EA019815B1 - Устройство и способ для модификации боковых стенок скважины - Google Patents
Устройство и способ для модификации боковых стенок скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA019815B1 EA019815B1 EA201170428A EA201170428A EA019815B1 EA 019815 B1 EA019815 B1 EA 019815B1 EA 201170428 A EA201170428 A EA 201170428A EA 201170428 A EA201170428 A EA 201170428A EA 019815 B1 EA019815 B1 EA 019815B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- housing
- drill string
- speed
- borehole
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 36
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102000010410 Nogo Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108010077641 Nogo Proteins Proteins 0.000 description 1
- 238000005270 abrasive blasting Methods 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000036461 convulsion Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs, or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/002—Cutting, e.g. milling, a pipe with a cutter rotating along the circumference of the pipe
-
- 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
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
-
- 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
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/64—Drill bits characterised by the whole or part thereof being insertable into or removable from the borehole without withdrawing the drilling pipe
- E21B10/66—Drill bits characterised by the whole or part thereof being insertable into or removable from the borehole without withdrawing the drilling pipe the cutting element movable through the drilling pipe and laterally shiftable
-
- 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
- E21B7/001—Drilling a non circular hole
-
- 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
- E21B7/003—Drilling with mechanical conveying means
- E21B7/005—Drilling with mechanical conveying means with helical conveying means
-
- 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
-
- 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
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Abstract
Настоящее изобретение относится к устройству (1) для модификации боковых стенок скважины. Устройство содержит продольный корпус (2), выполненный с возможностью входить в ствол скважины. Корпус включает в себя первую концевую часть (11), вторую концевую часть (12) и боковую часть (13), расположенную между боковыми частями (11, 12) и выполненную с возможностью прилегать к боковым стенкам скважины. Средство (5) расположено на боковой стенке корпуса (2) для удаления материала с боковой стенки скважины. Корпус (2) выполнен с возможностью вращаться с контролируемой скоростью вращения относительно стенок скважины и подаваться с контролируемой скоростью продольного перемещения относительно ствола скважины. Изобретение относится также к способу для создания скважины с внутренними винтовыми углублениями.
Description
Настоящее изобретение относится к модификации боковых стенок скважины, в частности, в применении к бурению длинных скважин. Изобретение, в частности, приспособлено для наклоннонаправленного бурения скважин, таких как морских нефтяных скважин. В частности, изобретение относится к устройству и способу создания винтовых углублений в стволе скважины. Модифицированная скважина не является круглой скважиной с одинаковым диаметром по всей длине скважины, а является скважиной с некруглым поперечным сечением или скважиной с изменяющимся диаметром по всей длине скважины. Устройство согласно изобретению может быть использовано для фрезерования боковых стенок в уже пробуренной скважине или может формировать часть узла, обеспечивающего подобное фрезерование и бурение.
Решение для создания некруглых скважин в породах для использования с геотермальными тепловыми насосами и для увеличения поддержки скважины в таких применениях, как горизонтальное бурение нефтяных и газовых скважин, раскрыто в заявке на патент США № 2008/0093125. Система использует неконтактную буровую систему, которая в одном варианте осуществления использует сверхзвуковую огнеструйную систему бурения с подвижным соплом, которое отклоняется между точками поворота.
Патент США № 4629010 раскрывает способ и устройство для проходки скважин. Устройство включает в себя пару вращающихся врезных головок с горизонтальными осями, смонтированными на суппорте для перемещения этих осей к и от друг друга относительно центрального положения вблизи оси скважины и периферийного положения вблизи формируемой стенки скважины.
Например, бурение нефтяной скважины является созданием скважины и является источником затрат при разработке нефтяных и газовых месторождений, наклонно-направленное бурение (ЕКЭ) является ключевой проблемой. Эти типы бурения включают в себя значительное удаление от инфраструктуры и множество целей и могут включать в себя уплотняющее бурение тонкими скважинами, бурение с использованием насосно-компрессорных труб, бурение с использованием гибких насосно-компрессорных труб и обсадку во время бурения.
Наклонно-направленное бурение ограничено из-за трения буровой колонны, вызывающего значительное торможение и скручивание. Это опять может привести к изгибу или к скручиванию буровой колонны.
Более того, увеличенная потеря давления вдоль буровой колонны может вызвать избыточное давление к эквивалентной плотности циркуляции в формации. Это опять может вызвать нестабильность скважины и потерю циркуляции, плохую очистку скважины и застревание буровой колонны. Контакт буровой колонны и стенки скважины может также вызвать разрушение глинистой корки. Биение буровой колонны в скважине при вращении может вызывать повреждение непрерывности глинистой корки.
С применением настоящего изобретения этот контакт уменьшается, что приводит к меньшему повреждению глинистой корки, уменьшению утечки и уменьшению нестабильности скважины. Контакт может быть уменьшен до 75% с одновременным поддержанием предела прочности буровой колонны. Увеличение проникновения бурового раствора ведет к нестабильности скзажины, разрушению скважины и повреждению формации в углеводородном пласте. Настоящее изобретение может поддерживать одинаковую чистоту скважины и, тем самым, одинаковую степень прогиба буровой колонны в скважине. Меньшая зона проникновения в пласте ведет к уменьшенному скин-эффекту, увеличенной скорости добычи и более высокой степени извлечения.
Потеря бурового раствора является одним из главных факторов, которые приводят к нестабильности в формации. Поддержание глинистой корки уменьшит скорость потери флюида. Препятствование разрушению глинистой корки имеет большое влияние на уменьшение потери бурового раствора. Таким образом, настоящее изобретение, уменьшающее контакт между стенкой скважины и, например, буровой колонной, будет иметь большое влияние на уменьшение нестабильности скважины.
Уменьшенная нестабильность скважины приводит к меньшему времени бурения и увеличенной безопасности работ, которые являются основными проблемами в буровой индустрии.
Со скважиной, имеющей модифицированные стенки согласно изобретению, предполагается увеличить максимальную протяженность скважин путем уменьшения трения о стенки скважины посредством уменьшения контакта со стенкой, уменьшая давление утечки по всей буровой колонне путем увеличения области кольцеобразного зазора, увеличивая стабильность скважины путем уменьшения контакта со стенкой, например, буровой скважины, уменьшая дифференциальный прихват буровой колонны в необсаженной секции, улучшая очистку скважины благодаря режиму вращательного потока в кольцеобразном зазоре и уменьшая поверхностное скручивание путем устранения реактивного момента бурового долота. Уменьшение потери давления циркуляции в кольцеобразном зазоре уменьшает давление формации и, тем самым, риск разрыва формации. Полное давление, приложенное к формации, эквивалентно гидростатическому давлению циркулирующего бурового раствора с эквивалентной плотностью в кольцеобразном зазоре, уменьшение давления утечки по всей буровой колонке является одним из главных ограничивающих факторов в протяженных длинных скважинах. С помощью настоящего изобретения указанное уменьшение давления может быть снижено, и, тем самым, длина скважины может быть увеличена.
Уменьшение контакта буровой колонны со стенкой может опять привести к меньшей потере буро
- 1 019815 вого раствора и меньшей нестабильности скважины. Время является ключевым фактором для объема утечки.
Коэффициент трения является эмпирическим параметром, зависящим от различных переменных: скорости скольжения, температуры, вибрации, качества поверхности, площади контакта и протяженности загрязнения. Законы трения для смазанных поверхностей значительно отличаются от таковых для сухих поверхностей. В смазанных поверхностях сопротивление трения зависит фактически от конкретной нагрузки. Увеличение площади потока приводит к уменьшению потери давления (ЕСЭ) в кольцеоб разном зазоре
Начальные модели расчетов предлагают 300% отход забоя от вертикали и 88% уменьшение потери давления на единицу длины. Дополнительные преимущества могут включать в себя уменьшение проблем бурения, достижение новых целей и преимуществ для окружающей среды. Это также позволяет экономить средства.
Создание винтовых углублений вокруг главной скважины улучшает режим течения касательно транспортировки бурового шлама в кольцеобразном зазоре.
Боковое движение текучей среды в винтовых углублениях и режим вращательного потока улучшит перемещение бурового шлама в сравнении с круговым кольцеобразным зазором. В дополнение больший зазор за буровой колонной увеличивает скорость текучей среды в нижней части скважины. Более высокая скорость текучей среды в этой части скважины является ключевым решением для уменьшения отложения частиц транспортом бурового шлама.
Обычное моделирование потока с эквивалентными условиями показывает, что режим возвратного потока в кольцеобразном зазоре скважины с винтовыми углублениями будет отличаться от обычных кольцеобразных зазоров и будет улучшена очистка скважины при наклонно-направленном бурении.
Более высокая скорость текучей среды ниже буровой колонны в горизонтальной секции приводит к улучшенной очистке скважины и меньшим отложениям бурового шлама. Улучшенная очистка скважины уменьшит отложение бурового шлама и избыточное торможение и скручивание. Использование буровых труб большего диаметра для увеличенных механических свойств также является вариантом в некоторых случаях для увеличения отхода от вертикали при бурении.
Изучение потери давления в различных случаях и сравнение обычной и модифицированной буровой системы показывает, что очистка скважины происходит лучше в модифицированных скважинах.
Настоящее изобретение относится к устройству для модификации боковых стенок скважины. Устройство может быть компоновкой низа буровой колонны. Созданная скважина не будет являться круглой скважиной с одинаковым диаметром вдоль всей скважины, а будет скважиной с некруглым поперечным сечением или скважиной с переменным диаметром вдоль всей скважины. Поперечное сечение в варианте осуществления может включать в себя многопрофильную структуру скважины, где профиль может иметь различные профили вдоль всей скважины или секции, или может быть в дополнительном варианте осуществления многоспиральной структурой скважины, имеющей несколько углублений на протяжении основной круглой скважины. Скважина в еще одном варианте осуществления может иметь несколько диаметров или эллиптический профиль.
Более того, настоящее изобретение касается способа для бурения выше упомянутой скважины. Обычно скважина будет иметь винтовую или спиральную внутреннюю канавку, в которой поперечное сечение изменяется по длине скважины, если поперечное сечение зафиксировано относительно оси вдоль длины скважины, т.е. не поворачивается вместе с винтовой канавкой.
Как объяснено выше, поперечные сечения скважины могут иметь по меньшей мере одну многопрофильную структуру скважины с несколькими различными канавками, многоспиральную структуру скважины, имеющую несколько канавок или углублений вдоль главной круглой скважины, скважину с несколькими диаметрами или комбинацию упомянутых выше различных форм скважины.
В дополнительном аспекте изобретение создает скважину, имеющую эллиптическое поперечное сечение. Эллиптическое поперечное сечение может поворачиваться по длине скважины.
Устройство согласно изобретению содержит продольный корпус, выполненный с возможностью прилегать к скважине изнутри. Корпус включает в себя первую концевую часть, вторую концевую часть и боковую часть, расположенную между упомянутыми концевыми частями, приспособленную прилегать к боковым стенкам скважины. Более того, устройство включает в себя средство на боковой стороне корпуса для удаления материала с упомянутой стенки скважины. Устройство может вращаться и перемещаться в продольном направлении, например, на буровой колоне или включает в себя отдельное средст
- 2 019815 во для вращения корпуса с контролируемой скоростью вращения относительно упомянутых стенок скважины. Устройство может включать в себя средство для подачи корпуса с контролируемой скоростью продольного перемещения относительно боковой стенки скважины.
Средство для удаления материала может включать в себя сопло для обдувки частицами, но этот способ может быть менее предпочтительным и не может быть сравнен со способом фрезерования.
Корпус может включать в себя подключенное к источнику энергии приводное средство, такое как гидравлический забойный двигатель и другие ведущие элементы, хорошо известные в области техники, обычно приводимые в действие буровым раствором или электрически с помощью электрических двигателей. Средство для удаления материала с упомянутой стенки скважины на боковой стороне корпуса может включать в себя по меньшей мере одну фрезу, приводимую во вращение с помощью упомянутого приводного средства.
Фреза или коронки могут обычно иметь головку куполообразной формы со спеченными или подругому обработанными резцами для обеспечения фрезерования. Однако могут быть использованы и другие формы, такие как заостренные или квадратные. Синтетические алмазы обычно используются для облицовки фрезы.
Приводное средство для вращения корпуса с контролируемой скоростью вращения может включать в себя средство для вращения буровой колонны, присоединенной к заднему концу корпуса. Обычно вращение обеспечивается обычным средством для вращения буровой колонны.
По меньшей мере одна фреза для удаления материала может быть наклонена по отношению к стенке скважины для обеспечения и продвижения вперед и для вращательного движения корпуса в скважине во время фрезерования винтовых углублений.
Корпус может включать в себя первую и вторую часть, и, по меньшей мере, первая часть может включать в себя такое средство, как буровое долото для удаления материала из забоя для дальнейшего бурения скважины. Вторая часть может быть подвижно присоединена к первой части. Одна или обе части могут включать в себя средство для закрепления устройства на стенке скважины. Указанные части могут двигаться назад и вперед с помощью подходящего привода для создания механизма для обеспечения одновременного вращательного и поступательного движения в виде движения землемерки. Средство для прикрепления устройства к стенке скважины может последовательно зацепляться или отцепляться от стенки скважины для обеспечения поворотного движения землемерки. Более того, корпус должен включать в себя средство для удаления материала от стенки скважины, как это объяснялось выше.
Корпус может дополнительно включать в себя буровое долото на торцевой поверхности корпуса в направлении скважины для бурения скважины. Буровое долото может быть также обычным буровым долотом, хорошо известным в данной области, и может обычно приводиться в движение с помощью гидравлического забойного двигателя.
Корпус может включать в себя несколько фрез на его боковой поверхности, например может быть использовано четыре фрезы.
Когда основная скважина пройдена, дополнительные углубления вдоль оси скважины дают большую эффективную площадь поперечного сечения с постоянным эффективным диаметром, поддерживая тем самым степень изгиба буровой колонны. Количество углублений может изменяться от 1 до 4 или более. Количество, форма и размер углублений могут изменяться в зависимости от конструкции инструмента. Степень уменьшения контакта со стенкой также зависит от количества и размера боковых фрез или коронок и может достигать более 95%. Модифицированная скважина изобретения может быть применена ко всем скважинам или размерам скважин. В общем, каждое некруговое или бесформенное поперечное сечение, которое вращается вдоль оси скважины, будет создавать спиральные углубления, углы и формы (нарезанная стенка) и давать преимущества поддержания, например, буровой колонны внутри основной скважины.
Устройство может дополнительно включать в себя датчики для мониторинга вращательного и поступательного движения устройства относительно скважины. Выходные данные из датчиков могут быть направлены в режиме реального времени на поверхность для контроля вращательного и поступательного движения устройства или могут быть направлены в систему управления устройства. Датчики также могут обеспечивать информацию для встроенного компьютерно-читаемого средства хранения для последующего чтения с помощью компьютера после извлечения устройства на поверхность.
Корпус может включать в себя по меньшей мере один привод для приведения в движение по меньшей мере одной фрезы между выдвинутым рабочим положением и втянутым положением, в частности для втягивания фрезы или фрез во время спуска или извлечения. Корпус может также включать в себя избыточные фрезы для работы, если некоторые фрезы выйдут из строя.
Более того, изобретение относится к скважине для разведки и добычи углеводородов с отверстием с практически круглым поперечным сечением и винтовыми углублениями, окружающими скважину. Форма винтовых углублений обычно соответствует форме фрезы, использованной для создания нарезки, обычно обеспечивая сглаженное или заостренное сечение. Если используется менее предпочтительный способ абразивной обдувки, профиль или сечение будет менее предсказуемым и будет сильно зависеть от материала скважины. Форма, однако, является менее важной, поскольку винтовые или спиральные
- 3 019815 углубления обеспечивают ожидаемый эффект. Изобретение может также включать в себя вертлюг для обеспечения независимого вращения устройства относительно буровой колонны.
Изобретение может включать в себя расширитель. Может также быть обеспечено средство для центрирования устройства в скважине.
В дополнительном аспекте изобретение создает устройство для бурения скважины, имеющей поперечное сечение, изменяющееся вдоль ее длины относительно неподвижной оси, параллельной скважине. Упомянутые поперечные сечения скважины могут иметь, по меньшей мере, многопрофильную структуру, эллиптическую структуру, имеющую винтовые углубления вдоль оси основной скважины, и скважину с многими диаметрами.
В дополнительном аспекте изобретения создана скважина, имеющая многопрофильное или эллиптическое поперечное сечение, образованное при использовании компоновки низа буровой колонны, содержащей фрезеровочный процесс.
В дополнительном аспекте изобретение создает трубу для транспортировки жидкостей с практически некруговым поперечным сечением, которая вращается вдоль продольной оси и обеспечивает в трубе винтовые углубления.
Более того, изобретение относится к способу для создания скважины с внутренними винтовыми углублениями, содержащему этап установки в скважину устройства, описанного выше, с продольным корпусом. Корпус включает в себя первую концевую часть, вторую концевую часть и боковую часть, расположенную между упомянутыми концевыми частями. Средство или фрезы на боковой части для изменения стенки скважины приводятся в действие для удаления материала. Корпус вращается и подается с контролируемой скоростью продольного перемещения и с контролируемой скоростью вращения относительно стенок скважины.
Устройство согласно изобретению может вращаться без какого-либо поступательного движения для создания областей с различным диаметром. Фрезы затем могут быть втянуты, устройство продвинуто вперед и затем фрезерование области с различным диаметром может быть выполнено путем вращения устройства без поступательного движения. Ширина области с различным диаметром может контролироваться с помощью вращательного и поступательного движения.
В дополнительном аспекте изобретение создает способ бурения скважины, имеющей различное по длине скважины поперечное сечение в соответствии с одним из вариантов выполнения поперечного сечения скважины, описанным выше.
Краткое описание чертежей
Варианты осуществления изобретения описаны ниже со ссылкой на следующие чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 является вариантом настоящего изобретения, использующего бурение с увеличенным отклонением от вертикали;
фиг. 2 - поперечное сечение скважины с многоспиральной формой углублений в соответствии с вариантом осуществления изобретения;
фиг. 3 - вид со стороны скважины с многоспиральной формой углублений на фиг. 2;
фиг. 4 - вид со стороны скважины с множеством диаметров в соответствии с вариантом осуществления изобретения;
фиг. 5 - вид со стороны скважины с множеством диаметров в соответствии с вариантом осуществления изобретения, с буровой колонной в скважине;
фиг. 6 - поперечное сечение эллиптической скважины;
фиг. 7 - вид со стороны скважины с эллиптической формой углублений на фиг. 6;
фиг. 8 - поперечное сечение скважины с буровой колонной до и после изменения стенок скважины;
фиг. 9 - вид со стороны скважины с многоспиральной формой углублений в соответствии с вариантом осуществления изобретения, с буровой колонной в скважине, показывающей точки соприкосновения между скважиной и буровой колонной;
фиг. 10 - первый вариант осуществления устройства в соответствии с изобретением;
фиг. 11 - второй вариант осуществления устройства в соответствии с изобретением;
фиг. 12 - третий вариант осуществления устройства в соответствии с изобретением;
фиг. 13 - устройство в соответствии с изобретением в скважине.
Ниже изобретение описано со ссылкой на прилагаемые чертежи.
Фиг. 1 показывает устройство 1 в соответствии с изобретением для бурения с увеличенным отклонением от вертикали в подводной установке в скважине 20. Устройство подсоединено к буровой колонне 6.
Фиг. 2 показывает пример поперечного сечения скважины 20 в соответствии с изобретением, пробуренной с устройством, которое будет рассмотрено ниже. Скважина включает в себя продольно проходящие углубления 21, которые обычно будут формировать вращательную структуру вокруг скважины 20. Форма углублений может быть скругленной, как показано на чертеже.
Фиг. 3 является видом сбоку скважины 20 на фиг. 2, где винтовые углубления 21 показаны в виде полос для лучшей иллюстрации формы скважины.
Фиг. 4 является иллюстрацией со стороны скважины 20 с множеством диаметров в соответствии с
- 4 019815 вариантом осуществления изобретения. Чертеж показывает, как скважина может быть выполнена с несколькими диаметрами, показанными черными и белыми областями, где черные области показывают измененную скважину с увеличенными диаметрами.
Фиг. 5 является видом со стороны скважины 20 с множеством диаметров на фиг. 4 с буровой колонной 6 в скважине. Чертеж показывает, как область контакта между буровой колонной 6 и стенкой скважины 20 уменьшается в сравнении со скважиной с практически одинаковым диаметром по всей длине.
Фиг. 6 является видом другого варианта осуществления изобретения со стороны со скважиной с эллиптической формой с углублениями. Эллиптическая форма может вращаться вдоль длины скважины 20, как показано на фиг. 7. Фиг. 7 показывает эллиптическую спираль в виде различного затенения.
Фиг. 8 показывает поперечное сечение скважины с буровой колонной до и после изменения боковых стенок скважины, где буровая колонна 6 показана в обычной скважине 20 (слева) и в скважине с углублениями в соответствии с изобретением (справа). Фигура показывает уменьшение области контакта между буровой колонной и скважиной и увеличение эффективного поперечного сечения для транспортировки текучих сред. Более того, уменьшена проблема, связанная с дифференциальным прихватом. Вращение положения углублений вдоль оси скважины и выполнение винтовых углублений способствует поддержанию механического зазора между буровой колонной и скважиной.
Фиг. 9 является видом со стороны многоспиральной скважины 20 с углублениями в соответствии с вариантом осуществления изобретения, с буровой колонной 6 в скважине 20, показывающей точки контакта между скважиной и буровой колонной 6. Углубления показаны в виде черных областей.
Фиг. 10 показывает первый вариант осуществления устройства 1 для изменения боковых стенок скважины в соответствии с изобретением со стороны. Изменение в этом контексте предназначено покрывать удаление материала из боковых стенок для обеспечения углублений, впадин, различных диаметров и так далее. Устройство 1 включает в себя продольный корпус 2, выполненный с возможностью помещаться внутри скважины. Корпус 2 является обычно цилиндрическим или трубчатым и включает в себя первую концевую часть 11 и вторую концевую часть 12. Боковая часть 13 расположена между концевыми частями 11 и 12. Боковая часть 13 выполнена с возможностью контакта с боковыми стенками скважины. Фиг. 10 показывает три средства 5 на боковой стороне корпуса 2 для удаления материала со стенок скважины. Четвертое средство 5 не показано на чертеже, поскольку оно скрыто за корпусом 2. Буровое долото 14 расположено на первой концевой части 11 корпуса 2. Буровое долото 14 обычно приводится в действие при быстром вращении с помощью гидравлического забойного двигателя или любого другого подходящего двигателя, обычно внутри корпуса 2. Если устройство 1 используется в уже пробуренной скважине, то буровое долото может не использоваться. Вертлюг 15 управляет вращением корпуса 2 относительно буровой колонны 6. Вертлюг 15 присоединен к корпусу 2 к второй концевой части 12. Вертлюг 15 может обеспечивать свободное вращение буровой колонны относительно корпуса. Корпус 2 может вращаться относительно скважины с контролируемой скоростью вращения относительно боковых стенок скважины и может включать в себя раздельное якорное средство (не показано) на вертлюге 15 и на приводе в вертлюге 15 или корпусе 2 для обеспечения вращения корпуса 2. В качестве альтернативы средство 5 для удаления материала может включать в себя вращающиеся фрезы, которые могут быть подсоединены под углом относительно корпуса 2 для обеспечения вращающего действия корпуса 2. Буровое долото 14 также может приводить к приложению вращающего момента к корпусу, что опять же может быть использовано для вращения корпуса 2 относительно скважины. Этот вариант осуществления обеспечивает возможность для медленного вращения буровой колонны и уменьшенного износа в скважинах при наклонно-направленном бурении. Как упоминалось, устройство может автоматически вращаться при помощи вращения, сообщаемого буровым долотом 14, и шаг винтовых углублений получается автоматически. Инструменты могут быть расположены в верхней части компоновки паза бурильной колонны за основным буровым долотом и инструментами для каротажа и измерений во время бурения. Коронки или фрезы 5 устройства 1 могут вращаться и проникать в стенку скважины перпендикулярно оси скважины и основному буровому долоту 14. Боковые буровые коронки вращаются и имеют возможность выходить из корпуса и втягиваться после окончания работы. Для выполнения винтовых углублений устройство может вращаться медленно во время осевого прохождения основной скважины. Основное буровое долото и боковые коронки вращаются быстро, но корпус устройства должен вращаться медленно для создания винтового шага, который зависит от скорости прохождения основного долота и скорости вращения устройства. Этот процесс может быть выполнен вручную или автоматически.
В соответствии с различной конструкцией устройства 1 основное буровое долото 14 впереди буровой колонны 6 и боковые буровые коронки 5 могут вращаться с помощью внутренних гидравлических забойных двигателей. В этом случае шаг винтов контролируется медленным вращением буровой колонны.
Устройство может быть спроектировано для работы во вращающейся буровой колонне, и в этом случае основное буровое долото 14 и боковые буровые коронки 5 могут вращаться при вращении буровой колонны. Реактивный момент основного бурового долота будет вызывать медленное вращение устройства и создание спиральных углублений. Шаг винтов будет создаваться автоматически и будет зависеть от конструкции инструмента. Отключение компоновки низа бурильной колонны, включающей в
- 5 019815 себя устройство, от буровой колонны, и свободное вращение буровой колонны может быть выгодным для уменьшения износа облицовки в скважине при наклонно-направленном бурении.
Фиг. 11 показывает второй вариант осуществления устройства в соответствии с изобретением со стороны. В этом варианте осуществления вертлюг 15 на фиг. 10 отсутствует. В этом варианте осуществления буровая колонна 6 вращается вместе с корпусом 2 для вращения фрез 5 относительно скважины. Буровое долото 14 присоединено к корпусу 2. Буровая колонна 6 может также скользить, и скольжение и вращательное действие буровой колонны будет контролировать шаг углублений в скважине. Шаг обычно может контролироваться с поверхности. Долото 14 может вращаться с помощью гидравлического забойного двигателя. В качестве альтернативы с вращением буровой колонны 6 шаг углублений создается автоматически. Буровое долото 14 может вращаться с помощью буровой колонны.
Фиг. 12 показывает еще один вариант осуществления устройства в соответствии с изобретением. В этом варианте осуществления инструмент выполнен в виде съемной части компоновки низа буровой колонны, которая может быть использована после расширительного инструмента или бурения с хвостовиком или на обсадных трубах. Устройство затем может быть прикреплено к хвостовику 16, и медленное вращение хвостовика и устройства 1 с корпусом 2, например со скоростью в 10 об/мин, может расширить скважину для ее увеличения. В этой конфигурации требуется меньший вращательный момент для вращения устройства для расширения скважины. Вращающиеся боковые коронки устройства могут обеспечивать более эффективный процесс срезания по сравнению с пассивными режущими элементами в традиционных расширителях. Формирование углублений в соответствии с изобретением может также улучшить механические условия во время бурения с хвостовиком или на обсадных трубах.
В устройстве в соответствии с изобретением фрезы 5 могут быть выдвинуты или втянуты в корпус 2 с помощью подходящих приводов или могут быть зафиксированы.
Различные двигатели или приводы могут быть использованы для привода фрез и бурового долота. Двигатели могут обычно включать в себя гидравлические забойные двигатели или электрические двигатели. Кабель-трос, обеспечивающий сигналы и питание для устройства, может обычно использоваться вместо буровой колонны, обсадных труб или хвостовика.
Фиг. 13 показывает устройство 1 в соответствии с изобретением в скважине 20. Черные и белые винтовые линии показывают винтовую форму углублений в скважине.
Таблица показывает обычные расчеты и параметры для трубы в скважине.
Настоящее изобретение специально разработано для использования в соединении с бурением скважин для разведки углеводородов, но также может быть использовано, например, в сочетании с установкой трубопроводов для транспортировки текучих сред, таких как вода, нефть или газ. Изобретение, по сути, может быть использовано в любой скважине, где является выгодным уменьшить трение между стенками скважины и продольным объектом, проталкиваемым или вытягиваемым через скважину. Изобретение может также быть использовано для создания определенной структуры потока при протекании текучей среды через скважину.
| Плотность бурового раствора | 1650 | кг/п? | 1650 | 1650 | 1650 | 1650 | 1650 |
| Скорость потока | 0, 03 | м3/с | 0,03 | 0,03 | 0.03 | 0,03 | 0,03 |
| Вязкость | 0.015 | Ра/с | 0,015 | 0,015 | 0,015 | 0,015 | 0,015 |
| Выход | 2 | Ра | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| Плавучесть | 0,79 | 0,79 | Ό,79 | 0,79 | 0, 79 | 0,79 | |
| Осевая нагрузка на долото | 50000 | Н | 50000 | 50000 | 50000 | 50000 | 50000 |
| Коэффициент Трения | 0,3 | 0,3 | 0, 3 | 0.3 | 0,3 | 0, 15 | |
| Рывок или точка | 2979 | метр | 2979,00 | 2979,00 | 2979,00 | 2979,00 | 2979,00 |
| Μϋ | 4000,00 | метр | 3961,66 | 4446,57 | 4298,42 | 4448,57 | 5979,00 |
Диаметр трубы (дюйм) 3/5 4 Новые профили
| Диаметр скважины | 0,149225 | метр | 0,1492 | 0,1492 | Вирт. 0= 0,1560 | Вирт. 0= 0,1558 | Вирт. ϋ= 0,1700 |
| 10 НКТ | 0,157 | метр | 0,157 | 0,157 | 0,157 | 0, 157 | 0,157 |
| 10 805 3 557 | 0,149225 | метр | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 |
| ВНА ОП | 4,75 | дюйм | 0,1207 | 0,1207 | 0,1207 | 0,1207 | 0,1207 |
| ВНА Ь | 53 | метр | 53,00 | 53,00 | 53,00 | $3,00 | 53,00 |
| Ρΐρ 00(5-135) | 3,5 | дюйм | 0,0889 | 0,1016 | 0,1016 | 0,1016 | - 0,1016 |
| Вес | 15,5 | фут/фунт | 226,76 | 241,39 | 241,39 | 241,39 | 241,39 |
| 10 трубы | 2/6 | дюйм | 0,0660 | 0,0848 | 0,0848 | 0, 0848 | 0,0848 |
| Площадь свободного зазора | 174,80 | смг | |||||
| Отклонение | 90 | градус | 90,00 | 90,00 | 90,00 | 90,00 | 90,00 |
| Κ(3£ί£ηθ55 тасгхх} | 2,82 | 2,82 | 2.82 | 2,82 | 2,82 | 2,82 | |
| Модуль упругости | 2,10Е+11 | Н/м2 | 2,10Е+11 | 2,10Е+11 | 2,10Е+11 | 2,10Е+11 | 2,10Е+11 |
- 6 019815
| I | м* | 2,13Е-06 | 2,69Е-06 | 2,69Е-06 | 2,69Е-О6 | 2, 69Е-06 | |
| А1вЗазор-НКТ | мг | 0,01315 | 0,01125 | 0,01125 | 0,01125 | 0,01125 | |
| А2=3азор-откр. скв | мг | 0,01129 | 0,00936 | 0,01099 | 0,01096 | 0,01460 | |
| А3=3аэор ВНА-откр.скв | мг | 0,00605 | 0,00605 | 0,00767 | 0,00763 | 0,01127 | |
| Скорость потока А1 | м/с | 2,28216 | 2,66755 | 2,66755 | 2,66755 | 2,66755 | |
| Скорость потока А2 | м/с | 2,66041 | 3,19923 | 2,72945 | 2,73802 | 2,05541 | |
| Скорость потока АЗ | м/с | 4,95567 | 4,95567 | 3,91254 | 3,93018 | 2,66145 | |
| Потеря давления в НКТ | (ВхпдЪат Ьатхпаг) | Бар | 15,80 | 25,09 | 25,09 | 25,09 | 25,09 |
| Потеря давления в откр.скв-труба | (ВгпдЬат Ьат1паг) | Бар | 6,74 | 17,96 | 11,22 | 12,63 | 14,48 |
| Потеря давления в | (ВтпдЬат | Бар | 2, 54 | 2.54 | 1,38 | 1.39 | 0.54 |
откр.скв-ВНА Ъалипаг)
| Прогиб | Н | 1,03Е+05 | 1,34Е+05 | 1.25Е+05 | 1,34Е+05 | 1,34Е+05 | |||||
| Отход | метр | 982,68 | 1469.57 | 1319,42 | 1469,57 | 3000,00 | |||||
| Потеря давления в зазоре | Бар | 25,09 | 45,59 | 37,69 | 39,12 | 40,12 | |||||
| Скорость потери давления скважина-зазор | Бар/м | 0,0094 | 0,0139 | 0,0095 | 0,0095 | 0,0050 | |||||
| 0,0001 | ϋβν= | 0,0001 | -0,0044 | ||||||||
| АгеаХ= | 0,0016 | АгеаХ= | 0,0016 | АгеаХ= | 0,0052 |
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (12)
1. Устройство (1) для создания по меньшей мере одного винтового углубления в боковых стенках скважины, содержащее продольный корпус (2), перемещаемый внутри скважины, имеющий первую концевую часть (11), вторую концевую часть (12) и боковую часть (13), расположенную между упомянутыми концевыми частями (11, 12) и способную прилегать к боковым стенкам ствола скважины, по меньшей мере один привод, по меньшей мере одну фрезу (5), приводимую в действие с помощью упомянутого по меньшей мере одного привода и расположенную на боковой части (13) корпуса (2) для фрезерования по меньшей мере одного винтового углубления в боковой стенке скважины, и средство для вращения корпуса (2), выполненное с возможностью управления скоростью вращения относительно боковых стенок скважины и контроля скорости продольного перемещения относительно скважины.
2. Устройство (1) по п.1, в котором по меньшей мере одна фреза (5) для фрезерования по меньшей мере одного винтового углубления в боковой стенке наклонена по отношению к упомянутой стенке скважины для обеспечения поступательного перемещения и вращательного движения корпуса (2) в скважине во время фрезерования по меньшей мере одного винтового углубления.
3. Устройство (1) по п.1, в котором продольный корпус (2) содержит первую и вторую часть, при этом одна или обе части имеют средства для закрепления устройства (1) на стенке скважины и привод для обеспечения одновременного вращательного и поступательного движения между первой и второй частью корпуса.
4. Устройство (1) по п.1, в котором несколько приводимых во вращение фрез расположены на боковой стороне корпуса (2).
5. Устройство (1) по п.1, дополнительно содержащее буровое долото (14) для удаления материала с передней стенки скважины, расположенное на первой концевой части корпуса (2).
6. Устройство (1) по п.1, дополнительно содержащее систему управления для мониторинга вращательного и поступательного движений из корпуса (2) относительно боковой стенки скважины для обеспечения по меньшей мере одного винтового углубления в стволе скважины.
7. Устройство (1) по п.2, в котором корпус (2) содержит по меньшей мере один дополнительный привод для приведения в действие по меньшей мере одной фрезы между выдвинутым рабочим положением для контакта с боковой стенкой скважины и втянутым положением.
8. Устройство (1) по п.1, дополнительно содержащее в себя средство для координирования скорости вращения и скорости поступательного перемещения корпуса для создания по меньшей мере одного винтового углубления в скважине (20).
9. Устройство (1) по п.5, в котором корпус (2) способен вращаться с использованием реактивного вращательного момента, создаваемого при удалении материала спереди скважины для удаления материала с боковой стенки скважины.
10. Скважина для разведки и добычи углеводородов, включающая в себя по меньшей мере одно винтовое углубление вдоль боковой стенки ствола скважины (20).
11. Способ для создания ствола скважины с внутренними винтовыми углублениями, при котором
- 7 019815 устанавливают устройство (1) по п.1 в скважину;
вращают корпус (2) с куполообразной, заостренной или квадратной фрезой или коронкой, расположенной на боковой части (13) корпуса (2);
управляют скоростью вращения корпуса (2) относительно боковых стенок скважины и контролируют скорость перемещения корпуса (2) в продольном направлении относительно скважины.
12. Применение устройства (1) по п.3 для бурения скважины для добычи углеводородов.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20083860 | 2008-09-08 | ||
| NO20091149A NO333485B1 (no) | 2009-03-18 | 2009-03-18 | Anordning for fresing av en helisk rifle i en bronnboring |
| PCT/NO2009/000315 WO2010027274A1 (en) | 2008-09-08 | 2009-09-08 | An apparatus and method for modifying the sidewalls of a borehole |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201170428A1 EA201170428A1 (ru) | 2011-10-31 |
| EA019815B1 true EA019815B1 (ru) | 2014-06-30 |
Family
ID=41797300
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201170428A EA019815B1 (ru) | 2008-09-08 | 2009-09-08 | Устройство и способ для модификации боковых стенок скважины |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9341026B2 (ru) |
| EP (1) | EP2326786B1 (ru) |
| AU (1) | AU2009288890B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0918480B1 (ru) |
| CA (1) | CA2736399C (ru) |
| EA (1) | EA019815B1 (ru) |
| WO (1) | WO2010027274A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201101785B (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2771307C2 (ru) * | 2018-03-26 | 2022-04-29 | НОВАТЕК АйПи, ЭлЭлСи | Направленное бурение путем изменения поперечного сечения ствола скважины |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102312671B (zh) * | 2011-09-16 | 2014-02-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 能快速解释评价储层流体性质的方法 |
| CN105370229B (zh) * | 2014-08-22 | 2019-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井液的控制方法 |
| NO341205B1 (en) * | 2015-05-19 | 2017-09-11 | Sintef Tto As | Milling tool with self driven active side cutters |
| RU2746987C1 (ru) | 2017-11-17 | 2021-04-23 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Привод для системы многоствольной скважины |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3425500A (en) * | 1966-11-25 | 1969-02-04 | Benjamin H Fuchs | Expandable underreamer |
| US4862974A (en) * | 1988-12-07 | 1989-09-05 | Amoco Corporation | Downhole drilling assembly, apparatus and method utilizing drilling motor and stabilizer |
| US5040620A (en) * | 1990-10-11 | 1991-08-20 | Nunley Dwight S | Methods and apparatus for drilling subterranean wells |
| US20070023207A1 (en) * | 2005-07-28 | 2007-02-01 | Daniel Perpezat | Auger with a movable gouge for making a boreholes |
| US20080093125A1 (en) * | 2006-03-27 | 2008-04-24 | Potter Drilling, Llc | Method and System for Forming a Non-Circular Borehole |
| EP1955674A2 (en) * | 2003-03-18 | 2008-08-13 | Heliswirl Technologies Limited | A method of conveying hydrocarbon fluids with a swirl flow |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1834337A (en) * | 1928-01-03 | 1931-12-01 | Grant John | Expansible underreamer |
| US1810201A (en) * | 1928-12-05 | 1931-06-16 | Grant John | Renewable reamer |
| US2654575A (en) * | 1950-01-09 | 1953-10-06 | Archer W Kammerer | Tandem expansible rotary drill bit |
| US3085639A (en) | 1961-01-17 | 1963-04-16 | Earl L Fitch | Drill collar for oil wells |
| US3339647A (en) * | 1965-08-20 | 1967-09-05 | Lamphere Jean K | Hydraulically expansible drill bits |
| US3360960A (en) | 1966-02-16 | 1968-01-02 | Houston Oil Field Mat Co Inc | Helical grooved tubular drill string |
| US3422629A (en) * | 1967-09-06 | 1969-01-21 | James P Watts | Construction support system and methods and apparatus for construction thereof |
| US4192380A (en) * | 1978-10-02 | 1980-03-11 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for logging inclined earth boreholes |
| GB2161521B (en) | 1984-05-29 | 1987-11-25 | Claude Sourice | A process and device for sinking wells |
| NO844545L (no) | 1984-09-13 | 1986-03-14 | Metal X Corp Of Texas | Roerelement for borehullsstreng. |
| US4811800A (en) | 1987-10-22 | 1989-03-14 | Homco International Inc. | Flexible drill string member especially for use in directional drilling |
| US5641027A (en) * | 1995-01-09 | 1997-06-24 | Utd Incorporated | Drilling system |
| EP1012438A1 (en) | 1997-09-08 | 2000-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Gage pad arrangements for rotary drill bits |
| DE69905364D1 (de) * | 1998-06-10 | 2003-03-20 | Shell Int Research | Fräsvorrichtung im bohrloch |
| WO2001011179A1 (fr) | 1999-08-04 | 2001-02-15 | Chunfang Wang | Equipement de forage |
| US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US6732817B2 (en) * | 2002-02-19 | 2004-05-11 | Smith International, Inc. | Expandable underreamer/stabilizer |
| US20050039952A1 (en) * | 2003-08-20 | 2005-02-24 | Hill John L. | Drilling apparatus, method, and system |
| GB2414544C (en) * | 2004-05-28 | 2010-03-22 | Reeves Wireline Tech Ltd | A method of compensating a density log |
| US7730974B2 (en) * | 2005-10-11 | 2010-06-08 | Ronald George Minshull | Self actuating underreamer |
| US7562700B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Wireline supported tubular mill |
| US8196681B2 (en) * | 2008-06-09 | 2012-06-12 | Thad Bick | Earth boring device |
-
2009
- 2009-09-08 BR BRPI0918480A patent/BRPI0918480B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-09-08 AU AU2009288890A patent/AU2009288890B2/en not_active Ceased
- 2009-09-08 EP EP09811754.2A patent/EP2326786B1/en active Active
- 2009-09-08 CA CA2736399A patent/CA2736399C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-08 EA EA201170428A patent/EA019815B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-09-08 WO PCT/NO2009/000315 patent/WO2010027274A1/en active Application Filing
- 2009-09-08 US US13/062,780 patent/US9341026B2/en active Active
-
2011
- 2011-03-08 ZA ZA2011/01785A patent/ZA201101785B/en unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3425500A (en) * | 1966-11-25 | 1969-02-04 | Benjamin H Fuchs | Expandable underreamer |
| US4862974A (en) * | 1988-12-07 | 1989-09-05 | Amoco Corporation | Downhole drilling assembly, apparatus and method utilizing drilling motor and stabilizer |
| US5040620A (en) * | 1990-10-11 | 1991-08-20 | Nunley Dwight S | Methods and apparatus for drilling subterranean wells |
| EP1955674A2 (en) * | 2003-03-18 | 2008-08-13 | Heliswirl Technologies Limited | A method of conveying hydrocarbon fluids with a swirl flow |
| US20070023207A1 (en) * | 2005-07-28 | 2007-02-01 | Daniel Perpezat | Auger with a movable gouge for making a boreholes |
| US20080093125A1 (en) * | 2006-03-27 | 2008-04-24 | Potter Drilling, Llc | Method and System for Forming a Non-Circular Borehole |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2771307C2 (ru) * | 2018-03-26 | 2022-04-29 | НОВАТЕК АйПи, ЭлЭлСи | Направленное бурение путем изменения поперечного сечения ствола скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2326786B1 (en) | 2018-04-11 |
| BRPI0918480A2 (pt) | 2016-08-16 |
| AU2009288890B2 (en) | 2015-11-26 |
| EP2326786A1 (en) | 2011-06-01 |
| ZA201101785B (en) | 2012-05-30 |
| CA2736399C (en) | 2017-01-24 |
| EP2326786A4 (en) | 2016-04-27 |
| AU2009288890A1 (en) | 2010-03-11 |
| WO2010027274A1 (en) | 2010-03-11 |
| US9341026B2 (en) | 2016-05-17 |
| US20110259641A1 (en) | 2011-10-27 |
| CA2736399A1 (en) | 2010-03-11 |
| BRPI0918480B1 (pt) | 2019-09-03 |
| EA201170428A1 (ru) | 2011-10-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2713542C2 (ru) | Буровое долото с выдвижными калибрующими площадками | |
| US7814991B2 (en) | Process and apparatus for subterranean drilling | |
| CA2145128C (en) | Curved drilling apparatus | |
| CA2843600C (en) | Extended whipstock and mill assembly | |
| CN104428481A (zh) | 定向钻井系统 | |
| NO20110812A1 (no) | Opprommer | |
| WO2014074667A2 (en) | Casing cutter | |
| EA019815B1 (ru) | Устройство и способ для модификации боковых стенок скважины | |
| US20120255784A1 (en) | Apparatus for Controlling Drill Bit Depth of Cut Using Thermally Expandable Materials | |
| US5601151A (en) | Drilling tool | |
| CN110671044A (zh) | 定向钻井系统和方法 | |
| US10927629B2 (en) | Downhole machining tool | |
| CN212406597U (zh) | 一种螺旋井眼修整工具及钻柱 | |
| CN113677868A (zh) | 井下定向钻井工具 | |
| US11319756B2 (en) | Hybrid reamer and stabilizer | |
| CN214741188U (zh) | 一种钻井用井眼修整装置 | |
| RU125615U1 (ru) | Долото буровое | |
| NO333485B1 (no) | Anordning for fresing av en helisk rifle i en bronnboring | |
| CA3212938A1 (en) | Fluid inlet sleeves for improving fluid flow in earth-boring tools, earth-boring tools having fluid inlet sleeves, and related methods | |
| CN116867951A (zh) | 钻头 |
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 BY KG MD TJ TM |