FR 3046628 A1 20170714 FR 1662347 A 20161213 FORAGE AU JET A HAUTE PRESSION ET TRANSMISSION DES DONNEES AU COURS DES OPERATIONS DE PERFORATION SOUTERRAINES DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne généralement la fracturation et, plus spécifiquement, un forage au jet à Peau à haute pression ayant un capillaire de transmission de données dans celui-ci. CONTEXTE Plusieurs techniques ont évolué permettant de traiter une formation de puits souterraine pour stimuler la production d'hydrocarbures. Par ex., des procédés de fracturation hydraulique ont souvent été utilisés selon lesquels une partie une formation qui doit être stimulée est isolée en utilisant des obturateurs classiques, etc., et un fluide de stimulation contenant des gels, des acides, une suspension de sable, etc., est pompé à travers le puits de forage jusque dans la partie isolée de la formation. Le fluide de stimulation sous pression pousse contre la formation avec une force très élevée pour établir et prolonger les fissures dans la formation. Toutefois, un certain nombre de désavantages sont associés aux approches classiques. Premièrement, l'opération de fracturation type nécessite deux voyages vers le fond du puits : le premier voyage pour effectuer des corrélations de profondeur et le deuxième voyage pour effectivement réaliser l'opération de perforation et de fracturation. Ceci est très chronophage et coûteux parce que seul voyage peut prendre 12 h ou plus, et le coût de fonctionnement d'une 20 plateforme peut être dans les 100 000 $ américains par jour. Deuxièmement, il n'existe actuellement aucun moyen permettant de recevoir des données de fond de puits en temps réel sur les paramètres du puits de forage au cours de l'opération de perforation et de fracturation. Troisièmement, la vitesse de pompage utilisée dans les opérations de perforation abrasive est limitée aux seuils de la vitesse de pompage et de la concentration de sable des divers composants 25 du train de travail (également appelés ici leur « cote d'abrasivité »). Si la cote d'abrasivité est dépassée dans ces approches classiques, les parties internes des composants vont s'éroder jusqu'à ce que le composant ne soit plus opérationnel, nécessitant ainsi une récupération, un remplacement et un redéploiement coûteux. Afin d'éviter un tel phénomène, on ne va pas au-delà de la cote d'abrasivité, ce qui veut dire qu'on met plus longtemps à réaliser l'opération de 30 perforation et de fracturation. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS 3046628 2 La figure 1 A est une vue latérale d'élévation d'un module de forage à jet d'eau, selon certains modes de réalisation illustratifs de la présente divulgation ; La figure 1B est une vue en coupe de l'outil de forage à jet d'eau le long de la ligne -1B-1B de la FIG. lA ; 5 La figure 2 est une vue en coupe partielle latérale d'un puits de forage ouvert dévié comportant un module de forage à jet d'eau de la FIG. 1, conformément à une application illustrative de la présente divulgation ; et La figure 3 est une vue en coupe latérale du puits de forage dévié de la FIG. 2 après la création d'une pluralité de microfractures et de fractures prolongées dans celui-ci, conformément 10 à certains procédés illustratifs de la présente divulgation. DESCRIPTION DES MODES DE RÉALISATION ILLUSTRATIFS Des modes de réalisation illustratifs et des procédés apparentés de la présente invention sont décrits ci-dessous de la façon dont ils pourraient être utilisés dans un outil de forage à jet 15 d'eau à haute pression fournissant des capacités de communication de données. Dans un souci de clarté, les caractéristiques d'une implémentation ou d'un procédé ne sont pas toutes décrites dans cette description. Il sera, bien sûr, apprécié que dans le développement d'un quelconque mode de réalisation réel, que de nombreuses décisions spécifiques à une concrétisation doivent être prises afin d'atteindre les objectifs spécifiques des développeurs, tels que la conformité avec des contraintes apparentées au système ou aux considérations monétaires, qui varieront d'une concrétisation à une autre. En outre, il sera apprécié qu'un tel effort de développement puisse être complexe et chronophage, mais serait néanmoins une entreprise de routine pour les hommes de métier qui bénéficient de cette divulgation. D'autres aspects et avantages des divers modes de réalisation et des procédés apparentés de la divulgation deviendront évidents à la lumière de la description et des figures suivantes. Tels qu'ils sont décrits ici, les modes de réalisation illustratifs de la présente divulgation concernent les outils de forage à jet d'eau et des modules fournissant des données de communication et la capacité de propulser un fluide abrasif à des vitesses de pompage dépassant la cote d'abrasivité des dispositifs de fond de puits. Dans un mode de réalisation généralisé, l'outil de forage à jet d'eau comprend une ou plusieurs buses de jet pour propulser un fluide abrasif dans une formation souterraine. Un capillaire permettant de contenir une ligne de transmission de données est positionné axialement le long du châssis, ou du logement, de l'outil. La ligne de 3046628 3 transmission de données passe à travers le capillaire et elle est utilisée pour se coupler à un composant de flux descendant, tel que, par ex., un capteur. Dans certains modes de réalisation, l'outil de forage à jet d'eau peut être associé à un dispositif de mesure pour créer un module de forage à jet. En cours de fonctionnement, un 5 dispositif de coupure du flux de fluide en dessous du capteur est fermé, et le fluide abrasif est pompé dans l'outil de forage à jet d'eau pour ainsi générer des perforations abrasives dans la zone à proximité du puits de forage. Une fois les perforations ouvertes, le traitement de fracturation peut être réalisé. Étant donné que le capteur est positionné dans le flux descendant (par ex., après) de l'outil de forage à jet d'eau, le fluide abrasif peut être pompé à une vitesse qui dépasse 10 la cote d'abrasivité du dispositif de mesure. En outre, les paramètres de fond de puits acquis par le dispositif de mesure peuvent être transmis vers le haut du puits en temps réel à l'aide de la ligne de transmission des données. Par conséquent, les modes de réalisation de la présente divulgation permettent d'avoir des opérations de fracturation plus rapides et moins coûteuses. En se référant maintenant à la figure 1A, un module de forage à jet d'eau pour une 15 utilisation conformément au mode de réalisation illustratif de la présente divulgation est illustré et généralement désigné par le chiffre 10. Le module de forage à jet d'eau 10 est illustré en connexion filetée à un train de tiges 12 à travers lequel un fluide abrasif est pompé à haute pression. Dans un mode de réalisation illustratif, tel que présenté dans la Fig. 1 A le module de forage à jet d'eau 10 est composé d'un outil de forage à jet d'eau tubulaire 14 couplé à un 20 dispositif de mesure de flux descendant 31 comportant un ou plusieurs capteurs 33a et 33b. Le dispositif de mesure 31 se trouve après le flux descendant du module de forage à jet d'eau 10 en ce que, au cours des opérations de perforation abrasive, le fluide abrasif est pompé à travers l'outil de jet d'eau 14, et ensuite sur le dispositif de mesure 31. Le dispositif de mesure peut prendre une variété de formes, comprenant, par ex., des capteurs de pression, de température, de 25 rayon gamma, de tension, de couple, de compression, de l'emplacement de la masse-tige du tubage, de l'inclinaison, de la face de l'outil de corrélation de la profondeur. Un dispositif de prévention du flux de fluide 16 est positionné en aval du flux dispositif de mesure 31. Le dispositif de prévention du flux de fluide 16 peut être sélectivement ouvert ou fermé pour permettre ou empêcher le flux de fluide à travers celui-ci. Au cours d'une opération 30 illustrative, comme il sera décrit ci-dessous, un dispositif de prévention du flux de fluide 16 est fermé pour produire la pression de fluide nécessaire pour propulser le fluide abrasif de l'outil à partir de l'outil de forage à jet d'eau 14. Le dispositif de prévention du flux de fluides 16 peut être, par ex., un élément tubulaire, un élément activé par bille ou un clapet anti-retour (tel 3046628 4 qu'illustré). Dans des modes de réalisation alternatifs, cependant, un nez aveugle ou un autre dispositif étanche de ce type peut être utilisé. Une diversité de fluides peut être utilisée conformément au mode de réalisation de la présente divulgation pour former des fractures comprenant, par ex., des fluides gélifiés et des 5 fluides aqueux. Divers additifs peuvent également être ajoutés aux fluides utilisés, tels que, par ex., des abrasifs, des agents de soutènement de la fracturation, par ex., du sable, un acide pour dissoudre les matières de la formation et d'autres additifs. Dans certains modes de réalisation illustratifs, l'outil de forage à jet d'eau 14 comprend un passage de flux de fluide axial 18 se prolongeant à travers celui-ci et communiquant avec au Io moins 1 et préférablement, autant que possible, de ports latérales 20 placés à travers les côtés de l'outil 14. Une buse formant un jet de fluide 22 est connectée à chacun des ports 20. Comme sera décrit plus en détail ci-dessous, les buses formant le jet de fluide 22 sont préférablement placées dans un plan unique qui est positionné avec une orientation prédéterminée par rapport à l'axe longitudinal de l'outil 14. Même si une orientation angulaire est illustrée, une telle orientation 15 n'est pas nécessaire. Dans le mode de réalisation illustré, cependant, une telle orientation du plan des buses 22 coïncide avec l'orientation du plan de contrainte principale maximale dans la formation qui doit être fracturée par rapport à l'axe longitudinale du puits de forage pénétrant la formation. La figure 1B est une vue en coupe de l'outil de forage à jet d'eau 14 à travers la ligne 1B- 20 1B de la FIG. 1A. En référence aux Fig. : 1 A et 1B, l'outil de forage à jet d'eau 14 comprend un capillaire 15 se prolongeant à travers son logement par rapport à l'axe longitudinal de l'outil 14. Le capillaire 15 est un trou de taille suffisante pour contenir un câble de communication des données 19, tel que, par ex., un câble de fibre optique ou un câble électrique. Même s'il n'est pas illustré, le câble 19 peut se prolonger vers le haut du puits vers la surface ou d'autres composants 25 du câble à l'intérieur du train de tiges 12. Dans des modes de réalisation alternatifs, le câble de communication des données 19 peut également être utilisé pour alimenter en courant les composants de fond de puits. Dans d'autres modes de réalisation alternatifs, le câble de communication des données 19 est fabriqué ou revêtu d'un matériau résistant à l'abrasion, tel que, par ex., un matériau d'alliage tel que l'Incoloy®. 30 Le capillaire 15 peut être d'une quelconque taille pratique, telle que, par ex., 4 mm. Le dispositif de mesure 31 est couplé à l'extrémité du flux descendant de l'outil de forage à jet d'eau 14 par des moyens appropriés. Le dispositif de mesure 31 comprend également un capillaire 17 qui s'accouple avec le capillaire 15 afin de permettre le couplage de la ligne de transmission des 3046628 5 données 19 avec des capteurs intégrés 33a,b et les composants électroniques associés (par ex., le circuit de traitement, etc.) (non illustré). Même s'ils ne sont pas illustrés, des capillaires 15 et 17 passeraient également à travers le croisement, le siège supérieur, les connecteurs d'extrémité, etc. Dans ce mode de réalisation illustratif, le dispositif de prévention du flux de fluide 16 est 5 connecté par une connexion filetée à l'extrémité du flux descendant du dispositif de mesure 31 à l'opposé du train de tige 12 et comprend une voie de passage du flux longitudinale 26 se prolongeant à travers celui-ci. La voie de passage longitudinale 26 est composée d'un trou 24 longitudinal avec un diamètre relativement petit à travers la partie d'extrémité externe du dispositif 16 et un lamage 28 avec un diamètre plus grand à travers la partie avant du dispositif 10 16 qui forme une surface de siège annulaire 29 dans l'élément de soupape pour recevoir la bille 30. Comme il sera compris par les hommes de métier, avant le relâchement de la bille 30 dans le dispositif de prévention du flux de fluide 16 comme le démontre la FIG. 1A, le fluide circule librement à travers l'outil de forage à jet d'eau 14 et le dispositif 16. Après que la bille 30 15 soit logée sur le siège 29 dans le dispositif de prévention du flux de fluide 16, le flux à travers le dispositif 16 est interrompu. Par conséquent, la totalité du fluide abrasif pompée dans le train de tiges 12 et jusque dans l'outil de forage à jet d'eau 14 et le dispositif de mesure 31 est forcé de sortir de l'outil de forage à jet d'eau 14 à travers des buses 22 formant un jet de fluide. Le dispositif de mesure 31 est positionné en aval du flux de l'outil de forage à jet d'eau 14, le fluide 20 abrasif utilisé pour perforer peut être pompé à un débit de pompage plus élevé que la cote d'abrasivité du dispositif de mesure 31. En outre, une diversité de fluides peut être utilisée avec des abrasivités différentes. Dans cette configuration (une fois le dispositif 16 fermé), on empêche le fluide abrasif de circuler à travers le dispositif de mesure 31 et, par conséquent, l'abrasivité du fluide n'affecte pas ou ne détériore pas les composants internes du dispositif de mesure 31. Au 25 lieu de cela, le fluide abrasif reste à l'intérieur du dispositif de mesure 31 pendant le forage au jet. En outre, au cours du pompage du fluide abrasif, les données concernant les divers paramètres de fond de puits peuvent être captées par le dispositif de mesure 31, traitées et transférées vers le haut du puits à travers le câble de communication de données 19 en temps réel. Lorsqu'il est souhaitable d'inverser les fluides circulant à travers le dispositif de 30 prévention du flux de fluide 16, le dispositif de mesure 31, l'outil de forage à jet d'eau 14 et le train de tiges 12, la pression de fluide exercée à l'intérieur du train de tige 12 est réduite au moyen de quoi le fluide à pression plus élevée entourant l'outil de forage à jet d'eau 14 et le dispositif 16 s'écoule librement à travers le dispositif 16, ce qui entraîne le déplacement de la 3046628 6 bille 30 hors du contact avec le siège 29, vers le haut à travers l'outil de forage à jet d'eau 14 et à travers le train de tiges 12. En se référant maintenant à la figure 2, une formation souterraine produisant des hydrocarbures 40 est illustrée comme étant pénétrée par un puits de forage à trou ouvert dévié 42. 5 Il est à noter cependant que les modes de réalisation illustratifs décrits ici peuvent également être utilisés pour perforer des puits de forage tubés. Néanmoins, un puits de forage dévié 42 comprend une partie sensiblement verticale 44 qui se prolonge vers la surface, et une partie sensiblement horizontale 46 qui se prolonge dans la formation 40. Le train de tiges 12 comportant un module d'outil 10 et un centralisateur 48 classique éventuel rattaché à celui-ci est Io illustré comme étant placé dans le puits de forage 42. Dans certains procédés illustratifs, avant de descendre le module de forage à jet d'eau 10, le centralisateur 48 et le train de tiges 12 dans le puits de forage 42, l'orientation du plan de la contrainte principale maximale dans la formation 40 qui doit être fracturée par rapport à la direction longitudinale du puits de forage 42 est déterminée en utilisant divers procédés, comme 15 il sera compris par les hommes de métier qui bénéficient de cette divulgation. Après quoi, l'outil de forage à jet d'eau 14 qui doit être utilisé pour réaliser des fractures dans la formation 42 est choisi avec les buses 22 formant le jet de fluide placées dans un plan qui est orienté par rapport à l'axe longitudinal de l'outil de forage à jet d'eau 14. Le plan est choisi de sorte à ce qu'il s'aligne avec le plan de la contrainte principale maximale dans la formation 40 lorsque l'outil de forage à 20 jet d'eau 14 est positionné dans le puits de forage 42. Lorsque les buses 22 formant un jet de fluide sont alignées dans le plan de la contrainte principale maximale dans la formation 40 qui doit être fracturée et une fracture est formée dans celle-ci, une microfracture unique se prolongeant vers l'extérieur depuis et autour du puits de forage 42 dans le plan de contrainte principale maximale est formée. Cependant, lorsque les buses 22 formant le jet de fluide de 25 l'outil de forage à jet d'eau 14 ne sont pas alignées avec le plan de la contrainte principale maximale dans la formation 40, chaque jet de fluide forme une cavité et une fracture individuelles dans la formation 42 qui, dans certaines circonstances, peut représenter l'approche préférée. Dans certains procédés illustratifs, une fois que le module de forage à jet d'eau 10 a été 30 positionné dans le puits de forage 42, un fluide abrasif est pompé à travers le train de tiges 12 et à travers le module de l'outil de forage à jet d'eau 10, au moyen de quoi le fluide circule à travers le dispositif de mesure 31 et le dispositif de prévention du flux de fluide ouvert 16 et circule à travers le puits de forage 42. La circulation est maintenue pendant une durée suffisante pour 3046628 nettoyer les débris, la pâte lubrifiante et d'autres matériaux de l'intérieur du train de tiges 12 et du puits de forage 42. Après quoi, la bille 30 est lâchée à travers le train de tiges 12, à travers l'outil de forage à jet d'eau 14 et le dispositif de mesure 31, et jusque dans le dispositif 16, tout en pompant 5 continuellement du fluide à travers le train de tiges 12 et le module de forage à jet d'eau 10. Lorsque la bille 30 se loge sur la surface du siège annulaire 29 dans le dispositif 16 du module 10, tout le fluide est forcé à travers les buses 22 formant un jet de fluide de l'outil de forage à jet d'eau 14. La vitesse de pompage du fluide dans le train de tiges 12 et à travers l'outil de forage à jet d'eau 14 est augmentée à un niveau auquel la pression du fluide qui est projeté à travers les 10 buses 22 atteint cette pression de projection suffisante pour entraîner la formation de cavités 50 et de microfractures 52 dans la formation souterraine 40, tel qu'il est illustré dans la FIG. 3. Après quoi, le module de forage à jet d'eau 10 peut être déplacé à différentes positions le long de la formation 40 et le procédé de fracturation répété. En outre, étant donné que le dispositif de mesure 31 est positionné en aval du flux de 15 l'outil de forage à jet d'eau 14, la vitesse de pompage peut être augmentée de sorte qu'il dépasse la cote d'abrasivité du dispositif de mesure 14. Par ex., si le dispositif de mesure 31 ne peut tolérer qu'une certaine concentration de sable (ou un autre matériau abrasif) et que la vitesse de pompage du fluide abrasif est en dessous de la vitesse de trois barils par minute (« bpm ») (c.-à-d, sa cote d'abrasivité), les modes de réalisation illustratifs décrits ici permettront des vitesses de pompage 20 de la concentration de ce matériau abrasif au-delà des 3 bpm qui doivent être utilisés, permettant ainsi d'avoir une opération de perforation plus rapide et plus efficace. Mais également, au cours du pompage ou à un quelconque autre moment souhaité, le dispositif de mesure 31 peut être utilisé pour acquérir divers paramètres de fond de puits, comme il a été précédemment décrit. Dans certains procédés, le dispositif de mesure comprend un 25 capteur de corrélation de la profondeur au moyen de quoi la profondeur souhaitée est déterminée avec précision à laquelle les perforations sont réalisées. Même s'ils ne sont pas illustrés, le dispositif de mesure 31 peut comprendre des circuits de traitement intégrés permettant d'acquérir et de traiter les mesures de profondeur. Dans d'autres modes de réalisation, les mesures de la profondeur peuvent être traitées par des circuits de traitement distant couplés en communication 30 à travers la ligne de transmission des données 19. Néanmoins, une fois la mesure de profondeur acquise, elle peut être transmise vers le haut du puits en temps réel à travers la ligne de transmission des données 19, fournissant ainsi des données en temps réel pour d'autres opérations. En outre, un tel procédé éliminerait le besoin d'un voyage préliminaire pour effectuer 3046628 8 la corrélation de la profondeur, d'une récupération, et ensuite du déploiement du module de fracturation, comme c'est le cas dans les approches classiques. En outre, même s'il n'est pas illustré, le module de forage à jet d'eau 10 est couplé en communication aux circuits de traitement distants à travers la ligne de transmission de données 5 19. Les unités de traitement peuvent comprendre au moins un processeur, un stockage non- transitoire lisible par ordinateur, un module de communication émetteur/récepteur/réseau, des dispositifs entrée/sortie (I/O) éventuels et un dispositif d'affichage éventuel (par ex., une interface utilisateur), tous interconnectés à travers un système de bus. Le module de communication en réseau peut être un quelconque type d'interface de communication, tel qu'une interface de fibre Io optique et peut communiquer en utilisant un certain nombre de protocoles de communication différents. Les instructions logicielles exécutables par un processeur pour traiter les paramètres de fond de puits et/ou réaliser d'autres opérations de fond de puits décrites ici peuvent être stockées dans un stockage approprié ou sur un autre support lisible par ordinateur. En outre, les spécialistes du domaine apprécieront que cette description puisse être 15 pratiquée avec une diversité de configurations de système informatique, comprenant des dispositifs portatifs, des systèmes multiprocesseurs, et des dispositifs électroniques programmables par l'utilisateur ou à base de microprocesseur, des mini-ordinateurs, des ordinateurs centraux, etc. Un nombre quelconque de systèmes informatiques et de réseaux informatiques sont acceptables pour une utilisation avec la présente description. La description 20 peut être pratiquée dans des environnements informatiques en réseau dans lesquels les tâches sont réalisées par des dispositifs télécommandés qui sont reliés à travers un réseau de télécommunication. Dans un environnement informatique en réseau, les modules de programme peuvent se trouver à la fois sur un support de stockage informatique local et distant, y compris des dispositifs de stockage à mémoire. La présente divulgation peut donc être implémentée en 25 relation avec divers matériels, logiciels ou une combinaison de ceux-ci dans un système informatique ou un autre système de traitement. En outre, il est à noter que l'outil de forage à jet d'eau décrit ici est de nature illustrative. Certains principes de la présente divulgation, notamment la ligne de transmission des données capillaire et le dispositif de mesure du flux descendant, peuvent être utilisés dans une diversité 30 d'outils de forage à jet d'eau et des procédés de perforation abrasifs. Mais également, le module de forage à jet d'eau peut être déployé avec une diversité de train de tiges comprenant, par ex., un tubage enroulé ou un train de forage. En outre, de multiples outils de forage à jet d'eau et d'autres 3046628 9 dispositifs de fond de puits et/ou de flux descendant peuvent faire partie des modules de forage à jet d'eau décrits ici, sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Les modes de réalisation et les procédés décrits ici concernent également l'un quelconque ou plusieurs des paragraphes suivants : 5 1. Un procédé permettant de fracturer une formation souterraine pénétrée par un puits de forage, le procédé comprenant le positionnement d'un module de forage à jet d'eau dans le puits de forage adjacent à la formation qui doit être fracturée, le module de forage à jet d'eau comprenant : un outil de forage à jet d'eau ayant au moins une buse de fluide ; et un dispositif de mesure ; et la propulsion du fluide abrasif à travers la buse contre la formation à une vitesse de lo pompage qui dépasse la cote d'abrasivité du dispositif de mesure, fracturant ainsi la formation. 2. Un procédé tel que défini dans le paragraphe 1, dans lequel la propulsion du fluide abrasif comprend la transmission du fluide abrasif d'abord à travers l'outil de propulsion et, après, à travers le dispositif de mesure. 3. Un procédé tel que défini dans les paragraphes 1 ou 2, comprenant également le 15 positionnement du dispositif de mesure en aval du flux de l'outil de forage à jet d'eau. 4. Un procédé tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 1 à 3, comprenant également l'utilisation d'un dispositif de mesure pour acquérir des paramètres de fond de puits lorsque la formation est fracturée. 5. Un procédé tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 1 à 4, comprenant 20 également la transmission des données à travers une ligne de transmission de données positionnée à l'intérieur de l'outil de forage à jet. 6. Un procédé tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 1 à 5, comprenant également la transmission d'un paramètre de fond de puits à travers une ligne de transmission, le paramètre de fond de puits étant capté par le dispositif de mesure. 25 7. Un procédé tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 1 à 6, dans lequel la ligne de transmission est munie d'une fibre optique ou d'un câble électrique. 8. Un procédé tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 1 à 7, dans lequel au cours du forage à jet, un dispositif de prévention du flux de fluide positionné à une extrémité inférieure du dispositif de mesure est fermé ; et après le forage à jet, le dispositif de prévention 30 du flux de fluide est ouvert, si nécessaire, par l'opération de fracturation. 9. Un module de forage à jet d'eau permettant de fracturer une formation souterraine pénétrée par un puits de forage, le module comprenant un outil de forage à jet d'eau ayant au 3046628 10 moins une buse de fluide pour propulser un fluide abrasif dans la formation ; et un dispositif de mesure positionné en aval du flux de l'outil de forage à jet d'eau. 10. Un module tel que défini dans le paragraphe 9, dans lequel l'outil de forage à jet d'eau est configuré pour propulser le fluide abrasif à une vitesse de pompage qui dépasse la cote 5 d'abrasivité du dispositif de mesure. 11. Un module tel que défini dans les paragraphes 9 ou 10, comprenant également une ligne de transmission de données se prolongeant à travers l'outil de forage à jet d'eau et couplée au dispositif de mesure. 12. Un module tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 9 à 11, dans lequel w la ligne de transmission est positionnée à l'intérieur d'un capillaire se prolongeant axialement le long d'un logement de l'outil de forage à jet d'eau. 13. Un module tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 9 à 12, dans lequel la ligne de transmission est une fibre optique ou un câble électrique. 14. Un module tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 9 à 13, '5 comprenant également un dispositif de prévention du flux de fluide positionné à une extrémité inférieure du dispositif de mesure. 15. Un module tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 9 à 14, dans lequel le dispositif de mesure est un dispositif de corrélation de la profondeur. 16. Un module tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 9 à 15, dans lequel 20 le dispositif de mesure est au moins l'un d'un capteur de pression, de température, de rayon gamma, de la tension, de la compression, de l'inclinaison, de la face de l'outil ou du couple. 17. Un outil de forage à jet d'eau permettant de fracturer une formation souterraine pénétrée par un puits de forage, l'outil comprenant un logement comportant un trou axial se prolongeant à travers celui-ci ; au moins une buse de fluide positionnée le long du logement pour 25 propulser un fluide abrasif dans la formation ; et un capillaire se prolongeant axialement le long du logement pour contenir une ligne de transmission de données. 18. Un outil de forage à jet d'eau tel que défini dans le paragraphe 17, dans lequel la ligne de transmission est une fibre optique ou un câble électrique. 19. Un outil de forage à jet d'eau tel que défini dans les paragraphes 17 ou 18, dans 30 lequel la ligne de transmission est couplée à un dispositif de mesure positionné au fond du puits de l'outil de forage à jet d'eau. 3046628 11 20. Un module de forage à jet d'eau tel que défini dans l'un quelconque des paragraphes 17 à 19, dans lequel l'outil de forage à jet d'eau est configuré pour propulser le fluide abrasif à une vitesse de pompage qui dépasse la cote d'abrasivité du dispositif de mesure. Même si divers modes de réalisation et procédés ont été illustrés est décrits, l'invention 5 n'est pas limitée à de tels modes de réalisation ou procédés est on comprendra quelle englobe des modifications et des variations qui seront évidentes à un spécialiste du domaine. Par conséquent, il doit être compris que l'invention n'est pas destinée à être limitée aux formes particulières divulguées. Au lieu de cela, l'invention doit couvrir toutes les modifications, les équivalents et les alternatifs qui sont conformes à l'esprit et de la portée de l'invention, telle qu'elle est définie 10 dans les revendications ci-jointes. REVENDICATIONS1. Procédé de fracturation d'une formation souterraine (40) pénétrée par un puits de 5 forage (42), le procédé comprenant : le positionnement d'un module de forage à jet d'eau (10) dans le puits de forage (42) adjacent à la formation (40) qui doit être fracturée, le module de forage à jet d'eau (10) comprenant : un outil de forage à jet d'eau (14) ayant au moins une buse (22) de fluide ; et Io un dispositif de mesure (31) ; et la propulsion du fluide abrasif à travers la buse (22) contre la formation (40) à une vitesse de pompage qui dépasse la cote d'abrasivité du dispositif de mesure (31), fracturant ainsi la formation (40). 2. Procédé tel que défini dans la revendication 1, dans lequel la propulsion du 15 fluide abrasif comprend la transmission du fluide abrasif d'abord à travers l'outil de propulsion et, après, à travers le dispositif de mesure (31). 3. Procédé tel que défini dans la revendication 1, comprenant également le positionnement du dispositif de mesure (31) en aval du flux de l'outil de forage à jet d'eau (14). 4. Procédé tel que défini dans la revendication 1, comprenant également 20 l'utilisation d'un dispositif de mesure (31) pour acquérir des paramètres de fond de puits lorsque la formation (40) est fracturée. 5. Procédé tel que défini dans la revendication 1, comprenant également la transmission des données (19) à travers une ligne de transmission de données (19) positionnée à l'intérieur de l'outil de forage à jet (14). 25 6. Procédé tel que défini dans la revendication 5, comprenant également la transmission d'un paramètre de fond de puits à travers une ligne de transmission, le paramètre de fond de puits étant capté par le dispositif de mesure (31). 7. Procédé tel que défini dans la revendication 5, dans lequel la ligne de transmission est sous forme d'une fibre optique ou d'un câble électrique. 30 8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel : au cours du forage à jet, un dispositif de prévention flux de fluide (16) positionné à une extrémité inférieure du dispositif de mesure (31) est fermé ; et 3046628 13 et après le forage à jet, le dispositif de prévention du flux de fluide (16) est ouvert, si nécessaire, par l'opération de fracturation. 9. Module de forage à jet d'eau (10) pour fracturer une formation souterraine (40) pénétrée par un puits de forage (42), le module comprenant : un outil de forage à jet d'eau (14) ayant au moins une buse (22) de fluide pour propulser un fluide abrasif dans la formation (40) ; et un dispositif de mesure (31) positionné en aval du flux de l'outil de forage à jet d'eau (14). 10. Module tel que défini dans la revendication 9, dans lequel l'outil de forage à jet w d'eau (14) est configuré pour propulser le fluide abrasif à une vitesse de pompage qui dépasse la cote d'abrasivité du dispositif de mesure (31) . 11. Module tel que défini dans la revendication 9, comprenant également une ligne de transmission de données (19) se prolongeant à travers l'outil de forage à jet d'eau (14) et couplée au dispositif de mesure (31) . 15 12. Module tel que défini dans la revendication 11, dans lequel la ligne de transmission est positionnée à l'intérieur d'un capillaire (15, 17) se prolongeant axialement le long d'un logement de l'outil de forage à jet d'eau (14). 13. Module tel que défini dans la revendication 11, dans lequel la ligne de transmission est une fibre optique ou un câble électrique. 20 14. Module tel que défini dans la revendication 9, comprenant également un dispositif de prévention du flux de fluide (16) positionné à une extrémité inférieure du dispositif de mesure (31) . 15. Module tel que défini dans la revendication 9, dans lequel le dispositif de mesure (31) est un dispositif de corrélation de la profondeur. 25 16. Module tel que défini dans la revendication 9, dans lequel le dispositif de mesure (31) est au moins l'un d'un capteur (33a, 33b) de pression, de température, de rayon gamma, de la tension, de la compression, de l'inclinaison, de la face de l'outil ou du couple. 17. Outil de forage à jet d'eau (14) pour fracturer une formation souterraine (40) pénétrée par un puits de forage (42), l'outil comprenant : 30 un logement ayant un trou axial se prolongeant à travers celui-ci ; au moins une buse (22) de fluide positionnée le long du logement pour propulser un fluide abrasif dans la formation (40) ; et 3046628 14 un capillaire (15, 17) se prolongeant axialement le long du logement pour loger une ligne de transmission de données (19). 18. Outil de forage à jet d'eau (14) tel que défini dans la revendication 17, dans lequel la ligne de transmission est une fibre optique ou un câble électrique. 5 19. Outil de forage à jet d'eau (14) tel que défini dans la revendication 17, dans lequel la ligne de transmission est couplée à un dispositif de mesure (31) positionné au fond du puits de l'outil de forage à jet d'eau (14). 20. Outil de forage à jet d'eau (14) tel que défini dans la revendication 17, dans lequel l'outil de forage à jet d'eau (14) est configuré pour propulser le fluide abrasif à une vitesse io de pompage qui dépasse la cote d'abrasivité du dispositif de mesure (31) .