituer in fine soit une garniture apte à forer un puits d'hydrocarbures, soit une colonne montante sous- marine pour la maintenance telle que les « workover riser », soit une colonne de cuvelage ou de production de forte épaisseur intervenant dans l'exploitation du puits. L'invention s'applique notamment aux composants utilisés dans une garniture de forage tels que par exemple les tiges de forage « Drill Pipes », les tiges lourdes « Heavy Weight Drill Pipes », les masses-tiges « Drill (Dollars » et les parties de connexion des tiges et des tiges lourdes dites les « tool joint ».
De manière connue, chaque composant utilisé dans une garniture de forage comporte généralement une extrémité dotée d'une zone filetée mâle et une extrémité dotée d'une zone filetée femelle destinées chacune à être assemblée par vissage avec l'extrémité correspondante d'un autre composant, l'assemblage définissant une connexion. La garniture ainsi constituée est mise en rotation lors du forage à la surface du puits; de ce fait les composants doivent être vissés entre eux avec un couple important pour pouvoir transmettre un couple de rotation suffisant pour permettre le forage dans le puits sans qu'il y ait de dévissage ou bien de sur-vissage. Le couple de vissage est généralement atteint grâce à la coopération en serrage de surfaces de butée ménagées sur chacun des composants destinés à être vissés.
De manière également connue, de la boue sous pression circule à l'intérieur de la garniture de forage jusqu'au fond du puits de manière à garantir le bon fonctionnement du trépan et de manière à faire remonter à la surface les débris. Toutefois, dans certaines conditions de forage ou d'utilisation de connexions, du gaz peut se retrouver sous pression. L'étanchéité jusqu'ici garantie par des surfaces de butées n'est alors plus assurée. Aussi, il est nécessaire de garantir un niveau d'étanchéité renforcée et correspondant à des pressions élevées, au niveau de la connexion entre deux composants. Pour ce faire, il est connu, sur d'autres types de connexions telles que les connexions VAM® TOP décrite dans le catalogue n°940 de la demanderesse, de ménager sur l'extrémité mâle de la connexion, au-delà de la zone filetée, une surface d'étanchéité destinée à coopérer en serrage radial avec une surface d'étanchéité ménagée sur l'extrémité femelle de la connexion. Plus précisément, la coopération en serrage entre les deux surfaces s'effectue par le montage en force de la surface d'étanchéité de l'extrémité mâle sous la surface d'étanchéité de l'extrémité femelle, et ce, lors de l'assemblage de la connexion par vissage. Afin de faciliter le montage en force, il est connu par exemple d'employer des surfaces d'étanchéité de forme tronconique sur chacune des extrémités mâle et femelles.
Toutefois, compte tenu de l'évolution des cahiers des charges actuels qui tendent à exiger des étanchéités compatibles avec de très forte pressions, il est nécessaire d'imposer des pressions de contact élevées au niveau des surfaces d'étanchéité, ces pressions de contact étant réalisé par une interférence entre l'élément maie et l'élément femelle. On entend par interférence, la différence entre la valeur du diamètre moyen de la portion portant la surface d'étanchéité de l'extrémité mâle avant le montage en force, et la valeur du diamètre moyen de la portion portant la surface d'étanchéité de l'extrémité mâle une fois qu'elle est enserrée dans l'extrémité femelle.
Compte tenu des épaisseurs des composants utilisés dans une garniture de forage qui sont de l'ordre de 12.7 à 63.5 mm (soit 0.5 à 2.5 pouces) selon les spécifications dimensionnelles exigées par la norme API 7, qui est la norme définie pour les composants de forage par l'American Petroleum Institute, se pose alors le problème du grippage lors du montage en force, ledit grippage étant fonction de la valeur de la pression de contact et donc de l'interférence et de l'épaisseur du composant. Le même problème se pose pour des connections pour les « workover riser » high Pressure ou pour les tubes épais de cuvelage ou de production. Afin de diminuer les risques de grippage, plusieurs solutions ont été envisagées. Une première voie d'amélioration, consistant à réduire l'interférence, a été mise à l'étude. Il est alors apparu qu'elle est incompatible avec les tolérances d'usinage admissibles. En effet, il faudrait limiter les écarts maximum admissibles et les défauts de concentricités du diamètre moyen de la portion portant la surface d'étanchéité mâle tout en préservant l'étanchéité.
Une seconde voie d'amélioration a consisté à diminuer l'interférence tout en étendant la surface d'étanchéité. Toutefois, il apparaît lors des essais, qu'allonger la longueur de contact entre les deux surfaces d'étanchéité augmente l'instabilité dudit contact, et donc peut induire une perte d'étanchéité dans certaines conditions de service.
C'est pourquoi, l'invention a pour objet de palier à la problématique de grippage des surfaces d'étanchéité en diminuant principalement la raideur radiale de la portion portant la surface d'étanchéité mâle sans trop perdre de raideur axiale.
Plus précisément, l'invention a pour objet un composant utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures, de forme sensiblement tubulaire doté d'une première extrémité apte à être raccordée à une seconde extrémité d'un autre composant de garniture de forage, la première extrémité comportant une portion terminale dotée d'une première surface de butée apte à coopérer en serrage avec une surface de butée correspondante de la seconde extrémité et étant dotée d'une surface d'étanchéité apte à coopérer en serrage avec une surface d'étanchéité correspondante de la seconde extrémité, ladite portion terminale étant précédée d'une zone filetée apte à être vissée dans une zone filetée correspondante de la seconde extrémité, caractérisé en ce qu'un volume compressible est ménagé dans l'épaisseur de la première portion terminale et en partie sous la surface d'étanchéité, de manière à diminuer la raideur radiale de ladite portion terminale d'au moins 20%, tout en conservant au moins 60% de la raideur axiale.
Selon certaines caractéristiques, le volume compressible est constitué d'au moins un évidement pratiqué dans l'épaisseur de la portion terminale. Selon d'autres caractéristiques, le au moins un évidement empiète sur au plus 50% de la première surface de butée.
Selon d'autres caractéristiques, l'évidement est une rainure de forme sensiblement annulaire, et axisymétrique selon l'axe de révolution du composant.
Selon d'autres caractéristiques, l'évidement est une rainure débouchant au niveau de la première surface de butée.
Selon d'autres caractéristiques, la longueur de la rainure est choisie de sorte qu'elle s'étend sous au moins 75% de la surface d'étanchéité.
Selon d'autres caractéristiques, la rainure admet une épaisseur comprise entre 10 et 40 % de l'épaisseur minimum de la zone portant la surface d'étanchéité.
Selon d'autres caractéristiques, le volume compressible est une rainure débouchant à l'intérieur de la portion terminale.
Selon d'autres caractéristiques, la longueur de la rainure est choisie de sorte qu'elle s'étend sous au moins 75% de la surface d'étanchéité.
Selon d'autres caractéristiques, la rainure admet une profondeur comprise entre 10 et 40 % de l'épaisseur minimum de la zone portant la surface d'étanchéité.
Selon d'autres caractéristiques, le volume compressible est constitué d'un évidement annulaire débouchant à l'intérieur de la portion terminale et au niveau de la surface de butée, comblé partiellement par un renfort.
Selon d'autres caractéristiques, le renfort admet un module d'Young axial supérieur au module d'Young du matériau composant la garniture de forage.
Selon d'autres caractéristiques, le renfort admet un coefficient de friction au niveau de la surface de butée supérieur d'au moins 20% à celui du matériau composant la garniture de forage. Selon d'autres caractéristiques, la portion terminale comprend un appendice s'étendant après la surface d'étanchéité jusqu'à la surface de butée.
Selon d'autres caractéristiques, la première extrémité du composant comprend seconde surface de butée apte à coopérer en serrage avec une surface de butée correspondante de la seconde extrémité.
D'autres avantages et caractéristiques de l'invention apparaîtront dans la description détaillée ci-après à titre d'exemples nullement limitatifs et dans les dessins annexés, qui pourront donc non seulement servir à mieux faire comprendre l'invention mais aussi contribuer à sa définition le cas échéant.
La figure 1A représente une vue en coupe axiale d'un composant d'une garniture de forage suivant un premier mode de réalisation.
La figure 1 B représente une vue détaillée du composant suivant le premier mode de réalisation.
La figure 2A représente une vue en coupe axiale d'un composant d'une garniture de forage suivant un second mode de réalisation.
La figure 2B représente une vue détaillée du composant suivant le second mode de réalisation.
La figure 3A représente une vue en coupe axiale d'un composant d'une garniture de forage suivant un perfectionnement du premier mode de réalisation.
La figure 3B représente une vue détaillée du composant suivant ce perfectionnement.
La figure 4A représente une vue en coupe axiale d'un composant d'une garniture de forage suivant une variante du premier mode de réalisation.
La figure 4B représente une vue détaillée du composant suivant une variante du second mode de réalisation. La figure 5 présente des résultats comparatifs entre l'art antérieur, le premier mode de réalisation de l'invention et son perfectionnement.
Les références utilisées pour chacune des figures sont identiques.
Conformément à l'invention et tel que représenté sur les figures 1 A, 2A, 3A, on a représenté une connexion entre les tiges d'une garniture de forage admettant une forme sensiblement tubulaire. La connexion est classiquement composée d'un composant doté d'une extrémité mâle 200 dite « tool-joint » mâle et d'un composant doté d'une extrémité femelle 100 dite « tool-joint » femelle, l'extrémité mâle 200 étant apte à être raccordée à l'extrémité femelle 100. L'extrémité 200 comporte une portion terminale 210 s'achevant par une surface de butée interne 21 1 apte à coopérer avec une surface de butée 101 correspondante de l'extrémité femelle 100. La portion terminale 210 comporte également une surface d'étanchéité 212 apte à coopérer en serrage avec une surface d'étanchéité 102 correspondante de l'extrémité femelle 100. Les surfaces d'étanchéité 212, 102 sont des surfaces d'étanchéité classiques du domaine technique considéré. Elles peuvent aussi être des surfaces d'étanchéité cône sur cône ou bien tore sur cône ou encore tore et cône sur cône comme décrit dans les demandes WO03/048623 ou WO04109173. L'extrémité 200 comporte également une zone filetée mâle 220 apte à être vissée dans une zone filetée 120 correspondante de l'extrémité femelle 100, qui précède ladite portion terminale 210. Les zones filetées 220, 120 sont des zones filetées classiques du domaine technique considéré.
Conformément à l'invention, on ménage un volume compressible dans l'épaisseur de la portion terminale et en particulier sous la surface d'étanchéité, de manière à diminuer la raideur radiale de ladite portion terminale d'au moins 20%, tout en conservant au moins 60% de la raideur axiale.
De manière avantageuse en termes de réalisation, le volume 214a, respectivement 214b, est un évidement pratiqué dans l'épaisseur de la portion terminale 210, de sorte que ladite portion terminale 210 est plus souple lorsqu'un effort s'applique perpendiculairement à l'axe 300 de l'extrémité mâle. L'évidement est également conçu de sorte qu'il empiète sur au plus 50% de la surface de butée 21 1. Ainsi, on préserve la raideur axiale de ladite portion terminale de sorte que la butée joue son rôle lors du vissage des extrémités mâle et femelle.
Selon un premier mode de réalisation décrit et détaillé aux figures 1A et 1 B, l'évidement est une rainure 214a de forme sensiblement annulaire, et symétrique selon l'axe de révolution 300 de l'extrémité mâle 200. La rainure 214a débouche au niveau de la surface de butée interne 21 1. L'Homme du Métier saura dimensionner la rainure 214a, notamment en termes de longueur L, d'épaisseur ev, et de distance radiale de la rainure par rapport à la surface d'étanchéité 212, de manière à diminuer la raideur radiale de la portion terminale 210 d'au moins 20 %. Il apparaît notamment que la distance de la rainure par rapport à la surface d'étanchéité 212 est aussi un paramètre qui influence la raideur radiale.
De préférence, la longueur L de la rainure 214a est choisie de sorte qu'elle s'étend sous au moins 75% de la surface d'étanchéité 212. De même, la rainure 214a admet une épaisseur ev comprise entre 10 et 40 % de l'épaisseur minimum es de la zone portant la surface d'étanchéité 212.
A titre d'exemple, un modèle établi par éléments finis donne l'équation dite équation de surface reliant la force de contact F au niveau de la zone 212 en fonction de la longueur L et de l'épaisseur ev Dans cet exemple, la rainure est pratiquée au milieu de l'extrémité de façon à être à égale distance de la périphérie intérieure et extérieure de l'extrémité 210.
F = a+bev+cL+dLev+eev2+fL2+gLev2+hevL2+iL^e ^vv
a, b, c, d, e, f, g, h, i, étant des coefficients déterminés par éléments finis et fonctions des caractéristiques dimensionnelles de la garniture de forage.
Ainsi, pour une épaisseur es de l'extrémité 210 égale à 12 mm et pour une épaisseur de rainure ev égale à 4 mm et une longueur L égale à 12.5 mm, on obtient une force F égale à 1603498 Newtons. Sachant que sans rainure 214a, on obtient une force F égale à 2158847 Newtons, on atteint ainsi une diminution de plus de 25%. De plus, en limitant ev à 4 mm soit 33% de es, on minimise la diminution de la raideur axiale dans la mesure où on minimise la diminution de la surface de butée 211.
Bien sûr, pour un composant de géométrie donnée et pour une rainure dont les dimensions sont fixes, il est possible d'augmenter ou de diminuer la raideur radiale respectivement en se rapprochant ou en s'éloignant de la surface d'étanchéité 212, et ce, sans faire varier la raideur axiale.
Selon un second mode de réalisation décrit et détaillé aux figures 2A et 2B, l'évidement est une rainure 214b de forme sensiblement annulaire, et symétrique selon l'axe de révolution 300 de l'extrémité mâle 200. La rainure 214b débouche à l'intérieur de la portion terminale 210. L'Homme du Métier saura dimensionner la rainure 214b, notamment en termes de longueur L, d'épaisseur eV', de manière à diminuer la raideur radiale de la portion terminale 210 d'au moins 20 %.
Tout comme pour le premier mode de réalisation, la longueur L de la rainure 214b est choisie avantageusement de sorte qu'elle s'étend sous au moins 75% de la surface d'étanchéité 212. De même, la rainure 214b admet une épaisseur eV' comprise entre 10 et 40 % de l'épaisseur minimum es de la zone portant la surface d'étanchéité 212. Un calcul également basé sur les éléments finis permet d'établir une équation similaire à celle correspondant au mode de réalisation précédent, soit :
F = a'+b'ev+c'L+d'Lev+e'ev2+f'L2+g'Lev2+h'evL2+i'L2ev 2
a', b', c', d', e', f, g', h', i', étant des coefficients déterminés par éléments finis et fonctions des caractéristiques dimensionnelles de la garniture de forage.
De plus, comme la rainure n'empiète pas sur la surface de butée 21 1 , on maintient en grande partie la raideur axiale.
Selon un troisième mode de réalisation décrit et détaillé aux figures 3A et 3B, l'évidement annulaire 214a est comblé par un renfort 215, et ce partiellement de sorte que seul un espace d'épaisseur ev- est ménagé entre ledit renfort et la surface intérieure de la portion terminale 210. Du fait de la présence de l'épaisseur βv de l'espace ménagé entre ledit renfort et la surface intérieure de la portion terminale 210, on obtient une diminution de la raideur de la portion portant la surface d'étanchéité 212, et ce tout comme dans les modes de réalisation décrit précédemment. De plus grâce au renfort 215 qui s'étend jusqu'à la surface de butée interne 21 1 , on augmente la raideur axiale de la portion terminale 210, qui avait été affectée par l'évidement 214.
Le renfort peut être fixé à l'extrémité 200 par tout moyen tel que par exemple le vissage, le sertissage, le collage, le soudage, le brasage.
Avantageusement, le renfort 215 admet un module d'Young supérieur à celui du matériau constituant la connexion. Ainsi, le renfort 215 accroît de façon notable la raideur axiale de la portion terminale 210 portant la surface de butée interne. Ainsi, le couple de serrage appliqué entre la surface de butée 21 1 et la surface correspondante 101 peut être augmenté. On pourra par exemple utiliser du carbure de tungstène ou des résines chargées en fibres de carbones.
Avantageusement, le renfort 215 admet un coefficient de friction au niveau de la surface de butée 21 1 supérieur d'au moins 20% à celui du matériau composant la garniture de forage, de sorte qu'il joue un rôle de frein apte à contrer le dévissage des composants de garnitures lors du forage. On pourra par exemple procéder à un traitement de la surface de butée 21 1 visant à augmenter le coefficient de friction, ou bien effectuer un dépôt métallique du type Cupro-nickel.
L'invention trouve une avantageuse application dans le cas où la portion portant la surface d'étanchéité 212 est prolongée par un appendice 213 s'étendant donc après la surface d'étanchéité 212 jusqu'à la surface de butée interne 21 1. Ce type d'artifice, notamment utilisé pour éloigner les surfaces d'étanchéité de la surface de butée, présente en effet la caractéristique de diminuer la raideur axiale de l'extrémité 210. .
Selon encore d'autres modes de réalisation, le composant de garniture de forage comporte une surface de butée externe 201 apte à coopérer en serrage avec une surface de butée 11 1 correspondante de l'extrémité femelle 100. Cette surface de butée externe permet notamment d'augmenter le couple de serrage.
Dans le cas où une portée d'étanchéité serait ménagée entre la butée externe et la zone filetée 120, 220, et tel que décrit dans les figures 4A et 4B, il est bien entendu concevable d'appliquer les principes de l'invention décrite précédemment.
Plus précisément, il conviendrait par exemple de ménager dans la portion terminale
1 10 de l'extrémité femelle 100 une rainure de forme sensiblement annulaire, et symétrique selon l'axe de révolution 300 de l'extrémité femelle 100. La rainure pourra être conforme par exemple à l'un des modes de réalisation décrits précédemment.
En résumé, l'invention peut s'appliquer aussi bien à un composant comportant une surface de butée interne 21 1 ou bien externe 201 , qu'à un composant comportant deux surfaces de butée l'une étant interne et l'autre étant externe. Dans ce dernier cas, il apparaît que la connexion entre les composants raccordés de manière complémentaire peut faire état de deux zones d'étanchéité faisant chacune coopérer en contact serrant deux surfaces d'étanchéité. L'invention permet ainsi de résoudre la problématique de grippage engendrée par les zones d'étanchéité, en diminuant la rigidité radiale selon le cas au niveau des portions terminales (210, 1 10) tout en conservant la rigidité axiale des surfaces de butée (211 , 1 11 ).
Les composants sont dimensionnés, dans le cas où il y a une butée interne et une butée externe, de sorte que l'accostage se fasse d'abord au niveau de la butée interne ou bien au niveau de la butée externe.
La figure 5, présente en premier lieu un comparatif relatif à l'interférence radiale δ admissible, c'est-à-dire l'interférence maximum qu'il est possible d'obtenir en restant en dessous de la pression de Hertz Pmax à partir de laquelle se produit le grippage, avec DO correspondant à une connexion de l'art antérieur, D1 correspondant à une connexion conforme au premier mode de réalisation de l'invention et D3 correspondant à une connexion conforme au perfectionnement du premier mode de réalisation de l'invention décrit aux figures 3A et 3B. Il apparaît clairement que les modes de réalisation D1 et D3 permettent d'augmenter l'interférence radiale δ considérablement. De ce fait l'étanchéité est optimisée. La figure 5 montre également que le premier mode de réalisation n'affecte pas beaucoup le couple de serrage admissible C par rapport aux résultats de l'art antérieur et que le troisième mode de réalisation permet même de l'augmenter.
Selon d'autres variantes de réalisation de l'invention non représentées sur les figures, le volume compressible ménagé sous la surface d'étanchéité peut être matérialisé par plusieurs rainures 214a ou bien 214b usinées dans la portion terminale d'une extrémité d'un composant utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures. Le composant peut bien sûr être un composant de garniture apte à forer un puits d'hydrocarbures tel que les parties de connexion des tiges et des tiges lourdes dites les « tool joint ». Il peut aussi être aussi un composant de colonne montante sous-marine pour la maintenance telles que les « workover riser », un composant de colonne de cuvelage ou de production de forte épaisseur intervenant dans l'exploitation du puits.

Claims

REVENDICATIONS
1. Composant utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures, de forme sensiblement tubulaire, doté d'une première extrémité (200 ; 100) apte à être raccordée à une seconde extrémité (100 ; 200) d'un autre composant également utilisé pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures, la première extrémité (200 ; 100) comportant une portion terminale (210 ; 1 10) dotée d'une première surface de butée (211 , 201 ; 11 1 , 101 ) apte à coopérer en serrage avec une surface de butée (101 , 1 1 1 ; 201 , 21 1 ) correspondante de la seconde extrémité (100 ; 200) et étant dotée d'une surface d'étanchéité (212 ;
102) apte à coopérer en serrage avec une surface d'étanchéité (102 ; 212) correspondante de la seconde extrémité (100 ; 200), ladite portion terminale (210 ; 1 10) étant précédée d'une zone filetée (220 ; 120) apte à être vissée dans une zone filetée (120 ; 220) correspondante de la seconde extrémité (100 ; 200), caractérisé en ce qu'un volume compressible (214a, 214b) est ménagé dans l'épaisseur de la première portion terminale (210 ; 1 10) et en partie sous la surface d'étanchéité (212 ; 102), de manière à diminuer la raideur radiale de ladite portion terminale d'au moins 20%, tout en conservant au moins 60% de la raideur axiale.
2. Composant selon la revendication précédente, caractérisé en ce que le volume (214a, 214b) est constitué d'au moins un évidement pratiqué dans l'épaisseur de la portion terminale (210 ; 110).
3. Composant selon la revendication 2, caractérisé en ce que le au moins un évidement (214a, 214b) empiète sur au plus 50% de la première surface de butée (21 1 ; 1 11 ).
4. Composant selon l'une quelconque des revendications 2 ou 3, caractérisé en ce que l'évidement est une rainure (214a, 214b) de forme sensiblement annulaire, et axisymétrique selon l'axe de révolution (300) du composant.
5. Composant selon la revendication 4, caractérisé en ce que l'évidement est une rainure (214a) débouchant au niveau de la première surface de butée (21 1 ; 1 1 1 ).
6. Composant selon la revendication 5, caractérisé en ce que la longueur (L) de la rainure (214a) est choisie de sorte qu'elle s'étend sous au moins 75% de la surface d'étanchéité (212 ; 102).
7. Composant selon la revendication 5 ou 6, caractérisé en ce que la rainure (214a) admet une épaisseur (ev) comprise entre 10 et 40 % de l'épaisseur minimum (es) de la zone portant la surface d'étanchéité (212 ; 102).
8. Composant selon la revendication 4, caractérisé en ce que le volume compressible (214) est une rainure (214b) débouchant à l'intérieur de la portion terminale (210 ; 110).
9. Composant selon la revendication 8, caractérisé en ce que la longueur (L) de la rainure (214a) est choisie de sorte qu'elle s'étend sous au moins 75% de la surface d'étanchéité (212 ; 102).
10. Composant selon la revendication 8 ou 9, caractérisé en ce que la rainure (214a) admet une profondeur (ev) comprise entre 10 et 40 % de l'épaisseur minimum (es) de la zone portant la surface d'étanchéité (212 ; 102).
1 1. Composant selon l'une quelconque des revendications 2 ou 3, caractérisé en ce que le volume (214) est constitué d'un évidement annulaire débouchant à l'intérieur de la portion terminale (210 ; 1 10) et au niveau de la première surface de butée (21 1 ; 111 ) comblé partiellement par un renfort (215).
12. Composant selon la revendication 11 , caractérisé en ce que la longueur (L) de l'évidemment annulaire est choisie de sorte qu'elle s'étend sous au moins 75% de la surface d'étanchéité (212 ; 102).
13. Composant selon la revendication 11 ou 12, caractérisé en ce que le renfort (215) admet un module d'Young axial supérieur au module d'Young du matériau composant la garniture de forage.
14. Composant selon l'une quelconque des revendications 1 1 à 13, caractérisé en ce que le renfort (215) admet un coefficient de friction au niveau de la surface de butée supérieur d'au moins 20% à celui du matériau composant la garniture de forage.
15. Composant selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la portion terminale (210 ; 1 10) comprend un appendice (213) s'étendant après la surface d'étanchéité (212 ; 102) jusqu'à la première surface de butée (211 ; 1 11 ).
16. Composant selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la première extrémité (200 ; 100) comprend une seconde surface de butée (201 , 21 1 ; 101 , 11 1 ) apte à coopérer en serrage avec une surface de butée (11 1 , 101 ; 211 , 201 ) correspondante de la seconde extrémité (100 ; 200) de l'autre composant.
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