FR2895440A1

FR2895440A1 - Well drilling system has drilling pipes in form of casing tubes that are left in well with inner space used to return drilling fluid to surface

Info

Publication number: FR2895440A1
Application number: FR0513179A
Authority: FR
Inventors: Christian Wittrisch
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2005-12-22
Filing date: 2005-12-22
Publication date: 2007-06-29
Anticipated expiration: 2025-12-22
Also published as: FR2895440B1

Abstract

A drilling system (1), comprising a bit (2) on the lower end of a set of tubes (3) rotated by surface gear (4), uses casing tubes that are left in the well, with the space (7) inside them used to return drilling fluid to the surface in a reverse circulation flow from a pump (9) with an anchoring system (13) that is controlled from the surface to adjust its position within the casing. The pump has a rotor (10) that is connected to the surface by rods (11) while its stator (14) is fixed to casing tubes.

Description

La présente invention concerne un dispositif de forage rotary dans 10The present invention relates to a rotary drilling device in 10

lequel l'outil de forage est entraîné en rotation par une colonne de tubes, ou "casing", comportant des moyens spécifiques de circulation inverse du fluide de forage. wherein the drilling tool is rotated by a column of tubes, or "casing", having specific means for reverse circulation of the drilling fluid.

En forage conventionnel, la circulation de la boue de forage se fait 15 en direct, c'est-à-dire que le fluide de forage est injecté sous pression depuis la surface par l'intérieur des tubulaires (tiges de forage, tubes de cuvelage "casing", tiges de production "tubing"). Ce fluide remonte à la surface par l'annulaire créé entre les tubulaires et le puits. On connaît des systèmes qui permettent de forer en circulation 20 inverse, c'est-à-dire avec une remontée du fluide de forage par l'espace intérieur de tubulaires, le fluide étant descendant dans l'espace annulaire. En forage en circulation inverse, le fluide de forage injecté de la surface, sous faible pression, (par gravité) dans l'annulaire, retourne par 25 l'intérieur des tubulaires jusqu'à la surface grâce à des moyens d'activation. Ces moyens peuvent être des moyens de pompage disposés dans la colonne de forage, ou des moyens d'allègement de la colonne hydrostatique ("gas lift"). On peut ainsi régler la pression de fond pour obtenir l'équilibre, la surpression, ou une dépression au niveau de la face 30 de l'outil de forage. In conventional drilling, the circulation of the drilling mud is done directly, that is to say that the drilling fluid is injected under pressure from the surface through the inside of the tubulars (drill pipe, casing pipe "casing", "tubing" production rods). This fluid rises to the surface by the annular created between the tubular and the well. Systems are known which make it possible to drill in reverse circulation, that is to say with a rise of the drilling fluid by the internal space of tubulars, the fluid being down into the annular space. In reverse circulation drilling, the drilling fluid injected from the surface under low pressure (by gravity) into the annulus returns through the tubular interior to the surface by means of activation. These means may be pumping means arranged in the drill string, or lightening means of the hydrostatic column ("gas lift"). It is thus possible to adjust the bottom pressure to obtain the equilibrium, the overpressure, or a depression at the face 30 of the drilling tool.

Le forage conventionnel impose la remontée du train de tiges de forage au préalable à la descente du tubage. Les formations forées restent à découvert ("open hole") pendant le temps de manoeuvre des tiges et de la descente des tubulaires de cuvelage. Ces temps peuvent atteindre plusieurs dizaines d'heure en fonction de la profondeur du forage. Conventional drilling requires the raising of the drill string prior to casing down. The formations drilled remain open ("open hole") during the time of operation of the rods and the descent tubular casing. These times can reach several tens of hours depending on the depth of drilling.

Pour palier à ces temps perdus, une technique a été développée, appelée casing drilling dans laquelle l'outil de forage est entraîné en rotation par des tubulaires de cuvelage ou casing que l'on assemble de la même façon que des tiges de forage. L'outil de forage doit être spécifique en ce qu'il doit pouvoir dégager l'espace intérieur du cuvelage, une fois atteinte la cote désirée, pour pouvoir poursuivre les opérations. On connaît, en autres, des outils de forage comportant des bras mobiles qui se rétractent pour passer à l'intérieur du cuvelage et être remontés à la surface. La colonne de cuvelage est laissée en place dans le trou foré, et en général cimentée. To overcome these lost times, a technique has been developed, called casing drilling in which the drilling tool is rotated by tubular casing or casing that is assembled in the same way as drill pipes. The drilling tool must be specific in that it must be able to clear the interior of the casing, once reached the desired rating, to continue operations. There are, in addition, drilling tools with movable arms that retract to pass inside the casing and be raised to the surface. The casing column is left in place in the drilled hole, and usually cemented.

Des forages en "Casing Drilling" ont été réalisés avec des fluides de forage allégés à l'azote pour obtenir une pression de fond plus faible. Ces forages en dépression, dits "UBD" ou "Underbalanced" sont utilisés pour la traversée de formations ayant des pressions de pores inférieures à la colonne hydrostatique d'un fluide de forage liquide. La demanderesse a constaté que le forage avec le cuvelage est avantageux dans la mesure où l'on peut associer des technologies de "Casing Drilling" et de forage par circulation inverse. "Casing Drilling" drilling was performed with nitrogen-reduced drilling fluids to obtain a lower bottom pressure. These vacuum drilling, known as "UBD" or "Underbalanced" are used for traversing formations having pore pressures lower than the hydrostatic column of a liquid drilling fluid. The Applicant has found that the drilling with the casing is advantageous to the extent that one can associate technologies of "Casing Drilling" and reverse circulation drilling.

La présente invention propose des équipements spécifiques au forage avec circulation inverse pour bénéficier des avantages du contrôle, et du réglage, de la pression de fond, en fonction des besoins, dans la technique de "Casing Drilling". The present invention provides specific equipment for drilling with reverse circulation to enjoy the benefits of control, and adjustment, the bottom pressure, as needed, in the technique of "Casing Drilling".

Ainsi, l'invention concerne un dispositif de forage comportant un 30 outil de forage fixé à l'extrémité inférieure d'une garniture de tubulaires entraînée en rotation par des moyens de surface. Selon l'invention: - la garniture de tubulaires est constituée de tubes de cuvelage destinés à être laissés en place dans le forage, Thus, the invention relates to a drilling device comprising a drill bit attached to the lower end of a tubular liner rotated by surface means. According to the invention: the tubular lining consists of casing tubes intended to be left in place in the borehole,

- la garniture comporte dans son espace interne des moyens de pompage qui refoulent un fluide de forage vers la surface, par l'espace interne de ladite garniture en assurant une circulation inverse dudit fluide, the lining comprises, in its internal space, pumping means which push back a drilling fluid towards the surface, through the internal space of said lining, ensuring a reverse circulation of said fluid,

- les moyens de pompage comportent des moyens d'ancrage commandés depuis la surface pour déplacer leur position dans ladite garniture. - The pumping means comprise anchoring means controlled from the surface to move their position in said liner.

Les moyens de pompage peuvent comporter une pompe volumétrique constituée d'un rotor et d'un stator, ledit rotor étant lié à la surface par des tiges, ledit stator étant solidaire de ladite garniture de tubulaires en rotation. The pumping means may comprise a positive displacement pump consisting of a rotor and a stator, said rotor being connected to the surface by rods, said stator being integral with said tubular lining in rotation.

Les tiges peuvent être mises en rotation depuis la surface. The rods can be rotated from the surface.

Les moyens de pompage peuvent être reliés à la surface par une colonne de tubes dont l'espace interne conduit le fluide refoulé jusqu'à la surface. The pumping means may be connected to the surface by a column of tubes, the internal space of which conveys the discharged fluid to the surface.

Les moyens d'ancrage peuvent être commandés par au moins l'un des moyens suivants: les tiges et la colonne de tubes. The anchoring means may be controlled by at least one of the following means: the rods and the column of tubes.

L'outil de forage peut être remonté à la surface, par l'intérieur de la garniture de tubulaires, à l'aide des moyens de commande desdits moyens d'ancrage. The drilling tool can be raised to the surface, through the inside of the tubular lining, using the control means of said anchoring means.

L'invention concerne également une méthode de forage dans laquelle on effectue les étapes suivantes: - on fixe un outil de forage à la partie inférieure d'une garniture de tubulaires, The invention also relates to a drilling method in which the following steps are carried out: a drill bit is fixed to the lower part of a tubular lining;

- on ancre des moyens de pompage dans l'espace interne de ladite garniture, - Anchoring pumping means in the inner space of said liner,

- on effectue un forage en entraînant en rotation ladite garniture à 30 partir de la surface, - on effectue une circulation inverse d'un fluide de forage en activant lesdits moyens de pompage de façon à refouler le fluide vers la surface par l'espace interne de ladite garniture. - Drilling is carried out by rotating said lining from the surface, - a reverse circulation of a drilling fluid is effected by activating said pumping means so as to repress the fluid to the surface by the internal space. of said liner.

On peut déplacer la position des moyens de pompage pour contrôler la pression de fond, en fonction de l'approfondissement du forage. The position of the pumping means can be moved to control the bottom pressure, depending on the deepening of the borehole.

On peut activer lesdits moyens de pompage par des tiges These pumping means can be activated by rods

assemblées jusqu'en surface.assembled to the surface.

On peut commander, à partir de la surface, l'ancrage des moyens de pompage à l'aide desdites tiges. The anchoring of the pumping means can be controlled from the surface by means of said rods.

La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description des exemples de réalisation, nullement limitatifs, et illustrés par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles : la figure 1 représente schématiquement un système selon l'invention, The present invention will be better understood and its advantages will appear more clearly on reading the description of the embodiments, which are in no way limiting, and illustrated by the appended figures, of which: FIG. 1 schematically represents a system according to the invention; ,

la figure 2 représente une première variante, FIG. 2 represents a first variant,

les figures 3a et 3b montrent plus en détails le système de pompage intégré à la colonne de cuvelage. Figures 3a and 3b show in more detail the pumping system integrated in the casing column.

Le principe général de l'invention est décrit en se référant à la figure 1. Un puits 1 est foré par un outil de forage spécifique 2, qui est décrit plus en détail ci-après. L'outil de forage 2 est entraîné en rotation par une colonne de tubes de cuvelage 3 dont la longueur correspond à la profondeur du forage. Comme pour un forage conventionnel aux tiges de forage, on ajoute un nouveau tube lors de l'approfondissement du forage. Des moyens de mises en rotation 4 sont en surface, sur l'appareil de forage, pour mettre en rotation la colonne de tubes. Ce peut être une table de rotation, ou une tête motorisée dite "power swivel". L'installation de surface 5 pour la circulation et le traitement du fluide de forage est conventionnelle. Cependant, dans la cas de l'invention, le puits est alimenté en fluide par une conduite 6 qui déverse dans l'annulaire entre le puits et ladite colonne de tubes. Un système de pompage 7 est incorporé à la colonne de tubage 3, à une profondeur L variable. Selon l'invention, la circulation du fluide se fait en inverse, c'est-à-dire que l'outil de forage est nettoyé par le fluide venant de l'annulaire pour remonter dans l'espace intérieur de la colonne de tube. Ce fluide chargé de débris passe par les moyens de pompage 7 qui règlent le débit de retour et la hauteur du fluide dans l'annulaire. Le fluide refoulé par les moyens de pompage est collecté à la surface par la conduite 8 pour être recyclé. The general principle of the invention is described with reference to FIG. 1. A well 1 is drilled by a specific drilling tool 2, which is described in more detail below. The drilling tool 2 is rotated by a column of casing tubes 3 whose length corresponds to the depth of the borehole. As with conventional drillhole drilling, a new tube is added during deepening of the borehole. Rotating means 4 are at the surface, on the drilling apparatus, for rotating the column of tubes. It can be a rotating table, or a motorized head called "power swivel". The surface installation 5 for the circulation and treatment of the drilling fluid is conventional. However, in the case of the invention, the well is supplied with fluid by a pipe 6 which pours into the annulus between the well and said column of tubes. A pumping system 7 is incorporated in the casing string 3 at a variable depth L. According to the invention, the circulation of the fluid is in reverse, that is to say that the drilling tool is cleaned by the fluid from the annular to go back into the inner space of the tube column. This fluid loaded with debris passes through the pumping means 7 which regulate the return flow and the height of the fluid in the annular. The fluid discharged by the pumping means is collected at the surface by the pipe 8 to be recycled.

La figure 1 montre schématiquement une pompe volumétrique 9 PCP dite "progressive capacity pump" positionnée dans l'intérieur du casing. Figure 1 shows schematically a 9 PCP volumetric pump called "progressive capacity pump" positioned in the casing interior.

Les colonnes de cuvelage ont, relativement à des tiges de forage, des diamètres intérieurs importants, par exemple un casing 7" a un diamètre interne de 5.879"(14,93 cm), un casing 9 5/8 a un diamètre interne de 8.5" (21,9 cm). Ces dimensions permettent de descendre une pompe volumétrique de diamètre externe suffisant pour obtenir les débits généralement souhaités. Le rotor 10 de la pompe est entraîné en rotation depuis la surface par une garniture de tiges 11, par exemple des tiges de pompage dites "sucker rod" ou des tiges de forage de petit diamètre 2.5" à 3" (dans ce cas il y a également la possibilité de circuler dans les tiges). Les moyens de mise en rotation 12 de la pompe 7 sont adaptés aux moyens de mise en rotation 4 de la colonne 3. Ils peuvent activer le rotor dans les deux sens de rotation, ou immobiliser la rotor par rapport au puits, l'activation de la pompe se faisant par la rotation de la garnitures de tubulaires 3. The casing columns have, relative to drill pipes, large inside diameters, for example casing 7 "has an internal diameter of 5.879" (14.93 cm), casing 9 5/8 has an internal diameter of 8.5 These dimensions make it possible to lower a volumetric pump of sufficient external diameter to obtain the generally desired flow rates The rotor 10 of the pump is rotated from the surface by a lining of rods 11, for example pumping rods known as "sucker rods" or drill rods of small diameter 2.5 "to 3" (in this case there is also the possibility to circulate in the rods.) The means of rotation 12 of the pump 7 are adapted to the rotating means 4 of the column 3. They can activate the rotor in both directions of rotation, or immobilize the rotor relative to the well, the activation of the pump being done by the rotation of the tubular fittings 3.

La pompe PCP peut être de forte capacité, elle doit permettre des débits comparables aux débits de forage aux tiges, soit entre 500 et 2500 Umin, pour des forages de diamètre 8,5" (21,59 cm). Cela correspond aux pompes PCP disponibles sur le marché. La puissance nécessaire pour entraîner cette pompe est de l'ordre de 150 Kw. The PCP pump can be of high capacity, it must allow flow rates comparable to the drilling rates at the rods, between 500 and 2500 Umin, for drilling diameter 8.5 "(21.59 cm) .This corresponds to PCP pumps The power required to drive this pump is of the order of 150 Kw.

Des moyens d'ancrage et d'étanchéité 13 fixent le stator 14 à l'intérieur du casing 3. Ils séparent hydrauliquement le casing en deux parties. La partie inférieure jusqu'au trépan et la partie haute jusqu'au retour de fluide de forage en surface. Pour simplifier la rédaction, ces moyens sont désignés par "packer" dans la suite de la description. Anchoring and sealing means 13 fix the stator 14 inside the casing 3. They hydraulically separate the casing into two parts. The lower part to the bit and the upper part until the return of surface drilling fluid. To simplify the writing, these means are referred to as "packer" in the following description.

Le stator 14 de la pompe PCP 9 est relié mécaniquement à l'ancrage, au travers duquel l'admission de fluide 15 de la pompe communique avec la partie inférieure du puits. The stator 14 of the PCP pump 9 is mechanically connected to the anchor, through which the fluid inlet 15 of the pump communicates with the lower part of the well.

Les moyens d'ancrage 13 sont positionnés dans le casing à une profondeur variable de 100 à 800 mètres de profondeur. Ils peuvent être déplacés, c'est-à-dire désancrés du casing, puis ancrés à une autre profondeur en fonction de l'avancement du forage afin de maintenir la pompe à une profondeur acceptable. La figure 1 montre un mode de réalisation dans lequel le système de pompage 7 est prolongé jusqu'en surface par une colonne de tubes 16, par exemple des tubings de production. Dans cette variante, qui comporte trois éléments concentriques: les tiges 11 d'entraînement du rotor, les tubings 16, la colonne de cuvelage 3, les ajouts lors de l'approfondissement du forage sont complexes, par contre les opérations d'ancrages et de désancrages du packer 13 sont facilitées par la présence de cette liaison mécanique entre les moyens d'ancrage et la surface. Cette liaison indépendante du casing est utilisée de la surface pour déplacer, ou fixer, le système de pompage. The anchoring means 13 are positioned in the casing at a depth varying from 100 to 800 meters deep. They can be moved, ie removed from the casing, and then anchored to another depth depending on the progress of drilling to maintain the pump to an acceptable depth. FIG. 1 shows an embodiment in which the pumping system 7 is extended to the surface by a column of tubes 16, for example production tubings. In this variant, which comprises three concentric elements: the rotor drive rods 11, the tubings 16, the casing column 3, the additions during the deepening of the borehole are complex, on the other hand the anchoring operations and the The packer 13 is facilitated by the presence of this mechanical connection between the anchoring means and the surface. This independent connection of the casing is used from the surface to move, or fix, the pumping system.

Dans cette variante, le fluide de forage refoulé par la pompe remonte à la surface par l'intérieur de la colonne de tubings 16. Comme son volume interne est plus faible que celui de la colonne de cuvelage 3, la vitesse de remontée est plus grande, et les déblais remontent plus vite. In this variant, the drilling fluid discharged by the pump rises to the surface via the inside of the tubing column 16. Since its internal volume is smaller than that of the casing column 3, the upward speed is greater. and the muck goes back faster.

La figure 2 illustre une variante dans laquelle il n'y a pas de colonne de tubes qui relie le système de pompage à la surface. Les autres éléments identiques à ceux représentés sur la figure 1 ne sont pas tous référencés sur cette figure 2. De la même façon, les moyens d'ancrage supportent la pompe volumétrique, et le rotor de la pompe est entraîné par une garniture de tiges 11. La partie inférieure de cette colonne de tiges de pompage 11 est mécaniquement reliée au stator par des moyens de liaison 20 qui permettent de dégager le rotor au-dessus du stator, mais également de fournir les moyens de déplacement du système de pompage dans la colonne de cuvelage. On peut concevoir des moyens qui activent l'ancrage et le désancrage mécanique du packer en déplaçant la colonne de tiges 11. Il existe différents types d'ancrage de packer. L'ancrage du packer avec le casing peut se faire par des mâchoires disposées sur un support conique qui est déplacé longitudinalement. L'ancrage du packer est réalisé depuis la surface, par exemple par le mouvement d'une rotation à droite, ou à gauche, et/ou par l'action d'une force appliquée vers le bas ou vers le haut, ou par l'action d'une pression hydraulique. Il existe également des packers gonflables qui utilisent la pression pour être dilatés contre les parois de la colonne de casing. Les moyens de liaison sont décrits plus en détails sur les figures 3a et 3b. Figure 2 illustrates an alternative in which there is no column of tubes that connects the pumping system to the surface. The other elements identical to those shown in FIG. 1 are not all referenced in this FIG. 2. In the same way, the anchoring means support the volumetric pump, and the rotor of the pump is driven by a lining of rods. The lower part of this column of pumping rods 11 is mechanically connected to the stator by connecting means 20 which make it possible to disengage the rotor above the stator, but also to provide the means of displacement of the pumping system in the column. of casing. Means can be designed that activate anchoring and mechanical de-anchoring of the packer by moving the column of rods 11. There are different types of packer anchors. The anchoring of the packer with the casing can be done by jaws arranged on a conical support which is moved longitudinally. The anchoring of the packer is made from the surface, for example by the movement of a rotation to the right, or to the left, and / or by the action of a force applied downwards or upwards, or by action of a hydraulic pressure. There are also inflatable packers that use the pressure to be expanded against the walls of the casing column. The connecting means are described in more detail in FIGS. 3a and 3b.

Les tiges d'entraînement 11 du rotor peuvent être des tiges de forage creuses de 2,5" (6,35 cm) ou 3" (7,62 cm) qui permettent de supporter un plus grand couple. Elles semblent mieux adaptées que des tiges pleines (de pompage "sucker rod") pour entraîner la pompe avec un débit élevé. The rotor drive rods 11 may be 2.5 "(6.35 cm) or 3" (7.62 cm) hollow drill rods that support a greater torque. They seem better suited than full rods (pumping "sucker rod") to drive the pump with a high flow.

Avec le couplage des tiges d'entraînement creuses et d'un rotor de pompe creux, il ne sera peut être plus nécessaire de dégager le rotor du stator pour pouvoir circuler le fluide de forage dans un sens direct. Cependant, la circulation de fluide, ou la descente de petits outils d'intervention, sera limitée par un diamètre intérieur de passage d'environ 1" (2,54 cm) au travers de la tige d'entraînement et du rotor creux de la pompe PCP. Pour une circulation en direct avec un débit plus important, il serait possible de faire tourner la pompe PCP en rotation inverse, ou bien en dégageant vers le haut pour remonter le rotor de quelques mètres pour laisser le passage libre au travers du stator. With the coupling of the hollow drive rods and a hollow pump rotor, it may no longer be necessary to disengage the stator rotor to be able to circulate the drilling fluid in a forward direction. However, the flow of fluid, or the descent of small intervention tools, will be limited by an inside diameter of about 1 "(2.54 cm) through the drive shaft and hollow rotor of the PCP pump For direct circulation with a higher flow rate, it is possible to turn the PCP pump in reverse rotation, or by disengaging upwards to raise the rotor a few meters to leave the free passage through the stator .

Sur la figure 2, la référence 21 désigne le système d'outil de forage qui est conforme au forage par colonne de cuvelage. Par exemple, le système comprend des molettes 22 de destruction de la roche qui détruisent la roche selon un trou de diamètre sensiblement égal au diamètre intérieur de la colonne de cuvelage. En effet, cet outil doit passer dans la colonne de tubes pour être remonté. Le système comporte aussi des bras télescopiques 23 sur lesquels des outils d'élargissement du trou pilote forent à un diamètre plus grand que le diamètre extérieur du cuvelage. Généralement, les bras télescopiques sont mis en action par une différence de pression. Le système d'outil de forage est ancré par des verrous à la base du cuvelage. Avant que le cuvelage soit cimenté, une dernière manoeuvre consiste à désancrer le système de forage pour libérer le passage du cuvelage. In Fig. 2, numeral 21 denotes the drilling tool system which conforms to the casing borehole drilling. For example, the system comprises rock destruction wheels 22 which destroy the rock in a hole of diameter substantially equal to the inside diameter of the casing column. Indeed, this tool must pass in the column of tubes to be reassembled. The system also includes telescopic arms 23 on which pilot hole widening tools drill to a diameter greater than the outer diameter of the casing. Generally, the telescopic arms are actuated by a pressure difference. The drill tool system is anchored by locks at the base of the casing. Before the casing is cemented, a last maneuver is to disassemble the drilling system to release the passage of the casing.

Les figures 3a et 3b montrent le principe des moyens de liaison 21 cités à propos de la figure 2. La figure 3a montre le rotor 10 dégagé du stator 14, par traction sur les tiges de pompage 11. Une pièce de manoeuvre 25 est solidaire des tiges 11 et coopère avec un élément 26 pour permettre de réaliser les action d'ancrage ou de désancrage. Comme représenté, l'élément 26 est solidaire du stator 14, lequel est solidaire des moyens d'ancrage 13. Les pièces 25 et 26 peuvent, par exemple permettre une traction sur les moyens d'ancrage et/ou permettre une rotation. Un orifice 27 permet la circulation du fluide. La figure 3b montre le rotor en place dans le stator, un autre élément 28 peut autoriser une poussée et/ou un rotation dans cette position de rotor. FIGS. 3a and 3b show the principle of the connection means 21 mentioned with reference to FIG. 2. FIG. 3a shows the rotor 10 released from the stator 14, by pulling on the pumping rods 11. An operating part 25 is integral with the rods 11 and cooperates with an element 26 to allow to carry out the anchoring or undocking action. As shown, the element 26 is integral with the stator 14, which is integral with the anchoring means 13. The parts 25 and 26 may, for example allow traction on the anchoring means and / or allow rotation. An orifice 27 allows the circulation of the fluid. Figure 3b shows the rotor in place in the stator, another member 28 may allow thrust and / or rotation in this rotor position.

La présente invention présente les avantages suivants: The present invention has the following advantages:

- une diminution de la capacité de pompage de boue en surface par rapport au forage rotary conventionnel; - a decrease in surface mud pumping capacity compared to conventional rotary drilling;

- le contrôle précis de la pression de fond à partir de deux paramètres: la densité de la boue et la hauteur de fluide dans l'annulaire. - Precise control of the bottom pressure from two parameters: the density of the sludge and the fluid height in the ring.

- l'espace annulaire en forage casing drilling étant relativement réduit, la perte de charge produite dans l'annulaire à la descente du fluide de forage assure un différentiel de pression naturel au niveau de l'outil, différentiel entre la pression dans l'annulaire et la pression à l'intérieur des tiges. - The annular space drilling casing drilling being relatively reduced, the pressure drop produced in the ring at the descent of the drilling fluid ensures a natural pressure differential at the tool, differential between the pressure in the ring and the pressure inside the stems.

- bonne adaptation au forage de formations présentant des variations de pressions entre zones; - good adaptation to drilling formations with variations in pressures between zones;

- application aux forages pour lesquels l'écart entre la pression de pore et la pression de fracturation est très faible. - Application to boreholes for which the difference between the pore pressure and the fracturing pressure is very small.

Claims

1) Drilling device comprising a drilling tool (2) fixed to the lower end of a tubular lining (3) driven in rotation by surface means (4), characterized in that: said tubular lining is consisting of casing tubes intended to be left in place in the borehole, said lining comprises in its internal space pumping means (7) which push back a drilling fluid towards the surface, by the internal space of said lining, ensuring a reverse circulation of said fluid, - said pumping means comprise anchoring means (13) controlled from the surface to move their position 15 in said lining.

2) Device according to claim 1, wherein the pumping means comprise a positive displacement pump (9) consisting of a rotor (10) and a stator 14), said rotor being connected to the surface by rods (11) said stator being integral with said rotating tubular liner.

3) Device according to claim 2, wherein said rods are rotated from the surface.

4) Device according to one of the preceding claims, wherein the pumping means are connected to the surface by a column of 25 tubes whose internal space conducts the fluid discharged to the surface.

5) Device according to one of claims 2 or 4, wherein said anchoring means are controlled by at least one of the following means: said rods and said column of tubes. 30

6) Device according to one of the preceding claims, wherein said drilling tool is raised to the surface, by the interior of the tubular tubeless, using the control means of said anchoring means.

7) Method of drilling in which the following steps are carried out: a drilling tool is attached to the lower part of a tubular lining, - the pumping means are anchored in the internal space of said lining, a drilling is carried out by rotating said liner from the surface, - a reverse circulation of a drilling fluid is effected by activating said pumping means so as to discharge the fluid to the surface through the internal space of said liner.

8) Method according to claim 7, wherein the position of the pumping means is displaced to control the bottom pressure, depending on the deepening of the borehole.

9) Method according to one of claims 7 or 8, wherein said pumping means is activated by rods assembled to the surface.

10) Method according to one of claims 7 to 9, wherein is controlled from the surface, the anchoring of the pumping means with said rods.