BR112015023687B1 - Alargador para aumentar um diâmetro de um furo de poço, e método para aumentar um diâmetro de um furo de poço - Google Patents

Alargador para aumentar um diâmetro de um furo de poço, e método para aumentar um diâmetro de um furo de poço Download PDF

Info

Publication number
BR112015023687B1
BR112015023687B1 BR112015023687-1A BR112015023687A BR112015023687B1 BR 112015023687 B1 BR112015023687 B1 BR 112015023687B1 BR 112015023687 A BR112015023687 A BR 112015023687A BR 112015023687 B1 BR112015023687 B1 BR 112015023687B1
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
sleeve
mandrel
reamer
hole
fluid
Prior art date
Application number
BR112015023687-1A
Other languages
English (en)
Other versions
BR112015023687A2 (pt
Inventor
Nathan Fuller
Craig Boswell
Original Assignee
Schlumberger Technology B.V.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology B.V. filed Critical Schlumberger Technology B.V.
Publication of BR112015023687A2 publication Critical patent/BR112015023687A2/pt
Publication of BR112015023687B1 publication Critical patent/BR112015023687B1/pt

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
    • E21B10/32—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools
    • E21B10/322—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools cutter shifted by fluid pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/005—Below-ground automatic control systems
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/02—Automatic control of the tool feed
    • E21B44/06—Automatic control of the tool feed in response to the flow or pressure of the motive fluid of the drive
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/12—Underwater drilling
    • E21B7/128—Underwater drilling from floating support with independent underwater anchored guide base
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/28—Enlarging drilled holes, e.g. by counterboring

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Multiple-Way Valves (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Manufacture, Treatment Of Glass Fibers (AREA)

Abstract

ALARGADOR PARA AUMENTAR UM DIÃMETRO DE UM FURO DE POÇO, E MÉTODO PARA AUMENTAR UM DIÂMETRO DE UM FURO DE POÇO Um alargador para aumentar o diâmetro de um furo de poço. O alargador inclui um corpo tendo um furo axial se estendendo pelo menos parcialmente através do mesmo. Um mandril é disposto dentro do furo do corpo e tem um orifício formado radialmente através do mesmo. Uma luva é disposta radialmente para fora do mandril. A luva bloqueia fluxo de fluido através do orifício no mandril, quando a luva está em uma primeira posição, e a luva é axialmente deslocada do orifício no mandril, quando a luva está numa segunda posição. Um tubo de fluxo é acoplado ao mandril. A luva se move da primeira posição para a segunda posição, quando fluido flui através do tubo de fluxo e através de um canal disposto no mandril. Um bloco cortador é acoplado de modo móvel ao corpo e é responsivo a fluxo de fluido do furo axial através do orifício no mandril.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO
[0001] As modalidades aqui descritas geralmente se referem a ferramentas de fundo de poço. Mais particularmente, tais modalidades se referem a alargadores para alargar o diâmetro de um furo de poço.
INEORMAÇÂO GERAL
[0002] Furos de poços são perfurados por uma broca de perfuração acoplada à porção de extremidade de um tubo de perfuração. A broca de perfuração perfura o furo de poço até um diâmetro de "furo piloto" original. Durante ou após a perfuração do furo de poço até o diâmetro de furo piloto, um alargador é muitas vezes também utilizado para alargar o diâmetro do furo de poço. O alargador é passado para o furo de poço no tubo de perfuração em um estado inativo. No estado inativo, blocos cortadores no alargador são dobrados ou retraidos internamente para o corpo do alargador, de modo que os blocos cortadores sejam posicionados radialmente para dentro do revestimento circundante ou da parede do poço. Uma vez que o alargador atinja a profundidade desejada no furo de poço, a alargador é atuado para um estado ativo. No estado ativo, os blocos cortadores se movem radialmente para fora e para contato com a parede do furo de poço. Os blocos cortadores são, então, utilizados para aumentar o diâmetro do furo de poço.
[0003] Alargadores são geralmente axialmente espaçados da broca de perfuração no tubo de perfuração. Por exemplo, o alargador pode ser posicionado "acima" da, broca de perfuração entre cerca de 30 m e cerca de 60 m. Como tal, o alargador não é capaz de aumentar o diâmetro desta porção inferior (30 m - 60 m) do furo de poço, porque a broca de perfuração contata a formação subterrânea perto da base do furo de poço, desse modo impedindo movimento descendente adicional do alargador. Esta porção do furo de poço que permanece no diâmetro de furo piloto é muitas vezes denominada como o "buraco do rato". O que é necessário é um sistema e um método aperfeiçoados para aumentar o diâmetro do buraco do rato.
SUMÁRIO
[0004] Este sumário é fornecido para apresentar uma seleção de conceitos que são adicionalmente descritos abaixo na descrição detalhada. Este sumário não se destina a identificar características chaves ou essenciais da matéria reivindicada, nem se destina a ser utilizado como uma ajuda na limitação do escopo da matéria objeto reivindicada.
[0005] Um alargador para aumentar o diâmetro de um furo de poço é divulgado. O alargador pode incluir um corpo tendo um furo axial se estendendo pelo menos parcialmente através do mesmo. Um mandril pode ser disposto dentro do furo do corpo e ter um orifício formado radialmente através do mesmo. Uma luva pode ser disposta radialmente para fora do mandril e se mover axialmente em relação ao mandril de uma primeira posição para uma segunda posição. A luva pode bloquear o fluxo de fluido através do orifício no mandril quando na primeira posição e a luva pode ser axialmente deslocada do orifício no mandril quando na segunda posição. Um tubo de fluxo pode ser acoplado ao mandril. A luva pode se mover da primeira posição para a segunda posição quando o fluido fluir através do tubo de fluxo. Um bloco cortador pode ser acoplado de forma móvel ao corpo. Uma superfície externa do bloco cortador pode ser alinhada com, ou posicionada radialmente para dentro de, uma superfície externa do corpo quando a luva estiver na primeira posição e a superfície externa do bloco cortador pode ser movida ou posicionada radialmente para fora da superfície externa do corpo quando a luva estiver na segunda posição. A superfície externa do bloco cortador pode ser movida ou posicionada radialmente para fora da superfície externa do corpo em resposta ao fluxo de fluido através do orifício.
[0006] Em outra modalidade, o alargador inclui um corpo tendo um furo axial que se estende pelo menos parcialmente através do mesmo. Uma unidade de controle pode ser disposta dentro do furo do corpo. A unidade de controle pode incluir um sensor, uma sede de válvula e um êmbolo. O sensor pode receber um sinal transmitido através do furo de poço. 0 êmbolo pode se mover axialmente com respeito à sede de válvula em resposta ao sinal recebido pelo sensor. O êmbolo pode bloquear o fluxo de fluido através da sede da válvula, quando numa primeira posição, e o êmbolo pode ser deslocado axialmente da sede de válvula, quando na segunda posição. Um tubo de fluxo pode ser acoplado à sede de válvula e tem fluxo de fluido através do mesmo, quando o êmbolo está na segunda posição. Um mandril pode ser acoplado ao tubo de fluxo. 0 mandril pode ter um primeiro orifício formado radialmente através do mesmo em comunicação de fluido com o tubo de fluxo. 0 mandril pode ter também um segundo orifício formado radialmente através do mesmo. A luva pode ser disposta radialmente para fora do mandril e se mover axialmente em relação ao mandril de uma primeira posição para uma segunda posição quando o fluido fluir através do tubo de fluxo e do primeiro orifício. A luva pode bloquear fluxo de fluido através do segundo orifício no mandril quando na primeira posição e a luva pode ser axialmente deslocada do segundo orifício no mandril quando na segunda posição. Um bloco cortador pode ser acoplado de forma móvel ao corpo. Uma superfície externa do bloco cortador pode ser alinhada com, ou posicionada radialmente para dentro a partir de, uma superfície externa do corpo quando a luva estiver na primeira posição e a superfície externa do bloco cortador pode ser posicionada radialmente para fora da superfície externa do corpo quando a luva estiver na segunda posição.
[0007] Um método para aumentar o diâmetro de um furo de poço é também divulgado. 0 método inclui passar uma ferramenta de fundo de poço para o furo de poço. A ferramenta de fundo de poço pode incluir um alargador tendo um corpo e um mandril disposto dentro de um furo do corpo. Um sinal pode ser transmitido através do furo de poço para um sensor disposto dentro do furo do corpo. Um êmbolo disposto dentro do furo do corpo pode mover de uma primeira posição para uma segunda posição em resposta ao sinal recebido pelo sensor. 0 êmbolo pode bloquear o fluxo de fluido através de uma sede de válvula, quando na primeira posição, e o êmbolo pode ser deslocado axialmente da sede de válvula, quando na segunda posição. O fluido pode fluir através da sede de válvula, através de um tubo de fluxo acoplado fluidamente à sede de válvula e através de um canal disposto no mandril acoplado fluidamente ao tubo de fluxo, quando o êmbolo está na segunda posição. Uma luva disposta radialmente para fora do mandril pode deslocar de uma primeira posição para uma segunda posição em resposta ao fluido fluindo para o mandril do tubo de fluxo. A luva pode bloquear um orifício formado radialmente através do mandril quando na primeira posição e a luva pode ser axialmente deslocada do orifício no mandril quando na segunda posição. Um bloco cortador acoplado ao corpo pode mover radialmente para fora em resposta à luva se movendo da primeira posição para a segunda posição.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
[0008] De modo que os aspectos recitados possam ser compreendidos em detalhes, uma descrição mais particular, brevemente resumida acima, pode ser obtida por referência a uma ou mais modalidades, algumas das quais são ilustradas nos desenhos anexos. É para notar, no entanto, que os desenhos anexos são modalidades ilustrativas e, portanto, não devem ser considerados limitativos de seu escopo.
[0009] A FIG. 1 representa uma ferramenta de fundo de poço ilustrativa disposta dentro de um furo de poço de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas.
[00010] A FIG. 2 representa uma vista em corte transversal parcial de um alargador ilustrativo de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas.
[00011] A FIG. 3 representa uma vista em corte transversal parcial de uma unidade de controle ilustrativa de um segundo alargador de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas.
[00012] A FIG. 4 representa uma vista em corte transversal parcial de uma unidade de atuador ilustrativa quando o segundo alargador está num estado inativo e a Figura 5 representa uma vista em corte transversal parcial da unidade de atuador quando o segundo alargador está num estado ativo de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas.
[00013] As FIGS. 6 e 7 representam vistas em corte transversal parcial do segundo alargador num estado inativo de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas.
[00014] As FIGS. 8 e 9 representam vistas em corte transversal parcial do segundo alargador num estado ativo de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas.
[00015] As FIGS. 10, 11 e 12 representam os primeiros e segundos alargadores aumentando o diâmetro do furo de poço de acordo com uma ou mais modalidades divulgadas.
DESCRIÇÃO DETALHADA
[00016] A FIG. 1 representa uma ferramenta de fundo de poço ilustrativa 100 disposta dentro de um furo de poço 102 de acordo com uma ou mais modalidades. A ferramenta de fundo de poço 100 pode ser passada para o furo de poço 102 utilizando o tubo de perfuração 110. A ferramenta de fundo de poço 100 pode incluir um comando 112, um ou mais estabilizadores (três são mostrados: 114, 118, 132), um primeiro alargador 116, uma ferramenta de medição durante a perfuração (na sigla em inglês para measuring-while-drilling, "MWD") 120, uma ferramenta de perfilagem durante a perfuração (na sigla em inglês para logging-while-drilling, "LWD") 122, um dispositivo de comunicação 124, um junta flexivel 126, um segundo alargador 128, um sistema orientável rotativo (na sigla em inglês para Rotary steerable system, RSS) e uma broca de perfuração 136. Em pelo menos uma modalidade, o sistema orientável rotativo pode incluir uma unidade de controle 130 e uma unidade de deslocamento 134.
[00017] A ferramenta de medição durante a perfuração 120 pode incluir sensores de navegação e comunicar à superficie (por exemplo, via telemetria de pulso de lama). A ferramenta de medição durante a perfuração 120 pode também incluir um ou mais sensores configurados para medir as çargas agindo no tubo de perfuração 110, tal como peso na broca de perfuração 136 (na sigla em inglês para weight on the drill bit, "WOB"), torque na broca de perfuração 136 (na sigla em inglês para torque on the drill bit, "TOB") e/ou momentos de dobramento. A ferramenta de medição durante a perfuração 120 pode também medir vibrações axiais, laterais e/ou de torção no tubo de perfuração 110, bem como o azimute e a inclinação da broca de perfuração 136 e a temperatura e a pressão dos fluidos no furo de poço 102. A ferramenta de perfilagem durante a perfuração 122 pode incluir um ou mais sensores configurados para medir propriedades da formação e seu conteúdo, tal como porosidade da formação, densidade, litologia, constantes dielétricas, interfaces de camada de formação e a pressão e a permeabilidade do fluido na formação.
[00018] 0 segundo alargador 128 pode ser posicionado ao longo da ferramenta de fundo de poço 100 entre a ferramenta de medição durante a perfuração 120 e a broca de perfuração 136, entre a ferramenta de perfilagem durante a perfuração 122 e a broca de perfuração 136, entre o dispositivo de comunicação 124 e a broca de perfuração 136, entre a junta flexível 126 e a broca de perfuração 136, entre a unidade de controle 130 e a broca de perfuração 136 (não mostrada) , ou entre a unidade de deslocamento 134 e da broca de perfuração 136 (não mostrada). Em pelo menos uma modalidade, a distância entre o segundo alargador 128 e a broca de perfuração 136 pode ser menor que cerca de 50 m, menor que cerca de 40 m, menor que cerca de 30 m, menor que cerca de 20 m, menor que cerca de 15 m, menor que cerca de 10 m, menor que cerca de 7,5 m, menor que cerca de 5 m, ou menor que cerca de 2,5 m.
[00019] A FIG. 2 representa uma vista em corte transversal parcial do segundo alargador 128 de acordo com uma ou mais modalidades. O segundo alargador 128 inclui um corpo substancialmente cilíndrico 200 tendo um furo axial 206 que se prolonga, pelo menos parcialmente (por exemplo, completamente), através do mesmo. 0 corpo 200 pode ser um único componente ou o corpo 200 pode ser de dois ou mais componentes acoplados juntos. O corpo 200 tem uma primeira porção ou porção "superior" 202 e uma segunda porção ou porção "inferior" 204 .
[00020] Um ou mais blocos cortadores 220 estão acoplados de forma móvel ao corpo 200. Embora um único bloco cortador 220 seja mostrado, o número de blocos cortadores 220 pode variar desde um mínimo de cerca de 1, 2, 3, ou 4 até um máximo de cerca de 5, 6, 7, 8 ou mais. Por exemplo, o corpo 200 pode ter três blocos cortadores 220 acoplados de forma móvel ao mesmo.
[00021] 0 segundo alargador 128 é configurado para atuar de um estado inativo (como mostrado na FIG. 2) para um estado ativo. Quando o segundo alargador 128 estiver no estado inativo, as superfícies externas (radiais) 222 dos blocos cortadores 220 estão alinhadas corn; ou posicionadas radialmente para dentro da, superfície externa (radial) 208 do corpo 200. A superfície externa do corpo 200 pode ter uma forma global de um estabilizador subcalibrado e os blocos cortadores 220 podem estar contidos na lâmina do estabilizador subcalibrado. Quando no estado inativo, a superfície radial externa 222 dos blocos cortadores 220 pode ser retraída dentro da superfície da lâmina de estabilizador. Tal projeto/forma do segundo alargador 128, semelhante ao projeto/forma de um estabilizador subcalibrado, pode permitir passagem de fluxo anular suficiente ao longo do segundo alargador 128. Em outra modalidade, quando o segundo alargador 128 está no estado inativo, as superficies externas (radiais) 222 dos blocos cortadores 220 podem ser posicionadas radialmente para fora da superfície externa (radial) 208 do corpo 200. Nesta modalidade, uma razão do diâmetro das superfícies externas (radiais) 222 dos blocos cortadores 220 para a superfície externa (radial) 208 do corpo 200 pode estar entre cerca de 1,01:1 e cerca de 1,03:1, entre cerca de 1,02:1 e cerca de 1,05:1, entre cerca de 1,05:1 e cerca de 1,1:1, entre cerca de 1,1:1 e cerca de 1,15:1, entre cerca de 1,01:1 e cerca de 1,15:1 ou mais. Quando os blocos cortadores 220 estiverem posicionados radialmente para fora do corpo 200 no estado inativo, os blocos cortadores 220 podem estabilizar o corpo 200 no furo de poço 102.
[00022] Os blocos cortadores 220 têm uma pluralidade de estrias (também conhecidas como um "acionamento em Z") 224 formadas nas superfícies externas (laterais) dos mesmos. As estrias 224 podem ser ou incluir nervuras ou saliências deslocadas configuradas para engatar ranhuras ou canais correspondentes no corpo 200. As estrias 224 nos blocos cortadores 220 (e as ranhuras correspondentes) estão orientadas num ângulo em relação a um eixo longitudinal através do corpo 200. 0 ângulo pode variar desde um mínimo de cerca de 10°, cerca de 15° ou cerca de 20° até um máximo de cerca de 25°, cerca de 30°, cerca de 35°, ou mais. Por exemplo, o ângulo pode estar entre cerca de 15° e cerca de 25°, ou cerca de 17° e cerca de 23°. Embora quatro estrias 224 sejam mostradas, será apreciado que o número de estrias 224 pode variar de um minimo de cerca de 1, 2, 3, 4 ou 5 até um máximo de cerca de 10, cerca de 15, cerca de 20, cerca de 25, cerca de 30 ou mais.
[00023] Quando o segundo alargador 128 faz a transição do estado inativo para o estado ativo, o engate das estrias 224 nos blocos cortadores 220 e nas ranhuras no corpo 200 faz os blocos cortadores 220 se moverem simultaneamente axialmente em direção à primeira porção de extremidade 202 do corpo 200 e radialmente para fora em relação ao corpo 200. 0 movimento resultante pode estar em um ângulo entre cerca de 15° e cerca de 25°, ou cerca de 17° e cerca de 23° em relação ao eixo longitudinal através do corpo 200. Este movimento dos blocos cortadores 220 faz a transição do segundo alargador 128 para o estado ativo.
[00024] Quando o segundo alargador 128 está no estado ativo, as superfícies externas (radiais) 222 dos blocos cortadores 220 estão posicionadas radialmente para fora da superfície externa (radial) 208 do corpo 200 por uma distância 226 (ver FIG. 8). Uma razão do diâmetro das superfícies externas (radiais) 222 dos blocos cortadores 220 para a superfície externa (radial) 208 do corpo 200 pode estar entre cerca de 1,1:1 e cerca de 1,2:1, entre cerca de 1,15:1 e cerca de 1,25:1, entre cerca de 1,2:1 e cerca de 1,3:1, entre cerca de 1,25:1 e cerca de 1,35:1, entre cerca de 1,3:1 e cerca de 1,4:1 ou mais. Além disso, a razão da distância 226 (ver Fig. 8) para o diâmetro do corpo 200 pode variar de um mínimo de cerca de 1:4, de cerca de 1:5, de cerca de 1:6, ou de cerca de 1:7 até um máximo de cerca de 1:8, de cerca de 1:9, de cerca de 1:10, de cerca de 1:12, ou mais.
[00025] Os blocos cortadores 220 têm cada qual uma pluralidade de contatos ou elementos de corte dispostos na superfície externa (radial) 222 dos mesmos. Em pelo menos uma modalidade, os contatos de corte dos blocos cortadores 220 podem ser ou incluir compacto de diamante policristalino ("PDC") ou semelhantes. Os contatos de corte nos blocos cortadores 220 são configurados para cortar, moer, cisalhar e/ou esmagar a parede do furo de poço 102 para aumentar o seu diâmetro quando o segundo alargador 128 estiver no estado ativo. Os blocos cortadores 220 podem também incluir uma pluralidade de almofadas estabilizadoras (não mostradas) dispostas na superfície externa (radial) 222 das mesmas. Quando os blocos cortadores 220 incluírem contatos de corte e almofadas estabilizadores, os blocos cortadores 220 podem funcionar como um estabilizador de limpeza. Quando os blocos cortadores 220 incluirem almofadas estabilizadoras, mas nenhum contato de corte, os blocos cortadores 220 podem funcionar como um estabilizador expansível.
[00026] Em pelo menos uma modalidade, um primeiro bloco cortador 220 do segundo alargador 128 pode ter uma altura diferente (como medida radialmente para fora do corpo 200) de um segundo bloco cortador (não mostrado). Por exemplo, o primeiro bloco cortador 220 pode ter uma altura maior do que o segundo bloco cortador. Nesta modalidade, o primeiro bloco cortador 220 pode agir como um estabilizador quando o segundo alargador 128 estiver no estado inativo e o primeiro bloco cortador 220 pode empurrar o corpo 200 para fora do eixo longitudinal do furo de poço 102 quando o segundo alargador 128 estiver no estado ativo, para permitir ao corte bicêntrico ocorrer. Uma unidade de controle 210, por exemplo, uma unidade de controle remoto, é disposta dentro do furo 206 do corpo 200. A unidade de controle 210 é configurada para atuar os blocos cortadores 220 do estado inativo para o estado ativo e vice-versa, como descrito em mais detalhes abaixo.
[00027] A FIG. 3 representa uma vista em corte transversal parcial da unidade de controle 210 de acordo com uma ou mais modalidades. A unidade de controle 210 pode incluir um ou mais sensores (um é mostrado: 310), um ou mais baterias 320 para fornecer energia elétrica, uma unidade eletrônica 330 e uma unidade atuadora 340. O sensor 310 é configurado para receber um ou mais sinais, por exemplo, sinais hidráulicos, transmitidos através do furo de poço 102, por exemplo, através do tubo de perfuração 110, a partir da superficie que dirigem a unidade de controle 210 para atuar o segundo alargador 128 do estado inativo para o estado ativo, ou vice-versa. Em pelo menos uma modalidade, a ferramenta de fundo de poço 100 (FIG. 1) pode incluir uma pluralidade de unidades de controle e cada unidade de controle pode enviar e/ou receber sinais diferentes. Cada unidade de controle pode ser utilizada para atuar um componente diferente (por exemplo, alargador) da ferramenta de fundo de poço 100. L
[00028] O sensor 310 pode ser ou incluir um sensor de fluxo, um sensor de pressão, um sensor de vibração ou semelhantes e os sinais podem estar na forma de pulsos/variações de fluxo, pulsos/variações de pressão ou pulsos/variações de vibração. A unidade eletrônica 330 pode interpretar os sinais recebidos pelo sensor 310. Em resposta aos sinais, a unidade eletrônica 330 pode controlar a unidade de atuador 340.
[00029] A FIG. 4 representa uma vista em corte transversal parcial da unidade de atuador 340 quando o segundo alargador 128 está no estado inativo e a FIG. 5 representa uma vista em corte transversal parcial da unidade de atuador 340 quando o segundo alargador 128 está no estado ativo de acordo com uma ou mais modalidades. A unidade de atuador 340 pode incluir um solenoide 410 tendo um eixo 412 acoplado ao mesmo. Um êmbolo ou válvula 414, por exemplo, uma válvula de haste e prato, numa porção de extremidade do eixo 412 é configurada para engatar de modo vedado numa sede de válvula 420 para evitar fluxo de fluido através da mesma quando o segundo alargador 128 estiver no estado inativo (ver FIG. 4) . O êmbolo 414 e/ou a sede de válvula 420 podem ser feitos de zircônia enrijecida em transição cerâmica, carbeto de tungsténio, diamante policristalino ou semelhantes.
[00030] Quando a unidade de controle 210 determinar que o segundo alargador 128 atuará para o estado ativo, a unidade de controle 210 dirige, por exemplo, pelo fornecimento de corrente elétrica, o solenoide 410 e o eixo 412 para mover axialmente em relação à sede de válvula 420 para permitir fluxo de fluido através da sede de válvula 420. Como mostrado, o solenoide 410 e o eixo 412 se movem em direção à primeira porção de extremidade 202 do corpo 200 (para a esquerda como mostrado na FIG. 5) uma pequena distância. A distância pode ser de cerca de 0,5 mm a cerca de 5 mm ou de cerca de 1 mm a cerca de 2,5 mm. Em outras modalidades, a distância pode ser de cerca de 5 mm a cerca de 10 mm, cerca de 10 mm a cerca de 20 mm, cerca de 20 mm a cerca de 40 mm, ou mais. Um sensor de posição 430 pode ser utilizado para determinar a posição do solenoide 410 e do eixo 412 e, assim, o estado do segundo alargador 128. 0 sensor de posição 430 pode comunicar a posição de volta para a unidade eletrônica 330 na unidade de controle 210. Tal informação de posição permite que a unidade de controle 210, para abaixar a corrente aplicada ao solenoide 410 após a abertura da válvula 414. A ação de abertura de válvula utiliza uma força de tração maior (e corrente aplicada ao solenoide 410) que manter a válvula na posição aberta. Esta redução seletiva na corrente aplicada ao solenoide 410 abaixa o consumo de energia das uma ou mais baterias 320. A saida de calor da unidade eletrônica 330 e do solenoide 410 também é reduzida. Com base no feedback do sensor de posição 430, a unidade eletrônica 330 pode reaplicar corrente ao solenoide 410 para abrir a válvula quando a unidade de atuador 340 fechar pelo menos parcialmente devido a perturbações externas, tais como choques, condições de fluxo ou pressão, ou outras causas, tal como deslocamento por mola. O estado do sensor de posição 430 pode ser transportado da unidade de controle 210 para a ferramenta de medição durante a perfuração 120 (ver FIG. 1) para transmissão furo acima, por exemplo, por meio de telemetria de pulso de lama, de modo que o ajuste do alargador possa ser monitorado.
[00031] A posição do êmbolo ou da válvula 414 deve corresponder ao último sinal recebido/comando recebido com sucesso de cima do furo. Em condições de perfuração de alto choque, o êmbolo ou a válvula 414 podem ser inadvertidamente ajustados numa posição indesejada (por exemplo, quando existe pouco ou nenhum fluxo de fluido através do furo axial 106) . A unidade eletrônica 330 monitora e/ou verifica a posição do êmbolo ou da válvula 414 via o sensor de posição 430 e compara a posição detectada com a posição desejada/esperada. Se a unidade eletrônica 330 determinar que o êmbolo ou a válvula 414 está numa posição indesejada, então, a unidade eletrônica 330 inicia uma nova atuação do atuador 340.
[00032] 0 atuador 340 pode ser disposto e projetado de modo que a atuação para a posição aberta ocorra quando existir pouco ou nenhum fluxo de fluido através do furo axial 206. Quando existir pouco ou nenhum fluxo de fluido através do furo axial 206, também pode haver pouco ou nenhum diferencial de pressão entre o furo axial 206 e o anular de poço. Assim, a válvula 414 experimenta minimos, se alguns, efeitos de autofechamento devidos ao diferencial de pressão. A atuação do atuador 340 sob efeitos minimos de autofechamento é vantajosa porque correntes menores e componentes menores podem ser usados.
[00033] Quando o solenoide 410 e o eixo 412 se movem em direção à primeira porção de extremidade 202 do corpo 200, o solenoide 410 comprime uma mola 440. Em pelo menos uma modalidade, uma unidade de travamento 450 pode fixar ou "travar" o solenoide 410 e o eixo 412 no lugar quando o segundo alargador 128 estiver no estado ativo, desse modo mantendo a mola 440 no estado comprimido. Assim, o atuador 340 pode permanecer na posição aberta sem .a aplicação de uma corrente. Um pulso de corrente de curta duração pode controlar a unidade de travamento 450 durante a abertura do atuador 340. Em outra modalidade, o solenoide 410 pode permanecer energizado até um comando de desativar ser recebido. No entanto, mesmo se uma corrente constante ou quase constante for usada para energizar o solenoide para manter o atuador 340 numa posição aberta, a corrente para manter a posição aberta será menor que a corrente para atuar o êmbolo ou a válvula 414 para a posição aberta, por exemplo, da posição fechada ou perto da posição fechada.
[00034] Uma vez que o segundo alargador 128 está no estado ativo, o fluido pode fluir radialmente para dentro através de um filtro 460. 0 filtro 460 é configurado para evitar que partículas (por exemplo, areia, aditivos de fluido de perfuração, tal como LCM, e outros contaminantes) fluam através do mesmo para a unidade de controle 210. Mais particularmente, o filtro 460 é configurado para impedir que partículas passem através do mesmo que impediriam o êmbolo ou a válvula 414 de vedar contra a sede de válvula 420 ou obstruiriam o canal ou o orifício 234 (ver FIG. 6) . O filtro 460 pode ser construído de um fio trapezoidal de envoltório, como utilizado no controle de areia. A superfície externa do filtro 460 pode ser mantida limpa assegurando que a velocidade da lama em torno do filtro 460 seja suficiente (por exemplo, acima de 20 pés/segundo). Assim, o restritor de fluxo pode ser escolhido de acordo com a taxa de fluxo de fluido para manter a velocidade de fluxo suficiente para autolimpeza do filtro. Uma vez através do filtro 460, o fluido pode, então, fluir em direção à primeira porção de extremidade 202 do corpo 200, através da sede de válvula 420 (agora não obstruída pelo êmbolo 414) e através de um tubo de fluxo 470 em direção à segunda porção de extremidade 204 do corpo 200. O caminho de fluxo do fluido é indicado pelas setas 472 na FIG. 5.
[00035] Quando a unidade de controle 210 determinar que o segundo alargador 128 atuará de volta para o estado inativo, a unidade de controle 210 desenergiza o solenoide 410 (ou a unidade de travamento 450 libera o solenoide 410) e a mola comprimida 440 move o solenoide 410 e o eixo 412, desse modo movendo o êmbolo 414 de volta para um engate de vedação com a sede de válvula 420 para uma vez mais evitar fluxo de fluido através da sede de válvula 420 e do tubo de fluxo 470.
[00036] Em outra modalidade, em vez de um eixo 412 e um êmbolo 414 que se movem axialmente com respeito a uma sede de válvula 420, uma válvula rotativa (não mostrada) pode ser utilizada para bloquear e/ou permitir fluxo de fluido através da mesma e para o tubo de fluxo 470. Por exemplo, a válvula rotativa pode incluir primeiro e segundo componentes que têm cada qual aberturas axiais formadas através dos mesmos que são formadas circunferencialmente deslocadas uma da outra. Quando a unidade de controle 210 determinar que o segundo alargador 128 atuará para o estado ativo, a unidade de controle 210 faz com que o primeiro componente gire em relação ao segundo componente, de modo que as aberturas no primeiro e no segundo componentes fiquem alinhadas, desse modo formando um caminho de fluxo através dos mesmos para o tubo de fluxo 470. Quando a unidade de controle 210 determinar que o segundo alargador 128 atuará de volta para o estado inativo, a unidade de controle 210 faz com que o primeiro componente gire em relação ao segundo componente de modo que as aberturas no primeiro e no segundo componentes não estejam mais alinhadas, desse modo obstruindo o fluxo de fluido para o tubo de fluxo 470.
[00037] As FIGS. 6 e 7 representam vistas em corte transversal parcial do segundo alargador 128 no estado inativo de acordo com uma ou mais modalidades. 0 tubo de fluxo 470 pode ser acoplado e estar em comunicação de fluido com um mandril 230 disposto dentro do furo 206 do corpo 200. O mandril 230 pode ter um ou mais orificios 232 formados radialmente através do mesmo. Por exemplo, os mandris 230 podem incluir uma pluralidade de orificios 232 que são circunferencialmente deslocados um do outro. Quando o segundo alargador 128 estiver no estado inativo, uma luva anular 240 disposta radialmente para fora do mandril 230 é axialmente alinhada com os orificios 232 e impede o fluxo de fluido através dos mesmos. Isto faz com que os blocos cortadores 220 sejam posicionados no estado inativo, como mostrado na FIG. 6.
[00038] As FIGS. 8 e 9 representam vistas em corte transversal parcial do segundo alargador 128 no estado ativo de acordo com uma ou mais modalidades. Quando o segundo alargador 128 é atuado para o estado ativo, fluido flui através da sede de válvula 420 (ver FIG. 5) e do tubo de fluxo 470 em direção à segunda porção de extremidade 204 do corpo 200 (para a direita como mostrado nas FIGS. 8 e 9) . O fluido, então, flui radialmente para fora através de um canal 234 formado no mandril 230 para uma primeira câmara 236. À medida que o fluido flui para a primeira câmara 236, a pressão na primeira câmara 236 aumenta. Este aumento na pressão faz um primeiro pistão 242 se mover axialmente em direção à segunda porção de extremidade 204 do corpo 200 (para a direita como mostrado nas FIGS. 8 e 9) . O movimento do primeiro pistão 242 faz a luva 240 se mover também axialmente em direção à segunda porção de extremidade 204 do corpo 200, desse modo comprimindo a mola 246. Em pelo menos uma modalidade, o primeiro pistão 242 e a luva 240 podem ser um único componente.
[00039] Uma pluralidade de vedações (cinco são mostradas: 248-1, 248-2, 248-3, 248-4, 248-5) pode impedir que fluido vaze entre componentes adjacentes. As vedações 248-1, 248-2, 248-3, 248-4, 248-5 podem ser dinâmicas e configuradas para mover com o primeiro pistão 242 e/ou a luva 240.
[00040] Quando o primeiro pistão 242 e a luva 240 se movem em direção à segunda porção de extremidade 204 do corpo 200, a luva 240 revela os um ou mais orificios 232 no mandril 230 e um ou mais orificios 244 formados radialmente através do primeiro pistão 242 ficam alinhados com os um ou mais orificios 232 no mandril 230. Quando os orificios 232, 244 estão alinhados, o fluido pode fluir de um furo 238 no mandril 230 através dos orificios 232, 244 e para uma segunda câmara 250. À medida que o fluido flui para a segunda câmara 250, a pressão na segunda câmara 250 aumenta. A pressão na primeira câmara 236 e na segunda câmara 250 pode igualar e o fluxo no tubo de fluxo 470 pode se tornar estagnado. O aumento na pressão faz um segundo pistão 252 se mover axialmente em direção á primeira porção de extremidade 202 do corpo 200 (para a esquerda como mostrado nas FIGS. 8 e 9) . O movimento do segundo pistão 252 faz com que um anel de acionamento 254 também se mova axialmente em direção à primeira porção de extremidade 202 do corpo 200. 0 anel de acionamento 254 exerce uma força nos blocos cortadores 220 numa direção para a primeira porção de extremidade 202 do corpo 200.
[00041] Quando o anel de acionamento 254 exerce a força axial nos blocos cortadores 220 numa direção para a primeira porção de extremidade 202 do corpo 200, o engate das estrias 224 nos blocos cortadores 220 e nas ranhuras no corpo 200 faz os blocos cortadores 220 se moverem simultaneamente axialmente em direção à primeira porção de extremidade 202 do corpo 200 e radialmente para fora. O movimento resultante pode estar em um ângulo entre cerca de 15° e cerca de 25°, ou cerca de 17° e cerca de 23° em relação ao eixo longitudinal através do corpo 200. Este movimento dos blocos cortadores 220 faz a transição do segundo alargador 128 para o estado ativo. Quando o segundo alargador 128 estiver no estado ativo, os blocos cortadores 220 são posicionados como mostrado na FIG. 8, de modo que as superficies externas (radiais) 222 dos blocos cortadores 220 estejam radialmente para fora da superfície externa (radial) 208 do corpo 200.
[00042] As FIGS. 10, 11 e 12 representam o primeiro e o segundo alargadores 116, 128 aumentando o diâmetro do furo de poço 102 de acordo com uma ou mais modalidades. Em operação, o tubo de perfuração 110 passa a ferramenta de fundo de poço 100 com o primeiro e o segundo alargadores 116, 128 acoplados à mesma para o furo de poço 102. O primeiro e o segundo alargadores 116, 128 podem estar no estado inativo quando a broca 136 perfura o furo de poço 102 até um primeiro diâmetro de "furo piloto" 140. O primeiro diâmetro 140 pode estar entre cerca de 5 cm e cerca de 15 cm, entre cerca de 10 cm e cerca de 20 cm, entre cerca de 15 cm e cerca de 25 cm, entre cerca de 20 cm e cerca de 30 cm, entre cerca de 25 cm e cerca de 35 cm, ou mais. Por exemplo, o primeiro diâmetro 140 pode estar entre cerca de 16 cm e cerca de 20 cm, entre cerca de 18 cm e cerca de 22 cm, entre cerca de 20 cm e cerca de 24 cm, entre cerca de 22 cm e 26 cm, ou entre cerca de 24 cm e cerca de 28 cm.
[00043] Após a broca de perfuração 136 perfurar o furo de poço 102 até a profundidade desejada, o primeiro alargador 116 pode ser atuado para o estado ativo, como mostrado na FIG. 10. Quando o primeiro alargador 116 estiver no estado ativo, o tubo de perfuração 110 pode puxar a ferramenta de fundo de poço 100 de volta para a superficie (isto é, para cima, como mostrado pela seta 146) . Quando o primeiro alargador 116 se move para cima, os blocos cortadores 117 (agora expandidos radialmente para fora) cortam ou moem a parede do furo de poço 102 para aumentar o diâmetro de uma primeira porção 150 do furo de poço 102 a partir do primeiro diâmetro 140 para um segundo diâmetro 142. A primeira porção 150 do furo de poço 102 se estende para cima a partir da posição do primeiro alargador 116 quando a broca de perfuração 136 é posicionada perto da base 103 do furo de poço 102. O segundo diâmetro 142 pode estar entre cerca de 10 cm e cerca de 20 cm, entre cerca de 15 cm e cerca de 25 cm, entre cerca de 20 cm e cerca de 30 cm, entre cerca de 25 cm e cerca de 35 cm, entre cerca de 30 cm e cerca de 40 cm, ou mais.
[00044] Embora não mostrado, em outra modalidade, após a broca de perfuração 136 perfurar o furo de poço 102 até a profundidade desejada, o tubo de perfuração 110 pode puxar a ferramenta de fundo de poço 100 de volta para a superficie (isto é, para cima, como mostrado pela seta 146) . 0 primeiro alargador 116 pode, então, ser atuado para o estado ativo e o tubo de perfuração 110 pode, então, baixar a ferramenta de fundo de poço 100. Quando o primeiro alargador 116 se move para baixo, os blocos cortadores 117 (agora expandidos radialmente para fora) cortam ou moem a parede do poço 102 como descrito acima.
[00045] Embora não mostrado, em ainda outra modalidade, o primeiro alargador 116 pode estar no estado ativo quando a broca de perfuração 136 perfura o furo de poço 102 até o primeiro diâmetro de "furo piloto" 140 - isto é, alargamento de um passe (também conhecido como o alargamento de furo durante a perfuração ou "HEWD"). 0 segundo alargador 128 pode estar no estado inativo durante esta fase de perfuração inicial.
[00046] Após o primeiro alargador 116 ter aumentado o diâmetro da primeira porção 150 do furo de poço 102 (por exemplo, durante ou após a perfuração do furo de poço 102 com broca de perfuração 136), o primeiro alargador 116 pode ser atuado para o estado inativo e o segundo alargador 128 ser atuado para o estado ativo, como mostrado na FIG. 11. O segundo alargador 128 pode ser posicionado dentro da primeira porção 150 do furo de poço 102 quando atuado para o estado ativo; no entanto, em outra modalidade, o segundo alargador 128 pode também ser posicionado dentro de uma segunda porção 152 do furo de poço 102 quando atuado para o estado ativo. A segunda porção 152 do furo de poço 102 se estende da posição do primeiro alargador 116 para a posição do segundo alargador 128 quando a broca de perfuração 136 é posicionada perto da base 103 do furo de poço 102. A segunda porção 152 do furo de poço 102 é também conhecida como o "buraco do rato".
[00047] Ainda com referência às FIGS. 10, 11 e 12, com referência adicional agora às FIGS. 1 a 9, para atuar o segundo alargador 128 para o estado ativo, um ou mais sinais são enviados pelo furo de poço 102 da superficie e recebidos pelo sensor 310 na unidade de controle 210. Em pelo menos uma modalidade, a taxa de fluxo de fluido através do furo axial 106 é consideravelmente reduzida (ou mesmo interrompida) depois de receber os sinais necessários para a unidade de controle 210. Essa condição de fluxo pode ser mantida durante um periodo de tempo curto, por exemplo, durante cerca de 15 minutos. A unidade eletrônica 330 interpreta os sinais e faz com que o solenoide 410 e o eixo 412 se afastem da sede de válvula 420, desse modo removendo o engate de vedação entre o êmbolo 414 e a sede de válvula 420. O fluido pode, então, fluir através do filtro 460, da sede de válvula 420 (agora desobstruída), do tubo de fluxo 470 e do canal 234. À medida que o fluido entra na primeira câmara 236, o fluido faz o primeiro pistão 242 e a luva 240 se moverem de modo que a luva 240 descubra os orifícios 232 no mandrel 230. Os orifícios 232 no mandril 230 ficam alinhados com os orifícios 244 no primeiro pistão 242 de modo que o fluido escoe do furo 238 no mandril 230 através dos orifícios 232, 244 e para a segunda câmara 250. O fluido fluindo para a segunda câmara 250 faz o segundo pistão 252 mover o anel de acionamento 254 . O anel de acionamento 254 move os blocos cortadores 220 axialmente para a primeira porção de extremidade 202 do corpo 200 e radialmente para fora, desse modo fazendo a transição do segundo alargador 128 para o estado ativo.
[00048] Uma vez que o segundo alargador 128 está no estado ativo, o tubo de perfuração 110 pode mover a ferramenta de fundo de poço 100 para longe da superfície (por exemplo, para baixo, como mostrado pela seta 148) . À medida que o segundo alargador 128 se move para baixo, os blocos cortadores 220 (agora expandidos radialmente para fora) cortam ou moem a parede do furo de poço 102 para aumentar o diâmetro da segunda porção 152 do furo de poço 102 do primeiro diâmetro 140 para um terceiro diâmetro 144, como mostrado na FIG. 12. O terceiro diâmetro 144 pode estar entre cerca de 10 cm e cerca de 20 cm, entre cerca de 15 cm e cerca de 25 cm, entre cerca de 20 cm e i cerca de 30 cm, entre cerca de 25 cm e cerca de 35 cm, entre cerca de 30 cm e cerca de 40 cm, ou mais. Por exemplo, o terceiro diâmetro 144 pode estar entre cerca de 19 cm e cerca de 23 cm, entre cerca de 21 cm e cerca de 25 cm, entre cerca de 23 cm e cerca de 27 cm, entre cerca de 25 cm e cerca de 29 cm, ou entre cerca de 27 cm e cerca de 31 cm. A razão do segundo e/ou do terceiro diâmetros 142, 144 para o primeiro diâmetro 140 pode estar entre cerca de 1,05:1 e cerca de 1,15:1, entre cerca de 1,1:1 e cerca de 1,2:1, entre cerca de 1,15:1 e cerca de 1,25:1, entre cerca de 1,2:1 e cerca de 1,3:1, entre cerca de 1,25:1 e cerca de 1,35:1, entre cerca de 1,3:1 e cerca de 1,5:1, ou mais. Como mostrado, o segundo e o terceiro diâmetros 142, 144 são os mesmos; no entanto, em outra modalidade eles podem ser diferentes.
[00049] O primeiro e o segundo alargadores 116, 128 podem ser operados de forma independente ou em conjunto. A ordem na qual o primeiro e o segundo alargadores 116, 128 são atuados para o estado ativo é meramente ilustrativa. Por exemplo, em outra modalidade, o segundo alargador 128 pode ser atuado para o estado ativo antes de o primeiro alargador 116, ou o primeiro e o segundo alargadores 116, 128 podem ser atuados simultaneamente. Além disso, a direção (axial) na qual a ferramenta de fundo de poço 100 se move quando o primeiro e o segundo alargadores 116, 128 estão no estado ativo é meramente ilustrativa. Por exemplo, em outra modalidade, a ferramenta de fundo de poço 100 pode se afastar da superfície (isto é, para baixo, como mostrado pela seta 148) para aumentar o diâmetro da primeira porção 150 do furo de poço 102 quando o primeiro alargador 116 estiver no estado ativo e/ou a ferramenta de fundo de poço 100 pode se mover em direção à superfície (isto é, para cima, como mostrado pela seta 146) para aumentar a segunda porção 152 do furo de poço 102 quando o segundo alargador 128 estiver no estado ativo. Assim, como pode ser apreciado, existem muitos métodos possiveis para expandir a segunda porção 152 do furo de poço 102 combinando ou modificando a direção de perfuração com o controle de um ou de ambos os alargadores 116, 128.
[00050] Após o segundo alargador 128 ter aumentado o diâmetro da segunda porção 152 do furo de poço 102, o segundo alargador 128 é atuado para o estado inativo. Para atuar o segundo alargador 128 de volta ao estado inativo, um ou mais sinais são enviados para baixo do furo de poço 102 da superficie e recebidos pelo sensor 310. A unidade eletrônica 330 interpreta os sinais e faz o solenoide 410 e o eixo 412 se moverem de volta para a sede de válvula 420, de modo que o êmbolo 414 engate de modo vedado na sede de válvula 420, desse modo impedindo o fluxo de fluido através da sede de válvula 420 e do tubo de fluxo 470.
[00051] Com o fluxo de fluido para o canal 234 e a primeira câmara 236 cortado, a força exercida pela mola comprimida 246 supera a força exercida pela (agora decrescente) pressão na primeira câmara 236. Isto faz com que o primeiro pistão 242 e a luva 240 se movam para a primeira porção de extremidade 202 do corpo 200, de modo que a luva 240 bloqueie fluxo de fluido através dos orificios 232 no mandril 230. Com o fluxo de fluido para a segunda câmara 250 cortado, a força exercida pela mola comprimida 260 (ver FIG. 8) supera a força exercida pela (agora decrescente) pressão na segunda câmara 250. Isto faz com que uma mola comprimida 260 e um anel de batente 262 (ver FIG. 8) movam os blocos cortadores 220 axialmente para a segunda porção de extremidade 204 do corpo 200 e radialmente para dentro, desse modo fazendo a transição do segundo alargador 128 de volta ao estado inativo.
[00052] Como aqui utilizados, os termos "interno" e "externo"; "acima" e "abaixo"; "superior" e "inferior"; "para cima" e "para baixo"; "em cima" e "embaixo"; "para dentro" e "para fora"; e outros termos semelhantes, como aqui utilizados, se referem a posições relativas entre si e não têm a intenção de denotar uma determinada direção ou orientação espacial. Os termos "acoplar", "acoplado", "conectar", "conexão", "conectado", "em conexão com" e "conectando" se referem a "em conexão direta com" ou "em conexão com via um ou mais elementos ou membros intermediários".
[00053] Embora o precedente seja dirigido a modalidades da presente invenção, outras e mais modalidades da invenção podem ser imaginadas sem se afastar do escopo básico da mesma.

Claims (16)

1. Alargador (128) para aumentar um diâmetro de um furo de poço (102), caracterizado pelo fato de que compreende: um corpo (200) tendo um furo axial (206) se estendendo pelo menos parcialmente através do mesmo; um mandril (230) disposto dentro do furo (206) do corpo (200) e tendo um orifício (232) formado radialmente através do mesmo, o mandril (230) incluindo adicionalmente um canal (234) que se entende radialmente através do mesmo proporcionando um caminho de comunicação de fluido entre um tubo de fluxo (470) e uma câmara (236); uma luva (240) disposta radialmente para fora do mandril (230) e configurada para mover axialmente em relação ao mandril (230) de uma primeira posição para uma segunda posição, quando o fluido entra na câmara (236) a partir do canal (234), a luva (240) bloqueando fluxo de fluido através do orifício (232) no mandril (230) quando na primeira posição e a luva (240) sendo deslocada axialmente do orifício (232) no mandril (230) quando na segunda posição; o tubo de fluxo (470) acoplado ao mandril (230), a luva (240) disposta e projetada para mover da primeira posição para a segunda posição quando o fluido flui através do tubo de fluxo (470); e um bloco cortador (220) acoplado de modo móvel ao corpo (200), uma superfície externa (222) do bloco cortador (220) estando alinhada com, ou posicionada radialmente para dentro de, uma superfície externa (208) do corpo (200) quando a luva (240) está na primeira posição, e a superfície externa (222) do bloco cortador (220) estando posicionada radialmente para fora da superfície externa (208) do corpo quando a luva (240) está na segunda posição.
2. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um pistão (242) disposto radialmente para fora do mandril (230) e próximo da luva (240), em que uma câmara (236) é definida entre o pistão (242) e o mandril (230).
3. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que quando o fluido entra na câmara, o fluido faz com que o pistão (242) e a luva (240) se movam axialmente em relação ao corpo (200), de modo que a luva (240) descubra o orifício (232) do mandril (230).
4. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o pistão (242) move a luva (240) da primeira posição para a segunda posição quando o fluido flui do tubo de fluxo (470), através do canal (234), e para a câmara (236).
5. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o pistão (242) tem um orifício (244) formado radialmente através do mesmo e em que o orifício (244) no pistão (242) está alinhado com o orifício (232) no mandril (230) quando a luva (240) está na segunda posição.
6. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que compreende ainda primeira e segunda vedações (248-1, 248-2, 248-3, 248-4) dispostas entre pelo menos um de: o pistão (242) e o mandril (230), em que a câmara (236) está disposta entre a primeira vedação (248-1) e a segunda vedação (2482, 248-3); ou a luva (240) e o mandril (230), em que o orifício (232) no mandril (230) está disposto entre a primeira vedação (248-1, 2482, 248-3) e a segunda vedação (248-4) quando a luva (240) está na primeira posição.
7. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda uma mola (24 6) disposta entre o mandril (230) e o corpo (200), em que a mola (246) é comprimida quando a luva (240) move da primeira posição para a segunda posição.
8. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o bloco cortador (220) é configurado para expandir o diâmetro do furo de poço (102) de um primeiro diâmetro, quando a luva (240) está na primeira posição, para um segundo diâmetro, quando a luva (240) está na segunda posição, e em que uma razão do segundo diâmetro para o primeiro diâmetro está entre 1,15:1 e 1,30:1.
9. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: uma unidade de controle (210) disposta dentro do furo (206) do corpo (200), a unidade de controle (210) compreendendo: um sensor (310) configurado para receber um sinal transmitido através do furo de poço (102), o sensor (310) sendo selecionado de um grupo consistindo em um sensor de fluxo, um sensor de pressão, um sensor de vibração e uma combinação dos mesmos; um sistema eletrônico de controle (330) capaz de processar o sinal transmitido através do furo de poço (102) e recebido pelo sensor (310); uma sede de válvula (420); e um êmbolo (414) operado pelo sistema eletrônico de controle (330) e configurado para mover axialmente em relação à sede de válvula (420) em resposta ao sinal recebido pelo sensor (310), o êmbolo (414) bloqueando fluxo de fluido através da sede de válvula (420), quando numa primeira posição, e o êmbolo (414) sendo deslocado axialmente da sede de válvula (420), quando em uma segunda posição, em que o tubo de fluxo (470) é acoplado à sede de válvula (420) e configurado para ter fluxo de fluido através do mesmo quando o êmbolo (414) está na segunda posição; em que o mandril (230) é acoplado ao tubo de fluxo (470) e o canal (234) está em comunicação de fluido com o tubo de fluxo (470); e a luva (240) é configurada para mover axialmente em relação ao mandril (230) da primeira posição para a segunda posição, quando o fluido flui através do tubo de fluxo (470) e o canal (234), a luva (240) bloqueando fluxo de fluido através do orifício (232) no mandril (230), quando na primeira posição, e a luva (240) sendo axialmente deslocada do orifício (232) no mandril (230), quando na segunda posição.
10. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos um de: um solenoide (410) configurado para mover o êmbolo (414) axialmente com respeito à sede de válvula (420) em resposta ao sinal recebido pelo sensor (310); ou um filtro (460) disposto radialmente para fora do tubo de fluxo (470), em que o fluido flui através do filtro (460) e da sede de válvula (420) quando o êmbolo (414) está na segunda posição.
11. Alargador (128), de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o fluido flui através do furo (206) do corpo (200) para uma broca de perfuração (136) acoplada ao corpo independentemente da posição da luva (240).
12. Método para aumentar um diâmetro de um furo de poço (102), caracterizado pelo fato de que compreende: passar uma ferramenta de fundo de poço (100) para um furo de poço (102), a ferramenta de fundo de poço (100) incluindo um alargador (128) tendo um corpo (200) e um mandril (230) disposto dentro de um furo (206) do corpo (200); transmitir um sinal através do furo de poço (102) para um sensor (310) disposto dentro do furo (206) do corpo (200); mover um êmbolo (414) disposto dentro do furo (206) do corpo (200) de uma primeira posição para uma segunda posição em resposta ao sinal recebido pelo sensor (310), o êmbolo (414) bloqueando fluxo de fluido através de uma sede de válvula (420), quando na primeira posição, e o êmbolo (414) sendo axialmente deslocado da sede de válvula (420), quando na segunda posição; fluir fluido através da sede de válvula (420), através de um tubo de fluxo (470) acoplado fluidamente à sede de válvula (420), e através de um canal (234) disposto no mandril (230) acoplado fluidamente ao tubo de fluxo (470), quando o êmbolo (414) está na segunda posição; mover uma luva (240) disposta radialmente para fora do mandril (230) de uma primeira posição para uma segunda posição em resposta ao fluido fluindo através do canal (234) disposto no mandril (230) do tubo de fluxo (470), a luva (240) bloqueando um orifício (232) formado radialmente através do mandril (230), quando na primeira posição, e a luva (240) sendo axialmente deslocada do orifício (232) no mandril (230), quando na segunda posição; e mover um bloco cortador (220) acoplado ao corpo (200) radialmente para fora em resposta à luva (240) se movendo da primeira posição para a segunda posição.
13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: fluir o fluido do tubo de fluxo (470), através do canal (234) disposto através do mandril (230), e para uma primeira câmara (236) definida entre o mandril (230) e um pistão (242); mover o pistão (242) em resposta ao fluido fluindo para a primeira câmara, em que o pistão (242) move a luva (240) da primeira posição para a segunda posição; e alinhar um orifício (244) formado radialmente através do pistão (242) com o orifício (232) no mandril (230) quando a luva (240) está na segunda posição.
14. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: fluir o fluido através do orifício (232) no mandril (230) e do orifício (244) no pistão (242) e para uma segunda câmara (250); e equalizar uma pressão do fluido na primeira câmara (236) e do fluido na segunda câmara (250).
15. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende ainda mover um solenoide (410) acoplado ao êmbolo (414) em resposta ao sinal recebido pelo sensor (310), em que o solenoide (410) move o êmbolo (414) da primeira posição para a segunda posição.
16. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o alargador (128) está configurado para estabilizar a ferramenta de fundo de poço (100) dentro do furo de poço (102), quando a luva (240) está na primeira posição, e em que o alargador (128) está configurado para aumentar o diâmetro do furo de poço (102), quando a luva (240) está na segunda posição.
BR112015023687-1A 2013-03-15 2014-03-14 Alargador para aumentar um diâmetro de um furo de poço, e método para aumentar um diâmetro de um furo de poço BR112015023687B1 (pt)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361788234P 2013-03-15 2013-03-15
US61/788,234 2013-03-15
US14/208,512 US9528324B2 (en) 2013-03-15 2014-03-13 Underreamer for increasing a wellbore diameter
US14/208,512 2014-03-13
PCT/US2014/027527 WO2014152609A1 (en) 2013-03-15 2014-03-14 Underreamer for increasing a wellbore diameter

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BR112015023687A2 BR112015023687A2 (pt) 2018-02-06
BR112015023687B1 true BR112015023687B1 (pt) 2022-04-19

Family

ID=51522444

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BR112015023687-1A BR112015023687B1 (pt) 2013-03-15 2014-03-14 Alargador para aumentar um diâmetro de um furo de poço, e método para aumentar um diâmetro de um furo de poço

Country Status (5)

Country Link
US (4) US9528324B2 (pt)
EP (2) EP2971435B1 (pt)
BR (1) BR112015023687B1 (pt)
CA (1) CA2904398C (pt)
WO (2) WO2014152699A1 (pt)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2465504C (en) 2008-06-27 2019-12-25 Rasheed Wajid Expansion and sensing tool
US9528324B2 (en) * 2013-03-15 2016-12-27 Smith International, Inc. Underreamer for increasing a wellbore diameter
EP3055480B1 (en) 2013-10-12 2020-01-01 iReamer, LLC Intelligent reamer for rotary/slidable drilling system and method
US11970930B2 (en) 2013-10-12 2024-04-30 Mark May Intelligent circulating sub for rotary/sliding drilling system and method
US20150144401A1 (en) * 2013-11-27 2015-05-28 Smith International, Inc. Hydraulically actuated tool with electrical throughbore
US10214980B2 (en) 2014-06-30 2019-02-26 Schlumberger Technology Corporation Measuring fluid properties in a downhole tool
US9638025B2 (en) 2015-01-20 2017-05-02 Hpc Energy Technologies Ltd. Mud pulser with poppet valve, having linear displacement determination means
US10301907B2 (en) * 2015-09-28 2019-05-28 Weatherford Netherlands, B.V. Setting tool with pressure shock absorber
US10450820B2 (en) * 2017-03-28 2019-10-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method and apparatus for swarf disposal in wellbores
US11566481B2 (en) 2017-07-17 2023-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary valve with valve seat engagement compensation
US10982976B2 (en) * 2019-02-27 2021-04-20 The Boeing Company Plug gauge and associated system and method for taking multiple simultaneous diametric measurements
JP7368011B2 (ja) * 2019-04-17 2023-10-24 メティスモーション ゲゼルシャフト ミット ベシュレンクテル ハフツング アクチュエータ装置用のストローク伝達器
CN110067543B (zh) * 2019-05-30 2019-11-26 大庆华油石油科技开发有限公司 一种依靠电磁驱动实现开关的配水器
US11913327B2 (en) * 2019-10-31 2024-02-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole rotating connection
US11933108B2 (en) * 2019-11-06 2024-03-19 Black Diamond Oilfield Rentals LLC Selectable hole trimmer and methods thereof
CN111058807A (zh) * 2020-01-09 2020-04-24 蔡鹏� 用于海上油田的井下电控配水工具
US11506809B2 (en) 2020-05-29 2022-11-22 Saudi Arabian Oil Company System and method for acoustically imaging wellbore during drilling
CN113847017B (zh) * 2021-09-28 2022-08-12 西南石油大学 一种适用于气体钻井的压力脉冲随钻通讯系统及方法
CN117090545B (zh) * 2023-10-16 2024-01-26 华运隆腾机械制造有限公司 一种精细分注数控智能配水器

Family Cites Families (67)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2894590A (en) 1957-05-22 1959-07-14 Double J Breaker Co Soil breaker
US3053087A (en) 1957-08-06 1962-09-11 Foxboro Co Flowmeter
US3163038A (en) 1960-05-04 1964-12-29 Jersey Prod Res Co Borehole flowmeter
US3162042A (en) 1960-06-20 1964-12-22 Schlumberger Well Surv Corp Flowmeter apparatus
US3238776A (en) 1960-11-23 1966-03-08 Potter David Magie Turbine flowmeter
US3542441A (en) 1968-03-28 1970-11-24 Westinghouse Electric Corp Controlled clearance self-aligning bearing
GB1452752A (en) * 1972-10-16 1976-10-13 Sumitomo Metal Mining Co Method of pulling-up the cutting head of drilling apparatus
US4285253A (en) 1980-01-24 1981-08-25 Edling Theodore L Mechanical steel for sharpening blades
JPS56138423A (en) 1980-04-01 1981-10-29 Toyota Motor Corp Structure of bearing of turbosupercharger
GB2102129A (en) 1981-07-17 1983-01-26 Flight Refueling Ltd Fluid flow meters using Wiegand effect devices
US4560014A (en) 1982-04-05 1985-12-24 Smith International, Inc. Thrust bearing assembly for a downhole drill motor
US4566317A (en) 1984-01-30 1986-01-28 Schlumberger Technology Corporation Borehole flow meter
US4825421A (en) 1986-05-19 1989-04-25 Jeter John D Signal pressure pulse generator
KR910000358B1 (ko) 1986-09-30 1991-01-24 오사까 가스 주식회사 터어빈식 유량계
EP0282297A1 (en) 1987-03-10 1988-09-14 British Aerospace Public Limited Company Fluid film journal bearings
US5228786A (en) 1987-12-15 1993-07-20 Koyo Seiko Co., Ltd. Full type ball bearing for turbochargers
US4871301A (en) 1988-02-29 1989-10-03 Ingersoll-Rand Company Centrifugal pump bearing arrangement
US5109705A (en) 1989-03-13 1992-05-05 Masyagutov Robert G Turbine rate-of-flow transducer
US4902144A (en) 1989-05-02 1990-02-20 Allied-Signal, Inc. Turbocharger bearing assembly
WO1995005581A1 (en) 1993-08-13 1995-02-23 Daniel Industries, Inc. Closely coupled, dual turbine volumetric flow meter
US5450760A (en) 1993-10-18 1995-09-19 Lew; Hyok S. Turbine flowmeter with capacitive transducer
US5533811A (en) 1995-02-14 1996-07-09 Quantum Corporation Hydrodynamic bearing having inverted surface tension seals
US5685797A (en) 1995-05-17 1997-11-11 United Technologies Corporation Coated planet gear journal bearing and process of making same
US5683185A (en) 1996-08-15 1997-11-04 Ingersoll-Dresser Pump Company Journal bearing retainer system with eccentric lock
US6002643A (en) 1997-08-19 1999-12-14 Computalog Limited Pulser
US6920944B2 (en) 2000-06-27 2005-07-26 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for drilling and reaming a borehole
US6109372A (en) 1999-03-15 2000-08-29 Schlumberger Technology Corporation Rotary steerable well drilling system utilizing hydraulic servo-loop
US6732817B2 (en) * 2002-02-19 2004-05-11 Smith International, Inc. Expandable underreamer/stabilizer
US6732617B2 (en) 2002-05-21 2004-05-11 Hand Tool Design Corporation Replaceable tool tip
FR2842903B1 (fr) 2002-07-23 2004-11-19 Schlumberger Services Petrol Dispositif a helice pour acquisition de donnees dans un ecoulement
FR2842902B1 (fr) 2002-07-23 2004-11-19 Schlumberger Services Petrol Helice pour acquisition de donnees dans un ecoulement
US7036611B2 (en) * 2002-07-30 2006-05-02 Baker Hughes Incorporated Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use
US7493971B2 (en) 2003-05-08 2009-02-24 Smith International, Inc. Concentric expandable reamer and method
GB2438560A (en) 2005-03-16 2007-11-28 Philip Head Well bore sensing
US7517154B2 (en) 2005-08-11 2009-04-14 Mckeirnan Jr Robert D Turbocharger shaft bearing system
US7401572B2 (en) 2006-03-01 2008-07-22 Donehue Wade L View around flow indicator
CA2544457C (en) 2006-04-21 2009-07-07 Mostar Directional Technologies Inc. System and method for downhole telemetry
US7793499B2 (en) 2006-10-25 2010-09-14 Honeywell International Inc. Bearing spacer and housing
US8657039B2 (en) 2006-12-04 2014-02-25 Baker Hughes Incorporated Restriction element trap for use with an actuation element of a downhole apparatus and method of use
US7600419B2 (en) 2006-12-08 2009-10-13 Schlumberger Technology Corporation Wellbore production tool and method
CN101285476A (zh) 2007-04-13 2008-10-15 富准精密工业(深圳)有限公司 散热风扇
CA2687739C (en) * 2007-06-05 2014-05-27 Halliburton Energy Services, Inc. A wired smart reamer
US20090114448A1 (en) 2007-11-01 2009-05-07 Smith International, Inc. Expandable roller reamer
US8540035B2 (en) 2008-05-05 2013-09-24 Weatherford/Lamb, Inc. Extendable cutting tools for use in a wellbore
GB2465504C (en) 2008-06-27 2019-12-25 Rasheed Wajid Expansion and sensing tool
US20100116034A1 (en) 2008-11-13 2010-05-13 E. I. Dupont De Nemours And Company Apparatus for measurement of in-situ viscosity
GB2466457B (en) 2008-12-19 2011-11-16 Schlumberger Holdings Rotating flow meter
US20100309746A1 (en) 2009-06-05 2010-12-09 Andersson Per-Olof K Ultraclean Magnetic Mixer with Shear-Facilitating Blade Openings
US8881833B2 (en) 2009-09-30 2014-11-11 Baker Hughes Incorporated Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation
US9175520B2 (en) 2009-09-30 2015-11-03 Baker Hughes Incorporated Remotely controlled apparatus for downhole applications, components for such apparatus, remote status indication devices for such apparatus, and related methods
US9062531B2 (en) 2010-03-16 2015-06-23 Tool Joint Products, Llc System and method for measuring borehole conditions, in particular, verification of a final borehole diameter
GB2482021B (en) 2010-07-16 2017-09-20 Sondex Wireline Ltd Fluid flow sensor
US8365820B2 (en) 2010-10-29 2013-02-05 Hall David R System for a downhole string with a downhole valve
US20120273187A1 (en) 2011-04-27 2012-11-01 Hall David R Detecting a Reamer Position through a Magnet Field Sensor
US8845271B2 (en) 2011-05-31 2014-09-30 William E. Woollenweber Turbocharger bearing system
US8881798B2 (en) 2011-07-20 2014-11-11 Baker Hughes Incorporated Remote manipulation and control of subterranean tools
US9500231B2 (en) 2011-09-30 2016-11-22 Williams International Co., L.L.C. Fractured-outer-race full-complement ball-bearing system incorporated in a turbocharger assembly
KR101250624B1 (ko) 2011-11-17 2013-04-03 삼성전기주식회사 유체 동압 베어링 어셈블리 및 이를 포함하는 모터
US20130206401A1 (en) * 2012-02-13 2013-08-15 Smith International, Inc. Actuation system and method for a downhole tool
RU2015111661A (ru) 2012-09-18 2016-10-20 Боргварнер Инк. Уплотнение вала турбонагнетателя
US9726589B2 (en) 2013-03-14 2017-08-08 M-I L.L.C. Apparatus and method to measure a property of wellbore fluid
US9528324B2 (en) * 2013-03-15 2016-12-27 Smith International, Inc. Underreamer for increasing a wellbore diameter
ITFI20130092A1 (it) 2013-04-24 2014-10-25 Nuovo Pignone Srl "rotating machinery with adaptive bearing journals and methods of operating"
CA2912437C (en) 2013-05-13 2019-03-05 Weatherford Technology Holdings, Llc Method and apparatus for operating a downhole tool
US10214980B2 (en) 2014-06-30 2019-02-26 Schlumberger Technology Corporation Measuring fluid properties in a downhole tool
US10030506B2 (en) 2015-08-21 2018-07-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole fluid monitoring system having colocated sensors
EP3203209A1 (en) 2016-02-04 2017-08-09 Services Pétroliers Schlumberger Downhole fluid property measurement

Also Published As

Publication number Publication date
US20190145178A1 (en) 2019-05-16
US10190368B2 (en) 2019-01-29
EP2971437B1 (en) 2017-08-30
EP2971437A1 (en) 2016-01-20
US10947787B2 (en) 2021-03-16
BR112015023687A2 (pt) 2018-02-06
EP2971437A4 (en) 2016-04-20
WO2014152609A1 (en) 2014-09-25
CA2904398A1 (en) 2014-09-25
US20170101824A1 (en) 2017-04-13
US9528324B2 (en) 2016-12-27
EP2971435A1 (en) 2016-01-20
US20140262508A1 (en) 2014-09-18
CA2904398C (en) 2021-06-01
US9556682B2 (en) 2017-01-31
WO2014152699A1 (en) 2014-09-25
EP2971435B1 (en) 2017-08-30
US20140262525A1 (en) 2014-09-18
EP2971435A4 (en) 2016-03-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BR112015023687B1 (pt) Alargador para aumentar um diâmetro de um furo de poço, e método para aumentar um diâmetro de um furo de poço
AU2016203569B2 (en) A method of drilling a wellbore
US9068407B2 (en) Drilling assemblies including expandable reamers and expandable stabilizers, and related methods
US9175520B2 (en) Remotely controlled apparatus for downhole applications, components for such apparatus, remote status indication devices for such apparatus, and related methods
US20170335629A1 (en) Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation
US8973679B2 (en) Integrated reaming and measurement system and related methods of use
CA2912437C (en) Method and apparatus for operating a downhole tool
GB2465505A (en) Reamer and calliper tool with vibration analysis
US9719305B2 (en) Expandable reamers and methods of using expandable reamers
US20240052706A1 (en) Multi-Activation Reamer With Activation Confirmation
US20240141750A1 (en) Electrically activated downhole valve for drilling applications
CA2844909A1 (en) Extendable cutting tools for use in a wellbore

Legal Events

Date Code Title Description
B06F Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette]
B06U Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette]
B06A Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette]
B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 14/03/2014, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS.