JP2001509848A

JP2001509848A - How to install a casing in a wellbore

Info

Publication number: JP2001509848A
Application number: JP51054198A
Authority: JP
Inventors: ノビロー，フィリップ
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 1997-08-15
Filing date: 1997-08-15
Publication date: 2001-07-24
Also published as: BR9711195A

Abstract

(57)【要約】ケーシング（１５）がそれをリール（８７）より巻き戻すことにより押し潰され湾曲された状態にて井戸内に配置される。二つの導管のストリング（２７、２９）が押し潰されたケーシングを貫通して連続的に延在する。一方の導管のストリング（２７）がケーシングの下端に設けられたセメントシュー（１９）に接続される。拡張ツール（３１）がセメントシュー（１９）の上方に配置され、拡張ツール（３１）はピストン（３３）を含む。他方の導管のストリング（２９）がピストン（３３）とセメントシュー（１９）との間に郭定された加圧室（３５）まで延在する。ケーシング（１５）が挿入ツールにより所望の深さまで下降されると、セメントが第一の導管のストリング（２７）を経て下方ヘポンプ送りされ、セメントはケーシングの周りの環状空間内を上方へ流れる。次いで液体が第二の導管のストリング（２９）を経て加圧室（３５）内へ下方へポンプ送りされ、液体はピストン（３３）に作用してケーシング（１５）及び導管のストリング（２７、２９）に対し相対的に円錐形の成形ヘッド（３８、３９）を押圧駆動する。成形ヘッド（３８、３９）はケーシング（１５）を押し潰された形態より円筒形の形態になるよう拡張する。挿入ツール（５５）は拡張及びドリフト工程が終了すると導管のストリング及び拡張ツール（３１）を除去する。 (57) [Summary] The casing (15) is placed in the well in a crushed and curved state by unwinding it from the reel (87). Two strings of conduits (27, 29) extend continuously through the crushed casing. One conduit string (27) is connected to a cement shoe (19) provided at the lower end of the casing. An expansion tool (31) is located above the cement shoe (19), the expansion tool (31) including a piston (33). The other conduit string (29) extends to a pressurized chamber (35) defined between the piston (33) and the cement shoe (19). As the casing (15) is lowered to the desired depth by the insertion tool, the cement is pumped down through the first string of conduits (27) and the cement flows upwardly in the annular space around the casing. The liquid is then pumped down into the pressurized chamber (35) via the second conduit string (29), the liquid acting on the piston (33) and the casing (15) and the conduit string (27, 29). ), The conical forming heads (38, 39) are pressed and driven. The forming heads (38, 39) expand the casing (15) to a cylindrical configuration rather than a crushed configuration. The insertion tool (55) removes the conduit string and the expansion tool (31) after the expansion and drift process is completed.

Description

【発明の詳細な説明】井戸孔にケーシングを設置する方法技術分野本発明は、全体的には油井やガス井内に井戸ケーシングを設置することに係り、特にケーシングを押し潰して湾曲させる工程と、押し潰されたケーシングを井戸内に挿入する工程と、ケーシングを円筒形の形態に拡張する工程とを含む方法に係る。背景技術油井やガス井は、一般に、第一の深さまでコンダクタパイプを設置し、次いで第二の深さまで穿孔することにより形成される。それぞれ４０ft（１２ｍ）の長さを有するパイプセクションを互いに連結することによりケーシングのストリングが形成され、ケーシングがコンダクタパイプ内に嵌合状態にて下降される。次いでケーシングを経て下方へセメントがポンプ送りされ、セメントはケーシングと井戸孔との間の環状空間内を上方へ流れる。穿孔が第三の深さまで再度行われ、以上のプロセスが更に小径の嵌合するケーシングを使用して繰り返される。更に小径のケーシングが第四の深さまで設置される。これらのケーシングは井戸孔の壁を支持し、また穿孔流体が地層中へ流出したり、目標生産物の地層以外の地層より井戸孔内へ流体が流入したりすることを防止する。嵌合構造の場合には、ケーシングの連結部の厚さに起因して、またセメントを環状空間内に移動させるためにケーシングと井戸孔の壁との間に必要な最小限のクリアランスに起因して、井戸孔の上方部分に比較的大きい孔が必要である。大きい井戸孔は大型のドリルビットを必要とし、多量の泥や多量の掘削物を排除しなければならないので、大きい井戸孔を穿孔することは高コストである。また大きい直径のパイプは直径の小さいパイプの場合に比して同一の壁厚について見て耐圧性が低く、従ってケーシングは井戸孔が深くなるにつれて耐圧性を向上させるべく井戸ヘッドまで先に設置されたケーシングの一部を覆う状態になっていなければならない。また従来のケーシングはパイプセクションを連結してケーシングのストリングを形成し、ケーシングのストリングを井戸孔内へ下降させるための櫓を必要とする。櫓は大型であり移動にコストを要し、長さ４０ft(１２ｍ)のケーシングを挿入するには時間を要する。井戸によってはライナが使用される。ライナはケーシングと同様であるが、ライナは地表の井戸ヘッドまで完全に延在するのではなく、ライナの上端は先に設置されたライナストリングの下端に懸垂支持される。ライナもパイプセクションを互いに連結することによって形成されなければならず、一般に既に設置されている最も直径の小さいフル長さのケーシングのみより限られた距離延在するよう使用される。コイル状導管ユニットによれば、金属製の連続的な導管を井戸内へ迅速に挿入することができる。導管は大型のリールに塑性変形によってコイル状に巻き取られる。押圧送給機構が導管がリールより巻き戻される際に導管を直線的にし、それを井戸内に下降させる。コイル状に巻かれた導管は種々の目的で井戸内へ流体を循環供給するために使用される。しかしコイル状に巻かれた導管の直径は小さいので、かかる導管がケーシングとして使用されることは稀である。コイル状に巻かれた導管の直径は典型的なケーシングの直径よりも小さく、一般に５inch（１３０mm）の小さい値である。またコイル状に巻かれた導管は、直径５inch（１３０mm）又はそれ以上の長さ数千フィート(１ft＝０．３m)の金属ケーシングをコイル状に巻き取ることができる大型のリールを必要とする。発明の開示本発明に於いては、金属ストリップの形態をなすプレートが実質的に管状に成形され、製造工程中に内側に少なくとも一つの連続的な導管のストリングが挿入された状態にて長手方向に溶接される。或いは長さ約４０フィート（１２ｍ）の断面円形のパイプセクションが互いに溶接によって連結され、導管のストリングの内面にねじが形成される。次いでケーシングはその内部に導管が配置された状態て押し潰され、通常の状態に於ける直径に比して高さが小さいことにより小型のリールに巻き取られる。ケーシングの上端部及び下端部は実質的に円筒形の形態に成形される。円筒形の下端部内には拡張ツールが配置される。拡張ツールはピストンと、該ピストンの上方に配置された円錐形の成形ヘッドとを有する。ケーシングの下端部内にてピストンの下方には加圧室が形成される。ケーシングはリールより巻き戻され、井戸に挿入される前に馬蹄形に変形される。ケーシングが適正な深さに到達すると、導管を経て加圧室内へ流体がポンプ送りされ、これによりケーシングが円筒形に拡張される。流体の圧力はピストンに作用し、これにより拡張ツールが上方へ押圧駆動される。このことにより拡張ツールのヘッドがケーシングを押し潰され湾曲された形態より円筒形の形態に成形する。次いで成形ツール及び導管がケーシングより引張られる。ケーシングの製造中にケーシングの内部に二つの導管のストリングが配置されることが好ましい。一方の導管のストリングはケーシングの下端に設けられたセメントシューを経てセメントスラリーを下方へポンプ送りする。セメントはケーシングの周りの環状空間を上方へ流れ、ケーシングを所定の位置に固定する。次いで他方の導管のストリングを経て流体がポンプ送りされ、これによりケーシングが拡張される。また拡張ツールがケーシングの上端に到達した後、ケーシングの円筒形の上端部を拡張して井戸の先にケーシングが設置された部分の下端と金属間にてシール係合させるよう鍛造ツールが使用される。好ましい実施形態に於いては、この工程はケーシングの押し潰された部分が拡張された後にケーシングの上端より挿入ツールを解放し、しかる後挿入ツールの上方に配置さたれ鍛造ツールをケーシング内へ下降させることを含んでいる。次いでケーシングの上端を半径方向外方へ変形させて先に設置されたケーシングの下端に係合させるべく流体が下方へポンプ送りされる。拡張ツールは溝を備えた円錐体を有する拡張ヘッドを含んでいる。ケーシングが円筒形に拡張される際にボールがケーシングの壁と転動係合した状態にて溝に沿って転動する。ボールはそれらが溝に沿って転動する際にケーシングを強制的に拡張する。ボールは溝より下側のボール通路、軸線方向通路、上側のボール通路を経て溝内へ戻るよう連続的に移動する。或いは成形ヘッドは該成形ヘッドの直径を増大させる厚さの小さい二円錐形のセグメントを有する円錐体を含んでいる。図面の簡単な説明図１Ａ乃至図１Ｄは井戸にケーシングを設置するための組立体であって、挿入ツール及び拡張ツールと共に井戸内に配置される押し潰されたケーシングのストリングを含む組立体の垂直断面図である。図２は図１Ａ乃至図１Ｄに示された組立体の挿入ツールの一部を示す図１Ｂの線２−２に沿う断面図である。図３Ａは図１Ａ乃至図１Ｄに示された組立体の挿入ツールの他の一部を示す図１Ｂの線３−３に沿う断面図である。図３Ｂは図１Ｂの線３−３に沿う他の断面図であるが、解放された位置に移動された挿入ツールを示している。図４は図１に示された組立体のケーシングの中間部を示す図１Ｂの線４−４に沿う断面図である。図５は図１Ｃに示された組立体の拡張ツールの一部を示す図１Ｃの線５−５に沿う断面図である。図６は図１Ｃに示された拡張ツールの一部を示す図１Ｃの線６−６に沿う他の断面図である。図７は図１Ｄに示されたセメントシューを示す図１Ｄの線７−７に沿う断面図である。図８Ａ及び図８Ｂはセメントが供給された後であってケーシングの中間部を拡張する際に於ける図１に示された組立体の一部を示す断面図である。図９は図８Ａに示された組立体を示す図８Ａの線９−９に沿う断面図である。図１０は図８Ａに示された組立体を示す図８Ａの線１０−１０に沿う断面図である。図１１は図８Ｂに示された組立体を示す図８Ｂの線１１−１１に沿う断面図である。図１２はケーシングの上端部内に下降され、上側のケーシングが設置された部分の下端にケーシングの上端部をシール式に固定的に係合するよう変形させる工程にて、図１Ａに示された組立体の先に使用された充填装置を示す断面図である。図１３は図１２に示された先に使用された充填装置の一つを示す図１２の線１３−１３に沿う断面図である。図１４はケーシングが設置された後の図１Ａ乃至図１Ｄに示された井戸を設置装置が除去された状態にて示す断面図である。図１５は図１Ａ乃至図１Ｄに示された押し潰し可能なケーシングを製造する際の一つの工程を示す解図的断面図である。図１６は図１Ａ乃至図１Ｄに示されたケーシングの他の解図的断面図であり、複層式のケーシングの場合に於ける外層の追加を示している。図１７は図１６に示されたケーシングの他の解図的断面図であり、追加の層の溶接を示している。図１８は図１Ａ乃至図１Ｄに示されたケーシングの二層構造を有する端部の一方を示す断面図である。図１９はリールより巻き戻され、馬蹄形に湾曲変形され、井戸内に下降される図１Ａ乃至図１Ｄに示された押し潰されたケーシングを示す説明図である。図２０は図１９に示された平坦な状態のケーシングを示す図１９の線２０−２０に沿う断面図である。図２１は図１９に示された湾曲変形された状態のケーシングを示す図１９の線２１−２１に沿う断面図である。図２２は図１Ａ乃至図１Ｄに示された設置装置への流体の流れを制御する弁を示す説明図である。図２３及び図２４は膨張セグメントを含む拡張ツールの他の構造を示す斜視図である。発明を実施するための最良の形態図１Ａ乃至図１Ｄに於いて、図示の井戸は既にセメントによって固められたケーシングが設置された部分１１と、ケーシングが設置された部分１１の下方に目標深さまで延在する孔部１３とを有している。本発明によるケーシング１５の連続的なストリングが井戸内の所定の位置に図示されており、その下端部１５ａは井戸の孔部１３の下端に位置している。ケーシング１５は下端部より上端部１５ｃまで上方へ典型的には数千フィート（１ft＝０．３ｍ）延在する中間部１５ｂを有している。上端部１５ｃはケーシングが設置された部分１１の下方部にオーバラップしている。ケーシングの下端部１５ａ及び上端部１５ｃは実質的に円筒形をなし、図５に示されている如く軸線方向に延在する波形部分１７を有している。波形部分１７はケーシングの内周面及び外周面に設けられた軸線に沿って直線的に延在する溝であり、内方へ突出する谷部１７ａと外方へ突出する峰部１７ｂとが交互に郭定されている。図４に示された中間部１５ｂは押し潰されて折り曲げられた状態にあり、井戸孔内に降ろされる際には反対側の部分へ向けて湾曲し反対側の部分に接触する実質的に円弧形をなす湾曲部１８を有している。図１Ｄに於いて、セメントシュー１９がケーシングの下端部１５ａの下端に配置されている。セメントシュー１９はケーシング１５のためのエンドキャップを郭定しており、穿孔可能な材料にて形成され、それを貫通して軸線方向に延在するセメント供給ポート２０を有している。金属製のスティンガ(stinger)２１がセメント供給ポート２０の上方部分内にシール係合している。スティンガ２１はセメント供給ポート２０を経てセメントスラリーを下方へポンプ送りするための通路２３を有する管状の部材であり、セメントスラリーは図に於いて矢印にて示されている如くケーシング１５の周りの環状空間を上方へ流れる。またスティンガ２１は通路２３より隔離され且つスティンガ２１の外部と連通する幾つかの流体ポート２５を有している。セメントスラリー供給導管２７がケーシング１５を貫通して連続的に延在しており、その下端は通路２３と接続されるようスティンガ２１に連結されている。同様に充填導管２９がケーシング１５を貫通して連続的に延在しており、その下端は流体ポート２５へ流体を供給し得るようスティンガ２１に連結されている。導管２７及び２９のストリングは約１inch（２５mm）の直径を有する従来のコイル状に巻かれた金属導管ストリングである。図１Ｃに示されている如く、拡張ツール３１がスティンガ２１の上方にてケーシングの下端部１５ａ内に収容されている。拡張ツール３１は下端にピストン３３を含んでいる。ピストン３３はエラストマよりなるカップ形のスライディングシールであり、軸線に沿って直線的に延在する溝であってケーシングの下端部１５ａの波形部分１７と噛合する溝を外周面に有している。ピストン３３は導管２７及び２９のストリングの周りをシールする充填要素３３ａを有している。セメントシュー１９の上方且つピストン３３の下方に於いてスティンガ２１を囲繞する空間に加圧室３５が郭定されている。挿入位置に於いては、図１Ｄに示されている如く、加圧室３５はその最小容積の状態にある。円筒形の金属製のピストンヘッド３７がピストン３３より上方へ延在している。ピストンヘッド３７はスリーブ４８に係合しており、スリーブ４８は谷部１７ａに於けるケーシングの下端部１５ａの内径よりも小さい外径を有している。拡張ツール３１は小径の上端より大径の下端までテーパ状をなす円錐形の成形ヘッド３９を有している。ヘッド３９は図５に示されている如く谷部１７ａと整合する上下方向の溝４１を有している。複数個のボール４３がヘッド３９の溝４１内を下方へ転動するようになっている。ボール４３は二つの軸線方向通路４５、複数の下側横方向通路４７及び複数の上側横方向通路４９を経て移動可能である。ピストンヘッド３７は最初のうちはヘッド３９のスリーブ４８内の下方位置に位置し、図１Ｃに示されている如く多数のボール４３のための室を郭定する。ピストンヘッド３７はそれが図８Ａに示されている如くヘッド３９のフランジ５０と接触する状態になるまで上方へ押し上げられると、軸線方向通路４５を経てボール４３を押し上げる。ピストンヘッド３７がケーシング１５内にて上方へ移動すると、ボール４３は上側横方向通路４９を経て半径方向外方へ移動し、溝４１を下方へ移動し、下側半径方向通路４７を経て軸線方向通路４５まで半径方向内方へ連続的に移動する。図１Ｃに於いて、拡張ツール３１は円筒形の上端５１を有し、上端５１は谷部１７ａにて測定した場合に於けるケーシングの下端部１５ａの最小の内径に等しい外径を有している。ボール４３は溝４１内に存在するときには谷部１７ａに係合し、ケーシングの壁を外方へ突出する峰部１７ｂと整合するよう外方へ湾曲させる。ボール４３が溝４１の上端にある場合に於ける一つのボール４３より反対側のボール４３までの直径は実質的に谷部１７ａの間の直径と等しいが、ボール４３が図８Ａに示されている如く溝４１の下端に位置する場合には、一つのボール４３より反対側のボール４３まで測定した場合に於ける成形ツール３１の外径はケーシングの下端部１５ｃの最小の内径よりも大きい。従って拡張ツール３１が上方へ移動すると、ボール４３は谷部１７ａを半径方向外方へ押圧し、これによりケーシングの下端部１５ａの上端を滑らかな円形の形態になるよう拡張する。ケーシングの金属壁の相対的な剛性に起因して、中間部１５ｂは拡張ツール３１より下方に於いて折り曲げられた状態より拡張され、内壁面と拡張ツール３１との間の接触部は円錐形の形成ヘッド３９の溝４１内を転動するボール４３によってのみ形成される。図１Ｂに於いて、挿入ツール５５がケーシングの上端部１５ｃの上端に配置されている。挿入ツール５５はアウタスリーブ５６を有する管状の部材である。アウタスリーブ５６の外周面は上下方向に延在するバンド５８ａの間に上下方向に延在する溝５８を有している。アウタスリーブ５６はケーシングの上端部１５ｃの上端の谷部１７ａの内面に形成された一組のねじ５７に係合する一組のねじをバンド５８ａの部分に有している。波形部分１７及び溝５８が設けられているので、ねじ５７は不連続であり、谷部１７ａにのみ設けられている。アウタスリーブ５６は平滑な円筒形の外周面を有するインナボディ５９により支持されている。アウタスリーブ５６はインナボディ５９に形成された細長いＵ形をなすＪピン溝６３内へ半径方向内方へ突出するＪピン６１を有している。Ｊピン溝６３は第一の脚部６３ａと下端に於いて第一の脚部と接続され且つ第一の脚部と平行に延在する第二の脚部６３ｂとを有している。ケーシング１５の挿入工程中には、Ｊピン６１は第一の脚部６３ａの上端に位置し、インナボディ５９に接続された挿入ストリングに作用するケーシング１５の重量によりその位置に維持される。ケーシングの中間部１５ｂが拡張されると、ケーシング１５の重量は井戸孔の壁面と多数の位置に於いて接触することによって支持される。拡張が完了すると、オペレータは挿入ストリング７２を下降させ、これによりインナボディ５９をアウタスリーブ５６に対し相対的に下降させる。次いでオペレータは挿入ストリング７２を持ち上げてＪピン６１を第二の脚部６３ｂ内に移動させる。このことによりアウタスリーブ５６が図３Ｂに於いて矢印により示されている如く或る角度回転せしめられ、これによりアウタスリーブ５６に設けられたねじがねじ５７より離脱せしめられる。アウタスリーブ５６に設けられたバンド５８ａは峰部１７ｂと整合し、これにより挿入ツール５５をケーシングの上端部１５ｃ内へ下降させることができるようになる。挿入ツール５５はインナボディ５９内へ延在する充填ストリング６９の下方部に設けられた通路に接続された主供給通路６４を有している。導管ストリング２７に接続されたセメント供給通路６５（図３Ａ参照）が挿入ツール５５内に設けられており、主供給通路６４の下端に接続可能である。同様に導管ストリング２９に接続された充填通路６７が主供給通路６４の下端に接続され得るようになっている。挿入ツール５５のインナボディ５９はねじにより充填ストリング６９に接続されている。充填ストリング６９の上方部分には心出し装置７０が設けられている。二つ又はそれ以上の先に使用された充填装置７１が心出し装置７０とインナボディ５９との間にて充填ストリング６９に取り付けられている。先に使用された充填装置７１はダウンホール増圧装置（図示せず）より高い内圧が供給されると、膨張し半径方向外方へ拡径して図１２に示されている如くケーシングの上端部１５ｃの上端を塑性変形させる。充填ストリング６９を貫通して延在する液圧通路７３が、挿入ツールのインナボディ５９内に設けられた主供給通路６４の下端に増圧装置を介して接続され得るようになっている。充填ストリング６９は地表まで延在する挿入ストリング７２に心出し装置７０に於いて接続されている。挿入ストリング７２は約２inch（５１mm）の直径を有するコイル状の導管の他の一つのストリングであることが好ましい。充填装置７１は軸線に沿って延在する外溝７４を有し、外溝７４は心出し装置７０が図１２に示されている如くケーシングの上端部１５ｃに当接した状態にて充填装置７１が上端部１５ｃ内に下降される際に上端部１５ｃの谷部１７ａと整合する。図２２に於いて、好ましい実施形態に於いては、電気的に駆動される弁７５、７７、７９が挿入ツールのインナボディ５９（図１Ｂ参照）内に設けられている。弁７５はスラリー供給通路６５に設けられ、導管２７への流れを開閉する。弁７７は拡張流体通路６７に設けられ、主供給通路６４より導管２９への流れを開閉する。弁７９は加圧流体通路７３に設けられ、主供給通路６４より先に使用された充填装置７１（図１Ａ参照）への加圧流体を開閉する。弁を制御するための導線（図示せず）がコイル状の挿入ストリング７２を貫通して地表の制御パネルまで延在している。小型のアキュムレータ（図示せず）が弁７３、７７、７９へ液圧流体を供給し、これらの弁が電気的に駆動される際にそれらの弁を開閉する。地表に設けられたポンプ８０(セメントポンプ又は泥水ポンプの何れであってもよい)が主供給通路６４を経て下方へ加圧流体を供給するために使用される。図１５に於いて、ケーシング１５はリールより第一の金属ストリップ８１を引張り、コイル状の導管２７及び２９の二つの横方向に互いに隔置され且つ互いに平行に連続的に延在するストリングの周りにストリップの両側縁部を下方へ湾曲変形させることによって形成される。図１６に示されている如く、両側縁部は互いに当接するよう湾曲変形され、溶接部８２に於いて互いに溶接される。上側の辺部は溶接部８２に接触するよう凹状に湾曲変形されるが、下側の辺部は平坦な状態に維持される。次いで第二のストリップ８３がリールより引っ張られ、両側縁部が上向きに屈曲されるよう湾曲変形される。次いで第二のストリップ８３は図１７に示されている如くローラにより第一のストリップ８１の周りに湾曲変形され、第一のストリップ８１は図１６に示された形態に維持される。次いでローラがストリップ８３の上側の辺部を図２０に示されている如く凹状に湾曲変形させる。かくしてケーシング１５は二重の壁を有し、互いに平行な導管ストリング２７と２９との間に導管ストリング２７及び２９の外面に対し実質的に接線方向に延在する平坦な辺部８５を有している。ケーシング１５に二つの壁を使用することにより、同一の全厚を有する一つの壁よりなるケーシングを塑性変形によって拡張させる際に発生する歪の量が低減される。場合によっては三つ又はそれ以上の壁よりなるケーシングが望ましい。複数の壁にて形成されたケーシングは外圧に耐えるためには壁の間に良好な摩擦を必要とする。拡張される際に十分な外圧担持能力が得られるよう、表面スタンプ加工、表面処理、被覆の如き公知の摩擦増大法が使用されることが望ましい。またケーシングの外周面はケーシングが拡張される際にその壁が十分に変形し得るよう、先に使用されたケーシングよりも僅かに小さく形成される。ケーシング１５は図２０に示された形態の状態に於いてはリール８７（図１９参照）に巻き取られた状態にある。リール８７は、円筒形に拡張されると５．５ inch（１４０mm）の外径を有する長さ５０００フィート（１５００ｍ）までのケーシング１５を保持することができる大型の部材である。図１８はローラによる波形成形工程により上端部１５ｃ及び下端部１５ａ（図１Ｂ及び図１Ｄ参照）の両方に形成された波形部分１７を示している。上端部１５ｃ及び下端部１５ａは波形をなしてはいるが実質的に円筒形である。直線的な上端部１５ｃ及び下端部１５ａは数フィート（1ft＝０．３ｍ）程度の長さしかなく、ケーシング製造工場より井戸掘り現場まで輸送される際にはリール８７に巻き取られない。ケーシング１５をリール８７より巻き戻す際には、先ずケーシングの中間部１５ｂが図１９に解図的に示されている如く一組の湾曲変形ローラ８９に通される。湾曲変形ローラ８９はケーシング１５を図２０に示された押し潰された平坦な形態より図２１に示された湾曲した形態に成形する。このことにより湾曲部１８が形成され、導管ストリング２７及び２９が互いに近づけられる。図２１に示された湾曲した形態に於けるケーシングの中間部１５ｂの最大の幅はケーシングが設置された部分１１（図１Ａ参照）の内径よりも小さい。また図２０の押し潰され平坦な形態にある場合に於けるケーシングの中間部１５ｂの最大の幅はケーシングが設けられた部分１１の内径よりも大きい。把持及び押圧供給機構９１が湾曲変形ローラ８９に対応して使用される。把持及び押圧供給機構９１は実質的に従来のコイル状導管押圧供給機構と同様に構成されている。この機構９１はケーシング１５を変形させることなく把持し、ケーシングをリール８７より引っ張り、それを井戸内へ下方へ押圧供給する。図２１の馬蹄形はケーシングが井戸内へ押圧供給される際に把持及び押圧供給機構９１により与えられる圧縮に抵抗する。ケーシング１５はそれが設置される際にはリール８７より巻き戻され、セメントシュー１９が孔部１３の下端に近接するまで把持及び押圧供給機構９１によって井戸内へ押圧供給される。ケーシング１５の長さは上端部１５ｃがケーシングが設置された部分１１（図１Ｂ参照）内に延在しそれが実質的な長さに亙りオーバーラップするよう予め選定される。弁７７及び７９は閉弁され、弁７５（図２２参照）は開弁され、セメントポンプ８０がセメントスラリー（図９参照）を開弁状態の弁７５を経て通路６４、６５内を下方へ、またセメントスラリー供給導管２７内を下方へポンプ送りする。図１Ｄに於いて矢印にて示されている如く、セメントスラリーは通路２３及び２０内を下方へ流れ、ケーシング１５の周りの環状空間内を上方へ流れる。ケーシング１５が円筒形に拡張された場合に於ける環状空間の全容積の推測値に基づいて所定量のセメントがポンプ送りされる。ケーシングの中間部１５ｂは押し潰された湾曲した形状、即ち馬蹄形をなしているので、図９に示されている如くケーシングの中間部１５ｂの周りの環状空間の容積は非常に大きく、従ってセメントを容易に供給することができる。従って最初のうちはセメント９２はケーシングの上端部１５ｃの上端まで環状空間を完全には充填しない。セメントがポンプ送りされる際には、押し退けられた穿孔流体、即ち戻り流体がケーシングの上端部１５ｃの波形部分１７を経て上方へ流れ、ポート６０を経て挿入ツール５５の周りの環状空間内へ流入する。戻り流体は先に使用された充填装置７１の周り及び挿入ストリング７２の周りの環状空間を経て地表まで上方へ流れる。予め計算された量のセメントスラリーがポンプ送りされると、所定量の洗い流し流体がセメントスラリー供給導管２７を経て下方へポンプ送りされる。洗い流し流体の体積は導管７２、導管２７、スティンガ２１より井戸孔内へセメントを押し出すに必要な量を実質的に越えることがないようその量に正確に設定される。次いで弁７５が閉弁され、弁７７が開弁される。穿孔流体が導管７２を経て下方へポンプ送りされ、穿孔流体は通路６４及び６７を経て充填導管２９内を下方へ流れる。穿孔流体はポート２５より流出して図１Ｄに示された加圧室３５内へ流入する。図８Ｂに示されている如く、穿孔流体はピストン３３を上向きに押圧し、これによりピストン３３は導管ストリング２７及び２９に対し上方へ摺動する。ピストンヘッド３７は図１Ｄと図８Ａとの比較より解る如く、ボール４３をスリーブ４８内の空間より通路４５内へ上方へ押圧駆動する。ピストンヘッド３７がフランジ５０と接触すると、導管ストリング２７及び２９が静止状態を維持した状態にてピストンヘッド３７により与えられる力によって拡張ツール３１が上方へ押圧駆動され始める。ボール４３がヘッド３９及びケーシングの下端部１５ａに係合することにより、ボール４３は強制的に傾斜した溝４１内を下る方向へ転動せしめられ、これにより谷部１７ａが半径方向外方へ押圧され、まずケーシングの下端部１５ａの波形部分１７が円弧状に変形され、中間部１５ｂが拡張される。全てのボール４３が短い距離移動した後図８Ａに図示されている如く円錐形のヘッド３９と係合した状態になる。上端５１が中間部１５ｂ内へ上方へ移動する。ボール４３はケーシングを図９に示された押し潰され折り曲げられた形態より図１０の円筒形の形態に拡張する。ケーシングの拡張工程に於いては、ケーシングの中間部１５ｂの周りの環状空間が減少し、セメントスラリー９２が上方へ押圧され、ケーシングの上端部１５ｃの波形部分とケーシングが設置された部分１１との間の溝空間内へ上方へ流れる。セメントスラリー９２の一部は挿入ツール５５の上方へ流出し、これによりケーシングが後に塑性変形される際にケーシングの間に適正なシールを確保する。成形ツール３１が上方へ移動すると、加圧室３５の容積が増大する。この工程は数千フィート（１ft＝０．３ｍ）を越えることがあるケーシングの全長に亘り継続する。成形ツール３１はケーシングの上端部１５ｃに到達する。この時点に於いては、ボール４３が谷部１７ａを半径方向外方へ押圧し、これによりケーシングの下端部１５ａの場合と同一の要領にて波形部分１７を円筒形の形態に拡張する。成形ツール３１は挿入ツール５５の下端に接触し、挿入ツール５５は図１Ｂに示されている如くケーシングの上端部１５ｃ内へ僅かな距離突出している。挿入ツール５５は、挿入ストリング７２を僅かな距離下方へ移動させた後上方へ引張ることによってねじ５７より解除される。挿入ストリング７２が下降される際には、導管ストリング２７及び２９は圧縮を受け入れるようそれらの長さに沿って僅かに螺旋状になる。インナボディ５９がアウタスリーブ５６に対し相対的に下方へ移動することにより、Ｊピン６１が第一の脚部６３ａより第二の脚部６３ｂへ移動される。このことが行われると、スリーブ５６がインナボディ５９に対し相対的に増分回転角だけ回転する。図３Ｂに示されている如くかかる回転によりねじ５７がスリーブ５６に設けられたねじより離脱せしめられ、これにより挿入ツール５５がケーシングの上端部１５ｃより解除される。この段階に於いてはアウタスリーブ５６に設けられた溝５８は谷部１７ａと整合した状態になる。次いでオペレータは再度挿入ストリング７２を下降させ、これにより図１２に示されている如く、先に使用された充填装置７１をケーシングの上端部１５ｃ内に配置する。軸線方向に延在する外溝５８及び外溝７４（図１Ａ及び図１Ｂ参照）が波形部分１７と整合するので、アウタスリーブ５６及び充填装置７１はケーシングの上端部１５ｃ内を下方へ通過する。心出し装置７０がケーシングが設置された部分１１の内周面に近接して隔置され、ケーシングの上端部１５ｃの上縁に当接する。この段階に於いて弁７７が閉弁され、弁７９が開弁される(図２２参照)。加圧された流体が泥水ポンプ８０により挿入ストリング７２を経て供給される。公知の増圧装置により増圧されたこの加圧流体の圧力により先に使用された充填装置７１が膨張せしめられ、これにより上端部１５ｃの一部が半径方向外方へ塑性変形せしめられ、ケーシングが設置された部分１１と密に当接しシール係合した状態にもたらされる。次いで先に使用された充填装置７１が後退し得るよう流体の圧力が解除される。挿入ストリング７２が持ち上げられ、これにより挿入ツール５５が引張り上げられる。導管ストリング２７及び２９はスティンガ２１及び拡張ツール３１と共に上方へ移動する。これらの組立体全体が井戸より引き抜かれ、リール８７に巻き戻される。図１４は設置装置を除去した状態にてケーシング１５を示している。次いでシューに対しケーシングの静圧試験が行われ、その直後に穿孔が再度開始される。また図１４はケーシングが設置された部分１１は他のケーシングが設置された部分９３に対するライナとして設置される連続的な膨張可能な型式のものであってよいことを示している。ケーシングが設置された部分９３は上述の要領と同一の要領にて設置され井戸ヘッド９７にねじ止めされたコンダクタ９５内に配置される膨張可能な型式のものであってよい。図２３及び図２４は連続的に循環する傾斜溝内のボールの代りに、二円錐形の膨張セグメント３４及び３６が上側の後退位置（図２３参照）より下側の膨張位置（図２４参照）まで下方へ摺動し、次いで円錐形の成形ヘッド３８の下端に設けられた肩部３８ａに当接して停止するよう構成された拡張ツール３１の他の一つの構成を示している。セグメント３４は円錐形の成形ヘッド３８に取り付けられた保持ガイド３８ｂに沿って摺動する主セグメント３４ａを含んでいる。セグメント３４ａの両側には二つのセグメント３４ｂがヒンジ止めされている。膨張リング３０（図２４参照）を形成するセグメント３６が円錐形の成形ヘッド３８に取り付けられたそれ自身の保持ガイド３８ｃ上を摺動する。セグメントと拡張ツールを設置するために先に使用された波形部分の１Ｄとが接触することを防止すべく、スタビライザ３８ｄが円錐形の成形ヘッド３８の上端に取り付けられている。拡張ツールが上方へ駆動され各セグメントがケーシングの内面に接触するようになるとスタビライザ３８ｄのフィンガが湾曲する。二円錐形の膨張セグメント３４ａ、３４ｂ、３６は、拡張ツールを作動させる際のかじりを防止すべく、延性のないセラミックにて形成されていてよく、或いは延性のないセラミックにて被覆されていてよい。ピストン３３（図２３）はケーシングの波形をなす直線状の端部に嵌合するよう軸線に沿って直線的に延在する溝を有するエラストマ製のカップ形の摺動シールであり、二つの部分、即ち波形をなしエラストマ製の充填要素３３ｃに接合された金属支持ワッシャ３３ｂとリップ形のシール３３ｄとを含んでいる。図２４は支持ワッシャ３３ｂが流体の圧力によって平坦に変形され、エラストマ部材３３ｃ及び３３ｄが円筒形の外面をなすようピストン３３が変形した状態を示している。本発明は多数の重要な利点を有する。図１４より解る如く、一つのケーシングが設置された部分とその上のケーシングが設置された部分との間の内径の差は下側のケーシングが設置された部分の壁の厚さ以下である。このことによりケーシング毎の直径の減小量が実質的に低減され、これにより実質的に一定の直径にて穿孔を行うことができる。また従来の井戸の場合に比して、或る与えられた底面の直径及び深さの場合について見て井戸の上端に於けるケーシングが設置された部分の直径を小さくすることができる。実質的に一定の直径にて穿孔することができることにより、ビットを小型化することができ、泥の量を低減することができ、排除されるべき掘削物の量を低減することができ、同一の最終寸法の井戸を形成するに必要なセメントの量を低減することができる。本発明の方法によれば、従来の場合に比して短く且つ様々な直径のストリングを使用することができる。また本発明の方法は穿孔がコイル状の導管に取り付けられたタービン駆動式のドリルビットにより行われる場合には、ホイストマストを必要とすることなく達成可能である。以上に於いては本発明を一つの実施形態について説明したが、本発明は上述の実施形態に限定されるものではなく、本発明の範囲内にて種々の変更が加えられてよいものであることは当業者にとって明らかであろう。例えばホイストマストを使用することができる場合には、コイル状導管の挿入ストリング７２ではなく、従来のドリルパイプが使用されてよい。その場合には、弁を電気的に駆動するのではなく、弁の駆動は導管６４内を下方へ移動するボールやダートにより行われ、これにより通路の開閉が選択的に行われてよい。またケーシングの上端部を膨張させるエラストマ充填材でなく、圧力にて駆動され半径方向に膨張可能な他の金属部材が使用されてもよい。DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION A method of installing a casing in a well hole Technical field The present invention generally relates to installing a well casing in an oil well or gas well, and in particular, a step of crushing and bending the casing, a step of inserting the crushed casing into the well, and Expanding to a shape form. Background art Oil and gas wells are generally formed by laying a conductor pipe to a first depth and then drilling to a second depth. A string of casing is formed by connecting together pipe sections, each having a length of 40 ft (12 m), and the casing is lowered in a fitted manner within the conductor pipe. The cement is then pumped down through the casing and the cement flows upwardly in the annular space between the casing and the wellbore. Drilling is performed again to a third depth, and the above process is repeated using a smaller diameter fitting casing. A smaller diameter casing is installed to a fourth depth. These casings support the walls of the wellbore and prevent drilling fluids from flowing into the formation or from flowing into the wellbore from formations other than the target product formation. In the case of a mating structure, due to the thickness of the casing connections and due to the minimal clearance required between the casing and the well bore wall to move the cement into the annular space. Therefore, a relatively large hole is required above the well hole. Drilling large wells is expensive because large wells require large drill bits and must remove large amounts of mud and large amounts of excavation. Also, a large diameter pipe has a lower pressure resistance when viewed with the same wall thickness than a small diameter pipe, so the casing is installed before the well head to improve the pressure resistance as the well hole becomes deeper. Must cover part of the casing. Conventional casings also require a tower for connecting the pipe sections to form a string of casing and lowering the string of casing into the well bore. The tower is large and costly to move, and it takes time to insert a 40ft (12m) long casing. Liners are used in some wells. The liner is similar to the casing, but the liner does not extend completely to the surface well head, but the upper end of the liner is suspended from the lower end of the previously installed liner string. The liner must also be formed by connecting the pipe sections together and is generally used to extend a more limited distance than only the smallest diameter full length casing already installed. With the coiled conduit unit, a continuous metal conduit can be quickly inserted into the well. The conduit is wound into a coil by plastic deformation on a large reel. A press feed mechanism straightens the conduit as it is unwound from the reel and lowers it into the well. The coiled conduit is used to circulate fluid into the well for various purposes. However, because of the small diameter of coiled conduits, such conduits are rarely used as casings. The diameter of the coiled conduit is smaller than the diameter of a typical casing, typically as small as 5 inches (130 mm). Also, the coiled conduit requires a large reel that can coil up a metal casing 5 inches (130 mm) in diameter or several thousand feet (1 ft = 0.3 m) long. . Disclosure of the invention In the present invention, a plate in the form of a metal strip is formed into a substantially tubular shape and is longitudinally welded with at least one continuous string of conduit inserted therein during the manufacturing process. You. Alternatively, pipe sections of approximately 40 feet (12 m) in cross section with a circular cross section are welded together and threads are formed on the inner surface of the string of conduits. The casing is then crushed with the conduit positioned therein and wound on a small reel due to its small height relative to its normal diameter. The upper and lower ends of the casing are formed in a substantially cylindrical form. An extension tool is arranged in the lower end of the cylindrical shape. The expansion tool has a piston and a conical forming head located above the piston. A pressurizing chamber is formed below the piston in the lower end of the casing. The casing is unwound from the reel and transformed into a horseshoe shape before being inserted into the well. When the casing reaches the proper depth, fluid is pumped through the conduit into the pressurized chamber, thereby expanding the casing into a cylinder. The fluid pressure acts on the piston, which pushes the expansion tool upward. This causes the head of the expansion tool to crush the casing and form it into a cylindrical configuration rather than a curved configuration. The forming tool and conduit are then pulled from the casing. Preferably, two strings of conduits are arranged inside the casing during manufacture of the casing. One conduit string pumps the cement slurry down through a cement shoe at the lower end of the casing. The cement flows upward in the annular space around the casing, securing the casing in place. The fluid is then pumped through the other string of conduits, thereby expanding the casing. Also, after the expansion tool reaches the upper end of the casing, a forging tool is used to expand the cylindrical upper end of the casing so that the lower end of the portion where the casing is installed at the tip of the well and the metal are sealed. You. In a preferred embodiment, this step releases the insertion tool from the upper end of the casing after the crushed portion of the casing has been expanded, and then lowers the forging tool placed above the insertion tool into the casing. Includes making Fluid is then pumped down to deform the upper end of the casing radially outward to engage the lower end of the previously installed casing. The expansion tool includes an expansion head having a cone with a groove. As the casing expands cylindrically, the balls roll along the grooves in rolling engagement with the walls of the casing. The balls force the casing to expand as they roll along the groove. The ball continuously moves back into the groove via the ball passage below the groove, the axial passage, and the ball passage above. Alternatively, the forming head includes a cone having a thinner, conical segment that increases the diameter of the forming head. BRIEF DESCRIPTION OF THE FIGURES 1A-1D are vertical cross-sectional views of an assembly for installing a casing in a well, including a string of crushed casings disposed in the well with an insertion tool and an expansion tool. FIG. 2 is a cross-sectional view taken along line 2-2 of FIG. 1B showing a portion of the insertion tool of the assembly shown in FIGS. 1A-1D. FIG. 3A is a cross-sectional view taken along line 3-3 of FIG. 1B, showing another portion of the insertion tool of the assembly shown in FIGS. 1A-1D. FIG. 3B is another cross-sectional view taken along line 3-3 of FIG. 1B, but showing the insertion tool moved to a released position. FIG. 4 is a cross-sectional view taken along line 4-4 of FIG. 1B showing an intermediate portion of the casing of the assembly shown in FIG. FIG. 5 is a cross-sectional view taken along line 5-5 of FIG. 1C, showing a portion of the dilation tool of the assembly shown in FIG. 1C. FIG. 6 is another cross-sectional view of the expansion tool shown in FIG. 1C, taken along line 6-6 of FIG. 1C. FIG. 7 is a cross-sectional view taken along line 7-7 of FIG. 1D showing the cement shoe shown in FIG. 1D. 8A and 8B are cross-sectional views showing a portion of the assembly shown in FIG. 1 after the cement has been supplied and when expanding the middle portion of the casing. FIG. 9 is a cross-sectional view of the assembly shown in FIG. 8A, taken along line 9-9 of FIG. 8A. FIG. 10 is a cross-sectional view of the assembly shown in FIG. 8A, taken along line 10-10 of FIG. 8A. FIG. 11 is a cross-sectional view of the assembly shown in FIG. 8B, taken along line 11-11 of FIG. 8B. FIG. 12 shows a process of lowering into the upper end of the casing and deforming the upper end of the casing so as to securely engage with the lower end of the portion where the upper casing is installed in a sealing manner. It is sectional drawing which shows the filling device used before the solid. FIG. 13 is a cross-sectional view taken along line 13-13 of FIG. 12 showing one of the previously used filling devices shown in FIG. FIG. 14 is a cross-sectional view showing the well shown in FIGS. 1A to 1D after the installation of the casing, with the installation device removed. FIG. 15 is an illustrative sectional view showing one step in manufacturing the crushable casing shown in FIGS. 1A to 1D. FIG. 16 is another schematic cross-sectional view of the casing shown in FIGS. 1A to 1D, showing the addition of an outer layer in the case of a multi-layer casing. FIG. 17 is another schematic cross-sectional view of the casing shown in FIG. 16, showing the welding of additional layers. FIG. 18 is a cross-sectional view showing one of the two-layered end portions of the casing shown in FIGS. 1A to 1D. FIG. 19 is an explanatory view showing the crushed casing shown in FIGS. 1A to 1D which is unwound from a reel, bent into a horseshoe shape, and lowered into a well. FIG. 20 is a cross-sectional view taken along line 20-20 of FIG. 19 showing the flat casing shown in FIG. FIG. 21 is a cross-sectional view taken along line 21-21 of FIG. 19, showing the casing in the bent state shown in FIG. FIG. 22 is an explanatory view showing a valve for controlling the flow of fluid to the installation device shown in FIGS. 1A to 1D. 23 and 24 are perspective views showing another structure of the expansion tool including the inflatable segment. BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION 1A to 1D, the well shown has a portion 11 provided with a casing already set with cement, and a hole 13 extending to a target depth below the portion 11 provided with the casing. are doing. A continuous string of casing 15 according to the invention is shown in place in the well, the lower end 15a of which is located at the lower end of the well bore 13. The casing 15 is typically several thousand feet (1 ft = 0.000) above the lower end to the upper end 15c. 3m) has an intermediate portion 15b extending. The upper end 15c overlaps the lower part of the part 11 where the casing is installed. The lower and upper ends 15a, 15c of the casing are substantially cylindrical and have an axially extending corrugated portion 17, as shown in FIG. The corrugated portion 17 is a groove linearly extending along an axis provided on the inner peripheral surface and the outer peripheral surface of the casing, and includes a valley portion 17a protruding inward and a ridge portion 17b protruding outward. They are alternated. The intermediate portion 15b shown in FIG. 4 is in a crushed and bent state, and when it is lowered into the well bore, it curves toward the opposite portion and is substantially circular in contact with the opposite portion. It has an arcuate curved portion 18. In FIG. 1D, a cement shoe 19 is disposed at the lower end of the lower end portion 15a of the casing. The cement shoe 19 defines an end cap for the casing 15 and is formed of a pierceable material and has a cement feed port 20 extending axially therethrough. A metal stinger 21 is sealingly engaged in the upper portion of the cement feed port 20. The stinger 21 is a tubular member having a passage 23 for pumping the cement slurry downward through the cement feed port 20, the cement slurry being annularly formed around the casing 15 as indicated by the arrow in the figure. Flows upward through space. The stinger 21 also has several fluid ports 25 isolated from the passage 23 and communicating with the outside of the stinger 21. A cement slurry supply conduit 27 extends continuously through the casing 15, and its lower end is connected to the stinger 21 so as to be connected to the passage 23. Similarly, a filling conduit 29 extends continuously through the casing 15, and its lower end is connected to the stinger 21 so that fluid can be supplied to the fluid port 25. The strings of conduits 27 and 29 are conventional coiled metal conduit strings having a diameter of about 1 inch (25 mm). As shown in FIG. 1C, the extension tool 31 is housed in the lower end portion 15a of the casing above the stinger 21. The extension tool 31 includes a piston 33 at the lower end. The piston 33 is a cup-shaped sliding seal made of an elastomer, and has a groove on the outer peripheral surface that extends linearly along the axis and engages with the corrugated portion 17 of the lower end portion 15a of the casing. The piston 33 has a filling element 33a which seals around a string of conduits 27 and 29. A pressurizing chamber 35 is defined in a space surrounding the stinger 21 above the cement shoe 19 and below the piston 33. In the inserted position, as shown in FIG. 1D, the pressurizing chamber 35 is at its minimum volume. A cylindrical metal piston head 37 extends above the piston 33. The piston head 37 is engaged with a sleeve 48, which has an outer diameter smaller than the inner diameter of the lower end 15a of the casing at the valley 17a. The expansion tool 31 has a conical forming head 39 that tapers from a small diameter upper end to a large diameter lower end. The head 39 has a vertical groove 41 which is aligned with the valley 17a as shown in FIG. The plurality of balls 43 rolls downward in the groove 41 of the head 39. The ball 43 is movable via two axial passages 45, a plurality of lower lateral passages 47 and a plurality of upper lateral passages 49. The piston head 37 is initially located in a lower position in the sleeve 48 of the head 39 and defines a chamber for a number of balls 43 as shown in FIG. 1C. When piston head 37 is pushed upward until it comes into contact with flange 50 of head 39 as shown in FIG. 8A, it pushes ball 43 up through axial passage 45. When the piston head 37 moves upward in the casing 15, the ball 43 moves radially outward through the upper lateral passage 49, moves downward in the groove 41, and moves axially through the lower radial passage 47. It continuously moves radially inward to the passage 45. In FIG. 1C, the expansion tool 31 has a cylindrical upper end 51 having an outer diameter equal to the smallest inner diameter of the lower end 15a of the casing as measured at the valley 17a. I have. The ball 43, when present in the groove 41, engages the valley 17a and curves the casing wall outward to align with the outwardly projecting ridge 17b. When the ball 43 is at the upper end of the groove 41, the diameter from one ball 43 to the ball 43 on the opposite side is substantially equal to the diameter between the valleys 17a, but the ball 43 is shown in FIG. 8A. When it is located at the lower end of the groove 41 as described above, the outer diameter of the forming tool 31 as measured from one ball 43 to the ball 43 on the opposite side is larger than the minimum inner diameter of the lower end portion 15c of the casing. Therefore, when the expansion tool 31 moves upward, the ball 43 presses the valley portion 17a outward in the radial direction, thereby expanding the upper end of the lower end portion 15a of the casing into a smooth circular shape. Due to the relative rigidity of the metal wall of the casing, the intermediate portion 15b is expanded from the bent state below the expansion tool 31, and the contact between the inner wall surface and the expansion tool 31 is conical. Formed only by the balls 43 rolling in the grooves 41 of the forming head 39. In FIG. 1B, the insertion tool 55 is disposed at the upper end of the upper end 15c of the casing. The insertion tool 55 is a tubular member having an outer sleeve 56. The outer peripheral surface of the outer sleeve 56 has a vertically extending groove 58 between the vertically extending bands 58a. The outer sleeve 56 has a set of screws on a band 58a that engages a set of screws 57 formed on the inner surface of the trough 17a at the upper end of the upper end 15c of the casing. Since the corrugated portion 17 and the groove 58 are provided, the screw 57 is discontinuous, and is provided only in the valley portion 17a. The outer sleeve 56 is supported by an inner body 59 having a smooth cylindrical outer peripheral surface. The outer sleeve 56 has a J-pin 61 projecting radially inward into an elongated U-shaped J-pin groove 63 formed in the inner body 59. The J-pin groove 63 has a first leg 63a and a second leg 63b connected at the lower end to the first leg and extending parallel to the first leg. During the process of inserting the casing 15, the J-pin 61 is located at the upper end of the first leg 63a, and is maintained at that position by the weight of the casing 15 acting on the insertion string connected to the inner body 59. When the intermediate portion 15b of the casing is expanded, the weight of the casing 15 is supported by contacting the wall surface of the well hole at a number of positions. When the expansion is completed, the operator lowers the insertion string 72, thereby lowering the inner body 59 relative to the outer sleeve 56. Next, the operator lifts the insertion string 72 and moves the J pin 61 into the second leg 63b. As a result, the outer sleeve 56 is rotated by an angle as shown by an arrow in FIG. 3B, whereby the screw provided on the outer sleeve 56 is disengaged from the screw 57. The band 58a provided on the outer sleeve 56 is aligned with the ridge 17b, so that the insertion tool 55 can be lowered into the upper end 15c of the casing. The insertion tool 55 has a main supply passage 64 connected to a passage provided below the filling string 69 extending into the inner body 59. A cement supply passage 65 (see FIG. 3A) connected to the conduit string 27 is provided in the insertion tool 55 and is connectable to the lower end of the main supply passage 64. Similarly, a filling passage 67 connected to the conduit string 29 can be connected to the lower end of the main supply passage 64. The inner body 59 of the insertion tool 55 is connected to the filling string 69 by a screw. A centering device 70 is provided above the filling string 69. Two or more previously used filling devices 71 are mounted on the filling string 69 between the centering device 70 and the inner body 59. When a higher internal pressure than the downhole pressure increasing device (not shown) is supplied, the filling device 71 used previously expands and expands radially outward, as shown in FIG. The upper end of the portion 15c is plastically deformed. A hydraulic passage 73 extending through the filling string 69 can be connected via a pressure intensifier to the lower end of a main supply passage 64 provided in the inner body 59 of the insertion tool. Fill string 69 is connected at centering device 70 to an insert string 72 that extends to the surface. Insert string 72 is preferably another string of coiled conduit having a diameter of about 2 inches (51 mm). The filling device 71 has an outer groove 74 extending along the axis, and the outer groove 74 is arranged such that the centering device 70 contacts the upper end portion 15c of the casing as shown in FIG. Is aligned with the valley portion 17a of the upper end portion 15c when it is lowered into the upper end portion 15c. In FIG. 22, in a preferred embodiment, electrically driven valves 75, 77, 79 are provided in the inner body 59 of the insertion tool (see FIG. 1B). The valve 75 is provided in the slurry supply passage 65 and opens and closes the flow to the conduit 27. The valve 77 is provided in the expansion fluid passage 67 and opens and closes the flow from the main supply passage 64 to the conduit 29. The valve 79 is provided in the pressurized fluid passage 73 and opens and closes the pressurized fluid to the filling device 71 (see FIG. 1A) used before the main supply passage 64. Leads (not shown) for controlling the valves extend through the coiled insert string 72 to the ground control panel. A small accumulator (not shown) supplies hydraulic fluid to the valves 73, 77, 79 and opens and closes them as they are electrically driven. A ground-based pump 80 (which may be either a cement pump or a mud pump) is used to supply pressurized fluid downward through the main supply passage 64. In FIG. 15, the casing 15 pulls the first metal strip 81 from the reel, around the two laterally spaced strings of the coiled conduits 27 and 29 and continuously extending parallel to each other. Formed by bending both side edges of the strip downward. As shown in FIG. 16, both side edges are curved and deformed so as to abut each other, and are welded to each other at a welding portion 82. The upper side is concavely curved so as to come into contact with the welded portion 82, but the lower side is kept flat. Next, the second strip 83 is pulled from the reel, and is curved and deformed so that both side edges are bent upward. The second strip 83 is then curved around the first strip 81 by rollers as shown in FIG. 17, keeping the first strip 81 in the configuration shown in FIG. The roller then deforms the upper side of the strip 83 into a concave shape as shown in FIG. The casing 15 thus has a double wall and has between its parallel conduit strings 27 and 29 a flat side 85 extending substantially tangentially to the outer surface of the conduit strings 27 and 29. ing. The use of two walls for the casing 15 reduces the amount of distortion that occurs when a single-wall casing having the same overall thickness is expanded by plastic deformation. In some cases, a casing consisting of three or more walls is desirable. A casing formed by a plurality of walls requires good friction between the walls to withstand external pressure. It is desirable to use known friction-enhancing methods, such as surface stamping, surface treatment, and coating, to provide sufficient external pressure carrying capacity when expanded. Also, the outer peripheral surface of the casing is formed slightly smaller than the previously used casing so that the wall can be sufficiently deformed when the casing is expanded. In the state shown in FIG. 20, the casing 15 is wound on a reel 87 (see FIG. 19). 4. When the reel 87 is expanded into a cylindrical shape, It is a large member capable of holding the casing 15 having an outer diameter of 5 inches (140 mm) and a length of up to 5000 feet (1500 m). FIG. 18 shows a corrugated portion 17 formed on both the upper end 15c and the lower end 15a (see FIGS. 1B and 1D) by a corrugating process using rollers. The upper end 15c and the lower end 15a are corrugated but substantially cylindrical. The straight upper end 15c and lower end 15a are several feet (1 ft = 0. 3m), and cannot be taken up by the reel 87 when transported from the casing manufacturing plant to the well excavation site. When the casing 15 is rewound from the reel 87, the intermediate portion 15b of the casing is first passed through a set of curved deformation rollers 89 as schematically shown in FIG. The curved deformation roller 89 shapes the casing 15 from the crushed flat form shown in FIG. 20 to the curved form shown in FIG. This forms a bend 18 and brings the conduit strings 27 and 29 closer together. The maximum width of the intermediate portion 15b of the casing in the curved configuration shown in FIG. 21 is smaller than the inner diameter of the portion 11 (see FIG. 1A) where the casing is installed. The maximum width of the intermediate portion 15b of the casing in the crushed and flat configuration of FIG. 20 is larger than the inner diameter of the portion 11 provided with the casing. A gripping and pressing supply mechanism 91 is used corresponding to the curved deformation roller 89. The gripping and pressing supply mechanism 91 is configured substantially similarly to a conventional coiled conduit pressing and supply mechanism. This mechanism 91 grips the casing 15 without deforming it, pulls the casing from the reel 87, and presses and supplies it downward into the well. The horseshoe shape of FIG. 21 resists the compression provided by the gripping and pressing mechanism 91 when the casing is pressed into the well. The casing 15 is rewound from the reel 87 when it is installed, and is pressed and supplied into the well by the gripping and pressing supply mechanism 91 until the cement shoe 19 approaches the lower end of the hole 13. The length of the casing 15 is pre-selected such that the upper end 15c extends into the part 11 (see FIG. 1B) in which the casing is installed, which overlaps over a substantial length. The valves 77 and 79 are closed, the valve 75 (see FIG. 22) is opened, and the cement pump 80 moves the cement slurry (see FIG. 9) downward through the valves 75 in the open state in the passages 64 and 65. And the inside of the cement slurry supply conduit 27 is pumped downward. As shown by the arrows in FIG. 1D, the cement slurry flows downward in passages 23 and 20 and upwards in the annular space around casing 15. A predetermined amount of cement is pumped based on an estimate of the total volume of the annular space when the casing 15 is expanded into a cylindrical shape. Since the middle part 15b of the casing has a crushed curved shape, that is, a horseshoe shape, the volume of the annular space around the middle part 15b of the casing is very large as shown in FIG. Can be easily supplied. Therefore, initially, the cement 92 does not completely fill the annular space up to the upper end of the upper end 15c of the casing. As the cement is pumped, the displaced drilling fluid, the return fluid, flows upward through the corrugated portion 17 of the upper end 15c of the casing and flows through the port 60 into the annular space around the insertion tool 55. I do. The return fluid flows upward to the surface through the annular space around the previously used filling device 71 and around the insert string 72. As the pre-calculated amount of cement slurry is pumped, a predetermined amount of flushing fluid is pumped down through cement slurry supply conduit 27. The volume of the flushing fluid is precisely set so that it does not substantially exceed the amount required to push the cement through conduit 72, conduit 27 and stinger 21 into the wellbore. Next, the valve 75 is closed and the valve 77 is opened. The drilling fluid is pumped down via conduit 72 and the drilling fluid flows down through fill conduit 29 via passages 64 and 67. The drilling fluid flows out of the port 25 and flows into the pressurized chamber 35 shown in FIG. 1D. As shown in FIG. 8B, the piercing fluid pushes the piston 33 upward, which causes the piston 33 to slide upward relative to the conduit strings 27 and 29. The piston head 37 drives the ball 43 upward from the space in the sleeve 48 into the passage 45 as can be seen from a comparison between FIG. 1D and FIG. 8A. When the piston head 37 comes into contact with the flange 50, the expansion tool 31 starts to be pushed upward by the force applied by the piston head 37 while the conduit strings 27 and 29 remain stationary. When the ball 43 engages with the head 39 and the lower end 15a of the casing, the ball 43 is forced to roll down in the inclined groove 41, thereby pressing the valley 17a outward in the radial direction. First, the corrugated portion 17 of the lower end portion 15a of the casing is deformed into an arc shape, and the intermediate portion 15b is expanded. After all the balls 43 have traveled a short distance, they are in engagement with the conical head 39 as shown in FIG. 8A. The upper end 51 moves upward into the intermediate portion 15b. Balls 43 extend the casing from the crushed and folded configuration shown in FIG. 9 to the cylindrical configuration of FIG. In the casing expanding step, the annular space around the intermediate portion 15b of the casing is reduced, the cement slurry 92 is pressed upward, and the corrugated portion of the upper end portion 15c of the casing and the portion 11 where the casing is installed are formed. Flows upward into the groove space between A portion of the cement slurry 92 flows out above the insertion tool 55, thereby ensuring a proper seal between the casing when the casing is later plastically deformed. When the forming tool 31 moves upward, the volume of the pressure chamber 35 increases. This process involves several thousand feet (1 ft = 0. 3m) and continue over the entire length of the casing, which can exceed 3m). The forming tool 31 reaches the upper end 15c of the casing. At this point, the ball 43 presses the valley 17a radially outward, thereby expanding the corrugated portion 17 into a cylindrical configuration in the same manner as the lower end 15a of the casing. The forming tool 31 contacts the lower end of the insertion tool 55, which projects a small distance into the upper end 15c of the casing as shown in FIG. 1B. The insertion tool 55 is released from the screw 57 by moving the insertion string 72 downward a small distance and then pulling it upward. As the insert strings 72 are lowered, the conduit strings 27 and 29 spiral slightly along their length to accommodate compression. As the inner body 59 moves downward relative to the outer sleeve 56, the J-pin 61 is moved from the first leg 63a to the second leg 63b. When this is performed, the sleeve 56 rotates relative to the inner body 59 by the incremental rotation angle. As shown in FIG. 3B, such rotation causes the screw 57 to be disengaged from the screw provided on the sleeve 56, whereby the insertion tool 55 is released from the upper end 15c of the casing. At this stage, the groove 58 provided in the outer sleeve 56 is aligned with the valley 17a. The operator then lowers the insertion string 72 again, thereby placing the previously used filling device 71 in the upper end 15c of the casing, as shown in FIG. As the outer grooves 58 and 74 (see FIGS. 1A and 1B) extending in the axial direction are aligned with the corrugated portion 17, the outer sleeve 56 and the filling device 71 pass downward through the upper end portion 15c of the casing. The centering device 70 is spaced close to the inner peripheral surface of the portion 11 where the casing is installed, and abuts on the upper edge of the upper end 15c of the casing. At this stage, the valve 77 is closed and the valve 79 is opened (see FIG. 22). Pressurized fluid is supplied by the mud pump 80 through the insertion string 72. The previously used filling device 71 is expanded by the pressure of the pressurized fluid increased by the known pressure increasing device, whereby a part of the upper end portion 15c is plastically deformed radially outward, and the casing Are brought into close contact with and sealing engagement with the installed portion 11. The pressure of the fluid is then released so that the previously used filling device 71 can retract. The insertion string 72 is raised, thereby pulling the insertion tool 55 up. The conduit strings 27 and 29 move upward with the stinger 21 and the expansion tool 31. The whole assembly is pulled out of the well and rewound on the reel 87. FIG. 14 shows the casing 15 with the installation device removed. The shoe is then subjected to a static pressure test of the casing, immediately after which drilling is started again. FIG. 14 also shows that the part 11 provided with the casing may be of a continuous inflatable type which is provided as a liner to the part 93 provided with another casing. The section 93 where the casing is installed may be of the inflatable type which is arranged in a conductor 95 which is installed and screwed to the well head 97 in the same manner as described above. 23 and 24 show that instead of balls in a continuously circulating inclined groove, the biconical inflatable segments 34 and 36 have an inflated position below the upper retracted position (see FIG. 23) (see FIG. 24). 7 shows another configuration of the extension tool 31 configured to slide down to then stop against a shoulder 38 a provided at the lower end of a conical forming head 38. Segment 34 includes a main segment 34a that slides along a retaining guide 38b mounted on a conical forming head 38. Two segments 34b are hinged to both sides of the segment 34a. The segment 36 forming the expansion ring 30 (see FIG. 24) slides on its own retaining guide 38c mounted on a conical forming head 38. A stabilizer 38d is attached to the upper end of the conical forming head 38 to prevent contact between the segment and the corrugated portion 1D previously used to install the dilation tool. The fingers of the stabilizer 38d bend as the expansion tool is driven upward so that each segment contacts the inner surface of the casing. The biconical inflatable segments 34a, 34b, 36 may be formed of non-ductile ceramic or coated with non-ductile ceramic to prevent galling during operation of the dilation tool. . The piston 33 (FIG. 23) is an elastomeric cup-shaped sliding seal with a groove extending linearly along the axis to fit into the corrugated linear end of the casing, comprising two parts. That is, it includes a metal support washer 33b and a lip-shaped seal 33d joined to a corrugated elastomeric filler element 33c. FIG. 24 shows a state in which the support washer 33b is deformed flat by the pressure of the fluid, and the piston 33 is deformed so that the elastomer members 33c and 33d form a cylindrical outer surface. The present invention has a number of important advantages. As can be seen from FIG. 14, the difference in the inner diameter between the portion where one casing is installed and the portion where the casing is installed thereon is smaller than the wall thickness of the portion where the lower casing is installed. This substantially reduces the reduction in the diameter of each casing, so that a substantially constant diameter can be drilled. Also, the diameter of the portion where the casing is located at the upper end of the well can be made smaller for a given bottom diameter and depth than in the case of a conventional well. Being able to drill with a substantially constant diameter allows the bit to be reduced in size, reduces the amount of mud, reduces the amount of excavated material to be eliminated, and The amount of cement required to form a well of the final dimensions can be reduced. According to the method of the present invention, it is possible to use strings of various diameters which are shorter than the conventional case. Also, the method of the present invention can be accomplished without the need for a hoist mast if the drilling is performed by a turbine driven drill bit mounted in a coiled conduit. In the above, the present invention has been described with respect to one embodiment, but the present invention is not limited to the above embodiment, and various changes may be made within the scope of the present invention. That will be apparent to those skilled in the art. For example, if a hoist mast can be used, a conventional drill pipe may be used instead of the coiled conduit insertion string 72. In that case, rather than electrically driving the valve, the valve may be driven by a ball or dirt that moves down the conduit 64, thereby selectively opening and closing the passage. Instead of the elastomer filler for expanding the upper end of the casing, another metal member driven by pressure and expandable in the radial direction may be used.

【手続補正書】特許法第１８４条の８第１項【提出日】平成１０年８月２６日（１９９８．８．２６）【補正内容】井戸孔にケーシングを設置する方法技術分野本発明は、全体的には油井やガス井内に井戸ケーシングを設置することに係り、特にケーシングを押し潰して湾曲させる工程と、押し潰されたケーシングを井戸内に挿入する工程と、ケーシングを円筒形の形態に拡張する工程とを含む方法に係る。背景技術油井やガス井は、一般に、第一の深さまでコンダクタパイプを設置し、次いで第二の深さまで穿孔することにより形成される。それぞれ４０ft（１２ｍ）の長さを有するパイプセクションを互いに連結することによりケーシングのストリングが形成され、ケーシングがコンダクタパイプ内に嵌合状態にて下降される。次いでケーシングを経て下方へセメントがポンプ送りされ、セメントはケーシングと井戸孔との間の環状空間内を上方へ流れる。穿孔が第三の深さまで再度行われ、以上のプロセスが更に小径の嵌合するケーシングを使用して繰り返される。更に小径のケーシングが第四の深さまで設置される。これらのケーシングは井戸孔の壁を支持し、また穿孔流体が地層中へ流出したり、目標生産物の地層以外の地層より井戸孔内へ流体が流入したりすることを防止する。嵌合構造の場合には、ケーシングの連結部の厚さに起因して、またセメントを環状空間内に移動させるためにケーシングと井戸孔の壁との間に必要な最小限のクリアランスに起因して、井戸孔の上方部分に比較的大きい孔が必要である。大きい井戸孔は大型のドリルビットを必要とし、多量の泥や多量の掘削物を排除しなければならないので、大きい井戸孔を穿孔することは高コストである。また大きい直径のパイプは直径の小さいパイプの場合に比して同一の壁厚について見て耐圧性が低く、従ってケーシングは井戸孔が深くなるにつれて耐圧性を向上させるべく井戸ヘッドまで先に設置されたケーシングの一部を覆う状態になっていなければならない。また従来のケーシングはパイプセクションを連結してケーシングのストリングを形成し、ケーシングのストリングを井戸孔内へ下降させるための櫓を必要とする。櫓は大型であり移動にコストを要し、長さ４０ft(１２ｍ)のケーシングを挿入するには時間を要する。井戸によってはライナが使用される。ライナはケーシングと同様であるが、ライナは地表の井戸ヘッドまで完全に延在するのではなく、ライナの上端は先に設置されたライナストリングの下端に懸垂支持される。ライナもパイプセクションを互いに連結することによって形成されなければならず、一般に既に設置されている最も直径の小さいフル長さのケーシングのみより限られた距離延在するよう使用される。コイル状導管ユニットによれば、金属製の連続的な導管を井戸内へ迅速に挿入することができる。導管は大型のリールに塑性変形によってコイル状に巻き取られる。押圧送給機構が導管がリールより巻き戻される際に導管を直線的にし、それを井戸内に下降させる。コイル状に巻かれた導管は種々の目的で井戸内へ流体を循環供給するために使用される。しかしコイル状に巻かれた導管の直径は小さいので、かかる導管がケーシングとして使用されることは稀である。コイル状に巻かれた導管の直径は典型的なケーシングの直径よりも小さく、一般に５inch（１３０mm）の小さい値である。またコイル状に巻かれた導管は、直径５inch（１３０mm）又はそれ以上の長さ数千フィート(１ft＝０．３m)の金属ケーシングをコイル状に巻き取ることができる大型のリールを必要とする。米国特許第５，２９１，９５６号公報には穿孔に使用されるコイル状に巻かれた導管及びそれを展開する装置が記載されている。また米国特許第５，３３７，８２３号公報には、井戸内に設置された後にその場に於いて硬化処理される柔軟な複合材料製のパイプを使用することにより、ケーシングの直径が大きいこと（５inch(１３０mm)又はそれ以上）及びリールに巻き取られるケーシングの長さが長いことの相反する要件を解消する方法が記載されている。この方法の欠点は、ケーシングが拡張される際にケーシングの外側に流体の塊が捕捉されることを拡張ツールによって防止することができないことであり、また鉄鋼に比して複合材料のコストが高いことにより耐コスト有効性が低いということである。また国際公開第ＷＯ９６２２４５２号公報には、マンドレルを上下方向に引張ったり液圧によって半径方向に膨張させることによって先に設置された鉄鋼製の溝を有するケーシングの直径をその場に於いて増大させるために使用される円錐形の拡張用マンドレルが記載されている。マンドレルをケーシングの内側にて機械的に引張ることには反作用の問題が生じ、セクション毎に液圧によって拡張することはケーシングの長さが長い場合には実用的ではない。本願出願人や本願出願人以外の者により開発された公知の方法は改善されたケーシングを得るための理論的な解決策を提供するものではあるが、井戸に経済的にケーシングを設置する装置及び方法であって、鉄鋼製のパイプの対コスト有効性と共に前述の米国特許第５，３３７，８２３号公報に記載された方法や前述の国際公開第ＷＯ９６２２４５２号公報に記載された拡張可能なケーシングの設置上の利点を与える装置及び方法が必要とされている。発明の開示本発明に於いては、金属ストリップの形態をなすプレートが実質的に管状に成形され、製造工程中に内側に少なくとも一つの連続的な導管のストリングが挿入された状態にて長手方向に溶接される。或いは長さ約４０フィート（１２ｍ）の断面円形のパイプセクションが互いに溶接によって連結され、導管のストリングの内面にねじが形成される。次いでケーシングはその内部に導管が配置された状態て押し潰され、通常の状態に於ける直径に比して高さが小さいことにより小型のリールに巻き取られる。ケーシングの上端部及び下端部は実質的に円筒形の形態に成形される。円筒形の下端部内には拡張ツールが配置される。拡張ツールはピストンと、該ピストンの上方に配置された円錐形の成形ヘッドとを有する。ケーシングの下端部内にてピストンの下方には加圧室が形成される。ケーシングはリールより巻き戻され、井戸に挿入される前に馬蹄形に変形される。ケーシングが適正な深さに到達すると、導管を経て加圧室内へ流体がポンプ送りされ、これによりケーシングが円筒形に拡張される。流体の圧力はピストンに作用し、これにより拡張ツールが上方へ押圧駆動される。このことにより拡張ツールのヘッドがケーシングを押し潰され湾曲された形態より円筒形の形態に成形する。次いで成形ツール及び導管がケーシングより引張られる。ケーシングの製造中にケーシングの内部に二つの導管のストリングが配置されることが好ましい。一方の導管のストリングはケーシングの下端に設けられたセメントシューを経てセメントスラリーを下方へポンプ送りする。セメントはケーシングの周りの環状空間を上方へ流れ、ケーシングを所定の位置に固定する。次いで他方の導管のストリングを経て流体がポンプ送りされ、これによりケーシングが拡張される。また拡張ツールがケーシングの上端に到達した後、ケーシングの円筒形の上端部を拡張して井戸の先にケーシングが設置された部分の下端と金属間にてシール係合させるよう鍛造ツールが使用される。好ましい実施形態に於いては、この工程はケーシングの押し潰された部分が拡張された後にケーシングの上端より挿入ツールを解放し、しかる後挿入ツールの上方に配置さたれ鍛造ツールをケーシング内へ下降させることを含んでいる。次いでケーシングの上端を半径方向外方へ変形させて先に設置されたケーシングの下端に係合させるべく流体が下方へポンプ送りされる。拡張ツールは溝を備えた円錐体を有する拡張ヘッドを含んでいる。ケーシングが円筒形に拡張される際にボールがケーシングの壁と転動係合した状態にて溝に沿って転動する。ボールはそれらが溝に沿って転動する際にケーシングを強制的に拡張する。ボールは溝より下側のボール通路、軸線方向通路、上側のボール通路を経て溝内へ戻るよう連続的に移動する。或いは成形ヘッドは該成形ヘッドの直径を増大させる厚さの小さい二円錐形のセグメントを有する円錐体を含んでいる。図面の簡単な説明図１Ａ乃至図１Ｄは井戸にケーシングを設置するための組立体であって、挿入ツール及び拡張ツールと共に井戸内に配置される押し潰されたケーシングのストリングを含む組立体の垂直断面図である。図２は図１Ａ乃至図１Ｄに示された組立体の挿入ツールの一部を示す図１Ｂの線２−２に沿う断面図である。図３Ａは図１Ａ乃至図１Ｄに示された組立体の挿入ツールの他の一部を示す図１Ｂの線３−３に沿う断面図である。図３Ｂは図１Ｂの線３−３に沿う他の断面図であるが、解放された位置に移動された挿入ツールを示している。図４は図１に示された組立体のケーシングの中間部を示す図１Ｂの線４−４に沿う断面図である。図５は図１Ｃに示された組立体の拡張ツールの一部を示す図１Ｃの線５−５に沿う断面図である。図６は図１Ｃに示された拡張ツールの一部を示す図１Ｃの線６−６に沿う他の断面図である。図７は図１Ｄに示されたセメントシューを示す図１Ｄの線７−７に沿う断面図である。図８Ａ及び図８Ｂはセメントが供給された後であってケーシングの中間部を拡張する際に於ける図１に示された組立体の一部を示す断面図である。図９は図８Ａに示された組立体を示す図８Ａの線９−９に沿う断面図である。図１０は図８Ａに示された組立体を示す図８Ａの線１０−１０に沿う断面図である。図１１は図８Ｂに示された組立体を示す図８Ｂの線１１−１１に沿う断面図である。図１２はケーシングの上端部内に下降され、上側のケーシングが設置された部分の下端にケーシングの上端部をシール式に固定的に係合するよう変形させる工程にて、図１Ａに示された組立体の先に使用された充填装置を示す断面図である。図１３は図１２に示された先に使用された充填装置の一つを示す図１２の線１３−１３に沿う断面図である。図１４はケーシングが設置された後の図１Ａ乃至図１Ｄに示された井戸を設置装置が除去された状態にて示す断面図である。図１５は図１Ａ乃至図１Ｄに示された押し潰し可能なケーシングを製造する際の一つの工程を示す解図的断面図である。図１６は図１Ａ乃至図１Ｄに示されたケーシングの他の解図的断面図であり、複層式のケーシングの場合に於ける外層の追加を示している。図１７は図１６に示されたケーシングの他の解図的断面図であり、追加の層の溶接を示している。図１８は図１Ａ乃至図１Ｄに示されたケーシングの二層構造を有する端部の一方を示す断面図である。図１９はリールより巻き戻され、馬蹄形に湾曲変形され、井戸内に下降される図１Ａ乃至図１Ｄに示された押し漬されたケーシングを示す説明図である。図２０は図１９に示された平坦な状態のケーシングを示す図１９の線２０−２０に沿う断面図である。図２１は図１９に示された湾曲変形された状態のケーシングを示す図１９の線２１−２１に沿う断面図である。図２２は図１Ａ乃至図１Ｄに示された設置装置への流体の流れを制御する弁を示す説明図である。図２３及び図２４は膨張セグメントを含む拡張ツールの他の構造を示す斜視図である。発明を実施するための最良の形態図１Ａ乃至図１Ｄに於いて、図示の井戸は既にセメントによって固められたケーシングが設置された部分11と、ケーシングが設置された部分１１の下方に目標深さまで延在する孔部１３とを有している。本発明によるケーシング１５の連続的なストリングが井戸内の所定の位置に図示されており、その下端部１５ａは井戸の孔部１３の下端に位置している。ケーシング１５は下端部より上端部１５ｃまで上方へ典型的には数千フィート（１ft＝０．３ｍ）延在する中間部１５ｂを有している。上端部１５ｃはケーシングが設置された部分１１の下方部にオーバラップしている。ケーシングの下端部１５ａ及び上端部１５ｃは実質的に円筒形をなし、図５に示されている如く軸線方向に延在する波形部分１７を有している。波形部分１７はケーシングの内周面及び外周面に設けられた軸線に沿って直線的に延在する溝であり、内方へ突出する谷部１７ａと外方へ突出する峰部１７ｂとが交互に郭定されている。図４に示された中間部１５ｂは押し潰されて折り曲げられた状態にあり、井戸孔内に降ろされる際には反対側の部分へ向けて湾曲し反対側の部分に接触する実質的に円弧形をなす湾曲部１８を有している。図１Ｄに於いて、セメントシュー１９がケーシングの下端部１５ａの下端に配置されている。セメントシュー１９はケーシング１５のためのエンドキャップを郭定しており、穿孔可能な材料にて形成され、それを貫通して軸線方向に延在するセメント供給ポート２０を有している。金属製のスティンガ（stinger）２１がセメント供給ポート２０の上方部分内にシール係合している。スティンガ２１はセメント供給ポート２０を経てセメントスラリーを下方へポンプ送りするための通路２３を有する管状の部材であり、セメントスラリーは図に於いて矢印にて示されている如くケーシング１５の周りの環状空間を上方へ流れる。またスティンガ２１は通路２３より隔離され且つスティンガ２１の外部と連通する幾つかの流体ポート２５を有している。セメントスラリー供給導管２７がケーシング１５を貫通して連続的に延在しており、その下端は通路２３と接続されるようスティンガ２１に連結されている。同様に充填導管２９がケーシング１５を貫通して連続的に延在しており、その下端は流体ポート２５へ流体を供給し得るようスティンガ２１に連結されている。導管２７及び２９のストリングは約１inch（２５mm）の直径を有する従来のコイル状に巻かれた金属導管ストリングである。図１Ｃに示されている如く、拡張ツール３１がスティンガ２１の上方にてケーシングの下端部１５ａ内に収容されている。拡張ツール３１は下端にピストン３３を含んでいる。ピストン３３はエラストマよりなるカップ形のスライディングシールであり、軸線に沿って直線的に延在する溝であってケーシングの下端部１５ａの波形部分１７と噛合する溝を外周面に有している。ピストン３３は導管２７及び２９のストリングの周りをシールする充填要素３３ａを有している。セメントシュー１９の上方且つピストン３３の下方に於いてスティンガ２１を囲繞する空間に加圧室３５が郭定されている。挿入位置に於いては、図１Ｄに示されている如く、加圧室３５はその最小容積の状態にある。円筒形の金属製のピストンヘッド３７がピストン３３より上方へ延在している。ピストンヘッド３７はスリーブ４８に係合しており、スリーブ４８は谷部１７ａに於けるケーシングの下端部１５ａの内径よりも小さい外径を有している。拡張ツール３１は小径の上端より大径の下端までテーパ状をなす円錐形の成形ヘッド３９を有している。ヘッド３９は図５に示されている如く谷部１７ａと整合する上下方向の溝４１を有している。複数個のボール４３がヘッド３９の溝４１内を下方へ転動するようになっている。ボール４３は二つの軸線方向通路４５、複数の下側横方向通路４７及び複数の上側横方向通路４９を経て移動可能である。ピストンヘッド３７は最初のうちはヘッド３９のスリーブ４８内の下方位置に位置し、図１Ｃに示されている如く多数のボール４３のための室を郭定する。ピストンヘッド３７はそれが図８Ａに示されている如くヘッド３９のフランジ５０と接触する状態になるまで上方へ押し上げられると、軸線方向通路４５を経てボール４３を押し上げる。ピストンヘッド３７がケーシング１５内にて上方へ移動すると、ボール４３は上側横方向通路４９を経て半径方向外方へ移動し、溝４１を下方へ移動し、下側半径方向通路４７を経て軸線方向通路４５まで半径方向内方へ連続的に移動する。図１Ｃに於いて、拡張ツール３１は円筒形の上端５１を有し、上端５１は谷部１７ａにて測定した場合に於けるケーシングの下端部１５ａの最小の内径に等しい外径を有している。ボール４３は溝４１内に存在するときには谷部１７ａに係合し、ケーシングの壁を外方へ突出する峰部１７ｂと整合するよう外方へ湾曲させる。ボール４３が溝４１の上端にある場合に於ける一つのボール４３より反対側のボール４３までの直径は実質的に谷部１７ａの間の直径と等しいが、ボール４３が図８Ａに示されている如く溝４１の下端に位置する場合には、一つのボール４３より反対側のボール４３まで測定した場合に於ける成形ツール３１の外径はケーシングの下端部１５ｃの最小の内径よりも大きい。従って拡張ツール３１が上方へ移動すると、ボール４３は谷部１７ａを半径方向外方へ押圧し、これによりケーシングの下端部１５ａの上端を滑らかな円形の形態になるよう拡張する。ケーシングの金属壁の相対的な剛性に起因して、中間部１５ｂは拡張ツール３１より下方に於いて折り曲げられた状態より拡張され、内壁面と拡張ツール３１との間の接触部は円錐形の形成ヘッド３９の溝４１内を転動するボール４３によってのみ形成される。図１Ｂに於いて、挿入ツール５５がケーシングの上端部１５ｃの上端に配置されている。挿入ツール５５はアウタスリーブ５６を有する管状の部材である。アウタスリーブ５６の外周面は上下方向に延在するバンド５８ａの間に上下方向に延在する溝５８を有している。アウタスリーブ５６はケーシングの上端部１５ｃの上端の谷部１７ａの内面に形成された一組のねじ５７に係合する一組のねじをバンド５８ａの部分に有している。波形部分１７及び溝５８が設けられているので、ねじ５７は不連続であり、谷部１７ａにのみ設けられている。アウタスリーブ５６は平滑な円筒形の外周面を有するインナボディ５９により支持されている。アウタスリーブ５６はインナボディ５９に形成された細長いＵ形をなすＪピン溝６３内へ半径方向内方へ突出するＪピン６１を有している。Ｊピン溝６３は第一の脚部６３ａと下端に於いて第一の脚部と接続され且つ第一の脚部と平行に延在する第二の脚部６３ｂとを有している。ケーシング１５の挿入工程中には、Ｊピン６１は第一の脚部６３ａの上端に位置し、インナボディ５９に接続された挿入ストリングに作用するケーシング１５の重量によりその位置に維持される。ケーシングの中間部１５ｂが拡張されると、ケーシング１５の重量は井戸孔の壁面と多数の位置に於いて接触することによって支持される。拡張が完了すると、オペレータは挿入ストリング７２を下降させ、これによりインナボディ５９をアウタスリーブ５６に対し相対的に下降させる。次いでオペレータは挿入ストリング７２を持ち上げてＪピン６１を第二の脚部６３ｂ内に移動させる。このことによりアウタスリーブ５６が図３Ｂに於いて矢印により示されている如く或る角度回転せしめられ、これによりアウタスリーブ５６に設けられたねじがねじ５７より離脱せしめられる。アウタスリーブ５６に設けられたバンド５８ａは峰部１７ｂと整合し、これにより挿入ツール５５をケーシングの上端部１５ｃ内へ下降させることができるようになる。挿入ツール５５はインナボディ５９内へ延在する充填ストリング６９の下方部に設けられた通路に接続された主供給通路６４を有している。導管ストリング２７に接続されたセメント供給通路６５（図３Ａ参照）が挿入ツール５５内に設けられており、主供給通路６４の下端に接続可能である。同様に導管ストリング２９に接続された充填通路６７が主供給通路６４の下端に接続され得るようになっている。挿入ツール５５のインナボディ５９はねじにより充填ストリング６９に接続されている。充填ストリング６９の上方部分には心出し装置７０が設けられている。二つ又はそれ以上の先に使用された充填装置７１が心出し装置７０とインナボディ５９との間にて充填ストリング６９に取り付けられている。先に使用された充填装置７１はダウンホール増圧装置（図示せず）より高い内圧が供給されると、膨張し半径方向外方へ拡径して図１２に示されている如くケーシングの上端部１５ｃの上端を塑性変形させる。充填ストリング６９を貫通して延在する液圧通路７３が、挿入ツールのインナボディ５９内に設けられた主供給通路６４の下端に増圧装置を介して接続され得るようになっている。充填ストリング６９は地表まで延在する挿入ストリング７２に心出し装置７０に於いて接続されている。挿入ストリング７２は約２inch（５１mm）の直径を有するコイル状の導管の他の一つのストリングであることが好ましい。充填装置７１は軸線に沿って延在する外溝７４を有し、外溝７４は心出し装置７０が図１２に示されている如くケーシングの上端部１５ｃに当接した状態にて充填装置７１が上端部１５ｃ内に下降される際に上端部１５ｃの谷部１７ａと整合する。図２２に於いて、好ましい実施形態に於いては、電気的に駆動される弁７５、７７、７９が挿入ツールのインナボディ５９（図１Ｂ参照）内に設けられている。弁７５はスラリー供給通路６５に設けられ、導管２７への流れを開閉する。弁７７は拡張流体通路６７に設けられ、主供給通路６４より導管２９への流れを開閉する。弁７９は加圧流体通路７３に設けられ、主供給通路６４より先に使用された充填装置７１（図１Ａ参照）への加圧流体を開閉する。弁を制御するための導線（図示せず）がコイル状の挿入ストリング７２を貫通して地表の制御パネルまで延在している。小型のアキュムレータ（図示せず）が弁７３、７７、７９へ液圧流体を供給し、これらの弁が電気的に駆動される際にそれらの弁を開閉する。地表に設けられたポンプ８０(セメントポンプ又は泥水ポンプの何れであってもよい)が主供給通路６４を経て下方へ加圧流体を供給するために使用される。図１５に於いて、ケーシング１５はリールより第一の金属ストリップ８１を引張り、コイル状の導管２７及び２９の二つの横方向に互いに隔置され且つ互いに平行に連続的に延在するストリングの周りにストリップの両側縁部を下方へ湾曲変形させることによって形成される。図１６に示されている如く、両側縁部は互いに当接するよう湾曲変形され、溶接部８２に於いて互いに溶接される。上側の辺部は溶接部８２に接触するよう凹状に湾曲変形されるが、下側の辺部は平坦な状態に維持される。次いで第二のストリップ８３がリールより引っ張られ、両側縁部が上向きに屈曲されるよう湾曲変形される。次いで第二のストリップ８３は図１７に示されている如くローラにより第一のストリップ８１の周りに湾曲変形され、第一のストリップ８１は図１６に示された形態に維持される。次いでローラがストリップ８３の上側の辺部を図２０に示されている如く凹状に湾曲変形させる。かくしてケーシング１５は二重の壁を有し、互いに平行な導管ストリング２７と２９との間に導管ストリング２７及び２９の外面に対し実質的に接線方向に延在する平坦な辺部８５を有している。ケーシング１５に二つの壁を使用することにより、同一の全厚を有する一つの壁よりなるケーシングを塑性変形によって拡張させる際に発生する歪の量が低減される。場合によっては三つ又はそれ以上の壁よりなるケーシングが望ましい。複数の壁にて形成されたケーシングは外圧に耐えるためには壁の間に良好な摩擦を必要とする。拡張される際に十分な外圧担持能力が得られるよう、表面スタンプ加工、表面処理、被覆の如き公知の摩擦増大法が使用されることが望ましい。またケーシングの外周面はケーシングが拡張される際にその壁が十分に変形し得るよう、先に使用されたケーシングよりも僅かに小さく形成される。ケーシング１５は図２０に示された形態の状態に於いてはリール８７（図１９参照）に巻き取られた状態にある。リール８７は、円筒形に拡張されると５．５ inch（１４０mm）の外径を有する長さ５０００フィート（１５００ｍ）までのケーシング１５を保持することができる大型の部材である。図１８はローラによる波形成形工程により上端部１５ｃ及び下端部１５ａ（図１Ｂ及び図１Ｄ参照）の両方に形成された波形部分１７を示している。上端部１５ｃ及び下端部１５ａは波形をなしてはいるが実質的に円筒形である。直線的な上端部１５ｃ及び下端部１５ａは数フィート（1ft＝０．３ｍ）程度の長さしかなく、ケーシング製造工場より井戸掘り現場まで輸送される際にはリール８７に巻き取られない。ケーシング１５をリール８７より巻き戻す際には、先ずケーシングの中間部１５ｂが図１９に解図的に示されている如く一組の湾曲変形ローラ８９に通される。湾曲変形ローラ８９はケーシング１５を図２０に示された押し潰された平坦な形態より図２１に示された湾曲した形態に成形する。このことにより湾曲部１８が形成され、導管ストリング２７及び２９が互いに近づけられる。図２１に示された湾曲した形態に於けるケーシングの中間部１５ｂの最大の幅はケーシングが設置された部分１１（図１Ａ参照）の内径よりも小さい。また図２０の押し潰され平坦な形態にある場合に於けるケーシングの中間部１５ｂの最大の幅はケーシングが設けられた部分１１の内径よりも大きい。把持及び押圧供給機構９１が湾曲変形ローラ８９に対応して使用される。把持及び押圧供給機構９１は実質的に従来のコイル状導管押圧供給機構と同様に構成されている。この機構９１はケーシング１５を変形させることなく把持し、ケーシングをリール８７より引っ張り、それを井戸内へ下方へ押圧供給する。図２１の馬蹄形はケーシングが井戸内へ押圧供給される際に把持及び押圧供給機構９１により与えられる圧縮に抵抗する。ケーシング１５はそれが設置される際にはリール８７より巻き戻され、セメントシュー１９が孔部１３の下端に近接するまで把持及び押圧供給機構９１によって井戸内へ押圧供給される。ケーシング１５の長さは上端部１５ｃがケーシングが設置された部分１１（図１Ｂ参照）内に延在しそれが実質的な長さに亙りオーバーラップするよう予め選定される。弁７７及び７９は閉弁され、弁７５（図２２参照）は開弁され、セメントポンプ８０がセメントスラリー（図９参照）を開弁状態の弁７５を経て通路６４、６５内を下方へ、またセメントスラリー供給導管２７内を下方へポンプ送りする。図１Ｄに於いて矢印にて示されている如く、セメントスラリーは通路２３及び２０内を下方へ流れ、ケーシング１５の周りの環状空間内を上方へ流れる。ケーシング１５が円筒形に拡張された場合に於ける環状空間の全容積の推測値に基づいて所定量のセメントがポンプ送りされる。ケーシングの中間部１５ｂは押し潰された湾曲した形状、即ち馬蹄形をなしているので、図９に示されている如くケーシングの中間部１５ｂの周りの環状空間の容積は非常に大きく、従ってセメントを容易に供給することができる。従って最初のうちはセメント９２はケーシングの上端部１５ｃの上端まで環状空間を完全には充填しない。セメントがポンプ送りされる際には、押し退けられた穿孔流体、即ち戻り流体がケーシングの上端部１５ｃの波形部分１７を経て上方へ流れ、ポート６０を経て挿入ツール５５の周りの環状空間内へ流入する。戻り流体は先に使用された充填装置７１の周り及び挿入ストリング７２の周りの環状空間を経て地表まで上方へ流れる。予め計算された量のセメントスラリーがポンプ送りされると、所定量の洗い流し流体がセメントスラリー供給導管２７を経て下方へポンプ送りされる。洗い流し流体の体積は導管７２、導管２７、スティンガ２１より井戸孔内へセメントを押し出すに必要な量を実質的に越えることがないようその量に正確に設定される。次いで弁７５が閉弁され、弁７７が開弁される。穿孔流体が導管７２を経て下方へポンプ送りされ、穿孔流体は通路６４及び６７を経て充填導管２９内を下方へ流れる。穿孔流体はポート２５より流出して図１Ｄに示された加圧室３５内へ流入する。図８Ｂに示されている如く、穿孔流体はピストン３３を上向きに押圧し、これによりピストン３３は導管ストリング２７及び２９に対し上方へ摺動する。ピストンヘッド３７は図１Ｄと図８Ａとの比較より解る如く、ボール４３をスリーブ４８内の空間より通路４５内へ上方へ押圧駆動する。ピストンヘッド３７がフランジ５０と接触すると、導管ストリング２７及び２９が静止状態を維持した状態にてピストンヘッド３７により与えられる力によって拡張ツール３１が上方へ押圧駆動され始める。ボール４３がヘッド３９及びケーシングの下端部１５ａに係合することにより、ボール４３は強制的に傾斜した溝４１内を下る方向へ転動せしめられ、これにより谷部１７ａが半径方向外方へ押圧され、まずケーシングの下端部１５ａの波形部分１７が円弧状に変形され、中間部１５ｂが拡張される。全てのボール４３が短い距離移動した後図８Ａに図示されている如く円錐形のヘッド３９と係合した状態になる。上端５１が中間部１５ｂ内へ上方へ移動する。ボール４３はケーシングを図９に示された押し潰され折り曲げられた形態より図１０の円筒形の形態に拡張する。ケーシングの拡張工程に於いては、ケーシングの中間部１５ｂの周りの環状空間が減少し、セメントスラリー９２が上方へ押圧され、ケーシングの上端部１５ｃの波形部分とケーシングが設置された部分１１との間の溝空間内へ上方へ流れる。セメントスラリー９２の一部は挿入ツール５５の上方へ流出し、これによりケーシングが後に塑性変形される際にケーシングの間に適正なシールを確保する。成形ツール３１が上方へ移動すると、加圧室３５の容積が増大する。この工程は数千フィート（１ft＝０．３ｍ）を越えることがあるケーシングの全長に亘り継続する。成形ツール３１はケーシングの上端部１５ｃに到達する。この時点に於いては、ボール４３が谷部１７ａを半径方向外方へ押圧し、これによりケーシングの下端部１５ａの場合と同一の要領にて波形部分１７を円筒形の形態に拡張する。成形ツール３１は挿入ツール５５の下端に接触し、挿入ツール５５は図１Ｂに示されている如くケーシングの上端部１５ｃ内へ僅かな距離突出している。挿入ツール５５は、挿入ストリング７２を僅かな距離下方へ移動させた後上方へ引張ることによってねじ５７より解除される。挿入ストリング７２が下降される際には、導管ストリング２７及び２９は圧縮を受け入れるようそれらの長さに沿って僅かに螺旋状になる。インナボディ５９がアウタスリーブ５６に対し相対的に下方へ移動することにより、Ｊピン６１が第一の脚部６３ａより第二の脚部６３ｂへ移動される。このことが行われると、スリーブ５６がインナボディ５９に対し相対的に増分回転角だけ回転する。図３Ｂに示されている如くかかる回転によりねじ５７がスリーブ５６に設けられたねじより離脱せしめられ、これにより挿入ツール５５がケーシングの上端部１５ｃより解除される。この段階に於いてはアウタスリーブ５６に設けられた溝５８は谷部１７ａと整合した状態になる。次いでオペレータは再度挿入ストリング７２を下降させ、これにより図１２に示されている如く、先に使用された充填装置７１をケーシングの上端部１５ｃ内に配置する。軸線方向に延在する外溝５８及び外溝７４（図１Ａ及び図１Ｂ参照）が波形部分１７と整合するので、アウタスリーブ５６及び充填装置７１はケーシングの上端部１５ｃ内を下方へ通過する。心出し装置７０がケーシングが設置された部分１１の内周面に近接して隔置され、ケーシングの上端部１５ｃの上縁に当接する。この段階に於いて弁７７が閉弁され、弁７９が開弁される( 図２２参照)。加圧された流体が泥水ポンプ８０により挿入ストリング７２を経て供給される。公知の増圧装置により増圧されたこの加圧流体の圧力により先に使用された充填装置７１が膨張せしめられ、これにより上端部１５ｃの一部が半径方向外方へ塑性変形せしめられ、ケーシングが設置された部分１１と密に当接しシール係合した状態にもたらされる。次いで先に使用された充填装置７１が後退し得るよう流体の圧力が解除される。挿入ストリング７２が持ち上げられ、これにより挿入ツール５５が引張り上げられる。導管ストリング２７及び２９はスティンガ２１及び拡張ツール３１と共に上方へ移動する。これらの組立体全体が井戸より引き抜かれ、リール８７に巻き戻される。図１４は設置装置を除去した状態にてケーシング１５を示している。次いでシューに対しケーシングの静圧試験が行われ、その直後に穿孔が再度開始される。また図１４はケーシングが設置された部分１１は他のケーシングが設置された部分９３に対するライナとして設置される連続的な膨張可能な型式のものであってよいことを示している。ケーシングが設置された部分９３は上述の要領と同一の要領にて設置され井戸ヘッド９７にねじ止めされたコンダクタ９５内に配置される膨張可能な型式のものであってよい。図２３及び図２４は連続的に循環する傾斜溝内のボールの代りに、二円錐形の膨張セグメント３４及び３６が上側の後退位置（図２３参照）より下側の膨張位置（図２４参照）まで下方へ摺動し、次いで円錐形の成形ヘッド３８の下端に設けられた肩部３８ａに当接して停止するよう構成された拡張ツール３１の他の一つの構成を示している。セグメント３４は円錐形の成形ヘッド３８に取り付けられた保持ガイド３８ｂに沿って摺動する主セグメント３４ａを含んでいる。セグメント３４ａの両側には二つのセグメント３４ｂがヒンジ止めされている。膨張リング３０（図２４参照）を形成するセグメント３６が円錐形の成形ヘッド３８に取り付けられたそれ自身の保持ガイド３８ｃ上を摺動する。セグメントと拡張ツールを設置するために先に使用された波形部分の１Ｄとが接触することを防止すべく、スタビライザ３８ｄが円錐形の成形ヘッド３８の上端に取り付けられている。拡張ツールが上方へ駆動され各セグメントがケーシングの内面に接触するようになるとスタビライザ３８ｄのフィンガが湾曲する。二円錐形の膨張セグメント３４ａ、３４ｂ、３６は、拡張ツールを作動させる際のかじりを防止すべく、延性のないセラミックにて形成されていてよく、或いは延性のないセラミックにて被覆されていてよい。ピストン３３（図２３）はケーシングの波形をなす直線状の端部に嵌合するよう軸線に沿って直線的に延在する溝を有するエラストマ製のカップ形の摺動シールであり、二つの部分、即ち波形をなしエラストマ製の充填要素３３ｃに接合された金属支持ワッシャ３３ｂとリップ形のシール３３ｄとを含んでいる。図２４は支持ワッシャ３３ｂが流体の圧力によって平坦に変形され、エラストマ部材３３ｃ及び３３ｄが円筒形の外面をなすようピストン３３が変形した状態を示している。本発明は多数の重要な利点を有する。図１４より解る如く、一つのケーシングが設置された部分とその上のケーシングが設置された部分との間の内径の差は下側のケーシングが設置された部分の壁の厚さ以下である。このことによりケーシング毎の直径の減小量が実質的に低減され、これにより実質的に一定の直径にて穿孔を行うことができる。また従来の井戸の場合に比して、或る与えられた底面の直径及び深さの場合について見て井戸の上端に於けるケーシングが設置された部分の直径を小さくすることができる。実質的に一定の直径にて穿孔することができることにより、ビットを小型化することができ、泥の量を低減することができ、排除されるべき掘削物の量を低減することができ、同一の最終寸法の井戸を形成するに必要なセメントの量を低減することができる。本発明の方法によれば、従来の場合に比して短く且つ様々な直径のストリングを使用することができる。また本発明の方法は穿孔がコイル状の導管に取り付けられたタービン駆動式のドリルビットにより行われる場合には、ホイストマストを必要とすることなく達成可能である。以上に於いては本発明を一つの実施形態について説明したが、本発明は上述の実施形態に限定されるものではなく、本発明の範囲内にて種々の変更が加えられてよいものであることは当業者にとって明らかであろう。例えばホイストマストを使用することができる場合には、コイル状導管の挿入ストリング７２ではなく、従来のドリルパイプが使用されてよい。その場合には、弁を電気的に駆動するのではなく、弁の駆動は導管６４内を下方へ移動するボールやダートにより行われ、これにより通路の開閉が選択的に行われてよい。またケーシングの上端部を膨張させるエラストマ充填材でなく、圧力にて駆動され半径方向に膨張可能な他の金属部材が使用されてもよい。請求の範囲１．ケーシングを井戸に設置する装置にして、リール（８７）に巻き取られ井戸（図１９）内へ展開される連続的な金属ケーシング（１５）であって、実質的に押し潰された形態(図２０)にて巻き取られた連続的な金属ケーシング（１５）と、前記ケーシングを前記リールより前記井戸内へ展開する展開手段(図１９)と、前記連続的な金属ケーシング（１５）をその場に於いて押し潰された形態より円筒形の形態に拡張するために使用される拡張手段と、を含んでいることを特徴とする装置。２．前記拡張手段はピストン（３３）と、該ピストン（３３）の上方に位置する円錐形の成形ヘッド（３８、３９）であって、実質的に円筒形をなす前記ケーシングの閉じられた直線的な端部内に配置された加圧室（３５）を閉止端と前記ピストンとの間に郭定する円錐形の成形ヘッド（３８、３９）とを含む拡張ツール（３１）と、前記加圧室内に流体をポンプ送りする手段とよりなり、前記流体は前記ピストン（３３）に作用して前記拡張ツールを前記連続的な金属ケーシング（１５）内にて押圧し、これにより前記円錐形の成形ヘッド（３８、３９）によって前記連続的な金属ケーシング（１５）を前記押し潰された形態より円筒形の形態に半径方向に拡張することを特徴とする請求項１に記載の装置。３．前記ケーシング（１５）の前記閉じられた直線的な端部は軸線方向に延在する波形部分（１７）を有し、該波形部分の半径方向の最大寸法は円筒形をなす前記ケーシング（１５）の半径方向の寸法以下であることを特徴とする請求項２に記載の装置。４．前記ケーシングの内側には少なくとも一つの導管（２９）のストリングが配置され、前記拡張ツールの前記ピストンは前記導管の周りにシール手段（３３ａ）を有していることを特徴とする請求項２に記載の装置。５．前記拡張ツール（３１）はその下方に前記加圧室（３５）が郭定された状態にて前記ケーシングの閉じられた下端部（７５ａ）内に配置されており、流体が前記導管（２９）のストリングを経て前記加圧室（３５）内へ下方へポンプ送りされ、これにより前記ピストン（３３）に作用して前記拡張ツール（３１）を上方へ押圧駆動することを特徴とする請求項４に記載の装置。６．セメントスラリーを導管（２７）内にて下方へポンプ送りする手段が設けられ、前記セメントスラリーは前記ケーシングの周りの環状空間内を上方へ流れることを特徴とする請求項４に記載の装置。７．前記拡張ツール（３１）が前記ケーシングを実質的に円筒形に変形させる際に前記ケーシングの前記押し潰された部分に転動接触にて係合する手段（４３）が前記拡張ツール（３１）に設けられていることを特徴とする請求項２に記載の装置。８．前記円錐形の成形ヘッド（３８、３９）の直径を増大させる手段が前記拡張ツール（３１）に設けられていることを特徴とする請求項２に記載の装置。９．前記成形ヘッド（３８）の直径を増大させる手段は後退した位置に配置された二円錐形の膨張セグメント（３４ａ、３４ｂ、３６）であり、前記成形ヘッド（３８）に接触した状態になるよう上方へ移動されることを特徴とする請求項８に記載の装置。１０．前記膨張セグメント（３４ａ、３４ｂ、３６）の外面はセラミックにて形成されていることを特徴とする請求項９に記載の装置。１１．前記ケーシング（１５）はそれが前記リール（８７）に巻き取られているときには実質的に平坦な形態(図２０)をなし、前記展開手段（図１９）は前記ケーシング（１５）が前記リール（８７）より展開され前記井戸内へ挿入される前に前記ケーシングの平坦な形態を実質的に馬蹄形の円弧形態（図２１）に湾曲変形させる湾曲変形手段を含んでいることを特徴とする請求項１に記載の装置。１２．前記平坦な形態（図２０）の両端にて前記ケーシングの内側には二つの導管のストリング（２７、２９）が配置されていることを特徴とする請求項１１に記載の装置。１３．実質的に円筒形をなす前記ケーシングの直線的な上端部（１５ｃ）と、挿入ツール（５５）と、前記挿入ツールを前記ケーシングの上端部に取り外し可能に取り付ける手段と、前記挿入ツールを挿入ストリング（７２）に取り付けて前記ケーシングを前記井戸内に下降させる手段と、前記ケーシングが円筒形の形態に拡張された後に前記挿入ストリング（７２）及び前記挿入ツール（５５）を除去し得るよう、前記挿入ツール（５５）を前記ケーシングの上端部より解除する解除手段と、が設けられていることを特徴とする請求項１に記載の装置。１４．前記ケーシング内に配置された少なくとも一つの導管のストリング（２９）であって、前記拡張ツールの前記ピストンは前記導管の周りにシール手段（３３ａ）を有する少なくとも一つの導管のストリング（２９）と、前記導管のストリング（２７、２９）の上端を前記挿入ツールに固定する手段と、前記拡張ツールを前記導管のストリング上に保持する手段と、前記ケーシングが円筒形の形態に拡張された後に前記挿入ストリング(７２)、前記拡張ツール（３１）及び前記導管のストリング（２７、２９）を除去し得るよう、前記挿入ツール（５５）を前記ケーシングの上端部より解除する解除手段と、が設けられていることを特徴とする請求項１３に記載の装置。１５．前記井戸はケーシングが設置された上方部分（１１）を有し、前記装置は更に前記ケーシングの上端部（１５ｃ）を前記井戸の上方部分（１１）に係合するよう塑性変形させる手段（７１、７４）を含んでいることを特徴とする請求項１に記載の装置。１６．前記ケーシングは互いに密に接触する少なくとも二つの同心のスリーブ（８１、８３）を含んでいることを特徴とする請求項１に記載の装置。１７．前記ケーシングの波形をなす直線状の端部（１５ａ、１５ｃ）は互いに密に接触する少なくとも二つの同心のスリーブ（８１、８３）を含んでいることを特徴とする請求項３に記載の装置。１８．第一及び第二の導管のストリング（２７、２９）と、実質的に平坦な形態(図２０)に成形され前記第一及び第二の導管のストリングが横方向に互いに隔置された状態にて収容された中間部（１５ｂ）を有する連続的な金属ケーシング（１５）と、前記ケーシングは実質的に円筒形の下端部（１５ａ）を有していることと、前記下端部内に配置されピストン（３３）及び円錐形の成形ヘッド（３８、３９）を有する拡張ツール（３１）と、前記ピストン（３３）の下方にて前記下端部に配置され、少なくとも一つの導管のストリング（２７）と連通した状態にもたらすことが可能なセメントシュー（１９）と、前記ピストン（３３）の下方且つ前記セメントシュー（１９）の上方にて前記ケーシングの下端部内に設けられ、少なくとも一つの導管のストリング（２９）と連通した状態にもたらすことが可能な加圧室（３５）と、前記ケーシングの前記上端部に取り付けられた挿入ツール（５５）であって、前記第一の導管のストリング（２７）及び前記第二の導管のストリング（２９）は前記挿入ツール（５５）にて終わる上端を有し、前記挿入ツール（５５）は該挿入ツール（５５）及び前記ケーシングの上端部（１５ｃ）を前記井戸のケーシングが設置された部分（１１）内に下降させると共に、前記中間部（１５ｂ）及び前記ケーシングの下端部（１５ａ）を前記井戸の孔部（１３）内に下降させる挿入ストリング（７２）に固定された挿入ツール（５５）と、セメントが少なくとも一つの導管のストリング（２７）を経て下方へ移動し、前記セメントシューより出て前記ケーシングの周りの環状空間内を上方へ移動するようセメントをポンプ送りするセメントポンプ手段と、少なくとも一つの導管のストリング（２９）を経て前記加圧室内へ下方へ流体をポンプ送りする流体ポンプ手段であって、流体は前記ピストン（３３）に作用して前記ケーシング（１５）及び前記導管のストリングに対し相対的に前記拡張ツール（３１）を上方へ押圧し、これにより前記拡張ツールの前記成形ヘッド（３８、３９）によって前記中間部の壁を円筒形の形態に変形させる流体ポンプ手段と、前記ケーシングの中間部（１５ｂ）が円筒形の形態に拡張された後に前記挿入ツール(５５)、前記拡張ツール(３１)、前記第一の導管のストリング（２７）及び前記第二の導管のストリング（２９）を除去し得るよう、前記挿入ツール（５５）を前記ケーシングの上端部（１５ｃ）より解除する手段と、が設けられていることを特徴とする請求項１に記載の装置。１９．井戸孔内にケーシングを設置する方法にして、連続的な管状の金属ケーシング（１５）を押し潰し、該ケーシングをリール（８７）に巻き取る工程と、前記ケーシングを前記リールより井戸（図１９）内へ下降させる工程と、前記ケーシング（１５）を前記押し潰された形態より円筒形の形態に拡張する工程と、を含んでいることを特徴とする方法。２０．押し潰す前に管状の金属ケーシング内に少なくとも一つの導管のストリング（２７）を配置し、前記金属ケーシングを前記リール（８７）に巻き取る工程と、ピストン（３３）と円錐形の成形ヘッド（３８、３９）とを有する拡張ツール（３１）を前記ケーシングの閉じられた端部内に配置し、前記閉じられた端部と前記ピストン（３３）との間に加圧室（３５）を形成する工程と、前記リール（８７）より前記ケーシング（１５）を前記井戸内へ下降させ、流体を前記加圧室（３５）内へポンプ送りし、流体は前記ピストン（３３）に作用して前記ケーシング（１５）に対し相対的に前記拡張ツール（３１）を押圧駆動し、これにより前記成形ヘッドによって前記ケーシングを押し潰された形態より円筒形の形態になるよう半径方向に拡張する工程と、を含んでいることを特徴とする請求項１９に記載の方法。２１．前記管状の金属ケーシングを押し潰す前に前記金属ケーシング内に二つの導管のストリング（２７、２９）を配置し、前記金属ケーシングを前記リール（８７）に巻き取る工程と、前記金属ケーシングの波形をなし直線的に延在する閉じられた端部内に後退可能な拡張／ドリフト手段を有する拡張ツール（３１）を配置する工程と、前記ケーシング（１５）を前記リール（８７）より前記井戸内へ下降させ、前記ケーシングを平坦な形態に湾曲させる工程と、前記導管を経て前記加圧室（３５）内へ流体をポンプ送りする工程であって、流体は前記ピストン（３３）に作用して前記ケーシング（１５）に対し相対的に前記拡張ツール（３１）を押圧駆動し、これにより前記成形ヘッド（３８、３９）をその通常のドリフト寸法に拡大させて前記ケーシングを押し潰された形態より円筒形の形態になるよう拡張しドリフトする工程と、を含んでいることを特徴とする請求項２０に記載の方法。[Procedure amendment] 8 the first term of the first 184 of the Patents Act [filing date] 1998 August 26 (1998.8.26) [correction content method TECHNICAL FIELD The present invention relates to install the casing in the well bore The present invention relates to installing a well casing in an oil well or gas well as a whole, in particular, a step of crushing and bending a casing, a step of inserting a crushed casing into a well, and forming a casing into a cylindrical shape. And a step of expanding the method. BACKGROUND OF THE INVENTION Oil and gas wells are generally formed by laying a conductor pipe to a first depth and then drilling to a second depth. A string of casing is formed by connecting together pipe sections, each having a length of 40 ft (12 m), and the casing is lowered in a fitted manner within the conductor pipe. The cement is then pumped down through the casing and the cement flows upwardly in the annular space between the casing and the wellbore. Drilling is performed again to a third depth, and the above process is repeated using a smaller diameter fitting casing. A smaller diameter casing is installed to a fourth depth. These casings support the walls of the wellbore and prevent drilling fluids from flowing into the formation or from flowing into the wellbore from formations other than the target product formation. In the case of a mating structure, due to the thickness of the casing connections and due to the minimal clearance required between the casing and the well bore wall to move the cement into the annular space. Therefore, a relatively large hole is required above the well hole. Drilling large wells is expensive because large wells require large drill bits and must remove large amounts of mud and large amounts of excavation. Also, a large diameter pipe has a lower pressure resistance when viewed with the same wall thickness than a small diameter pipe, so the casing is installed before the well head to improve the pressure resistance as the well hole becomes deeper. Must cover part of the casing. Conventional casings also require a tower for connecting the pipe sections to form a string of casing and lowering the string of casing into the well bore. The tower is large and costly to move, and it takes time to insert a 40ft (12m) long casing. Liners are used in some wells. The liner is similar to the casing, but the liner does not extend completely to the surface well head, but the upper end of the liner is suspended from the lower end of the previously installed liner string. The liner must also be formed by connecting the pipe sections together and is generally used to extend a more limited distance than only the smallest diameter full length casing already installed. With the coiled conduit unit, a continuous metal conduit can be quickly inserted into the well. The conduit is wound into a coil by plastic deformation on a large reel. A press feed mechanism straightens the conduit as it is unwound from the reel and lowers it into the well. The coiled conduit is used to circulate fluid into the well for various purposes. However, because of the small diameter of coiled conduits, such conduits are rarely used as casings. The diameter of the coiled conduit is smaller than the diameter of a typical casing, typically as small as 5 inches (130 mm). Also, the coiled conduit requires a large reel that can coil up a metal casing 5 inches (130 mm) in diameter or several thousand feet (1 ft = 0.3 m) long. . U.S. Pat. No. 5,291,956 describes a coiled conduit used for drilling and a device for deploying it. Also, U.S. Pat. No. 5,337,823 teaches that the use of flexible composite pipes that are hardened in situ after being installed in a well allows for a large casing diameter ( A method is described which overcomes the conflicting requirements of 5 inches (130 mm or more) and a long casing wound on a reel. Disadvantages of this method are that the expansion tool cannot prevent the trapping of fluid lumps on the outside of the casing when the casing is expanded, and the cost of the composite material is high compared to steel This means that cost effectiveness is low. WO 962452 also discloses that a mandrel may be pulled up and down or radially expanded by hydraulic pressure to increase the diameter of a previously installed casing having a steel groove in place. A conical expansion mandrel for use in the invention is described. Mechanical pulling of the mandrel inside the casing presents a reaction problem, and hydraulic expansion from section to section is not practical with long casing lengths. Known methods developed by the present applicant and others have provided a theoretical solution for obtaining an improved casing, but there are devices for economically installing casing in wells and A method comprising the method described in the aforementioned US Patent No. 5,337,823 and the expandable casing described in the aforementioned International Patent Publication No. WO9622452 together with the cost effectiveness of steel pipes. There is a need for an apparatus and method that provides installation advantages. DISCLOSURE OF THE INVENTION In the present invention, a plate in the form of a metal strip is formed into a substantially tubular shape and has a longitudinal direction with at least one continuous string of conduits inserted therein during the manufacturing process. To be welded. Alternatively, pipe sections of approximately 40 feet (12 m) in cross section with a circular cross section are welded together and threads are formed on the inner surface of the string of conduits. The casing is then crushed with the conduit positioned therein and wound on a small reel due to its small height relative to its normal diameter. The upper and lower ends of the casing are formed in a substantially cylindrical form. An extension tool is arranged in the lower end of the cylindrical shape. The expansion tool has a piston and a conical forming head located above the piston. A pressurizing chamber is formed below the piston in the lower end of the casing. The casing is unwound from the reel and transformed into a horseshoe shape before being inserted into the well. When the casing reaches the proper depth, fluid is pumped through the conduit into the pressurized chamber, thereby expanding the casing into a cylinder. The fluid pressure acts on the piston, which pushes the expansion tool upward. This causes the head of the expansion tool to crush the casing and form it into a cylindrical configuration rather than a curved configuration. The forming tool and conduit are then pulled from the casing. Preferably, two strings of conduits are arranged inside the casing during manufacture of the casing. One conduit string pumps the cement slurry down through a cement shoe at the lower end of the casing. The cement flows upward in the annular space around the casing, securing the casing in place. The fluid is then pumped through the other string of conduits, thereby expanding the casing. Also, after the expansion tool reaches the upper end of the casing, a forging tool is used to expand the cylindrical upper end of the casing so that the lower end of the portion where the casing is installed at the tip of the well and the metal are sealed. You. In a preferred embodiment, this step releases the insertion tool from the upper end of the casing after the crushed portion of the casing is expanded, and then lowers the forging tool positioned above the insertion tool into the casing. Includes making Fluid is then pumped down to deform the upper end of the casing radially outward to engage the lower end of the previously installed casing. The expansion tool includes an expansion head having a cone with a groove. As the casing expands cylindrically, the balls roll along the grooves in rolling engagement with the walls of the casing. The balls force the casing to expand as they roll along the groove. The ball continuously moves back into the groove via the ball passage below the groove, the axial passage, and the ball passage above. Alternatively, the forming head includes a cone having a thinner, conical segment that increases the diameter of the forming head. BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS FIGS . 1A-1D show an assembly for installing a casing in a well, the assembly including a string of crushed casings disposed in the well with insertion and expansion tools. It is sectional drawing. FIG. 2 is a cross-sectional view taken along line 2-2 of FIG. 1B showing a portion of the insertion tool of the assembly shown in FIGS. 1A-1D. FIG. 3A is a cross-sectional view taken along line 3-3 of FIG. 1B, showing another portion of the insertion tool of the assembly shown in FIGS. 1A-1D. FIG. 3B is another cross-sectional view taken along line 3-3 of FIG. 1B, but showing the insertion tool moved to a released position. FIG. 4 is a cross-sectional view taken along line 4-4 of FIG. 1B showing an intermediate portion of the casing of the assembly shown in FIG. FIG. 5 is a cross-sectional view taken along line 5-5 of FIG. 1C, showing a portion of the dilation tool of the assembly shown in FIG. 1C. FIG. 6 is another cross-sectional view of the expansion tool shown in FIG. 1C, taken along line 6-6 of FIG. 1C. FIG. 7 is a cross-sectional view taken along line 7-7 of FIG. 1D showing the cement shoe shown in FIG. 1D. 8A and 8B are cross-sectional views showing a portion of the assembly shown in FIG. 1 after the cement has been supplied and when expanding the middle portion of the casing. FIG. 9 is a cross-sectional view of the assembly shown in FIG. 8A, taken along line 9-9 of FIG. 8A. FIG. 10 is a cross-sectional view of the assembly shown in FIG. 8A, taken along line 10-10 of FIG. 8A. FIG. 11 is a cross-sectional view of the assembly shown in FIG. 8B, taken along line 11-11 of FIG. 8B. FIG. 12 shows a process of lowering into the upper end of the casing and deforming the upper end of the casing so as to securely engage with the lower end of the portion where the upper casing is installed in a sealing manner. It is sectional drawing which shows the filling device used before the solid. FIG. 13 is a cross-sectional view taken along line 13-13 of FIG. 12 showing one of the previously used filling devices shown in FIG. FIG. 14 is a cross-sectional view showing the well shown in FIGS. 1A to 1D after the installation of the casing, with the installation device removed. FIG. 15 is an illustrative sectional view showing one step in manufacturing the crushable casing shown in FIGS. 1A to 1D. FIG. 16 is another schematic cross-sectional view of the casing shown in FIGS. 1A to 1D, showing the addition of an outer layer in the case of a multi-layer casing. FIG. 17 is another schematic cross-sectional view of the casing shown in FIG. 16, showing the welding of additional layers. FIG. 18 is a cross-sectional view showing one of the two-layered end portions of the casing shown in FIGS. 1A to 1D. FIG. 19 is an explanatory view showing the pressed casing shown in FIGS. 1A to 1D which is unwound from a reel, bent into a horseshoe shape, and lowered into a well. FIG. 20 is a cross-sectional view taken along line 20-20 of FIG. 19 showing the flat casing shown in FIG. FIG. 21 is a cross-sectional view taken along line 21-21 of FIG. 19, showing the casing in the bent state shown in FIG. FIG. 22 is an explanatory view showing a valve for controlling the flow of fluid to the installation device shown in FIGS. 1A to 1D. 23 and 24 are perspective views showing another structure of the expansion tool including the inflatable segment. DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION In FIGS. 1A to 1D, the wells shown have a portion 11 with a casing already set with cement and a target depth below the portion 11 with a casing. And an extending hole 13. A continuous string of casing 15 according to the invention is shown in place in the well, the lower end 15a of which is located at the lower end of the well bore 13. The casing 15 has an intermediate portion 15b which extends upward from the lower end to the upper end 15c, typically thousands of feet (1 ft = 0.3 m). The upper end 15c overlaps the lower part of the part 11 where the casing is installed. The lower and upper ends 15a, 15c of the casing are substantially cylindrical and have an axially extending corrugated portion 17, as shown in FIG. The corrugated portion 17 is a groove that extends linearly along an axis provided on the inner peripheral surface and the outer peripheral surface of the casing, and a valley portion 17a protruding inward and a ridge portion 17b protruding outward alternately. Has been classified. The intermediate portion 15b shown in FIG. 4 is in a crushed and bent state, and when it is lowered into the well bore, it curves toward the opposite portion and is substantially circular in contact with the opposite portion. It has an arcuate curved portion 18. In FIG. 1D, a cement shoe 19 is disposed at the lower end of the lower end portion 15a of the casing. The cement shoe 19 defines an end cap for the casing 15 and is formed of a pierceable material and has a cement feed port 20 extending axially therethrough. A metal stinger 21 is sealingly engaged within the upper portion of the cement feed port 20. The stinger 21 is a tubular member having a passage 23 for pumping the cement slurry downward through the cement feed port 20, the cement slurry being annularly formed around the casing 15 as shown by the arrow in the figure. Flows upward through space. The stinger 21 also has several fluid ports 25 isolated from the passage 23 and communicating with the outside of the stinger 21. A cement slurry supply conduit 27 extends continuously through the casing 15, and its lower end is connected to the stinger 21 so as to be connected to the passage 23. Similarly, a filling conduit 29 extends continuously through the casing 15, and its lower end is connected to the stinger 21 so that fluid can be supplied to the fluid port 25. The strings of conduits 27 and 29 are conventional coiled metal conduit strings having a diameter of about 1 inch (25 mm). As shown in FIG. 1C, the extension tool 31 is housed in the lower end portion 15a of the casing above the stinger 21. The extension tool 31 includes a piston 33 at the lower end. The piston 33 is a cup-shaped sliding seal made of an elastomer, and has a groove on the outer peripheral surface that is a groove that linearly extends along the axis and that meshes with the corrugated portion 17 of the lower end portion 15a of the casing. . Piston 33 has a filling element 33a that seals around the strings of conduits 27 and 29. A pressurizing chamber 35 is defined above the cement shoe 19 and below the piston 33 in a space surrounding the stinger 21. In the inserted position, as shown in FIG. 1D, the pressurizing chamber 35 is at its minimum volume. A cylindrical metal piston head 37 extends above the piston 33. The piston head 37 is engaged with a sleeve 48, which has an outer diameter smaller than the inner diameter of the lower end 15a of the casing at the valley 17a. The expansion tool 31 has a conical forming head 39 that tapers from a small diameter upper end to a large diameter lower end. The head 39 has a vertical groove 41 which is aligned with the valley 17a as shown in FIG. The plurality of balls 43 rolls downward in the groove 41 of the head 39. The ball 43 is movable via two axial passages 45, a plurality of lower lateral passages 47 and a plurality of upper lateral passages 49. The piston head 37 is initially located in a lower position in the sleeve 48 of the head 39 and defines a chamber for a number of balls 43 as shown in FIG. 1C. When piston head 37 is pushed upward until it comes into contact with flange 50 of head 39 as shown in FIG. 8A, it pushes ball 43 up through axial passage 45. When the piston head 37 moves upward in the casing 15, the ball 43 moves radially outward through the upper lateral passage 49, moves downward in the groove 41, and moves axially through the lower radial passage 47. It continuously moves radially inward to the passage 45. In FIG. 1C, the expansion tool 31 has a cylindrical upper end 51 having an outer diameter equal to the smallest inner diameter of the lower end 15a of the casing as measured at the valley 17a. I have. The ball 43, when present in the groove 41, engages the valley 17a and curves the casing wall outward to align with the outwardly projecting ridge 17b. When the ball 43 is at the upper end of the groove 41, the diameter from one ball 43 to the ball 43 on the opposite side is substantially equal to the diameter between the valleys 17a, but the ball 43 is shown in FIG. 8A. When it is located at the lower end of the groove 41 as described above, the outer diameter of the forming tool 31 as measured from one ball 43 to the ball 43 on the opposite side is larger than the minimum inner diameter of the lower end portion 15c of the casing. Therefore, when the expansion tool 31 moves upward, the ball 43 presses the valley 17a outward in the radial direction, thereby expanding the upper end of the lower end 15a of the casing into a smooth circular shape. Due to the relative stiffness of the metal wall of the casing, the intermediate portion 15b is expanded from a bent state below the expansion tool 31, and the contact between the inner wall surface and the expansion tool 31 is conical. Formed only by the balls 43 rolling in the grooves 41 of the forming head 39. In FIG. 1B, the insertion tool 55 is disposed at the upper end of the upper end 15c of the casing. The insertion tool 55 is a tubular member having an outer sleeve 56. The outer peripheral surface of the outer sleeve 56 has a vertically extending groove 58 between the vertically extending bands 58a. The outer sleeve 56 has a set of screws on a band 58a that engages a set of screws 57 formed on the inner surface of the trough 17a at the upper end of the upper end 15c of the casing. Since the corrugated portion 17 and the groove 58 are provided, the screw 57 is discontinuous, and is provided only in the valley portion 17a. The outer sleeve 56 is supported by an inner body 59 having a smooth cylindrical outer peripheral surface. The outer sleeve 56 has a J-pin 61 projecting radially inward into an elongated U-shaped J-pin groove 63 formed in the inner body 59. The J-pin groove 63 has a first leg 63a and a second leg 63b connected at the lower end to the first leg and extending parallel to the first leg. During the process of inserting the casing 15, the J-pin 61 is located at the upper end of the first leg 63 a and is maintained at that position by the weight of the casing 15 acting on the insertion string connected to the inner body 59. When the intermediate portion 15b of the casing is expanded, the weight of the casing 15 is supported by contacting the wall surface of the well hole at a number of positions. When the expansion is completed, the operator lowers the insertion string 72, thereby lowering the inner body 59 relative to the outer sleeve 56. Next, the operator lifts the insertion string 72 and moves the J pin 61 into the second leg 63b. As a result, the outer sleeve 56 is rotated by an angle as shown by an arrow in FIG. 3B, whereby the screw provided on the outer sleeve 56 is disengaged from the screw 57. The band 58a provided on the outer sleeve 56 is aligned with the ridge 17b, so that the insertion tool 55 can be lowered into the upper end 15c of the casing. The insertion tool 55 has a main supply passage 64 connected to a passage provided below the filling string 69 extending into the inner body 59. A cement supply passage 65 (see FIG. 3A) connected to the conduit string 27 is provided in the insertion tool 55 and is connectable to the lower end of the main supply passage 64. Similarly, a filling passage 67 connected to the conduit string 29 can be connected to the lower end of the main supply passage 64. The inner body 59 of the insertion tool 55 is connected to the filling string 69 by a screw. A centering device 70 is provided above the filling string 69. Two or more previously used filling devices 71 are mounted on the filling string 69 between the centering device 70 and the inner body 59. When a higher internal pressure than the downhole pressure increasing device (not shown) is supplied, the filling device 71 used previously expands and expands radially outward, as shown in FIG. The upper end of the portion 15c is plastically deformed. A hydraulic passage 73 extending through the filling string 69 can be connected via a pressure booster to the lower end of a main supply passage 64 provided in the inner body 59 of the insertion tool. Fill string 69 is connected at centering device 70 to an insert string 72 that extends to the surface. Insert string 72 is preferably another string of coiled conduit having a diameter of about 2 inches (51 mm). The filling device 71 has an outer groove 74 extending along the axis, and the outer groove 74 is arranged such that the centering device 70 contacts the upper end portion 15c of the casing as shown in FIG. Is aligned with the valley portion 17a of the upper end portion 15c when it is lowered into the upper end portion 15c. In FIG. 22, in a preferred embodiment, electrically driven valves 75, 77, 79 are provided in the inner body 59 of the insertion tool (see FIG. 1B). The valve 75 is provided in the slurry supply passage 65 and opens and closes the flow to the conduit 27. The valve 77 is provided in the expansion fluid passage 67 and opens and closes the flow from the main supply passage 64 to the conduit 29. The valve 79 is provided in the pressurized fluid passage 73 and opens and closes the pressurized fluid to the filling device 71 (see FIG. 1A) used before the main supply passage 64. Leads (not shown) for controlling the valves extend through the coiled insert string 72 to the ground control panel. A small accumulator (not shown) supplies hydraulic fluid to the valves 73, 77, 79 and opens and closes them as they are electrically driven. A ground-based pump 80 (which may be either a cement pump or a mud pump) is used to supply pressurized fluid downward through the main supply passage 64. In FIG. 15, the casing 15 pulls the first metal strip 81 from the reel, around the two laterally spaced strings of the coiled conduits 27 and 29 and continuously extending parallel to each other. Formed by bending both side edges of the strip downward. As shown in FIG. 16, both side edges are curved and deformed so as to abut each other, and are welded to each other at a welding portion 82. The upper side is concavely curved so as to come into contact with the welded portion 82, but the lower side is kept flat. Next, the second strip 83 is pulled from the reel, and is curved and deformed so that both side edges are bent upward. The second strip 83 is then curved around the first strip 81 by rollers as shown in FIG. 17, keeping the first strip 81 in the configuration shown in FIG. The roller then deforms the upper side of the strip 83 into a concave shape as shown in FIG. The casing 15 thus has a double wall and has between its parallel conduit strings 27 and 29 a flat side 85 extending substantially tangentially to the outer surface of the conduit strings 27 and 29. ing. The use of two walls for the casing 15 reduces the amount of distortion that occurs when a single-wall casing having the same overall thickness is expanded by plastic deformation. In some cases, a casing consisting of three or more walls is desirable. A casing formed by a plurality of walls requires good friction between the walls to withstand external pressure. It is desirable to use known friction-enhancing methods, such as surface stamping, surface treatment, and coating, to provide sufficient external pressure carrying capacity when expanded. Also, the outer peripheral surface of the casing is formed slightly smaller than the previously used casing so that the wall can be sufficiently deformed when the casing is expanded. In the state shown in FIG. 20, the casing 15 is wound on a reel 87 (see FIG. 19). The reel 87 is a large member capable of holding a casing 15 having an outer diameter of 5.5 inches (140 mm) up to 5000 feet (1500 m) when expanded into a cylindrical shape. FIG. 18 shows a corrugated portion 17 formed on both the upper end 15c and the lower end 15a (see FIGS. 1B and 1D) by a corrugating process using rollers. The upper end 15c and the lower end 15a are corrugated but substantially cylindrical. The straight upper end portion 15c and the lower end portion 15a are only several feet (1 ft = 0.3 m) long, and are not taken up by the reel 87 when transported from the casing manufacturing plant to the well excavation site. When the casing 15 is rewound from the reel 87, the intermediate portion 15b of the casing is first passed through a set of curved deformation rollers 89 as schematically shown in FIG. The curved deformation roller 89 shapes the casing 15 from the crushed flat form shown in FIG. 20 to the curved form shown in FIG. This forms a bend 18 and brings the conduit strings 27 and 29 closer together. The maximum width of the intermediate portion 15b of the casing in the curved configuration shown in FIG. 21 is smaller than the inner diameter of the portion 11 (see FIG. 1A) where the casing is installed. The maximum width of the intermediate portion 15b of the casing in the crushed and flat configuration of FIG. 20 is larger than the inner diameter of the portion 11 provided with the casing. A gripping and pressing supply mechanism 91 is used corresponding to the curved deformation roller 89. The gripping and pressing supply mechanism 91 is configured substantially similarly to a conventional coiled conduit pressing and supply mechanism. This mechanism 91 grips the casing 15 without deforming it, pulls the casing from the reel 87, and presses and supplies it downward into the well. The horseshoe shape of FIG. 21 resists the compression provided by the gripping and pressing mechanism 91 when the casing is pressed into the well. The casing 15 is rewound from the reel 87 when it is installed, and is pressed and supplied into the well by the gripping and pressing supply mechanism 91 until the cement shoe 19 approaches the lower end of the hole 13. The length of the casing 15 is pre-selected such that the upper end 15c extends into the part 11 (see FIG. 1B) in which the casing is installed, which overlaps over a substantial length. The valves 77 and 79 are closed, the valve 75 (see FIG. 22) is opened, and the cement pump 80 moves the cement slurry (see FIG. 9) downward through the valves 75 in the open state in the passages 64 and 65. And the inside of the cement slurry supply conduit 27 is pumped downward. As shown by the arrows in FIG. 1D, the cement slurry flows downward in passages 23 and 20 and upwards in the annular space around casing 15. A predetermined amount of cement is pumped based on an estimate of the total volume of the annular space when the casing 15 is expanded into a cylindrical shape. Since the middle part 15b of the casing has a crushed curved shape, that is, a horseshoe shape, the volume of the annular space around the middle part 15b of the casing is very large as shown in FIG. Can be easily supplied. Therefore, initially, the cement 92 does not completely fill the annular space up to the upper end of the upper end 15c of the casing. As the cement is pumped, the displaced drilling fluid, ie, the return fluid, flows upward through the corrugated portion 17 of the upper end 15c of the casing and flows through the port 60 into the annular space around the insertion tool 55. I do. The return fluid flows upwardly to the surface through the annular space around the previously used filling device 71 and around the insertion string 72. As the pre-calculated amount of cement slurry is pumped, a predetermined amount of flushing fluid is pumped down through cement slurry supply conduit 27. The volume of the flushing fluid is precisely set so that it does not substantially exceed the amount required to push the cement through conduit 72, conduit 27 and stinger 21 into the wellbore. Next, the valve 75 is closed and the valve 77 is opened. The drilling fluid is pumped down via conduit 72 and the drilling fluid flows down through fill conduit 29 via passages 64 and 67. The drilling fluid flows out of the port 25 and flows into the pressurized chamber 35 shown in FIG. 1D. As shown in FIG. 8B, the piercing fluid pushes the piston 33 upward, which causes the piston 33 to slide upward relative to the conduit strings 27 and 29. The piston head 37 drives the ball 43 upward from the space in the sleeve 48 into the passage 45 as can be seen from a comparison between FIG. 1D and FIG. 8A. When the piston head 37 comes into contact with the flange 50, the expansion tool 31 starts to be pushed upward by the force applied by the piston head 37 while the conduit strings 27 and 29 remain stationary. When the ball 43 engages with the head 39 and the lower end 15a of the casing, the ball 43 is forced to roll down in the inclined groove 41, thereby pressing the valley 17a outward in the radial direction. First, the corrugated portion 17 of the lower end portion 15a of the casing is deformed into an arc shape, and the intermediate portion 15b is expanded. After all the balls 43 have traveled a short distance, they are in engagement with the conical head 39 as shown in FIG. 8A. The upper end 51 moves upward into the intermediate portion 15b. Balls 43 extend the casing from the crushed and folded configuration shown in FIG. 9 to the cylindrical configuration of FIG. In the casing expanding step, the annular space around the intermediate portion 15b of the casing is reduced, the cement slurry 92 is pressed upward, and the corrugated portion of the upper end portion 15c of the casing and the portion 11 where the casing is installed are formed. Flows upward into the groove space between A portion of the cement slurry 92 flows out above the insertion tool 55, thereby ensuring a proper seal between the casing when the casing is later plastically deformed. When the forming tool 31 moves upward, the volume of the pressure chamber 35 increases. This process continues over the entire length of the casing, which can exceed several thousand feet (1 ft = 0.3 m). The forming tool 31 reaches the upper end 15c of the casing. At this point, the ball 43 presses the valley 17a radially outward, thereby expanding the corrugated portion 17 into a cylindrical configuration in the same manner as the lower end 15a of the casing. The forming tool 31 contacts the lower end of the insertion tool 55, which projects a small distance into the upper end 15c of the casing as shown in FIG. 1B. The insertion tool 55 is released from the screw 57 by moving the insertion string 72 downward a small distance and then pulling it upward. As the insert strings 72 are lowered, the conduit strings 27 and 29 spiral slightly along their length to accommodate compression. As the inner body 59 moves downward relative to the outer sleeve 56, the J-pin 61 is moved from the first leg 63a to the second leg 63b. When this is performed, the sleeve 56 rotates relative to the inner body 59 by the incremental rotation angle. As shown in FIG. 3B, such rotation causes the screw 57 to be disengaged from the screw provided on the sleeve 56, whereby the insertion tool 55 is released from the upper end 15c of the casing. At this stage, the groove 58 provided in the outer sleeve 56 is aligned with the valley 17a. The operator then lowers the insertion string 72 again, thereby placing the previously used filling device 71 in the upper end 15c of the casing, as shown in FIG. The outer sleeve 56 and the filling device 71 pass downwardly through the upper end 15c of the casing as the axially extending outer groove 58 and outer groove 74 (see FIGS. 1A and 1B) are aligned with the corrugated portion 17. . The centering device 70 is spaced close to the inner peripheral surface of the portion 11 where the casing is installed, and abuts the upper edge of the upper end 15c of the casing. At this stage, the valve 77 is closed and the valve 79 is opened (see FIG. 22). Pressurized fluid is supplied by the mud pump 80 through the insertion string 72. The previously used filling device 71 is expanded by the pressure of the pressurized fluid increased by the known pressure increasing device, whereby a part of the upper end portion 15c is plastically deformed radially outward, and the casing Are brought into close contact with and sealing engagement with the installed portion 11. The pressure of the fluid is then released so that the previously used filling device 71 can retract. The insertion string 72 is raised, thereby pulling the insertion tool 55 up. The conduit strings 27 and 29 move upward with the stinger 21 and the expansion tool 31. The whole assembly is pulled out of the well and rewound on the reel 87. FIG. 14 shows the casing 15 with the installation device removed. The shoe is then subjected to a static pressure test of the casing, immediately after which drilling is started again. FIG. 14 also shows that the part 11 provided with the casing may be of a continuous inflatable type which is provided as a liner to the part 93 provided with another casing. The section 93 where the casing is installed may be of the inflatable type which is arranged in a conductor 95 which is installed and screwed to the well head 97 in the same manner as described above. 23 and 24 show that instead of balls in a continuously circulating inclined groove, the biconical inflatable segments 34 and 36 have an inflated position below the upper retracted position (see FIG. 23) (see FIG. 24). 7 shows another configuration of the extension tool 31 configured to slide down to then stop against a shoulder 38 a provided at the lower end of a conical forming head 38. Segment 34 includes a main segment 34a that slides along a retaining guide 38b mounted on a conical forming head 38. Two segments 34b are hinged to both sides of the segment 34a. The segment 36 forming the expansion ring 30 (see FIG. 24) slides on its own holding guide 38c mounted on a conical forming head 38. A stabilizer 38d is attached to the upper end of the conical forming head 38 to prevent contact between the segment and the corrugated portion 1D previously used to install the dilation tool. The fingers of the stabilizer 38d bend as the expansion tool is driven upward so that each segment contacts the inner surface of the casing. The biconical inflatable segments 34a, 34b, 36 may be formed of non-ductile ceramic or coated with non-ductile ceramic to prevent galling during operation of the dilation tool. . The piston 33 (FIG. 23) is an elastomeric cup-shaped sliding seal with a groove extending linearly along the axis to fit into the corrugated linear end of the casing, comprising two parts. That is, it includes a metal support washer 33b and a lip-shaped seal 33d joined to a corrugated, elastomeric filler element 33c. FIG. 24 shows a state in which the support washer 33b is deformed flat by the pressure of the fluid, and the piston 33 is deformed so that the elastomer members 33c and 33d form a cylindrical outer surface. The present invention has a number of important advantages. As can be seen from FIG. 14, the difference in the inner diameter between the portion where one casing is installed and the portion where the casing is installed thereon is smaller than the wall thickness of the portion where the lower casing is installed. This substantially reduces the reduction in the diameter of each casing, so that a substantially constant diameter can be drilled. Also, the diameter of the portion where the casing is located at the upper end of the well can be made smaller for a given bottom diameter and depth than in the case of a conventional well. Being able to drill with a substantially constant diameter allows the bit to be reduced in size, reduces the amount of mud, reduces the amount of excavated material to be eliminated, and The amount of cement required to form a well of the final dimensions can be reduced. According to the method of the present invention, it is possible to use strings of various diameters which are shorter than the conventional case. Also, the method of the present invention can be accomplished without the need for a hoist mast if the drilling is performed by a turbine driven drill bit mounted in a coiled conduit. In the above, the present invention has been described with respect to one embodiment, but the present invention is not limited to the above embodiment, and various changes may be made within the scope of the present invention. That will be apparent to those skilled in the art. For example, if a hoist mast can be used, a conventional drill pipe may be used instead of the coiled conduit insertion string 72. In that case, rather than electrically driving the valve, the valve may be driven by a ball or dirt that moves down the conduit 64, thereby selectively opening and closing the passage. Instead of the elastomer filler for expanding the upper end of the casing, another metal member driven by pressure and expandable in the radial direction may be used. Claims 1. A continuous metal casing (15) wound into a reel (87) and deployed into a well (FIG. 19), which is a device for placing the casing in a well (FIG. 19), in a substantially crushed configuration (FIG. 19). 20) winding the continuous metal casing (15) from the reel into the well from the reel (Fig. 19); Expansion means used to expand from a crushed configuration to a cylindrical configuration in claim 1. 2. Said expanding means is a piston (33) and a conical forming head (38, 39) located above said piston (33), said closed linear of said casing being substantially cylindrical. An extension tool (31) including a conical forming head (38, 39) defining a pressurized chamber (35) located in the end between the closed end and the piston; Means for pumping fluid, said fluid acting on said piston (33) and pressing said expansion tool in said continuous metal casing (15), whereby said conical forming head ( Device according to claim 1, characterized in that the continuous metal casing (15) is radially expanded from the collapsed configuration to a cylindrical configuration by means of (38, 39). 3. The closed linear end of the casing (15) has an axially extending corrugated portion (17), the largest dimension of the corrugated portion in the radial direction being cylindrical. 3. The apparatus according to claim 2, wherein the dimension is less than or equal to the radial dimension of. 4. 3. The arrangement according to claim 2, wherein a string of at least one conduit (29) is arranged inside the casing, and the piston of the expansion tool has sealing means (33a) around the conduit. The described device. 5. The expansion tool (31) is arranged in the closed lower end (75a) of the casing with the pressurizing chamber (35) defined below, and the fluid is supplied to the conduit (29). 5. A pump, which is pumped downward into said pressurizing chamber (35) through said string, acting on said piston (33) to drive said expansion tool (31) upwardly. An apparatus according to claim 1. 6. Apparatus according to claim 4, characterized in that means are provided for pumping the cement slurry downward in a conduit (27), said cement slurry flowing upwards in an annular space around the casing. 7. Means (43) engaging in rolling contact with the crushed portion of the casing as the expansion tool (31) deforms the casing into a substantially cylindrical shape; 3. The device according to claim 2, wherein the device is provided. 8. Apparatus according to claim 2, characterized in that means for increasing the diameter of the conical forming head (38, 39) are provided on the expansion tool (31). 9. The means for increasing the diameter of the forming head (38) is a bi-conical inflatable segment (34a, 34b, 36) located in a retracted position, which is raised so as to be in contact with the forming head (38). The apparatus according to claim 9, wherein the apparatus is moved to. 10. The device of claim 9, wherein the outer surface of the inflatable segment (34a, 34b, 36) is formed of ceramic. 11. The casing (15) has a substantially flat configuration (FIG. 20) when it is wound on the reel (87), and the unfolding means (FIG. 19) allows the casing (15) to 87) including bending means for bending the casing from a flat configuration to a substantially horseshoe-shaped arc configuration (Fig. 21) prior to being deployed and inserted into the well. An apparatus according to claim 1. 12. Device according to claim 11, characterized in that two strings of conduits (27, 29) are arranged inside the casing at both ends of the flat form (Fig. 20). 13. A substantially cylindrical straight upper end (15c) of the casing, an insertion tool (55), means for removably attaching the insertion tool to an upper end of the casing, and an insertion string for the insertion tool. Means for lowering the casing into the well by attaching the insert string (72) and the insertion tool (55) after the casing has been expanded to a cylindrical configuration. 2. The device according to claim 1, further comprising: release means for releasing the insertion tool from the upper end of the casing. 14． At least one string of conduits (29) disposed within the casing, wherein the piston of the dilation tool includes at least one string of conduits (29) having sealing means (33a) around the conduit; Means for securing the upper end of the string of conduits (27, 29) to the insertion tool; means for retaining the expansion tool on the string of conduits; and Release means for releasing the insertion tool (55) from the upper end of the casing so that the insertion string (72), the expansion tool (31) and the string of conduits (27, 29) can be removed. 14. The device according to claim 13, wherein: 15. The well has an upper part (11) provided with a casing, and the device further comprises means (71, plastically deforming) the upper end (15c) of the casing to engage the upper part (11) of the well. 74. The device of claim 1 comprising (74). 16. 2. The device according to claim 1, wherein the casing comprises at least two concentric sleeves (81, 83) in intimate contact with each other. 17． 4. The device according to claim 3, wherein the corrugated straight ends (15a, 15c) of the casing comprise at least two concentric sleeves (81, 83) in intimate contact with each other. 18. A string of first and second conduits (27, 29) formed in a substantially flat configuration (FIG. 20) with the strings of first and second conduits laterally spaced from one another; A continuous metal casing (15) having an intermediate portion (15b) housed therein; the casing having a substantially cylindrical lower end (15a); and a piston disposed within the lower end. (33) and an extension tool (31) having a conical forming head (38, 39); and at least one string of conduits (27) arranged at the lower end below the piston (33). A cement shoe (19) capable of being brought into communication, at least one of which is provided in the lower end of the casing below the piston (33) and above the cement shoe (19); A pressurized chamber (35) that can be brought into communication with a string of conduits (29); and an insertion tool (55) mounted on the upper end of the casing, the string of the first conduits. (27) and the string (29) of the second conduit have an upper end that terminates in the insertion tool (55), the insertion tool (55) being the upper end of the insertion tool (55) and the casing (15c). ) Is lowered into the portion (11) where the casing of the well is installed, and the intermediate string (15b) and the lower end (15a) of the casing are lowered into the hole (13) of the well. An insertion tool (55) secured to (72); and cement moving down through at least one string of conduits (27) and exiting the cement shoe. Cement pump means for pumping cement upwardly in an annular space around the casing; fluid pump means for pumping fluid downwardly into the pressurized chamber via at least one string of conduits (29). Wherein fluid acts on said piston (33) to push upwardly said expansion tool (31) relative to said casing (15) and said string of conduits, whereby said shaping of said expansion tool is performed. A fluid pump means for deforming the wall of the intermediate portion into a cylindrical shape by a head (38, 39); and the insertion tool (55) after the intermediate portion (15b) of the casing is expanded to a cylindrical shape. The insertion tool so that the expansion tool (31), the first conduit string (27) and the second conduit string (29) can be removed. 2. The device according to claim 1, further comprising means for releasing the tool (55) from the upper end (15c) of the casing. 19. A method of placing a casing in a well hole, crushing a continuous tubular metal casing (15) and winding the casing around a reel (87); and removing the casing from the well by the reel (FIG. 19). Lowering the casing and expanding the casing (15) from the crushed configuration to a cylindrical configuration. 20. Placing at least one string of conduits (27) in a tubular metal casing before crushing and winding said metal casing on said reel (87); piston (33) and conical forming head (38). , 39) disposed within the closed end of the casing to form a pressurized chamber (35) between the closed end and the piston (33). Lowering the casing (15) from the reel (87) into the well, pumping fluid into the pressurizing chamber (35), and the fluid acts on the piston (33) to cause the casing ( The expansion tool (31) is pressed and driven relative to 15), thereby radially expanding the casing by the forming head so that the casing has a cylindrical shape rather than a crushed shape. The method of claim 19, characterized in that it includes the steps, a to. 21. Placing two conduit strings (27, 29) in the metal casing before crushing the tubular metal casing and winding the metal casing on the reel (87); Disposing an expansion tool (31) having retractable expansion / drift means in a linearly extending closed end; and lowering the casing (15) from the reel (87) into the well. And bending the casing into a flat configuration, and pumping fluid through the conduit into the pressurizing chamber (35), wherein the fluid acts on the piston (33) to cause the casing The expansion tool (31) is pressed and driven relative to (15), thereby expanding the forming head (38, 39) to its normal drift size. The method of claim 20, characterized in that it contains a step of extended drift so that the cylindrical form from the crushed form of the casing.

───────────────────────────────────────────────────── 【要約の続き】（３８、３９）はケーシング（１５）を押し潰された形態より円筒形の形態になるよう拡張する。挿入ツール（５５）は拡張及びドリフト工程が終了すると導管のストリング及び拡張ツール（３１）を除去する。────────────────────────────────────────────────── ─── [Continuation of summary] (38, 39) is a shape in which the casing (15) is crushed. It expands to a cylindrical form. Insert tool (55) indicates that the conduit is in a closed state when the expansion and drift processes are completed. Remove the tring and extension tool (31).

Claims

[Claims] 1. A device that installs a casing in a well, Continuous wound on a reel (87) in a substantially crushed configuration (FIG. 20) Metal casing (15), Deployment means for deploying the casing from the reel into the well (FIG. 19); The continuous metal casing is cylindrical in shape rather than crushed in place. Expansion means for expanding to a form; An apparatus comprising: 2. The expansion means is located above the piston (33) and the piston (33) A conical forming head (38, 39), said case being substantially cylindrical The pressurizing chamber (35) arranged in the closed linear end of the ring is closed with the closed end. And a conical forming head (38, 39) defining between the ston (31) and means for pumping a fluid into the pressurized chamber, wherein the fluid is Acting on the piston (33) to extend the expansion tool into the continuous metal casing (15) so that the conical forming heads (38, 39) The continuous metal casing (15) is more cylindrical than the crushed configuration. The device of claim 1, wherein the device radially expands into a configuration. 3. The closed linear end of the casing (15) extends axially Having a waveform portion (17) The maximum radial dimension of the part is the radial dimension of said casing (15), which is cylindrical. 3. The device according to claim 2, wherein the device is not larger than a dimension. 4. A string of at least one conduit (29) is arranged inside the casing. And the piston of the dilation tool is provided with sealing means (33a) around the conduit. 3. The device according to claim 2, comprising: 5. The expansion tool (31) has the pressurizing chamber (35) defined below it. Is arranged in the closed lower end (75a) of the casing, Pumping down through the string of the conduit (29) into the pressurized chamber (35) This acts on the piston (33) to lift the expansion tool (31). 5. The device according to claim 4, wherein the device is pressed and driven in the direction. 6. Means are provided for pumping the cement slurry downward in the conduit (27). And the cement slurry flows upward in an annular space around the casing. The apparatus according to claim 4, characterized in that: 7. When the expansion tool (31) deforms the casing into a substantially cylindrical shape Means (43) for engaging in rolling contact with said crushed portion of said casing 3 is provided on said extension tool (31). apparatus. 8. Increasing the diameter of the conical forming head (38, 39) A means for providing is provided in said extension tool (31). 3. The device according to 2. 9. The means for increasing the diameter of the forming head (38) is located in a retracted position. A bi-conical inflatable segment (34a, 34b, 36), said forming head 9. The device according to claim 8, wherein the device is moved upward so as to be in contact with (38). An apparatus according to claim 1. 10. The outer surfaces of the expansion segments (34a, 34b, 36) are formed of ceramic. Apparatus according to claim 9, wherein the apparatus is configured. 11. The casing (15) is wound on the reel (87) Sometimes it takes a substantially flat form (FIG. 20) and the deployment means (FIG. 19) Before the sawing (15) is deployed from the reel (87) and inserted into the well. The flat shape of the casing is bent into a substantially horseshoe-shaped arc shape (FIG. 21). The device of claim 1, including means for deforming the shape. 12. At the ends of the flat form (FIG. 20) there are two conductors inside the casing. 12. The arrangement according to claim 11, wherein the strings of tubes are arranged. The described device. 13. A linear upper end (15c) of the casing, which is substantially cylindrical; An insertion tool (55); The insertion tool can be removed from the upper end of the casing Means to attach to the Noh, Attach the insertion tool to the insertion string (72) and attach the casing to the Means for lowering into the well; The insert string (72) after the casing has been expanded to a cylindrical configuration. And inserting the insertion tool (55) so that the insertion tool (55) can be removed. Release means for releasing from the upper end of the casing; The device according to claim 1, wherein a device is provided. 14． A string of at least one conduit (29 ) Wherein said piston of said expansion tool has sealing means (3 At least one string of conduits (29) having 3a); Means for securing the upper end of the string of conduits (27, 29) to the insertion tool When, Means for retaining the expansion tool on the string of conduits; The insertion string (72) after the casing has been expanded to a cylindrical configuration, The dilation tool (31) and the strings (27, 29) of the conduit may be removed Release means for releasing the insertion tool (55) from the upper end of the casing. When, Device according to claim 13, characterized in that a device is provided. 15. The well is the upper part where the casing is installed (11) And the apparatus further comprises an upper end (15c) of the casing, an upper part of the well. Including means (71, 74) for plastically deforming to engage minute (11) The device according to claim 1, characterized in that: 16. The casing has at least two concentric sleeves ( 81. The apparatus according to claim 1, comprising (81, 83). 17． The corrugated straight ends (15a, 15c) of the casing are closely spaced from each other. Including at least two concentric sleeves (81, 83) that contact Apparatus according to claim 3, characterized in that: 18. Strings of first and second conduits (27, 29); Strings of the first and second conduits formed into a substantially flat configuration (FIG. 20) Having an intermediate portion (15b) in which the housings are laterally spaced from each other. A continuous metal casing (15); Said casing has a substantially cylindrical lower end (15a); A piston (33) and a conical forming head (38, 3) are located in the lower end. An extension tool (31) having 9); Located at the lower end below the piston (33), at least one conductor Cement shoe that can be brought into communication with the string of tubes (27) (19) Below the piston (33) and the cement shoe (1) 9) above and in the lower end of said casing and at least one conduit A pressure chamber (35) that can be brought into communication with the string (29); An insertion tool (55) attached to the upper end of the casing, A string of the first conduit (27) and a string of the second conduit (29) Has an upper end ending with the insertion tool (55), wherein the insertion tool (55) is Insert the insertion tool (55) and the upper end (15c) of the casing into the case of the well. Down into the part (11) where the ring is installed, and the intermediate part (15b) And lowering the lower end (15a) of the casing into the hole (13) of the well. An insertion tool (55) fixed to the insertion string (72); Cement moves down through at least one string of conduits (27); Moving out of the cement shoe and moving upward in the annular space around the casing A cement pump means for pumping cement so that Fluid downwardly into said pressurized chamber via at least one string of conduits (29) Pump means for pumping fluid, said fluid acting on said piston (33) The expansion relative to the casing (15) and the string of conduits Presses the tool (31) upwards, whereby the forming head ( 38, 39) a fluid pump hand which deforms said intermediate wall into a cylindrical form Steps and After the intermediate part (15b) of the casing has been expanded into a cylindrical form, the insertion A tool (55), said extension tool (31), a string (27) of said first conduit and And the insertion tool (5) so that the string (29) of the second conduit can be removed. Means for releasing 5) from the upper end (15c) of the casing; The device according to claim 1, wherein a device is provided. 19. By installing the casing inside the well hole, The continuous tubular metal casing (15) is crushed and the casing is reeled ( 87) Lowering the casing from the reel into a well (FIG. 19); Expanding the casing (15) from the crushed configuration to a cylindrical configuration; Process and A method comprising: 20. Before crushing, string the at least one conduit into a tubular metal casing. A step of disposing a metal casing (27) and winding the metal casing around the reel (87). When, Expansion tool having piston (33) and conical forming heads (38, 39) (31) is disposed in the closed end of the casing, and the closed end is Forming a pressurized chamber (35) between the piston and the piston (33); The casing (15) is lowered from the reel (87) into the well, and Pump the body into the pressure chamber (35) And the fluid acts on the piston (33) to the casing (15). The expansion tool (31) is relatively pressed and driven, whereby the molding head In the radial direction so that the casing is more cylindrical than the crushed form. The process of expanding; 20. The method according to claim 19, comprising: 21. Before crushing the tubular metal casing, two A string of conduits (27, 29) is arranged and said metal casing is connected to said reel ( 87) Retractable into the corrugated and linearly extending closed end of the metal casing Arranging an extension tool (31) having an efficient extension / drift means; Lowering the casing (15) from the reel (87) into the well, Bending the casing into a flat form; Pumping fluid through said conduit into said pressurized chamber (35), The fluid acts on the piston (33) and moves relative to the casing (15). The expansion tool (31) is pressed and driven, whereby the forming heads (38, 39) are driven. ) To its normal drift dimensions and crush the casing. Expanding and drifting into a cylindrical shape, 21. The method of claim 20, comprising: