FR 2549132 A1 19850118 FR 8409880 A 19840622 PROCEDE ET APPAREIL POUR LA DETECTION DE LA PENETRATION D'UN FLUIDE DANS UN TROU DE FORAGE La présente invention concerne la recherche des réserves d'hydrocarburescombustibleset, plus particulièrement, l'amélioration de la sécurité des procédés de forage de puits pour huile et gaz Plus particulièrement, la présente invention se rapporte à un 10 appareil et à des procédés de détection de la pénétration de gaz dans un trou de forage et, spécialement, à un appareil et à des procédés pour un système de détection de pénétration de gaz pouvant fonctionner en continu en cours de forage, afin d'assurer une protec15 tion contre l'explosion. Pour le forage des puits d'huile et de gaz, la sécurité et l'efficacité du forage constituent des éléments essentiels Un fonctionnement efficace de 1 ' appareil de forage et, en particulier, lorsque les puits sont forés plus profondément et lorsque les activités en mer prennent plus d'importance, exige que les données intéressantes pour le foreur soient enregistrées au fond du puits et soient détectées et transférées à la surface en continu, c'est-à-dire sans 25 les délais prolongés qui seraient nécessaires pour arrêter le forage et faire descendre des appareils d'essai dans le trou de forage Au cours des dernières années, des progrès importants ont été réalisés dans la technique des mesures en cours de forage (MWD) Comme 30 exemples de systèmes MWD utilisables pour la mesure des paramètres directionnels du forage, on peut se référer auxbrevetsaméricains 3 982 431, 4 013 945 et 4.021 774. Les systèmes de mesure des brevets précités 35 font appel à la télémétrie à impulsions dans la boue 1 pour transmettre les informations depuis la région de la tête de forage jusqu'à la plate-forme de forage en surface La télémétrie à impulsions dans la boue consiste à transmettre les informations par une colonne de fluide de forage en déplacement, c'est-àdire de la boue, les informations correspondant aux paramètres détectés au fond du puits étant converties en un code binaire d'impulsions de pression dans le fluide de forage contenu dans le tuyau de forage et qui sont dé10 tectées à la surface Ces impulsions de pression sont produites par modulations périodiques de la colonne de boue en déplacement en un point situé au fond du puits et par des dispositifs mécaniques,et les impulsions de pression périodiques résultantes qui apparais15 sent à l'extrémité en surface de la colonne de boue sont détectées par un transducteur de pression disposé d'une manière appropriée dans le tuyau de montée La boue de forage est pompée vers le bas à travers le tuyau de forage et est renvoyée à la surface par la zone annulaire comprise entre les tuyaux de forage et la paroi du puits afin de refroidir la tête de forage et d'éliminer du voisinage de la tête de forage les déchets produits par le fonctionnement de celle-ci et d'équilibrer la pression géostatique. Comme mentionné ci-dessus, la sécurité du forage présente une importance essentielle; et l'un des problèmes de sécurité concerne ce que l'on appelle éxplosion"(blowout) Une zone sous forte pression géostatique et recouverte par une roche de couverture peut 30 être rencontrée par hasard au cours du forage et sans que l'on s'en rende compte Si cette pression est supérieure à la pression hydrostatique exercée par la boue de forage et que la formation a une perméabilité suffisante pour permettre le passage du fluide, le fluide 35 de la formation déplacera alors la boue de forage Ce 1 phénomène est appelé une"secousse" (kick), et s'il n' est pas contrôlé, il provoquera une explosion (blowout). Une des circonstances pouvant se produire dans un trou de forage et que le foreur désire surveiller afin de 5 se garantir contre l'explosion, est la pénétration de gaz. Bien que l'on ait proposé précédemment diverses techniques et que l'on ait mis en oeuvre certaines d'entre elles afin de mesurer la pénétration de gaz dans un trou de forage, les techniques proposées jusqu'à présent ne convenaient pas pour un système MWD et étaient souvent soit complexes ou difficiles à mettre en oeuvre,soit étaient relativement lentes Les techniques de mesure de pénétration de gaz connues antéri15 eurement ont été aussi souvent incapables de fournir des informations sans ambiguïté, ce qui nécessitait l'exécution d'essais répétés et/ou l'emploi de techniques de mesure multiples Les méthodes de mesure de pénétration de gaz dans un trou de forage proposées dans l'état antérieur de la technique comprenaient la détection de la pression dans la zone annulaire du forage, la détection de la pression différentielle entre l'intérieur de la colonne de forage et la zone annulaire, la mesure de la vitesse du son dans la boue de fo25 rage, la mesure de la résistivité de la boue de forage et différents autres essais basés sur des tentatives de mesure de la pression de la formation à travers laquelle la colonne de forage pénétrait ou avait pénétré Comme mentionné ci-dessus, ces techniques de dé30 tection du gaz proposées antérieurement, et plus particulièrement celles basées sur des mesures de pression, présentent toutes des déficiences qui excluent leur emploi dans un système MWD et qui limiteraient d'ailleurs fortement leur utilité dans les autres cas. Conformément à la présente invention, il est 1 prévu un appareil pour la détection de la pénétration de fluide dans un forage,dans lequel est disposéeune colonne de forage, la colonne de forage définissant une zone annulaire avec la paroi du forage et dans lequel le fluide de forage circule depuis la surface par l'intérieur de la colonne de forage puis revient par la zone annulaire jusqu'à la surface, l'appareil de détection de pénétration de fluide comprenant un dispositif pour produire un signal d'énergie cohérent 10 en un endroit situé au fond du puits et pour propager ledit signal sous forme de signal primaire dans le fluide de forage et dans ladite colonne de forage, et sous forme de signal secondaire dans le fluide de forage dans ladite zone annulaire et un moyen pour dé15 tecter au moins ledit signal secondaire et un moyen pour utiliser ledit signal détecté par comparaison, afin de déterminer la pénétration de fluide dans la zone annulaire. Une modulation en fréquence ou en amplitude 20 du débit de boue dans la tuyauterie par une source d' énergie cohérente située en un point proche de la tête de forage aura pour effet que le débit de boue dans la zone annulaire contiendra des informations sous forme de réflexions de la modulation du débit dans la 25 tuyauterie La surveillance de la pression du débit de boue dans la zone annulaire à la surface permettra donc la détection des informations réfléchies provenant de la modulation de la colonne de boue de forage dans la colonne de forage (tuyauterie) Dans une réa30 lisation de la présente invention, les variations de pression détectées dans la zone annulaire sont comparées aux variations de pression détectées dans la tuyauterie Une variation significative du rapport de phase et/ou d'amplitude entre des variations de pres35 sion dans la tuyauterie et dans la zone annulaire, et 1 en particulier une variation du rapport de phase et/ou d'amplitude qui implique un écart significatif par rapport aux enregistrements antérieurs, indiquera qu'il existe une pénétration de fluide dans la zone annulai5 re, vu que ce fluide, par exemple du gaz, du fait qu'il pénètre dans la boue de forage, provoque une atténuation des informations modulées et/ou affecte la vitesse de leur transmission Conformément à une seconde réalisation de la présente invention, les variations 10 de pression dans la boue de forage remontant dans la zone annulaire sont comparées aux enregistrements récents de ces variations de pression dans la zone annulaire et, après compensation appropriée pour tenir compte de l'une ou l'autre modification effectuée au 15 cours de l'opération de forage, les résultats de la comparaison sont utilisés pour la détection de la pénétration de fluide Si le signal de la zone annulaire disparaît ou est gravement modifié, soit en amplitude soit quant à son moment d'arrivée ou des deux ma20 nières encore, une alarme peut être provoquée pour indiquer la pénétration de fluide dans le trou de forage Le dispositif générateur de signal produira des impulsions de pression, et en particulier des impulsions dans la gammedes fréquencessubsoniques ou soniques. 25 L'appareil conforme à la présente invention comprendra egalement un dispositif localisé à la surface, pour détecter ces impulsions de pression dans la zone annulaire et, conformément à une réalisation de l'invention, également dans la tuyauterie Un signal électri30 que correspondant à la modulation du fluide de forage, tel que fourni par le ou les détecteurs de surface, est conçu pour éliminer le bruit, par exemple les variations de signal situées en-dehors du spectre énergétique du signal attendu, et est converti ensuite de 35 préférence sous forme numérique en vue du traitement 1 par ordinateur Dans une réalisation préférée de la présente invention, l'ordinateur sera alimenté par des informations correspondant à d'autres paramètres de forage et pouvant avoir un effet sur l'amplitude et/ou 5 la phase du signal ou des signaux détectés à la surface Ces autres paramètres de forage peuvent comprendre, à titre d'exemple seulement, la température du fluide de forage, qui peut avoir une influence sur la vitesse de propagation du son dans le fluide Dans une réalisa10 tion de la présente invention, les signaux de pression dans la tuyauterie et dans la zone annulaire sont conditionnés et, après conditionnement, sont comparés et l'ordinateur analyse les résultats de la comparaison afin de détecter les modifications qui ne seraient pas 15 explicables par une variation des paramètres de forage. Dans une autre réalisation, l'ordinateur ne tiendra compte que du signal provenant des mesures effectuées sur le fluide de forage passant dans la zone annulaire et comparera ces signaux à ceux des enregistrements 20 récents, afin de détecter des variations inattendues. Dans une autre réalisation encore, les signaux de pression détectés, soit avant d'être convertis sous forme numérique, soit au lieu d'être convertis, seront corrigés en amplitude et en phase de façon à ce que, dans 25 des conditions de fonctionnement normales, ces signaux correspondant aux variations de la pression dans la zone annulaire et dans la tuyauterie s'annuleraient l'un l'autre Par conséquent, seule une différence des signaux conditionnés supérieure à un ordre de grandeur 30 prédéterminé donnera une indication de pénétration de fluide dans la zone annulaire, en provenance de la formation traversée. La présente invention sera mieux comprise et ses nombreux objectifs et avantages deviendront é35 vidents et faciles à comprendre pour tous les spécia- 1 listes de la technique en se référant à la description détaillée ciaprès et aux dessins qui l'accompagnent. Si l'on se réfère maintenant aux différentes figures des dessins,o des numéros de référence sembla5 bles se rapportent à des éléments semblables dans les différentes figures, on voit que: La figure 1 est une vue schématique générale de l'appareil de forage faisant appel à la présente invention; La figure 2 est une vue schématique d'une source d'énergie située au fond du puits; La figure 3 représente schématiquement une seconde réalisation d'une source d'énergie au fond du puits; La figure 4 est un diagramme de bloc fonctionnel des éléments d'un système de détection de pénétration de gaz dans le forage, qui sont situés en surface, conformément à une réalisation de la présente invention; La figure 5 est un diagramme en forme d'ondes qui représentent les signaux de pression détectés conformément à la mise en oeuvre de la réalisation de la figure 4, après pré-conditionnement de ceux-ci; La figure 6 est un diagramme de bloc fonc25 tionnel des éléments d'un système de détection de pénétration de gaz dans un forage, qui sont situés à la surface et qui sont conformes à une autre réalisation de la présente invention; La figure 7 est un diagramme de bloc fonc30 tionnel des constituants d'un système de détection de pénétration de gaz dans un forage, qui sont situés à la surface et qui sont conformes à une autre réalisation encore de la présente invention. Si l'on se réfère à la figure 1, on voit qu' 35 un appareil de forage comporte un derrick 10, qui sup- 1 porte une tuyauterie ou tige de forage désignée généralement par 12, et qui se termine par une tête de forage 14 Comme le savent tous les spécialistes de cette technique, l'ensemble de la tuyauterie de forage peut tour5 ner,ou bien la tuyauterie de forage peut être maintenue fixe tandis que la tête de forage est seule à tourner La colonne de forage 12 est constituée d'une série d'éléments de tuyauterie assemblés les uns aux autres, de nouveaux éléments étant ajoutés lorsque la profon10 deur du puits augmente La colonne de forage est suspendue à un bloc mobile 16 d'un treuil 18 et à un bloc de couronne 19, et l'ensemble de la colonne de forage de l'appareil décrit ici est mis en rotation par un chapeau carré 20, monté avec possibilité de glissement 15 et mis en rotation par la table tournante 22 au pied du derrick Un assemblage de moteur 24 est raccordé pour faire fonctionner le treuil 18 et pour faire tourner la table tournante 22. La partie inférieure de la colonne de forage 20 peut contenir un ou plusieurs éléments 26 de diamètre supérieur aux autres éléments de la colonne de forage. Comme cela est bien connu dans l'état antérieur de la technique, ces éléments de plus grand diamètre peuvent contenir des détecteurs et des circuits électroniques 25 pour faire subir un premier traitement aux signaux fournis par lesdétecteurs Les éléments de colonne de forage 26 peuvent contenir également des sources d'énergie,telles que des turbines entraînées par la boue et qui actionnent des générateurs, lesdits générateurs 30 fournissant de l'énergie électrique pour faire fonctionner les éléments de détection et tous les circuits de traitement de données Un exemple de système dans lequel une turbine à boue, un générateur et des éléments de détection sont inclus dans un segment inféri35 eur de colonne de forage, est décrit dans le brevet 1 américain n 3 693 428, auquel on se référera ici. Les débris de forage provenant du fonctionnement de la tête de forage 14 sont emportés par un courant de boue montant dans l'espace annulaire 28, compris entre la colonne de forage et la paroi du puits 30 Cette boue est amenée par un tuyau 32 à un système de décantation et de filtration, représenté schématiquement sous forme du réservoir 34 La boue filtrée est pompée ensuite par une pompe 36, pourvue 10 d'un amortisseur de pulsations 38 et est envoyée sous pression par la conduite 40 dans une tête d'injecteur tournante 42, puis à l'intérieur de la colonne de forage 12, pour être amenée à la tête de forage 14 et à l'élément de colonne de forage 26, pourvu d'une tur15 bine à boue. Dans un système MWD tel que représenté à la figure 3, la colonne de boue dans la colonne de forage 12 sert de fluide de transmission pour amener à la surface les signaux des paramètres de forage enregistrés 20 au fond du puits La transmission des signaux se réalise par la technique bien connue des impulsions dans la boue, suivant laquelle les impulsions de pression (qui seront appelées parfois "impulsions primaires"), sont représentées schématiquement en 12 et sont engen25 drées dans la colonne de boue contenue dans la colonne de forage 12, pour représenter les paramètres détectés au fond du puits Les paramètres de forage peuvent être détectés par un appareil de détection 44, situé dans l'élément de colonne de forage 26, comme le montre 30 la figure 1, et pouvant être disposé à proximité de la tête de forage Les impulsions de pression 11 créées dans le courant de boue contenu dans la colonne de forage 12 sont reçues à la surface par un transducteur de pression 46 et les signaux électriques résultants 35 sont transmis ensuite à un dispositif de réception et 1 de traitement des signaux 48, qui peut enregistrer, afficher et/ou effectuer des calculs sur les signaux afin de fournir des informations sur les différentes conditions existant au fond du puits. Si l'on se réfère encore à la figure 3, on constate que la boue descendant dans la colonne de forage 12 passe par un orifice à débit variable 50,puis sert à entraîner une turbine 52 La turbine 52 est couplée mécaniquement à un générateur 54, dont elle en10 traîne le rotor et qui fournit la puissance électrique requise pour faire fonctionner les détecteurs de l'élément de détection 44 Le signal de sortie contenant des informations de l'élément de détection 44, généralement sous forme d'un signal électrique, actionne un piston de vanne 58,agissant à son tour sur un plongeur 56 qui fait varier la dimension de l'orifice variable 50 Le plongeur 56 peut être commandé électriquement ou hydrauliquement Les variations de dimension de l'orifice 50 créent des impulsions de pression 20 11 dans le courant de boue de forage, et ces impulsions de pression sont détectées à la surface par le transducteur 46 précité, afin de donner des indications des variations des conditions sous surveillance par les détecteurs contenus dans l'élément 44 La direction du 25 flux de boue de forage est indiquée par les flèches des figures 2 et 3 Les impulsions de pression 11 remontent dans la colonne descendante de boue de forage contenue dans la colonne de forage 12. L'élément de détection 44 comprendra norma30 lement un dispositif pour convertir les signaux correspondant aux différents paramètres sous surveillance en code binaire et l'information codée ainsi obtenue est utilisée pour commander le plongeur 56 Le détecteur 46 situé à la surface détectera les impulsions 35 de pression dans le courant de boue de forage et ces 1 impulsions de pression correspondront à un code binaire Pratiquement, ce code binaire se traduira par une série d'impulsions de boue portant des informations et de deux durées différentes, avec des amplitudes d' impulsion comprises normalement dans la gamme de 2.105 à 25 105 Pa La transmission des informations vers la surface par le courant de boue de forage modulé comprendra normalement l'envoi d'un préambule, suivi par une transmission séquentielle des signaux codés 10 correspondant à chacun des paramètres du trou de forage sous surveillance. Comme mentionné ci-dessus, la boue de forage, après être descendue à travers l'élément 26 de la colonne de forage, balaye la tête de forage 14 puis revient à la surface par la zone annulaire 28 comprise entre la colonne de forage et la paroi du puits 30. On a découvert que les impulsions de pression dues aux mouvements appliqués au plongeur 56 descendent également dans la colonne de forage et se réfléchissent au 20 fond du puits, toutefois sous une forme nettement atténuée, et qu'il en résulte des impulsions désignées schématiquement par 55 à la figure 3 dans la zone annulaire 28, et qui peuvent être détectées à la surface. Les impulsions 55 seront donc appelées parfois impul25 sions "secondaires" ou "réfléchies" A cet effet, comme le montre la figure 1, un second transducteur de pression 60 est disposé à la surface et au- dessus du courant, dans la direction du débit de boue revenant par le tuyau 32 Normalement, l'importance des impul30 sions de pression détectées par le transducteur 60 est au moins d'un ordre de grandeur inférieur à celle des impulsions de pression correspondantes ou couplées détectées par le transducteur 46 Néanmoins, moyennant l'utilisation d'un dispositif de filtrage approprié, 35 ces impulsions de pression de faible amplitude dans 1 la zone annulaire peuvent être détectées. Comme mentionné ci-dessus, la source d'énergie située au fond du puits et servant à engendrer les impulsions 11 et les impulsions réfléchies 55 peut ê5 tre la vanne de pulsation de boue d'un appareil MWD existant, conformément à la présente invention, et comme indiqué à la figure 3 En variante, la source d'énergie cohérente située au fond du puits peut comprendre un générateur d'ondes, tel que représenté sché10 matiquement à la figure 2, qui module le courant de boue dans la colonne de forage avec une fréquence située dans la gamme sonique C'est ainsi qu'à la figure 2, une vanne à clapet 56 ' est située dans une pièce ' définissant un orifice et située dans la colonne 15 de forage, légèrement en amont dans la direction du courant de fluide de forage par rapport à la tête de forage 14, afin d'engendrer des impulsions primaires 11 ' et des impulsions secondaires ou réfléchies 55 '. Si l'on examine à nouveau la figure 1, sans 20 tenir compte de la nature de la source d'énergie au fond du puits, le débit de fluide de forage sera modulé dans la colonne de forage (c'est-à-dire les impulsions primaires), et la modulation réfléchie sur le fond du puits se traduira également par des variations 25 de pression (c'est-à-dire les impulsions réfléchies) dans la zone annulaire 28 A la surface, les variations de pression dans la colonne de forage (impulsions primaires), seront détectées par un transducteur 46,produisant un signal PS' D'une manière analogue, les va30 riations de pression (impulsions réfléchies) dans la zone annulaire seront détectées par le transducteur 60 et le signal résultant PR sera conditionné dans un dispositif électrique pouvant comprendre un amplificateur 62 et un filtre 64. Le signal de pression dans la zone annulaire 1 PR', et, conformément à certaines réalisations de la présente invention, également les signaux de pression dans la colonne de forage Ps, seront traités de la manière décrite plus en détail ci-après Le traitement des signaux peut comprendre la comparaison des signaux dans un comparateur 66, suivi par un traitement dans un ordinateur 68, ou peut comprendre l'introduction directe du signal PR et, éventuellement aussi, du signal PS dans l'ordinateur 68 Afin d'améliorer la pré10 cision du calcul dans l'ordinateur 68, un ou plusieurs paramètres de forage mesurés à la surface et/ou un ou plusieurs paramètres de forage mesurés au fond du puits peuvent être introduits également dans l'ordinateur 68 L'ordinateur 68 fonctionnera conformément à un programme de détection de gaz Les mesures en surface pouvant etre introduites dans l'ordinateur 68 comprennent le temps, la distance jusqu'au fond du puits, la pression dans la colonne de forage, les températures du fluide de forage au sommet de la colonne de forage 20 et au sommet de la zone annulaire, la résistivité du fluide de forage au sommet de la colonne de forage et au sommet de la zone annulaire, le poids et/ou la densité du fluide de forage dans la zone annulaire et dans la colonne de forage, la vitesse de rotation de la colonne de forage, les courses de pompage de la pompe 36, le débit de fluide de forage et la vitesse de pénétration du forage Les informations mesurées au fond du puits et envoyées à l'ordinateur 68 peuvent comprendre la température, la pression et la résistivi30 té mesurées à proximité de la tête de forage Si l'analyse des informations introduites dans l'ordinateur 68, conformément au programme de détection de gaz, indique une anomalie, l'ordinateur 68 déclenchera une alarme 70. Si l'on examine maintenant la figure 4, on 1 constate que le signal analogique de variation de pression fourni par le détecteur de pression 46 dans la colonne de forage est envoyé à un circuit de conditionnement de signal 80, comprenant un amplificateur 82 et un filtre 84 Le circuit de conditionnement de signal 80 élimine le bruit en dehors du spectre énergétique du signal attendu, de façon à fournir un signal Ps"propre" Le signal PS est converti en signal numérique dans un dispositif de conversion analogique/nu10 mérique 86 et est envoyé ensuite à l'ordinateur 68 '. D'une manière semblable, le signal analogique de la zone annulaire fourni par le transducteur 60 est conditionné dans le circuit 88 par l'amplificateur 62 et le filtre 64 Le signal PR résultant est converti sous 15 forme numérique par un convertisseur analogique/numérique 90, puis est envoyé à l'ordinateur 68 ' Les deux signaux numériques sont introduits dans l'ordinateur 68 ' à une cadence appropriée, par exemple dix fois la vitesse Nyquist et les données introduites sont mi20 ses chronologiquement dans la mémoire 68 ", pour traitement ultérieur Comme mentionné ci-dessus, les paramètres de forage tels que courses de la pompe, débit de la boue, vitesse de forage, température de boue, etc. peuvent être introduits également dans l'ordinateur 25 afin de faciliter la détermination de la pénétration de gaz en tenant compte des effets de l'opération de forage sur les signaux numériques La température de la boue présente évidemment un intérêt, vu que la vitesse du son variera avec la température de la boue et 30 que la relation de phase existant entre les signaux PS et PR sera,par conséquent, une fonction de la température de la boue et de la profondeur du puits Il convient de noter que, outre les circuits de conditionnement des signaux analogiques 80 et 88, d'autres techniques de filtration,basées sur les méthodes de 1 filtrage numérique classiques peuvent être utilisées pour réduire l'énergie indésirable provenant de sources extérieures et pour tenir compte des effets prévisibles, tels que les courses de la pompe. Les signaux complètement conditionnés sont traités dans l'ordinateur 68 ' suivant un programme de corrélation Plus particulièrement, les signaux conditionnés PS et PR sont comparés, cette comparaison consistant à effectuer une corrélation entre les deux fonctions V 1 (t) pour PS et V 2 (t) pour PR' et cela de la manière suivante: T R 12 ()V -lira RT 2 (V) T - V 1 (t)V 2 (T +f)dt T _ 2 o R 12 (Z') indique la correlation entre les deux signaux V 1 et V 2. Les signaux PS et PR présentent une similarité de fréquence f(s), parce qu'ils proviennent du fonctionnement de la même source d'énergie, située au 25 fond du puits Les signaux PS et PR présentent également une amplitude caractéristique, qui est respectivement A(s) et A(a) Les signaux de pression détectés dans la zone annulaire et dans la colonne de forage présentent également une relation fixe dans le temps, 30 c'est-à- dire un retard -C (d), qui dépend du fluide o s'effectue la propagation du signal, c'est-à-dire le fluide de forage Grâce au processus de corrélation, les caractéristiques des signaux PS et PR peuvent être déterminées avec précision et d'une manière continue 35 au cours du forage Lorsqu'un gaz ou un autre fluide 1 pénètre dans le puits de forage, les caractéristiques déterminées sont modifiées par la présence du fluide pénétrant Si une ou plusieurs des caractéristiques des signaux PS et PR sont perturbées d'une manière qui 5 dépasse une limite prédéterminée, l'ordinateur 68 ' déclenchera l'alarme 70. Pour compléter ce qui précède, il convient de dire que la vitesse du son dans un liquide tel qu' un fluide de forage est donnée par l'équation suivante: 10 2 _ K C =, o: C est la vitesse en cm/s est la densité du fluide en gm/cm 3 K est le module de rigidité brut l'inverse de la compressibilité adiabatique) en dynes/cm 2. L'absorption du son dans un liquide est donnée par l'équation suivante: > =x 164 f 2 3 C o: aest le coefficient d'absorption (en -) cm LS est la viscosité en poises est la densité en gm/cm 3 C est la vitesse du son en cm/s f est la fréquence en Hz. Comme mentionné ci-dessus, la pénétration d'un fluide provenant de la formation dans le fluide de forage modifiera la vitesse du son ainsi que l'atténuation du 30 son dans ce fluide Par exemple, le poids spécifique de l'huile, du gaz et de l'eau salée est inférieur à celui d'une boue de forage à base d'eau et, par conséquent, la densité du mélange de boue de forage et de l'un de ces autres fluides sera inférieure à la densi35 té de la boue de forage pure. 1 Normalement, les signaux PS et PR correspondant aux pressions et fournis respectivement par le transducteur de colonne de forage 46 et par le transducteur de zone annulaire 60, seront différents en am5 plitude et en phase à cause d'une légère différence des processus de transmission Ces différences seront stockées dans la mémoire 68 ' Si un fluide provenant de la formation pénètre dans la zone annulaire, le processus de transmission, et par conséquent le signal de pression PR dans la zone annulaire,seront modifiées. Le processus de transmission dans le fluide de la colonne de forage et, par conséquent le signal PS resteront inchangés Par exemple, si l'on suppose qu'il y a une pénétration de gaz dans la zone annulaire, en 15 provenance de la formation, le mélange du gaz pénétrant avec le fluide de forage provoquera une diminution de la densité du fluide contenu dans la zone annulaire, si bien que l'amplitude du signal PR fourni par le transducteur 60 diminuera Le fait que le si20 gnal PS fourni par le transducteur 46 n'a pas été modifié proportionnellement à la modification du signal P Rest un signe qu'il y a eu pénétration de fluide dans le trou de forage Il y aura également une modification de la relation de phase existant entre PS et 25 PR qui est due au fait que la vitesse du son dans le fluide sera modifiée suivant l'inverse de la racine carrée de la densité Une modification de la différence de phase ou de l'amplitude relative qui dépasse des limites prédéterminées, provoquera l'émission par l'ordinateur 68 ' d'un signal déclenchant l'alarme 70. La figure 5 est une présentation de signaux qui seraient fournis idéalement à la sortie des circuits de conditionnement de signal 80 et 88, à la suite de la modulation au fond du puits du fluide de fo35 rage avec une fréquence f(s), par exemple par une van- 1 ne à clapet En pratique, la différence d'amplitude des signaux dans la colonne de forage et dans la zone annulaire est sensiblement plus grande que celle indiquée à la figure 5 et cette différence d'amplitude ca5 ractéristique est réduite par l'emploi des amplificateurs dans les circuits de conditionnement de signaux et 88. La figure 6 peut être considérée comme une version matérielle simplifiée de la réalisation de la 10 figure 4 Dans la réalisation de la figure 6, les signaux de sortie provenant des circuits de conditionnement de signaux 80 et 88 ne sont pas convertis sous forme numérique Le signal PS provenant du circuit de conditionnement 80 est inversé plut 6 t dans un ampli15 ficateur d'inversion 92 et envoyé ensuite à un circuit * retard variable 93, de manière à retarder le signal PS afin qu'il arrive à un amplificateur de sommation 94, en coincidence avec le signal PR La sortie du retard 93 est introduite à une première entrée de l'am20 plificateur de sommation 94 Le signal PR provenant du circuit de conditionnement 88 est appliqué à un circuit à gain variable 96 Le gain de PR est adapté au circuit 96, de façon à ce que la sortie du circuit 96, qui constitue la seconde entrée vers l'amplificateur de sommation 94, annule le signal provenant de l'inverseur 92 et du retard 93, lorsque l'amplitude et le retard correct ont été choisis. Le réglage du gain du signal PR et du retard du signal PS est commandé par un ordinateur 98, raccor30 dé au circuit de retard 93 et au circuit de gain 96, le gain et le retard choisis correspondant aux informations caractéristiques du système La sortie de 1 ' amplificateur de sommation 94 est amenée à un détecteur 100,et le détecteur 100 fournira une tension de sortie continue, correspondant au signal d'erreur moy- 1 en apparaissant à la sortie de l'amplificateur de sommation 94 Si l'un ou l'autre, ou l'un et l'autre des rapports de différence de phase ou d'amplitude entre les signaux de pression dans la colonne de forage et la zone annulaire varient dans une mesure dépassant un minimum prédéterminé, la variation ainsi détectée par un circuit de détection 100, provoquera le déclenchement de l'alarme 70. Il convient de noter que la réalisation de la figure 4 peut comprendre la mise en oeuvre d'un programme de sommation et de détection de minimum, plutôt que l'application d'un programme de corrélation dans l'ordinateur 68, si bien qu'elle constitue alors l'équivalent numérique de la réalisation de la figure 15 6. La figure 7 représente une réalisation de la présente invention dans laquelle seul le signal de pression PR dans la zone annulaire est utilisé par comparaison entre les caractéristiques instantanées de 20 PR et les enregistrements récents (par exemple, au cours de la dernière demi-heure) de celui-ci Le signal PR sera fourni à un circuit de conditionnement 88 et la sortie du circuit de conditionnement de signaux sera convertie en un signal numérique par ADC 90 Le signal 25 numérique est envoyé sous forme d'entrée à l'ordinateur 68 ''', qui fonctionne sous le contr 8 le d'un programme d'auto-corrélation stocké dans la mémoire 68 '''' Dans la réalisation de la figure 7, o les caractéristiques du signal PR varient d'une manière qui ne peut pas s' 30 expliquer par des modification des paramètres de forage, telles que débit de boue ou température de boue, l'alarme 70 sera déclenchée Par conséquent si, par exemple, l'amplitude du signal PR diminue d'une manière qui ne peut s'expliquer par les conditions de fora35 ge, l'atténuation provoquée par la pénétration de flui- 1 de provenant de la formation dans le trou de forage sera une cause probable D'une manière semblable, s'il existe un déphasage inexpliqué du signal PR par comparaison avec les valeurs enregistrées récemment de ce5 lui-ci, la cause sera également probablement la pénétration de fluide provenant de la formation dans le trou de forage. Dans le contexte MWD et de la présente invention, la détection du déphasage offre une possibi10 lité particulièrement intéressante pour détecter la pénétration du gaz Un déphasage entre PS et PR se produit quand un fluide pénètre dans la zone annulaire 28, parce que la durée de propagation de PR se modifie à cause de la variation de la densité de la boue 15 dans la zone annulaire Ce déphasage se produit si le signal PR est à fréquence constante ou à fréquence variable Toutefois, il existe également un déphasage spécial qui se produit en cas de variation de fréquence du signal engendré Par conséquent, si l'on part 20 d'un signal numérique 1 à O ou de O à 1 dans PS' il y aura un déphasage du signal PS dans la conduite de forage 12 et du signal PR dans la zone annulaire 28. Il existe une relation reconnaissable entre ces déphasage spéciaux, en l'absence de pénétration de fluide 25 dans la zone annulaire 28 En cas de pénétration de fluide, cette relation entre les déphasages se modifie, ce qui constitue un signe de pénétration de fluide Par conséquent, cette relation de phase et les anomalies de celle-ci constituent une caractéristique 30 de signal supplémentaire utilisable dans le cadre de la présente invention pour la comparaison des signaux tels que décrits ci-dessus. 1 R E V E N D I CAT IONS 1 Appareil pour la détection de la penetration de fluide dans un trou de forage dans lequel est disposée une colonne de forage, la colonne de forage définissant une zone annulaire avec la paroi du trou de forage et un fluide circulant dans ce forage depuis la surface par l'intérieur de la colonne de forage, puis dans la zone annulaire, pour revenir à la surfa10 ce, l'appareil de détection de la pénétration de fluide comprenant un dispositif pour engendrer un signal d'énergie cohérent situé au fond du puits et pour propager ledit signal sous forme de signal primaire (PS) dans le fluide de forage contenu dans ladite colonne 15 de forage ( 12) et un signal secondaire (PR) dans le fluide de forage contenu dans ladite zone annulaire ( 28) et un dispositif pour détecter au moins ledit signal secondaire et un dispositif pour utiliser ledit signal détecté, afin de comparaison pour déterminer 20 la pénétration de fluide dans la zone annulaire ( 28). 2 Appareil selon la revendication 1, comprenant en outre un dispositif pour détecter ledit signal primaire (Ps) et un dispositif pour comparer au moins un paramètre choisi du dit signal primaire (Ps) 25 avec le même paramètre des dits signaux secondaires (PR). 3 Appareil selon la revendication 2, caractérisé en ce que ledit paramètre choisi est l'amplitude. 4 Appareil selon la revendication 2, caractérisé en ce que ledit paramètre choisi est la phase du dit signal. Appareil selon les revendications 3 ou 4, caractérisé en ce que ledit dispositif pour détec35 ter ledit signal primaire (Ps) comprend un premier 1 transducteur ( 46) pour recevoir ledit signal primaire (Ps) et produire un premier signal de sortie correspondant à celui-ci, ledit dispositif pour détecter ledit signal secondaire (PR) comprend un second transducteur ( 60) pour recevoir ledit signal secondaire (PR) et y mettre un second signal de sortie correspondant à celui-ci et ledit dispositif de comparaison comprend un ordinateur { 68) pour recevoir et analyser lesdits premier et second signaux, conformément à un programme 10 de détectionde fluide. 6 Appareil selon la revendication 5, comprenant en outre un premier amplificateur ( 82), un premier filtre ( 84) et un premier convertisseur analogique/numérique ( 86) entre ledit premier transducteur ( 46) et ledit ordinateur ( 68 '), et un second amplificateur ( 62), un second filtre ( 64) et un second convertisseur analogique/numérique ( 90) entre ledit second transducteur ( 60) et ledit ordinateur ( 68 '). 7 Appareil selon les revendications 3 ou 4, caractérisé en ce que ledit dispositif pour détecter ledit signal primaire (Ps) comprend un premier transducteur ( 46) pour recevoir ledit signal primaire (Ps) et émettre un premier signal de sortie correspondant à celui-ci, ledit dispositif pour détecter ledit signal 25 secondaire (PR) comprend un second transducteur ( 60) pour recevoir ledit signal secondaire (PR) et émettre un second signal de sortie correspondant à celui-ci et ledit dispositif de comparaison comprend un circuit de comparaison et un détecteur de niveau minimum ( 100) 30 raccordé à la sortie du dit circuit de comparaison. 8 Appareil selon la revendication 7, comprenant en outre un premier amplificateur ( 82), un premier filtre ( 84), un convertisseur et un dispositif à retard variable ( 93) entre ledit premier transduc35 teur ( 46) et ledit circuit de comparaison, et un se- 1 cond amplificateur -62), un second filtre ( 64) et un dispositif à gain variable ( 96) entre ledit second transducteur ( 62) et ledit circuit de comparaison. 9 Appareil selon la revendication 8, com5 prenant en outre un ordinateur ( 98) raccordé entre ledit détecteur de niveau minimum dit dispositif à gain variable ( 96). Appareil selon l'une quelconque des re10 vendications 1 à 9,caractérisé en ce que ledit dispositif émettant un signal d'énergie cohérent comprend un dispositif émetteur d'ondes contenu dans ladite colonne de forage ( 12) afin de moduler le débit de fluide de forage à une fréquence dans la gamme sonique. 11 Appareil selon l'une quelconque des revendications 1 à 10, caractérisé en ce que ledit dispositif émetteur de signal d'énergie cohérent comprend un dispositif créateur de pression pour engendrer des signaux primaires transmettant des données. 12 Appareil selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, caractérisé en ce que ledit dispositif émetteur de signal d'énergie cohérent comprend un dispositif dans ladite colonne de forage ( 12) définissant un orifice ( 50) pour le passage du dit 25 fluide de forage et un dispositif émetteur d'ondes ( 56) dans ledit orifice ( 50), constituant un dispositif pour provoquer des impulsions de pression dans le fluide de forage à une fréquence dans la gamme sonique. 13 Appareil selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, caractérisé en ce que ledit dispositif émetteur d'ondes est une vanne à clapet ( 56 ') . 14 Procédé de surveillance du fonctionnement du forage d'un puits, afin de détecter la péné35 tration d'un fluide dans le trou de forage, l'opéra- 1 tion de forage comprenant l'emploi d'une colonne de forage tubulaire ayant un diamètre inférieur au diamètre du trou de forage obtenu, ladite surveillance s'effectuant au cours du forage du trou de forage, et le procédé comprenant les étapes de pomper le fluide de forage par l'intérieur de la conduite de-forage, la boue de forage sortant à la base ou à proximité de la base de la conduite de forage et revenant à la surface par l'espace généralement annulaire compris entre la colonne de forage et la paroi du trou de forage, de moduler le débit de fluide de forage dans la conduite de forage à un point à proximité de la base du trou de forage, la modulation du débit de fluide de forage y créant des impulsions de pression, de dé15 tecter les-:impulsions de pression dans le fluide de forage revenant à la surface par ledit espace annulaire et d'utiliser les impulsions de pression détectées dans l'espace annulaire pour déterminer la pénétration de fluide. 15 Procédé selon la revendication 14, comprenant en outre l'étape de surveiller les impulsions de pression dans la conduite de forage à la surface et caractérisée en ce que l'étape consistant à utiliser les impulsions de pression détectées dans l'es25 pace annulaire pour déterminer la pénétration de fluide comprend la comparaison d'un paramètre des impulsions de pression détectées dans l'espace annulaire avec le même paramètre des impulsions de pression mesurées dans le tuyau de forage. 16 Procédé selon la revendication 15, caractérisé en ce que le paramètre est l'amplitude. 17 Procédé selon la revendication 15, caractérisé en ce que le paramètre utilisé est la phase. 18 Procédé selon l'une quelconque des re35 vendications 14 à 17, caractérisé en ce que les étapes 1 consistant à moduler le débit de fluide de forage comprennent l'utilisation d'un dispositif créateur de pression pour produire des signaux primaires transmettant des données. 19 Procédé selon la revendication 18, caractérisé en ce que les étapes consistant à moduler le débit de fluide de forage comprennent le passage du dit fluide de forage à travers un orifice et la création d'une onde uniforme d'impulsion de pression. 10 20 Procédé selon la revendication 18, comprenant l'étape d'utiliser une vanne à clapet dans ledit orifice, pour créer l'onde d'impulsions de pression.