EA000595B1 - Регулируемый стабилизатор для направленного бурения - Google Patents
Регулируемый стабилизатор для направленного бурения Download PDFInfo
- Publication number
- EA000595B1 EA000595B1 EA199700397A EA199700397A EA000595B1 EA 000595 B1 EA000595 B1 EA 000595B1 EA 199700397 A EA199700397 A EA 199700397A EA 199700397 A EA199700397 A EA 199700397A EA 000595 B1 EA000595 B1 EA 000595B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stabilizer
- borehole
- blade
- drill string
- stabilizer body
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/062—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft rotating inside a non-rotating guide travelling with the shaft
Description
Настоящее изобретение относится в основном к устройствам, используемым при бурении направленных скважин. В частности, настоящее изобретение относится к узлам стабилизатора, установленным на бурильной колонне, для отклонения направления бурения от вертикального.
Предпосылки изобретения
Предшествующие попытки направленного бурения при добыче нефтеуглеводородов с применением механических ударно-канатных инструментов, используемых для отклонения направления вращающейся бурильной колонны от вертикального в вертикальных до этого скважинах. Главным недостатком использования ударно-канатных инструментов является то, что направленное регулирование головки и бурильной колонны пропадает, как только бурильная колонна ударяется или отклоняется этим инструментом. Кроме того, работа с ударно-канатным инструментом требует больших временных и материальных затрат.
При еще одном способе направленного бурения применяется кривой или изгибающийся переходник в соединении с забойным двигателем или турбиной. Кривой переходник имеет изгиб, выполненный для размещения буровой головки с отклонением на несколько градусов от вертикальной оси остальной части бурильной колонны. Забойный двигатель присоединен между кривым переходником и буровой головкой или встроен в сам переходник. Бурильная колонна и забойный двигатель могут вращаться, что вызывает разрушение породы головкой и бурение строго вперед под одним углом и азимутом существующей скважины. При необходимости изменения направления бурения вращение бурильной колонны останавливают, и головка вращается бурильным двигателем. Такой режим работы известен как режим проскальзывания, так как бурильная колонна скорее проскальзывает, а не вращается относительно боковой стенки скважины. В отклоняющемся участке скважины бурильная колонна испытывает существенный фрикционный контакт с этой стенкой, что затрудняет приложение значительного усилия к головке, в результате чего снижается скорость внедрения по сравнению с вращательным бурением. Примеры систем и способов направленного бурения с кривыми переходниками или двигателями описаны в патентах США № 5311953 от 17 мая 1994 г. на имя Уокера, № 5139094 от 18 августа 1992 г. на имя Преведела и др. и № 5050692 от 24 сентября 1991 г. на имя Беймграбена.
В другой системе и при другом способе направленного бурения бурильная колонна снабжена двумя стабилизаторами, установленными над бурильной головкой на некотором расстоянии друг от друга. Разница диаметров верхнего стабилизатора и стабилизатора, установленного ближе к головке, будь то неподвижный или регулируемый стабилизатор, и расстояние между ними создают поперечные силы, способствующие отклонению головки от вертикальной оси скважины. Такое расположение стабилизаторов применяется как при вращательном бурении, так и в установках с забойным двигателем. Если стабилизаторы выполнены в виде регулируемых стабилизаторов и используются при вращательном бурении на поверхности, каждая лопасть стабилизатора должна выступать от корпуса стабилизатора на некоторое расстояние для сохранения симметрии с предотвращением эксцентричности и связанным с ней неровным ходом. С использованием при бурении бурильного двигателя такие ограничения применительно к верхнему стабилизатору, установленному над этим двигателем, отсутствуют. Примеры расположении стабилизаторов описаны в патентах США № 5332048 от 26 июля 1994 г. на имя Ундервуда и др., № 5293945 от 15 марта 1994 г. на имя Розенгауха и др., № 5181576 от 26 января 1993 г. на имя Аскью и др., № 4754821 от 1 июля 1988 г. на имя Светлика.
Одной из проблем, касающейся регулируемого стабилизатора, является создание корпусов стабилизатора, имеющих неподвижные лопасти стабилизаторов, а также поршни, действующие между бурильной колонной или переходником стабилизатора и неподвижным корпусом стабилизатора для создания эксцентричности между верхним и нижним стабилизаторами и возникающих в результате этого поперечных изгибающих сил. Такие расположения требуют несколько раз привести в движение поршень на один оборот бурильной колонны и, следовательно, имеют недостатки с точки зрения механики и надежности. Примеры таких расположений описаны в патентах США № 5038872 от 13 августа 1991 г. на имя Ширли и № 3593810 от 20 июля 1971 г. на имя Филдса.
Таким образом, существует необходимость в эффективной вращающейся бурильной колонне для использования в установках для направленного бурения, позволяющей персоналу регулировать точность траектории буровой головки в процессе бурения.
Описание изобретения
Главной целью настоящего изобретения является создание усовершенствованного узла для направления вращающейся бурильной колонны в буровой скважине.
Эта, а также другие цели настоящего изобретения достигаются путем создания переходника стабилизатора для установки в бурильной колонне и крепления непосредственно к буровой головке. Корпус стабилизатора установлен на переходнике стабилизатора с возможностью вращения и остается по существу неподвижным по отношению к буровой скважине при вращении бурильной колонны. На корпусе стабилизатора установлена, по меньшей мере, одна ло3 пасть стабилизатора с возможностью выдвижения в радиальном направлении от этого корпуса и вхождения во взаимодействие с боковой стенкой буровой скважины.
В соответствии с предпочтительным вариантом выполнения настоящего изобретения, по меньшей мере, три лопасти стабилизатора расположены на некотором расстоянии друг от друга на окружности корпуса стабилизатора. Каждая лопасть стабилизатора установлена с возможностью выборочного выдвижения и отвода независимо друг от друга.
Также в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения настоящего изобретения каждая лопасть стабилизатора установлена в продольном пазу, расположенном в корпусе стабилизатора и имеющем наклонное дно, так что относительное продольное перемещение лопасти и корпуса стабилизатора вызывает выдвижение или отвод этой лопасти. Между каждой лопастью и корпусом стабилизатора присоединен двигатель для их относительного продольного перемещения.
В соответствии с предпочтительным вариантом выполнения настоящего изобретения переходник стабилизатора на конце, противоположном бурильной головке, включает неподвижный стабилизатор. Двигатель соединен с лопастью стабилизатора посредством ходового винта, вращение которого двигателем вызывает продольное перемещение лопасти в пазу.
Описание чертежей
Фиг. 1 изображает продольный разрез скважины, на котором показан предлагаемый узел для направления вращающейся бурильной колонны;
фиг. 2 - вертикальный разрез части стабилизатора усовершенствованного узла для направления вращающейся бурильной колонны на фиг.1;
фиг. 3 - продольный разрез части стабилизатора на фиг.2;
фиг. 4A-4D - поперечные сечения скважины и узла для направления вращающейся бурильной колонны по секущим линиям 4-4 на фиг.1;
фиг. 5 - логическую блок-схему работы и управления регулируемого стабилизатора узла для направления вращающейся бурильной колонны на фиг. 1 .
Описание предпочтительного варианта выполнения
На фиг. 1 показан продольный разрез скважины 1 с установленным в ней узлом для направления вращающейся бурильной колонны, который содержит переходник 3 стабилизатора, обычно резьбовым бурильным замком присоединенный к обычной вращающейся бурильной колонне (не показана). Буровая головка 5 или с неподвижными, или с вращающимися режущими элементами прикреплена к нижнему концу переходника 3. На переходнике 3 установлен неподвижный стабилизатор 7, расположенный на некотором расстоянии от головки 5. Вблизи буровой головки на нижнем конце переходника 3 установлен регулируемый стабилизатор 9, содержащий несколько лопастей 11 стабилизатора. В другом варианте верхний стабилизатор 7 может быть выполнен в виде регулируемого стабилизатора, также увеличивающего универсальность предлагаемого узла для направления вращающейся бурильной колонны.
На фиг.2 и 3 показаны соответственно вертикальный и продольный разрезы стабилизатора 9 предлагаемого узла для направления вращающейся бурильной колонны. Корпус 13 стабилизатора, как правило цилиндрический, присоединен к внешней части переходника 3, также как правило цилиндрического, посредством подшипников и уплотнений 15, обеспечивающих вращение корпуса 1 3 относительно переходника 3 и наличие смазки в кольцевом зазоре между ними.
В предпочтительном варианте выполнения настоящего изобретения в продольных пазах 1 7 в корпусе 1 3 установлены по меньшей мере четыре лопасти 11Ά, 11В, 11С и 11D стабилизатора, удерживаемые там шпунтовым соединением. Каждый паз 1 7 имеет наклонное дно 1 7Ά, ограничивающее наклонную поверхность 1 7Ά, относительное продольное перемещение по которому лопастей 11Ά-11D вызывает радиальные выдвижение или отвод этих лопастей 11A-11D от корпуса 13. С каждым пазом 17 взаимосвязан электрический двигатель 1 9 мощностью в половину лошадиной силы (378 Вт), который вращает ходовой винт 21, взаимодействующий с шариковой гайкой (не показана), установленной на каждой лопасти 11Ά-11D, для относительного продольного перемещения.
В предпочтительном варианте выполнения настоящего изобретения каждый винт 21 рассчитан так, что он вытягивается при осевой нагрузке на стабилизатор 9 при застревании, составляющей 10.1000 фунтов (4536 кг) на лопасть стабилизатора, для предотвращения застревания бурильной колонны в скважине, вызванного этим стабилизатором. Лопасти 11Ά11D установлены с возможностью независимого отвода и выдвижения по отношению к корпусу 13, так как каждая из этих лопастей снабжена собственным приводом в виде двигателя 1 9 и винта 21. Предпочтительно двигатели 19 выполнены в виде шаговых двигателей или серводвигателей, предназначенных для точного регулирования вращения винтов 21 и выдвижения каждой лопасти 11A-11D от корпуса 13.
Микропроцессор или блок 23 управления присоединен к каждому двигателю 1 9 для регулирования вращения этого двигателя и винта 21 и, следовательно, выдвижения лопастей 11A11D от корпуса 13. Микропроцессор 23, установленный в корпусе 13, содержит обычные средства считывания данных положения с коди5 рующих устройств, взаимосвязанных с каждым двигателем 19, для установки величины выдвижения каждой лопасти 11A-11D. На микропроцессор или контроллер 23 питание подается от аккумулятора 25, который установлен в корпусе 13 и предпочтительно заряжается путем индуктивной связи с несколькими зарядными катушками 27, расположенными на некотором расстоянии друг от друга по окружности в переходнике 3. Энергия на катушки 27 предпочтительно подается обычным генератором, подпитываемым энергией буровой текучей среды и установленным на переходнике 3, или отдельной аппаратурой для скважинных исследований в процессе бурения, установленной в бурильной колонне.
На фиг. 4Λ-4Ω показаны поперечные разрезы скважины 1 и корпуса 1 3 с лопастями 11A11D, сделанные по секущей линии 4-4 на фиг.1 и показывающие различные конфигурации лопастей 11A-11D, которые оказывают различное влияние на траекторию головки 5. Для удобства верхняя лопасть стабилизатора обозначена как 11А, правая - 11В, нижняя - 11С, и левая - 11D.
На фиг.4А узел 9 стабилизатора имеет конфигурацию, предназначенную для снижения угла или уменьшения величины отклонения от вертикали. При такой конфигурации лопасть 11А выдвинута за пределы корпуса 1 3 и находится в контакте или взаимодействии с боковой стенкой скважины 1 , в то время как лопасть 11С почти полностью отведена. В соответствии с предпочтительным вариантом выполнения изобретения противоположные лопасти 11А и 11С установлены с возможностью выдвижения до диаметра, большего чем размер головки 5 или скважины 1. Конечно, для предотвращения застревания в скважине 1 противоположные лопасти 11А и 11С никогда не выдвинуты полностью одновременно. То же самое относится к противоположным лопастям 11В и 11D, которые при конфигурации для снижения угла выдвинуты до промежуточного размера, меньшего, чем размер головки 5 или скважины 1 .
На фиг. 4В стабилизатор 9 имеет конфигурацию для увеличения угла или увеличения величины отклонения от вертикали в скважине 1 . При такой конфигурации лопасть 11С почти полностью выдвинута, а лопасть 11А почти полностью отведена. И в этом случае лопасти 11В и 11D выдвинуты до промежуточного размера, меньшего, чем размер головки 5 или скважины 1 .
На фиг. 4С стабилизатор 9 имеет конфигурацию для поворота головки 5 влево, при которой лопасть 11В почти полностью выдвинута, а лопасть 11D отведена с обеспечением изменений азимута головки 5. Лопасти 11А и 11С выдвинуты до промежуточного размера, меньшего, чем размер головки 5 или скважины 1 , для сохранения угла.
Подобным образом на фиг. 4D стабилизатор 9 имеет конфигурацию для поворота головки 5 влево, при которой лопасть 11D почти полностью выдвинута, а лопасть 11В почти полностью отведена, в то время как лопасти 11А и 11С выдвинуты до промежуточного размера для сохранения угла.
Поскольку на фиг. 4A-4D показаны только четыре конфигурации стабилизатора 9 предлагаемого узла для направления вращающейся бурильной колонны и так как каждая лопасть 11А-1Ю установлена с возможностью выдвижения независимо друг от друга, фактически возможно бесконечное множество конфигураций стабилизатора и траекторий головки 5. Очевидно, что фактически неограниченная возможность регулирования стабилизатора 9 стала возможной благодаря присоединению корпуса 1 3 к переходнику 3 для вращения, причем при вращении бурильной колонны корпус остается по существу неподвижным по отношению к скважине 1 . Это обеспечивает дифференциальное или асимметричное выдвижение лопастей 11А11D, что, в свою очередь, обеспечивает широкий диапазон траекторий, получаемых при различных конфигурациях стабилизатора 9.
Конечно, нельзя предполагать, что корпус 1 3 остается полностью неподвижным по отношению к боковой стенке скважины. Трение, возникающее между внутренним диаметром корпуса 1 3 и внешним диаметром переходника 3 меньше трения между лопастями 11A-11D и боковой стенкой скважины, так что корпус 1 3 делает примерно один оборот на каждые 100500 футов (30,5-152,4 м), пройденных при бурении. При возникновении такого медленного вращения лопасть 11А стремится переместиться в положение лопасти 11В, то же самое справедливо и для лопастей 11С и 11D. Как только ориентация лопастей 11A-11D по отношению к боковой стенке скважины 1 изменилось, необходимо произвести коррекцию для сохранения траектории головки 5 в требуемом направлении.
Трехосный акселерометр, в котором каждый акселерометр выставлен на ортогональных осях, установлен на корпусе 1 3 и соединен с микропроцессором 23 для измерения угла наклона корпуса 1 3 и ориентации вращения этого корпуса и лопастей 11A-11D. Микропроцессор 23 запрограммирован для автоматической корректировки изменений ориентации переходника 1 3 или может передавать эту информацию посредством аппаратуры для скважинных исследований в процессе бурения для соответствующего реагирования. При использовании такой аппаратуры на корпусе 1 3 установлено приемно-передающее радиоустройство (не показано), работающее на AM-сигналах, для обеспечения двухсторонней радиосвязи между микропроцессором 23 и телеметрическим участком аппаратуры для скважинных исследований в процессе бурения, который в свою очередь может быть связан с поверхностью посредством одного или нескольких обычных телеметрических или многопроводных устройств.
Также часто преимуществом является целевое изменение конфигурации стабилизатора 9 для коррекции неожиданных изменений траектории головки, обусловленных непредвиденными изменениями в материале породы, буровых характеристик головки 5 и тому подобное. Таким образом, соответствующая конфигурация стабилизатора 9 задается на поверхности или закладывается в программу микропроцессора 23 или аппаратуры для скважинных исследований в процессе бурения, установленной в бурильной колонне и связанной с микропроцессором 23. При этом для обеспечения требуемой траектории или ее коррекции двигатели 19, винты 21 и лопасти 11A-11D соответственно регулируются.
На фиг.5 показана логическая блок-схема, изображающая последовательность регулирования и работу предлагаемого узла для направления вращающейся бурильной колонны. Работа этого узла описана ниже со ссылками на фиг.15. Во-первых, в бурильную колонну встроена головка для бурения участка вертикальной скважины до точки начала отклонения или отклонения, в которой необходимо начинать направленное бурение. Если эта точка расположена достаточно близко к поверхности, так что срок службы головки при достижении этой точки или вскоре после нее не закончен, вертикальная бурильная колонна может включать переходник 3, а также стабилизаторы 7 и 9. На вертикальном участке скважины лопасти 11A11D полностью отведены или выдвинуты на размер, меньший размера головки 5 и скважины 1 , при этом стабилизаторы 7, 9 просто выполняют функцию централизатора.
В точке начала отклонения стабилизатор 9 и лопасти 11A-11D имеют конфигурацию, предназначенную для траектории начала отклонения, что соответствует блоку 101 на фиг.5. Регулируемая расцентровка, вызванная разнесенными стабилизаторами 7 и 9, вызывает отклонение переходника 3 и головки 5 от вертикальной оси скважины 1 , и при этом начинается направленное бурение.
Блоку 103 на фиг.5 соответствует состояние, когда вращение корпуса 3 относительно скважины 1 отслеживается одним микропроцессором 23 или микропроцессором 23 вместе с аппаратурой для скважинных исследований в процессе бурения, которые могут быть связаны с поверхностью. Если вращение корпуса 1 3 зафиксировано, эта информация передается в микропроцессор 23 или посредством него, и микропроцессор вносит корректировку для переустановки конфигурации лопастей 11A-11D для компенсации вращения корпуса 1 3 в скважине 1 .
Если вращение корпуса 1 3 не зафиксировано, что соответствует блоку 105 на фиг.5, определяется наличие необходимости в изменении траектории. Такое изменение запрограммировано в микропроцессоре 23 и запускается путем измерений, поступающих от акселерометров, установленных на корпусе 13, или путем данных наблюдений от аппаратуры для скважинных исследований в процессе бурения, которая отмечает, что изменение траектории соответствует необходимому, или может быть передано с поверхности на микропроцессор 23 посредством телеметрии в случае, когда имеются определенные на поверхности или отслеженные данные о необходимости изменения траектории.
Как показано на блок-схеме на фиг.5, если вращение корпуса 1 3 не зафиксировано и не подтверждены изменение или корректировка траектории, микропроцессор 23 продолжает отслеживать оба условия для соответствующего реагирования в случае появления любого из них.
Настоящее изобретение имеет ряд преимуществ по сравнению с известными узлами и системами для направления вращающейся бурильной колонны. Принципиальное преимущество заключается в том, что система для направления вращающейся бурильной колонны предназначена для использования при эффективной технологии вращательного бурения на поверхности и связанными с ней высокими скоростями внедрения. Предлагаемый узел для направления вращающейся бурильной колонны не требует применения сложных гидравлических и механических систем для обеспечения отклонения головки или изменения ее траектории в процессе бурения.
Изобретение описано со ссылками на предпочтительный вариант его выполнения. Однако оно им не ограничено, и возможны варианты и модификации без отклонения от объема и сущности изобретения.
Claims (10)
1. Усовершенствованный узел для направления вращающейся бурильной колонны в буровой скважине (1), содержащий переходник (3) стабилизатора (9) для установки в бурильной колонне и корпус (13) стабилизатора, установленный с возможностью вращения на переходнике стабилизатора и остающийся, по существу, неподвижным по отношению к буровой скважине при вращении бурильной колонны, отличающийся тем, что на корпусе стабилизатора установлена, по меньшей мере, одна лопасть (11) стабилизатора с возможностью выдвижения в радиальном направлении от корпуса стабилизатора, вхождения во взаимодействие с боковой стенкой буровой скважины и отвода до минимального радиального размера при приложении к бурильной колонне достаточного осевого усилия при застревании переходника стабилизатора в буровой скважине.
2. Усовершенствованный узел для направления вращающейся бурильной колонны в буровой скважине (1), содержащий переходник (3) стабилизатора (9) для установки в бурильной колонне и корпус (13) стабилизатора, установленный с возможностью вращения на переходнике стабилизатора и остающийся, по существу, неподвижным по отношению к буровой скважине при вращении бурильной колонны, отличающийся тем, что на корпусе стабилизатора установлены, по меньшей мере, две в целом противоположных лопасти стабилизатора с возможностью независимого выдвижения в радиальном направлении от корпуса стабилизатора, вхождения во взаимодействие с боковой стенкой буровой скважины и отвода до минимального радиального размера при приложении к бурильной колонне достаточного осевого усилия при застревании переходника стабилизатора в буровой скважине.
3. Усовершенствованный узел для направления вращающейся бурильной колонны в буровой скважине (1), содержащий переходник (3) стабилизатора (9) для установки в бурильной колонне и корпус (13) стабилизатора, установленный с возможностью вращения на переходнике стабилизатора и остающийся, по существу, неподвижным по отношению к буровой скважине при вращении бурильной колонны, отличающийся тем, что на внешней поверхности корпуса стабилизатора выполнен, по меньшей мере, один продольный паз (17), имеющий наклонное дно (17А); в пазу в корпусе стабилизатора установлена, по меньшей мере, одна лопасть (11) стабилизатора с возможностью независимого выдвижения в радиальном направлении от корпуса стабилизатора, вхождения во взаимодействие с боковой стенкой буровой скважины путем продольного перемещения в пазу, имеющем наклонное дно, и отвода до минимального радиального размера при приложении к бурильной колонне достаточного осевого усилия при застревании переходника стабилизатора в буровой скважине; на корпусе стабилизатора установлен двигатель (19), присоединенный к лопасти стабилизатора для продольного перемещения лопасти стабилизатора в пазу; на переходнике стабилизатора установлен источник электрического питания, электрически связанный с двигателем.
4. Узел по п. 1 или 2, в котором каждая лопасть стабилизатора установлена в корпусе стабилизатора в продольном пазу, имеющем наклонное дно, при этом относительное продольное перемещение лопасти и корпуса стабилизатора вызывает выдвижение или отвод лопасти.
5. Узел по пп. 1, 2 или 3, дополнительно содержащий, по меньшей мере, три лопасти стабилизатора, расположенных на некотором расстоянии друг от друга на окружности корпуса стабилизатора.
6. Узел по п. 1 или 2, дополнительно содержащий двигатель (19), присоединенный между каждой лопастью и корпусом стабилизатора для их взаимного относительного продольного перемещения.
7. Узел по пп.1, 2 или 3, в котором переходник стабилизатора на конце, противоположном бурильной головке, включает неподвижный стабилизатор (7).
8. Узел по пп.1, 2 или 3, дополнительно содержащий четыре лопасти стабилизатора, расположенных на некотором расстоянии друг от друга на окружности корпуса стабилизатора.
9. Узел по п.3, дополнительно содержащий четыре лопасти стабилизатора, расположенных на некотором расстоянии друг от друга в четырех продольных пазах на окружности корпуса стабилизатора, и четыре двигателя, установленных на корпусе стабилизатора.
10. Узел по п.3, в котором двигатель соединен с лопастью стабилизатора посредством ходового винта (21), вращение которого двигателем вызывает продольное перемещение лопасти в пазу.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US44600695A | 1995-05-19 | 1995-05-19 | |
| PCT/US1996/006878 WO1996036788A1 (en) | 1995-05-19 | 1997-12-18 | Adjustable stabilizer for directional drilling |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199700397A1 EA199700397A1 (ru) | 1998-06-25 |
| EA000595B1 true EA000595B1 (ru) | 1999-12-29 |
Family
ID=23770975
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199700397A EA000595B1 (ru) | 1995-05-19 | 1996-05-20 | Регулируемый стабилизатор для направленного бурения |
Country Status (25)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5836406A (ru) |
| EP (1) | EP0828914B1 (ru) |
| JP (1) | JPH11505306A (ru) |
| KR (1) | KR19990014916A (ru) |
| CN (1) | CN1192796A (ru) |
| AP (1) | AP9701158A0 (ru) |
| AR (1) | AR002051A1 (ru) |
| AT (1) | ATE237070T1 (ru) |
| AU (1) | AU718280B2 (ru) |
| BR (1) | BR9608774A (ru) |
| CA (1) | CA2221301C (ru) |
| CO (1) | CO4520208A1 (ru) |
| DE (2) | DE69627321T2 (ru) |
| DK (1) | DK0828914T3 (ru) |
| EA (1) | EA000595B1 (ru) |
| EE (1) | EE9700293A (ru) |
| ES (1) | ES2114839T3 (ru) |
| IL (1) | IL118274A0 (ru) |
| IN (1) | IN188195B (ru) |
| NO (1) | NO310433B1 (ru) |
| OA (1) | OA10635A (ru) |
| PE (1) | PE31097A1 (ru) |
| SK (1) | SK154297A3 (ru) |
| WO (1) | WO1996036788A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA963934B (ru) |
Families Citing this family (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5941323A (en) * | 1996-09-26 | 1999-08-24 | Bp Amoco Corporation | Steerable directional drilling tool |
| US6607044B1 (en) | 1997-10-27 | 2003-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Three dimensional steerable system and method for steering bit to drill borehole |
| US6213226B1 (en) | 1997-12-04 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling assembly and method |
| US6920944B2 (en) * | 2000-06-27 | 2005-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for drilling and reaming a borehole |
| CA2231922C (en) * | 1998-03-11 | 2003-12-02 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Downhole sub with kick pad for directional drilling |
| FR2780753B1 (fr) * | 1998-07-03 | 2000-08-25 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et methode de controle de la trajectoire d'un forage |
| US7283061B1 (en) | 1998-08-28 | 2007-10-16 | Marathon Oil Company | Method and system for performing operations and for improving production in wells |
| US20040239521A1 (en) * | 2001-12-21 | 2004-12-02 | Zierolf Joseph A. | Method and apparatus for determining position in a pipe |
| NO309491B1 (no) * | 1999-06-24 | 2001-02-05 | Bakke Technology As | Anordning ved verktöy tilpasset for å endre boreretningen under boring |
| US6540032B1 (en) * | 1999-10-13 | 2003-04-01 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for transferring electrical energy between rotating and non-rotating members of downhole tools |
| FR2813340B1 (fr) * | 2000-08-29 | 2002-12-06 | Geoservices | Dispositif pour deplacer radialement deux organes l'un par rapport a l'autre et dispositif de forage en comportant application |
| CA2345560C (en) * | 2000-11-03 | 2010-04-06 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Rotary steerable drilling tool |
| US6564883B2 (en) | 2000-11-30 | 2003-05-20 | Baker Hughes Incorporated | Rib-mounted logging-while-drilling (LWD) sensors |
| US7014100B2 (en) * | 2001-04-27 | 2006-03-21 | Marathon Oil Company | Process and assembly for identifying and tracking assets |
| US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
| CN100432367C (zh) * | 2002-09-10 | 2008-11-12 | 中国地质大学（武汉） | 自动垂直钻具 |
| US7252152B2 (en) * | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
| US7481282B2 (en) * | 2005-05-13 | 2009-01-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow operated orienter |
| US7571769B2 (en) * | 2007-02-23 | 2009-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Casing window milling assembly |
| US7637321B2 (en) * | 2007-06-14 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for unsticking a downhole tool |
| GB2450498A (en) * | 2007-06-26 | 2008-12-31 | Schlumberger Holdings | Battery powered rotary steerable drilling system |
| US8720604B2 (en) * | 2007-08-15 | 2014-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for steering a directional drilling system |
| US8899352B2 (en) | 2007-08-15 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for drilling |
| US8763726B2 (en) * | 2007-08-15 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit gauge pad control |
| US8534380B2 (en) * | 2007-08-15 | 2013-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for directional drilling a borehole with a rotary drilling system |
| US8066085B2 (en) * | 2007-08-15 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Stochastic bit noise control |
| US8757294B2 (en) * | 2007-08-15 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation |
| US7845430B2 (en) * | 2007-08-15 | 2010-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Compliantly coupled cutting system |
| GB2456421B (en) | 2008-01-17 | 2012-02-22 | Weatherford Lamb | Flow operated orienter |
| US9194227B2 (en) * | 2008-03-07 | 2015-11-24 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore |
| US10119377B2 (en) * | 2008-03-07 | 2018-11-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
| ES2343287T3 (es) * | 2008-04-28 | 2010-07-27 | Bauer Maschinen Gmbh | Dispositivo de conexion para la formacion de una alimentacion de fluido. |
| US8746368B2 (en) * | 2008-08-13 | 2014-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Compliantly coupled gauge pad system |
| US8850899B2 (en) | 2010-04-15 | 2014-10-07 | Marathon Oil Company | Production logging processes and systems |
| CA2835249C (en) * | 2011-05-30 | 2019-09-10 | Alexandre KORCHOUNOV | Rotary steerable tool |
| US8887798B2 (en) | 2011-08-25 | 2014-11-18 | Smith International, Inc. | Hydraulic stabilizer for use with a downhole casing cutter |
| US9493991B2 (en) | 2012-04-02 | 2016-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures, tools for use in subterranean boreholes including cutting structures and related methods |
| US9567813B2 (en) | 2013-07-18 | 2017-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Coring tools exhibiting reduced rotational eccentricity and related methods |
| EP3042020B1 (en) * | 2013-12-03 | 2019-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable straight blade stabilizer |
| US9657521B2 (en) | 2014-06-02 | 2017-05-23 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Directional system drilling and method |
| CN105625968B (zh) * | 2014-11-06 | 2018-04-13 | 通用电气公司 | 导向系统及导向方法 |
| US9879485B2 (en) * | 2014-12-12 | 2018-01-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Stabilizer |
| CN105134077B (zh) * | 2015-09-18 | 2018-03-09 | 中国地质大学（北京） | 一种微型电机驱动下的小直径静态推靠垂直钻井系统 |
| CN106917585A (zh) * | 2017-05-08 | 2017-07-04 | 天津中新安德科技有限公司 | 一种旋转钻井导向装置 |
| USD877780S1 (en) * | 2017-09-08 | 2020-03-10 | XR Lateral, LLC | Directional drilling assembly |
| USD863919S1 (en) | 2017-09-08 | 2019-10-22 | XR Lateral, LLC | Directional drilling assembly |
| US10954725B2 (en) | 2019-02-14 | 2021-03-23 | Arrival Oil Tools, Inc. | Multiple position drilling stabilizer |
| US10914052B1 (en) * | 2019-07-24 | 2021-02-09 | Facebook, Inc. | Systems and methods for laying underground fiber optic cable |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3593810A (en) * | 1969-10-13 | 1971-07-20 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for directional drilling |
| US3595326A (en) * | 1970-02-03 | 1971-07-27 | Schlumberger Technology Corp | Directional drilling apparatus |
| US4394881A (en) * | 1980-06-12 | 1983-07-26 | Shirley Kirk R | Drill steering apparatus |
| DE3534662A1 (de) * | 1985-09-28 | 1987-04-09 | Huneke Karl | Lenkbarer vortriebskopf einer vorrichtung zum herstellen einer durchdringung im erdboden |
| US4947944A (en) * | 1987-06-16 | 1990-08-14 | Preussag Aktiengesellschaft | Device for steering a drilling tool and/or drill string |
| WO1993012319A1 (en) * | 1991-12-09 | 1993-06-24 | Patton Bob J | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
| WO1993018273A1 (en) * | 1992-03-05 | 1993-09-16 | Ledge 101 Limited | Downhole tool for controlling the drilling course of a borehole |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3092188A (en) * | 1961-07-31 | 1963-06-04 | Whipstock Inc | Directional drilling tool |
| US3545825A (en) * | 1968-05-01 | 1970-12-08 | James E Hamilton | Adjustable drill pipe stabilizer tool |
| US4131167A (en) * | 1976-04-19 | 1978-12-26 | Richey Vernon T | Releasable drill string stabilizer |
| US4105262A (en) * | 1977-04-22 | 1978-08-08 | Richey Vernon T | Releasable drill string stabilizer |
| US4270618A (en) * | 1979-04-20 | 1981-06-02 | The Robbins Company | Earth boring apparatus |
| US4638873A (en) * | 1984-05-23 | 1987-01-27 | Welborn Austin E | Direction and angle maintenance tool and method for adjusting and maintaining the angle of deviation of a directionally drilled borehole |
| US4600063A (en) * | 1984-05-29 | 1986-07-15 | Dailey Petroleum Services Corp. | Double-taper slip-on drill string stabilizer |
| EP0190529B1 (fr) * | 1985-01-07 | 1988-03-09 | S.M.F. International | Dispositif d'actionnement à distance à commande de débit, en particulier pour l'actionnement d'un stabilisateur d'un train de tiges de forage |
| GB8526876D0 (en) * | 1985-10-31 | 1985-12-04 | Swietlik G | Locking device |
| US4635736A (en) * | 1985-11-22 | 1987-01-13 | Shirley Kirk R | Drill steering apparatus |
| US5050692A (en) * | 1987-08-07 | 1991-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method for directional drilling of subterranean wells |
| US5038872A (en) * | 1990-06-11 | 1991-08-13 | Shirley Kirk R | Drill steering apparatus |
| US5139094A (en) * | 1991-02-01 | 1992-08-18 | Anadrill, Inc. | Directional drilling methods and apparatus |
| US5181576A (en) * | 1991-02-01 | 1993-01-26 | Anadrill, Inc. | Downhole adjustable stabilizer |
| US5265684A (en) * | 1991-11-27 | 1993-11-30 | Baroid Technology, Inc. | Downhole adjustable stabilizer and method |
| US5311953A (en) * | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baroid Technology, Inc. | Drill bit steering |
| US5332048A (en) * | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
| US5318137A (en) * | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Method and apparatus for adjusting the position of stabilizer blades |
| US5318138A (en) * | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Adjustable stabilizer |
-
1996
- 1996-05-09 IN IN843CA1996 patent/IN188195B/en unknown
- 1996-05-14 CO CO96024229A patent/CO4520208A1/es unknown
- 1996-05-15 IL IL11827496A patent/IL118274A0/xx unknown
- 1996-05-16 PE PE1996000337A patent/PE31097A1/es not_active Application Discontinuation
- 1996-05-16 AR ARP960102595A patent/AR002051A1/es unknown
- 1996-05-17 ZA ZA963934A patent/ZA963934B/xx unknown
- 1996-05-20 ES ES96920206T patent/ES2114839T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1996-05-20 BR BR9608774A patent/BR9608774A/pt not_active IP Right Cessation
- 1996-05-20 DK DK96920206T patent/DK0828914T3/da active
- 1996-05-20 SK SK1542-97A patent/SK154297A3/sk unknown
- 1996-05-20 KR KR1019970708262A patent/KR19990014916A/ko not_active Application Discontinuation
- 1996-05-20 DE DE69627321T patent/DE69627321T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-05-20 AT AT96920206T patent/ATE237070T1/de not_active IP Right Cessation
- 1996-05-20 JP JP8534983A patent/JPH11505306A/ja active Pending
- 1996-05-20 EA EA199700397A patent/EA000595B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-05-20 DE DE0828914T patent/DE828914T1/de active Pending
- 1996-05-20 EE EE9700293A patent/EE9700293A/xx unknown
- 1996-05-20 EP EP96920206A patent/EP0828914B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-05-20 CN CN96195046A patent/CN1192796A/zh active Pending
- 1996-05-20 CA CA002221301A patent/CA2221301C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-05-20 AU AU58588/96A patent/AU718280B2/en not_active Ceased
-
1997
- 1997-06-26 US US08/882,798 patent/US5836406A/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-11-17 NO NO19975264A patent/NO310433B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-11-19 OA OA70131A patent/OA10635A/en unknown
- 1997-12-18 WO PCT/US1996/006878 patent/WO1996036788A1/en active IP Right Grant
- 1997-12-18 AP APAP/P/1997/001158A patent/AP9701158A0/en unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3593810A (en) * | 1969-10-13 | 1971-07-20 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for directional drilling |
| US3595326A (en) * | 1970-02-03 | 1971-07-27 | Schlumberger Technology Corp | Directional drilling apparatus |
| US4394881A (en) * | 1980-06-12 | 1983-07-26 | Shirley Kirk R | Drill steering apparatus |
| DE3534662A1 (de) * | 1985-09-28 | 1987-04-09 | Huneke Karl | Lenkbarer vortriebskopf einer vorrichtung zum herstellen einer durchdringung im erdboden |
| US4947944A (en) * | 1987-06-16 | 1990-08-14 | Preussag Aktiengesellschaft | Device for steering a drilling tool and/or drill string |
| WO1993012319A1 (en) * | 1991-12-09 | 1993-06-24 | Patton Bob J | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
| WO1993018273A1 (en) * | 1992-03-05 | 1993-09-16 | Ledge 101 Limited | Downhole tool for controlling the drilling course of a borehole |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CO4520208A1 (es) | 1997-10-15 |
| DK0828914T3 (da) | 2003-08-04 |
| US5836406A (en) | 1998-11-17 |
| CA2221301A1 (en) | 1996-11-21 |
| NO310433B1 (no) | 2001-07-02 |
| ATE237070T1 (de) | 2003-04-15 |
| EP0828914A1 (en) | 1998-03-18 |
| JPH11505306A (ja) | 1999-05-18 |
| AU718280B2 (en) | 2000-04-13 |
| DE69627321D1 (de) | 2003-05-15 |
| AR002051A1 (es) | 1998-01-07 |
| PE31097A1 (es) | 1997-09-24 |
| IN188195B (ru) | 2002-08-31 |
| WO1996036788A1 (en) | 1996-11-21 |
| EP0828914B1 (en) | 2003-04-09 |
| EE9700293A (et) | 1998-06-15 |
| DE828914T1 (de) | 1998-10-22 |
| OA10635A (en) | 2002-09-16 |
| ES2114839T3 (es) | 2003-12-16 |
| DE69627321T2 (de) | 2004-02-12 |
| CN1192796A (zh) | 1998-09-09 |
| ZA963934B (en) | 1996-07-31 |
| ES2114839T1 (es) | 1998-06-16 |
| CA2221301C (en) | 2005-10-18 |
| SK154297A3 (en) | 1998-08-05 |
| IL118274A0 (en) | 1996-09-12 |
| EA199700397A1 (ru) | 1998-06-25 |
| BR9608774A (pt) | 1999-07-06 |
| AU5858896A (en) | 1996-11-29 |
| MX9708905A (es) | 1998-03-31 |
| AP9701158A0 (en) | 1998-01-31 |
| NO975264D0 (no) | 1997-11-17 |
| KR19990014916A (ko) | 1999-02-25 |
| NO975264L (no) | 1998-01-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA000595B1 (ru) | Регулируемый стабилизатор для направленного бурения | |
| US5931239A (en) | Adjustable stabilizer for directional drilling | |
| EP3981945B1 (en) | Hybrid rotary steerable drilling system capable of easily deflecting | |
| US7866415B2 (en) | Steering device for downhole tools | |
| EP0103913B1 (en) | Down-hole motor and method for directional drilling of boreholes | |
| US8720605B2 (en) | System for directionally drilling a borehole with a rotary drilling system | |
| CN112324332A (zh) | 一种可控轨迹侧向钻井工具及方法 | |
| CA2697912C (en) | Dual bha drilling system | |
| US20200263502A1 (en) | Directional Drilling System with Cartridges | |
| EP2188483A1 (en) | System and method for directionally drilling a borehole with a rotary drilling system | |
| US5042597A (en) | Horizontal drilling method and apparatus | |
| CN112502626A (zh) | 一种全旋转指向式导向工具及提高造斜率结构设计方法 | |
| CN111819336A (zh) | 带有切削齿的旋转导向系统 | |
| GB2343470A (en) | Eccentrically weighted drilling apparatus for deviated boreholes | |
| CA3189150A1 (en) | Short-radius trajectory-controllable drilling tool and combined type steerable drilling tool | |
| US11118407B2 (en) | Mud operated rotary steerable system with rolling housing | |
| GB2363811A (en) | Steerable drilling tool | |
| CN213953512U (zh) | 一种全旋转指向式导向工具 | |
| MXPA97008905A (en) | Adjustable stabilizer for drilling direction |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |