EA000788B1 - Расположенная в скважине муфта с каналами для потока - Google Patents
Расположенная в скважине муфта с каналами для потока Download PDFInfo
- Publication number
- EA000788B1 EA000788B1 EA199900764A EA199900764A EA000788B1 EA 000788 B1 EA000788 B1 EA 000788B1 EA 199900764 A EA199900764 A EA 199900764A EA 199900764 A EA199900764 A EA 199900764A EA 000788 B1 EA000788 B1 EA 000788B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drill string
- rotation
- well
- string part
- longitudinal axis
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 21
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 abstract 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 17
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 17
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 17
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000010978 jasper Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/06—Releasing-joints, e.g. safety joints
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/05—Swivel joints
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Description
Данное изобретение относится к инструменту бурильной колонны для использования в бурильной колонне, проходящей в скважине, прокладываемой в земной коре.
Скважины, которые бурят в земной коре для разведки и добычи углеводородов, становятся все глубже и все сложнее по геометрии, поскольку содержат многократно изогнутые, наклонные или горизонтальные участки. Такие глубокие и сложные скважины предъявляют строгие требования к используемым бурильным колоннам. Однако нерешенной проблемой является возникновение сильного трения между бурильной колонной и стенками скважины, которое часто затрудняет адекватное выполнение бурильных операций.
Например, часто случается, что нижняя часть бурильной колонны, обычно называемой оборудованием низа бурильной колонны (ВНА), заклинивается в скважине. Для освобождения застрявшей части бурильной колонны к верхней части бурильной колонны прикладывают растягивающее или сжимающее усилие для освобождения застрявшей нижней части бурильной колонны. Для повышения эффективности приложения такого усилия в бурильную колонну включают инструмент для нанесения ударов ясом над той частью бурильной колонны, в отношении которой предполагают возможность застревания. Такой инструмент для нанесения ударов ясом включает, например, телескопические верхнюю и нижнюю части, причем верхняя часть соединена с верхней частью бурильной колонны, а нижняя часть - с нижней частью бурильной колонны. При приложении растягивающего или сжимающего усилия к верхней части бурильной колонны верхняя телескопическая часть сначала оказывает большое сопротивление относительно перемещения вверх или вниз (например, с помощью сужения канала потока для гидравлической жидкости) и затем внезапно низкое сопротивление относительно такого перемещения, пока остановка не предотвратит дальнейшее перемещение. В результате, упругая энергия, первоначально аккумулированная в верхней части бурильной колонны, внезапно высвобождается и оказывает ударную нагрузку на нижнюю часть бурильной колонны.
Проблемой обычного способа освобождения бурильной колонны является возникновение больших продольных сил трения между бурильной колонной и стенкой скважины, которые значительно снижают действие растягивающего или сжимающего усилия на застрявшую часть бурильной колонны, так что для более глубоких скважин становится более сложным освобождение бурильной колонны.
Кроме того, при бурении скважин часто необходимо очищать скважину посредством удаления осколков, образующихся при бурении, с использованием потока бурового раствора. Однако в некоторых случаях не удается эффективно удалять значительную часть остатков бурения.
В US-A-4632193 раскрыта бурильная колонна с расположенным в скважине двигателем, имеющим приводной вал, снабженный буровым долотом. Предусмотрена муфта для сцепления приводного вала с корпусом двигателя, так что буровое долото можно вращать посредством вращения бурильной колонны. Во время нормального бурения муфта разъединена, и двигатель приводит в движение буровое долото. В случае, когда бур застревает в скважине, муфта сцепляется, так что буровое долото оказывается соединенным с возможностью вращения с бурильной колонной.
Задачей настоящего изобретения является создание способа работы инструмента бурильной колонны, позволяющего значительно уменьшить продольные силы трения, действующие со стороны скважины на бурильную колонну, а также создание инструмента бурильной колонны и способа для улучшения очистки скважины.
Согласно одному аспекту изобретения обеспечивается создание инструмента бурильной колонны для использования в скважине, образованной в земной коре, который содержит первый элемент, выполненный с возможностью соединения с верхней частью бурильной колонны, второй элемент, выполненный с возможностью соединения с нижней частью бурильной колонны, средство опоры, допускающее вращение первого элемента относительно второго элемента вокруг продольной оси бурильной колонны, средство передачи вращения для передачи вращения вокруг продольной оси первого элемента на второй элемент, и средство управления для выборочного расцепления указанного средства передачи вращения так, чтобы выборочно позволять первому элементу вращаться относительно второго элемента благодаря указанному опорному средству.
Способ работы инструмента бурильной колонны согласно изобретению, при котором первый элемент соединен с верхней частью бурильной колонны, проходящей в указанной скважине, и второй элемент соединен с нижней частью бурильной колонны, проходящей в скважине, содержит стадии, в которых
a) вращают верхнюю часть бурильной колонны, в то время как средство передачи вращения передает вращение первого элемента на второй элемент, так, чтобы вращать нижнюю часть бурильной колонны для бурения секции указанной скважины;
b) оказывают воздействие на средство управления для расцепления средства передачи вращения, так, чтобы позволить первому элементу вращаться относительно второго элемента на основе опорного средства; и
c) вращают верхнюю часть бурильной колонны вокруг ее продольной оси, в то время как нижняя часть бурильной колонны остается по существу неподвижной.
Если, например, нижняя часть бурильной колонны застрянет в скважине, то средство передачи вращения расцепляют, что позволяет вращаться в скважине верхней части бурильной колонны относительно нижней части бурильной колонны. Поскольку направление сил трения, действующих со стороны стенки скважины на бурильную колонну, совпадает с направлением относительного перемещения, то во время вращения верхней части бурильной колонны эти силы действуют в основном в окружном направлении этой части. Любая дополнительная продольная составляющая силы трения, которая может возникнуть в результате приложения продольной силы к бурильной колонне, имеет уменьшенную величину вследствие ограниченной величины общей силы трения (как это определено, например, в законе трения Кулона). Таким образом, посредством вращения верхней части бурильной колонны, в то время как нижняя часть бурильной колонны остается неподвижной, достигается то, что продольная составляющая трения значительно уменьшается. В случае застревания нижней части бурильной колонны, по существу вся приложенная на поверхности продольная сила с вычитанием веса колонны, имеется в распоряжении внизу скважины для освобождения застрявшей нижней части бурильной колонны.
Соответственно, инструмент бурильной колонны применяют в случае застревания нижней части бурильной колонны в скважине, для чего на стадии с) к верхней части бурильной колонны прикладывают продольное усилие, так чтобы освободить нижнюю часть бурильной колонны в скважине.
Инструмент бурильной колонны, согласно изобретению, можно использовать также с целью очистки скважины, для чего во время стадии с) или после нее буровой раствор протекает через скважину для очистки скважины от остатков бурения. Посредством вращения верхней части бурильной колонны приводится в движение буровой раствор, окружающий бурильную колонну, так что скальные частицы, такие как образующиеся при бурении осколки, перемещаются вместе с буровым раствором. Тем самым эти скальные частицы могут быть удалены из скважины более эффективно, когда буровое долото на нижнем конце бурильной колонны остается неподвижным.
Для повышения эффективности очистки скважины скорость вращения верхней части бурильной колонны во время стадии с) предпочтительно выбирают так, чтобы вызвать в скважине латеральную вибрацию верхней части бурильной колонны.
Более предпочтительным является придание во время стадии с) верхней части бурильной колонны в скважине винтовой формы. Этого можно достичь, например, посредством обеспечения контролируемого изгибания верхней части бурильной колонны. Вращающаяся винтовая верхняя часть бурильной колонны вызывает насосный эффект в скважине, так что буровой раствор и частицы выкачиваются из скважины.
Изобретение описано ниже подробней на примере выполнения с помощью чертежа, на котором изображен схематичный вид продольного разреза инструмента бурильной колонны, согласно изобретению.
Инструмент 1 бурильной колонны, показанный на чертеже, включает первый элемент в виде оправки 1а, соединенной соединительным элементом 2 с верхней частью 3 бурильной колонны, и второй элемент в виде корпуса 5, соединенного соединительным элементом 6 с нижней частью 7 бурильной колонны. Оправка 1а установлена с возможностью вращения внутри корпуса 5 вокруг продольной оси 9 инструмента с опорой на подшипники 11, расположенные между оправкой 1а и корпусом 5, причем подшипники 11 исключают любое другое относительное перемещение между оправкой 1а и корпусом 5. Внутри корпуса 5 в системе шлицев 17 установлена муфта 15, которые позволяют передвигать муфту 1 5 внутри корпуса в продольном направлении между двумя концевыми положениями. Муфта на ее ближнем к оправке 1а конце снабжена зубцами 19, которые соответствуют углублениям 20, предусмотренным в оправке 1а. Пружина 22 перемещает муфту 1 5 в ее первое концевое положение, за счет чего зубцы 1 9 входят в углубления 20, при этом в первом концевом положении вращательное движение оправки 1а передается через взаимодействующие зубцы 1 9 и углубления 20 и через систему шлицев 17 на корпус 5.
Через оправку 1а, муфту 15 и корпус 5 в продольном направлении проходит канал 24 для потока бурового раствора. В канале 24 для жидкости внутри муфты 1 5 предусмотрено седло для эластомерного активирующего шарика 28, причем седло 26 и активирующий шарик 28 имеют такие размеры, что активирующий шарик закрывает канал 24 для жидкости внутри муфты 1 5, когда он садится на седло 26. В корпусе 5 предусмотрен ряд выпускных отверстий 30, которые обеспечивают сообщение жидкости внутри и снаружи корпуса 5. Муфта 15 перекрывает отверстия 30, когда она находится в ее первом концевом положении. Второе концевое положение муфты 15 определяется соответствующими упорами (не изображены), причем во втором концевом положении пружина сжата сильнее, чем в первом концевом положении, а выпускные отверстия 30 не перекрыты муфтой 15.
Эластомерный шарик 28 имеет такие размеры, что он проталкивается через седло 26 и канал 24 для жидкости в муфте 1 5 при приложении соответствующего избыточного давления в канале 24 для жидкости по потоку выше ша5 рика 28. Приемник для шариков (не изображен), который выполнен с возможностью приема и удержания множества шариков 28, установлен внутри пространства 32 в корпусе 5, где расположена пружина 22.
Во время нормального использования инструмента 1 бурильной колонны для освобождения нижней части 7 бурильной колонны, которая застряла в скважине, инструмент 1 расположен в бурильной колонне выше или ниже инструмента для нанесения ударов ясом (не изображен), включенного в нижнюю часть 7 бурильной колонны, однако выше точки застревания. Пружина 22 поджимает муфту 15 в первое концевое положение, которое является нормальным положением при бурении. В этом положении выпускные отверстия 30 закрыты, и вращательное движение оправки 1а передается через муфту 15 на корпус 5. Буровой раствор нагнетают через канал 24 к буровому долоту (не изображено) на нижнем конце бурильной колонны. Для освобождения застрявшей нижней части 7 бурильной колонны активирующий шарик 28 прокачивают через бурильную колонну к седлу 26 так, чтобы перекрыть канал 24 для жидкости. За счет этого давление жидкости увеличивается (вследствие продолжающегося нагнетания) и заставляет перемещаться муфту 1 5 в ее второе концевое положение. При перемещении муфты 1 5 в ее второе концевое положение выпускные отверстия 30 открываются, так что буровой раствор течет через канал 24, через отверстия 30 в кольцевое пространство (не изображено) между бурильной колонной и скважиной.
При нахождении муфты 15 в ее втором концевом положении оправка 1а может свободно вращаться внутри корпуса 5. За счет вращения верхней части 3 бурильной колонны и оправки 1а сила трения между бурильной колонной и стенкой скважины направлена по окружности. В этой ситуации любое продольное движение, придаваемое верхней части 3 бурильной колонны не приводит к появлению продольной составляющей силы трения существенной величины, поскольку величина полной силы трения ограничена. Таким образом, растягивающее усилие, приложенное к верхней части 3 бурильной колонны не вызывает противодействия какой-либо существенной продольной силы трения. В результате по существу все тянущее усилие доступно для аккумуляции упругой энергии в верхней части 3 бурильной колонны. Инструмент для нанесения ударов ясом внезапно освобождает эту накопленную энергию для создания большой ударной силы, которая освобождает нижнюю часть бурильной колонны.
После того, как бурильная колонна освобождена в скважине, к жидкости в канале 24 прилагают выбранное избыточное давление для проталкивания шарика 28 в пространство 32, где его принимает и удерживает приемник шариков.
После прохода шарика 28 в пространство 32 давление жидкости в канале 24 снова уменьшают, так что пружина 22 переводит муфту 1 5 в ее первое концевое положение, и бурение может быть продолжено.
Во время нормального использования инструмента 1 бурильной колонны для целей очистки скважины активирующий шарик 28 прокачивают через бурильную колонну с целью расцепления муфты 1 5 и освобождения выпускных отверстий 30, как это было описано выше. В этом случае верхняя часть 3 бурильной колонны вращается со скоростью, выбранной так, чтобы вызвать ее латеральную вибрацию, в то время как буровой раствор циркулирует через бурильную колонну через выпускные отверстия 30. Вибрирующая бурильная колонна усиливает чистящее действие циркулирующего бурового раствора.
Вместо вызывания латеральной вибрации верхней части бурильной колонны с целью очистки скважины можно вызывать принятие верхней частью бурильной колонны винтовой формы во время вращения в скважине. Вращающаяся винтовая верхняя часть бурильной колонны действует как насос, который выкачивает раствор и находящиеся в нем частицы из скважины.
В альтернативном варианте выполнения второй элемент и инструмент для нанесения ударов ясом выполнены как единое целое.
Вместо использования активирующего шарика для управления муфтой, как описано выше, сцепление и расцепление может достигаться с помощью механизма паза J. В таком механизме можно управлять муфтой посредством опускания или подъема верхней части бурильной колонны и приложения выбранного количества вращения к ней. Такой механизм паза J можно применять, например, в так называемой ловильной колонне, и можно комбинировать с механизмом, активируемым импульсом давления раствора для сцепления/расцепления муфты.
В качестве альтернативного решения можно использовать беспроводную телеметрическую систему в комбинации с расположенным в скважине исполнительным устройством для управления муфтой. Например, в такой системе расположенный в скважине приемник импульсов раствора принимает с поверхности сигнал импульса раствора, который содержит команду на сцепление или расцепление муфты. Сигнал импульса раствора кодируется электронной системой, которая управляет гидравлической системой для сцепления или расцепления муфты. Энергия, необходимая для приведения в действие расположенных в скважине электронных устройств и гидравлических систем, включая исполнительное устройство, может генерироваться потоком раствора с помощью комбинации турбина/генератор переменного тока, обыч7 но используемой в измерительных устройствах во время бурения.
Claims (9)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ работы инструмента (1) бурильной колонны в скважине, образованной в земной коре, содержащего первый элемент (1а), соединенный с верхней частью (3) бурильной колонны, и второй элемент (5), соединенный с нижней частью (7) бурильной колонны, средство (11) опоры, позволяющее первому элементу вращаться относительно второго элемента вокруг продольной оси бурильной колонны, средство (15) передачи вращения для передачи вращения вокруг продольной оси первого элемента на второй элемент, и средство (26, 28) управления для выборочного сцепления и расцепления средства передачи вращения, отличающийся тем, что а) вращают верхнюю часть (3) бурильной колонны, в то время как средство (15) передачи вращения передает вращение первого элемента (1а) на второй элемент (5) и вращает нижнюю часть (7) бурильной колонны с целью бурения секции указанной скважины, b) в случае заклинивания нижней части (7) бурильной колонны в скважине, оказывают воздействие на средство (26, 28) управления для расцепления средства (15) передачи вращения, так чтобы позволить первому элементу (1а) вращаться относительно второго элемента на основе средства (11) опоры, с) вращают верхнюю часть (3) бурильной колонны вокруг ее продольной оси, в то время как нижняя часть (7) бурильной колонны остается по существу неподвижной и d) во время стадии с) прикладывают продольную силу к верхней части (3) бурильной колонны для освобождения нижней части (7) бурильной колонны из скважины.
- 2. Способ работы инструмента (1 ) бурильной колонны в скважине, образованной в земной коре, содержащего первый элемент (1а), соединенный с верхней частью (3) бурильной колонны, и второй элемент (5), соединенный с нижней частью (7) бурильной колонны, средство (11) опоры, позволяющее первому элементу вращаться относительно второго элемента вокруг продольной оси бурильной колонны, средство (15) передачи вращения для передачи вращения вокруг продольной оси первого элемента на второй элемент и средство (26, 28) управления для выборочного сцепления и расцепления средства передачи вращения, отличающийся тем, что а) вращают верхнюю часть (3) бурильной колонны, в то время как средство (15) передачи вращения передает вращение первого элемента (1а) на второй элемент (5), обеспечивая вращение нижней части (7) бурильной колонны с целью бурения секции указанной скважины, b) в случае заклинивания нижней части (7) бурильной колонны в скважине оказывают воздействие на средство (26, 28) управления для расцепления средства (15) передачи вращения, так чтобы позволить первому элементу (1а) вращаться относительно второго элемента на основе средства (11) опоры, с) вращают верхнюю часть (3) бурильной колонны вокруг ее продольной оси, в то время как нижняя часть (7) бурильной колонны остается по существу неподвижной и d) во время стадии с) или после нее пропускают через скважину поток бурового раствора для очистки скважины от осколков, возникающих при бурении.
- 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что скорость вращения верхней части (3) бурильной колонны во время стадии с) выбирают так, чтобы вызвать в скважине латеральную вибрацию верхней части (3) бурильной колонны.
- 4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что во время стадии с) вызывают принятие в скважине верхней частью (3) бурильной колонны винтовой формы.
- 5. Способ по любому из пп. 1 -4, отличающийся тем, что в качестве средства передачи вращения используют муфту (15).
- 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что в качестве средства управления используют объект (28), который выполнен с возможностью перемещения через бурильную колонну к инструменту.
- 7. Способ по любому из пп. 1 -6, отличающийся тем, что в бурильную колонну включают устройство для нанесения ударов ясом.
- 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что инструмент и устройство для нанесения ударов ясом выполнены как единое целое.
- 9. Способ по п.6 или 7, отличающийся тем, что устройство для нанесения ударов ясом располагают в нижней части (7) бурильной колонны.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP97200538 | 1997-02-25 | ||
PCT/EP1998/001129 WO1998038410A1 (en) | 1997-02-25 | 1998-02-24 | Downhole clutch with flow ports |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA199900764A1 EA199900764A1 (ru) | 2000-02-28 |
EA000788B1 true EA000788B1 (ru) | 2000-04-24 |
Family
ID=8228049
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA199900764A EA000788B1 (ru) | 1997-02-25 | 1998-02-24 | Расположенная в скважине муфта с каналами для потока |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6082457A (ru) |
EP (1) | EP0963502B1 (ru) |
CN (1) | CN1091830C (ru) |
AU (1) | AU716001B2 (ru) |
BR (1) | BR9807730A (ru) |
CA (1) | CA2278844C (ru) |
EA (1) | EA000788B1 (ru) |
EG (1) | EG21606A (ru) |
NO (1) | NO323362B1 (ru) |
OA (1) | OA11190A (ru) |
WO (1) | WO1998038410A1 (ru) |
Families Citing this family (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6241032B1 (en) * | 1999-09-07 | 2001-06-05 | Thomas E. Falgout, Sr. | One-way drill string clutch |
US6446737B1 (en) * | 1999-09-14 | 2002-09-10 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for rotating a portion of a drill string |
EP1220974B1 (en) * | 1999-10-15 | 2005-12-21 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method of drilling a wellbore with disengagable couplers |
NO314053B1 (no) * | 1999-12-28 | 2003-01-20 | Norske Stats Oljeselskap | Momentkobling for bruk i borestreng |
NO313430B1 (no) * | 2000-10-02 | 2002-09-30 | Bernt Reinhardt Pedersen | Anordning ved nedihullsventil |
GB2378197B (en) * | 2001-07-30 | 2005-07-20 | Smith International | Downhole motor lock-up tool |
US6508312B1 (en) * | 2002-02-13 | 2003-01-21 | Frank's Casing Crew And Rental Tools, Inc. | Flow control apparatus and method |
EP1540129B1 (en) * | 2002-07-10 | 2008-12-17 | Collapsing Stabilizer Tool, Ltd. | Downhole drill string having a collapsible subassembly |
US7493949B2 (en) * | 2003-07-10 | 2009-02-24 | Collapsing Stabilizer Tool, Ltd. | Flow through subassembly for a downhole drill string and method for making same |
GB2408272B (en) * | 2003-11-24 | 2006-06-28 | Smith International | Downhole swivel joint assembly and method of using said swivel joint assembly |
US7178611B2 (en) | 2004-03-25 | 2007-02-20 | Cdx Gas, Llc | System and method for directional drilling utilizing clutch assembly |
US20060016606A1 (en) * | 2004-07-22 | 2006-01-26 | Tubel Paulo S | Methods and apparatus for in situ generation of power for devices deployed in a tubular |
GB0507639D0 (en) * | 2005-04-15 | 2005-05-25 | Caledus Ltd | Downhole swivel sub |
AU2011202827B2 (en) * | 2005-04-15 | 2014-03-27 | Tercel Ip Limited | Method of running downhole apparatus into a wellbore with a swivel sub |
US7481282B2 (en) * | 2005-05-13 | 2009-01-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow operated orienter |
US20080251254A1 (en) * | 2007-04-16 | 2008-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Devices and methods for translating tubular members within a well bore |
GB0716049D0 (en) | 2007-08-17 | 2007-09-26 | Welltools Ltd | Switchable circulating tool |
GB2483825B (en) * | 2008-01-17 | 2012-06-06 | Weatherford Lamb | Flow operated orienter |
US8776915B2 (en) * | 2008-09-10 | 2014-07-15 | Smith International, Inc. | Locking clutch for downhole motor |
EP2929120A1 (en) * | 2012-12-04 | 2015-10-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Lockable swivel apparatus |
GB2501987B (en) * | 2013-04-19 | 2014-08-06 | Rotojar Ltd | Jarring apparatus |
US9644441B2 (en) | 2014-10-09 | 2017-05-09 | Impact Selector International, Llc | Hydraulic impact apparatus and methods |
US9551199B2 (en) | 2014-10-09 | 2017-01-24 | Impact Selector International, Llc | Hydraulic impact apparatus and methods |
US10041303B2 (en) | 2014-02-14 | 2018-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling shaft deflection device |
WO2015122917A1 (en) | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Individually variably configurable drag members in an anti-rotation device |
WO2015122916A1 (en) | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Uniformly variably configurable drag members in an anti-rotation device |
MX2016010374A (es) * | 2014-03-05 | 2016-11-11 | Halliburton Energy Services Inc | Embrague de fondo de pozo de deformacion por compresion permanente. |
EP2955318A1 (en) | 2014-06-10 | 2015-12-16 | Tercel IP Limited | Downhole swivel sub and method for releasing a stuck object in a wellbore |
WO2015161993A2 (en) | 2014-04-25 | 2015-10-29 | Tercel Ip Limited | Downhole swivel sub and method for releasing a stuck object in a wellbore |
WO2016043752A1 (en) | 2014-09-18 | 2016-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Releasable locking mechanism for locking a housing to a drilling shaft of a rotary drilling system |
CA2964748C (en) | 2014-11-19 | 2019-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling direction correction of a steerable subterranean drill in view of a detected formation tendency |
WO2016083582A1 (en) * | 2014-11-28 | 2016-06-02 | Tercel Ip Limited | Downhole swivel sub and method of running a string in a wellbore |
US10669799B2 (en) | 2015-11-19 | 2020-06-02 | Impact Selector International, Llc | Downhole disconnect tool |
GB2576270B (en) | 2017-05-19 | 2022-06-08 | Impact Selector Int Llc | Downhole impact apparatus |
WO2018227199A1 (en) * | 2017-06-09 | 2018-12-13 | Impact Selector International, Llc | Downhole apparatus |
US10472902B2 (en) | 2017-09-01 | 2019-11-12 | O&G Technologies LLC | Methods and systems for reducing drag and friction during drilling |
US10662712B2 (en) | 2018-02-19 | 2020-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Modular electro-mechanical assembly for downhole device |
US10731432B2 (en) | 2018-05-30 | 2020-08-04 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for stuck drill string mitigation |
CN109577896B (zh) * | 2018-11-06 | 2020-09-29 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种用于智能钻井系统钻井液脉冲发生器的补偿式连接器 |
CN113062686B (zh) * | 2019-12-16 | 2022-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井提速工具 |
CN111729383B (zh) * | 2020-06-19 | 2022-04-22 | 西安东方宏业科技股份有限公司 | 一种注水自动过滤反洗装置 |
CN113090683B (zh) * | 2021-04-15 | 2022-03-15 | 西南石油大学 | 一种机械式油气钻具离合器 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US632193A (en) * | 1898-01-14 | 1899-08-29 | Clark Curtin J | Acetylene-gas generator. |
US1883071A (en) * | 1928-12-14 | 1932-10-18 | Doheny Stone Drill Co | Lockable safety joint |
US3100538A (en) * | 1961-12-12 | 1963-08-13 | Houston Oil Field Mat Co Inc | Tubing rotary swivel assembly |
US4064953A (en) * | 1976-06-22 | 1977-12-27 | Gulf Oil Corporation | Shear sub for drill string |
US4313495A (en) * | 1980-06-13 | 1982-02-02 | Halliburton Services | Downhole pump with pressure limiter |
US4658895A (en) * | 1986-03-19 | 1987-04-21 | Halliburton Company | Gravel pack safety sub |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4632193A (en) * | 1979-07-06 | 1986-12-30 | Smith International, Inc. | In-hole motor with bit clutch and circulation sub |
US4576229A (en) * | 1984-07-20 | 1986-03-18 | Dmi Wireline, Inc. | Device for facilitating release of stuck drill collars |
US4573536A (en) * | 1984-11-07 | 1986-03-04 | Dailey Petroleum Services Corporation | Method and apparatus for flushing a well |
FR2595404B1 (fr) * | 1986-03-10 | 1988-07-08 | Alsthom | Raccord pour forage |
GB8612019D0 (en) * | 1986-05-16 | 1986-06-25 | Shell Int Research | Vibrating pipe string in borehole |
US4958691A (en) * | 1989-06-16 | 1990-09-25 | James Hipp | Fluid operated vibratory jar with rotating bit |
US5431221A (en) * | 1993-10-29 | 1995-07-11 | Houston Engineers, Inc. | Jar enhancer |
US5669455A (en) * | 1996-01-31 | 1997-09-23 | Dietrich; Rainer | Bi-rotational coupling system |
US5857710A (en) * | 1996-11-04 | 1999-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-cycle releasable connection |
-
1998
- 1998-02-14 EG EG17598A patent/EG21606A/xx active
- 1998-02-24 CA CA002278844A patent/CA2278844C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-24 EP EP98916878A patent/EP0963502B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-24 EA EA199900764A patent/EA000788B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-02-24 WO PCT/EP1998/001129 patent/WO1998038410A1/en active IP Right Grant
- 1998-02-24 CN CN98802821A patent/CN1091830C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-24 BR BR9807730-9A patent/BR9807730A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-02-24 AU AU70311/98A patent/AU716001B2/en not_active Expired
- 1998-02-25 US US09/030,310 patent/US6082457A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-08-24 NO NO19994089A patent/NO323362B1/no unknown
- 1999-08-25 OA OA9900194A patent/OA11190A/en unknown
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US632193A (en) * | 1898-01-14 | 1899-08-29 | Clark Curtin J | Acetylene-gas generator. |
US1883071A (en) * | 1928-12-14 | 1932-10-18 | Doheny Stone Drill Co | Lockable safety joint |
US3100538A (en) * | 1961-12-12 | 1963-08-13 | Houston Oil Field Mat Co Inc | Tubing rotary swivel assembly |
US4064953A (en) * | 1976-06-22 | 1977-12-27 | Gulf Oil Corporation | Shear sub for drill string |
US4313495A (en) * | 1980-06-13 | 1982-02-02 | Halliburton Services | Downhole pump with pressure limiter |
US4658895A (en) * | 1986-03-19 | 1987-04-21 | Halliburton Company | Gravel pack safety sub |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2278844A1 (en) | 1998-09-03 |
CN1249015A (zh) | 2000-03-29 |
AU7031198A (en) | 1998-09-18 |
BR9807730A (pt) | 2000-02-15 |
AU716001B2 (en) | 2000-02-17 |
EP0963502A1 (en) | 1999-12-15 |
US6082457A (en) | 2000-07-04 |
EA199900764A1 (ru) | 2000-02-28 |
CN1091830C (zh) | 2002-10-02 |
CA2278844C (en) | 2007-01-16 |
EG21606A (en) | 2001-12-31 |
NO323362B1 (no) | 2007-04-10 |
NO994089L (no) | 1999-08-24 |
EP0963502B1 (en) | 2003-05-02 |
WO1998038410A1 (en) | 1998-09-03 |
OA11190A (en) | 2003-05-21 |
NO994089D0 (no) | 1999-08-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA000788B1 (ru) | Расположенная в скважине муфта с каналами для потока | |
EP1534925B1 (en) | Combined casing expansion / casing while drilling method and apparatus | |
US10787875B2 (en) | Reaction valve drilling jar system | |
CN106321013A (zh) | 单球投掷式多次循环阀 | |
AU2002359326B2 (en) | Thrust control apparatus | |
CA2538548C (en) | Methods and apparatus for placement of well equipment | |
US20090145605A1 (en) | Staged Actuation Shear Sub for Use Downhole | |
US9988869B2 (en) | Jarring using controllable powered bidirectional mechanical jar | |
CA3085074C (en) | Shock and agitator tool | |
US20130186689A1 (en) | Downhole tool with external housing torque transfer | |
GB2398809A (en) | A displacement controlled milling device | |
SU855186A1 (ru) | Переходник колонковой трубы | |
CA2147063A1 (en) | Tool for maintaining wellbore penetration | |
GB1562749A (en) | Spring adjustment system for drill string tool |
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 KG MD TJ TM |
|
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): KZ RU |