Pression exercée par une colonne de fluide statique, fonction de sa masse volumique (densité) et de sa hauteur verticale.
Distance verticale entre la surface et un point donné du puits ; utilisée pour tous les calculs de pression.
Longueur réelle du puits le long de sa trajectoire ; utilisée pour le calcul des volumes et les longueurs de tubulaires.
Intrusion de fluides de formation dans le puits lorsque la pression de fond devient inférieure à la pression de pore.
Écoulement incontrôlé de fluides du puits vers la surface ou vers une autre formation souterraine.
Ensemble de vannes de sécurité installé sur la tête de puits pour fermer le puits en cas de kick (venue).
Élément d'étanchéité élastomère capable de fermer sur presque tout diamètre ou géométrie tubulaire.
Mâchoires conçues pour fermer hermétiquement sur un diamètre tubulaire spécifique.
Cisaillent la garniture et assurent la fermeture totale et étanche du puits.
Pression mesurée dans le train de tiges après fermeture du puits, servant à calculer la pression de formation et la densité de boue de contrôle (KMW).
Pression mesurée dans l'annulus après fermeture, directement influencée par la nature et le volume de l'influx (venue).
Densité requise pour équilibrer la pression de formation : MW + SIDPP ÷ (0.052 × TVD).
Pression maximale en surface avant de fracturer la formation la plus fragile au sabot du casing.
Chute de pression au fond du puits causée par une remontée trop rapide de la garniture.
Augmentation de pression au fond du puits provoquée par une descente trop rapide de la garniture.
Bac calibré de faible volume servant à contrôler avec précision le remplissage et le déplacement du puits pendant les manœuvres.
Remontée d'un bouchon de gaz dans un puits fermé, maintenant sa pression d'origine sans pouvoir se détendre.
Purge d'un volume calculé de boue pour maintenir une pression de fond constante pendant la migration du gaz.
Tube d'acier continu enroulé sur touret, permettant d'intervenir sous pression sur un puits producteur sans raccords vissés.
Pousse et retire le CT du puits au moyen de chaînes d'entraînement à grippeurs.
Assure l'étanchéité autour du tube en mouvement pour maintenir la pression du puits.
Câble métallique plein sans conducteur électrique utilisé pour manœuvrer des outils mécaniques.
Câble armé transmettant l'énergie et les données pour la diagraphie et la perforation.
Tubes montés sur la tête de puits permettant d'introduire des outils sous pression.
Outil générant des impacts vers le haut ou vers le bas lors des interventions au câble.
Introduction et extraction de tiges filetées sous la pression du puits.
Opération de réparation ou de modification de la complétion pour remettre le puits en production.
Tubes cimentés qui protègent les parois du trou et isolent les formations.
Tube à travers lequel remontent les fluides produits.
Isole l'espace annulaire (Annulus) du conduit de production.
Ensemble de vannes monté sur la tête de puits pour contrôler la production.
Mélange de ciment, d'eau et d'additifs pompé dans le puits.
Particules solides qui maintiennent la fracture ouverte après la fracturation.
Capacité séparant le gaz, le pétrole et l'eau par différence de densité.
Piège les gouttelettes de liquide avant la sortie de la phase gazeuse.
Pourcentage d'eau par rapport au volume total de liquide produit.
Volume de gaz dans les conditions standard par unité de volume d'huile.
Température à laquelle les premiers cristaux de paraffine commencent à se former.
Mesure de la radioactivité naturelle des roches, généralement élevée dans les argiles.
Détecte les manchons de tubage (Casing) pour le recalage en profondeur.
Outils mesurant la vitesse, la densité et la température pour évaluer la contribution de chaque couche.
Capacité de la roche à laisser circuler les fluides, mesurée en mD.
Proportion des espaces vides dans la roche.
Orifice calibré régulant le débit et générant une perte de charge.