EA009165B1 - Способ и устройство для формирования подземной скважины - Google Patents

Способ и устройство для формирования подземной скважины Download PDF

Info

Publication number
EA009165B1
EA009165B1 EA200601625A EA200601625A EA009165B1 EA 009165 B1 EA009165 B1 EA 009165B1 EA 200601625 A EA200601625 A EA 200601625A EA 200601625 A EA200601625 A EA 200601625A EA 009165 B1 EA009165 B1 EA 009165B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
casing
well
tool
drilling
drill string
Prior art date
Application number
EA200601625A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200601625A1 (ru
Inventor
Ола Михаэль Веставик
Original Assignee
Рилвелл Ас
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 Рилвелл Ас filed Critical Рилвелл Ас
Publication of EA200601625A1 publication Critical patent/EA200601625A1/ru
Publication of EA009165B1 publication Critical patent/EA009165B1/ru

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
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool 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
    • E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing 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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
    • 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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/12—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Предложены способ и устройство для формирования подземной скважины (10) и установки обсадной трубы (6) в скважине (10), в которых спускной инструмент (1), содержащий буровой инструмент (14), расширяемую обсадную трубу (6), расширитель (32) и пакер (28), выполненный с возможностью обеспечения уплотнения относительно стенки скважины (10), размещают на дне скважины (10), а затем бурят скважину (10) на требуемую длину для последующей установки расширяемой обсадной трубы (6), причем в ходе последующих операций производят усиление обсадной колонны и вводят эксплуатационную колонну, оснащенную встроенными кабелями для глубинного управления и мониторинга.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу формирования подземной скважины, в частности нефтяной скважины. Под формированием имеется в виду полное или частичное бурение скважины, затем ее закрепление с целью уплотнения стенки скважины и установка в скважине эксплуатационной колонны для добычи или закачивания жидкости. Для уже существующей скважины способ может также использоваться для крепления скважины обсадной колонной или для установки эксплуатационной колонны с обеспечением улучшенных скважинных измерений и контроля.
Более конкретно, изобретение относится к способу, в котором обсадная колонна вводится в скважину вместе с буровым инструментом и устанавливается в ней перед подъемом бурового инструмента на поверхность. Способ особенно пригоден для так называемого направленного бурения, при котором направление скважины может значительно отклоняться от вертикали.
Кроме того, способ включает в себя установку эксплуатационной колонны, возможно, с электрическими или оптическими кабелями в ее составе, а также, возможно, с датчиками и исполнительными органами для подготовки скважины к добыче или закачиванию жидкости. Изобретение также относится к устройству для осуществления способа.
В описании понятия «верх, верхний» и «низ, нижний» используются применительно к инструменту, находящемуся в вертикальной скважине.
Предшествующий уровень техники
При бурении подземных скважин с отклонением от вертикали могут возникать трудности, связанные с передачей буровой коронке достаточного усилия подачи. Причина может заключаться в том, что значительная часть веса буровой колонны и веса возможных удлинителей над буровой коронкой поглощается трением между стенкой скважины и буровой колонной. Оказалось, например, что могут возникать затруднения в продвижении обсадной колонны в скважине с отклонением от вертикали, когда в ней имеются относительно длинные и почти горизонтальные участки. Причиной являются высокие фрикционные силы, которые создаются между скважиной и обсадной колонной при ее движении и которые необходимо преодолевать.
В патентном документе Норвегии № 179261 описано устройство, в котором над буровой коронкой расположен поршень, который может перемещаться в скважине с уплотнением. Давление флюида в скважине передает на поршень усилие, которое обеспечивает продвижение буровой коронки в скважину. В данном документе в ограниченной степени описано закрепление и заканчивание скважин.
Сущность изобретения
Задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, заключается в устранении недостатков известных решений.
В соответствии с изобретением решение поставленной задачи достигается за счет признаков, изложенных в описании и пунктах формулы.
Нижний инструментальный блок содержит буровой инструмент, который сам по себе известен и предназначен для бурения скважины большего диаметра по сравнению с отверстием, через которое буровой инструмент может быть проведен. Нижний инструментальный блок содержит также приводной двигатель для бурового инструмента, необходимые клапаны и аппаратуру для управления буровым инструментом. Выгодно также, чтобы нижний инструментальный блок был снабжен скважинными приборами для измерения положений, давления и параметров пласта, а также противовыбросным устройством, встроенным в обратную линию потока для контроля давления и предотвращения выброса.
Нижний инструментальный блок соединен по меньшей мере с двумя каналами трубопровода, проходящими на поверхность. Выгодным образом может быть использована буровая колонна в виде двойной гибкой насосно-компрессорной трубы, в которой одна гибкая труба проходит внутри внешней гибкой трубы большего диаметра. Альтернативно, буровая колонна может представлять собой трубопровод другого типа с двумя каналами или две гибкие трубы, расположенные рядом друг с другом. Буровая колонна такого типа имеет по меньшей мере два раздельных канала.
Буровая колонна в виде двойной гибкой насосно-компрессорной трубы выбрана в качестве примера, в общем случае способ и устройство по изобретению применимы также для случаев использования соединенных наматываемых или ненаматываемых труб.
Буровая колонна проходит от нижнего инструментального блока до поверхности, при этом первый канал гибкой насосно-компрессорной трубы используется для нагнетания вниз бурового флюида, а второй канал, возможно, внутренний канал, используется для возврата бурового флюида и бурового шлама.
Обсадная труба, которая прикреплена своей нижней частью к нижнему инструментальному блоку, окружает гибкую насосно-компрессорную трубу по ее длине от нижнего инструментального блока до верха. Предпочтительно обсадная труба выполнена деформируемой и расширяемой таким образом, что она может быть пластично деформирована как перед установкой в скважине, так и после установки. В дальнейшем обсадная труба будет называться расширяемой обсадной трубой, хотя в соответствии с изобретением может быть выбран пример осуществления способа, в котором эта труба не расширяется.
Верхний инструментальный блок окружает гибкую насосно-компрессорную трубу с уплотнением и возможностью относительного перемещения и прикреплен к верхней части расширяемой обсадной тру
- 1 009165 бы. Верхний инструментальный блок содержит смещаемый пакер для уплотнения относительно стенки скважины. Этот пакер может быть выполнен расширяемым (раздвижным), его расширяют под управлением с поверхности земли для обеспечения уплотненного контакта со стенкой скважины, например, посредством приложения к нему противодавления. Пакер может также содержать встроенный регулируемый клапан, допускающий проход потока через пакер в конкретной ситуации, например, при спуске бурового оборудования в скважину.
Верхний инструментальный блок может содержать также роликовый якорь, выполненный с возможностью поглощения крутящих моментов, например, от бурового инструмента. Кроме того, верхний инструментальный блок может содержать расширительную оправку для расширения обсадной трубы. В предпочтительном примере выполнения расширительная оправка снабжена колесами или другими вращающимися устройствами для снижения трения и облегчения расширения расширяемой обсадной трубы. Эти колеса могут использоваться полностью или частично как роликовый якорь для поглощения упомянутых крутящих моментов.
Таким образом, спускной инструмент по изобретению содержит верхний и нижний инструментальные блоки, обсадную трубу и два канала трубопровода, проходящих от нижнего инструментального блока к поверхности.
Способ бурения скважины и установки в ней обсадной трубы включает в себя опускание спускного инструмента на дно скважины, в которой обсадная колонна уже установлена и зацементирована. Давление флюида в кольцевом зазоре над верхним инструментальным блоком воздействует на спускной инструмент, вызывая прижим бурового инструмента к дну скважины, в то время как подвижный уплотняющий пакер верхнего инструментального блока обеспечивает уплотнение относительно установленной обсадной колонны.
Буровой флюид нагнетают с поверхности через первый канал трубопровода вниз к приводному двигателю бурового инструмента, который предпочтительно расположен в нижнем инструментальном блоке. Однако возможно расположение приводного двигателя также в верхнем инструментальном блоке. Крутящий момент бурового инструмента может выгодным образом поглощаться через расширяемую обсадную трубу за счет трения со стенкой скважины или роликовым якорем, который предпочтительно расположен в верхнем инструментальном блоке.
Возврат флюида и бурового шлама на поверхность осуществляется через второй канал трубопровода. Вход во второй канал трубопровода либо расположен в центре буровой коронки и сообщается с трубами, проходящими через нижний инструментальный блок, либо выполнен в виде кольцевого зазора за буровой коронкой и сообщается с одним или несколькими каналами и далее со вторым каналом трубопровода. Когда возврат проходит через центр буровой коронки, возможно также непрерывное выбуривание керна с транспортированием керновых обломков на поверхность в потоке жидкости через обратный канал трубопровода в процессе бурения.
Возможно также производить промывку и подавать жидкость снаружи расширяемой обсадной трубы. Это также может производиться при использовании управляемых клапанов в нижнем инструментальном блоке, которые направляют жидкость, нагнетаемую с поверхности, для прохода через нижний инструментальный блок и обратно к верхнему инструментальному блоку по кольцевому зазору между гибкой насосно-компрессорной трубой и расширяемой обсадной трубой для последующего стекания вниз к дну скважины снаружи расширяемой обсадной трубы. За счет этого указанный кольцевой зазор может периодически или непрерывно промываться для удаления твердых частиц и возможного газа. Кроме того, возможно размещение в кольцевом зазоре цементирующей массы, которая затем помещается снаружи расширяемой обсадной трубы, возможно при расширении указанной трубы.
По мере дальнейшей проходки скважины буровым инструментом спускной инструмент перемещается вниз до тех пор, пока верхняя часть обсадной трубы не достигнет уровня нижней части уже установленной обсадной колонны. Если выбран вариант расширения обсадной трубы после окончания бурения, это может производиться следующим образом. При повышении давления в скважине над верхним инструментальным блоком до определенного уровня верхний инструментальный блок отделяется от расширяемой обсадной трубы, после чего расширительная оправка проталкивается через обсадную трубу. При этом обсадная труба расширяется до предварительно определенного размера.
Перед возможным расширением обсадной трубы цементирующая масса, которая нагнетается вниз с поверхности или, наиболее предпочтительно, находится внутри обсадной трубы во время бурения, может быть направлена в кольцевой зазор между расширяемой обсадной трубой и стенкой скважины.
Во время расширения буровая колонна может выгодным образом удерживаться под натяжением для передачи дополнительного усилия сжатия на расширяемую обсадную трубу.
После возможного расширения нижний инструментальный блок отделяется от нижней части обсадной трубы, после чего спускной инструмент может быть вытянут из скважины для установки в ней следующей расширяемой обсадной трубы.
Предпочтительно процесс повторяют несколько раз, используя обсадные трубы желаемой длины, пока не будет достигнута требуемая глубина бурения. Расширенные секции обсадной колонны одинаковы или имеют незначительную разницу по диаметру.
- 2 009165
Для бурения в нефтяном бассейне на некоторых участках обсадные колонны могут заменяться пропускающими поток песочными фильтрами, которые могут быть выполнены расширяемыми (раздвижными) или нерасширяемыми (нераздвижными).
Энергия и сигналы управления могут передаваться устройству с помощью известных способов, таких как посредством глубинных дистанционных средств измерения и кабелей, проходящих вдоль буровой колонны.
Двигатель для привода буровой коронки запитан от буровой колонны либо посредством бурового флюида, который нагнетается с поверхности, либо электрической энергией через буровую колонну, либо химическим путем с подачей топлива к двигателю с поверхности, возможно через отдельные каналы в буровой колонне.
Буровая колонна, обсадная колонна и эксплуатационная колонна могут быть стандартными, изготовленными из стали различного качества, или они могут быть изготовлены из других материалов, например из легкого металла типа алюминия, возможно в сочетании с износостойким покрытием и электроизоляционным покрытием изнутри и/или снаружи.
Использование новых материалов облегчает буровую колонну. Ее можно сделать, по существу, невесомой за счет того, что при циркуляции жидкости внутри буровой колонны используется жидкость более низкой плотности, чем жидкость, находящаяся снаружи от двойной буровой колонны. Подобно буровой колонне, обсадная колонна и эксплуатационная колонна могут представлять собой цельную сворачиваемую трубу, соединяемые секции гибких труб или соединяемые несворачиваемые трубы.
В альтернативном варианте передача электроэнергии и передача сигналов могут осуществляться посредством того, что по меньшей мере одна труба в буровой колонне имеет электроизоляционный материал, нанесенный на одну или обе стороны, причем, по меньшей мере, эта труба электрически изолирована от земли. В результате через изолированную трубу можно передавать значительное количество электроэнергии с относительно низкими потерями благодаря относительно большой площади металлического поперечного сечения трубы. Хорошее электроснабжение может быть выгодным образом использовано как для передачи сигналов, так и для работы, например для питания глубинного электромотора для вращения и управления работой буровой коронки. Электрический проводник может также использоваться для привода глубинного электронасоса для регулирования давления возвращаемого флюида, а также для управления глубинными исполнительными органами, сбора данных и их дистанционной передачи на поверхность.
Электрические и/или оптические проводники относительно малого поперечного сечения для передачи сигналов между поверхностью и датчиками или исполнительными органами, расположенными в нижней части буровой колонны, могут быть помещены в изоляционном материале. Эти кабели передачи сигналов могут быть по возможности защищены от износа, например, путем их прокладки в армированном композиционном материале.
Постоянные колонны труб, такие как обсадные колонны и эксплуатационные колонны, также могут использоваться в соответствии с описанным способом для связи с глубинными датчиками и исполнительными органами посредством кабелей, проложенных в защитном изоляционном материале на внутренней или наружной стороне колонн. Такие постоянные колонны труб имеют особые преимущества, например, при добыче нефти, так как они могут также легко использоваться для глубинного мониторинга и управления добычей или нагнетанием. Здесь может применяться колонна труб по типу расширяемой обсадной трубы, которая принудительно расширяется и герметично прилегает к существующему покрытию скважины, тем самым помогая обеспечить уплотнение, а также увеличивая прочность закрепления скважины. Это может быть также колонна такого же типа, но не расширяющаяся, а закрепляемая цементированием в скважине и образующая часть покрытия скважины.
Указанная колонна вместе глубинными датчиками и исполнительными органами, а также с кабелями, проложенными в защитном изоляционном материале на внутренней или наружной стороне, может быть вытягиваемой и может быть установлена в скважине без цементирования. Эта колонна, возможно, в сочетании с глубинным пакерным элементом образует временную вытягиваемую эксплуатационную колонну, которая позволяет производить мониторинг и управление добычей и нагнетанием жидкости в различных зонах.
В предпочтительном примере выполнения внутренняя сторона наружной буровой трубы снабжена электроизоляционным материалом, в котором проходят кабели передачи сигналов. За счет этого в буровой колонне обеспечена возможность электрической связи и последующего использования наружной трубы буровой колонны в качестве так называемой эксплуатационной колонны.
Способ и устройство в соответствии с изобретением дают преимущества в отношении эффективного формирования скважин как на суше, так в морском дне. Особенные преимущества создаются при формировании морских подземных скважин. Они состоят в том, что, в принципе, не обязательно наличие наружной трубы вокруг буровой колонны или наличие дополнительного насоса для обратного транспортирования бурового флюида от морского дна до поверхности воды. Это означает получение особенных преимуществ на больших морских глубинах вследствие снижения массы.
Способ и устройство по изобретению также дают преимущества за счет повышенной безопасности
- 3 009165 при бурении, поскольку для глушения скважины может быть создан дополнительный барьер. Буровой флюид над верхним инструментальным блоком выгодным образом может быть так называемым флюидом для глушения фонтанирующей скважины, то есть он может иметь удельный вес, выбранный так, чтобы давление внутри скважины было всегда больше порового давления в окружающем пласте. В этом случае буровой флюид образует барьер для глушения скважины. Другой формой барьера является противовыбросовый превентор в устье скважины.
Согласно предлагаемому способу новый барьер для глушения скважины образован подвижным пакером верхнего инструментального блока в сочетании, предпочтительно, с отказоустойчивым клапаном на возвратной трубе, который встроен в нижний инструментальный блок и управляется с поверхности. Эти элементы образуют дополнительный барьер для предотвращения неконтролируемого потока пластового флюида в скважину в определенных ситуациях. Эти элементы также создают повышенную безопасность и контроль, например, при бурении при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, так как они обеспечивают управляемую добычу из скважины во время бурения.
На основании изложенного может быть использован циркулирующий буровой флюид очень низкой плотности без ущерба для безопасности бурения. Таким образом, способ и устройство по изобретению обеспечивают улучшенный мониторинг и контроль давления в скважине, не закрепленной обсадными трубами.
В связи с использованием легкой, обладающей плавучестью буровой колонны, как это было описано выше, данный способ позволяет производить бурение особенно протяженных и глубоких скважин. Это может обеспечивать более эффективный дренаж полей для добычи нефти. Преимущества могут быть и в других областях применения, например при получении геотермальной энергии. По существу, невесомая буровая колонна снижает также требования к буровому судну по точности его положения и по времени реагирования на дрейф. Кроме того, она упрощает компенсацию качки при бурении подводной скважины за счет того, что качка компенсируется гибкостью буровой колонны.
При формировании подводной скважины буровая колонна может проходить в открытом море или может направляться от морского дна к поверхности внутри направляющей трубы, которая также может быть заполнена водой или буровым флюидом желаемой плотности. Сама направляющая труба может быть также снабжена встроенными плавучими элементами, так что она сама по себе не представляет большой нагрузки в виде усилий, передаваемых на буровое судно.
Перечень фигур чертежей
Далее со ссылками на прилагаемые чертежи будет подробно описан предпочтительный пример осуществления изобретения, не носящий ограничительного характера. На чертежах:
фиг. 1 схематично изображает скважину, формируемую с судна, которое находится на морской поверхности, фиг. 2 схематично изображает в увеличенном виде спускной инструмент, помещенный в нижней концевой части скважины, фиг. 3 схематично изображает спускной инструмент после дальнейшего бурения скважины в положении, при котором верхний конец расширяющейся обсадной колонны находится на уровне нижнего конца ранее установленной обсадной колонны, фиг. 4 схематично изображает спускной инструмент в процессе расширения расширяющейся обсадной колонны до ее расширенного диаметра, фиг. 5 схематично изображает расширяющуюся обсадную колонну по окончании расширения и протягиваемый через нее вверх нижний инструментальный блок, фиг. 6 схематично изображает спускной инструмент в увеличенном виде, фиг. 7 схематично изображает скважину с установленной в ней усиливающей обсадной колонной и колонной для заканчивания скважины.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На чертежах показан спускной инструмент, обозначенный, в целом, позицией 1. Он состоит из нижнего инструментального блока 2, верхнего инструментального блока 4, расширяемой обсадной трубы 6, проходящей между верхним и нижним инструментальными блоками 4, 2, и двойной гибкой насоснокомпрессорной трубы 8, проходящей от нижнего инструментального блока 2 на поверхность.
Спускной инструмент 1 помещают в скважине 10, снабженной обсадной колонной 12.
Как показано на фиг. 5, нижний инструментальный блок 2 содержит буровой инструмент 14, который сам по себе известен и имеет такую конфигурацию, что его можно провести через отверстие меньшего диаметра, чем диаметр скважины 10, для бурения которой предназначен буровой инструмент 14. Двигатель 16 приводит буровой инструмент 14, см. фиг. 6.
Буровая жидкость и буровой шлам могут течь к поверхности через отвод 22 в нижнем инструментальном блоке 2, соединенный со вторым каналом 24 двойной гибкой насосно-компрессорной трубы 8. В альтернативном варианте отвод 22 может быть расположен в центре буровой коронки (на чертеже не показано) для того, чтобы транспортировать также керновые обломки от дна скважины непосредственно во второй канал 24 трубы.
Нижний инструментальный блок 2 разъемно соединен с нижней частью расширяемой обсадной
- 4 009165 трубы 6, например, с помощью нижних срезных штифтов 26.
Двойная гибкая насосно-компрессорная труба 8 проходит с возможностью перемещения и с уплотнением через верхний инструментальный блок 4. В данном предпочтительном примере выполнения верхний инструментальный блок 4 содержит подвижный пакер 28, уплотненный относительно обсадной колонны 12, роликовый якорь 30 и расширитель 32. Компоненты 28, 30 и 32 сами по себе известны и здесь подробно не описываются.
Верхний инструментальный блок 4 разъемно соединен с верхней частью расширяемой обсадной трубы 6, например, с помощью верхних срезных штифтов 34.
После сборки спускного инструмента 1 на поверхности его вводят в скважину 10, возможно, через стояк 36 и устьевую задвижку 38. После этого спускной инструмент 1 может перемещаться в скважине вниз под действием гравитационных сил или под действием флюида, который нагнетают в скважину 10 над верхним инструментальным блоком 4. При этом пакер 28 обеспечивает уплотнение относительно обсадной колонны, и давление флюида действует на обращенную вверх поверхность инструментального блока 4. Флюид, находящийся под спускным инструментом 1, может выходить на поверхность через второй канал 24 двойной гибкой насосно-компрессорной трубы 8. Отвод от спускного инструмента 1 на поверхность может быть улучшен с помощью не показанного бустерного насоса, предпочтительно с электроприводом, установленного в нижнем инструментальном блоке 2.
Когда буровой инструмент 14 спускного инструмента 1 достигает дна скважины 10, см. фиг. 2, его настраивают известным образом для дальнейшего бурения с желаемым диаметром и затем включают двигатель 16. Крутящий момент бурового инструмента 14 воспринимается через расширяемую обсадную трубу 6 роликовым якорем 30 верхнего инструментального блока 4.
Давление подачи бурового инструмента 14 на дно скважины 10 может регулироваться путем регулирования давления флюида на верхнюю сторону верхнего инструментального блока 4. Это давление подачи может регулироваться также путем изменения плотности или расхода циркулирующего бурового флюида или же с помощью не показанного насоса, как было описано выше.
После проходки скважины на расстояние, соответствующее длине расширяемой обсадной трубы 6, так что концевая часть расширяемой обсадной трубы 6 опускается на уровень или приближается к нижнему концу обсадной колонны 12, фиг. 3, бурение останавливают.
При необходимости расширяемая обсадная труба 6 может быть заполнена цементирующей массой, которая выдавливается в процессе этой части операции в кольцевой зазор 40 между расширяемой обсадной трубой 6 и скважиной 10. Альтернативно, кольцевой зазор 40 может промываться.
Давление флюида над верхним инструментальным блоком 4 повышают, так что верхние срезные штифты 34 срезаются, после чего расширитель 32 перемещается вниз в расширяемую обсадную трубу 6. За счет этого расширяемой обсадной трубе придают желаемый расширенный диаметр.
При ударе расширителя в нижний инструментальный блок 2 нижние срезные штифты 26 срезаются, вследствие чего нижний инструментальный блок 2 отделяется от расширяемой обсадной трубы 6. Затем спускной инструмент вытягивают из скважины 10 - фиг. 5.
На фиг. 4 показано, что весь верхний инструментальный блок 4 входит в расширяемую обсадную трубу вместе с расширителем 32. В альтернативном, не показанном варианте части верхнего инструментального блока 4, например якорь 30, могут оставаться на верхней части расширяемой обсадной трубы во время операции ее расширения.
После проходки скважины до желаемой отметки могут быть выполнены одна или несколько повторных операций по армированию или усилению обсадной колонны 12 в скважине путем расширения усиливающей обсадной колонны 42 (фиг. 7), которая может проходить по всей длине скважины или вдоль ее части в дополнение к обсадной колонне 12, уже установленной в скважине. В альтернативном варианте усиливающая обсадная колонна 42 может быть прикреплена к обсадной колонне 12 цементированием. Эта обсадная колонна, которая усиливает обсадную колонну 12, может быть выгодным образом снабжена встроенными электрическими или оптическими кабелями 44 и не показанными глубинными датчиками и исполнительными органами для мониторинга и управления добычей или нагнетанием. Операция усиления может быть повторена для повышения прочности закрепления скважины 10 до желаемого уровня.
После завершения закрепления скважины 10 в ней устанавливают, предпочтительно в том случае, если речь идет о добывающих скважинах, эксплуатационную колонну 46. Колонна 46, как и описанная выше усиливающая обсадная колонна, может быть снабжена встроенными электрическими или оптическими кабелями 44 и не показанными глубинными датчиками и исполнительными органами.
Предпочтительно эксплуатационная колонна 46 снабжена по меньшей мере одним скважинным пакером 48, предназначенным для уплотнения относительно обсадной колонны 12 или, возможно, усиливающей обсадной колонны 42, для герметизации кольцевого зазора между эксплуатационной колонной 46 и обсадной колонной 12 по меньшей мере в одной зоне 50 скважины (фиг. 7).
Если требуется производить отвод или нагнетание одновременно в несколько зон 50 скважины, целесообразно, чтобы эксплуатационная колонна 46 была снабжена двумя или большим числом трубопроводов или трубопроводов подобно гибким насосно-компрессорным трубам 8.
- 5 009165
Формирование скважины 10 выполняют с судна 60 на морской поверхности 62. Как показано на фиг. 1, судно 60 оснащено буровым оборудованием 64. Обычно до момента введения в скважину 10 гибкие насосно-компрессорные трубы 8 хранятся на судне 60 намотанными на барабан (не показан).
Насосно-компрессорные трубы 8 могут находиться в морской воде в свободном состоянии или же могут быть заключены в стояк 66. Стояк 66 может быть снабжен не показанными плавучими элементами.

Claims (27)

1. Способ формирования подземной скважины (10) с установкой обсадной трубы или песочного фильтра (6) и с возможным последующим спуском эксплуатационной колонны (46) в скважину (10), отличающийся тем, что спускной инструмент (1), содержащий буровой инструмент (14), расширяемую обсадную трубу или песочный фильтр (6), расширитель (32) и пакер (28), выполненный с возможностью обеспечения уплотнения относительно стенки скважины (10), размещают на дне скважины (10) и бурят скважину (10) на требуемую длину для последующей установки расширяемой обсадной трубы или песочного фильтра (6).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после установки расширяемой обсадной трубы или песочного фильтра (6) спускной инструмент (1), за исключением расширяемой обсадной трубы (6), вытягивают из скважины (10).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что спускной инструмент (1) перемещают к дну скважины (10) посредством создания давления флюида в скважине (10) над спускным инструментом (1).
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что флюид, находящийся в скважине (10) под спускным инструментом (1), отводят на поверхность через второй канал (24) трубопровода.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что флюид, находящийся в скважине (10) под спускным инструментом (1), отводят на поверхность через второй канал (24) трубопровода посредством глубинного насоса.
- 6 009165
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в кольцевой зазор (40) между расширяемой обсадной трубой (6) и скважиной (10) направляют цементирующую массу, нагнетаемую через расширяемую обсадную трубу (6) или находящуюся в указанной обсадной трубе.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что усиливающую обсадную колонну (42) вводят в обсадную колонну (12) и прикрепляют к обсадной колонне (12).
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что усиливающую обсадную колонну (42) расширяют с прикреплением к обсадной колонне (12).
9. Способ по п.7, отличающийся тем, что усиливающую обсадную колонну (42) прикрепляют к обсадной колонне (12) цементированием.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что буровую колонну (8) приводят, по существу, в состояние невесомости путем обеспечения циркуляции жидкости в буровой колонне (8), причем указанная жидкость имеет более низкую плотность, чем жидкость снаружи от буровой колонны (8).
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбуривают цилиндрический керн и транспортируют его на поверхность в процессе бурения посредством потока жидкости через нижний инструментальный блок (2) вверх по обратному каналу в буровой колонне (8).
12. Конструкция спускного инструмента (1) для бурения или очистки скважины и возможной установки обсадной трубы или песочного фильтра и эксплуатационной колонны в подземной скважине (10), отличающаяся тем, что спускной инструмент (1) содержит буровой инструмент (14), расширяемую обсадную трубу (6), расширитель (32) и пакер (28), выполненный с возможностью обеспечения уплотнения относительно стенки скважины (10), при этом буровой инструмент (14) разъемным образом прикреплен к нижней части расширяемой обсадной трубы (6), а расширитель (32) и пакер (28) разъемным образом прикреплены к верхней части расширяемой обсадной трубы (6).
13. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что спускной инструмент (1) связан с поверхностью с помощью буровой колонны (8), выполненной в типовом случае в виде двойной гибкой насоснокомпрессорной трубы.
14. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что спускной инструмент (1) снабжен роликовым якорем (30).
15. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что спускной инструмент (1) снабжен роликами для уменьшения трения скольжения, одновременно служащими в качестве роликового якоря.
16. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что спускной инструмент (1) выполнен с возможностью сообщения с поверхностью посредством по меньшей мере одного канала (18, 24) трубопровода.
17. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что буровой инструмент (14) приводится буровым двигателем (16), питаемым флюидом под давлением, подаваемым с поверхности через каналы (18, 24) трубопровода.
18. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что буровой инструмент (14) приводится буровым двигателем (16), питаемым электрической энергией, подаваемой с поверхности по меньшей мере через один из каналов (18, 24) трубопровода.
19. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что по меньшей мере один из каналов (18, 24) трубопровода буровой колонны, обсадная колонна (12) или эксплуатационная колонна (46) электрически изолированы от потенциала земли посредством электроизоляционного материала (45) с возможностью передачи энергии и сигналов через металл соответствующей трубы.
20. Конструкция по п.19, отличающаяся тем, что в электроизоляционном материале (45) расположены электрические или оптические кабели (44).
21. Конструкция по п.13, отличающаяся тем, что буровая колонна (8) изготовлена из легкого металла.
22. Конструкция по п.13, отличающаяся тем, что буровая колонна (8) армирована волокнистыми композиционными материалами.
23. Конструкция по п.13, отличающаяся тем, что буровая колонна (8), расширяемая обсадная труба (6) и эксплуатационная колонна (46) выполнены сворачиваемыми и предназначены для хранения на барабанах на поверхности перед разматыванием в скважину (10).
24. Конструкция по п.13, отличающаяся тем, что буровое оборудование размещено на плавучем судне (60) для бурения скважины (10) в морском дне, причем буровая колонна (8) проходит через открытое море.
25. Конструкция по п.13, отличающаяся тем, что буровое оборудование (64) размещено на плавучем судне (60) для бурения скважины (10) в морском дне, причем буровая колонна (8) проходит через стояк (66) от морского дна до судна, причем стояк (66) снабжен плавучими элементами.
26. Конструкция по п.25, отличающаяся тем, что стояк (66) выполнен телескопическим с возможностью допуска определенного дрейфа судна из его положения над скважиной (10).
27. Конструкция по п.12, отличающаяся тем, что расширитель (32) исключен, а пакер (28), выполненный с возможностью обеспечения уплотнения относительно стенки скважины (10), встроен упрощенным образом в расширяемую обсадную трубу (6) с образованием ее неотъемлемой части.
EA200601625A 2004-03-08 2005-03-07 Способ и устройство для формирования подземной скважины EA009165B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20040993A NO325291B1 (no) 2004-03-08 2004-03-08 Fremgangsmate og anordning for etablering av en undergrunns bronn.
PCT/NO2005/000082 WO2005085580A1 (en) 2004-03-08 2005-03-07 A method and device for establishing an underground well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200601625A1 EA200601625A1 (ru) 2007-02-27
EA009165B1 true EA009165B1 (ru) 2007-10-26

Family

ID=34793465

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200601625A EA009165B1 (ru) 2004-03-08 2005-03-07 Способ и устройство для формирования подземной скважины

Country Status (10)

Country Link
US (4) US7861779B2 (ru)
CN (1) CN1930361B (ru)
AU (1) AU2005219816B2 (ru)
BR (1) BRPI0508129B1 (ru)
CA (1) CA2559140C (ru)
EA (1) EA009165B1 (ru)
GB (1) GB2427425B (ru)
MX (1) MXPA06010232A (ru)
NO (1) NO325291B1 (ru)
WO (1) WO2005085580A1 (ru)

Families Citing this family (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2003270774A1 (en) * 2002-09-20 2004-04-08 Enventure Global Technlogy Bottom plug for forming a mono diameter wellbore casing
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
NO325291B1 (no) * 2004-03-08 2008-03-17 Reelwell As Fremgangsmate og anordning for etablering av en undergrunns bronn.
EP1852571A1 (en) 2006-05-03 2007-11-07 Services Pétroliers Schlumberger Borehole cleaning using downhole pumps
US8387002B2 (en) * 2007-04-20 2013-02-26 National Instruments Corporation Statechart development environment with embedded graphical data flow code editor
AU2008327919B2 (en) * 2007-11-21 2011-08-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of drilling a wellbore
WO2009080284A2 (en) * 2007-12-21 2009-07-02 Services Petroliers Schlumberger Apparatus for receiving and transmitting signals in electromagnetic telemetry system used in a wellbore
IES20090407A2 (en) * 2009-05-26 2009-10-28 Espen Alhaug Method and system for transferring signals through a drill pipe system
NO330698B1 (no) * 2009-07-06 2011-06-14 Reelwell As Et nedihulls bronnverktoy med ekspansjonsverktoy og en fremgangsmate for anvendelse derav
NO332920B1 (no) 2009-07-06 2013-02-04 Reelwell As Et nedihulls bronnverktoy tilveiebrakt med et stempel
NO332093B1 (no) 2009-07-06 2012-06-18 Reelwell As Nedihullsverktoy
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
NO20093545A1 (no) * 2009-12-17 2011-06-20 Norse Cutting & Abandonment As Fremgangsmate og anordning for a stenge en bronn i grunnen
EP2591206A4 (en) 2010-07-06 2018-01-10 National Oilwell Varco, L.P. Dual-flow valve and swivel
CN101922167B (zh) * 2010-09-16 2013-03-27 刘建永 爆扩螺旋滤水管取水的方法
CN101994500B (zh) * 2010-10-13 2013-08-07 刘文西 膨胀支撑水平筛管装置和使用方法
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
EP2458140A1 (en) * 2010-11-29 2012-05-30 Vetco Gray Controls Limited Monitoring a subsea well installation
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Degradable shaped charge and perforating gun system
US9347119B2 (en) 2011-09-03 2016-05-24 Baker Hughes Incorporated Degradable high shock impedance material
US8561722B2 (en) 2011-12-20 2013-10-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controllably milling a window in a cased wellbore using a pressure differential to cause movement of a mill
US9004185B2 (en) * 2012-01-05 2015-04-14 Baker Hughes Incorporated Downhole plug drop tool
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9068428B2 (en) 2012-02-13 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Selectively corrodible downhole article and method of use
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US9022113B2 (en) 2012-05-09 2015-05-05 Baker Hughes Incorporated One trip casing or liner directional drilling with expansion and cementing
CN103711457A (zh) * 2012-09-29 2014-04-09 中国石油化工股份有限公司 一种六开次井身结构的设计方法
US9863237B2 (en) 2012-11-26 2018-01-09 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Electromagnetic telemetry apparatus and methods for use in wellbore applications
AP2015008821A0 (en) * 2013-05-06 2015-10-31 Halliburton Energy Services Inc Wellbore drilling using dual drill string
US9964660B2 (en) * 2013-07-15 2018-05-08 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Electromagnetic telemetry apparatus and methods for use in wellbores
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
US10865465B2 (en) 2017-07-27 2020-12-15 Terves, Llc Degradable metal matrix composite
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
CA2936851A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
MY181521A (en) * 2014-07-25 2020-12-24 Helix Energy Solutions Group Inc Method of subsea containment and system
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
CN111894502B (zh) * 2020-07-28 2023-03-10 四川大学 气体作为流体介质的坑道取芯方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2357101A (en) * 1999-12-10 2001-06-13 Baker Hughes Inc Simultaneous Drilling and Casing Of Wellbores
US20030106688A1 (en) * 2001-12-10 2003-06-12 Kent Saugier Casing while drilling
CA2401813A1 (en) * 2002-09-06 2004-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Combined casing expansion/ casing while drilling method and apparatus

Family Cites Families (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4121659A (en) * 1977-09-12 1978-10-24 Otis Engineering Corporation Collar lock and seal assembly for well tools
US4424859A (en) * 1981-11-04 1984-01-10 Sims Coleman W Multi-channel fluid injection system
US4579373A (en) * 1982-07-06 1986-04-01 Neal William J Insulated concentric tubing joint assembly
GB8531627D0 (en) * 1985-12-23 1986-02-05 Shell Int Research Drilling borehole
US4694916A (en) * 1986-09-22 1987-09-22 R. C. Ltd. Continuous coring drill bit
US4765405A (en) * 1987-03-13 1988-08-23 Clark William R Perforation circulating washer
GB9007147D0 (en) * 1990-03-30 1990-05-30 Framo Dev Ltd Thermal mineral extraction system
FR2683590B1 (fr) * 1991-11-13 1993-12-31 Institut Francais Petrole Dispositif de mesure et d'intervention dans un forage, procede d'assemblage et utilisation dans un puits petrolier.
US5285204A (en) * 1992-07-23 1994-02-08 Conoco Inc. Coil tubing string and downhole generator
US7040420B2 (en) * 1994-10-14 2006-05-09 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
WO1997001017A1 (en) * 1995-06-20 1997-01-09 Bj Services Company, U.S.A. Insulated and/or concentric coiled tubing
AU3277495A (en) * 1995-07-25 1997-02-26 Downhole Systems Technology Canada Safeguarded method and apparatus for fluid communication usig coiled tubing, with application to drill stem testing
US6196336B1 (en) 1995-10-09 2001-03-06 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for drilling boreholes in earth formations (drilling liner systems)
US5992468A (en) * 1997-07-22 1999-11-30 Camco International Inc. Cable anchors
JP4085403B2 (ja) 1997-12-31 2008-05-14 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 炭化水素生産井の掘削及び仕上げ方法
GB9810321D0 (en) * 1998-05-15 1998-07-15 Head Philip Method of downhole drilling and apparatus therefore
US7357188B1 (en) * 1998-12-07 2008-04-15 Shell Oil Company Mono-diameter wellbore casing
WO2000037766A2 (en) 1998-12-22 2000-06-29 Weatherford/Lamb, Inc. Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes
US7311148B2 (en) * 1999-02-25 2007-12-25 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
GB2365463B (en) * 2000-08-01 2005-02-16 Renovus Ltd Drilling method
GB0108384D0 (en) * 2001-04-04 2001-05-23 Weatherford Lamb Bore-lining tubing
WO2003062590A1 (en) * 2002-01-22 2003-07-31 Presssol Ltd. Two string drilling system using coil tubing
GB0206227D0 (en) 2002-03-16 2002-05-01 Weatherford Lamb Bore-lining and drilling
US6666274B2 (en) * 2002-05-15 2003-12-23 Sunstone Corporation Tubing containing electrical wiring insert
US7090018B2 (en) * 2002-07-19 2006-08-15 Presgsol Ltd. Reverse circulation clean out system for low pressure gas wells
US7204327B2 (en) * 2002-08-21 2007-04-17 Presssol Ltd. Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string
GB2414759B (en) * 2003-04-04 2007-11-07 Weatherford Lamb Method and apparatus for handling wellbore tubulars
WO2005052304A1 (en) * 2003-11-14 2005-06-09 Bp Exploration Operating Company Limited Method for drilling and lining a wellbore
US7281588B2 (en) * 2003-12-19 2007-10-16 Schlumberger Technology Corporation Tubular injector apparatus and method of use
GB0329712D0 (en) * 2003-12-22 2004-01-28 Bp Exploration Operating Process
US20050178562A1 (en) * 2004-02-11 2005-08-18 Presssol Ltd. Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling
US7343983B2 (en) * 2004-02-11 2008-03-18 Presssol Ltd. Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling
US20050178586A1 (en) * 2004-02-12 2005-08-18 Presssol Ltd. Downhole blowout preventor
NO325291B1 (no) * 2004-03-08 2008-03-17 Reelwell As Fremgangsmate og anordning for etablering av en undergrunns bronn.
US7540325B2 (en) * 2005-03-14 2009-06-02 Presssol Ltd. Well cementing apparatus and method
US20060219407A1 (en) * 2005-03-14 2006-10-05 Presssol Ltd. Method and apparatus for cementing a well using concentric tubing or drill pipe
CA2627390C (en) * 2007-03-26 2015-12-01 James I. Livingstone Drilling, completing and stimulating a hydrocarbon production well
NO338637B1 (no) * 2011-08-31 2016-09-26 Reelwell As Trykkregulering ved bruk av fluid på oversiden av et stempel

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2357101A (en) * 1999-12-10 2001-06-13 Baker Hughes Inc Simultaneous Drilling and Casing Of Wellbores
US20030106688A1 (en) * 2001-12-10 2003-06-12 Kent Saugier Casing while drilling
CA2401813A1 (en) * 2002-09-06 2004-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Combined casing expansion/ casing while drilling method and apparatus

Also Published As

Publication number Publication date
AU2005219816B2 (en) 2008-06-12
AU2005219816A1 (en) 2005-09-15
US20070169943A1 (en) 2007-07-26
US20150184477A1 (en) 2015-07-02
MXPA06010232A (es) 2007-03-07
GB2427425A (en) 2006-12-27
GB0618887D0 (en) 2006-11-01
CA2559140A1 (en) 2005-09-15
US7861779B2 (en) 2011-01-04
CN1930361A (zh) 2007-03-14
US8122958B2 (en) 2012-02-28
WO2005085580A1 (en) 2005-09-15
GB2427425B (en) 2009-02-18
NO20040993D0 (no) 2004-03-08
US20100314107A1 (en) 2010-12-16
NO20040993L (no) 2005-09-09
NO325291B1 (no) 2008-03-17
US20100319935A1 (en) 2010-12-23
CA2559140C (en) 2013-08-20
EA200601625A1 (ru) 2007-02-27
CN1930361B (zh) 2012-06-13
BRPI0508129B1 (pt) 2015-12-29
BRPI0508129A (pt) 2007-07-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA009165B1 (ru) Способ и устройство для формирования подземной скважины
CA2508852C (en) Drilling method
US3732143A (en) Method and apparatus for drilling offshore wells
AU2003210744B8 (en) Well system
CA2250483C (en) Well system
CA2259638C (en) Apparatus and method for installing a pipe in a wellbore
EP2013446B1 (en) Wellbore system
NO326447B1 (no) Navlestreng for undergrunns elektriske boremaskiner og fjernstyrte kjoretoy og fremgangsmate for a fremstille den
GB2365463A (en) Drilling and lining a borehole
CN102007264A (zh) 用于可编程压力钻井和可编程梯度钻井和完井的方法和设备
EP1702133B1 (en) Method for drilling and lining a wellbore
CA2499727A1 (en) Appartus and methods for installing casing in a borehole
AU2002339535A1 (en) Assembly for drilling low pressure formation
EP1423582A1 (en) Assembly for drilling low pressure formation
US20080271924A1 (en) Drilling Method and Apparatus
US6186238B1 (en) Assembly and method for the extraction of fluids from a drilled well within a geological formation
US20080314644A1 (en) Device for a Borehole Arrangement
CA2280323C (en) Assembly and method for the extraction of fluids from a drilled well within a geological formation
NO20180235A1 (en) A method and apparatus for simultaneously drilling and in-situ casing installation

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): AZ KZ RU