FR 2976965 A1 20121228 FR 1101925 A 20110622 VAMDRILL098.FRD.doc 1 Dispositifs tubulaires communicants pour tête de puits de forage L'invention concerne les forages en profondeur ou en grande profondeur, en particulier les forages pétroliers. Au fur et à mesure qu'un forage pétrolier avance, il faut de temps à autre ajouter un ou 5 plusieurs tubes en tête du puits de forage. C'est pourquoi un tel puits comporte en surface une construction verticale porteuse que l'on appelle "derrick". Le derrick et les équipements qu'il contient, notamment le système d'entraînement en rotation, seront désignés ici, dans leur ensemble, "appareil de tête de puits". Comme on le verra plus en détail ci-après, un appareil de tête de puits est un lieu étroit très 10 encombré. Le derrick porte un système mécanique qui permet de tenir la colonne de tubes de forage ("drill string"), ainsi que de la faire monter et descendre. Au levage de la colonne de tubes, l'excursion verticale vers le haut est de dix mètres ou plus. Il en est de même pour l'excursion verticale vers le bas, pendant le forage. L'appareil de tête de puits comprend encore l' entraînement de la colonne de tubes en rotation, 15 pour le forage, ainsi que le système qui permet de dévisser et revisser un ou plusieurs tubes (ou d'autres équipements) sur la colonne de tubes déjà formée. À cela s'ajoute le système d'injection et de reprise des boues de forage, qui servent notamment à actionner le trépan. Enfin, différents types de systèmes de sécurité sont nécessaires. On cherche actuellement à rendre la colonne de tubes communicante, de façon à pouvoir 20 échanger de l'information entre d'une part le haut du puits, et d'autre part le fond du puits, ou bien des équipements intermédiaires insérés dans la colonne de tubes. Pour cela, au sein de la colonne de tubes, chaque tube est équipé de coupleurs de communication à ses extrémités, et d'une liaison électrique entre ces coupleurs. En haut du puits, il y a lieu de faire passer les informations entre la colonne de tubes, qui 25 tourne et se déplace verticalement, et un équipement électronique de surface fixe. La liaison entre la colonne de tubes et cet équipement électronique de surface est appelée ici "interface de surface". Le choix de cette liaison par l'interface de surface est critique. En effet, si cette liaison vient à s'interrompre, l'équipement de communication prévu dans la colonne de tubes elle-même 30 devient inutile, et l'on perd toutes les informations et commandes sur lesquelles on comptait. On peut imaginer de nombreuses solutions. Parmi celles-ci, peu sont réellement applicables en pratique, en raison des nombreuses contraintes qu'il faut satisfaire, et notamment en raison de l'environnement encombré de l'appareil de tête de puits. La présente invention vient améliorer la situation. Elle vise un dispositif pour tête de puits de forage, comportant un élément tubulaire de sécurité avec un filetage d'extrémité haute, un filetage d'extrémité basse, et une vanne en sa partie intermédiaire. Le filetage d'extrémité haute est destiné à servir vers le haut du puits, tandis que le filetage d'extrémité basse est destiné à servir vers le bas du puits. Ce dispositif est remarquable en ce qu'il comprend un coupleur d'extrémité, aménagé à l'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, destiné à coopérer avec un coupleur d'extrémité homologue d'un autre élément vissé sur le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, un rotor de joint tournant, monté sur l'élément tubulaire de sécurité, entre son filetage d'extrémité basse et la vanne, et propre à coopérer avec un stator de joint tournant, et une liaison électrique agencée entre le coupleur d'extrémité de l'élément tubulaire de sécurité et le rotor de joint tournant. Des caractéristiques optionnelles de l'invention, complémentaires, supplémentaires ou de substitution, sont énoncées ci-après. Le dispositif comprend en outre un insert tubulaire formant composant d'usure avec un filetage d'extrémité haute compatible avec le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, et un filetage d'extrémité basse, et encore un deuxième coupleur d'extrémité, aménagé à l'extrémité haute de l'insert tubulaire, propre à coopérer avec le coupleur d'extrémité de l'élément tubulaire de sécurité, un troisième coupleur d'extrémité, aménagé à l'extrémité basse de l'insert tubulaire, propre à coopérer avec un coupleur d'extrémité homologue d'un tube de chaîne de tubes de forage, et une liaison électrique entre le deuxième coupleur d'extrémité et le troisième coupleur d'extrémité, dans l'insert tubulaire. Le stator du joint tournant est monté sur l'élément tubulaire de sécurité avec possibilité de rotation, et sans possibilité de coulissement axial. - Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par conduction. - Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par induction. Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par effet capacitif. Le stator et le rotor du joint tournant coopèrent par effet magnétique, acoustique et/ou radiofréquence. L'invention concerne également un procédé de montage d'une colonne de tubes de forage, dans lequel on monte, en tête de colonne, un élément tubulaire de sécurité comportant un filetage d'extrémité haute, un filetage d'extrémité basse, et une vanne de sécurité en sa partie intermédiaire, et, sur le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité, un insert tubulaire formant composant d'usure sur lequel se visse/dévisse le reste de la colonne de tubes de forage lors de l'ajout de tubes, l'insert tubulaire étant muni à son extrémité basse d'un coupleur d'extrémité propre à coopérer avec un coupleur homologue d'un tube de la colonne de tubes de forage. Le procédé comprend une étape de montage en tête de colonne d'un élément tubulaire de sécurité comportant un coupleur d'extrémité aménagé à son extrémité basse, un rotor de joint tournant monté entre son filetage d'extrémité basse et sa vanne, et une liaison électrique agencée entre son coupleur d'extrémité et le rotor de joint tournant, une étape de montage sur le filetage d'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité d'un insert tubulaire comprenant un coupleur d'extrémité haute propre à coopérer avec le coupleur d'extrémité de l'élément tubulaire de sécurité, et une liaison électrique reliant ce coupleur d'extrémité haute et son coupleur d'extrémité basse, et une étape de vissage, sur l'insert tubulaire, d'un ou plusieurs tubes, chacun de ces tubes comprenant des coupleurs d'extrémité interconnectés. L'invention se rapporte encore à un procédé de forage, d'exploration et/ou d'exploitation d'un puits d'hydrocarbure comprenant une ou plusieurs étape de montage d'une colonne de tubes de forage mises en oeuvre conformément au procédé ci-dessus. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à l'examen de la description 25 détaillée qui va suivre, et des dessins annexés, sur lesquels : la figure 1 est un schéma simplifié en élévation d'un appareil de tête de puits à entraînement traditionnel par table tournante ; la figure 2 est un schéma des composants vissés utilisés en tête de colonne de tubes, dans le cas de l'appareil de tête de puits de la figure 1 ; 30 - la figure 3A représente, en perspective isométrique, un entraînement moderne, par moteur au sommet ; la figure 3B représente la partie supérieure de l'entraînement de la figure 3A ; la figure 3C représente la partie inférieure de l'entraînement de la figure 3A ; la figure 4 représente les composants vissés utilisés en tête de colonne dans le cas de 5 l'entraînement de la figure 3 ; les figures 5A et 5B sont deux vues partielles détaillées d'un appareil de tête de puits équipé de l'entraînement de la figure 3 ; la figure 6 est un composant proposé selon la présente invention ; la figure 7 est un schéma de principe de l'électronique accompagnant le composant de 10 la figure 6 ; la figure 8 est un schéma représentant un joint tournant pour le composant de la figure 6; la figure 9A représente un insert tubulaire en coupe longitudinale ; la figure 9B représente une variante de réalisation de l'insert dans une vue analogue à 15 la figure 9A. Les dessins annexés sont, en grande partie, de caractère certain. En conséquence, ils pourront non seulement servir à mieux faire comprendre la description détaillée ci-après, mais aussi contribuer à la définition de l'invention, le cas échéant. La terminologie établie du forage pétrolier est en anglais. Et beaucoup de ces mots anglais 20 n'ont pas d'équivalent usuel en français. C'est pourquoi, dans la présente description, et dans un but de clarté, une expression technique en français est très fréquemment accompagnée de l'expression consacrée correspondante en anglais. Sur la figure 1, l'appareil de tête de puits dans son ensemble est désigné par la référence 1. Il comporte la pyramide élancée bien connue, ou derrick 10, en haut duquel se trouve une 25 poulie de renvoi 11 logée dans un chapeau 12. La poulie de renvoi 11 soutient par câble une poulie terminale, ou moufle 14 ("travelling block"). Cet ensemble forme un palan ("hoist") qui soutient lui-même un pivot 20, dit "swivel", lequel supporte à son tour un ensemble que l'on décrira en détail plus loin, et qui comprend une tige d'entraînement 21, dite "kelly drive" ou, plus brièvement, "kelly". Cette tige d'entraînement 21 coopère avec une table tournante 23 ("rotary table"), dont l'entraînement en rotation est schématisé ici par une couronne périphérique 25 dont un galet est mécaniquement entraîné par chaîne ou courroie par une poulie intermédiaire 24, dont l'arbre est lui-même entraîné à partir de la poulie de sortie d'un moteur 2. La table tournante 23 se situe au niveau d'un plancher 22 du derrick 10. En bas, dans l'exemple, la colonne de tubes de forage commence au niveau du sol par une tête de cuvelage 29, solidaire du cuvelage 30 ou "casing" du puits. À l'intérieur de ce cuvelage 30 passe la colonne, ou chaîne, de tubes 26, dite "drill string", laquelle se termine par un trépan 27 dit "drill bit", constitué par exemple de molettes abrasives tournantes. La poulie de renvoi 11 est entraînée par un treuil 16, entraîné par un moteur non représenté. 10 La référence 15 désigne le câble de traction qui soutient la colonne de tubes, par l'intermédiaire du moufle 14 et de la poulie de renvoi 11. Le trépan 27 a besoin d'énergie pour fonctionner, et cette énergie lui est transmise par de la boue sous pression et/ou divers mécanismes de rotation situés en surface ou le long de la colonne de forage, par exemple un ou plusieurs moteurs. De la boue est extraite d'un 15 réservoir 40, par une conduite d'aspiration 41 qui va vers une pompe 42 entraînée par un moteur non représenté. Cette boue sert à la lubrification du trépan 27, à son refroidissement, à remonter les copeaux depuis le fond du puits, à équilibrer celui-ci en pression, à le nettoyer et à actionner certains des équipements de la colonne de tubes. En sortie de la pompe 42, une tuyauterie remonte le long d'une paroi du derrick 10, pour 20 aboutir à un col de cygne 43 ("gooseneck") à partir duquel la tuyauterie redescend pour remonter sur un autre col de cygne 45, et se fixer en haut du pivot 20, de sorte que la boue peut rentrer dans la colonne, traverser la tige d'entraînement 21, et ceci jusqu'au niveau de la tête de cuvelage 29. La boue descend alors à travers la colonne de tubes 26 pour aller faire fonctionner le trépan 25 27. Elle remonte entre la colonne 26 et le cuvelage 30, jusqu'à la tête de cuvelage 29, où elle est reprise à travers deux organes de sécurité 33, de type vanne, dits "blow out preventers" : l'un, dit "blind ram", est capable d'écraser le cuvelage 30 annulairement pour l'isoler, tandis que l'autre, dit "shear ram", est capable de sectionner et fermer l'ensemble formé du cuvelage 30 et de la colonne de tube 26. 30 La boue remonte alors vers une sorte de vase d'expansion 31, dit "bell nipple", à partir duquel elle passe dans une conduite de retour 47 avant de rejoindre le réservoir 40, à travers un organe 49 qui filtre la boue. Les gaz sont filtrés et les copeaux éliminés. En partie gauche, le plancher 22 se prolonge en 50 pour servir d'appui à une réserve de tubes 51 ("stand"), tenue en partie haute par un râtelier 52 dit "finger board". On comprend de ce qui précède qu'entre le moufle 14 et la colonne de tubes 26, en tête de cette colonne, sont disposés des éléments qui assurent l'entraînement de cette colonne 26 en rotation. Cet entraînement correspond aux éléments compris dans le cadre en trait tireté, et comprend ici le pivot 20, la tige d'entraînement 21, la table tournante 23 et la couronne périphérique 25. Les éléments mobiles, depuis la colonne centrale du derrick, jusqu'au moufle 14, notamment le pivot 20 et la tige d'entraînement 21, subissent une excursion verticale d'une dizaine de mètres ou plus. Le derrick loge d'autres éléments, non représentés sur la figure 1 : - un système de soutien de la colonne de tubes 26, lorsqu'elle est déconnectée du palan, 15 - des équipements de manutention des tubes, entre la réserve 51 et la colonne centrale, - un système qui permet d'effectuer des dévissages ou des revissages sur la colonne de tubes 26, afin d'y ajouter, ou enlever, une longueur de tube, - des vannes de sécurité, insérées notamment en haut de la colonne de tubes, - une pince-verrou hydraulique ("hydraulic clamp") pour maintenir les tubes pendant leur 20 vissage sur l'entraînement. Il est maintenant fait référence à la figure 2. On y voit, en partie centrale la tige d'entraînement profilée dite "kelly". Il s'agit d'une longue tige de section droite polygonale, en principe carrée ou hexagonale, notée KD_I sur la figure 2. Cette tige est solidaire d'embouts filetés d'extrémité, notés KD _U en haut et KD_L en bas. L'ensemble formé par la 25 tige KD J, et ses embouts KD _U et KD_L est noté globalement KD (pour "kelly drive"). Le filetage haut de l'embout supérieur KD U vient en prise avec un insert d'usure haut, noté USavSub, surmonté d'une vanne de sécurité haute dite "upper kelly valve", notée UKV, et qui est en principe à actionnement manuel. En bas de la tige profilée KD_I, son embout inférieur KD_L vient en prise sur une vanne de sécurité basse dite "lower kelly valve", notée LKV, en principe à actionnement pneumatique, suivie d'un insert d'usure bas LSavSub, auquel vient se fixer la colonne de tubes 26. L'insert d'usure bas LSavSub peut également servir d'adaptateur de filetage. En effet, son filetage bas doit être compatible avec le filetage spécifié pour la colonne de tubes 26. Par 5 contre, son filetage haut peut être différent. La vanne manuelle peut notamment servir de sécurité, au cas où la vanne pneumatique ne fermerait pas complètement le puits. On a vu que, dans les têtes de puits selon les figures 1 et 2, l'entraînement se fait par une table tournante 23, dont le mouvement de rotation est transmis à la tige profilée KD_I. Une 10 douille amovible ("kelly bushing"), non représentée, définit un profil de forme correspondante au profil carré ou hexagonal de la tige KD_I. La douille amovible s'insère entre la table tournante 23 et ladite zone profilée KD I. Ainsi, la table tournante 23 entraîne la tige profilée KD_I en rotation, tout en la laissant libre en translation verticale, pour accompagner la descente de la colonne de tubes 26 au fur et à mesure que le forage progresse. 15 Des tubes sont ajoutés au fur et à mesure de cette progression. On se place maintenant à un moment où l'on vient d'ajouter un ou plusieurs tubes à la colonne. La tige profilée KD I est alors tout entière hors du puits, et la table tournante 23 est en prise sur le bas de sa zone profilée. C'est la "position haute" de la colonne de tubes 26. La tige KD_I descend en coulissant au fur et à mesure que le forage progresse, jusqu'à ce que ce 20 soit le haut de sa zone profilée qui vienne en prise avec la table tournante. C'est la "position basse" de la colonne de tubes 26. Il est alors temps d'ajouter à nouveau un ou plusieurs tubes. Pour cela, on stoppe la rotation (de forage), et l'on enlève la douille amovible ; on remonte la colonne de tubes 26 sur une hauteur sensiblement égale à la longueur de la tige profilée KD_I ; on bloque la colonne de tubes 26 sous la tige KD_I ; et l'on dévisse la tige KD_I de la 25 colonne. On visse un nouveau tube en haut de la colonne de tubes 26. On redescend la colonne de tubes 26 de la hauteur précitée, de sorte que le trépan 27 retrouve le fond du puits. On revisse la tige KD_I en haut de colonne. On remet en place la douille amovible qui assure le couplage en rotation de la tige KD_I à la table tournante 23. Le forage peut alors reprendre. Les choses se passent sensiblement de même, avec des déplacements verticaux en sens 30 inverse, lorsqu'il faut extraire la colonne de tubes 26, totalement ou partiellement. Des techniques connues permettent la pose de tubes de cuvelage, ou "casing", séquentiellement après le forage d'un tronçon de puits (une profondeur). Au fur et à mesure du forage, il y aura donc de nombreuses opérations de dévissage/revissage sur le même filetage d'un même composant. Et ces vissages/dévissages se font sous une forte contrainte, due au poids de la colonne de tubes, qui peut comprendre en final une ou plusieurs centaines de tubes, d'où une usure rapide de ce filetage. C'est pourquoi il est habituel d'utiliser un ou plusieurs inserts d'usure dits "saver sub", aux endroits sujets à dévissages/revissages répétitifs. Dans le cas des figures 1 et 2, il y a deux inserts d'usure, respectivement placés en haut (USavSub) et en bas (LSavSub) de la tige profilée KDou "kelly". Ces inserts supérieurs et inférieurs par rapport à la tige profilée KD_I sont respectivement désignés "upper kelly saver sub" et "lower kelly saver sub" dans la technique. Il est maintenant fait référence aux figures 3A, 3B et 3C, qui illustrent un mode de réalisation plus moderne de l'appareil de tête de puits. Dans les puits récents, l'appareil de tête de puits est équipé d'un système d'entraînement au sommet, ou "top drive system", noté TD, représenté dans son ensemble sur la figure 3A. L'entraînement est monté tout en haut de la colonne de tubes, directement supporté par le moufle 14 grâce à une anse SB ("system bail") qui lui est attachée. En sa partie supérieure, montrée isolément sur la figure 3B, l'entraînement au sommet TD comprend un moteur électrique DI\,I ("drilling motor") qui entraîne en rotation une tige motrice DS ("drive stem") par l'intermédiaire d'une transmission TR ("transmission"). Cette partie supérieure comprend également une paire de freins hydrauliques HB ("hydraulic brakes"), ainsi qu'un système de refroidissement comprenant une paire de conduites de refroidissement CD ("cooling system air duct") reliées au moteur DM et dans lesquelles circule de l'air sous l'action de ventilateurs CF ("cooling fan motor"). La tige DS est creuse. Aux mêmes fins que précédemment, de la boue est injectée à l'intérieur de la tige DS grâce à un col de cygne GS ("gooseneck"), par l'intermédiaire d'un capot BO ("bonnet"), et d'un montage de nettoyage WP ("wash pipe packing assembly"). En sa partie inférieure, visible isolément sur la figure 3C, l'entrainement TD comprend un positionneur d'élévateur PEP ("powered elevator positioner") moteur et qui peut tourner sur 360 degrés autour de l'axe de la tige DS. Une pince de secours BUC ("backup clamp") est reliée au positionneur PEP par l'intermédiaire d'un cadre à limitation de couple TAF, dit "torque arrester frame". Des élévateurs E ("elevators") équipés d'une pince hydraulique HC ("hydraulic clamp") sont montés à l'extrémité de bras de liaison EL ("elevator links") dont l'extrémité opposée est attachée au positionneur PEP par des adaptateurs rotatifs RLA ("rotating link adapters"). Les adaptateurs RLA permettent un pivotement des bras EL par rapport à l'axe de la tige d'entrainement DS sous l'action d'un montage actionnable par vérins ("link tilt assembly") fixés au positionneur PEP. La pince de secours BUC comporte des guides de stabilisation ajustable SG ("adjustable stabling guide"), non représentés. Sur la figure 3C, on voit également apparaître un montage de sécurité supérieur UBOP ("upper blow out preventer") et un montage de sécurité inférieur LBOP ("lower blow out preventer") intercalés entre la tige DS et un insert d'usure ("saver sub") non visible. La pince de secours BUC, disposée au-dessus de la pince hydraulique HC, vient en prise sur pratiquement l'ensemble de l'insert d'usure. L'entraînement TD est guidé par un rail vertical VR (figure 3A), décalé latéralement. L'entraînement TD descend au fur et à mesure que le forage progresse, jusqu'à être près du plancher du derrick 10. L'ajout d'une longueur de tubes est un peu plus simple que précédemment. On bloque la colonne de tube par un fort serrage, et on la dévisse de la tige DS, plus exactement d'un insert d'usure, dit "top drive saver sub", fixé sous le montage de sécurité inférieur LBOP. Dans ce cas, il n'y a qu'un composant d'usure. On remonte le moteur vers le haut du derrick 10. On ajoute un ou plusieurs tubes. Et l'on revisse la colonne de tubes sur le composant d'usure, resté solidaire de l'entraînement TD. Les montages UBOP et LBOP comprennent respectivement une vanne de sécurité supérieure UKV ("upper kelly valve") et une vanne de sécurité inférieure LKV ("lower kelly valve"), disposées l'une au-dessus de l'autre, entre la tige DS et l'insert d'usure SavSub. Par tradition, elles conservent leurs noms de "upper kelly valve" et "lower kelly valve", bien qu'il n'y ait plus de tige profilée dite "kelly" dans ce mode de réalisation. La figure 4 montre la disposition de la tête de colonne, dans le cas de l'appareil de tête de puits des figures 3A à 3C. Le moteur DM entraîne la tige DS qui est filetée et vient en prise sur la vanne de sécurité 30 supérieure UKV. Dans ce mode de réalisation, celle-ci est immédiatement suivie de la vanne de sécurité inférieure LKV, puis de l'insert d'usure SavSub, qui est ici unique. Comme déjà indiqué, on cherche maintenant à rendre la colonne de tubes communicante, de façon à pouvoir échanger de l'information entre d'une part le haut du puits, et d'autre part le fond du puits, ou bien des équipements intermédiaires insérés dans la colonne de tubes. Pour cela, au sein de la colonne de tubes, chaque tube est équipé de coupleurs de communication (en bref "coupleurs") à ses extrémités, et d'une liaison électrique entre ces coupleurs. Des solutions connues à cet effet sont décrites, notamment dans le document "US DOE report" référencé "report #41229R14". Ce document est disponible notamment à l'adresse internet suivante : http:/lwww. netl.doe. gov/technologies/oilgas/publications/epreports/dcs/final%20report%20fg 12310 10 4.pdf Ces solutions souffrent de différents inconvénients. L'une de ces solutions, connue sous le nom de "SwivelLink", intègre une électronique de transmission de type joint tournant dans un insert, ou "sub", spécialisé, qui sera naturellement assez long, pour pouvoir loger l'électronique de transmission. En effet, il convient de 15 préserver la section de passage interne, pour les boues de forage, notamment. L'électronique de transmission prend place dans un logement aménagé dans la paroi périphérique tubulaire de l'insert, d'où l'allongement. Le recours à cette première solution implique de repenser complètement l'architecture de l'appareil de tête de puits, du fait dudit allongement. Cela limite considérablement la portée 20 de cette solution. De plus, cela implique de revoir toutes les normes applicables aux éléments de la tête de puits, ce qui a des conséquences lourdes en termes de coût. Si par contre on voulait intégrer cette première solution dans l'entraînement de tête "top drive system" d'un puits déjà existant, aux normes actuelles, il faudrait alors sacrifier l'un des éléments en tête de la colonne de tubes : enlever l'une des deux valves de sécurité UKV et 25 LKV, ou remplacer l'insert d'usure SavSub. Le docwnent report #41229R14 décrit aussi une seconde solution, connue sous le nom de "Data Swivel", où l'insert d'usure dit "saver sub" est muni d'un joint électrique tournant, dont une partie fixe par rapport au derrick 10 est reliée à un câble assez long pour encaisser l'excursion verticale du composant d'usure au cours du forage. 30 Mais comme le montre la figure 4, la pince de secours BUC vient en prise sur l'insert d'usure sur pratiquement toute sa longueur. Il existe donc un risque important de détérioration du joint électrique tournant et/ou du câble porté par celui-ci lorsque l'insert d'usure est serré par la pince-verrou hydraulique de secours. Cette détérioration est rédhibitoire car tout le système de communication de la colonne de tubes se trouve alors coupé. Pour les mêmes raisons que précédemment, l'allongement de l'insert d'usure n'est pas envisageable, notamment du fait que la pince de secours BUC se trouve à distance fixe par rapport au reste de l'entraînement de tête TD : - l'allongement de l'insert d'usure vers le haut de la colonne de tubes impliquerait de prévoir la suppression ou le raccourcissement des éléments qui s'y trouvent habituellement alors qu'il s'agit d'organes de sécurité ; cela conduirait aussi à réaliser des éléments spécifiques donc, finalement, à changer pratiquement l'ensemble de la tête de colonne, de l'insert d'usure à la tige motrice; l'allongement de l'insert d'usure vers le bas de la colonne de tubes engendrerait des inconvénients analogues puisque la distance de la tige motrice à la pince-hydraulique est également fixe. Il n'existe donc actuellement aucune solution totalement satisfaisante en pratique. La présente invention vient améliorer la situation. On la décrira dans le cas des appareils de tête de puits modernes, conformes au schéma de principe de la figure 3, c'est-à-dire à moteur au sommet "top drive". La demanderesse s'est livrée à un examen approfondi du fonctionnement pratique des 20 éléments utilisés dans l'environnement encombré d'une tête de puits. Les solutions connues sont limitées par le fait que l'homme du métier ne modifiera pas, par principe, un organe de sécurité, du moins de façon substantielle. C'est ainsi que, dans la seconde solution mentionnée plus haut, on a installé le joint tournant dans le composant d'usure dit "saver sub", alors que celui-ci va rencontrer un environnement dangereux pour 25 son joint tournant. De façon inattendue, les études de la demanderesse lui ont fait constater qu'il est possible d'incorporer un joint tournant à une vanne de sécurité du type "kelly valve", contrairement à ce qu'on pouvait penser a priori. C'est ce que l'on décrira maintenant en référence à la figure 6. 30 Cette figure 6 fait apparaître une vanne de sécurité qui est ici la vanne de sécurité LKV de la figure 4. De façon classique, elle comporte une structure générale tubulaire 600 avec un filetage 601 en extrémité haute et un filetage 602 en extrémité basse. En partie intermédiaire, une bille sphérique 610 est montée mobile à pivotement dans un guide 611. Celui-ci est introduit à coulissement à l'intérieur du tube, jusqu'à venir en butée sur un épaulement 614. Du côté haut, le guide 611 est tenu par un anneau 618, logé dans une rainure périphérique aménagée à l'intérieur du tube 600. La bille sphérique 610 est percée d'un canal cylindrique de même géométrie que l'intérieur du tube. Le pivotement de la bille est commandé, dans cet exemple, par une clé d'actionnement comportant un profil hexagonal en creux 612. La bille sphérique 610 pivote entre une position où son canal est dans l'axe du tube, et une position où elle obture complètement le tube. La demanderesse a constaté que l'extrémité basse de la vanne pouvait être munie d'un coupleur 626, semblable à ceux qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage. Ce coupleur 626 est relié à une liaison électrique 624 empruntant un perçage longitudinal, ménagé ici dans la paroi annulaire du tube. Ce perçage se poursuit à angle droit vers la partie rotor 621 d'un joint tournant 620 dont la partie stator est notée 622. Extérieurement, le coupleur 620 peut être muni d'un oeillet (non représenté), dans lequel passe un câble vertical, qui permet de maintenir le stator 620 sensiblement fixe angulairement, au cours des mouvements descendants ou montants que subit la vanne LKV, en même temps que l'ensemble de la colonne de tubes. Le coupleur 620 est également muni d'un câble 650, qui aboutit à des circuits électroniques 660 sur lesquels on reviendra. Il est rappelé que le câble 650 est très long, puisqu'il doit encaisser l'excursion d'une dizaine de mètres que subit la vanne LKV avec la partie haute de la colonne de tubes. Le stator 620 est maintenu sur l'extérieur de la vanne LKV avec possibilité de rotation, par 25 exemple au moyen d'un boîtier à roulement à billes, visible sur la figure 8. Le stator 622 est maintenu dans un capot annulaire 6200 qui loge une paire de roulement à billes 6202 dont la bague extérieure porte des joints d'étanchéité 6204 qui coopèrent avec la paroi intérieure du capot 6200, tandis que la bague intérieure est montée sur la surface extérieure de la vanne LKV. Le conducteur du stator 620, référencé ici 6206, est fixé sur la 30 paroi intérieure du capot 6200, entre les roulements 6202. Le conducteur de la partie rotor 621, référencé ici 6208, est logé entre les bagues intérieures des roulements à billes 6202, contre la paroi extérieure de la vanne LKV. Le conducteur 6206 du stator 620, de forme annulaire, est relié à un câble de transmission électrique 6210 suffisamment long pour encaisser l'excursion verticale que subit la vanne LKV en cours de forage. Ce câble de transmission 6210 est relié au conducteur 6206 du stator 622 par un connecteur 6212 qui peut être logé dans un boîtier supplémentaire, référencé ici 6214, pour sa protection. Le capot 6200 porte sur sa partie extérieure un dispositif de maintien anti-rotation sous la forme d'une anse 6216 au travers duquel peut passer un câble (non représenté) tendu verticalement sur le derrick 10 pour la rotation du capot 6200. La communication entre les conducteurs de rotor 621 et les conducteurs de stator 622 peut se faire par conduction directe, à la manière d'un frotteur. Elle peut aussi se faire par induction. Dans ce cas, le mode de couplage par induction entre les éléments 621 et 622 peut être le même que ceux des coupleurs spécifiés pour les tubes, dans une géométrie différente. Comme l'a montré la figure 4, l'élément tubulaire SavSub situé en dessous de la vanne de 15 sécurité LKV est normalement un insert d'usure ou "saver sub". La demanderesse a observé que les deux extrémités de cet insert d'usure pouvaient être munies de coupleurs de communication, tandis qu'une liaison entre eux passe le long de l'insert d'usure, de préférence dans un conduit percé dans la paroi de celui-ci, d'un bout à l' autre. 20 C'est ce que l'on décrit maintenant en faisant référence à la figure 9A. Cette figure 9A montre un insert d'usure qui est ici l'insert d'usure SavSub de la figure 4. De façon classique, l'insert SavSub comporte une structure générale tubulaire 900 avec un filetage 901 en extrémité haute, compatible avec le filetage 602 d'extrémité basse de la vanne de sécurité LKV, et un filetage 902 en extrémité basse. Le filetage 902 d'extrémité basse de 25 l'insert SavSub est compatible avec les filetages utilisés dans la partie basse de la colonne de tubes. L'extrémité basse de l'insert SavSub est munie d'un coupleur 926, semblable à ceux qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage. L'extrémité haute de l'insert SavSub est munie d'un coupleur 927, homologue du coupleur 626 de la vanne de sécurité LKV. Ici, le coupleur 30 927 d'extrémité haute et le coupleur d'extrémité basse 926 de l'insert SavSub sont analogues. Ces coupleurs sont reliés entre eux par une liaison électrique 924 empruntant un perçage longitudinal, ménagé ici dans la paroi annulaire du tube. En particulier, le coupleur 926 du bas de l'insert SavSub peut être aux mêmes dimensions que les coupleurs qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage, tandis que le coupleur 927 du haut de l'insert SavSub et le coupleur 626 du bas de la vanne LKV peuvent eux aussi être aux mêmes dimensions que ceux qui sont utilisés dans la colonne de tubes de forage. La figure 9B montre une variante de réalisation de l'insert SavSub qui diffère de celle illustrée sur la figure 9A par le fait que son filetage 901 d'extrémité haute est de type mâle, et non femelle. Dans cette forme, il est notamment adapté à une vanne LKV dont le filetage 602 d'extrémité basse serait de type femelle. Il en résulte que le coupleur 927 d'extrémité haute est logé à proximité de la face terminale correspondante de l'insert SavSub, alors que, dans la réalisation de la figure 9A, ce coupleur 927 est logé au fond d'un alésage prévu pour recevoir l'extrémité basse de la vanne LKV. Dit autrement, sur la figure 9B, le coupleur 927 d'extrémité haute est voisin de l'extrémité du filetage 901 qui se trouve éloignée de l'extrémité basse de l'insert SavSub, tandis que, sur la figure 9A, ce coupleur 927 est voisin de l'extrémité du filetage 901 qui se trouve proche de l'extrémité basse de l'insert SavSub. Il est maintenant fait référence à la figure 7. En partie haute, celle-ci illustre schématiquement les éléments de communication de la vanne de sécurité LKV. Celle-ci comporte le coupleur d'extrémité basse 626. Il est relié à un coupleur homologue de l'élément tubulaire situé immédiatement en dessous, comme l'indique la double flèche 630. À l'autre extrémité, la partie rotor 621 définit également un coupleur annulaire, dans un mode de réalisation inductif, situé en face du coupleur annulaire 622 incorporé au stator 620 du joint tournant. La double flèche 632 illustre l'interconnexion électrique par le câble 624 de la figure 6, qui intervient entre les coupleurs 626 et 621. Le coupleur de stator 622 est relié par le long câble 650 à l'interface de surface 660. Une interface d'entrée/sortie 661 a pour fonction d'effectuer les adaptations d'impédance et mises en forme de signal utiles au bon fonctionnement du coupleur 622. Elle comprend un dispositif électronique de protection contre les surtensions de sorte que l'interface de d'entrée/sortie 661 est conforme aux normes ATEX ("ATmosphères EXplosives") exigées dans les environnements de ce type. Cette interface communique avec un circuit d'émission/ réception 662 (également dit "transceiver") 6, qui assure une communication bidirectionnelle, de type numérique, entre l'unité centrale de traitement 663 et le coupleur 622, à travers l'interface 661. L'unité centrale 663 communique par ailleurs avec une interface réseau 665, par exemple de 5 type Ethernet, qui communique avec le réseau local de l'appareil de tête de puits, noté 666. L'appareil de tête de puits comprend également une source générale d'énergie électrique 670. Dans l'interface de surface 660, l'énergie électrique est amenée à un circuit d'alimentation 671, lequel alimente tous les éléments du dispositif électronique 660. L'unité centrale 663 peut disposer d'une mémoire interne suffisante. Mais sa mémoire est ici 10 illustrée sous forme séparée en 664. Ce peut être une mémoire à semi-conducteurs. Le dispositif électronique 660 comporte encore un circuit 680 de test et de configuration, auxquels il est possible d'accéder en mode USB, par exemple par une prise prévue à cet effet en 681. Cette prise est disposée à l'intérieur de l'équipement et est accessible au cours d'une opération de maintenance. Le circuit 680 peut être utilisé pour tester et paramétrer 15 l'équipement, notamment en usine, et/ou pour effectuer des opérations de maintenance ou de reparamétrage (mise à jour de micrologiciel par exemple), notamment sur site. Comme on l'a vu, la solution proposée ici procède d'une remise en cause complète des idées habituelles de l'homme du métier. Cela intervient tout d'abord du fait qu'un joint tournant est prévu sur un élément de sécurité, à savoir une vanne. 20 Au contraire, les solutions connues placent le joint tournant sur l'insert d'usure, alors que celui-ci va se trouver tout près d'organes mécaniques travaillant en force, comme la pince-verrou hydraulique ("hydraulic clamp"). Il en découle un risque sérieux d'endommagement pour le joint tournant, et pour son câble de liaison avec l'interface de surface, donc d'interruption de service intempestive. 25 De plus, il est habituel de "reconditionner" périodiquement les filetages de l'insert d'usure. La présence sur celui-ci du joint électrique tournant pose problème, si l'on veut réaliser le reconditionnement de ses filetages à des conditions économiques acceptables. La variante consistant à faire du composant d'usure un composant jetable n'est pas souhaitable non plus, économiquement. 30 La solution ici proposée évite ce problème. L'insert d'usure est équipé de coupleurs d'extrémité et d'un câble, d'une manière semblable à ce qui est fait pour les tubes de la colonne de forage. Il ne comporte pas la partie saillante externe que constitue le joint tournant. On peut donc reconditionner les filetages de l'insert d'usure par les mêmes techniques que celles utilisées pour les tubes de la colonne de forage. L'insert d'usure conserve ses qualités de résistance mécanique, critiques à cet endroit de la colonne. Le coût de reconditionnement de l'insert d'usure se trouve optimisé par rapport aux solutions connues sous les noms de "Data Swivel" et "SwivelLink". L'insert d'usure conserve un encombrement extérieur réduit au minimum. La prévision du joint tournant sur la vanne LKV permet en outre de disposer sur cette vanne 10 de deux positions de serrage envisageables, au-dessus du joint tournant et sous celui-ci, du fait de la longueur de cette vanne. Comme expliqué plus haut, l'invention ne se limite pas au cas du forage par moteur au sommet, mais peut également être envisagée en combinaison d'une tige profilée de type "kelly". Dans ce cas, la vanne LKV décrite ici pourrait être employée en tant que "upper kelly 15 valve", tandis que la tige profilée "kelly", la vanne de sécurité "lower kelly valve" et l'insert d'usure inférieur ("lower saver sub") potinaient être chacun équipés de coupleurs d'extrémités et d'un câble reliant électriquement ces coupleurs. La vanne LKV décrite pourrait également être agencée en tant que vanne pneumatique. REVENDICATIONS1. Dispositif pour tête de puits de forage, comportant un élément tubulaire de sécurité (LKV) avec un filetage d'extrémité haute (601), un filetage d'extrémité basse (602), et une vanne (610) en sa partie intermédiaire, le filetage d'extrémité haute (601) étant destiné à servir vers le haut du puits, et le filetage d'extrémité basse (602) étant destiné à servir vers le bas du puits, caractérisé en ce qu'il comprend : a. un coupleur d'extrémité (626), aménagé à l'extrémité basse de l'élément tubulaire de sécurité (LKV), destiné à coopérer avec un coupleur d'extrémité homologue d'un autre élément vissé sur le filetage d'extrémité basse (602) de l'élément tubulaire de sécurité (LKV), b. un rotor (621) de joint tournant (620), monté sur l'élément tubulaire de sécurité (LKV), entre son filetage d'extrémité basse (602) et la vanne (610), et propre à coopérer avec un stator (622) de joint tournant (620), et c. une liaison électrique (624) agencée entre le coupleur d'extrémité (626) de l'élément tubulaire de sécurité (LKV) et le rotor de joint tournant (621). 2. Dispositif selon la revendication 1, comprenant en outre un insert tubulaire (SavSub) formant composant d'usure avec un filetage d'extrémité haute (901) compatible avec le filetage d'extrémité basse (602) de l'élément tubulaire de sécurité (LKV), et un filetage d'extrémité basse (902), caractérisé en ce qu'il comprend encore : - un deuxième coupleur d'extrémité (927), aménagé à l'extrémité haute de l'insert tubulaire (SavSub), propre à coopérer avec le coupleur d'extrémité (626) de l'élément tubulaire de sécurité (LKV), - un troisième coupleur d'extrémité (926), aménagé à l'extrémité basse de l'insert tubulaire (SavSub), propre à coopérer avec un coupleur d'extrémité homologue d'un tube de chaîne de tubes de forage, et - une liaison électrique (924) entre le deuxième coupleur d'extrémité (927) et le troisième coupleur d'extrémité (926) dans l'insert tubulaire (SavSub). 3. Dispositif selon l'une des revendications 1 et 2, caractérisé en ce que le stator (622) du joint tournant (620) est monté sur l'élément tubulaire de sécurité (LKV) avec possibilité de rotation, et sans possibilité de coulissement axial. 17 4. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que le stator (622) et le rotor (621) du joint tournant (620) coopèrent par conduction. 5. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le stator (622) et le rotor (621) du joint tournant (620) coopèrent par induction. 6. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que le stator (622) et le rotor (621) du joint tournant (620) coopèrent par effet capacitif. 7. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que le stator (622) et le rotor (621) du joint tournant (620) coopèrent par effet magnétique, acoustique et/ou radiofréquence. 8. Procédé de montage d'une colonne de tubes de forage, dans lequel on monte, en tête de colonne, un élément tubulaire de sécurité (LKV) comportant un filetage d'extrémité haute (601), un filetage d'extrémité basse (602), et une vanne de sécurité (610) en sa partie intermédiaire, et, sur le filetage d'extrémité basse (602) de l'élément tubulaire de sécurité (LKV), un insert tubulaire (SavSub) formant composant d'usure sur lequel se visse/dévisse le reste de la colonne de tubes de forage lors de l'ajout de tubes, l'insert tubulaire (SavSub) étant muni à son extrémité basse d'un coupleur d'extrémité (926) propre à coopérer avec un coupleur homologue d'un tube de la colonne de tubes de forage, caractérisé par les étapes suivantes : a. monter en tête de colonne un élément tubulaire de sécurité (LKV) comportant un coupleur d'extrémité (626) aménagé à son extrémité basse, un rotor (621) de joint tournant (620) monté entre son filetage d'extrémité basse (602) et sa vanne (610), et une liaison électrique (624) agencée entre son coupleur d'extrémité (626) et le rotor (621) de joint tournant (620), b. monter sur le filetage d'extrémité basse (602) de l'élément tubulaire de sécurité (LKV) un insert tubulaire (SavSub) comprenant un coupleur d'extrémité haute (927) propre à coopérer avec le coupleur d'extrémité (626) de l'élément tubulaire de sécurité (LKV), et une liaison électrique (924) reliant ce coupleu- d'extrémité haute (927) et son coupleur d'extrémité basse (926), c. visser sur l'insert tubulaire (SavSub) un ou plusieurs tubes, chacun de ces tubes 30 comprenant des coupleurs d'extrémité interconnectés. 9. Procédé de forage, d'exploration et/ou d'exploitation d'un puits d'hydrocarbure comprenant une ou plusieurs étapes de montage d'une colonne de tubes de forage mises en oeuvre conformément au procédé de la revendication 8.