EP0258115A1 - Stabilisateur pour garniture de forage - Google Patents

Stabilisateur pour garniture de forage Download PDF

Info

Publication number
EP0258115A1
EP0258115A1 EP87401809A EP87401809A EP0258115A1 EP 0258115 A1 EP0258115 A1 EP 0258115A1 EP 87401809 A EP87401809 A EP 87401809A EP 87401809 A EP87401809 A EP 87401809A EP 0258115 A1 EP0258115 A1 EP 0258115A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
stabilizer
cylindrical sleeve
tubular element
drilling fluid
blades
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Withdrawn
Application number
EP87401809A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Nourredine Hommani
Daniel Kadjar
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Total Compagnie Francaise des Petroles SA
Original Assignee
Total Compagnie Francaise des Petroles SA
Compagnie Francaise des Petroles SA
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 Total Compagnie Francaise des Petroles SA, Compagnie Francaise des Petroles SA filed Critical Total Compagnie Francaise des Petroles SA
Publication of EP0258115A1 publication Critical patent/EP0258115A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/22—Rods or pipes with helical structure

Definitions

  • the invention relates to stabilizers mounted in the drill pipes to support them in a borehole and possibly determine their position relative to the axis of this hole in the case of deviated wells for which the invention finds a particularly interesting application without being limited to it.
  • a drill string is formed by a succession of tubular elements, the lower element of which carries the drilling tool and which internally form a longitudinal passage for the supply of a drilling fluid to the drilling tool, this fluid rising to the surface in the annular space between the drill string and the wall of the hole.
  • helical grooves are formed in the exterior wall of the stabilizer.
  • the present invention aims to allow this optimization by separating the stabilizer portions involved in the lift of the stabilizer portions used for the ascent of the drilling fluid and in addition to facilitate the ascent of this fluid.
  • the invention provides a stabilizer comprising a tubular element provided at its longitudinal ends with connection means for insertion into a drill string and forming a longitudinal internal passage for a downward movement of a drilling fluid, characterized in that this tubular element is surrounded by a coaxial and spaced apart cylindrical sleeve whose wall exterior is smooth while blades are mounted between said tubular member and said cylindrical sleeve to hold the latter and to drive the drilling fluid in an upward movement inside the space between said tubular member and said cylindrical sleeve.
  • the stabilizer has on the one hand a smooth outer wall on which one can calculate exactly the lift exerted and on the other hand a passage between tubular element and cylindrical sleeve, in which the drilling fluid rises by being driven by the effect pump caused by the blades.
  • the cylindrical sleeve of the stabilizer is provided at each of its two longitudinal ends, respectively upper and lower, with a converging frustoconical edge which avoids the presence of sharp angles on the path of the drilling fluid. and which channels drilling fluid to the space between the outer wall of the cylindrical sleeve and the wall of the borehole, where it acts as a carrier fluid in the bearing which constitutes the borehole for the stabilizer.
  • the converging frustoconical edge of the upper longitudinal end of the cylindrical sleeve is advantageously reinforced by a tungsten carbide refill which protects this frustoconical edge during the ascent of the stabilizer in the borehole and allows it in this upward movement to possibly be released by abrasion of the borehole.
  • a drilling string 1 carries at its lower end a drilling tool 2 surmounted by a well bottom assembly 3 comprising drill collars. Above the downhole assembly 3, the drill string includes a stabilizer 4 which will be described in detail using the following figures.
  • the drill string 1 has been shown in a hole 5 during drilling in a formation 6.
  • the stabilizer 4 comprises an upper female connector 7 with a fishing nose 8, a lower male connector 9, a central tubular element 10 joining these two connectors and a cylindrical sleeve 11 surrounding the tubular element 10 and coaxial with it .
  • the upper annular end 12 of the sleeve 11 is extended by a converging upper frustoconical edge 13 provided with a coating of tungsten carbide 14.
  • the lower annular end 15 is extended by a converging lower frustoconical edge 16.
  • Blades 17, which are best seen in FIG. 4, were welded on the one hand to the outer wall of the tubular element 10 and on the other hand to the inner wall of the cylindrical sleeve 11. Any other embodiment of the assembly of the element of the element tubular 10, cylindrical sleeve 11 and blades 17 can also be considered.
  • notches 18 have been formed which penetrate into a portion of the thickness of the sleeve 11 or can optionally cross the entire thickness of the sleeve.
  • the stabilizer described above has a great robustness due to the fact that the tubular element 10 and the sleeve 11 can be given a substantial thickness and that the blades 17 form reinforcing ribs.
  • the drilling fluid flows inside the tubular element 10 during the descent of this fluid towards the drilling tool and in the space between the tubular element 10 and the sleeve 11 during of the ascent of the drilling fluid towards the surface.
  • the two passages of the drilling fluid to the right of the stabilizer 4 are therefore internal to this stabilizer, while the lift is exerted on the smooth outer wall of the sleeve 11 of this stabilizer.
  • This stabilizer thus fulfills two distinct functions: a bearing function and a pump function.
  • the difference in pressure losses during the ascent of the drilling fluid between a conventional stabilizer and the present stabilizer is greater than 1 bar.
  • the gain obtained with the present stabilizer is approximately 5 bars. It is thus possible to reduce the difference between the bottom pressure during the circulation of the drilling fluid and the bottom pressure in the absence of circulation and improve the recovery of the cuttings.
  • the pump function of this stabilizer is particularly important and a significant gain in advancement of the drilling tool can be obtained.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Hydraulic Turbines (AREA)

Abstract

Stabilisateur pour garniture de forage comprenant un élément tubulaire central (10) à l'intérieur duquel le fluide de forage descend et se caractérisant en ce que cet élément tubulaire central (10) est entouré à distance par un manchon cylindrique (11) coaxial, à surface extérieure lisse, relié à l'élément tubulaire central (10) par un ensemble de pales (17), de sorte que le fluide de forage remonte dans l'espace annulaire entre élément tubulaire central (10) et manchon cylindrique (11) en étant entraîné par ces pales (17), tandis que la surface extérieure lisse du manchon cylindrique (11) détermine la portance exercée sur le stabilisateur.

Description

  • L'invention concerne les stabilisateurs montés dans les garnitures de forage pour supporter celles-ci dans un trou de forage et éventuellement en déterminer la position par rapport à l'axe de ce trou dans le cas des forages déviés pour lesquels l'invention trouve une application particulièrement intéressante sans être limitée à celle-ci.
  • Une garniture de forage est constituée par une succession d'éléments tubulaires dont l'élément inférieur porte l'outil de forage et qui forment intérieurement un passage longitudinal pour l'amenée d'un fluide de forage sur l'outil de forage, ce fluide remontant en surface dans l'espace annulaire compris entre la garniture de forage et la paroi du trou.
  • Pour le passage du fluide de forage dans cet espace annulaire au droit d'un stabilisateur, on forme dans la paroi extérieure du stabilisateur des rainures hélicoïdales.
  • Ces rainures déterminent aussi, par la largeur et la configuration des lames en saillie qui les séparent les unes des autres, la portance hydrodynamique exercée latéralement sur le stabilisateur. Il en résulte qu'il n'est généralement pas possible d'optimiser la réalisation de la paroi extérieure d'un stabilisateur à la fois au point du vue de la portance et au point de vue de l'écoulement du fluide de forage. Cette optimisation est d'autant moins accessible lors de la conception du stabilisateur que l'existence de rainures hélicoïdales ne permet pas de calculer avec précision la portance hydrodynamique.
  • La présente invention a pour objectif de permettre cette optimisation en séparant les portions de stabilisateur intervenant dans la portance des portions de stabilisateur servant à la remontée du fluide de forage et en outre de faciliter la remontée de ce fluide.
  • A cette fin, l'invention prévoit un stabilisateur comprenant un élément tubulaire muni à ses extrémités longitudinales de moyens de raccordement pour l'insertion dans une garniture de forage et formant un passage interne longitudinal pour un mouvement descendant d'un fluide de forage, caractérisé en ce que cet élément tubulaire est entouré par un manchon cylindrique coaxial et écarté dont la paroi extérieure est lisse tandis que des pales sont montées entre ledit élément tubulaire et ledit manchon cylindrique pour maintenir ce dernier et pour entraîner le fluide de forage dans un mouvement ascendant à l'intérieur de l'espace compris entre ledit élément tubulaire et ledit manchon cylindrique.
  • Ainsi, le stabilisateur présente d'une part une paroi extérieure lisse sur laquelle on peut calculer exactement la portance exercée et d'autre part un passage entre élément tubulaire et manchon cylindrique, dans lequel le fluide de forage remonte en étant entraîné par l'effet de pompe dû aux pales.
  • Selon une autre particularité de l'invention, le manchon cylindrique du stabilisateur est muni à chacune de ses deux extrémités longitudinales, respectivement supérieure et inférieure, d'un bord tronconique convergent qui évite la présence d'angles vifs sur le parcours du fluide de forage et qui canalise du fluide de forage vers l'espace compris entre paroi extérieure du manchon cylindrique et paroi du trou de forage, espace où il joue le rôle de fluide porteur dans le palier qui constitue le trou de forage pour le stabilisateur.
  • Le bord tronconique convergent de l'extrémité longitudinale supérieure du manchon cylindrique est avantageusement renforcé par une recharge en carbure de tungstène qui protège ce bord tronconique lors de la remontée du stabilisateur dans le trou de forage et lui permet dans ce mouvement ascendant de se dégager éventuellement par abrasion du trou de forage.
  • On facilite encore l'introduction du fluide de forage dans l'espace entre paroi extérieure du manchon cylindrique et paroi du trou de forage en prévoyant des encoches dans les portions de l'une au moins des deux extrémités longitudinales du manchon cylindrique comprises entre les pales.
  • On va décrire, à titre non limitatif, un exemple de réalisation de l'invention en se référant au dessin joint dans lequel:
    • - la Fig. 1 est une vue en coupe axiale de la portion inférieure d'une garniture de forage dans un trou de forage;
    • - la Fig. 2 est une vue à plus grande échelle, en élévation et coupe partielle, d'un stabilisateur de cette garniture de forage, dont la Fig. 3 est une vue de dessus; et
    • - la Fig. 4 est une vue en élévation à échelle encore agrandie du stabilisateur.
  • Sur la Fig. 1, une garniture de forage 1 porte à son extrémité inférieure un outil de forage 2 surmonté d'un assemblage de fond de puits 3 comprenant des masses-­tiges. Au-dessus de l'assemblage de fond de puits 3, la garniture de forage comporte un stabilisateur 4 qui va être décrit en détail à l'aide des figures suivantes. La garniture de forage 1 a été représentée dans un trou 5 en cours de forage dans une formation 6.
  • Comme on le voit sur la Fig. 2, le stabilisateur 4 comprend un raccord femelle supérieur 7 avec un nez de repêchage 8, un raccord mâle inférieur 9, un élément tubulaire central 10 joignant ces deux raccords et un manchon cylindrique 11 entourant l'élément tubulaire 10 et coaxial à celui-ci. L'extrémité annulaire supérieure 12 du manchon 11 se prolonge par un bord tronconnique supérieur convergent 13 muni d'un revêtement en carbure de tungstène 14. L'extrémité annulaire inférieure 15 se prolonge par un bord tronconique inférieur convergent 16.
  • Des pales 17, que l'on voit mieux sur la Fig. 4, ont été soudées d'une part à la paroi extérieure de l'élément tubulaire 10 et d'autre part à la paroi intérieure du manchon cylindrique 11. Tout autre mode de réalisation de l'ensemble de l'élément de l'élément tubulaire 10, du manchon cylindrique 11 et des pales 17 peut également être envisagé.
  • Dans les extrémités annulaires 12 et 15 du manchon 11 et entre les zones où les pales 17 sont fixées sur le manchon, on a ménagé des encoches 18 qui pénètrent dans une portion de l'épaisseur du manchon 11 ou peuvent éventuellement traverser toute l'épaisseur du manchon.
  • Le stabilisateur décrit précédemment présente une grande robustesse du fait que l'on peut donner à l'élément tubulaire 10 et au manchon 11 une épaisseur importante et que les pales 17 forment des nervures de renforcement.
  • L'écoulement du fluide de forage s'effectue à l'intérieur de l'élément tubulaire 10 lors de la descente de ce fluide vers l'outil de forage et dans l'espace compris entre l'élément tubulaire 10 et le manchon 11 lors de la remontée du fluide de forage vers la surface. Les deux passages du fluide de forage au droit du stabilisateur 4 sont donc internes à ce stabilisateur, tandis que la portance s'exerce sur la paroi extérieure lisse du manchon 11 de ce stabilisateur. Ce stabilisateur remplit ainsi deux fonctions distinctes : une fonction de palier et une fonction de pompe.
  • On constate qu'en laissant un jeu faible entre ce stabilisateur et le trou, un phénomène de palier fluide se produit avec la création d'un film de fluide de forage entre le stabilisateur et le trou dont l'effet de portance est tel qu'il n'y a pas de contact entre le stabilisateur et le trou. L'absence de frottement solide entre le stabilisateur et le trou réduit les déviations en azimut de la garniture de forage et améliore la transmission du couple d'entraînement à l'outil de forage.
  • En forage rotary, la différence des pertes de charge lors de la remontée du fluide de forage entre un stabilisateur classique et le présent stabilisateur est supérieure à 1 bar. Avec une garniture de forage à quatre stabilisateurs, le gain obtenu grâce au présent stabilisateur est d'environ 5 bars. On peut ainsi réduire l'écart entre la pression de fond lors de la circulation du fluide de forage et la pression de fond en l'absence de circulation et améliorer la remontée des déblais. En turboforage, le stabilisateur tournant aux alentours de 800 tr/mn, la fonction de pompe de ce stabilisateur est particulièrement importante et un gain sensible d'avancement de l'outil de forage peut être obtenu.

Claims (4)

1 - Stabilisateur pour garniture de forage, comprenant un élément tubulaire (10) muni à ses extrémités longitudinales de moyens de raccordement (7, 9) pour l'insertion dans une garniture de forage et formant un passage interne longitudinal pour un mouvement descendant d'un fluide de forage, caractérisé en ce que cet élément tubulaire (10) est entouré par un manchon cylindrique (11) coaxial et écarté dont la paroi extérieure est lisse tandis que des pales (17) sont montées entre ledit élément tubulaire (10) et ledit manchon cylindrique (11) pour maintenir ce dernier et pour entraîner le fluide de forage dans un mouvement ascendant.
2 - Stabilisateur selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit manchon cylindrique (11) est muni à chacune de ses deux extrémités longitudinales, respectivement supérieure (12) et inférieure (15) d'un bord tronconique convergent (13, 16).
3 - Stabilisateur selon la revendication 2, caractérisé en ce que le bord tronconique convergent (13) de l'extrémité longitudinale supérieure (12) est renforcé par une recharge en carbure de tungstène (14).
4 - Stabilisateur selon la revendication 2, caractérisé en ce que des encoches (18) sont ménagées dans les portions de l'une au moins des deux extrémités longitudinales (12, 15) du manchon cylindrique (11) comprises entre les pales (17).
EP87401809A 1986-08-27 1987-08-04 Stabilisateur pour garniture de forage Withdrawn EP0258115A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8612117 1986-08-27
FR8612117A FR2603329B1 (fr) 1986-08-27 1986-08-27 Stabilisateur pour garniture de forage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP0258115A1 true EP0258115A1 (fr) 1988-03-02

Family

ID=9338529

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP87401809A Withdrawn EP0258115A1 (fr) 1986-08-27 1987-08-04 Stabilisateur pour garniture de forage

Country Status (4)

Country Link
US (1) US4823891A (fr)
EP (1) EP0258115A1 (fr)
FR (1) FR2603329B1 (fr)
NO (1) NO873600L (fr)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5794725A (en) * 1996-04-12 1998-08-18 Baker Hughes Incorporated Drill bits with enhanced hydraulic flow characteristics
US5833019A (en) * 1996-11-27 1998-11-10 Pegasus International Inc. Pipe protector
US5833018A (en) * 1996-12-20 1998-11-10 Pegasus International Inc. Drill pipe/casing protector
US6739415B2 (en) 1999-01-06 2004-05-25 Western Well Tool, Inc. Drill pipe protector
US6250405B1 (en) 1999-01-06 2001-06-26 Western Well Tool, Inc. Drill pipe protector assembly
GB9904380D0 (en) * 1999-02-25 1999-04-21 Petroline Wellsystems Ltd Drilling method
WO2007118110A2 (fr) * 2006-04-05 2007-10-18 Shell Oil Company Systemes et procedes de forage
US20160312545A1 (en) * 2015-04-21 2016-10-27 Schlumberger Technology Corporation Drilling stabilizer with sleeve over blades
CN105735901A (zh) * 2016-05-06 2016-07-06 中铁大桥局集团第四工程有限公司 一种旋挖钻机的组合钻具

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB191016549A (en) * 1910-07-11 1911-02-16 Hermann Georg Spengel Improvements in Rotary Deep Boring Apparatus.
GB313802A (en) * 1928-08-09 1929-06-20 Albert Sidney Debose Rotary well drilling apparatus
US1758995A (en) * 1928-05-18 1930-05-20 John C Armstrong Tubing cleaner and protector
US3109501A (en) * 1960-11-07 1963-11-05 James B Pugh Well drilling guide
CA1012456A (en) * 1976-09-01 1977-06-21 Steel Company Of Canada Paraffin sucker rod scraper and rod centralizer
US4102418A (en) * 1977-01-24 1978-07-25 Bakerdrill Inc. Borehole drilling apparatus
US4385669A (en) * 1981-08-21 1983-05-31 Paul Knutsen Integral blade cylindrical gauge stabilizer reamer

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1616666A (en) * 1923-03-05 1927-02-08 Loran E Nebergall Drill collar for hydraulic rotary drills
US1767198A (en) * 1928-01-31 1930-06-24 Baker Oil Tools Inc Well-casing-centering device
US1721004A (en) * 1928-04-23 1929-07-16 Albert S Debose Rotary well-drilling apparatus
US2021451A (en) * 1935-02-05 1935-11-19 Johnson Homer Earl Drill string section
US2602512A (en) * 1949-02-12 1952-07-08 Baker Oil Tools Inc Casing centering device
US2776111A (en) * 1953-06-18 1957-01-01 Vance James Well drilling appendage or device
CA1155436A (fr) * 1980-03-07 1983-10-18 Conrad Wilcott Stabilisateur a voies de decharge et de reprise de la boue de forage pour trepan
FR2568935B1 (fr) * 1984-08-08 1986-09-05 Petroles Cie Francaise Raccord de garniture de forage, notamment pour la traversee d'une zone a perte de circulation

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB191016549A (en) * 1910-07-11 1911-02-16 Hermann Georg Spengel Improvements in Rotary Deep Boring Apparatus.
US1758995A (en) * 1928-05-18 1930-05-20 John C Armstrong Tubing cleaner and protector
GB313802A (en) * 1928-08-09 1929-06-20 Albert Sidney Debose Rotary well drilling apparatus
US3109501A (en) * 1960-11-07 1963-11-05 James B Pugh Well drilling guide
CA1012456A (en) * 1976-09-01 1977-06-21 Steel Company Of Canada Paraffin sucker rod scraper and rod centralizer
US4102418A (en) * 1977-01-24 1978-07-25 Bakerdrill Inc. Borehole drilling apparatus
US4385669A (en) * 1981-08-21 1983-05-31 Paul Knutsen Integral blade cylindrical gauge stabilizer reamer

Also Published As

Publication number Publication date
FR2603329B1 (fr) 1988-11-25
NO873600D0 (no) 1987-08-26
FR2603329A1 (fr) 1988-03-04
US4823891A (en) 1989-04-25
NO873600L (no) 1988-02-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0171335B1 (fr) Raccord de garniture de forage, notamment pour la traversée d'une zone à perte de circulation
EP1026364B1 (fr) Elément profilé pour un équipement de forage rotatif et tige de forage comportant au moins un tronçon profilé
FR2927937A1 (fr) Element de garniture de forage, tige de forage et train de tiges de forage correspondant
EP0866209B1 (fr) Elément d'un train de tiges de forage rotatif
EP0258115A1 (fr) Stabilisateur pour garniture de forage
EP0136935A1 (fr) Dispositif de forage et de mise en production pétrolière multidrains
FR2753745A1 (fr) Trepan de forage
FR2508970A1 (fr) Ensemble a raccord, appareil de raccordement, joint de tubes et procede de realisation d'un raccord visse entre deux elements longitudinaux
FR2556787A1 (fr) Pompe a vis excentrique
FR2522060A1 (fr) Mandrin a poche laterale
EP0044231B1 (fr) Joint flexible pour le raccordement de deux conduites
FR2851608A1 (fr) Element d'un train de tiges de forage comportant au moins une zone d'appui, tige de forage et joint d'outil
FR2583101A1 (fr) Tube guide pour colonne montante flechissante d'exploitation petroliere marine
FR2824104A1 (fr) Element profile pour un equipement de forage rotatif et applications a des composants d'un train de tiges de forage
FR2953249A1 (fr) Composants de garniture de forage et train de composants
EP1329586A1 (fr) Elément profilé pour un équipement de forage rotatif
FR2597150A1 (fr) Perfectionnement aux dispositifs de forage des sols comprenant un outil de forage fixe a l'extremite d'une tige formee de deux tubes concentriques
EP0010037B1 (fr) Tarière creuse pour le forage en vue du moulage de pieux en béton
WO2013190219A1 (fr) Element de garniture de forage avec zone d'activation des fluides
WO1994020726A1 (fr) Tige de forage a double corps destinee a etre mise en oeuvre dans les modes de forage dits a circulation inverse
FR2634253A1 (fr) Dispositif de pompage a pistons multiples et piston pour ce dispositif
FR2997439A1 (fr) Dispositif stabilisateur pour garniture de fond de puits
EP1302621B1 (fr) Trépan pour matériaux très durs
FR2496160A1 (fr) Raccord etanche pour l'utilisation des outils conventionnels de forage en circulation inverse
FR2590315A1 (fr) Stabilisateur de tige de forage

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): DE ES GB IT

17P Request for examination filed

Effective date: 19880510

17Q First examination report despatched

Effective date: 19890717

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 19891128

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: KADJAR, DANIEL

Inventor name: HOMMANI, NOURREDINE