NO20110538L

NO20110538L - Method and apparatus for forming and supplementing wellbores

Info

Publication number: NO20110538L
Application number: NO20110538A
Authority: NO
Inventors: Brent James Lirette; David J Brunnert
Original assignee: Weatherford Lamb
Priority date: 2003-02-07
Filing date: 2011-04-08
Publication date: 2005-11-04
Also published as: NO20053998L; GB2428722A; GB2415451A; GB2428722B; GB0621250D0; GB2415451B; CA2515296A1; NO333069B1; WO2004072434A3; WO2004072434A2; NO20053998D0; GB0516281D0; CA2708591C; CA2515296C; CA2708591A1

Abstract

Foreliggende oppfinnelse gjelder fremgangsmåter og apparater for foring av en borebrønn. I henhold til ett visst aspekt blir en boresammenstilling med en jordfjerningsenhet og en foringskanal for borebrønnen manipulert på forhånd for fremføring inne i jorden. Boresammenstillingen omfatteren første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane. Fluid bringes til å strømme gjennom den første fluidstrømningsbane og i det minste en viss andel av dette fluid kan da returnere gjennom den andre fluidstrømningsbane. I en viss utførelse er boresammenstillingen utstyrt med en tredje fluidstrømningsbane. Etter at utboringen er fullført, kan borebrønnens foringskanal sementeres inn i borebrønnen.The present invention relates to methods and apparatus for drilling a well. According to one aspect, a drilling assembly with a soil removal unit and a drilling well casing is manipulated in advance for advancement within the soil. The drilling assembly comprises first fluid flow path and a second fluid flow path. Fluid is caused to flow through the first fluid flow path and at least a certain portion of this fluid can then return through the second fluid flow path. In one embodiment, the drilling assembly is provided with a third fluid flow path. After the drilling is completed, the drilling well casing can be cemented into the drilling well.

Description

Oppfinnelsens områdeField of the invention

Foreliggende oppfinnelse eller apparater og fremgangsmåter for boring og ferdigstilling av en borebrønn. Spesielt gjelder foreliggende oppfinnelse apparater og fremgangsmåter for utforming av en borebrønn, foring av en borebrønn og sirkulering av fluider i borebrønnen. Foreliggende oppfinnelse vedrører også apparater og fremgangsmåter for sementering av en borebrønn. Present invention or devices and methods for drilling and completing a borehole. In particular, the present invention applies to devices and methods for designing a borehole, lining a borehole and circulating fluids in the borehole. The present invention also relates to apparatus and methods for cementing a borehole.

Beskrivelse av beslektet teknikkDescription of Related Art

I en utboring av olje- og gassbrønner blir en brønnboring dannet ved bruk av en borkrone som drives nedover fra den nedre ende av en borestreng. Etter utboring av en forutbestemt dybde, blir borestrengen og borkronen tatt ut og borebrønnen blir foret med en streng av foringsmateriale. Et ringformet område blir da dannet mellom utsiden av foringen og jordformasjonen. Dette ringformede området blir da fylt med sement for permanent å fastholde foringen i borebrønnen og for å lette isolering av produksjonssoner og fluider ved forskjellige dybder inne i brønnboringen. In the drilling of oil and gas wells, a wellbore is formed using a drill bit that is driven downward from the lower end of a drill string. After drilling to a predetermined depth, the drill string and drill bit are removed and the well is lined with a string of casing material. An annular area is then formed between the outside of the liner and the soil formation. This annular area is then filled with cement to permanently retain the casing in the borehole and to facilitate isolation of production zones and fluids at different depths inside the wellbore.

Det er vanlig å anvende én foringsstreng i en brønnboring. I denne forbindelse blir en første foringsstreng satt inn i borebrønnen når brønnen er utboret i en første tilsiktet dybde. Brønnen blir så utboret til en annen tilsiktet dybde og deretter foret ved hjelp av en foringsstreng med mindre diameter enn den første foringsstreng. Denne prosess gjentas inntil den ønskede brønndybde er oppnådd, hver ytterligere foringsstreng har en mindre diameter enn den ovenfor liggende streng. Diameterreduksjonen vil da redusere det tverrsnittsområde som det sirkulerende fluid må strømme gjennom. Også den mindre foring ved bunnen av hullet vil kunne begrense fremstillingstakten for hydrokarbon. Alle oljeselskaper forsøker således å maksimere foringsdiameteren av den ønskede dybde for det formål å maksimere hydrokarbonproduksjonen. For dette formål er klaringen mellom påfølgende foringsstrenger gjort stadig mindre, idet større påfølgende foringer blir brukt for å maksimere produksjonen. Ved utboring med disse foringsenheter med liten klaring vil det være vanskelig, hvis ikke umulig, å sirkulere utboret borkaks i de små mellomrom som dannes mellom den innstilte forings innerdiameter og den påfølgende forings ytterdiameter. It is common to use one casing string in a well bore. In this connection, a first casing string is inserted into the borehole when the well has been drilled to a first intended depth. The well is then drilled to another intended depth and then lined using a casing string of smaller diameter than the first casing string. This process is repeated until the desired well depth is achieved, each further casing string having a smaller diameter than the string above. The diameter reduction will then reduce the cross-sectional area through which the circulating fluid must flow. Also, the smaller liner at the bottom of the hole could limit the production rate of hydrocarbon. All oil companies thus attempt to maximize the casing diameter of the desired depth for the purpose of maximizing hydrocarbon production. To this end, the clearance between successive casing strings is made progressively smaller, with larger successive casings being used to maximize production. When drilling with these casing units with small clearance, it will be difficult, if not impossible, to circulate drilled cuttings in the small spaces formed between the inner diameter of the set casing and the outer diameter of the subsequent casing.

Vanligvis blir fluid sirkulert gjennom borebrønnen under boreprosessen for derved å nedkjøle en roterende borkrone og fjerne kaks fra brønnboringen. Fluidet blir vanligvis pumpet fra brønnboringens overflate gjennom borestrengen til den roterende borkrone. Deretter blir dette fluid bragt til å strømme gjennom et ringrom som dannes mellom borestrengen og foringsstrengen samt til slutt ført tilbake til overflaten for å fjernes eller bli brukt på nytt. Etter hvert som fluidet vandrer oppover i brønnboringen, vil tverrsnittsområdet av fluidets strømningsbane øke etter hvert som strømningen støter på en foringsstreng med større diameter. F.eks. vil fluidet innledningsvis vandre oppover i et ringrom som er dannet mellom borestrengen og den nettopp dannede brønnboring ved en høyere ringromshastighet på grunn av den mindre ringromsklaring. Etter hvert som fluidet vandrer gjennom det parti av brønnboringen som tidligere er blitt påført foring, vil det forstørrede tverrsnittsområdet som er fastlagt ved foringen med større diameter som følge av at det vil foreligge en større ringformet klaring mellom borestrengen og den forede borebrønn, slik at fluidets hastighet i ringrommet reduseres. Denne reduksjon i ringromshastighet nedsetter imidlertid den totale fremføringskapasitet, hvilket da fører til at utboret borkaks vil falle ut av fluidstrømmen og slå seg ned ett eller annet sted i borebrønnen. Denne plassering av borkaks og avfall kan forårsake et antall forskjellige vanskeligheter i forbindelse med påfølgende nedhullsoperasjoner. F.eks. er det vel kjent at plassering av verktøyer, slik som foringshengere, mot en foringsvegg motvirkes av de avfallspartikler som befinner seg på veggen. Typically, fluid is circulated through the borehole during the drilling process to thereby cool a rotating drill bit and remove cuttings from the wellbore. The fluid is usually pumped from the surface of the wellbore through the drill string to the rotating drill bit. This fluid is then made to flow through an annulus formed between the drill string and the casing string and finally brought back to the surface to be removed or reused. As the fluid travels upwards in the wellbore, the cross-sectional area of the fluid's flow path will increase as the flow encounters a casing string with a larger diameter. E.g. the fluid will initially migrate upwards in an annulus formed between the drill string and the newly formed wellbore at a higher annulus velocity due to the smaller annulus clearance. As the fluid travels through the part of the wellbore that has previously been lined, the enlarged cross-sectional area defined by the liner will have a larger diameter as a result of the fact that there will be a larger annular clearance between the drill string and the lined well, so that the fluid speed in the annulus is reduced. However, this reduction in annulus velocity reduces the total feed capacity, which then leads to the drilled cuttings falling out of the fluid flow and settling somewhere in the borehole. This placement of cuttings and waste can cause a number of different difficulties in connection with subsequent downhole operations. E.g. it is well known that placing tools, such as casing hangers, against a casing wall is counteracted by the waste particles that are on the wall.

For å hindre at borkaks og avfall slår seg ned på veggen, må det sirkulerende fluids strømningshastighet økes for derved å øke ringromshastigheten i de større ringformede tverrsnittsområder. Denne høyere ringromshastighet vil imidlertid også øke den tilsvarende sirkuleringsdensitet ("ECD") og også øke borebrønnens erosjonspotensial. ECD er et mål på en hydrostatisk væskesøyle og den friksjonssøyle som skapes av det sirkulerende fluid. Den lengde av brønnboringen som kan dannes før den fores med foringsrør vil iblant avhenge av ECD. Det trykk som frembringes av ECD kan i visse tilfeller være til nytte under boringen på grunn av at den kan overskride poretrykket fra formasjoner som gjennomskjæres av brønnboringen og derved hindre hydrokarboner fra å trenge inn i borebrønnen. For høy ECD-verdi kan imidlertid være et problem når denne verdi overskrider formasjonens frakturtrykk, slik at brønnboringsfluidet derved drives inn i formasjoner og hemmer strømmen av hydrokarboner i borebrønnen etter at brønnen er ferdigstilt. In order to prevent drill cuttings and waste from settling on the wall, the flow rate of the circulating fluid must be increased in order to thereby increase the annulus velocity in the larger annular cross-sectional areas. However, this higher annulus velocity will also increase the corresponding circulating density ("ECD") and also increase the erosion potential of the borehole. ECD is a measure of a hydrostatic fluid column and the frictional column created by the circulating fluid. The length of the wellbore that can be formed before it is lined with casing will sometimes depend on the ECD. The pressure produced by the ECD can in certain cases be useful during drilling because it can exceed the pore pressure from formations cut through by the wellbore and thereby prevent hydrocarbons from penetrating the borehole. However, too high an ECD value can be a problem when this value exceeds the formation's fracture pressure, so that the well drilling fluid is thereby driven into formations and inhibits the flow of hydrocarbons in the borehole after the well has been completed.

Boring med foring er en fremgangsmåte som går ut på å forme et borehull ved hjelp av en borkrone som er festet til samme streng av rørseksjonen som skal fore borehullet. I stedet for å kjøre en borkrone på en borestreng med mindre diameter blir med andre ord borkronen kjørt ved ytterenden av en rørledning eller et foringsrør som vil forbli i borebrønnen og sementeres i denne. Fordelene ved utboring med foring er da tydelig. På grunn av at samme streng av rørseksjonene transporterer borkronen og forer borehullet, ingen separat tripp ut av eller inn i borebrønnen er nødvendig mellom utformingen av borehullet og foringen av brønnboringen. Utboring med foring er spesielt hensiktsmessig i visse situasjoner hvor en operatør ønsker å bore ut og fore et borehull så raskt som mulig for derved å nedsette den tid borehullet befinner seg i uforet tilstand og vil være gjenstand for innrasning eller virkningene av trykk-anomalier. I en utforming av et undersjøisk borehull, vil f.eks. den innledende lengde av borehullet som strekker seg fra sjøbunnen og nedover i meget større grad være utsatt for innrasning eller kollaps enn de påfølgende seksjoner av brønnboringen. De seksjoner av en brønnboring som skjærer gjennom områder med høyt trykk kan føre til skade på borehullet mellom det tidspunkt hvor hullet dannes og når det påføres foring. Et område med usedvanlig lavt trykk vil trekke kostbart borefluid ut fra borehullet mellom det tidspunkt hvor dette dannes og det tidspunkt borehullet fores. Ved hvert av disse tidspunkter, kan problemene elimineres eller deres virkning reduseres ved at utboringen finner sted med foring av borehullet. Drilling with casing is a method that involves shaping a borehole using a drill bit that is attached to the same string of the pipe section that will line the borehole. In other words, instead of driving a drill bit on a drill string with a smaller diameter, the drill bit is driven at the outer end of a pipeline or a casing that will remain in the drill well and be cemented in it. The advantages of drilling with a liner are then clear. Because the same string of pipe sections transports the bit and lines the wellbore, no separate tripping out of or into the wellbore is required between the design of the wellbore and the casing of the wellbore. Drilling out with lining is particularly appropriate in certain situations where an operator wants to drill out and line a borehole as quickly as possible in order to thereby reduce the time the borehole is in an unlined state and will be subject to encroachment or the effects of pressure anomalies. In a design of a subsea borehole, e.g. the initial length of the borehole which extends from the seabed downwards to a much greater extent is subject to encroachment or collapse than the subsequent sections of the wellbore. Those sections of a wellbore that cut through areas of high pressure can cause damage to the borehole between the time the hole is formed and when casing is applied. An area of exceptionally low pressure will draw expensive drilling fluid out of the borehole between the time it forms and the time the borehole is lined. At each of these times, the problems can be eliminated or their effect reduced by the drilling taking place with lining of the borehole.

Utfordringene og problemer i sammenheng med utboring med brønnforing vil være like åpenbare som fordelene. Hver foringsstreng må f.eks. passe inn innenfor enhver forut foreliggende foringsstreng som allerede befinner seg i borehullet. På grunn av at en foringsstreng som fører frem borkronen etterlates for foring av borehullet, vil det ikke være noen mulighet for å trekke ut borkronen på vanlig måte. Borkronene utført av forbart materiale, borkroner i to stykker, pilotborkrone og under-opprømmer, samt borkroner som er integrert utformet ved enden av en foringsstreng er blitt brukt for å overvinne disse problemer. En borkrone i to stykker har da f.eks. et ytre parti med den diameter som overskrider diameteren av foringsstrengen. Når borehullet er dannet blir det ytre parti frakoblet fra det indre parti, som da kan trekkes opp til brønnens overflate. En slammotor blir typisk brukt nær ytterenden av foringsstrengen for å dreie borkronen, da koblingen mellom foringsstykkene ikke er utført for å kunne tåle de rotasjonskrefter som har sammenheng med roterende utboring. Slammotorer blir ofte drevet for å dreie borkronen (og under-opprømmeren) ved tilstrekkelig rotasjonshastigheter til å danne borehullet, uten derfor også å måtte dreie foringsstrengen med høy rotasjonshastighet, slik at påvirkningen av foringsforbindelsen derved nedsettes til et minimum. På denne måte kan foringsstrengen da dreies med en moderat hastighet ved brønnoverflaten, der denne gjennomskjæres, samtidig som borkronen dreies med en meget høyere hastighet som frembringes av den fluiddrevne slammotor. The challenges and problems associated with drilling with well casing will be as obvious as the benefits. Each lining string must e.g. fit within any pre-existing casing string already in the borehole. Due to the fact that a casing string leading the drill bit forward is left for lining the borehole, there will be no possibility of extracting the drill bit in the usual way. Drill bits made of combustible material, two-piece drill bits, pilot drill bits and sub-reamers, as well as drill bits integrally formed at the end of a casing string have been used to overcome these problems. A drill bit in two pieces then has e.g. an outer portion with the diameter exceeding the diameter of the casing string. When the borehole is formed, the outer part is disconnected from the inner part, which can then be pulled up to the surface of the well. A mud motor is typically used near the outer end of the casing string to turn the drill bit, as the coupling between the casing pieces is not designed to withstand the rotational forces associated with rotary drilling. Mud motors are often driven to rotate the drill bit (and under-reamer) at sufficient rotational speeds to form the borehole, without therefore also having to rotate the casing string at a high rotational speed, so that the impact on the casing connection is thereby reduced to a minimum. In this way, the casing string can then be rotated at a moderate speed at the well surface, where it is cut through, at the same time as the drill bit is rotated at a much higher speed produced by the fluid-driven mud motor.

En annen utfordring for en utboring med foringsdrift styrt av ECD. Utboring med foring krever sirkulerende fluid gjennom de små ringformede klaringer mellom foringen og den nettopp dannede brønnboring. De små ringformede klaringer bringer det sirkulerende fluid til å strømme gjennom det ringformede tverrsnittområdet i høy hastighet i ringrommet. Denne høyere ringromshastighet øker ECD og kan da føre til et høyere potensial for borebrønnserrosjon dannet med en vanlig utboringsprosess. Ved foringsutboring med liten klaring er det i tillegg slik at et smalere ringrom også blir dannet mellom den fastlagte foringsinnerdiameter og utboringsforingens ytterdiameter, hvilket ytterligere øker ECD og kan da hindre at store utborede borkaks å bli strømningsdrevet ut fra brønnen. Another challenge for a borehole with casing operation controlled by ECD. Drilling with casing requires circulating fluid through the small annular clearances between the casing and the newly formed wellbore. The small annular clearances cause the circulating fluid to flow through the annular cross-sectional area at high velocity in the annulus. This higher annulus velocity increases the ECD and can then lead to a higher potential for borehole erosion formed with a normal drilling process. In the case of casing drilling with small clearance, it is also the case that a narrower annulus is also formed between the determined casing inner diameter and the drilling casing's outer diameter, which further increases the ECD and can then prevent large drilled cuttings from being flow-driven out of the well.

Det foreligger derfor et behov for apparatur og fremgangsmåter for å sirkulere fluid under en utboringsprosess. Det er også et behov for apparatur og fremgangsmåter for å utforme en borebrønn og foring av denne brønn med en enkelt tripp. Det foreligger videre behov for apparater og fremgangsmåter for å sirkulere fluid med det formål å lette dannelse og foring av en brønnboring under én enkelt tripp. Det vil da foreligge et ytterligere behov for å sementere den forede brønnboring. There is therefore a need for equipment and methods to circulate fluid during a drilling process. There is also a need for equipment and methods for designing a borehole and lining this well with a single trip. There is a further need for apparatus and methods for circulating fluid for the purpose of facilitating the formation and lining of a wellbore during a single trip. There will then be a further need to cement the lined wellbore.

Sammenfatning av oppfinnelsenSummary of the Invention

Foreliggende oppfinnelse gjelder tidsbesparende fremgangsmåter og apparater for å fremstille og ferdigstille hydrokarbonbrønner til sjøs. I én viss utførelse opprettes en borebrønn til sjøs ved at en innledende ledestreng føres inn i jorden på slamlinjen. Denne leder omfatter en liten foringsstreng innlagt koaksialt i seg og som selektivt kan løsgjøres fra lederen. Inkludert ved den nedre ende av foringen befinner det seg også en nedre sammenstilling som omfatter en utboringsinnretning og en sementeringsinnretning. Den sammenstilling som inkluderer lederen og foringen blir "sprøytet" inn i jorden inntil den øvre ende av lederstrengen befinner seg nær inntil slamlinjen. Deretter blir foringsstrengen frigjort fra lederstrengen og en annen seksjon av brønnboringen opprettes ved å holde utboringsinnretningen i rotasjon etter hvert som foringen drives nedover inn i jorden. Typisk blir foringsstrengen nedsenket til en dybde hvorved et ringformet område forblir fastlagt mellom foringsstrengen og lederen. Deretter blir foringsstrengen sementert inn i lederstrengen. The present invention relates to time-saving methods and devices for producing and completing hydrocarbon wells at sea. In one particular embodiment, a borehole is created at sea by an initial guide string being driven into the earth on the mud line. This conductor comprises a small casing string embedded coaxially in it and which can be selectively detached from the conductor. Included at the lower end of the liner is also a lower assembly comprising a drilling device and a cementing device. The assembly including the conductor and casing is "injected" into the soil until the upper end of the conductor string is close to the mud line. Next, the casing string is released from the guide string and another section of the wellbore is created by keeping the boring tool in rotation as the casing is driven down into the earth. Typically, the casing string is sunk to a depth whereby an annular region remains defined between the casing string and the conductor. The casing string is then cemented into the conductor string.

Etter at sementarbeidet er fullført, blir en andre streng med mindre foring kjørt inn i brønnhullet ved en borestreng og en forbrukbar borkrone anordnet i denne. Så snart den mindre boring er installert i en ønsket dybde, blir borkronen og borestrengen trukket tilbake til overflaten og den andre foringsstreng blir så sementert på plass. After the cement work is completed, a second string of smaller casing is driven into the wellbore by a drill string and a consumable drill bit is arranged in it. Once the smaller bore is installed at a desired depth, the drill bit and drill string are pulled back to the surface and the second casing string is then cemented in place.

I ett visst aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn. Denne fremgangsmåte omfatter da opprettelse av en borestrengsammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet og en borebrønnsfdringskanal, hvor boresammenstillingen omfatter en første fluide strømningsbane og en andre fluidstrømningsbane. Utboringssammenstillingen blir håndtert slik at den føres videre innover i jorden. Fremgangsmåten inkluderer også at et fluid bringes til å strømme gjennom den første fluidstrømningsbane og i det minste en del av fluidet returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane og etterlater borebrønnens foringskanal ved en viss beliggenhet inne i brønnboringen. I en viss utførelse omfatter fremgangsmåten også opprettelse av boresammenstillingen med en tredje fluidstrømningsbane og strømning av i det minste en del av fluidet gjennom den tredje fluidstrømningsbane. Etter at utboringen er ferdigstilt, kan fremgangsmåten videre omfatte sementering av borebrønnens foringskanal. In a certain aspect, the present invention relates to a method for lining a borehole. This method then comprises the creation of a drill string assembly which comprises a soil removal unit and a borehole delivery channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path. The drilling assembly is handled so that it is carried further into the earth. The method also includes causing a fluid to flow through the first fluid flow path and at least a portion of the fluid being returned through the second fluid flow path and leaving the wellbore casing channel at a certain location within the wellbore. In a certain embodiment, the method also comprises creating the drilling assembly with a third fluid flow path and flowing at least part of the fluid through the third fluid flow path. After the drilling has been completed, the method can further include cementing the borehole's casing channel.

I en annen utførelse omfatter utboringssammenstillingen videre en rørledningssammenstilling, hvor et parti av denne rørledningssammenstilling er anordnet inn i borebrønnens foringskanal. Denne fremgangsmåte kan videre omfatte relativ bevegelse av en del av rørledningssammenstillingen og borebrønnens foringskanal. I en ytterligere utførelse kan fremgangsmåten videre omfatte redusering av boresammenstillingens lengde. I enda en annen utførelse inkluderer fremgangsmåten fremføring av borebrønnens foringskanal nær inntil bunnen av borebrønnen. In another embodiment, the drilling assembly further comprises a pipeline assembly, where a part of this pipeline assembly is arranged in the casing channel of the borehole. This method can further comprise relative movement of a part of the pipeline assembly and the well casing channel. In a further embodiment, the method can further include reducing the length of the drill assembly. In yet another embodiment, the method includes advancing the borehole casing channel close to the bottom of the borehole.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse et apparat for foring av en borebrønn. Dette apparat inkluderer da en boresammenstilling ved en jordfjerningsenhet, en foringskanal for borebrønnen og en første ytterende. Boresammenstillingen kan da omfatte en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane gjennom denne, hvor da et fluid er bevegelig fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og kan returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane når boresammenstillingen er anordnet i brønnboringen. I en annen utførelse omfatter boresammenstillingen videre en tredje fluidstrømningsbane. According to another aspect, the present invention relates to an apparatus for lining a borehole. This apparatus then includes a drilling assembly at a soil removal unit, a casing channel for the borehole and a first outer end. The drilling assembly can then comprise a first fluid flow path and a second fluid flow path through this, where then a fluid is movable from the first end through the first fluid flow path and can be returned through the second fluid flow path when the drilling assembly is arranged in the wellbore. In another embodiment, the drill assembly further comprises a third fluid flow path.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon. Denne fremgangsmåte inkluderer samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av den andre rørledningen ned til en første beliggenhet i jorden. Deretter blir den andre rørledningen fremført til en andre beliggenhet i jorden. I en viss utførelse omfatter fremgangsmåten innføring av et parti av en tredje rørledning til en tredje beliggenhet. I tillegg kan i det minste ett parti av enten den første eller den andre rørledning bli sementert på plass. According to another aspect, the present invention relates to a method for placing pipelines in an earth formation. This method includes simultaneously advancing a portion of a first pipeline and a portion of the second pipeline down to a first location in the earth. The second pipeline is then advanced to a second location in the earth. In a certain embodiment, the method comprises introducing a portion of a third pipeline to a third location. In addition, at least one portion of either the first or the second pipeline may be cemented in place.

I henhold til et annet aspekt er det opprettet en fremgangsmåte for utboring av en borebrønn med foring. Denne fremgangsmåte omfatter plassering av en foringsstreng med en borkrone ved sin nedre ende inn i et tidligere utformet borehull og driving av borestrengen aksialt nedover tildannes en ny seksjon av brønnboringen. Denne fremgangsmåte omfatter videre pumping av fluid gjennom foringsstrengen inn i et ringrom som dannes mellom foringsstrengen og den nye seksjon av brønnboringen. Denne fremgangsmåte inkluderer også avdeling av et parti av fluidet inn i et øvre ringrom i den tidligere utformede borebrønn. According to another aspect, a method for drilling a borehole with casing has been created. This method comprises placing a casing string with a drill bit at its lower end into a previously formed borehole and driving the drill string axially downwards to form a new section of the wellbore. This method further comprises pumping fluid through the casing string into an annulus which is formed between the casing string and the new section of the wellbore. This method also includes separating a portion of the fluid into an upper annulus in the previously designed borehole.

I henhold til et annet aspekt er det opprettet et apparat for utforming av en borebrønn. Dette apparat omfatter en foringsstreng med en borkrone anordnet ved en ende av strengen og en fluidforbiføring utformet i det minste delvis inne i foringsstrengen for å avdele et parti av fluidet fra et første til et andre sted inne i foringsstrengen etter hvert som brønnboringen dannes. According to another aspect, an apparatus for designing a borehole has been created. This apparatus comprises a casing string with a drill bit arranged at one end of the string and a fluid bypass formed at least partially inside the casing string to separate a portion of the fluid from a first to a second location inside the casing string as the wellbore is formed.

I henhold til et andre aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utboring med foring, og som da omfatter utforming av en brønnboring med en According to a second aspect, the present invention relates to a method for drilling out with casing, and which then comprises the design of a well bore with a

sammenstilling inkludert i en jordfjerningsenhet montert på en arbeidsstreng og en seksjon av foringen anordnet rundt denne, hvor jordfjerningsenheten strekker seg ned til under en nedre ende av foringen, nedsenking av foringen til en beliggenhet i brønnboringen nær inntil jordfjerningsenheten, sirkulering av et fluid gjennom jordfjerningsenheten, fastgjøring av foringsseksjonen i borebrønnen, og fjerning av arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fra brønnboringen. assembly included in a soil removal assembly mounted on a work string and a section of casing disposed around the same, wherein the soil removal assembly extends below a lower end of the casing, lowering the casing to a location in the wellbore adjacent to the soil removal assembly, circulating a fluid through the soil removal assembly, securing the casing section in the borehole, and removing the work string and soil removal unit from the wellbore.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn, og som da omfatter opprettelse av en boresammenstilling som inkluderer en rørledningsstreng med en jordfjerningsenhet operativt forbundet med dens nedre ende, samt en foring, og i det minste et parti av rørledningsstrengen strekker seg nedover forbi foringen, nedsenkning av boresammenstillingen inn i en formasjon, nedsenkning av foringen over vedkommende parti av boresammenstillingen, og sirkulering av fluid gjennom foringen. According to another aspect, the present invention relates to a method for lining a borehole, and which then comprises the creation of a drilling assembly which includes a pipeline string with a soil removal unit operatively connected to its lower end, as well as a casing, and at least a portion of extending the pipeline string downward past the casing, submerging the drilling assembly into a formation, submerging the casing over the relevant portion of the drilling assembly, and circulating fluid through the casing.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utboring ved hjelp av foring, og som omfatter utforming av en seksjon av brønnboringen med en jordfjerningsenhet operativt koblet til en seksjon av foringen, nedsenkning av vedkommende boringsseksjon til en beliggenhet nær inntil en nedre ende av brønnboringen, og sirkulering av fluid under nedsenkningen, slik at det deretter drives opp avfall fra bunnen av borebrønnen i retning oppover ved utnyttelse av en strømningsbane som er dannet inne i foringsseksjonen. According to another aspect, the present invention relates to a method for drilling out by means of casing, and which comprises designing a section of the wellbore with a soil removal unit operatively connected to a section of the casing, submerging the relevant drilling section to a location close to a lower end of the wellbore, and circulation of fluid during the immersion, so that waste is then driven up from the bottom of the borehole in an upward direction by utilizing a flow path that is formed inside the casing section.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utboring ved hjelp av foring, og som omfatter opprettelse av en seksjon av brønnboringen med en sammenstilling som omfatter jordfjerningsverktøy og en arbeidsstreng fastgjort i en forutbestemt avstand under en nedre ende av en foringsseksjon, fastgjøring av en øvre ende av denne foringsseksjonen til et parti av den brønnforing som forer brønnboringen, utløsning av en låsing mellom arbeidsstrengen og foringsseksjonen, redusering av den forutbestemte avstand mellom den nedre ende av foringsseksjonen og jordfjerningsverktøyet, løsgjøring av sammenstillingen fra foringsseksjonen, i fastgjøring av sammenstillingen til foringsseksjonen med den annen beliggenhet, og sirkulering av fluid i borebrønnen. According to another aspect, the present invention relates to a method for drilling out by means of casing, and which comprises creating a section of the wellbore with an assembly comprising soil removal tools and a work string fixed at a predetermined distance below a lower end of a casing section, fastening of an upper end of this casing section to a portion of the well casing lining the wellbore, releasing a lock between the work string and the casing section, reducing the predetermined distance between the lower end of the casing section and the soil removal tool, detaching the assembly from the casing section, in securing the assembly to the casing section with the other location, and circulation of fluid in the borehole.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en brønnboring, og som da omfatter opprettelse av en boresammenstilling som omfatter en foring og en rørledningsstreng som er løsbart koblet til foringen, hvor da rørledningsstrengen har en jordfjerningsenhet operativt festet til strengens nedre ende, et parti av rørledningsstrengen plassert nedenfor den nedre ende av foringen, nedsenkning av boresammenstillingen inn i en formasjon for å danne en borebrønn, henging av foringen inne i borebrønnen, bevegelse av vedkommende parti av rørledningsstrengen inn i foringen, samt nedsenkning av foringen ned i borebrønnen. According to another aspect, the present invention relates to a method for lining a well bore, and which then comprises the creation of a drilling assembly comprising a casing and a pipeline string which is releasably connected to the casing, where the pipeline string has an earth removal unit operatively attached to the lower part of the string end, a portion of the pipeline string located below the lower end of the casing, sinking the drill assembly into a formation to form a borehole, suspending the casing inside the borehole, moving that portion of the pipeline string into the casing, and sinking the casing into the the borehole.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for fastsementering av en foringsseksjon i en brønnboring, og omfatter da fjerning av boresammenstillingen fra en nedre ende av foringsseksjonen, og da boresammenstillingen omfatter et jordfjerningsverktøy og en arbeidsstreng, innsetting av en rørledningsbane for gjennomstrømning av et fysisk forandrbart bindingsmaterial, hvor da rørledningsbanen strekker seg inn til den nedre ende av foringsseksjonen og inkluderer en ventilsammenstilling som tillater sement å strømme fra den nedre seksjon i en eneste retning, idet det fysisk forandrbare bindingsmaterial bringes til å strømme gjennom rørledningsbanen og oppover i et ringrom mellom foringsseksjonen og den omgivende borehullsvegg, lukking av ventilen, og fjerning av rørledningsbanen, slik at derved ventilsammenstillingen etterlates i borebrønnen. According to another aspect, the present invention relates to a method for cementing a casing section in a well bore, and then comprises removing the drill assembly from a lower end of the casing section, and as the drill assembly comprises a soil removal tool and a work string, inserting a pipeline path for the flow of a physically changeable binder material, wherein the pipeline path extends into the lower end of the casing section and includes a valve assembly that allows cement to flow from the lower section in a single direction, the physically changeable binder material being caused to flow through the pipeline path and upward in a annulus between the casing section and the surrounding borehole wall, closing the valve, and removing the pipeline path, thereby leaving the valve assembly in the borehole.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utboring ved hjelp av foring, og som da omfatter opprettelse av en boresammenstilling som omfatter en foring med en rørledningsenhet i denne, hvor rørledningsenheten er operativt forbundet med en jordfjerningsenhet og har en strømningsbane gjennom en vegg av denne, hvor da denne strømningsbane er anordnet på oversiden av et nedre parti av rørledningsenheten, nedsenkning av boresammenstillingen ned i jorden, slik at det derved dannes en brønnboring, avtetning av et ringrom mellom ytterdiameteren av det rørformede legemet og borebrønnsveggen, samt avtetning av en langsgående utboring av rørledningsenheten, strømning av et fysisk forandrbart bindingsmaterial gjennom en fluidbane, slik at derved det fysisk forandrbare bindingsmaterial hindres fra å trenge inn i det nedre parti av den rørformede enhet. According to another aspect, the present invention relates to a method for drilling out by means of casing, and which then comprises the creation of a drilling assembly comprising a casing with a pipeline unit in it, where the pipeline unit is operatively connected to a soil removal unit and has a flow path through a wall of this, where then this flow path is arranged on the upper side of a lower part of the pipeline unit, immersion of the drilling assembly into the earth, so that a wellbore is thereby formed, sealing of an annulus between the outer diameter of the tubular body and the borehole wall, as well as sealing of a longitudinal boring of the pipeline unit, flow of a physically changeable binding material through a fluid path, so that thereby the physically changeable binding material is prevented from penetrating into the lower part of the tubular unit.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for plassering av rørledninger i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av den andre rørledning til en første beliggenhet i jorden, samt videre fremføring av den andre rørledning til en andre beliggenhet i jorden. According to another aspect, the present invention relates to a method for placing pipelines in an earth formation and then comprises the simultaneous advancement of a part of a first pipeline and a part of the second pipeline to a first location in the earth, as well as further advancement of the second pipeline to another location in the earth.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for sementering av et borehull, og omfatter da forlengelse av en borestreng innover i jorden for å danne borehullet, hvor da borestrengen omfatter en jordfjerningsenhet med minst en fluidpassasje gjennom seg, jordfjerningsenheten er operativt forbundet med en nedre ende av borestrengen, borehullet utbores til et ønsket sted ved bruk av passasje av boreslam gjennom i det minste én fluidpassasje, opprettelse av minst én sekundær fluidpassasje mellom det indre av borestrengen og borehullet, og et fysisk forandrbart bindingsmateriale rettes inn i et ringrom mellom borestrengen og borehullet gjennom minst én sekundær fluidpassasje. According to another aspect, the present invention relates to a method for cementing a borehole, and then comprises the extension of a drill string into the earth to form the borehole, where the drill string comprises a soil removal unit with at least one fluid passage through it, the soil removal unit is operatively connected to a lower end of the drill string, the well is drilled to a desired location using the passage of drilling mud through at least one fluid passage, the creation of at least one secondary fluid passage between the interior of the drill string and the well, and a physically changeable binding material is directed into an annulus between the drill string and the borehole through at least one secondary fluid passage.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse et apparat for selektivt å rette fluider som strømmer nedover et hult parti av et rørledningselement til valgbare passasjer som fører til et sted utenfor rørledningselementet, idet apparatet omfatter en første fluidpassasje fra det hule parti av rørledningsenheten til et første sted, en andre passasje fra det hule parti av rørledningsenheten til et andre parti, hvor en første ventilenhet er konfigurert for å selektivt blokkere den første fluidpassasje, en andre ventilenhet er konfigurert for å opprettholde den andre fluidpassasje i en normalt stengt tilstand, og den første ventilenhet omfatter et ventillukkingselement som etter valg kan innstilles i en posisjon for å lukke den første ventilenhet og derved virke åpning av den andre ventilenhet. According to another aspect, the present invention relates to an apparatus for selectively directing fluids flowing down a hollow portion of a piping member to selectable passages leading to a location outside the piping member, the apparatus comprising a first fluid passage from the hollow portion of the piping assembly to a first location, a second passage from the hollow portion of the conduit assembly to a second portion, wherein a first valve assembly is configured to selectively block the first fluid passage, a second valve assembly is configured to maintain the second fluid passage in a normally closed condition, and the the first valve unit comprises a valve closing element which can optionally be set in a position to close the first valve unit and thereby act to open the second valve unit.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en brønnboring og omfatter da utforming av et borehull ved hjelp av en sammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet montert på en arbeidsstreng, en foring anordnet omkring i det minste et parti av arbeidsstrengen, en første avtettingsenhet anordnet på borestrengen og en andre avtettingsenhet anordnet på et ytre parti av foringen, nedsenkning av foringen til en beliggenhet i brønnboringen nær inntil jordfjærningsenheten, mens det sirkulerer et fluid gjennom jordfjærningsenheten, igangsetting av den første avtettingsenhet, fastgjøring av foringsseksjonen i brønnboringen, igangsetting av den andre avtettingsenhet, samt fjerning av arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fra borebrønnen. According to another aspect, the present invention relates to a method for lining a well bore and then comprises the design of a borehole by means of an assembly comprising a soil removal unit mounted on a working string, a casing arranged around at least a part of the working string, a first sealing unit disposed on the drill string and a second sealing unit disposed on an outer portion of the casing, lowering the casing to a location in the wellbore close to the earth suspension assembly, while circulating a fluid through the earth suspension assembly, actuating the first sealing assembly, securing the casing section in the wellbore, initiating of the second sealing unit, as well as removal of the work string and the soil removal unit from the borehole.

På et hvilket som helst punkt i den ovenfor angitte prosess kan en hvilken som helst av strengene ekspanderes på plass ved hjelp av velkjente ekspansjonsmetoder, slik som rulleekspansjon eller konusekspansjon. Et eksempel på en konisk metode er angitt i US patent nr. 6 354 373, som da tas inn her som referanse i sin helhet. Sagt på enkel måte, blir konusen plassert i en borebrønn ved den nedre ende av en rørledning som skal ekspanderes. Når rørledningen befinner seg på plass, blir konusen drevet oppover ved hjelp av fluidtrykk, idet rørledningen ekspanderes på konusens vei oppover. Et eksempel på en ekspanderer av rulletype er angitt i US patent nr. 6 457 532, som herved tas inn som referanse i sin helhet. Sagt på enkel måte, omfatter rulle-ekspandereren radialt utvidbare rulle-enheter som blir drevet oppover av fluidtrykk for å utvide veggene på en omgivende rørledning utover deres elastiske grenseverdier. I tillegg kan apparatet utnytte en ECD (Equivalent Circulation Density) reduksjonsinnretninger som er i stand til å redusere trykk som forårsakes av hydrostatiske trykkhoder og sirkulasjonen av borefluid. Fremgangsmåter og apparater for å redusere ECD er angitt i en samtidig løpende søknad med serienummer 10/269,661. Sagt på enkel måte, beskriver denne søknad en anordning som kan installeres i en foringsstreng og arbeider slik at den omdirigerer fluidstrømning som vandrer mellom den indre rørledning og det omgivende ringrom. Ved å tilføre energi til det fluid som beveges oppover i ringrommet, vil ECD bli redusert til et sikrere nivå, slik at sjansene for formasjonsskade derved reduseres og det tillates utvidede borehullslengder å dannes uten at foringen av borehullet stoppes. Energi kan tilføres ved hjelp av en pumpe eller ved ganske enkelt å omdirigere fluidet fra innsiden av rørledningen til dens utside. At any point in the above process, any of the strings can be expanded in place using well-known expansion methods, such as roller expansion or cone expansion. An example of a conical method is set forth in US patent no. 6,354,373, which is incorporated herein by reference in its entirety. Put simply, the cone is placed in a borehole at the lower end of a pipeline to be expanded. When the pipeline is in place, the cone is driven upwards by means of fluid pressure, as the pipeline expands on the cone's upward path. An example of a roll-type expander is set forth in US patent no. 6,457,532, which is hereby incorporated by reference in its entirety. Simply put, the roller expander comprises radially expandable roller assemblies that are driven upward by fluid pressure to expand the walls of a surrounding pipeline beyond their elastic limits. In addition, the device can utilize an ECD (Equivalent Circulation Density) reduction device capable of reducing pressure caused by hydrostatic pressure heads and the circulation of drilling fluid. Methods and apparatus for reducing ECD are disclosed in co-pending application serial number 10/269,661. Simply stated, this application describes a device that can be installed in a casing string and operates to redirect fluid flow traveling between the inner conduit and the surrounding annulus. By adding energy to the fluid moving upwards in the annulus, the ECD will be reduced to a safer level, so that the chances of formation damage are thereby reduced and extended borehole lengths are allowed to be formed without stopping the casing of the borehole. Energy can be supplied by means of a pump or by simply redirecting the fluid from inside the pipeline to its outside.

I tillegg kan hvilke som helst av foringsstrengene drives frem i en forutbestemt retning ved bruk av retningsforandrende innretninger og fremgangsmåter, slik som rotasjonsstyrbare systemer og styrbare slammotorer med bøyd hylster. Eksempler på rotasjonsstyrbare systemer som kan brukes med foring er vist og omtalt i US søknad nr. 09/848,900 som da er publisert som US 2001/0040054 A1 og inntas da her som referanse. I tillegg kan en hvilken som helst av strengene inkludere utprøvningsapparatur, slik som for lekkasjeutprøvning og hvilke som helst kan inkludere avfølingsmidler for geofysiske parametere, slik som for anvendelse ved måling under utboring (MWD) eller logging under utboring (LWD). Eksempler på MWD er angitt i US patent nr. 6 364 037 som da tas inn her som referanse i sin helhet. In addition, any of the casing strings can be propelled in a predetermined direction using direction-changing devices and methods, such as rotationally controllable systems and controllable mud motors with a bent casing. Examples of rotationally controllable systems that can be used with liners are shown and discussed in US application no. 09/848,900 which was then published as US 2001/0040054 A1 and is then incorporated here as a reference. In addition, any of the strings may include test equipment, such as for leak testing, and any may include sensing means for geophysical parameters, such as for measurement-while-boring (MWD) or logging-while-boring (LWD) applications. Examples of MWD are indicated in US patent no. 6,364,037, which is incorporated herein by reference in its entirety.

Kort beskrivelse av tegningeneBrief description of the drawings

For at den måte hvorpå de ovenfor omtalte trekk ved foreliggende oppfinnelse kan forstås i detalj, vil en mer spesifisert beskrivelse av den oppfinnelse som er kort sammenfattet ovenfor, bli gitt under henvisning til utførelser hvorav noen er anskueliggjort på de vedføyde tegninger. Det bør imidlertid bemerkes at de vedføyde tegninger bare angir typiske utførelser av denne oppfinnelse og kan derfor ikke anses å angi oppfinnelsens omfang, idet oppfinnelsen også kan muliggjøre andre like effektive utførelser. Fig. 1 viser en utførelse av utboringssystemet i samsvar med aspekter av foreliggende oppfinnelse. Hvor da utboringsutstyret er vist i innkjørt stilling. Fig. 1A er en tverrsnittskisse gjennom utførelsen i fig. 1, og tatt langs linjen 1A-1A. Fig. 2 er en uttrukket skisse av den løsbare forbindelse for å forbinde den første foring med det viste hus i fig. 1. In order that the manner in which the above-mentioned features of the present invention can be understood in detail, a more specified description of the invention which is briefly summarized above will be given with reference to embodiments, some of which are illustrated in the attached drawings. However, it should be noted that the attached drawings only indicate typical embodiments of this invention and therefore cannot be considered to indicate the scope of the invention, as the invention may also enable other equally effective embodiments. Fig. 1 shows an embodiment of the drilling system in accordance with aspects of the present invention. Where then the boring equipment is shown in the run-in position. Fig. 1A is a cross-sectional sketch through the embodiment in fig. 1, and taken along the line 1A-1A. Fig. 2 is an exploded view of the releasable connection for connecting the first liner to the housing shown in Fig. 1.

Fig. 3 er en skisse av utboringsutstyret etter at hylsteret er blitt drevet inn.Fig. 3 is a sketch of the drilling equipment after the casing has been driven in.

Fig. 4 er en skisse av utboringsutstyret etter at en første foring er blitt senket ned i forhold til huset. Fig. 5 er en skisse av utboringsutstyret etter at sementeringsprosessen er fullført. Fig. 4 is a sketch of the drilling equipment after a first liner has been lowered in relation to the housing. Fig. 5 is a sketch of the drilling equipment after the cementing process has been completed.

Fig. 6 er en skisse av utboringsutstyret med et overvåkingsverktøy innlagt.Fig. 6 is a sketch of the drilling equipment with a monitoring tool inserted.

Fig. 7 er en skisse av et andre utboringsutstyr i samsvar med aspekter av foreliggende oppfinnelse. Fig. 7 is a sketch of a second boring equipment in accordance with aspects of the present invention.

Fig. 7A viser et tverrsnitt gjennom boresammenstillingen.Fig. 7A shows a cross section through the drill assembly.

Fig. 8 er en skisse av det andre utboringsutstyr etter at utboringen er fullført.Fig. 8 is a sketch of the second boring equipment after the boring has been completed.

Fig. 9 er en skisse som viser det andre utboringsutstyr og angir foringshengeren ved begynnelsen av innsetningssekvensen. Fig. 9 is a sketch showing the second drilling equipment and indicating the casing hanger at the beginning of the insertion sequence.

Fig. 10 viser en skisse av den andre utboring etter at foringen er blitt innstilt.Fig. 10 shows a sketch of the second bore after the liner has been adjusted.

Fig. 11 er en skisse av det andre utboringsutstyr og angir den fullstendige verktøyåpning i åpen stilling. Fig. 12 er en skisse av det andre utboringsutstyr etter at sementeringsprosessen er fullført. Fig. 12A er en uttrukket skisse av det fullstendig åpnede verktøy i igangsatt stilling. Fig. 13 viser en annen utførelse av det andre utboringsutstyr i samsvar med visse aspekter av foreliggende oppfinnelse. Fig. 13A viser forbiføringsenheten i det andre boreutstyr som er angitt i fig. 13. Fig. 14 viser det andre boreutstyr i fig. 13 etter at forbiføringsportene er blitt stengt. Fig. 15 viser det andre boreutstyr i fig. 13 etter at foringshengeren er blitt innstilt. Fig. 16 viser det andre boreutstyr i fig. 13 etter at BHA er blitt trukket opp og den indre pakning er blitt låst opp. Fig. 17 viser det andre boreutstyr i fig. 13 etter at utløsningspluggen har lukket sementeringspunktene og den ytre foringspakning er blitt låst opp. Fig. 18 viser det andre boreutstyr i fig. 13 etter at den indre pakning er blitt tømt. Fig. 19 viser det andre utboringsutstyr i fig. 13 av BHA er blitt trukket ut og foringshengerens pakning er blitt innstilt. Fig. 20 viser en annen utførelse av det andre boreutstyr i samsvar med aspekter ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 20A er en perspektivskisse av forbiføringsenheten i det andre boreutstyr som er angitt i fig. 20. Fig. 21 viser det andre boreutstyr i fig. 20 etter at forbiføringsportene er blitt lukket. Fig. 22 viser det andre boreutstyr i fig. 20 eter at foringshengeren er blitt innstilt. Fig. 23 viser det andre boreutstyr i fig. 20 etter at BHA er blitt trukket ut og utplasseringsventilen er blitt lukket. Fig. 24 viser det andre boreutstyr i fig. 20 etter at en sementbeholder er blitt satt inn på oversiden av utplasseringsventilen. Fig. 25 viser en annen utførelse av det andre boreutstyr i samsvar med visse aspekter av foreliggende oppfinnelse. Fig. 25A er en perspektivskisse av forbiføringsenheten i det andre boreutstyr som er angitt i fig. 25. Fig. 26 viser det andre boreutstyr i fig. 25 etter at forbiføringsportene er blitt lukket. Fig. 27 viser det andre boreutstyr i fig. 25 etter at foringshengeren er blitt innstilt. Fig. 28 viser det andre boreutstyr i fig. 25 etter at en pakningssammenstilling er blitt låst inn i den andre foringsvegg. Fig. 29 viser det andre boreutstyr som er angitt i fig. 25 etter at den eneste retningsplugg er blitt innstilt. Fig. 30 viser en utførelse av en foringssammenstilling i samsvar med visse aspekter ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 30A viser en fluidforbiføringssammenstilling som er egnet for bruk sammen med foringssammenstillingen i fig. 30. Fig. 11 is a sketch of the second boring equipment and shows the complete tool opening in the open position. Fig. 12 is a sketch of the second boring equipment after the cementing process has been completed. Fig. 12A is an exploded view of the fully opened tool in the actuated position. Fig. 13 shows another embodiment of the second drilling equipment in accordance with certain aspects of the present invention. Fig. 13A shows the bypass unit in the second drilling equipment indicated in fig. 13. Fig. 14 shows the second drilling equipment in fig. 13 after the transit gates have been closed. Fig. 15 shows the second drilling equipment in fig. 13 after the liner hanger has been adjusted. Fig. 16 shows the second drilling equipment in fig. 13 after the BHA has been pulled up and the inner packing has been unlocked. Fig. 17 shows the second drilling equipment in fig. 13 after the release plug has closed the cementing points and the outer liner packing has been unlocked. Fig. 18 shows the second drilling equipment in fig. 13 after the inner packing has been emptied. Fig. 19 shows the second drilling equipment in fig. 13 of the BHA has been pulled out and the liner hanger gasket has been adjusted. Fig. 20 shows another embodiment of the second drilling equipment in accordance with aspects of the present invention. Fig. 20A is a perspective view of the bypass unit in the second drilling equipment indicated in Fig. 20. Fig. 21 shows the second drilling equipment in fig. 20 after the transit gates have been closed. Fig. 22 shows the second drilling equipment in fig. 20 indicates that the liner hanger has been adjusted. Fig. 23 shows the second drilling equipment in fig. 20 after the BHA has been withdrawn and the deployment valve has been closed. Fig. 24 shows the second drilling equipment in fig. 20 after a cement container has been inserted on top of the deployment valve. Fig. 25 shows another embodiment of the second drilling equipment in accordance with certain aspects of the present invention. Fig. 25A is a perspective view of the bypass unit in the second drilling equipment indicated in Fig. 25. Fig. 26 shows the second drilling equipment in fig. 25 after the transit gates have been closed. Fig. 27 shows the second drilling equipment in fig. 25 after the liner hanger has been adjusted. Fig. 28 shows the second drilling equipment in fig. 25 after a packing assembly has been locked into the second liner wall. Fig. 29 shows the other drilling equipment indicated in fig. 25 after the only directional plug has been set. Fig. 30 shows an embodiment of a liner assembly in accordance with certain aspects of the present invention. Fig. 30A shows a fluid bypass assembly suitable for use with the liner assembly of Fig. 30.

Fig. 31 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at en låsing er blitt frigjort.Fig. 31 shows the liner assembly in fig. 30 after a lock has been released.

Fig. 32 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at en kule er blitt pumpet inn på skjermen. Fig. 33 viser foringssammensetningen i fig. 30 etter at foringen er blitt opprømmet nedover over BHA. Fig. 34 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at hengeren er blitt latt i virksomhet. Fig. 35 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at den løpende sammenstilling er delvis trukket tilbake. Fig. 36 viseren annen utførelse av foringssammenstillingen i henhold til visse aspekter ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 32 shows the liner assembly in fig. 30 after a ball has been pumped into the screen. Fig. 33 shows the lining composition in fig. 30 after the liner has been threaded down over the BHA. Fig. 34 shows the liner assembly in fig. 30 after the trailer has been put into operation. Fig. 35 shows the liner assembly in fig. 30 after the current compilation has been partially withdrawn. Fig. 36 shows another embodiment of the liner assembly according to certain aspects of the present invention.

Fig. 37 viser foringssammenstillingen i fig. 36 etter at hengeren er blitt innstilt.Fig. 37 shows the liner assembly in fig. 36 after the hanger has been adjusted.

Fig. 38 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at det løpende verktøy er blitt frigjort. Fig. 39 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at BHA er blitt trukket tilbake. Fig. 38 shows the liner assembly in fig. 30 after the running tool has been released. Fig. 39 shows the liner assembly in fig. 30 after the BHA has been withdrawn.

Fig. 40 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at hengeren er blitt frigjort.Fig. 40 shows the liner assembly in fig. 30 after the trailer has been released.

Fig. 41 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at foringen er blitt boret ned til bunnen. Fig. 42 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at hengeren er blitt innstilt på nytt. Fig. 43 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at den andre låsing er blitt låst opp. Fig. 44 viser foringssammenstillingen i fig. 30 etter at den delvis er trukket opp. Fig. 45 viser sementeringssammenstillingen i henhold til visse aspekter ved foreliggende oppfinnelse. Sementeringssammenstillingen er da egnet til å utføre en sementeringsoperasjon etter at brønnboringen er blitt foret under bruk av de fremgangsmåter som er vist i fig. 30-35 eller fig. 36-44. Fig. 46 viser sementeringssammenstillingen i fig. 45 når sementen hamres av en bankeenhet. Fig. 47 viser sementeringssammenstillingen i fig. 45 etter at sirkuleringsportene er blitt åpnet. Fig. 48 viser sementeringssammenstillingen i fig. 45 etter at vekten er stakket på toppen av foringen. Fig. 49 viser sementeringssammenstillingen i fig. 45 etter at pakningen er blitt innstilt og arbeidsstrengen for sementeringssammenstillingen er blitt trukket tilbake. Fig. 50 viser en utførelse av en foringssammenstilling for foring og sementering av foringen i én eneste tripp. Fig. 50A viser en tverrsnittskisse for foringssammenstillingen i fig. 50 og som er tatt langs linjen A-A. Fig. 51 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at hengeren er blitt innstilt. Fig. 52 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at BHA er blitt koblet til foringens avtetningsenhet. Fig. 53 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at den andre tetningsenhet er blitt låst opp. Fig. 54 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at den første bankeenhet er blitt plassert. Fig. 55 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at sirkulasjonssubben har blitt åpnet for sementering. Fig. 56 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at den andre bankeenhet er blitt plassert. Fig. 57 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at enheten for foringstetning er blitt opplåst. Fig. 58 viser foringssammenstillingen i fig. 50 etter at en andre foringsenhet er blitt avaktivert. Fig. 59 viser foringssammenstillingen i fig. 50 og denne sammenstilling under uttrekk. Fig. 60 viser et tverrsnitt av en boresammenstilling med en rekke apparater anordnet ved den nedre ende av arbeidsstrengen. Fig. 61 viser en tverrsnittsskisse gjennom en boresammenstilling med et ekstra strømningsrør delvis utformet i en foringsstreng. Fig. 62 viser en tverrsnittsskisse for en boresammenstilling med et hovedstrømningsrør utformet i foringsstrengen. Fig. 63 viser en tverrsnittsskisse av en boresammenstilling med en kombinasjon av et strømningsapparat og et ekstra strømningsrør i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Fig. 64 viser et tverrsnitt for en boresammenstilling med en kombinasjon av et strømningsapparat og et hovedstrømrør i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Fig. 65 viser et tverrsnitt for et oppdelingsapparat som brukes for utvidelse av en foring. Fig. 66 er en tverrsnittsskisse inn gjennom spredningsapparatet i fig. 65 i sammenheng med fremgangsmåten for utvidelse av foringen. Fig. 67 er en skjematisk skisse av en borebrønn, og som oppviser en tidligere kjent borestreng på en nedhullssted og nedhengt fra en boreplattform. Fig. 68 er et tverrsnitt gjennom borestrengen og som viser en første utførelse av foreliggende oppfinnelse. Fig. 69 er en ytterligere skisse av borestrengen slik den er vist i fig. 68, og som angir borestrengen posisjonsinnstilt for sementeringsoperasjoner. Fig. 70 er en ytterligere skisse av borestrengen slik den er vist i fig. 69, og som da viser borestrengen etter at sementeringen av denne har funnet sted. Fig. 71 viser en snittskisse for borestrengen, og som da viser en ytterligere utførelse av foreliggende oppfinnelse. Fig. 72 er en ytterligere skisse av borestrengen i fig. 71, og som da angir borestrengen etter at sementering har funnet sted. Fig. 41 shows the liner assembly in fig. 30 after the casing has been drilled down to the bottom. Fig. 42 shows the liner assembly in fig. 30 after the trailer has been readjusted. Fig. 43 shows the liner assembly in fig. 30 after the second locking has been unlocked. Fig. 44 shows the liner assembly in fig. 30 after it has been partially pulled up. Fig. 45 shows the cementing assembly according to certain aspects of the present invention. The cementing assembly is then suitable for carrying out a cementing operation after the wellbore has been lined using the methods shown in fig. 30-35 or fig. 36-44. Fig. 46 shows the cementing assembly in fig. 45 when the cement is hammered by a tapping unit. Fig. 47 shows the cementing assembly in fig. 45 after the circulation gates have been opened. Fig. 48 shows the cementing assembly in fig. 45 after the weight is stacked on top of the lining. Fig. 49 shows the cementing assembly in fig. 45 after the packing has been set and the working string for the cementing assembly has been withdrawn. Fig. 50 shows an embodiment of a casing assembly for casing and cementing the casing in a single trip. Fig. 50A shows a cross-sectional sketch of the liner assembly of Fig. 50 and which is taken along the line A-A. Fig. 51 shows the liner assembly in fig. 50 after the trailer has been adjusted. Fig. 52 shows the liner assembly in fig. 50 after the BHA has been connected to the liner sealing assembly. Fig. 53 shows the liner assembly in fig. 50 after the second sealing unit has been unlocked. Fig. 54 shows the liner assembly in fig. 50 after the first tapping unit has been placed. Fig. 55 shows the liner assembly in fig. 50 after the circulation sub has been opened for cementing. Fig. 56 shows the liner assembly in fig. 50 after the second tapping unit has been placed. Fig. 57 shows the liner assembly in fig. 50 after the casing seal unit has been unlocked. Fig. 58 shows the liner assembly in fig. 50 after a second liner unit has been deactivated. Fig. 59 shows the lining assembly in fig. 50 and this summary below. Fig. 60 shows a cross-section of a drilling assembly with a number of devices arranged at the lower end of the work string. Fig. 61 shows a cross-sectional sketch through a drilling assembly with an additional flow pipe partially formed in a casing string. Fig. 62 shows a cross-sectional sketch of a drilling assembly with a main flow pipe formed in the casing string. Fig. 63 shows a cross-sectional sketch of a drilling assembly with a combination of a flow apparatus and an additional flow pipe in accordance with the present invention. Fig. 64 shows a cross section for a drilling assembly with a combination of a flow device and a main flow pipe in accordance with the present invention. Fig. 65 shows a cross-section of a dividing apparatus used for expanding a liner. Fig. 66 is a cross-sectional view through the spreader in fig. 65 in connection with the procedure for expanding the lining. Fig. 67 is a schematic sketch of a drilling well, and which shows a previously known drill string at a downhole location and suspended from a drilling platform. Fig. 68 is a cross-section through the drill string and which shows a first embodiment of the present invention. Fig. 69 is a further sketch of the drill string as shown in fig. 68, and which indicates the drill string positioned for cementing operations. Fig. 70 is a further sketch of the drill string as shown in fig. 69, and which then shows the drill string after its cementing has taken place. Fig. 71 shows a sectional sketch of the drill string, which then shows a further embodiment of the present invention. Fig. 72 is a further sketch of the drill string in fig. 71, and which then indicates the drill string after cementing has taken place.

Detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelseDetailed description of the preferred embodiment

Fig. 1 er en snittskisse av én utførelse av utboringsutstyret 100 i henhold til foreliggende oppfinnelse og i innkjørt posisjon. Boreutstyret 100 omfatter en første foringsring 10 anordnet i et hylster 20, slik som et lederør og er etter valg koblet til dette. Huset 20 angir en rørledning med en større diameter enn den første foringsstreng 10. Utførelser av huset 20 og den første foringsstreng 10 kan da omfatte en foring, en brønnforing og andre typer rørledning som kan bli liggende nedhulls. Fortrinnsvis er huset 20 og den første foringsring 10 sammenkoblet ved bruk av en løsbar forbindelse 200 som tillater aksialkrefter og rotasjonskrefter å overføres fra den første foringsring 10 til huset 20. Et eksempel på en slik løsbar forbindelse 200 som kan anvendes i den foreliggende oppfinnelses gjenstand er da vist i fig. 2 og vil bli nærmere omtalt nedenfor. Huset 20 kan inkludere en slammatte 25 anordnet ved den øvre ende av huset 20. Denne slammatte 25 har en ytterdiameter som er større enn ytterdiameteren for huset 20 for derved å tillate slammatten 25 som befinner seg på oversiden av en overflate, slik som f.eks. en slamlinje eller sjøbunnen 2, for det formål å understøtte huset 20. Fig. 1 is a sectional sketch of one embodiment of the boring equipment 100 according to the present invention and in the driven-in position. The drilling equipment 100 comprises a first casing ring 10 arranged in a casing 20, such as a guide pipe and is optionally connected to this. The housing 20 indicates a pipeline with a larger diameter than the first casing string 10. Designs of the housing 20 and the first casing string 10 can then include a casing, a well casing and other types of pipeline that can be laid downhole. Preferably, the housing 20 and the first casing ring 10 are connected together using a detachable connection 200 which allows axial forces and rotational forces to be transferred from the first casing ring 10 to the housing 20. An example of such a detachable connection 200 which can be used in the subject of the present invention is then shown in fig. 2 and will be discussed in more detail below. The housing 20 may include a mud mat 25 arranged at the upper end of the housing 20. This mud mat 25 has an outer diameter that is larger than the outer diameter of the housing 20 to thereby allow the mud mat 25 to be located on the upper side of a surface, such as e.g. . a mud line or the seabed 2, for the purpose of supporting the house 20.

Boreutstyret 100 kan også omfatte en indre streng 30 anordnet inne i den første foringsstreng 10. Denne indre streng 30 kan være koblet til den første foringsstreng 10 ved bruk av en opplåsbar låsemekanisme 40. Under drift kan denne låsemekanisme 40 befinne seg i et landingssete 27 anordnet ved den øvre ende av huset 20. Et eksempel på en hensiktsmessig sperremekanisme som kan brukes som foreliggende oppfinnelsesgjenstand omfatter en sperremekanisme, slik som en ABB VGI fullutboret brønnhode fremstilt av ABB Vetco. Ved den ene ende kan innerstrengen 30 være koblet til en borestreng 5 som fører tilbake til boreoverflaten. I sin andre ende kan den indre streng 30 være forbundet med en innstikkskrave 90. The drilling equipment 100 can also comprise an inner string 30 arranged inside the first casing string 10. This inner string 30 can be connected to the first casing string 10 using an unlockable locking mechanism 40. During operation, this locking mechanism 40 can be located in a landing seat 27 arranged at the upper end of housing 20. An example of a suitable locking mechanism that can be used as the subject of the present invention includes a locking mechanism, such as an ABB VGI fully drilled wellhead manufactured by ABB Vetco. At one end, the inner string 30 can be connected to a drill string 5 which leads back to the drilling surface. At its other end, the inner string 30 can be connected with a push-in collar 90.

Anordnet ved den nedre ende av den første foringsstreng 10 befinner det seg et utboringslegeme eller borfjerningslegeme 60 for utforming av et borehull 7. Fortrinnsvis er en ytterdiameter av boringslegemet 60 større enn ytterdiameteren for den første foringsstreng 10. Borelegemet 60 kan omfatte fluidkanaler 62 for sirkulering av fluid. I en annen utførelse kan fluidkanalene 62, eller munnstykkene, være innrettet for retningsbestemt utboring. Et eksempel på et slikt borelegeme 60 som har et slikt munnstykke er omtalt i en samtidig løpende US patentsøknad som er inngitt 2. februar 2004, og denne søknad tas da herved inn som referanse i sin helhet. En sentraliserer 55 kan benyttes til å holde borelegemet 60 sentrert. En første foringsstreng 10 kan også omfatte en flytekrave 50 med en orienteringsinnretning, slik som en skråkantstyring, samt et overvåkningssete 54 for å opprettholde et overvåkningsverktøy. Arranged at the lower end of the first casing string 10 is a boring body or drill removal body 60 for designing a borehole 7. Preferably, an outer diameter of the drilling body 60 is larger than the outer diameter of the first casing string 10. The drilling body 60 can comprise fluid channels 62 for circulating fluid. In another embodiment, the fluid channels 62, or nozzles, can be designed for directional drilling. An example of such a drill body 60 which has such a nozzle is described in a concurrent US patent application filed on February 2, 2004, and this application is hereby incorporated as a reference in its entirety. A centralizer 55 can be used to keep the drill body 60 centered. A first casing string 10 may also comprise a floating collar 50 with an orientation device, such as a bevel guide, as well as a monitoring seat 54 to maintain a monitoring tool.

Innerstrengen 30 kan omfatte et kulesete 70, en kulemottager 80 og en innstikningskrave 90 ved sin nedre ende. Fortrinnsvis er kulesetet 70 et ekstruderbart kulesete 70, hvori en påført kule 72 kan bli ekstrudert gjennom setet. I et vist utførelseseksempel kan kulesetet 70 være fremstilt i messing. I aspekter av foreliggende oppfinnelse kan det tenkes andre typer av ekstruderbare kuleseter 70, som da vil være kjent for en vanlig fagkyndig person innenfor fagområdet. Kulesetet 70 kan også omfatte porter 74 for fluidkommunikasjon mellom det indre av innerstrengen 30 og et ringformet sete 12 anordnet mellom innerstrengen 30 og den første foringsstreng 10. Portene 74 kan åpnes eller lukkes ved bruk av en selektivt tilkoblet glidemuffe 76, slik det vil være kjent innenfor fagområdet. Kulemottageren 80 er anordnet på undersiden av kulesetet 70 for formål å kunne motta kulen 72 etter at den er blitt ekstrudert gjennom kulesetet 70. Kulemottageren 80 mottar kulen 70 og tillater da opprettelse av fluidkommunikasjon med innerstrengen 30. The inner string 30 may comprise a ball seat 70, a ball receiver 80 and an insertion collar 90 at its lower end. Preferably, the ball seat 70 is an extrudable ball seat 70, in which an applied ball 72 can be extruded through the seat. In a certain design example, the ball seat 70 can be made of brass. In aspects of the present invention, other types of extrudable ball seats 70 can be thought of, which will then be known to an ordinary skilled person within the field. The ball seat 70 may also include ports 74 for fluid communication between the interior of the inner string 30 and an annular seat 12 disposed between the inner string 30 and the first casing string 10. The ports 74 may be opened or closed using a selectively connected sliding sleeve 76, as will be known within the subject area. The ball receiver 80 is arranged on the underside of the ball seat 70 for the purpose of being able to receive the ball 72 after it has been extruded through the ball seat 70. The ball receiver 80 receives the ball 70 and then allows the establishment of fluid communication with the inner string 30.

Anordnet på undersiden av kulesetet 70 befinner det seg en innstikkskrave 90. Denne innstikkskraven 90 omfatter en sentreringspinne 93 selektivt forbundet med en sentreringspinne-mottager 94. I drift kan sentreringspinnen 93 bringes til frakobling fra mottageren 94. Arranged on the underside of the ball seat 70 is a push-in collar 90. This push-in collar 90 comprises a centering pin 93 selectively connected to a centering pin receiver 94. In operation, the centering pin 93 can be brought to disconnect from the receiver 94.

Vist i fig. 2 er en utførelse av den løsbare kobling 200 som er i stand til å selektivt forbinde huset 20 ved den første foringsstreng 10. Forbindelsen 200 omfatter en indre muffe 210 anordnet omkring den første foringsstreng 10. Et stempel 215 er anordnet i et ringformet område 220 mellom den indre muffe 210 og den første foringsstreng 10. Stempelet 215 er midlertidig koblet til en indre muffe 210 ved bruk av en avskjærbar pinne 230. En port 225 er utformet på den første foringsstreng 10 for å opprette fluidkommunikasjon mellom det indre av den første foringsstreng 10 og det ringformede området 220. Den indre muffe 210 er selektivt koblet til en ytre muffe 235 ved bruk av en låseklemme 240. Yttermuffen 235 er koblet til huset 20 ved bruk av en forspenningsenhet 245, slik som en fjærbelastet klemme 245. Yttermuffen 235 kan eventuelt være koblet til huset 20 ved bruk av en nødutløsningspinne 250. En låseklemmeprofil 255 er utformet på stempelet 215 for å motta låseklemmen 240 under drift. I en annen utførelse omfatter den løsbare forbindelse en J-slissutløser, slik det vil være kjent for en person med vanlig fagkyndighet innenfor dette området. Shown in fig. 2 is an embodiment of the detachable coupling 200 which is capable of selectively connecting the housing 20 to the first casing string 10. The connection 200 comprises an inner sleeve 210 arranged around the first casing string 10. A piston 215 is arranged in an annular area 220 between the inner sleeve 210 and the first casing string 10. The piston 215 is temporarily connected to an inner sleeve 210 using a severable pin 230. A port 225 is formed on the first casing string 10 to establish fluid communication between the interior of the first casing string 10 and the annular region 220. The inner sleeve 210 is selectively connected to an outer sleeve 235 using a locking clip 240. The outer sleeve 235 is connected to the housing 20 using a biasing device 245, such as a spring-loaded clip 245. The outer sleeve 235 may optionally be connected to the housing 20 using an emergency release pin 250. A locking clip profile 255 is formed on the piston 215 to receive the locking clip 240 during operation. In another embodiment, the releasable connection comprises a J-slot release, as would be known to a person of ordinary skill in the art.

Fig. 1A er en tverrsnittskisse gjennom fig. 1 tatt langs linjen 1A-1 A. Det vil innses at den løsbare forbindelse 200 utøves av fluidforbiføringslegemet 17. Dette forbiføringslegemet 17 kan omfatte én eller flere radiale eiker som er anordnet langs omkretsen mellom den første foringsstreng 10 og huset 20.1 denne forbindelse er én eller flere forbiføringsslisser utformet mellom eikene for fluidstrømning gjennom disse. Fluidforbiføringslegemet 17 gjør det mulig for fluid å sirkulere under borebrønnsarbeider, slik det vil bli beskrevet nedenfor. Fig. 1A is a cross-sectional sketch through fig. 1 taken along the line 1A-1A. It will be appreciated that the releasable connection 200 is exerted by the fluid bypass body 17. This bypass body 17 may comprise one or more radial spokes which are arranged along the circumference between the first casing string 10 and the housing 20.1 this connection is one or several bypass slots formed between the spokes for fluid flow therethrough. The fluid bypass body 17 enables fluid to circulate during well work, as will be described below.

I drift blir boreustyret 100 i henhold til foreliggende oppfinnelse delvis senket ned på sjøbunnen 2, slik som vist i fig. 1. Boreutstyret 10 blir innledningsvis ført inn i sjøbunnen 2 ved bruk av en strålekraftvirkning. Spesielt blir fluid pumpet gjennom den indre strøm 30 og løper da inn i strømningskanalene 62 på borelegemet 60. Fluidet kan danne et hull i sjøbunnen 2 for å lette fremføringen av boreutstyret 100. Samtidig blir boreutstyret 100 ført aksialt frem og tilbake for å bringe huset 20 til å drives inn i sjøbunnen 2. Boreutstyret 100 blir drevet inn i sjøbunnen 2 inntil slammatten 25 ved den øvre ende av huset 20 befinner seg nær inntil slamledningen på sjøbunnen 2, slik som vist i fig. 3. In operation, the drilling equipment 100 according to the present invention is partially lowered onto the seabed 2, as shown in fig. 1. The drilling equipment 10 is initially guided into the seabed 2 using a beam force action. In particular, fluid is pumped through the internal flow 30 and then runs into the flow channels 62 on the drill body 60. The fluid can form a hole in the seabed 2 to facilitate the advancement of the drilling equipment 100. At the same time, the drilling equipment 100 is moved axially back and forth to bring the housing 20 to be driven into the seabed 2. The drilling equipment 100 is driven into the seabed 2 until the mud mat 25 at the upper end of the housing 20 is close to the mud line on the seabed 2, as shown in fig. 3.

Den første foringsstreng 10 er nå klar for å frigjøres fra huset 20. Ved dette tidspunkt blir en kule 72 bragt til å falle ned inn i den indre streng 30 og lander da på kulesetet 70. The first casing string 10 is now ready to be released from the housing 20. At this point a ball 72 is caused to fall into the inner string 30 and then lands on the ball seat 70.

Etter seteplasseringen vil kulen 72 blokkere fluidkommunikasjon fra oversiden av kulen 72 til området på undersiden av kulen 72 i den indre streng 30. Som en følge av dette, blir fluid i den indre streng 30 oversiden av kulen 72 fordelt utover gjennom porene 74 i kulesetet 70. Dette gjør det mulig for trykk å bygge seg opp i det ringformede området 12 mellom innerstrengen 30 og den første foringsstreng 10. After the seat location, the ball 72 will block fluid communication from the top side of the ball 72 to the area on the underside of the ball 72 in the inner string 30. As a result, fluid in the inner string 30 above the ball 72 is distributed outward through the pores 74 in the ball seat 70 This allows pressure to build up in the annular region 12 between the inner string 30 and the first casing string 10.

Fluidet i det ringformede området 12 kan brukes til å utføre den utløsbare forbindelse 200. Spesielt forholder det seg slik at fluid i det ringformede rområdet 12 strømmer gjennom porten 225 i den første foringsstreng 10 og så inn i det ringformede området 220 mellom den indre muffe 210 og den første foringsstreng The fluid in the annular region 12 can be used to perform the releasable connection 200. In particular, it is such that fluid in the annular region 12 flows through the port 225 in the first casing string 10 and then into the annular region 220 between the inner sleeve 210 and the first casing string

10. Trykkøkningen bringes den avskjærbare pinne 230 til avskjæring, og tillater derved stempelet 215 å bevege seg aksialt. Etter hvert som stempelet 215 beveges, vil låseklemmeprofilen 255 gli på undersiden av låseklemmen 240, og vil derved tillate låseklemmen 240 å bevege seg bort fra yttermuffen 235 og setet på låseklemmeprofilen 255.1 denne sammenheng blir innermuffen 210 frigjort til bevegelse uavhengig av yttermuffen 235. På denne måte blir den første foringsstreng 10 frigjort fra huset 20. 10. The increase in pressure causes the shearable pin 230 to shear, thereby allowing the piston 215 to move axially. As the piston 215 moves, the locking clip profile 255 will slide on the underside of the locking clip 240, thereby allowing the locking clip 240 to move away from the outer sleeve 235 and the seat of the locking clip profile 255. In this connection, the inner sleeve 210 is freed to move independently of the outer sleeve 235. manner, the first casing string 10 is released from the housing 20.

Etter dette blir trykket øket på oversiden av kulen 72 for derved å kunne ekstrudere denne kule 72 fra kulsetet 70. Kulen 72 vil da falle ned gjennom kulesetet 70, gjennom innstikkskraven 90, og så lange på kulemottageren 80, slik som vist i fig. 4. Dette vil i sin tur på nytt åpne fluidkommunikasjon fra innerstrengen 30 til borelegemet 60.1 tillegg vil økningen i trykk ved å bringe glidemuffen 76 for kulesettet 70 å lukke portene 74 på kulesetet 70. After this, the pressure is increased on the upper side of the ball 72 to thereby be able to extrude this ball 72 from the ball seat 70. The ball 72 will then fall down through the ball seat 70, through the insertion collar 90, and then onto the ball receiver 80, as shown in fig. 4. This in turn will re-open fluid communication from the inner string 30 to the drill body 60.1 addition, the increase in pressure by bringing the slide sleeve 76 for the ball set 70 will close the ports 74 on the ball seat 70.

Borelegemet 60 er nå blitt aktivert til å gå rundt et borehull 7 på undersiden av huset 20. Ytterdiameteren av borelegemet 60 er slik at et ringformet område 97 dannes mellom borehullet 7 og den første foringsstreng 10. Fluid blir sirkulert gjennom innerstrengen 30, borelegemet 60, det ringformede området 97, huset 20 og forbiføringsenheten 17. Dybden av borehullet 7 blir fastlagt ut fra lengden av den første foringsstreng 10. Boringen fortsetter inntil låsemekanismen 40 på den første foringsstreng 10 lander på landingssetet 27 som er anordnet på den øvre enden av huset 20, slik som vist i fig. 5. The drill body 60 has now been activated to go around a drill hole 7 on the underside of the housing 20. The outer diameter of the drill body 60 is such that an annular area 97 is formed between the drill hole 7 and the first casing string 10. Fluid is circulated through the inner string 30, the drill body 60, the annular area 97, the housing 20 and the bypass unit 17. The depth of the borehole 7 is determined based on the length of the first casing string 10. Drilling continues until the locking mechanism 40 of the first casing string 10 lands on the landing seat 27 which is arranged on the upper end of the housing 20 , as shown in fig. 5.

Derpå blir et fysisk forandrbart bindematerial, slik som sement, pumpet nedover i innerstrengen 30 for å innstille den første foringsstrengen 10 i borebrønnen. Sementen flyter ut av borelegemet 60 og oppover i det ringformede området 97 mellom borehullet 7 og den første foringsstreng 10. Sementen fortsetter oppover i det ringformede området 97 og fyller det ringformede området mellom huset 20 og den første foringsstreng 10. Når den korrekte sementmengde er blitt tilført, blir en utløserplugg 98 pumpet inn bak sementen, slik som vist i fig. 5. Denne plugg 98 vil til slutt posisjonsinstille seg selv i sentreringspinnen 93. Deretter blir låsen 40 frigjort fra huset 20 og den første foringsstreng 10. Borestrengen 5 og den indre streng 30 blir så fjernet fra den første foringsstreng 10. Den indre streng 30 blir separert fra innstikkskraven 90 ved å fjerne sentreringspinnen 93 fra sentreringspinnens mottager 94. Sentreringspinnen 93 blir fjernet sammen med den indre streng 30 langsmed ballsetet 70. A physically changeable binding material, such as cement, is then pumped down into the inner string 30 to set the first casing string 10 in the borehole. The cement flows out of the drill body 60 and upwards in the annular area 97 between the borehole 7 and the first casing string 10. The cement continues upwards in the annular area 97 and fills the annular area between the housing 20 and the first casing string 10. When the correct amount of cement has been supplied, a trigger plug 98 is pumped in behind the cement, as shown in fig. 5. This plug 98 will eventually position itself in the centering pin 93. Then the lock 40 is released from the housing 20 and the first casing string 10. The drill string 5 and the inner string 30 are then removed from the first casing string 10. The inner string 30 is separated from the insert collar 90 by removing the centering pin 93 from the centering pin receiver 94. The centering pin 93 is removed together with the inner string 30 along the ball seat 70.

I henhold til et annet aspekt blir et overvåkingsverktøy 96 som er satt ned på et orienteringssete 52 kunne eventuelt brukes for å bestemme visse særtrekk for borehullet før sementeringsprosessen, slik som anskueliggjort i fig. 6. Overvåkingsverktøyet 96 kan inneholde én eller flere geofysiske sensorer for å bestemme borehullets egenskaper. Overvåkingsverktøyet 96 vil kunne overføre en hvilken som helst av oppsamlet informasjon til jordoverflaten ved bruk av trådløs telemetri, planpulsteknologi eller på en hvilken som helst annen måte som vil være kjent for en fagkyndig person innenfor dette området. According to another aspect, a monitoring tool 96 which is set down on an orientation seat 52 could optionally be used to determine certain characteristics of the borehole before the cementing process, as illustrated in fig. 6. The monitoring tool 96 may include one or more geophysical sensors to determine the borehole characteristics. The monitoring tool 96 will be able to transmit any of the collected information to the Earth's surface using wireless telemetry, planar pulse technology, or any other means known to a person skilled in the art.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter og apparater for å ringe opp en andre foringsstrent 120 fra den første foringsstreng 10. Som vist i fig. 7, er et andre boreutstyr 102 i det minste delvis anordnet inne i den første foringsstreng 10.1 tillegg til den andre foringsstreng 120, omfatter det andre boreutstyr 102 en borestreng 110 og en bunnhullssammenstilling 125 anordnet i den nedre ende av strengen. Bunnhullssammenstillingen 125 kan omfatte visse kombinenter som en slammotor, utstyr for logging under utboring, utstyr for måling under utboring, gyrolandingsenhet, hvilke som helst geofysiske målesensorer, forskjellige stabilisatorer, slik som eksentriske eller justerbare stabilisatorer, og styrbart utstyr, som da kan omfatte bøyde motorhus eller 3-dimensjonale rotasjonsstyrbare enheter. Bunnhullssammenstillingen 125 har også et jordfjerningslegeme eller en enhet 115, slik som en kombinasjon av pilotborkroner og under-opprømmer, en dobbeltsentrert borkrone med eller uten en under-opprømmer, en utvidbar borkrone eller et hvilket som helst annet borelegeme som kan brukes for å bore ut et hull med større innerdiameter enn ytterdiameteren av en hvilken som helst komponent anvendt på borestrengen 110 eller den første foringsstreng 110, slik det vil være kjent innenfor fagområdet. Borelegemet 115 kan omfatte munnstykker eller jettstrøm-åpninger for retningsutboring. Som vist, er utboringslegemet 115 en kostnadskrevende borkrone 115. According to another aspect, the present invention relates to methods and apparatus for calling up a second casing string 120 from the first casing string 10. As shown in fig. 7, a second drilling equipment 102 is at least partially arranged inside the first casing string 10.1 in addition to the second casing string 120, the second drilling equipment 102 comprises a drill string 110 and a bottom hole assembly 125 arranged at the lower end of the string. The downhole assembly 125 may include certain combinations such as a mud motor, downhole logging equipment, downhole measurement equipment, gyro lander, any geophysical measurement sensors, various stabilizers, such as eccentric or adjustable stabilizers, and steerable equipment, which may then include bent motor housings or 3-dimensional rotationally controllable devices. The downhole assembly 125 also has a soil removal body or assembly 115, such as a combination of pilot drill bits and under-reamers, a double-centered drill bit with or without an under-reamer, an expandable drill bit, or any other drill body that can be used to drill out a hole with an inner diameter greater than the outer diameter of any component used on the drill string 110 or the first casing string 110, as will be known in the art. The drilling body 115 may comprise nozzles or jet stream openings for directional drilling. As shown, the boring body 115 is an expensive drill bit 115.

Borestrengen 110 kan også omfatte et første kulesete 140 med forbipasseringsporter 142 for fluidkommunikasjon mellom det indre av borestrengen 110 og utsiden av den andre boringsstreng 120. Som vist i fig. 7A, omfatter det første kulesetet 140 et fluid-forbiføringslegeme 145. Fortrinnsvis er forbiføringsportene 142 anordnet inne i rekkene for forbiføringslegemet 145. Disse eiker strekker seg radialt utover fra borestrengen 110 og frem til det ringformede området 146 mellom den første foringsstreng 10 og den andre foringsstreng 120. Spesielt er forbiføringsenheten 145 vist med fire eiker, slik som angitt i fig. 7A. En tetningsenhet 148 kan være anordnet i det ringformede området 146 på et øvre parti av den andre foringsstreng 120 for derved å blokkere fluidkommunikasjon mellom det ringformede området 146 og det indre av den første foringsstreng 10 på oversiden av den andre foringsstreng 120.1 én viss utførelse kan det første kulesetet 140 utgjøres av et ekstruderbart kulesete. The drill string 110 can also comprise a first ball seat 140 with bypass ports 142 for fluid communication between the interior of the drill string 110 and the outside of the second drill string 120. As shown in fig. 7A, the first ball seat 140 includes a fluid bypass body 145. Preferably, the bypass ports 142 are arranged inside the rows of the bypass body 145. These spokes extend radially outward from the drill string 110 and up to the annular region 146 between the first casing string 10 and the second casing string 120. In particular, the passing unit 145 is shown with four spokes, as indicated in fig. 7A. A sealing unit 148 can be arranged in the annular area 146 on an upper part of the second casing string 120 in order to thereby block fluid communication between the annular area 146 and the interior of the first casing string 10 on the upper side of the second casing string 120.1 in one certain embodiment it can the first ball seat 140 consists of an extrudable ball seat.

Borestrengen 110 omfatter videre en foringshenger-sammenstilling 130 anordnet ved den øvre ende av strengen. Foringshengeren 130 forbinder borestrengen 110 midlertidig med den andre foringsstreng 120 ved hjelp av et løpende verktøy og kan da brukes for å henge opp den andre foringsstreng 120 bort fra den første foringsstreng 110. Foringshengeren 130 inkluderer et avtegningselement og én eller flere gripelegemer. Et eksempel på egnet tetningselement utgjøres av en pakning, og et eksempel på et egnet gripelegeme utgjøres av en radialt forlengbar slipemekanisme. Andre typer på egnede avtettingselementer og gripestykker som vil være kjent for en person med vanlig fagkyndighet innenfor dette området er fremdeles under betraktning. The drill string 110 further comprises a casing hanger assembly 130 arranged at the upper end of the string. The casing hanger 130 temporarily connects the drill string 110 to the second casing string 120 by means of a running tool and can then be used to suspend the second casing string 120 away from the first casing string 110. The casing hanger 130 includes a marking element and one or more gripping bodies. An example of a suitable sealing element is a gasket, and an example of a suitable gripping body is a radially extendable grinding mechanism. Other types of suitable sealing elements and gripping pieces which would be known to a person of ordinary skill in this field are still under consideration.

Foringshengeren 130 er plassert i fluidkommunikasjon med et andre kulesete 135 anordnet på borestrengen 110. Dette andre kulesetet 135 omfatter et fluid forbiføringslegeme. Fluid kan tilføres gjennom porter 137 for å sette i gang kilebeltene på foringshengeren 130. Pakningselementet kan være innstilt når kilebeltene blir innstilt eller være mekanisk innstilt når borestrengen 110 trekkes opp. Fortrinnsvis er pakkingselementet innstilt hydraulisk når kilebeltene blir innstilt. I én viss utførelse er det andre kulesetet 135 et ekstruderbart kulesete av samme art som de seteenheter som er beskrevet ovenfor. The casing hanger 130 is placed in fluid communication with a second ball seat 135 arranged on the drill string 110. This second ball seat 135 comprises a fluid bypass body. Fluid can be supplied through ports 137 to start the V-belts on the casing hanger 130. The packing element can be set when the V-belts are set or be mechanically set when the drill string 110 is pulled up. Preferably, the packing element is adjusted hydraulically when the V-belts are adjusted. In one particular embodiment, the second ball seat 135 is an extrudable ball seat of the same type as the seat units described above.

Det andre boreutstyr 102 kan også omfatte et fullt åpent verktøy 150 anordnet på den andre foringsstreng 120 for sementeringsarbeider. I det fullt åpne verktøyet 150 blir satt i gang av et igangsettingsverktøy 160 anordnet på borestrengen 110. Igangsettingsverktøyet 160 kan også omfatte et fluidforbiføringslegeme 145. Eikene på igangsettingsverktøyet 160 kan også inneholde sementåpninger 170. Forbiføringsslisser 147 anordnet mellom eikene muliggjør kontinuerlig fluidkommunikasjon aksialt langs det indre av den andre foringsstreng 120. Det må bemerkes at eikene og de forbiføringslegemer 145 som er omtalt her kan omfatte andre typer bærelegemer av en slik utførelse av den fluidstrømning som muliggjøres i et ringformet område, slik det vil være kjent for en person med vanlig fagkunnskap innenfor området. Igangsettingsverktøyet 160 omfatter en muffe 162 med avtetningshetter 164 anordnet ved hver ende. Disse avtetningshetter 164 omslutter et ringformet område 167 mellom muffen 162 og den andre foringsstreng 120. Anordnet mellom avtetningshettene befinner det seg øvre og nedre hylser 166 for åpning og lukking av portene 155 for det fullt åpne verktøy 150. The second drilling equipment 102 may also comprise a fully open tool 150 arranged on the second casing string 120 for cementing work. The fully open tool 150 is started by an initiation tool 160 arranged on the drill string 110. The initiation tool 160 may also comprise a fluid bypass body 145. The spokes of the initiation tool 160 may also contain cement openings 170. Bypass slots 147 arranged between the spokes enable continuous fluid communication axially along the inner of the second casing string 120. It must be noted that the spokes and the passing bodies 145 discussed here may include other types of support bodies of such an embodiment that the fluid flow is made possible in an annular region, as will be known to a person of ordinary skill in the area. The starting tool 160 comprises a sleeve 162 with sealing caps 164 arranged at each end. These sealing caps 164 enclose an annular area 167 between the sleeve 162 and the second casing string 120. Arranged between the sealing caps are upper and lower sleeves 166 for opening and closing the ports 155 for the fully open tool 150.

Et tredje kulesete 180 er anordnet på borestrengen 110 og i fluidkommunikasjon med det ringformede området 167 mellom de to avtetningshettene 164. Kulesetet 180 er et fluid-forbiføringslegeme 175 med én eller flere forbiføringsporter 170 for fluidkommunikasjon mellom det indre av borestrengen 110 og det omsluttede ringformede området 167. Borestrengen 110 kan videre omfatte sirkuleringsporter 185 anordnet på oversiden av det tredje kulesetet 180. Fig. 12A er en uttrukket skisse av det fullt åpne verktøy 150 som drives av igangsettingsverktøyet 160. Borestrengen 110 kan videre omfatte en sentraliserer 190 eller en stabilisator. Sentralisereren 190 kan også omfatte et fluidforbiføringslegeme. Fortrinnsvis har eikene og sentralisereren 190 ikke noen forbiføringsporter. Forbiføringsslissene anordnet mellom eikene muliggjør kontinuerlig fluidkommunikasjon aksialt langs det indre av den andre foringsstreng 120. Det må bemerkes at eikene på de forbiføringslegemer som er omtalt her kan omfatte andre typer bærelegemer eller en utførelse som er i stand til å tillate fluidstrømning i et ringformet område, slik det vil være kjent for en person med vanlig fagkyndighet innenfor området. I en viss utførelse kan sentralisereren 190 omfatte en gavlpåført stabilisator. A third ball seat 180 is arranged on the drill string 110 and in fluid communication with the annular area 167 between the two sealing caps 164. The ball seat 180 is a fluid bypass body 175 with one or more bypass ports 170 for fluid communication between the interior of the drill string 110 and the enclosed annular area 167. The drill string 110 may further comprise circulation ports 185 arranged on the upper side of the third ball seat 180. Fig. 12A is an extended sketch of the fully open tool 150 which is driven by the initiation tool 160. The drill string 110 may further comprise a centralizer 190 or a stabilizer. The centralizer 190 may also comprise a fluid bypass body. Preferably, the spokes and centralizer 190 do not have any bypass ports. The bypass slots arranged between the spokes enable continuous fluid communication axially along the interior of the second casing string 120. It should be noted that the spokes of the bypass bodies discussed herein may include other types of support bodies or a design capable of allowing fluid flow in an annular region, as would be known to a person of ordinary skill in the field. In a certain embodiment, the centralizer 190 may comprise a gable-mounted stabilizer.

I drift blir det andre boreutstyr 102 senket ned i den første foringsstreng 10, slik som anskueliggjort i fig. 7.1 denne utførelse blir det andre boringsutstyr 102 satt i gang for å bore gjennom borelegemet 60 i det første boreutstyr 100. Den utvidbare borkrone 115 kan være utvidet til å danne et borehull 105 som er større enn det som tilsvarer ytterdiameteren av den andre foringsstreng 120. Borkronen 115 fortsetter å bore inntil den når frem til en ønsket dybde i brønnboringen for opphenging av den andre foringsstreng 120, slik som vist i fig. 8. Under utboring tillates noe av fluidet til å strømme ut av portene 142 i det første kulesetet 140 samt inn i det ringformede området 146 mellom første og andre foringsstreng 10, 120. Stillingen av avtetningslegemet 148 driver det avledede fluid i ringområdet 146 til å strømme nedover i borebrønnen. Fordelene ved det avdelte fluid omfatter smøring av foringsstrengen 120 og bidrar til å fjerne borkaks fra borehullet 105. Fluid i det nedre parti av borebrønnen blir sirkulert oppover i brønnboringen på innsiden av den andre foringsstreng 120. Forbiføringslegemene 145, 175 som er anordnet langs den andre boringsstreng 120 muliggjør sirkulasjon av fluidet, som da vil kunne inneholde borkaks, for å vandre aksialt på innsiden av den andre foringsstrengen 120.1 denne sammenheng kan fluid sirkuleres på innsiden av den andre foringsstreng 120 i stedet for i det trange ringformede området mellom den andre foringsstreng 120 og den nettopp utformede borebrønn. På denne måte vil fluidsirkulasjonsproblemer som har sammenheng med utboring og foring av borebrønnen innenfor én eneste brønntripp kunne fjernes. In operation, the second drilling equipment 102 is lowered into the first casing string 10, as illustrated in fig. 7.1 this embodiment, the second drilling equipment 102 is started to drill through the drill body 60 in the first drilling equipment 100. The expandable drill bit 115 may be expanded to form a drill hole 105 that is larger than that which corresponds to the outer diameter of the second casing string 120. The drill bit 115 continues to drill until it reaches a desired depth in the wellbore for hanging the second casing string 120, as shown in fig. 8. During drilling, some of the fluid is allowed to flow out of the ports 142 in the first ball seat 140 as well as into the annular area 146 between the first and second casing strings 10, 120. The position of the sealing body 148 drives the diverted fluid in the annular area 146 to flow down into the borehole. The advantages of the separated fluid include lubricating the casing string 120 and helping to remove cuttings from the borehole 105. Fluid in the lower part of the borehole is circulated upwards in the wellbore on the inside of the second casing string 120. The bypass bodies 145, 175 which are arranged along the second drill string 120 enables circulation of the fluid, which will then be able to contain drill cuttings, to travel axially on the inside of the second casing string 120. In this context, fluid can be circulated on the inside of the second casing string 120 instead of in the narrow annular area between the second casing string 120 and the newly designed borehole. In this way, fluid circulation problems related to drilling and lining the borehole within a single well trip can be removed.

Når utboringen stopper, vippes en kule ned på det første kulesetet 114, slik som vist i fig. 8. Trykket økes for å ekstrudere kulen gjennom det første kulesetet 140 og å lukke portene 142 for det første kulesetet 140. Denne kulen tillates å lande i en kulefanger (ikke vist) i borestrengen 110. Alternativt kan kulen lande i det andre kulesetet 135. When the boring stops, a ball is tilted down on the first ball seat 114, as shown in fig. 8. Pressure is increased to extrude the ball through the first ball seat 140 and to close the ports 142 of the first ball seat 140. This ball is allowed to land in a ball catcher (not shown) in the drill string 110. Alternatively, the ball may land in the second ball seat 135.

Hvis kulen ikke lander i det andre kulesetet 135, vil en andre kule kunne bringes til å falle ned på det andre kulesetet 135 i foringshengersammenstillingen 130, slik som vist i fig. 9. Fortrinnsvis er den andre kule større i omfang enn den første kule. Etter at kulen er plassert, blir trykk overført til foringshengeren 130 gjennom kulesetets porter 137 for å sette i gang foringshengeren 130. Innledningsvis blir pakkingen innstilt og glidemekanismen satt i gang for å understøtte vekten av den andre foringsstreng 120. Deretter blir trykket øket for å frigjøre borestrengen 10 fra den andre foringsstreng 120, og derved frigjøre borestrengen 110 til bevegelse uavhengig av den andre foringsstreng 120, slik som vist i fig. 10. Kulen tillates å ekstrudere det andre kulesetet 135 og deretter lande i kulefangeren i borestrengen 110. If the ball does not land in the second ball seat 135, a second ball can be caused to fall onto the second ball seat 135 in the liner hanger assembly 130, as shown in fig. 9. Preferably, the second ball is larger in size than the first ball. After the ball is positioned, pressure is transferred to the casing hanger 130 through the ball seat ports 137 to actuate the casing hanger 130. Initially, the packing is set and the sliding mechanism is set in motion to support the weight of the second casing string 120. Then the pressure is increased to release the drill string 10 from the second casing string 120, thereby freeing the drill string 110 to move independently of the second casing string 120, as shown in fig. 10. The ball is allowed to extrude the second ball seat 135 and then land in the ball catcher in the drill string 110.

Deretter blir borestrengen 110 aksialt gjennomløpt for å sette i gang verktøyet 160 i forhold til det fullt åpne verktøy 150. Etter hvert som igangsettingsverktøyet 160 trekkes opp, vil de øvre klemhylser 166 på igangsettingsverktøyet 160 gripe hylsen i det fullt åpne verktøy 150 for å åpne portene 155 for verktøyet 150 for å utføre sementeringsarbeidet, slik som vist i fig. 11. Fortrinnsvis blir borestrengen 110 trukket opp i tilstrekkelig grad til at bunnhullssammenstilligen 125 med borkronen 115 befinner seg over den endelige høyde av sementen. Next, the drill string 110 is axially traversed to initiate the tool 160 relative to the fully open tool 150. As the initiation tool 160 is pulled up, the upper clamping sleeves 166 of the initiation tool 160 will engage the sleeve in the fully open tool 150 to open the ports 155 for the tool 150 to carry out the cementing work, as shown in fig. 11. Preferably, the drill string 110 is pulled up to a sufficient extent that the bottom hole assembly 125 with the drill bit 115 is above the final height of the cement.

En tredje kule, eller eventuelt en andre kule hvis den første kule er blitt brukt for å aktivere både det første og det andre kulesetet 135, 140, blir nå bragt til å falle ned på det tredje kulesetet 180 for å stenge av en kommunikasjon på undersiden av borestrengen 110. Fluid kan nå pumpes nedover borestrengen 110 og rettes gjennom porter 170. Innledningsvis blir et utbalanseringsfluid pumpet inn forut for sementen for det formål å regulere sementhøyden. Deretter vil den sement som tilføres borestrengen 110 strømme gjennom porter 170 og 155 for det fullstendig åpne verktøy 150 og strømme ut i det ringformede området mellom borehullet 105 og den andre foringsring 120. Tetningshettene 164 sikrer at sementen mellom den øvre og nedre gripehylse 166 strømmer ut gjennom porten 155. Sementen vandrer nedover langs utsiden av den andre foringsring 120 og kommer tilbake oppover gjennom det indre av den andre foringsstreng 120. En fluidforbiføringskapasitet for igangsettingsverktøyet 160 og sentralisereren 190 vil lette bevegelsen av fluider i den andre foringsring 120. Fortrinnsvis vil sementhøyden i den andre foringsring 120 bli bibeholdt under borkronen 115 ved hjelp av utbalanseringsfluidet. I denne forbindelse vil bunnhullsammenstillingen 125, som da kan inkludere borelegemet 115, motoren, LWD-verktøyet og MWD-verktøyet kunne bibeholdes og trekkes tilbake for senere bruk. A third ball, or possibly a second ball if the first ball has been used to activate both the first and second ball seats 135, 140, is now caused to fall onto the third ball seat 180 to shut off a communication on the underside of the drill string 110. Fluid can now be pumped down the drill string 110 and directed through ports 170. Initially, a balancing fluid is pumped in ahead of the cement for the purpose of regulating the cement height. Subsequently, the cement supplied to the drill string 110 will flow through ports 170 and 155 of the fully open tool 150 and flow out into the annular area between the borehole 105 and the second casing ring 120. The sealing caps 164 ensure that the cement between the upper and lower grab sleeve 166 flows out through the port 155. The cement travels downward along the outside of the second casing annulus 120 and returns upward through the interior of the second casing string 120. A fluid bypass capability for the initiation tool 160 and the centralizer 190 will facilitate the movement of fluids in the second casing annulus 120. Preferably, the cement height in the second liner ring 120 be retained under the drill bit 115 by means of the balancing fluid. In this regard, the downhole assembly 125, which may then include the drill body 115, the motor, the LWD tool and the MWD tool, can be retained and withdrawn for later use.

Etter at en tilstrekkelig sementmengde er blitt tilført, blir en plugg 104 pumpet inn på baksiden av sementen, slik som vist i fig. 12. Denne plugg 104 vil lande på oversiden av kulen i det tredje kulestedet 180, derved avstenges fluidkommunikasjonen til det fullt åpne verktøy 150.1 tillegg vil landingen av pluggen 104 åpne sirkuleringporten 185 for borestrengen 110. Når denne åpning har funnet sted kan fluid eventuelt sirkuleres i motsatt retning, dvs. nedover utsiden av borestrengen 110 og oppover i det indre av borestrengen 110, for derved å rengjøre det indre av borestrengen 110 og fjerne sementen. Deretter vil borestrengen 110, innbefattet bunnhullsammenstillingen 105, bli fjernet fra den andre foringsstreng 120. På denne måte kan en borebrønn utbores, fores og sementeres innenfor én brønntripp. After a sufficient quantity of cement has been supplied, a plug 104 is pumped into the back of the cement, as shown in fig. 12. This plug 104 will land on the upper side of the ball in the third ball location 180, thereby shutting off the fluid communication to the fully open tool 150.1 in addition, the landing of the plug 104 will open the circulation port 185 for the drill string 110. When this opening has taken place, fluid can possibly be circulated in the opposite direction, i.e. down the outside of the drill string 110 and up into the interior of the drill string 110, thereby cleaning the interior of the drill string 110 and removing the cement. Next, the drill string 110, including the bottom hole assembly 105, will be removed from the second casing string 120. In this way, a drill well can be drilled, lined and cemented within one well trip.

Fig. 13-19 viser en annen utførelse av det andre boreutstyr i samsvar med aspekter ved foreliggende oppfinnelse. Dette andre boreutstyr 302 inkluderer en andre foringsstreng 320, en borestreng 310 og en bunnhullsammenstilling 325. På lignende måte som den viste utførelse i fig. 7, blir borestrengen 310 utstyrt med et andre kulesete 325 og en hydraulisk styrbar foringshenger-sammenstilling 330. Denne foringshenger 330 omfatter pakningselement for foringshengeren og en glidemekanisme, slik det vil være kjent for en sakkyndig innenfor området. Borestrengen 310 omfatter også et første kulesete 340 koblet til et forbiføringslegeme 345 med forbiføringsporter 337 i fluidkommunikasjon med borestrengen 310 og ringrommet 346 mellom den andre foringsstreng 320 og den første foringsstreng 10. Fortrinnsvis er eikene i forbiføringslegemet 345 anordnet som vist i fig. 13A. Et avtetningslegeme 348 brukes for å blokkere fluidkommunikasjon mellom ringrommet 346 og det indre av den første foringsstreng 10 på oversiden av den andre foringsstreng 320. På grunn av at mange av komponentene i fig. 13 er hovedsakelig de samme som de komponenter som er vist og beskrevet i fig. 7, vil den ovenfor angitte beskrivelse og drift av de tilsvarende komponenter i henhold til fig. 7 gjelde i like høy grad de angitte komponenter i fig. 13. Fig. 13-19 show another embodiment of the second drilling equipment in accordance with aspects of the present invention. This second drilling equipment 302 includes a second casing string 320, a drill string 310 and a bottom hole assembly 325. In a similar manner to the embodiment shown in FIG. 7, the drill string 310 is equipped with a second ball seat 325 and a hydraulically steerable casing hanger assembly 330. This casing hanger 330 comprises a packing element for the casing hanger and a sliding mechanism, as will be known to a person skilled in the art. The drill string 310 also comprises a first ball seat 340 connected to a bypass body 345 with bypass ports 337 in fluid communication with the drill string 310 and the annulus 346 between the second casing string 320 and the first casing string 10. Preferably, the spokes in the bypass body 345 are arranged as shown in fig. 13A. A sealing body 348 is used to block fluid communication between the annulus 346 and the interior of the first casing string 10 on top of the second casing string 320. Because many of the components in FIG. 13 are essentially the same as the components shown and described in fig. 7, the above description and operation of the corresponding components according to fig. 7 apply to the same extent to the specified components in fig. 13.

Det andre boreutstyr 302 utnytter én eller flere pakninger for å lette sementeringsarbeidet. I én viss utførelse omfatter dette andre boreutstyr 302 en ytre foringspakning 351 plassert nær bunnen av utsiden av den andre foringsstreng 320. Fortrinnsvis omfatter denne ytre pakning 351 en opplåsbar pakning med metallblære. Den ytre pakning 351 kan da pumpes opp ved bruk av de genererte gasser med iblandet én eller flere kjemikalier. I en viss utførelse blir disse kjemikalier blandet sammen med et indre pakningssystem som blir aktivert av slampulssignaler som sendes fra overflaten. The second drilling equipment 302 utilizes one or more gaskets to facilitate the cementing work. In one particular embodiment, this second drilling equipment 302 comprises an outer casing pack 351 located near the bottom of the outside of the second casing string 320. Preferably, this outer pack 351 comprises an unlockable pack with a metal bladder. The outer seal 351 can then be pumped up using the generated gases mixed with one or more chemicals. In a certain embodiment, these chemicals are mixed together with an internal packing system that is activated by mud pulse signals sent from the surface.

Det andre boreutstyr 302 inkluderer også en indre pakning 352 anordnet på borestrengen 310 og som er innrettet for å stenge av fluidkommunikasjon i ringrommet mellom borestrengen 310 og den andre foringsstreng 320. Fortrinnsvis omfatter pakningen 352 en opplåsbar pakningsenhet og er da anordnet på oversiden av én eller flere sementeringsporter 370. Opplåsningsporten for den indre pakning 302 vil kunne reguleres ved hjelp av en selektivt påvisbar muffe. I en viss utførelse kan én av eller begge pakningene 351, 352 være utført i et elastomermateriale. Det kan tenkes at andre typer selektivt påvirkbare pakninger eller avtetningslegemer vil kunne brukes uten at man derved avviker fra disse aspekter ved foreliggende oppfinnelse. The second drilling equipment 302 also includes an internal seal 352 arranged on the drill string 310 and which is arranged to shut off fluid communication in the annulus between the drill string 310 and the second casing string 320. Preferably, the seal 352 comprises an unlockable seal unit and is then arranged on the upper side of one or several cementing ports 370. The unlocking port for the inner seal 302 will be able to be regulated by means of a selectively detectable sleeve. In a certain embodiment, one or both of the seals 351, 352 can be made of an elastomer material. It is conceivable that other types of selectively actuable gaskets or sealing bodies could be used without thereby deviating from these aspects of the present invention.

I drift blir borestrengen 310 operert slik at den driver frem den andre foringsstreng 320, slik som angitt i fig. 13. Under utboring blir returfluid bragt til å strømme oppover til overflaten gjennom det indre av den andre foringsstreng 320. Dette returfluid kan da inkludere det avdelte fluid i ringrommet 346 mellom den første foringsstreng 10 og den andre foringsstreng 320. In operation, the drill string 310 is operated so that it drives forward the second casing string 320, as indicated in fig. 13. During drilling, return fluid is caused to flow upwards to the surface through the interior of the second casing string 320. This return fluid can then include the separated fluid in the annulus 346 between the first casing string 10 and the second casing string 320.

Etter at et ønsket avsnitt er blitt utboret, blir en kule bragt til å falle ned for å lukke forbiføringsportene 337 for forbiføringslegemet 345, slik som vist i fig. 14. Deretter vil kulen kunne ekstruderes gjennom det første kulesetet 340 for å lande på det andre kulesettet 335, slik som vist i fig. 15. Alternativt vil en andre kule kunne bringes til å falle ned til å lande på det andre kulesettet 335. Trykk blir tilført for å innstille foringshengeren 330 til å henge opp den andre foringsstreng 320 bort fra den første foringsvegg 10. Foringshengerens pakningselement er imidlertid ikke innstilt. Det løpende verktøy blir så frigjort fra foringshengeren 330, slik som vist i fig. 15. Kulen på det andre kulesetet 335 vil kunne drives gjennom for å kunne lande i en kulefanger (ikke vist). Etter dette blir borestrengen 310 trukket opp inntil BHA 325 befinner seg inne i den andre foringsstreng 320, slik som vist i fig. 16. Sementeringsarbeidet innledes når en annen kule tvinges til å falle ned i borestrengen 310 og da lande i det tredje kulesetet 380. Kulen forskyver muffen til å frilegge opplåsningsporten for den indre foringspakning 352. Den indre pakning 352 blir så låst opp for å stenge fluidkommunikasjon i ringrommet mellom borestrengen 110 og den andre foringsstreng 320. Etter opplåsning blir trykket øket for å forskyve muffen nedover for derved å åpne sementeringsporten. I denne forbindelse blir fluid bragt til å strømme nedover borestrengen 310, ut av én eller flere porter 370, nedover i ringrommet mellom den andre foringsstreng 320 og bunnhullsammenstillingen 325 til bunnen av den andre foringsstreng 320, samt oppover i ringrommet mellom den andre foringsstreng 320 og borehullet. After a desired section has been drilled out, a ball is caused to fall down to close the bypass ports 337 for the bypass body 345, as shown in fig. 14. The ball will then be able to be extruded through the first ball seat 340 to land on the second ball set 335, as shown in fig. 15. Alternatively, a second ball could be brought down to land on the second ball set 335. Pressure is applied to set the casing hanger 330 to suspend the second casing string 320 away from the first casing wall 10. However, the casing hanger packing element is not set. The running tool is then released from the liner hanger 330, as shown in fig. 15. The ball on the second ball seat 335 will be able to be driven through to be able to land in a ball catcher (not shown). After this, the drill string 310 is pulled up until the BHA 325 is inside the second casing string 320, as shown in fig. 16. The cementing operation is initiated when a second ball is forced down the drill string 310 and then lands in the third ball seat 380. The ball displaces the sleeve to expose the unlocking port for the inner liner packing 352. The inner packing 352 is then unlocked to shut off fluid communication in the annulus between the drill string 110 and the second casing string 320. After unlocking, the pressure is increased to displace the sleeve downwards and thereby open the cementing port. In this connection, fluid is caused to flow down the drill string 310, out of one or more ports 370, down into the annulus between the second casing string 320 and the bottom hole assembly 325 to the bottom of the second casing string 320, as well as up into the annulus between the second casing string 320 and the borehole.

Som vist i fig. 17 blir sement pumpet nedover i borestrengen 310 fulgt av en sperre ved hjelp av pluggen 377. Etter at pluggen 377 sperrer av for å signalere sementplassering, blir stampuls sendt fra overflaten for å bringe den ytre foringspakning 351 til å blåses opp. Når den så er blåst opp vil den ytre foringspakning 351 holde sementen på plass mellom den andre foringsring 320 og borehullsveggen. As shown in fig. 17, cement is pumped down the drill string 310 followed by a detent by plug 377. After plug 377 detents to signal cement placement, stem pulse is sent from the surface to cause the outer casing pack 351 to inflate. When it is then inflated, the outer casing seal 351 will hold the cement in place between the second casing ring 320 and the borehole wall.

Trykk utøves på pluggen 377 for å bringe muffen til å forskyves ytterligere, hvilket i sin tur bringer den indre pakning 352 til å tømmes, slik som vist i fig. 18.1 tillegg vil forskyvningen av muffen åpne strømningsporten for sirkulasjon i motsatt retning. Fluid blir så drevet i motsatt retning for å fjerne overskuddssement fra det indre av borestrengen 310. Pressure is applied to the plug 377 to cause the sleeve to displace further, which in turn causes the inner packing 352 to deflate, as shown in FIG. 18.1 addition, the displacement of the sleeve will open the flow port for circulation in the opposite direction. Fluid is then driven in the opposite direction to remove excess cement from the interior of the drill string 310.

Etter ferdigstilling blir borestrengen 310 trukket ut av den andre foringsstreng 320 for å trekke ut BHA 325, slik som vist i fig. 19. Foringshenger-pakningen blir innstilt etter hvert som borestrengen 310 trekkes ut. After completion, the drill string 310 is pulled out of the second casing string 320 to extract the BHA 325, as shown in fig. 19. The casing hanger gasket is adjusted as the drill string 310 is pulled out.

Fig. 20 viser en annen utførelse av det andre boreutstyr i samsvar med visse aspekter av foreliggende oppfinnelse. Det andre boreutstyr 420 inkluderer en andre foringsstreng 420, en borestreng 410 og en bunnhullsammensetning 425, slik det er vist i fig. 23. På lignende måte som ved den utførelse som er vist i fig. 7, er borestrengen 410 utstyrt med et andre kulesete 425 og en hydraulisk drivbar foringshenger-sammenstilling 430. Denne foringshenger 430 omfatter et pakningselement 432 for foringshengeren og en glidemekanisme 434 slik det vil være kjent for en vanlig fagkyndig innenfor dette fagområdet. Borestrengen 410 omfatter også et første kulesete 420 koblet til et forbiføringslegeme 445 som har forbiføringsporter 437 i fluidkommunikasjon med borestrengen 410 og ringrommet 446 mellom den andre foringsstreng 420 og den første foringsstreng 10. Fortrinnsvis er eikene i forbiføringslegemet 445 anordnet som vist i fig. 20A. Et avtettingslegeme 448 blir brukt for å blokkere fluidkommunikasjon mellom ringrommet 446 og det indre av den første foringsstreng 10 på oversiden av den andre foringsvegg 420. På grunn av at mange av komponentene i fig. 20, f.eks. første og andre kuleseter 435, 440, er hovedsakelig de samme som de komponenter som er vist i og beskrevet under henvisning til fig. 7, til en tidligere beskrivelse og drift av de lignende komponenter under henvisning til fig. 7, i like høy grad gjelde komponentene i fig. 20. Fig. 20 shows another embodiment of the second drilling equipment in accordance with certain aspects of the present invention. The second drilling equipment 420 includes a second casing string 420, a drill string 410 and a bottom hole assembly 425, as shown in FIG. 23. In a similar way as in the embodiment shown in fig. 7, the drill string 410 is equipped with a second ball seat 425 and a hydraulically driven casing hanger assembly 430. This casing hanger 430 comprises a packing element 432 for the casing hanger and a sliding mechanism 434 as will be known to a person skilled in the art. The drill string 410 also comprises a first ball seat 420 connected to a bypass body 445 which has bypass ports 437 in fluid communication with the drill string 410 and the annulus 446 between the second casing string 420 and the first casing string 10. Preferably, the spokes in the bypass body 445 are arranged as shown in fig. 20A. A sealing body 448 is used to block fluid communication between the annulus 446 and the interior of the first casing string 10 on the upper side of the second casing wall 420. Because many of the components in FIG. 20, e.g. first and second ball seats 435, 440 are substantially the same as the components shown in and described with reference to fig. 7, to a previous description and operation of the similar components with reference to fig. 7, equally apply to the components in fig. 20.

Det andre utboringsutstyr 402 er utstyrt med en utplasseringsventil 453 anordnet ved en nedre ende av en andre foringsstreng 420.1 én viss utførelse er denne utplasseringsventil 453 innrettet for å tillate fluidstrømning i en viss tetning og utgjør en integrert del av den andre foringsstreng 420. Fortrinnsvis blir utplasseringsventilen 453 drevet ved bruk av slampulsteknologi. The second drilling equipment 402 is equipped with a deployment valve 453 arranged at a lower end of a second casing string 420. In one particular embodiment, this deployment valve 453 is arranged to allow fluid flow in a certain seal and forms an integral part of the second casing string 420. Preferably, the deployment valve is 453 powered using mud pulse technology.

Det andre boreutstyr 402 kan også inkludere et verktøy 450 for fullstendig åpning anordnet på den andre foringsstreng 420. Verktøyet 450 for fullstendig åpning omfatter en foringsport 455 anordnet på den andre foringsstreng 420 og en innrettingsport 456 anordnet på en strømningsreguleringsmuffe 454. Strømningsreguleringsmuffen 454 er anordnet innenfor den andre foringsstreng 420. Strømningsregulatormuffen 454 vil kunne settes i gang for å rette inn (feilrettet) innrettingsporten 456 i forhold til foringsporten 455 for derved å opprette (lukke) en fluidkommunikasjon. The second drilling equipment 402 may also include a full opening tool 450 provided on the second casing string 420. The full opening tool 450 includes a casing port 455 provided on the second casing string 420 and an alignment port 456 provided on a flow control sleeve 454. The flow control sleeve 454 is provided within the second casing string 420. The flow regulator sleeve 454 will be actuated to align (misalign) the alignment port 456 in relation to the casing port 455 to thereby create (close) a fluid communication.

I drift blir borestrengen 410 drevet for å fremføre den andre foringsstreng 420, slik som vist i fig. 20. Utplasseringsventilen 453 er kjørt inn i åpen stilling. Under utboring i returfluid drevet opp til overflaten gjennom det indre av den andre foringsstreng 420. Returfluidet kan inkludere det avdelte fluid i ringrommet 446 mellom det første foringsstreng 10 og en andre foringsstreng 420. In operation, the drill string 410 is driven to advance the second casing string 420, as shown in fig. 20. The deployment valve 453 is driven into the open position. During drilling in return fluid driven up to the surface through the interior of the second casing string 420. The return fluid may include the separated fluid in the annulus 446 between the first casing string 10 and a second casing string 420.

Etter at det er blitt boret et ønsket tidsintervall, blir ballen bragt til å falle ned for å stenge av forbiføringsportene 437 på forbiføringslegemet 445, slik som vist i fig. 21. Deretter blir ytterligere trykk påført for å ekstrudere kulen gjennom det første kulesetet 440 for å bringe den til å lande i det andre kulesetet 435, slik som vist i fig. 22. Ytterligere trykk blir så påført for å bringe foringshengeren 430 til oppheng av den andre foringsstreng 420 bort fra den første foringsstreng 10. Som vist, er glideenhetene 434 blitt ekspandert for å komme i inngrep med den første foringsstreng 10. Foringshengeres pakkingselement 432 er imidlertid ikke blitt innstilt. Etter at den andre foringsstreng 420 er blitt understøttet av den første foringsstreng 10, vil det løpende verktøy bli frigjort fra foringshengeren 430 og borestrengen 410 blir trukket ut. After a desired time interval has been drilled, the ball is caused to fall down to close off the bypass ports 437 on the bypass body 445, as shown in fig. 21. Further pressure is then applied to extrude the ball through the first ball seat 440 to bring it to land in the second ball seat 435, as shown in FIG. 22. Additional pressure is then applied to bring the casing hanger 430 to suspend the second casing string 420 away from the first casing string 10. As shown, the slide assemblies 434 have been expanded to engage the first casing string 10. However, the casing hanger packing element 432 is not been set. After the second casing string 420 has been supported by the first casing string 10, the running tool will be released from the casing hanger 430 and the drill string 410 will be pulled out.

Som vist i fig. 23, forholder det seg slik at når BHA 425 er trukket ut forbi utplasseringsventilen 453, kan en slampuls overføres for å lukke utplasseringsventilen 453.1 fra dette forhindres risiko fra skade på BHA 425 under sementeringsarbeidet. Foringshengerens pakkingselement 432 vil også kunne innstilles mekanisk etter hvert som borestrengen 410 blir trukket ut av brønnboringen. As shown in fig. 23, it is such that when the BHA 425 is pulled out past the deployment valve 453, a mud pulse can be transmitted to close the deployment valve 453.1 from this the risk of damage to the BHA 425 during the cementing work is prevented. The casing hanger's packing element 432 will also be able to be adjusted mechanically as the drill string 410 is pulled out of the wellbore.

Etter dette blir en sementbeholder 458 og et igangsettingsverktøy 460 for å drive verktøyet 450 for full åpning trippet inn i borebrønnen, slik som vist i fig. 24. Verktøyene 458, 460 kan plasseres på oversiden av utplasseringsventilen 53 brukt av overføringsenheten 411, slik som en arbeidsstreng, som det vil være kjent for en vanlig fagkyndig innenfor området. I en viss utførelse omfatter sementbeholderen 458 en pakning 457 og en klaffventil 459. Drivverktøyet 460 kan omfatte én eller flere hylser for inngrep med strømningsreguleringsmuffen 454.1 tillegg er én eller flere tetningshetter 458 anordnet på oversiden av hylsene 466 for derved å omslutte et område mellom tetningshettene 464 og sementbeholderen 458. Overføringsenheten 411 inkluderer også et sementeringsportverktøy 480 anordnet mellom tetningshettene og sementbeholderen 458. Sementeringsportverktøyet 480 kan settes i drift for å tillate fluidkommunikasjon mellom overføringsenheten 411 og ringrommet mellom overføringsenheten 411 og den andre foringsstreng 420. After this, a cement container 458 and an initiation tool 460 to drive the tool 450 for full opening are tripped into the wellbore, as shown in fig. 24. The tools 458, 460 may be placed on top of the deployment valve 53 used by the transfer unit 411, such as a working string, as would be known to one of ordinary skill in the art. In a certain embodiment, the cement container 458 comprises a gasket 457 and a flap valve 459. The drive tool 460 can comprise one or more sleeves for engagement with the flow regulation sleeve 454. In addition, one or more sealing caps 458 are arranged on the upper side of the sleeves 466 to thereby enclose an area between the sealing caps 464 and the cement container 458. The transfer unit 411 also includes a cementing port tool 480 disposed between the seal caps and the cement container 458. The cementing port tool 480 can be operated to allow fluid communication between the transfer unit 411 and the annulus between the transfer unit 411 and the second casing string 420.

Sementbeholderen blir satt i det indre av den andre foringsstreng 420 på oversiden av utplasseringsventilen 453. Sement blir så tilført gjennom borestrengen 410 og pumpet gjennom sementbeholderen 458 og utplasseringsventilen 453, og strømmer ut gjennom bunnen av den andre foringsstreng 420. En tilstrekkelig sementmengde blir tilført for å presses bort fra bunnen av den andre foringsstreng 420. Deretter blir et innstillingsverktøy (ikke vist) fjernet fra sementbeholderen 458, og borestrengen 410 blir trukket oppover i hullet. Utplasseringsventilen 453 og sementbeholderen 458 blir bragt til å lukkes og vil da inneholde den sement som befinner seg under sementbeholderen 458 og utplasseringsventilen 453. The cement container is placed inside the second casing string 420 on top of the deployment valve 453. Cement is then supplied through the drill string 410 and pumped through the cement container 458 and the deployment valve 453, and flows out through the bottom of the second casing string 420. A sufficient amount of cement is supplied for to be pushed away from the bottom by the second casing string 420. Then, a setting tool (not shown) is removed from the cement container 458, and the drill string 410 is pulled up the hole. The deployment valve 453 and the cement container 458 are brought to close and will then contain the cement that is located below the cement container 458 and the deployment valve 453.

Etter hvert som borestrengen 410 trekkes opp, vil hylsene 460 på arbeidsverktøyet 460 komme i inngrep med strømningsreguleringsbufferen 454. Denne strømningsregulerende muffe 454 blir forskjøvet for å rette inn innrettingsporten 456 med foringsporten 455, slik at foringsporten 455 derved åpnes for fluidkommunisering. En kule bringes så til å falle ned og sementeringsportverktøyet 480 for å sperre fluidkommunikasjon med det nedre parti av borestrengen 410 og sementholderens innstillingsverktøy (ikke vist). Trykk blir tilført for å åpne sementeringsportverktøyet 480 for å presse sement inn på et øvre parti av ringrommet mellom den andre foringsstreng 420 og brønnboringen. Spesielt tillates sement å strømme ut av overføringsenheten 411 og gjennom foringsporten 455. Så snart det øvre parti av ringrommet er presset av, vil sementeringsholderens innstillingsverktøy (ikke vist) og utførelsesverktøyet 460 kunne trekkes tilbake. As the drill string 410 is pulled up, the sleeves 460 of the work tool 460 will engage the flow control buffer 454. This flow control sleeve 454 is displaced to align the alignment port 456 with the casing port 455, so that the casing port 455 is thereby opened for fluid communication. A ball is then brought down and the cementing port tool 480 to shut off fluid communication with the lower portion of the drill string 410 and the cement holder setting tool (not shown). Pressure is applied to open the cementing port tool 480 to force cement into an upper portion of the annulus between the second casing string 420 and the wellbore. In particular, cement is allowed to flow out of the transfer unit 411 and through the liner port 455. Once the upper portion of the annulus is pressed off, the cementing holder setting tool (not shown) and the execution tool 460 can be retracted.

Fig. 25 viser en annen utførelse av det andre boreutstyr i henhold til visse aspekter ved foreliggende oppfinnelse. Dette andre utboringsutstyr 502 omfatter en andre foringsstreng 520, en borestreng 510 og en bunnhullsammenstilling (ikke vist). På lignende måte som i den utførelse som er vist i fig. 7, er borestrengen 510 her utstyrt med et andre kulesete 535 samt en hydraulisk drivbar foringshengersammenstilling 530 med én eller flere glidemekanismer 534. Borestrenger 510 inkluderer også et første kulesete 540 koblet til et forbiføringslegeme 545 med forbiføringsporter 537 i fluidkommunikasjon med borestrengen 510 og ringrommet 546 mellom den andre foringsstreng 520 og den første foringsstreng 10. Fortrinnsvis er eikene i forbiføringslegemet 540 anordnet på den måte som er vist i fig. 25A. Et avtettingslegeme 548 brukes til å blokkere fluidkommunikasjon mellom ringrommet 546 og det indre av den første foringsstreng 10 på oversiden av den andre foringsstreng 520. På grunn av at mange av komponentene i fig. 25, f.eks. første og andre kulesete 530, 540, er hovedsakelig de komponenter som er vist i og beskrevet under henvisning til fig. 7, til beskrivelsen ovenfor og driften av de lignende komponenter under henvisning til fig. 7, gjelde like godt for de komponenter som er vist i fig. 25. Fig. 25 shows another embodiment of the second drilling equipment according to certain aspects of the present invention. This second drilling equipment 502 comprises a second casing string 520, a drill string 510 and a bottom hole assembly (not shown). In a similar way as in the embodiment shown in fig. 7, the drill string 510 is here equipped with a second ball seat 535 as well as a hydraulically driven casing hanger assembly 530 with one or more slide mechanisms 534. Drill strings 510 also include a first ball seat 540 connected to a bypass body 545 with bypass ports 537 in fluid communication with the drill string 510 and the annulus 546 between the second casing string 520 and the first casing string 10. Preferably, the spokes in the passing body 540 are arranged in the manner shown in fig. 25A. A sealing body 548 is used to block fluid communication between the annulus 546 and the interior of the first casing string 10 on top of the second casing string 520. Because many of the components in FIG. 25, e.g. first and second ball seats 530, 540 are mainly the components shown in and described with reference to fig. 7, to the above description and the operation of the similar components with reference to fig. 7, apply equally well to the components shown in fig. 25.

I drift blir borestrengen 510 drevet for å fremføre den andre foringsstreng 520, slik som vist i fig. 25. Under utboring i returfluid drevet oppover til overflaten gjennom det indre av den andre foringsstreng 520. Returfluidet kan da inkludere det avdelte fluid i ringrommet 546 mellom den første foringsstreng 10 og den andre foringsstreng 520. In operation, the drill string 510 is driven to advance the second casing string 520, as shown in fig. 25. During drilling in return fluid driven upwards to the surface through the interior of the second casing string 520. The return fluid may then include the separated fluid in the annulus 546 between the first casing string 10 and the second casing string 520.

Etter at utboring har funnet sted etter et ønsket tidsintervall, blir en kule sluppet ned for å stenge av forbiføringsportene 537 på forbiføringslegemet 545, slik som anskueliggjort i fig. 26. Deretter blir en andre kule sluppet ned for å lande i det andre kulesetet, slik som angitt i fig. 27. Alternativt blir ytterligere trykk påført for å ekstrudere den første kule gjennom det første kulesetet 540 og for å lande i det andre kulesetet 535. Ytterligere trykk blir så påført for å innstille foringshengeren 530 til å henge opp den andre foringsstreng 520 i avstand fra den første foringsstreng 10. Slik som vist, er glidebanene 534 blitt ekspandert til å danne inngrep med den første foringsstreng 10. Det vil kunne innses at i denne utførelse har foringshengersammenstillingen 530 ikke noe pakningselement for avtetning av ringrommet 540 mellom den første foringsstreng 10 og den andre foringsstreng 520. Ytterligere trykk blir så utøvet på kulen for å bring denne til å ekstrudere seg gjennom det andre kulesetet 535, slik at den kan vandre til en kulefanger (ikke vist) i borestrengen 510. Etter at den andre foringsstreng 520 er blitt understøttet av den første foringsstreng 10, blir det løpende verktøy frigjort fra foringshengeren 530, og borestrengen 510 og BHA 525 blir trukket tilbake. After boring has taken place after a desired time interval, a ball is dropped to close off the bypass ports 537 on the bypass body 545, as illustrated in FIG. 26. Then a second ball is dropped to land in the second ball seat, as indicated in fig. 27. Alternatively, additional pressure is applied to extrude the first ball through the first ball seat 540 and to land in the second ball seat 535. Additional pressure is then applied to adjust the casing hanger 530 to suspend the second casing string 520 at a distance from the first casing string 10. As shown, the sliding tracks 534 have been expanded to form engagement with the first casing string 10. It will be appreciated that in this embodiment the casing hanger assembly 530 has no sealing element for sealing the annulus 540 between the first casing string 10 and the second casing string 520. Additional pressure is then applied to the ball to cause it to extrude through the second ball seat 535 so that it can travel to a ball catcher (not shown) in the drill string 510. After the second casing string 520 has been supported by the first casing string 10, the running tool is released from the casing hanger 530, and the drill string 510 and BHA 525 are pulled t back again.

For å sementere den andre foringsring 520, blir en pakningssammenstilling 550 trippet inn i borebrønnen ved bruk av borestrengen 510. To cement the second casing ring 520, a packing assembly 550 is tripped into the wellbore using the drill string 510.

Pakningssammenstillingen 550 passer låsende inn i toppen av foringshengeren 530, slik som vist i fig. 28. For dette formål blir det indre av den andre foringsstreng 520 bragt i fluidkommunikasjon med pakningssammenstillingen 550. I én viss utførelse, inkluderer pakningssammenstillingen 550 en enkelt retningsplugg 560, en pakning 557 for toppen av foringshengeren 530 og et innstillingsverktøy 558 med pluggdrivende pakning for innstilling av pakningen 557. Fortrinnsvis er den eneste retningsplugg innrettet for utløsning under overflaten. Et eksempel på eneste retningsplugg er angitt i en samtidig løpende US patentsøknad inngitt 29. januar 2004, og denne søknad tas da inn her som referanse i sin helhet. Denne eneste retningsplugg 560 kan da omfatte et legeme 562 og gripeenheter 564 for å hindre bevegelse av legemet 562 i en første aksial retning i forhold til rørledningen. Pluggen 560 omfatter videre et avtettingslegeme 566 for avtetting av en fluidbane mellom legemet 562 og rørledningen. Fortrinnsvis blir gripeenhetene 564 satt inn av en trykkforskjell, slik at pluggen 560 beveges i en andre aksial retning i et fluidtrykk, men ikke vil være bevegelig i den første retning på grunn av fluidtrykket. The gasket assembly 550 fits lockingly into the top of the liner hanger 530, as shown in fig. 28. To this end, the interior of the second casing string 520 is brought into fluid communication with the packing assembly 550. In one embodiment, the packing assembly 550 includes a single directional plug 560, a packing 557 for the top of the casing hanger 530, and a setting tool 558 with plug driving packing for setting of the gasket 557. Preferably, the only directional plug is arranged for release below the surface. An example of a single directional plug is indicated in a concurrent US patent application filed on January 29, 2004, and this application is incorporated herein by reference in its entirety. This single directional plug 560 can then comprise a body 562 and gripping units 564 to prevent movement of the body 562 in a first axial direction in relation to the pipeline. The plug 560 further comprises a sealing body 566 for sealing a fluid path between the body 562 and the pipeline. Preferably, the gripping units 564 are inserted by a pressure difference, so that the plug 560 is moved in a second axial direction in a fluid pressure, but will not be movable in the first direction due to the fluid pressure.

Sement blir pumpet nedover borestrengen 510 og den andre foringsstreng 520 fulgt av en utløsningsplugg 504. Denne plugg vandrer på baksiden av sementen inn til den lander på den eneste retningsplugg 560. Trykkøkningen bak pluggen 504 bringer den eneste retningsplugg 560 til utløsningen nedhulls. Pluggen 560 blir pumpet nedhulls inntil den når frem til en posisjon nær inntil bunnen av den andre foringsstreng 520. En trykkforskjell opprettes for innstilling av den eneste retningsplugg 560.1 denne forbindelse vil denne eneste retningsplugg 560 hindre sement fra å strømme tilbake inn i den andre foringsstreng 520. Cement is pumped down the drill string 510 and the second casing string 520 followed by a release plug 504. This plug travels behind the cement until it lands on the single directional plug 560. The increase in pressure behind the plug 504 brings the single directional plug 560 to the release downhole. The plug 560 is pumped downhole until it reaches a position close to the bottom of the second casing string 520. A pressure difference is created for the setting of the single directional plug 560. In this connection, this single directional plug 560 will prevent cement from flowing back into the second casing string 520 .

Deretter blir en kraft påført innstillingsverktøyet 558 for den pluggende pakning for derved å innstille pakningen 557 til å avtette ringromet 546 mellom den andre foringsstreng 520 og den første foringsring 10. Denne borestreng 510 blir så frigjort fra foringshengeren 530. Omvendt strømning vil eventuelt kunne finne sted for å fjerne overskuddssement fra borestrengen 510 før tilbaketrekning. Fig. 29 viser den andre foringsstreng 520 etter at den er blitt sementert på plass. Alternative utførelser av den foreliggende oppfinnelse angir fremgangsmåter og apparater for påfølgende foring av en seksjon av en brønnboring som tidligere er blitt overspent av et parti av en bunnhullsammenstilling ("BHA") som strekker seg nedover forbi en nedre ende av en foring eller en brønnveggdekning under en utboring sammen med foringsarbeidet. Utførelser av foreliggende oppfinnelse muliggjør med fordel sirkulasjon av borefluid under utboring sammen med foring og under utforing av det parti av brønnboringen som tidligere har vært dekket av det parti av BHA som strekker seg på undersiden av den nedre ende av foringen. Fig. 30 viser en første foring 805 som tidligere er blitt senket ned i en brønnboring 881 og innstilt i denne, fortrinnsvis ved hjelp av fysisk forandrbart bindingsmaterial, slik som sement. Som alternativ kan foringen 805 plasseres inne i borebrønnen 801 ved bruk av en hvilken som helst type opphengningsverktøy. Fortrinnsvis blir den første foring 805 boret inn i en jordformasjon ved stråledrift og/eller dreining av den første foring 805 til å danne borebrønnen 881. A force is then applied to the setting tool 558 for the plugging packing to thereby set the packing 557 to seal the annulus 546 between the second casing string 520 and the first casing ring 10. This drill string 510 is then released from the casing hanger 530. Reverse flow may possibly take place to remove excess cement from drill string 510 prior to withdrawal. Fig. 29 shows the second casing string 520 after it has been cemented in place. Alternative embodiments of the present invention provide methods and apparatus for subsequently lining a section of a wellbore that has previously been overstressed by a portion of a downhole assembly ("BHA") that extends downward past a lower end of a casing or a wellwall casing below an excavation together with the lining work. Embodiments of the present invention advantageously enable circulation of drilling fluid during drilling together with casing and during casing of the part of the wellbore that has previously been covered by the part of BHA that extends on the underside of the lower end of the casing. Fig. 30 shows a first liner 805 which has previously been lowered into a wellbore 881 and set in this, preferably by means of a physically changeable binding material, such as cement. Alternatively, the liner 805 can be placed inside the borehole 801 using any type of suspension tool. Preferably, the first liner 805 is drilled into a soil formation by jetting and/or turning the first liner 805 to form the borehole 881.

Anordnet inne i den første foring 805 befinner det seg en andre foring eller foringsenhet 810. Tilsluttet en utside av en øvre ende av foringen 810 befinner det seg en innstillingsmuffe 802 med én eller flere tetningsenheter 803 anordnet direkte på undersiden av innstillingsmuffen 802, mens avtetningsenheten 803 fortrinnsvis inkluderer ett eller flere tetningselementer, slik som pakninger. Tetningsenhetene 803 vil også kunne utgjøres av en utvidbar pakning, og da med et elastomermateriale som oppretter tetning mellom foringen 810 og den første utforing 805. En verneenhet 801 for muffeinnstilling og anordnet på en borestreng 815 (se nedenfor) har en indre diameter til en verdi i nærheten av en ytterdiameter for løpende verktøy 825, og en forsenkning i verneenheten 801 for innstillingsmuffen rommer en skulder av innstillingsmuffen 802 i seg. En skulder på borestrengen 815 hindrer innstillingsmuffens verneenhet 810 fra å drive innstillingsmuffen 810 nedover, samtidig som borestrengen 815 oppover og nedover i borebrønnen 881 under boringsprosessen (se nedenfor). Innstillingsmuffens fjerneenhet 801 hindrer da innstillingsmuffen 802 fra å bli satt i drift forut for sementeringsprosessen (vist og beskrevet nedenfor i forbindelse med fig. 45-49). Arranged inside the first liner 805 is a second liner or liner unit 810. Connected to an outside of an upper end of the liner 810 is a setting sleeve 802 with one or more sealing units 803 arranged directly on the underside of the setting sleeve 802, while the sealing unit 803 preferably includes one or more sealing elements, such as gaskets. The sealing units 803 could also be made up of an expandable gasket, and then with an elastomer material that creates a seal between the lining 810 and the first lining 805. A protection unit 801 for sleeve setting and arranged on a drill string 815 (see below) has an inner diameter of a value near a running tool outer diameter 825, and a recess in the setting sleeve guard assembly 801 accommodates a shoulder of the setting sleeve 802 therein. A shoulder on the drill string 815 prevents the setting sleeve guard assembly 810 from driving the setting sleeve 810 down, while driving the drill string 815 up and down in the wellbore 881 during the drilling process (see below). The setting sleeve remote unit 801 then prevents the setting sleeve 802 from being put into operation prior to the cementing process (shown and described below in connection with Figs. 45-49).

Foringen 810 omfatter en foringshenger 820 på et parti av sin ytre diameteromkrets, hvor foringshengeren 820 har én eller flere gripeenheter 821, fortrinnsvis glidere, på sin ytre omkrets. Foringshengeren 820 er anordnet direkte på undersiden av tetningslegemet 803. Foringshengeren 820 omfatter videre en skråstilt overflate 822 på den ytre diameteromkrets av foringen 810, og sammen med hvilken gripeenhetene 821 føres radialt utover for opphenging av foringen 810 bort fra den indre diameteromkrets av foringen 805. Ved den nedre ende av foringen 810, kan det foreligge en foringssko 889. The liner 810 comprises a liner hanger 820 on a portion of its outer diameter circumference, where the liner hanger 820 has one or more gripping units 821, preferably sliders, on its outer circumference. The liner hanger 820 is arranged directly on the underside of the sealing body 803. The liner hanger 820 further comprises an inclined surface 822 on the outer diameter circumference of the liner 810, and together with which the gripping units 821 are guided radially outwards to suspend the liner 810 away from the inner diameter circumference of the liner 805. At the lower end of the liner 810, there may be a liner shoe 889.

Foringen 810 har en borestreng 815, som også vil kunne kalles en sirkuleringsstreng, og som da er anordnet hovedsakelig koaksialt i denne og er løsbart forbundet med denne. Borestrengen 815 er et hovedsakelig rørformet legeme med en langsgående utboring gjennom seg. Borestrengen 815 og foringen 810 danner en foringssammenstilling 800. Fig. 30 viser foringssammenstillingen 800 utboret til innstillingsdybden for foringen 810 inne i vedkommende formasjon. Borestrengen 815 inkluderer et løpende verktøy 825 ved sin øvre ende og en BHA 885 teleskopisk forbundet med en nedre ende av det løpende verktøy 825. Spesielt inkluderer det løpende verktøy 825 en sperre 840. En ytre overflate på det løpende verktøy 825 har en fordypning 827 i seg for å motta radialt utvidbart sperrelegeme 826. Dette sperrelegemet 826 kan radialt utvides inn i en fordypning 828 på en innside av foringen 810 for løsbart å danne inngrep med denne foring 810. Når sperrelegemet 826 strekker seg inn i fordypningen 828 på foringen 810, vil foringen 810 og borestrengen 815 være låst sammen. The liner 810 has a drill string 815, which can also be called a circulating string, and which is then arranged mainly coaxially in it and is releasably connected to it. The drill string 815 is a mainly tubular body with a longitudinal bore through it. The drill string 815 and the casing 810 form a casing assembly 800. Fig. 30 shows the casing assembly 800 drilled to the setting depth for the casing 810 inside the relevant formation. The drill string 815 includes a running tool 825 at its upper end and a BHA 885 telescopically connected to a lower end of the running tool 825. In particular, the running tool 825 includes a detent 840. An outer surface of the running tool 825 has a recess 827 in itself to receive radially expandable detent body 826. This detent body 826 can be radially expanded into a recess 828 on an inside of the liner 810 to releasably engage this liner 810. When the detent body 826 extends into the recess 828 of the liner 810, the liner 810 and the drill string 815 be locked together.

BHA 885 inkluderer en første teleskopskjøt 850 ved sin øvre ende og som er anordnet konsentrisk inne i den nedre ende av det løpende verktøy 825, slik at den førte teleskopskjøt 850 og det løpende verktøy 825 kan beveges i lengderetningen i forhold til hverandre. Den nedre ende av den første teleskopskjøt 850 er da anordnet konsentrisk omkring den øvre ende av en andre teleskopskjøt 855. Første og andre teleskopskjøt 850 og 855 kan også beveges i lengderetningen i forhold til hverandre. The BHA 885 includes a first telescoping joint 850 at its upper end and which is arranged concentrically within the lower end of the running tool 825 so that the leading telescoping joint 850 and the running tool 825 can be moved longitudinally relative to each other. The lower end of the first telescopic joint 850 is then arranged concentrically around the upper end of a second telescopic joint 855. The first and second telescopic joint 850 and 855 can also be moved in the longitudinal direction in relation to each other.

Det er påtenkt at flere teleskopskjøter 850, 855 vil kunne anvendes i stedet for bare de to viste teleskopskjøter 850, 855, alt etter i det minste delvis lengden av BHA 855 som ilagt på undersiden av den nedre ende av foringen 810. Dette parti av BHA 885 må kunne svelges opp ved inntrekning av teleskopskjøtene 850, 855, slik at derved foringen 810 nedsenkes for å omfatte hovedsakelig dybdedimensjonen av det utborede borehull 881 (se driftsbeskrivelsen nedenfor). Fortrinnsvis er teleskopskjøtene 850, 855 trykk- og volumutbalansert og posisjonsinnstilt henimot en nedre ende av borestrengen 815, og da på grunn av deres reduserte tverrsnitt frembragt ut fra et tiltak for å nedsette deres hydrauliske areal til et minimum. Når teleskopskjøtene 850 og 855 er trukket ut ved teleskopbevegelse utover, vil teleskopforbindelsene 850, 855 fortrinnsvis være riflet, eller selektivt riflet, for derved å tillate dreiemomentoverføring gjennom teleskopskjøtene 850, 855 etter behov (spesielt under innkjøring og/eller utboring ved hjelp av borings-utboringssammenstillingen 800 slik det vil bli beskrevet nedenfor). I tillegg til den riflede sporkobling må det bemerkes at teleskopskjøtene kan være sammenkoblet på en hvilken som helst måte som er i stand til å overføre dreiemoment samtidig som det muliggjøres relativ aksial bevegelse mellom teleskopskjøtene. It is contemplated that multiple telescoping joints 850, 855 could be used instead of just the two telescoping joints 850, 855 shown, depending on at least part of the length of the BHA 855 as applied to the underside of the lower end of the liner 810. This portion of the BHA 885 must be able to be swallowed up by retracting the telescopic joints 850, 855, so that thereby the liner 810 is lowered to cover mainly the depth dimension of the drilled borehole 881 (see operational description below). Preferably, the telescopic joints 850, 855 are pressure and volume balanced and positioned towards a lower end of the drill string 815, and then due to their reduced cross-section produced from a measure to reduce their hydraulic area to a minimum. When the telescoping joints 850 and 855 are extended by telescoping outward, the telescoping joints 850, 855 will preferably be knurled, or selectively knurled, thereby allowing torque transmission through the telescoping joints 850, 855 as needed (especially during drive-in and/or drilling by means of drilling the bore assembly 800 as will be described below). In addition to the knurled track coupling, it should be noted that the telescoping joints may be connected in any manner capable of transmitting torque while allowing relative axial movement between the telescoping joints.

Den andre teleskopskjøt 855 omfatter en låsesperre 882 med én eller flere fordypninger 887 i dens ytre overflate. En eller flere fordypninger 887 rommer én eller flere låseenheter 886 i seg. Disse én eller flere låseenheter 886 er også anordnet med én eller flere fordypninger 888 på en innside av boringsskoen 889 (eller foringen 810). For å gjøre tjeneste som en utløsbar sperre som selektivt sammenholder borestrengen 815 og foringen 810, er låselegemet 886 anordnet relativt radialt glidbart inne i fordypningen 887 på den andre teleskopskjøt 885 for enten å danne inngrep med eller frigjøre foringsskoen 889 ved sin fordypning 888. De to forbindelsessteder for foringen 810 med borestrengen 815, nemlig låsepunktene 840 og 882, er anordnet nær inntil henholdsvis det øvre og det nedre parti av foringen 810. Begge festesteder vil være i stand til å ta opp strekk-og trykkpåkjenning, så vel som dreiemoment. The second telescopic joint 855 comprises a locking latch 882 with one or more recesses 887 in its outer surface. One or more recesses 887 contain one or more locking units 886 in them. These one or more locking units 886 are also arranged with one or more recesses 888 on an inside of the drilling shoe 889 (or liner 810). To serve as a releasable detent selectively holding together the drill string 815 and the casing 810, the locking body 886 is disposed relatively radially slidably within the recess 887 of the second telescoping joint 885 to either engage with or release the casing shoe 889 at its recess 888. The two connection points for the casing 810 with the drill string 815, namely the locking points 840 and 882, are arranged close to the upper and lower parts of the casing 810, respectively. Both fixing points will be able to absorb tensile and compressive stress, as well as torque.

Koblet til en nedre ende av den andre teleskopskjøt 855 befinner det seg en sirkuleringssubb 860. Inne i en indre langsgående utboring i sirkuleringssubben 860 befinner det seg et kulesete 861. En vegg for sirkuleringssubben 860 inkluderer én eller flere gjennomgående porter 863. Kulesetet 861 er glidbart anordnet og bevegelig inne i en fordypning 884 på en innside av veggen av sirkuleringssubben 860 for selektivt å kunne åpne og lukke porten 863. En skjermskive 877, som gjør tjeneste som holdekammer for en kule 876 (se fig. 31) etter at kulen 876 beveger seg gjennom kulesetet 861, er det anordnet på undersiden av kulesetet 861 for å hindre kulen 876 fra å tilplugge strømningsbanen ved å trenge inn i et nedre parti 870 BHA 885. Connected to a lower end of the second telescopic joint 855 is a circulation sub 860. Inside an inner longitudinal bore in the circulation sub 860 is a ball seat 861. A wall for the circulation sub 860 includes one or more through ports 863. The ball seat 861 is slidable arranged and movable inside a recess 884 on an inside wall of the circulation sub 860 to be able to selectively open and close the gate 863. A screen disc 877, which serves as a holding chamber for a ball 876 (see Fig. 31) after the ball 876 moves through the ball seat 861, it is provided on the underside of the ball seat 861 to prevent the ball 876 from plugging the flow path by penetrating a lower portion 870 of the BHA 885.

Det nedre parti 870 av BHA 885 utfører forskjellige funksjoner under utboringen av foringssammenstillingen 800. Spesielt inkluderer det nedre parti 810 av en subb for måling under utboring ("MWD") 896 og som er i stand til å lokalisere ett eller flere måleverktøyer i seg for å måle formasjonsparametere. Også en resistivitetssubb (ikke vist) kan være plassert inne i det nedre parti 870 av BHA 885 for å lokalisere ett eller flere resistivitetsverktøyer for måling av ytterligere formasjonsparametere. The lower portion 870 of the BHA 885 performs various functions during the drilling of the casing assembly 800. In particular, the lower portion 810 includes a measurement while drilling ("MWD") sub 896 capable of locating one or more measuring tools therein for to measure formation parameters. Also, a resistivity sub (not shown) may be located within the lower portion 870 of the BHA 885 to locate one or more resistivity tools for measuring additional formation parameters.

En motor 894, fortrinnsvis en slammotor, er også anordnet inne i det nedre parti 870 av BHA 885 på oversiden av en jordfjernende enhet 893, som da fortrinnsvis gjøres av et oppskjæringsapparat. Som vist i fig. 30-44 omfatter den jordfjernende enhet 893, 993 en under-opprømmer 892, 992 som er plassert på oversiden av borkronen 890, 990. Alternativt kan den jordfjernende enhet 893, 993 også utgjøres av en opprømmersko, dobbeltsentrert borkrone eller utvidbar borkrone. Som et eksempel på en utvidbar borkrone som er egnet for bruk i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, skal det henvises til US patentsøknadspublisering nr. 2003/111267 eller US patentsøknadspublisering nr. 2003/183424, som begge tas inn her som referanse i sin helhet. Motoren 894 blir brukt til å frembringe rotasjonskraft på jordfjerningsenheten 893 i forhold til resten av borestrengen 815 for derved å bore inn boringssammenstillingen 800 i formasjonen for å danne brønnboringen 881.1 én viss utførelse kan BHA 885 også inkludere et apparat for å lette retningsutboring, slik som et bøyd motorhylster, en justerbar hylstermotor eller et roterende styrbart utstyr. Videre kan jordfjerningsenheten også inkludere én eller fluidavbøyere eller munnstykker for selektivt å føre fluid inn i formasjonen for å avbøye utboringsbanene. I en annen utførelse kan en tredimensjonal roterende styrbar enhet anvendes. Som sådan kan det være ønskelig å plassere LWD-verktøyet på oversiden av under-opprømmeren. A motor 894, preferably a mud motor, is also arranged inside the lower part 870 of the BHA 885 on the upper side of a soil removing unit 893, which is then preferably done by a cutting apparatus. As shown in fig. 30-44, the soil-removal unit 893, 993 comprises a sub-reamer 892, 992 which is placed on the upper side of the drill bit 890, 990. Alternatively, the soil-removal unit 893, 993 can also be constituted by a reamer shoe, double-centered drill bit or expandable drill bit. As an example of an expandable drill bit suitable for use in connection with the present invention, reference should be made to US Patent Application Publication No. 2003/111267 or US Patent Application Publication No. 2003/183424, both of which are incorporated herein by reference in their entirety. The motor 894 is used to generate rotational force on the soil removal unit 893 relative to the rest of the drill string 815 to thereby drill the drill assembly 800 into the formation to form the wellbore 881. In one embodiment, the BHA 885 may also include an apparatus to facilitate directional drilling, such as a bent motor casing, an adjustable casing motor or a rotating steerable gear. Furthermore, the soil removal unit may also include one or more fluid deflectors or nozzles to selectively introduce fluid into the formation to deflect the drill paths. In another embodiment, a three-dimensional rotary steerable unit can be used. As such, it may be desirable to place the LWD tool on top of the sub-reamer.

I tillegg til de komponenter som er vist i fig. 30 og er blitt beskrevet ovenfor, kan det nedre parti 870 av BHA 855 kunne videre omfatte én eller flere stabiliserere og/eller en subb for logging under utboring ("LWD") som er i stand til å motta ett eller flere LWD-verktøyer for å måle parametere under utboring. I det minste det nedre parti 870 av BHA 855 kan strekke seg nedover forbi den nedre ende av foringen 810 ved boring av foringssammenstillingen inn i formasjonen. In addition to the components shown in fig. 30 and has been described above, the lower portion 870 of the BHA 855 may further include one or more stabilizers and/or a logging while drilling ("LWD") sub capable of receiving one or more LWD tools for to measure parameters during drilling. At least the lower portion 870 of the BHA 855 may extend downward past the lower end of the casing 810 when drilling the casing assembly into the formation.

I de viste utførelser i fig. 30-35, vil verneenheten 801 for innstillingsmuffen, låseenheten 840 for det løpende verktøy 825 og sperreenheten 882 for den andre teleskopskjøt 855 er fluidforbiføringssammenstillinger 813 hver for seg. Fig. 30A viser en fluidforbiføringssammenstilling 813 som vil kunne brukes som fjerneenhet 801 for innstillingsmuffen, låsen 840 og/eller låsen 882. Hver forbiføringssammenstilling 813 kan omfatte én eller flere eiker 804 med én eller flere ringromsenheter 806 mellom disse for gjennomstrømning av fluid. Disse én eller flere forbiføringssammenstillinger 813 gjør det mulig for borefluid å sirkulere under borebrønnsarbeider, slik det vil bli beskrevet nedenfor. In the embodiments shown in fig. 30-35, the guard assembly 801 for the setting sleeve, the locking assembly 840 for the running tool 825, and the locking assembly 882 for the second telescoping joint 855 will each be fluid bypass assemblies 813. Fig. 30A shows a fluid bypass assembly 813 which can be used as a removal unit 801 for the adjustment sleeve, the lock 840 and/or the lock 882. Each bypass assembly 813 may comprise one or more spokes 804 with one or more annulus units 806 between them for the flow of fluid. These one or more bypass assemblies 813 enable drilling fluid to circulate during well operations, as will be described below.

I drift blir forings-/utborings-sammenstillingen 800 senket ned i formasjonen for å danne en borebrønn 881. Mens den nedsenkes vil i tillegg ett eller flere partier av forings-/utborings-sammenstillingen 800 bli dreiet for å lette nedsenkningen inn i formasjonen. Det dreide parti av boresammenstillingen 800 utgjøres fortrinnsvis av jordfjerningsenheten 893. Motoren 894 i BHA 885 avgir fortrinnsvis den rotasjonskraft som trengs for å dreie jordfjerningsenheten 893. In operation, the casing/boring assembly 800 is lowered into the formation to form a borehole 881. As it is being lowered, one or more parts of the casing/boring assembly 800 will additionally be rotated to facilitate the sinking into the formation. The rotated part of the drill assembly 800 is preferably constituted by the soil removal unit 893. The motor 894 in the BHA 885 preferably emits the rotational force needed to rotate the soil removal unit 893.

Fig. 30 viser sammenstillingen 800 for foring og utboring i innkjøringsposisjonen. Vanligvis vil det nedre parti 870 av BHA 885 strekke seg ned til undersiden av foringen 810 ved innkjøring. Under-opprømmeren 892 omfatter i den viste utførelse ett eller flere skjæreblader som strekker seg i ytterdiameteren av foringen 810 til å danne en utboring 881 med en tilstrekkelig diameter for innkjøring av foringen 810, som da følger under-opprømmeren 892 inn i formasjonen, for innføring i denne. I alternative utførelser som utnytter en ekspanderbar borkrone for utboring fremfor foringen 810, vil den ekspanderbare borkrones skjæreblader strekke seg forbi ytterdiameteren av foringen 810 for å utbore en borebrønn 881 med tilstrekkelig diameter. Fig. 30 shows the assembly 800 for lining and boring in the run-in position. Typically, the lower portion 870 of the BHA 885 will extend down to the underside of the liner 810 upon run-in. The sub-reamer 892 comprises in the embodiment shown one or more cutting blades that extend into the outer diameter of the liner 810 to form a bore 881 of a sufficient diameter for driving in the liner 810, which then follows the sub-reamer 892 into the formation, for insertion in this. In alternative embodiments that utilize an expandable drill bit for drilling rather than liner 810, the expandable drill bit's cutting blades will extend beyond the outer diameter of liner 810 to drill a wellbore 881 of sufficient diameter.

Etter innkjøringen av foringssammenstillingen 800, vil sperreenheten 826 for låsen 840 strekke seg radialt utover for å danne løsbart inngrep med fordypningen 828 i foringen 810. Videre vil låseenheten 886 være radialt uttrukket for å danne inngrep med fordypningen 888 på innsiden av foringen 810 (eller foringsskoen 889). På denne måte vil borestrengen og foringen 810 være løsbart sammenkoblet under utboring. Låsene 840, 882 vil være i stand til å overføre aksiale så vel som rotasjonsrettede krefter, som da driver foringen 810 og borestrengen 815 til å forskyves sammen mens de er sammenkoblet. Fortrinnsvis blir dreiemoment overført i rekkefølge fra borestrengen 815 til låsen 840 og videre til foringen 810 samt tilbake til låsen 882 og derpå til BHA 870. After insertion of the liner assembly 800, the locking assembly 826 of the lock 840 will extend radially outward to releasably engage the recess 828 in the liner 810. Furthermore, the lock assembly 886 will be radially extended to form an engagement with the recess 888 on the inside of the liner 810 (or liner shoe 889). In this way, the drill string and the liner 810 will be releasably connected during drilling. The locks 840, 882 will be capable of transmitting axial as well as rotationally directed forces, which then drive the casing 810 and the drill string 815 to move together while they are coupled. Preferably, torque is transmitted sequentially from the drill string 815 to the lock 840 and on to the liner 810 and back to the lock 882 and then to the BHA 870.

Under innkjøringen av foringssammenstillingen 810 vil de teleskopiske skjøter 850, 855 fortrinnsvis være utstrukket i det minste delvis til en lengde A. På grunn av de riflede profiler på teleskopskjøtene 850, 855, vil forlengelse av teleskopskjøtene 850, 855 kunne tillate overføring av dreiemoment til jordfjerningsenheten 893 under utboring. Fortrinnsvis overfører de utstrukkede skjøter 850 og 855 ikke dreiemoment under utboringsarbeider. For å bibeholde teleskopskjøtene 850, 855 i utstrukket stilling under installasjon av sperrelåsen 882, vil det foreligge minst én løsbar forbindelse mellom den første teleskopskjøt 850 og det løpende verktøy 825, så vel som minst én løsbar forbindelse mellom den første teleskopskjøt 850 og den andre teleskopskjøt 855. Fortrinnsvis vil i det minste én av de første avskjærbare enheter 851 og i det minste én av de andre skjærbare enheter 852 utføre de funksjoner som går ut på løsbar kobling av den første teleskopskjøt 850 til det løpende verktøy 825 samt løsbar forbindelse av den andre teleskopskjøt 855 til den første teleskopskjøt 850. Man kan tenke seg at disse løsbare forbindelser også kunne anta form av hydraulisk løsbare klemmer, slik det vil være velkjent for fagkyndige på området, i stedet for de avskjærbare forbindelser. During the run-in of liner assembly 810, the telescopic joints 850, 855 will preferably be extended at least partially to a length A. Due to the knurled profiles of the telescopic joints 850, 855, extension of the telescopic joints 850, 855 may allow transmission of torque to the earth removal assembly 893 during drilling. Preferably, the extended joints 850 and 855 do not transmit torque during boring operations. To maintain the telescoping joints 850, 855 in the extended position during installation of the locking latch 882, there will be at least one releasable connection between the first telescoping joint 850 and the running tool 825, as well as at least one releasable connection between the first telescoping joint 850 and the second telescoping joint 855. Preferably, at least one of the first severable units 851 and at least one of the second severable units 852 will perform the functions of releasably connecting the first telescopic joint 850 to the running tool 825 as well as releasably connecting the second telescoping joint 855 to the first telescoping joint 850. It is conceivable that these releasable connections could also take the form of hydraulically releasable clamps, as will be well known to those skilled in the art, instead of the severable connections.

Ved utboring inn i formasjonen ved hjelp av f6rings-/utborings-sammenstillingene 800, blir fortrinnsvis borefluid sirkulert. Porten 863 i sirkuleringssubben 860 blir innledningsvis lukket av kulesetet 861 inne i fordypningen 884 i innerveggen av sirkuleringssubben 860. Borefluid innføres inn i den indre langsgående utboring i borestrengen 815 fra overflaten, og strømmer så gjennom borestrengen 815 inn i og gjennom ett eller flere munnstykker (ikke vist) som er utformet gjennom borkronen 890. Fluidet vil så strømme oppover omkring det nedre parti 870 av BHA 885, derpå vil de én eller flere forbiføringssammenstillinger 813 for låseenhetene 840, 882 og innstillingsmuffens verneenhet 801 tillate fluid å strømme oppover gjennom det indre av foringen 810 mellom den indre diameteromkrets av foringen 810 og den ytre diameteromkrets av borestrengen 815.1 tillegg vil en viss fluidandel kunne strømme omkring utsiden av foringen 810 mellom den ytre omkrets av forigen 810 og borebrønnen 881. Det volum av fluid som sirkuleres under utboring vil da være øket på grunn av de flere fluidbaner (én fluidbane mellom borebrønnsveggen 881 og den ytre diameteromkrets av foringen 810, en annen fluidbane mellom den indre diameteromkrets av foringene 810 og utsiden av borestrengen 815) som opprettes av den utførelse som er vist i fig. 30 av fdrings-/utborings-sammenstillingen 800.1 en annen utførelse er et slikt utstyr ikke begrenset til dette ene spesielle ringformede strømningsregime mellom den ytre omkrets av foringen 810 og borebrønnen 881, med dette system kan utnytte samme utstyr for å oppnå nedoverrettet ringformet strømning, slik som beskrevet ovenfor. Spesielt vil et slikt system kunne involvere bruk av tegningsenheten 448 og forbiføringsenheten 445. When drilling into the formation by means of the guiding/drilling assemblies 800, drilling fluid is preferably circulated. The port 863 in the circulation sub 860 is initially closed by the ball seat 861 inside the recess 884 in the inner wall of the circulation sub 860. Drilling fluid is introduced into the inner longitudinal bore in the drill string 815 from the surface, and then flows through the drill string 815 into and through one or more nozzles ( not shown) which is formed through the drill bit 890. The fluid will then flow upwardly around the lower portion 870 of the BHA 885, then the one or more bypass assemblies 813 for the locking assemblies 840, 882 and the setting sleeve guard assembly 801 will allow fluid to flow upwardly through the interior of the liner 810 between the inner diameter circumference of the liner 810 and the outer diameter circumference of the drill string 815.1 In addition, a certain proportion of fluid will be able to flow around the outside of the liner 810 between the outer circumference of the liner 810 and the borehole 881. The volume of fluid that is circulated during drilling will then be increased due to the several fluid paths (one fluid path between borehole sve ridge 881 and the outer diameter circumference of the liner 810, another fluid path between the inner diameter circumference of the liners 810 and the outside of the drill string 815) created by the embodiment shown in FIG. 30 of the feed/boring assembly 800.1 another embodiment, such equipment is not limited to this one particular annular flow regime between the outer circumference of the casing 810 and the borehole 881, with this system can utilize the same equipment to achieve downward annular flow, such as described above. In particular, such a system could involve the use of the drawing unit 448 and the transfer unit 445.

Det skal nå henvises til fig. 31, hvorav det fremgår at når under-opprømmeren 892 (eller en annen jordfjerningsenhet 893) har nådd den ønskede dybde hvorved det er ønsket å endelig plassere foringen 810 i borebrønnen 881 for å avgrense borebrønnen til en viss dybde, fortrinnsvis ved det ønskede dybdenivå, hvor et nedre parti av den første foring 805 overlapper det øvre parti av foringen 810, blir en avtettingsinnretning for avtetting av utboringen for den sirkulerende subb 860, fortrinnsvis en kule 876 eller en plugg (ikke vist) ført inn i utboringen for borestrengen 815 fra overflaten og innført inn i utboringen for borestrengen 815 fra overflaten og for nedsirkulering av borestrengen 815 inn i kulesetet 861 (dette kulesetet 861 er fortrinnsvis plassert på oversiden av det nedre parti 870 av BHA 885). Fluid blir så innført på oversiden av kulen 876 for å øke trykket inne i boringen til en verdi som er i stand til å løsgjøre låselegemet 886 fra forsenkningen 888 i foringen 810, hvorved da også den løsbare forbindelse mellom borestrengen 815 og foringen 110 blir løsgjort. Låselegemet 886 er vist frigjort fra foringsskoen 889 i fig. 31. Reference must now be made to fig. 31, from which it appears that when the sub-reamer 892 (or another soil removal unit 893) has reached the desired depth whereby it is desired to finally place the liner 810 in the borehole 881 to delimit the borehole to a certain depth, preferably at the desired depth level, where a lower portion of the first liner 805 overlaps the upper portion of the liner 810, a sealing device for sealing the borehole for the circulating sub 860, preferably a ball 876 or a plug (not shown) is inserted into the borehole for the drill string 815 from the surface and introduced into the borehole for the drill string 815 from the surface and for down-circulation of the drill string 815 into the ball seat 861 (this ball seat 861 is preferably located on the upper side of the lower part 870 of the BHA 885). Fluid is then introduced on the upper side of the ball 876 to increase the pressure inside the borehole to a value capable of releasing the locking body 886 from the recess 888 in the liner 810, whereby the releasable connection between the drill string 815 and the liner 110 is then also released. The locking body 886 is shown released from the lining shoe 889 in fig. 31.

Derpå blir trykket ytterligere øket på oversiden av kulen 876 inne i utboringen for borestrengen 815 for derved å drive kulen 876 gjennom kulesetet 861, slik som anskueliggjort i fig. 32. Kulen 876 blir oppfanget på skiven 877 på oversiden av det nedre parti 870 og BHA 885. Driving av kulen 876 gjennom kulesetet 861 muliggjør sirkulasjon gjennom utboringen i den sirkulerende subb 860 på nytt, slik som under innkjøringen av forings-/utborings-sammenstillingen 800. The pressure is then further increased on the upper side of the ball 876 inside the bore for the drill string 815 to thereby drive the ball 876 through the ball seat 861, as illustrated in fig. 32. The ball 876 is captured on the washer 877 on top of the lower portion 870 and the BHA 885. Driving the ball 876 through the ball seat 861 allows circulation through the bore in the circulating sub 860 again, as during run-in of the liner/bore assembly 800.

En nedoverrettet last blir så påført borestrengen 815 fra overflaten av brønnboringen 881 for å avskjære de avskjærbare enheter 851 og 852, slik at den første teleskope skjøt 850 vil gli inne i det løpende verktøy 825 inntil den har nådd en skulder 841 på dette løpende verktøy 825, mens den andre teleskopskjøt 855 vil gli inne i den første teleskopskjøt 850 inntil den når frem til en skulder 842 på den første teleskopskjøt 850, slik det er vist i fig. 33. Denne teleskopvirkning av skjøtene vil fortsette inntil foringen 810 er blitt fremført til bunnen av borebrønnen 881. Minskning av lengdene av skjøtene 825, 850 og 850, 855 vil da teleskopisk nedsette lengden av borestrengen 815 inne i foringen 810, slik at da foringen beveges nedover 810 inne i brønnboringen 881 i sammenheng med den nederste ende av borestrengen 815 (frem til like over skovlene på under-opprømmeren 892). Avstanden mellom skuldrene 841, 842 og de innledende plasseringer av de teleskopdannende enheter 825, 850 og 850, 855 er forutbestemt forut for plasseringen avfdrings-/utboringssammenstillingen 800 i formasjonen, slik at teleskopvirkningen fra teleskopenhetene 825, 850 og 850, 855 vil gjøre det mulig for foringen 810 å beveges nedover til et sted nær bunnen av brønnboringen 881, slik som vist i fig. 33. Til slutt vil foringen 810 bli opprømmet over de tidligere ilagte partier av BHA 885, og derfor blir den tidligere åpne hulseksjon 843 (se fig. 32) innkapslet av foringen 810, slik som vist i fig. 33, slik at det derved frembringes en innkapsling av et parti av borebrønnen 881 som ellers ville forbli udekket etter fjerning av BHA 885 fra brønnboringen 881. På grunn av at de forbiføringssammenstillinger 813 som foreligger i sperrelåsen 840 og 882 så vel som i verneenheten 801 for innstillingsmuffen, vil fluid bli sirkulert inne i ett eller flere ringrom 806 mellom én eller flere eiker 804 i forbiføringssammenstillingene 813, mens foringen 810 blir senket ned i borebrønnen 881 over BHA 870. Dette fluid vil kunne sirkuleres inn i foringen 810 så vel som på utsiden av foringen 810 for derved å drive ut eventuelle resterende borkaks eller andre materialer som er gjenværende på bunnen av borebrønnen 881 etter utboring. A downward load is then applied to the drill string 815 from the surface of the wellbore 881 to shear the shearable units 851 and 852 so that the first telescopic joint 850 will slide inside the running tool 825 until it has reached a shoulder 841 of this running tool 825. , while the second telescopic joint 855 will slide inside the first telescopic joint 850 until it reaches a shoulder 842 on the first telescopic joint 850, as shown in fig. 33. This telescoping effect of the joints will continue until the casing 810 has been advanced to the bottom of the borehole 881. Reducing the lengths of the joints 825, 850 and 850, 855 will then telescopically reduce the length of the drill string 815 inside the casing 810, so that when the casing is moved down 810 inside the wellbore 881 in connection with the lower end of the drill string 815 (up to just above the vanes of the sub-reamer 892). The distance between the shoulders 841, 842 and the initial locations of the telescoping units 825, 850 and 850, 855 is predetermined prior to the location of the deburring/boring assembly 800 in the formation so that the telescoping action of the telescoping units 825, 850 and 850, 855 will enable for the liner 810 to be moved downward to a location near the bottom of the wellbore 881, as shown in FIG. 33. Finally, the liner 810 will be raised over the previously inserted portions of the BHA 885, and therefore the previously open hole section 843 (see Fig. 32) will be encapsulated by the liner 810, as shown in Fig. 33, so that there is thereby produced an encapsulation of a part of the borehole 881 which would otherwise remain uncovered after removal of the BHA 885 from the wellbore 881. Due to the fact that the bypass assemblies 813 which are present in the interlocks 840 and 882 as well as in the protection unit 801 for setting sleeve, fluid will be circulated within one or more annulus 806 between one or more spokes 804 in the bypass assemblies 813, while the liner 810 is lowered into the wellbore 881 above the BHA 870. This fluid will be able to be circulated into the liner 810 as well as outside of the liner 810 in order thereby to drive out any residual drilling cuttings or other materials remaining at the bottom of the borehole 881 after drilling.

Fig. 34 viser det neste trinn i arbeidsprosessen. En andre kule 844 (eller plugg) blir ført inn i borestrengen 815 fra overflaten for å komme til hvile i kulesetet 816. Fluid blir da bragt til å strømme inn i utboringen i borestrengen 815 for å frembringe tilstrekkelig trykk inn i borestrengen 815 til å kunne innstille foringshengeren 820 og derved henge opp foringen 810 på den første foringsenhet 805. Spesielt vil øket fluidtrykk inne i utboringen drive gripeenheter 821 til bevegelse oppover langs den skråstilte overflate 822 på foringshengeren 820. På grunn av at flaten 822 skråner, vil gripeenhetene 821 forløpe radialt utover for å kunne danne gripende inngrep med innsiden av den første foring 805 (se fig. 35). I en alternativ utførelse kan foringshengeren 820 være utvidbar. Fig. 34 shows the next step in the work process. A second ball 844 (or plug) is introduced into the drill string 815 from the surface to come to rest in the ball seat 816. Fluid is then caused to flow into the borehole in the drill string 815 to produce sufficient pressure into the drill string 815 to be able set the casing hanger 820 and thereby suspend the casing 810 on the first casing unit 805. In particular, increased fluid pressure inside the bore will drive gripping units 821 to move upwards along the inclined surface 822 of the casing hanger 820. Due to the fact that the surface 822 is inclined, the gripping units 821 will run radially outwardly to form a gripping engagement with the inside of the first liner 805 (see Fig. 35). In an alternative embodiment, the liner hanger 820 can be expandable.

Så snart foringen 810 er opphengt bort fra den første foring 805, blir trykket ytterligere øket på oversiden av den andre kule 844 for å trekke låselegemet 826 bort fra inngrep med innsiden av foringen 810, slik at foringen 810 frakobles fra borestrengen 815. Denne borestreng 815 kan nå beveges i forhold til foringen 810 for å muliggjøre tilbaketrekning av denne. Once the casing 810 is suspended from the first casing 805, pressure is further increased on the upper side of the second ball 844 to pull the locking body 826 away from engagement with the inside of the casing 810, so that the casing 810 is disconnected from the drill string 815. This drill string 815 can now be moved relative to liner 810 to enable its retraction.

Som opptegnet i fig. 35, blir trykket så øket enda ytterligere inne i utboringen for borestrengen 815, slik at den andre kule 844 inne på kulesetet 861 tvinger dette kulesetet 861 til å forskyves nedover inne i forsenkningen 864, slik at derved porten 863 åpnes for fluidstrømning og vil tillate fluidstrømning gjennom porten 863, samt derpå oppover og/eller nedover i ringrommet mellom den ytre omkrets av borestrengen 815 og den indre omkrets av foringen 810. Fig. 35 viser at borestrengen 815 trekkes opp til overflaten. Fluid vil kunne sirkuleres gjennom foringen 810 mens borestrengen 815 trekkes ut fra den forede borebrønn 881. As recorded in fig. 35, the pressure is then increased even further inside the borehole for the drill string 815, so that the second ball 844 inside the ball seat 861 forces this ball seat 861 to be displaced downwards inside the recess 864, so that thereby the port 863 is opened for fluid flow and will allow fluid flow through the port 863, and then upwards and/or downwards in the annulus between the outer circumference of the drill string 815 and the inner circumference of the casing 810. Fig. 35 shows that the drill string 815 is pulled up to the surface. Fluid will be able to circulate through the liner 810 while the drill string 815 is pulled out from the lined borehole 881.

I en alternativ utførelse av foreliggende oppfinnelse og som i rekkefølge muliggjør innforing av et parti av den åpenhullede brønnboring som tidligere var dekket av minst ett parti av BHA som tidligere strakk seg nedenfor en nedre ende av foringen under boring med foringsarbeidet, er vist i fig. 36-44, slik som ved utførelsen i fig. 30-35, omfatter også utboring av en borebrønn med en foring som haren indre sirkuleringsring, hvorunder foringen kan festes til borestrengen. Den utførelse som er angitt i fig. 36-44 anvender imidlertid ikke sammentrekkbare teleskopskjøter for å kapsle inn den åpne hullseksjonen i den borebrønn som er opptatt i BHA. In an alternative embodiment of the present invention and which sequentially enables the insertion of a part of the open-hole wellbore which was previously covered by at least one part of the BHA which previously extended below a lower end of the casing during drilling with the casing work, is shown in fig. 36-44, as in the embodiment in fig. 30-35, also includes drilling a borehole with a liner that has an inner circulation ring, under which the liner can be attached to the drill string. The embodiment shown in fig. 36-44, however, do not use collapsible telescoping joints to encapsulate the open hole section in the borehole occupied in the BHA.

Den utførelse som er vist i fig. 36-44 er hovedsakelig den samme med hensyn til komponenter og arbeidsfunksjon som den utførelse som er vist i fig. 30-35, og de komponenter i fig. 36-44 som hovedsakelig utgjør det samme som komponentene i fig. 30-35 tekstpåført i "800"-serien og blir da angitt med like tall i "900"-serien. Dette gjelder nemlig da foringssammenstillingen 900, hvor brønnen 981 kom den første foring 905, innstilling av muffevern 910 og innstilling av muffen 902, tetningslegemet 903, foringen 910 og dens fordypninger 928 deri, blir ett eller flere gripelegemer 921, foringshengeren 920 og dens skråstilte flate 922, samt foringsskoen 989, borestrengen 915 inkluderende det løpende verktøy 925, sperrelåsen 940, låsen 927, låselegemet 926, sirkuleringssubben 960, én eller flere porter 963, fordypninger 984, kulesetet 961, skjermen 977, BHA 985, MWD-subben 996, motoren 994, under-opprømmeren 992, borkrone 990, jordfjerningsenheten 993, samt det nedre parti 970 (av BHA 985), og kulene 976 og 944 være hovedsakelig de samme som foringssammenstillingen 800, borebrønnen 881, den første foring 805, verneenheten 801 for innstillingsmuffen, innstillingsmuffen 802, avtetningslegemet 803, foringen 810, fordypningen 828, gripelegemene 821, foringshengeren 820, den hellende flate 822, foringsskoen 889, borestrengen 815, det løpende verktøy 825, sperren 840, fordypningen 827, låselegemet 826, sirkuleringssubben 860, portene 863, forsenkningen 884, kulesetet 861, skjermenheten 877, BHA 885, MWD-subben 896, motoren 894, under-opprømmeren 892, borkronen 890, jordfjerningsenheten 893, det nedre parti 870, samt de kuler 876 og 844 som er vist og beskrevet i sammenheng med figurene 30-35. The embodiment shown in fig. 36-44 is essentially the same in terms of components and working function as the embodiment shown in fig. 30-35, and the components in fig. 36-44 which essentially constitute the same as the components in fig. 30-35 text applied in the "800" series and is then indicated by the same number in the "900" series. This applies namely when the casing assembly 900, where the well 981 came the first casing 905, setting of the sleeve protector 910 and setting of the sleeve 902, the sealing body 903, the liner 910 and its recesses 928 therein, becomes one or more gripping bodies 921, the casing hanger 920 and its inclined surface 922, as well as the casing shoe 989, the drill string 915 including the running tool 925, the detent 940, the lock 927, the lock body 926, the circulating sub 960, one or more ports 963, recesses 984, the ball seat 961, the screen 977, the BHA 985, the MWD sub 996, the motor 994, the under-reamer 992, the drill bit 990, the soil removal unit 993, and the lower part 970 (of the BHA 985), and the balls 976 and 944 be substantially the same as the casing assembly 800, the wellbore 881, the first casing 805, the protection assembly 801 for the setting sleeve, the setting sleeve 802, the sealing body 803, the liner 810, the recess 828, the gripping bodies 821, the liner hanger 820, the inclined surface 822, the liner shoe 889, drill the rod 815, the running tool 825, the detent 840, the recess 827, the lock body 826, the circulation sub 860, the ports 863, the counterbore 884, the ball seat 861, the screen assembly 877, the BHA 885, the MWD sub 896, the motor 894, the sub-reamer 892, the drill bit 890 , the soil removal unit 893, the lower part 870, as well as the balls 876 and 844 which are shown and described in connection with figures 30-35.

Låsen 982 og dens relaterte komponenter, innbefattet sperrelegemet 986, fordypningen 987 og låsen 982, samt fordypningen 999 i foringen 910, og driften av sperren 982 vil også være av lignende art som sperren 882, forsenkningene 887 og 888 samt det sperrelegeme 886 som er vist og beskrevet med henvisning til fig. 30-35, men låsen 982 i fig. 36-44 og dens komponenter kan imidlertid plasseres på et høyere sted langs borestrengen 915 i forhold til den nedre ende av foringen 910, da ingen teleskopdannende skjøter 850, 855 foreligger i den utførelse som er angitt i fig. 36-44. Låseenheten 982 er da en sekundærsperre. The latch 982 and its related components, including the latch body 986, the recess 987 and the latch 982, as well as the recess 999 in the liner 910, and the operation of the latch 982 will also be of a similar nature to the latch 882, the recesses 887 and 888 and the latch body 886 shown and described with reference to fig. 30-35, but the lock 982 in fig. 36-44 and its components can, however, be placed at a higher location along the drill string 915 in relation to the lower end of the liner 910, as no telescoping joints 850, 855 are present in the embodiment indicated in fig. 36-44. The locking unit 982 is then a secondary lock.

I tillegg til fraværet av teleskopskjøtene 850, 855 i den utførelse som er angitt i fig. 36-44, vil den utførelse som er vist i fig. 36-44 avvike fra en utførelse som er vist i fig. 30-35 på grunn av at ett eller flere sentraliseringslegemer 999 kan være plassert på borestrengen 915 nær inntil det nedre parti av foringen 910, nemlig nær foringsskoen 989, eller også på andre plasseringssteder langs lengden av foringen 910. Sentraliseringslegemet 999 sentraliserer og stabiliserer borestrengen 915 i forhold til borestrengen 910. På lignende måte som i den viste utførelse i fig. 30-35, er verneenheten 901 for innstillingsmuffen, låsen 940, låseenheten 982 og sentralisereren 999 fortrinnsvis hver forbiføringssammenstilling 813 slik den er vist og beskrevet i forbindelse med fig. 30A. In addition to the absence of the telescopic joints 850, 855 in the embodiment indicated in fig. 36-44, the embodiment shown in fig. 36-44 deviate from an embodiment shown in fig. 30-35 due to the fact that one or more centralizing bodies 999 may be located on the drill string 915 close to the lower part of the casing 910, namely near the casing shoe 989, or also at other locations along the length of the casing 910. The centralizing body 999 centralizes and stabilizes the drill string 915 in relation to the drill string 910. In a similar way as in the embodiment shown in fig. 30-35, the setting sleeve guard assembly 901, latch 940, latch assembly 982, and centralizer 999 is preferably each bypass assembly 813 as shown and described in connection with FIG. 30A.

I drift blir foringssammenstillingen 900 boret til en slik dybde inne i formasjonen at borebrønnen 941 befinner seg i den dybde som er ønsket for til slutt å kunne sette inn foringen 910 med bare én av låsene (f.eks. låsen 940) i inngrep med innsiden av foringen 910. Denne foringssammenstilling 900 blir utboret til den ønskede dybde inne i formasjonen, fortrinnsvis til en dybde hvor i det minste et parti av foringen 910 overlapper i det minste et visst parti av den første foring, slik det er vist i fig. 36. Under utboringen vil borefluid kunne sirkuleres oppover inne i foringen gjennom låsen 940, låsen 982, sentralisereren 999 og innstillingsmuffens verneenhet 901 på grunn av deres biføringssammenstillinger 813. Dette opplegg er på ingen måte begrenset til ett eneste bestemt ringformet strømningsregime mellom utsiden av foringen 910 og borebrønnsveggen 981, men vil også kunne utnytte samme utstyr som beskrevet ovenfor for i tillegg å oppnå en nedoverrettet ringformet strømningsbane. Spesielt vil dette system kunne involvere bruk av tetningslegemet 448 og forbiføringslegemet 445. In operation, the casing assembly 900 is drilled to such a depth within the formation that the wellbore 941 is at the depth desired to finally be able to insert the casing 910 with only one of the locks (e.g. lock 940) engaged with the inside of the liner 910. This liner assembly 900 is drilled to the desired depth within the formation, preferably to a depth where at least a portion of the liner 910 overlaps at least a certain portion of the first liner, as shown in fig. 36. During the drilling, drilling fluid will be able to circulate upwards inside the casing through the lock 940, the lock 982, the centralizer 999 and the setting sleeve protection unit 901 due to their secondary guide assemblies 813. This arrangement is in no way limited to a single particular annular flow regime between the outside of the casing 910 and the borehole wall 981, but will also be able to utilize the same equipment as described above to additionally achieve a downwardly directed annular flow path. In particular, this system could involve the use of the sealing body 448 and the bypass body 445.

Som vist i fig. 37, blir den første kule 976 derpå plassert i kulesetet 961, fluidtrykket ytterligere øket, og foringshengeren 920 blir satt i gang for å henge foringen 910 på den første foring 905, slik som vist og beskrevet i forbindelse med fig. 30-35. Fluidtrykket økes ytterligere inne i utboringen i borestrengen 915, slik at låselegemet 926 blir frigjort fra forsenkningen 928 i foringen 910. På dette tidspunkt i prosessen, er borestrengen 915 bevegelig i forhold til foringen 910 og den første foringsenhet 905. Nettopp slik som vist og beskrevet i sammenheng med fig. 30-35 blir så fluidtrykket øket enda mer inne i utboringen i borestrengen 915 for derved å drive kulen 976 inn på skjermplaten 977, slik som vist i fig. 38, slik at fluid vil kunne strømme gjennom den nedre ende 970 av BHA 985 på nytt. Borestrengen 915 blir så forskjøvet oppover i forhold til foringen 910 inntil det sekundære låselegemet 988 kommer i inngrep med forsenkningen 928 i foringen 910 som tidligere er opptatt av låselegemet 926. Avstanden mellom forsenkningene 928 og 986, så vel som mellom låselegemene 926 og 988, er forutbestemt slik at når låselegemet 988 kommer i inngrep med forsenkningen 928, vil størstedelen av BHA 985 være omgitt av foringen 910. Fortrinnsvis og som vist i fig. 39, vil den nedre ende av foringen 910 være plassert nær inntil jordfjerningsenheten 993, slik at foringen 910 vil kunne senkes ned til en beliggenhet nær inntil bunnen av utboringen 981. På denne måte vil hovedsakelig hele det åpne borebrønnshull kunne dekkes av boringen 910. As shown in fig. 37, the first ball 976 is then placed in the ball seat 961, the fluid pressure is further increased, and the liner hanger 920 is started to hang the liner 910 on the first liner 905, as shown and described in connection with fig. 30-35. The fluid pressure is further increased inside the bore in the drill string 915, so that the locking body 926 is released from the recess 928 in the casing 910. At this point in the process, the drill string 915 is movable in relation to the casing 910 and the first casing unit 905. Exactly as shown and described in connection with fig. 30-35, the fluid pressure is then increased even more inside the bore in the drill string 915 to thereby drive the ball 976 onto the shield plate 977, as shown in fig. 38, so that fluid will be able to flow through the lower end 970 of the BHA 985 again. The drill string 915 is then displaced upwards relative to the liner 910 until the secondary locking body 988 engages the recess 928 in the liner 910 previously occupied by the locking body 926. The distance between the recesses 928 and 986, as well as between the locking bodies 926 and 988, is predetermined so that when the locking body 988 engages the recess 928, the majority of the BHA 985 will be surrounded by the liner 910. Preferably and as shown in fig. 39, the lower end of the liner 910 will be located close to the soil removal unit 993, so that the liner 910 will be able to be lowered to a location close to the bottom of the borehole 981. In this way, essentially the entire open borehole can be covered by the borehole 910.

Så snart låselegemet 988 kommer i inngrep med forsenkningen 928, vil gripeenhetene 921 på foringshengeren 920 bli frigjort fra sitt gripeinngrep med den første foring 905, slik som vist i fig. 40. F6rings-/borings-sammenstillingen 900 vil nå kunne forskyves i forhold til den første brønnforing 905. As soon as the locking body 988 engages the recess 928, the gripping units 921 of the liner hanger 920 will be released from their gripping engagement with the first liner 905, as shown in fig. 40. The casing/drilling assembly 900 will now be able to be displaced in relation to the first well casing 905.

Som vist i fig. 41 vil så foringssammenstillingen 900 bli senket ned til bunnen av det åpne hull som danner brønnutboringen 981. Det skal nå henvises til fig. 42, hvor det er vist at en andre kule 944 derpå blir ført inn i utboringen fra borestrengen 905 og stoppe i kulesetet 961, slik at derved fluidstrømming gjennom dette forhindres. Økning av fluidtrykket på oversiden av den andre kule 944 plasserer foringshengeren 920 på et nytt sted på den første foring 905, slik som vist og beskrevet i sammenheng med fig. 30-35. Foringen 910 er nå opphengt på den første foringsenhet 905 i dens ønskede posisjon for foring av brønnboringens åpne hull. As shown in fig. 41, the liner assembly 900 will then be lowered to the bottom of the open hole that forms the well bore 981. Reference should now be made to fig. 42, where it is shown that a second ball 944 is then introduced into the borehole from the drill string 905 and stops in the ball seat 961, so that fluid flow through this is thereby prevented. Increasing the fluid pressure on the upper side of the second ball 944 places the liner hanger 920 in a new location on the first liner 905, as shown and described in connection with fig. 30-35. The liner 910 is now suspended on the first liner unit 905 in its desired position for lining the open hole of the wellbore.

Fig. 43 viser det neste trinn i prosessen. Etter opphenging av foringen 910 på den første foringsenhet 905, blir det sekundære låselegemet 988 frigjort (f.eks. ved økning av fluidtrykket inne i utboringen i borestrengen 915 på oversiden av kulen 944) fra forsenkningen 928 i foringen 910, slik at borestrengen 915 kan trekkes ut fra det indre av foringen 910. Fluidtrykket blir derpå ytterligere øket inne i utboringen for derved å forskyve kulesetet 961 for derved å oppheve tildekningen av fluidporten 963. Fluid strømmes fra utboringen i borestrengen 915, derpå opp og/eller ned gjennom det indre av foringen 910 på utsiden av borestrengen 915 da være mulig mens borestrengen 915 trekkes tilbake til overflaten. Fig. 44 viser fluidporten 963 utildekket. Fig. 43 shows the next step in the process. After hanging the casing 910 on the first casing unit 905, the secondary locking body 988 is released (e.g. by increasing the fluid pressure inside the bore in the drill string 915 on the upper side of the ball 944) from the recess 928 in the casing 910, so that the drill string 915 can is extracted from the interior of the liner 910. The fluid pressure is then further increased inside the borehole to thereby displace the ball seat 961 and thereby lift the cover of the fluid port 963. Fluid flows from the borehole into the drill string 915, then up and/or down through the interior of the liner 910 on the outside of the drill string 915 then be possible while the drill string 915 is pulled back to the surface. Fig. 44 shows the fluid port 963 uncovered.

Borestrengen 915 blir så trukket opp til overflaten, mens brønnforingen 910 forblir opphengt på dens første foringsenhet 905. Når under-opprømmeren 992 når frem til foringen 910 etter strekk av borestrengen 915 opp gjennom foringen 910, vil under-opprømmeren 992 avta med hensyn til sin ytterdiameter. The drill string 915 is then pulled up to the surface, while the well casing 910 remains suspended on its first casing unit 905. When the sub-reamer 992 reaches the casing 910 after stretching the drill string 915 up through the casing 910, the sub-reamer 992 will decrease with respect to its outer diameter.

Fig. 45-49 viser en sementeringsprosess for plassering av foringen 810, 910 i en hvilken som helst av de utførelser som er vist i fig. 30-35 eller i fig. 36-44 inne i brønnboringen 881, 981. Sementeringsprosessen er da en totripps prosess for boring av foringen inn i borebrønnen og sementering av denne foring inne i brønnhullet, hvilket da unngår pumping av sement gjennom BHA 885, 985, hvilket da ville kunne skade eller sprøyte ned kostbart utstyr som er anordnet inne i BHA 885, 985, slik som et MWD-verktøy eller en slammotor. Figs. 45-49 show a cementing process for placing the liner 810, 910 in any of the designs shown in Figs. 30-35 or in fig. 36-44 inside the wellbore 881, 981. The cementing process is then a two-step process for drilling the casing into the borehole and cementing this casing inside the wellbore, which then avoids pumping cement through the BHA 885, 985, which could then damage or spray down expensive equipment installed inside the BHA 885, 985, such as an MWD tool or mud motor.

Utførelsen av den sementeringsprosess som er angitt i fig. 45-49 inkluderer den første foring 905, innstillingsmuffen 902, tetningslegemet 903, foringshengeren 920, den skrånede overflate av foringshengeren 922, gripelegemet 921, fordypningen i foringen 928 og foringen 910 i fig. 36-44, hvor samtlige av disse etterlates i brønnboringen 981 etterat borestrengen 915 blir fjernet fra borebrønnen 981. Den sementeringsprosess om vil bli beskrevet nedenfor i sammenheng med komponentene i fig. 36-44 kan like godt anvendes på sementeringen av foringen 810 i fig. 30-35, hvor den første foringsenhet 805, innstillingsmuffen 802, avtetningslegemet 803, foringshengeren 820, den skrånende overflate 822, gripeenheten 821, forsenkningen 828 og foringen 810 inn i brønnboringen 881 etter fjerningen av borestrengen 815 fra foringen 810. Det skal nå henvises til fig. 45, hvor det er vist en sementeringssammenstilling 930 som blir kjørt inn på foringen 905, 805, innstillingsmuffen 902, 802 og foringen 910, 810 inkluderer en rørledningsstreng 935 festet til en flytende ventilsubb 932.1 det minste et parti av rørledningsstrengen 935 inkluderer en sirkuleringsplugg 936 med én eller flere porter 934 i en vegg av sirkuleringssubben 936 for å kommunisere fluid fra den indre utboring i rørledningsstrengen 935 til ringrommet mellom den ytre omkrets av rørlederstrengen 935 og innsiden av foringen 910, 810. Anordnet inn ei en forsenkning 937 på sirkuleringssubben 936 befinner det seg en hydraulisk isolasjonsmuffe 931 for selektivt å isolere innsiden av utboringen fra fluidstrømningen i ringrommet. Den hydrauliske isolasjonsmuffe 931 er selektivt bevegelig over og bort fra porten 934 for å åpne eller lukke en fluidbane gjennom porten 934. The performance of the cementation process indicated in fig. 45-49 include the first bushing 905, the setting sleeve 902, the sealing body 903, the bushing hanger 920, the sloped surface of the bushing hanger 922, the gripping body 921, the recess in the bushing 928 and the bushing 910 in FIG. 36-44, where all of these are left in the well bore 981 after the drill string 915 is removed from the bore well 981. The cementing process will be described below in connection with the components in fig. 36-44 can just as well be applied to the cementing of the liner 810 in fig. 30-35, where the first casing assembly 805, the setting sleeve 802, the sealing body 803, the casing hanger 820, the inclined surface 822, the gripping assembly 821, the countersink 828 and the casing 810 into the wellbore 881 after the removal of the drill string 815 from the casing 810. Reference should now be made to fig. 45, where a cementing assembly 930 is shown being driven onto the liner 905, 805, setting sleeve 902, 802 and liner 910, 810 includes a pipeline string 935 attached to a floating valve sub 932.1 at least a portion of the pipeline string 935 includes a circulation plug 936 with one or more ports 934 in a wall of the circulation sub 936 to communicate fluid from the inner bore in the pipeline string 935 to the annulus between the outer circumference of the pipeline string 935 and the inside of the liner 910, 810. Arranged in a recess 937 on the circulation sub 936 there is itself a hydraulic isolation sleeve 931 to selectively isolate the inside of the bore from the fluid flow in the annulus. The hydraulic isolation sleeve 931 is selectively movable over and away from the port 934 to open or close a fluid path through the port 934.

Et ytterligere parti av rørledningsstrengen 935, som fortrinnsvis er plassert på undersiden av sirkuleringssubben 936 i rørledningsstrengen 935, utgjør et innstillingsverktøy 938 for et avtetningslegeme og avtettingslegemets sentreringssammenstilling 939.1 det minste et parti av avtettingslegemets sentreringssammenstilling 939 er anordnet inne i utboringen for flottørventilsubben 932 for å holde utboringen i denne roteringsventilsubb 932 åpen. Innstillingsverktøyet 938 for avtettingslegemet brukes for å aktivere tetningslegemet 903, 803. Tetningslegemets innstillingsverktøy 938 inkluderer én eller flere innstillingsenheter 998 på én eller flere hengsler 991 og forspent radialt utover til et forutbestemt radialt utvidelsesvingespenn for innstillingsenhetene 998. Disse innstillingsenheter 998 kan plasseres inne i en forsenkning 997 i innstillingsverktøyet 939 når det ikke lenger er aktivert, slik som vist i fig. 45. A further portion of the conduit string 935, which is preferably located on the underside of the circulation sub 936 in the conduit string 935, constitutes a setting tool 938 for a sealing body and the sealing body centering assembly 939.1 at least a portion of the sealing body centering assembly 939 is arranged inside the bore of the float valve sub 932 to hold the bore in this rotary valve sub 932 open. The sealing body setting tool 938 is used to actuate the sealing body 903, 803. The sealing body setting tool 938 includes one or more setting units 998 on one or more hinges 991 and biased radially outward to a predetermined radial expansion wing span of the setting units 998. These setting units 998 can be placed within a recess. 997 in the setting tool 939 when it is no longer activated, as shown in fig. 45.

Ved den nedre ende av rørledningsstrengen 935 befinner seg flottørventilsubben 932 for å hindre tilbakestrømning av sement etter fjerning av rørledningsstrengen 935 (se nedenfor). Flottørventilsubben 932 inkluderer en langsgående utboring gjennom seg og en enveisventil 946, og eksempler på en slik subb inkluderer, men er ikke begrenset til klaffeventiler eller reguleringsventiler. Når enveisventilen 946 aktiveres, vil enveisventilen 946 tillate sement å strømme nedover gjennom utboringen i flottørventilsubben 932 og inn i brønnboringen 981, 881, og likevel hindre fluid fra å strømme inn i utboringen i flottørventilsubben 932 fra brønnboringen 981, 881 ("u-rørledning"). Enveisventilen 946 kan være forspent oppover rundt en hengsel 945, og armen på ventilen 946 kan være anordnet inne i en forsenkning 933 ved en nedre ende av flottørventilsubben 932, når den er lukket. At the lower end of the pipeline string 935 is the float valve sub 932 to prevent backflow of cement after removal of the pipeline string 935 (see below). The float valve sub 932 includes a longitudinal bore through it and a one-way valve 946, and examples of such a sub include, but are not limited to flap valves or control valves. When the one-way valve 946 is activated, the one-way valve 946 will allow cement to flow down through the borehole in the float valve sub 932 and into the wellbore 981, 881, yet prevent fluid from flowing into the borehole in the float valve sub 932 from the wellbore 981, 881 ("u-pipeline" ). The one-way valve 946 may be biased upwardly around a hinge 945, and the arm of the valve 946 may be disposed within a recess 933 at a lower end of the float valve sub 932, when closed.

Anordnet rundt ytterdiameteren av flottørventilsubben 932 befinner det seg én eller flere gripeenheter 941, 943, som fortrinnsvis er sideformet, for derved å danne gripende inngrep med innsiden av foringen 910, 810. Ett eller flere tetningslegemer 942, som fortrinnsvis er elastomeriske trykkinnstillbare pakninger, er også anordnet omkring utsiden av flottørventilsubben 932 for tettende inngrep med innsiden av foringen 910, 810. De én eller flere avtetningsenheter 942 er fortrinnsvis gjennomborbare. Fortrinnsvis, og slik det er vist i fig. 45, er avtegningsenhetene 942 anordnet for plassering mellom gripeenhetene 941, 943. I drift blir sementeringssammenstillingen 930 senket inn på innsiden av den første foringsenhet 905, 805, innstillingsmuffen 902, 802 og foringen 910, 810 til den dybde hvor det er ønsket å plassere flottørventilsubben 932 for å hindre tilbakestrømning av sement under sementeringsprosessen. Etter innkjøring blir enveisventilen 946 drevet i åpen stilling av sentreringspinnen 976, som da driver enveisventilen 946 til å forbli åpen på tross av at den er forspent i lukket stilling. Under innkjøring vil fluid kunne sirkuleres gjennom den indre utboring av rørledningsstrengen 935, derpå oppover langs innsiden og/eller utsiden av foringen 910, 810. Etter at de én eller flere avtetningsenheter 942 er blitt plassert nær en nedre ende av foringen 910, 810, blir tetningsenhetene 942 innstilt, fortrinnsvis ved å trykke disse én eller flere avtetningslegemer 942 utover mot innsiden av foringen 910, 810. Fig. 45 viser sementeringssammenstillingen 930 nedsenket til den ønskede dybde inne i foringen 910, 810 og med avtetningsenhetene 942 i kontakt med innsiden av foringen 910, 810 for hovedsakelig å avtette ringrommet mellom utsiden av flottørventilsubben 932 og innsiden av foringen 910, 810. På grunn av at ringrommet mellom foringen 910, 810 og rørledningsstrengen 935 nå er hovedsakelig avtettet overfor fluidstrømning, må fluidstrømmen gjennom utboringen i rørledningsstrengen 935 vandre oppover i ringrommet mellom utsiden av foringen 910, 810 og veggen i borebrønnen 981, 881. Arranged around the outer diameter of the float valve sub 932 are one or more gripping units 941, 943, which are preferably side-shaped, thereby forming gripping engagement with the inside of the liner 910, 810. One or more sealing bodies 942, which are preferably elastomeric pressure-adjustable gaskets, are also arranged around the outside of the float valve sub 932 for sealing engagement with the inside of the liner 910, 810. The one or more sealing units 942 are preferably pierceable. Preferably, and as shown in fig. 45, the marking units 942 are arranged for placement between the gripping units 941, 943. In operation, the cementing assembly 930 is lowered inside the first casing assembly 905, 805, the setting sleeve 902, 802 and the casing 910, 810 to the depth where it is desired to place the float valve sub 932 to prevent backflow of cement during the cementing process. After running in, the one-way valve 946 is driven into the open position by the centering pin 976, which then drives the one-way valve 946 to remain open despite being biased in the closed position. During run-in, fluid will be able to circulate through the internal bore of the pipeline string 935, then upwards along the inside and/or outside of the liner 910, 810. After the one or more sealing units 942 have been placed near a lower end of the liner 910, 810, the sealing units 942 set, preferably by pressing these one or more sealing bodies 942 outwards towards the inside of the liner 910, 810. Fig. 45 shows the cementing assembly 930 submerged to the desired depth inside the liner 910, 810 and with the sealing units 942 in contact with the inside of the liner 910, 810 to substantially seal the annulus between the outside of the float valve sub 932 and the inside of the liner 910, 810. Because the annulus between the liner 910, 810 and the pipeline string 935 is now substantially sealed against fluid flow, the fluid flow through the bore in the pipeline string 935 must migrate upward in the annulus between the outside of the liner 910, 810 and the wall of the borehole 981, 88 1.

Eventuelt kan utprøvningen av fluidstrømningsbanen gjennom rørlednignsstrengen 935 og oppover rundt foringen 910, 810 utføres forut for sementering. Det skal nå henvises til fig. 46, hvor det er angitt at en innstillingsprosess så blir utført, da et fysisk forhandlbart bindingsmaterial, fortrinnsvis sement 948, innføres i utboringen i rørledningsstrengen 935. Sement 948 blir ført inn i rørledningsstrengen 945, og sementen vil så strømme oppover gjennom ringrommet mellom foringen 910, 810 og veggen i borebrønnen 981, 881 til den ønskede høyde H langs foringen 910, 810. Etter at sementen 948 har oppnådd den ønskede høyde H, blir en sveipeplugg 991 senket ned i utboringen gjennom rørledningsstrengen 975 på baksiden av sementen 948.1 en annen utførelse kan en kule brukes i stedet for en plugg når det gjelder sementeringsprosessen. Optionally, the testing of the fluid flow path through the pipeline string 935 and up around the liner 910, 810 can be performed prior to cementing. Reference must now be made to fig. 46, where it is indicated that a setting process is then carried out, when a physically tradable bonding material, preferably cement 948, is introduced into the bore in the pipeline string 935. Cement 948 is introduced into the pipeline string 945, and the cement will then flow upwards through the annulus between the liner 910 . a ball can be used instead of a plug when it comes to the cementing process.

Fig. 47 angir det neste trinn under fremdriften av sementeringsprosessen. Sveipepluggen 991 vil etter at den har nådd frem til den hydrauliske isolasjonsmuffen 931 gripe om muffen 931 og avtette den indre utboring i rørledningsstrengen 935. Fluidtrykk på sveipepluggen 991 frembringer en skjærmekanisme på muffen 931 til å bryte sammen og muffen 931 vil da bli beveget nedover inne i forsenkningen 937, slik at porten 934 fluidlegges for fluidstrømning gjennom denne og da mellom utboringen i rørledningsstrengen 935 og det foreliggende ringrom mellom innsiden av foringen 910, 810 og utsiden av rørledningsstrengen 935. Sveipepluggen 991 vandrer videre nedover på undersiden av muffen 931 inne i utboringen. Fig. 47 indicates the next step during the progress of the cementation process. The sweep plug 991, after it has reached the hydraulic isolation sleeve 931, will grip the sleeve 931 and seal the inner bore in the pipeline string 935. Fluid pressure on the sweep plug 991 produces a shear mechanism on the sleeve 931 to collapse and the sleeve 931 will then be moved downwards inside in the recess 937, so that the port 934 is fluidized for fluid flow through this and then between the bore in the pipeline string 935 and the existing annulus between the inside of the liner 910, 810 and the outside of the pipeline string 935. The sweep plug 991 moves further down on the underside of the sleeve 931 inside the bore .

Åpning av portene 934 for å tillate strømning av fluid gjennom disse vil da gjøre det mulig for rørledningsstrengen 935 å bli fjernet fra foringen 910, 810. Oppoverrettet kraft blir påført rørledningsstrengen 935 for å trekke rørledningsstrengen 935 opp til overflaten, slik som vist i fig. 48. Etter hvert som sentraliseringspinnen 976 blir fjernet fra den indre utboring i flottørventilsubben 932, vil enveisventilen 946 bli utløst slik at dens forspenningskraft vil bringe enveisventilen 946 til å svinge oppover om sin aksel 946 inn i forsenkningen 933. Ved dette tidspunkt vil enveisventilen 946 hindre fluid, slik som sement, fra å strømme oppover inn i utboringen i foringer 910, 810. Opening the ports 934 to allow flow of fluid therethrough will then enable the pipeline string 935 to be removed from the liner 910, 810. Upward force is applied to the pipeline string 935 to pull the pipeline string 935 up to the surface, as shown in FIG. 48. As the centralizing pin 976 is removed from the inner bore in the float valve sub 932, the one-way valve 946 will be released such that its biasing force will cause the one-way valve 946 to swing upward on its shaft 946 into the recess 933. At this point, the one-way valve 946 will prevent fluid, such as cement, from flowing upwards into the bore in liners 910, 810.

Som det også er vist i fig. 48, vil etter utløp av innstillingsmuffen 902, 802, innstillingsenhetene 998 tillates å bli strukket ut til deres fullstendige radiale omfang drevet avforspenningskraften. For radialt å strekke ut tetningslegemene 903, 803 rundt et øvre parti av foringen 910, 810 til avtettende inngrep med innsiden av den første foring 905, 805, blir rørledningsstrengen 935 senket ned på innstillingsmuffen 902, 802 etter utdrivning av denne innstillingsmuffen 902, 802 slik at innstillingslegemene 998 innstiller tetningsenhetene 903, 803, fortrinnsvis ved trykk av elastomertetningen mot de trykkinnstilte tetningsenheter 803, 903.1 alternative utførelser av foreliggende oppfinnelse kan et tetning opprettes ved en annen fremgangsmåte. Tetningen vil f.eks. kunne opprettes ved utvidelse av et metallrør mot foringen 905, 805, under anvendelse av en tetning metall mot metall eller ved bruk av et utvidbart rør som er påført et elastomerisk tetningsmaterial på sin utside. As is also shown in fig. 48, upon expiration of the setting sleeve 902, 802, the setting units 998 will be allowed to be extended to their full radial extent driven by the biasing force. In order to radially extend the sealing bodies 903, 803 around an upper portion of the liner 910, 810 into sealing engagement with the inside of the first liner 905, 805, the pipeline string 935 is lowered onto the setting sleeve 902, 802 after expelling this setting sleeve 902, 802 as that the setting bodies 998 set the sealing units 903, 803, preferably by pressure of the elastomer seal against the pressure-set sealing units 803, 903.1 alternative embodiments of the present invention, a seal can be created by another method. The seal will e.g. could be created by expanding a metal tube against the liner 905, 805, using a metal-to-metal seal or using an expandable tube that has an elastomeric sealing material applied to its outside.

Rørledningsstrengen 935 blir så fjernet fra borebrønnen 981, 881 for å etterlate foringen 910, 810 innstilt og avtettet inne i formasjonen, slik som vist i fig. 39. Komponentene inne i flottørventilsubben 932 er fortrinnsvis utborbare (inkludert tetningsenheten 942) slik at en påfølgende jordfjerningsenhet (ikke vist) vil kunne bore seg gjennom flottørventilsubben 932 og eventuelt videre inn i formasjonen for derved å danne en brønnboring med ytterligere dybde. Den påfølgende jordfjerningsenhet kan være festet til en foring eller innkapsling for foring av den ytterligere dybde i formasjonen. Den etterfølgende jordfjerningsenhet kan også være festet til en ytterligere foring som utgjør en del av en ytterligere boringssammenstilling (som eventuelt kan inkludere den samme borestreng 915, 815 som er blitt fjernet fra borebrønnen) på lignende måte som den boresammenstilling 900, 800 som er vist og beskrevet i sammenheng med fig. 30-44, hvor fdrings-/utborings-sammenstillingen er i stand til å innkapsle en ytterligere dybde av en brønnboring i formasjonen. En ytterligere sementeringsprosess vil kunne utføres på den tilleggsforing som er etterlatt inne i brønnboringen. Denne prosess vil kunne gjentas etter ønske et hvilket som helst antall ganger for å ferdigstille borebrønnen til sin totale dybde inne i formasjonen. Aspekter ved foreliggende oppfinnelse gjelder også fremgangsmåter og apparater for å fore et avsnitt av brønnboringen i løpet av én brønntripp. Fig. 50 viser en første foring 905 som på forhånd er blitt senket ned i en borebrønn 681 og satt på plass der, fortrinnsvis ved hjelp av et bindingsmaterial som kan fysisk forandres, slik som sement. Alternativt kan foringen 905 bli satt på plass inne i borebrønnen 681 ved bruk av et opphengningsverktøy av en hvilken som helst type. Fortrinnsvis blir den første foringsenhet 905 boret inn i en jordformasjon ved stråleboring og/eller rotasjon av den første foringsenhet 605 til å danne borebrønnen 681. The pipeline string 935 is then removed from the borehole 981, 881 to leave the casing 910, 810 set and sealed within the formation, as shown in FIG. 39. The components inside the float valve sub 932 are preferably drillable (including the sealing unit 942) so that a subsequent soil removal unit (not shown) will be able to drill through the float valve sub 932 and possibly further into the formation to thereby form a wellbore with additional depth. The subsequent soil removal unit may be attached to a liner or casing for lining the further depth of the formation. The subsequent soil removal unit may also be attached to an additional casing forming part of an additional drilling assembly (which may optionally include the same drill string 915, 815 that has been removed from the wellbore) in a similar manner to the drilling assembly 900, 800 shown and described in connection with fig. 30-44, where the casing/boring assembly is capable of encapsulating an additional depth of a wellbore in the formation. A further cementing process will be able to be carried out on the additional casing left inside the wellbore. This process can be repeated as desired any number of times to complete the borehole to its total depth within the formation. Aspects of the present invention also apply to methods and apparatus for lining a section of well drilling during one well trip. Fig. 50 shows a first liner 905 which has previously been lowered into a borehole 681 and set in place there, preferably by means of a binding material that can be physically changed, such as cement. Alternatively, the liner 905 may be placed in place within the wellbore 681 using a suspension tool of any type. Preferably, the first casing unit 905 is drilled into an earth formation by jet drilling and/or rotation of the first casing unit 605 to form the borehole 681.

Anordnet inne i det første foringsavsnitt 605 befinner det seg en andre innkapsling eller foring 610. Denne foring 610 omfatter en henger 620 på et parti av dens ytre omkrets, hvor hengeren 620 har én eller flere gripeenheter 621, fortrinnsvis kileformede. Hengeren 620 omfatter videre en stråstilt flate hvor utsiden av foringen 610, og langs hvilken gripeenhetene 621 kan overføres radialt utover for å henge opp foringen 610 i avstand fra innsiden av foringen 605. Arranged inside the first liner section 605 is a second casing or liner 610. This liner 610 comprises a hanger 620 on part of its outer circumference, where the hanger 620 has one or more gripping units 621, preferably wedge-shaped. The hanger 620 further comprises a straw-styled surface where the outside of the liner 610, and along which the gripping units 621 can be transferred radially outwards to suspend the liner 610 at a distance from the inside of the liner 605.

Forbundet med utsiden av en nedre ende av foringen 610 befinner det seg én eller flere tetningsenheter 603 på foringens utside. Tetningsenhetene 603 utgjøres fortrinnsvis av én eller flere pakker og utgjøres ennå mer å foretrekke av én eller flere opplåsbare pakninger utført i et elastomermateriale. Tetningsenhetene 603 omfatter én eller flere opplåsningsporter 612 med tilsiktet fluidtett forbindelse med det indre av foringen 610. Tetningsenheten 603 kan bringes til aktivt å avtette et ringrom mellom foringen 610 og riggen av borebrønnen 681. Foringen 610 har en borestreng 615, som også kan kalles en sirkuleringsstreng, anordnet hovedsakelig koaksialt i denne og som er løsbart forbundet med denne. Borestrengen 615 er generelt et rørformet legeme med den langsgående gjennomløpende utforing. Borestrengen 615 og foringen 610 danner en foringssammenstilling 600. Fig. 50 viser foringssammenstillingen 600 boret til plasseringsdybden for foringen 610 inne i vedkommende formasjon. Connected to the outside of a lower end of the liner 610 are one or more sealing units 603 on the outside of the liner. The sealing units 603 are preferably made up of one or more packs and even more preferably are made up of one or more unlockable packs made of an elastomeric material. The sealing units 603 comprise one or more unlocking ports 612 with an intended fluid-tight connection with the interior of the casing 610. The sealing unit 603 can be brought to actively seal an annulus between the casing 610 and the rig of the well 681. The casing 610 has a drill string 615, which can also be called a circulation string, arranged mainly coaxially therein and releasably connected thereto. The drill string 615 is generally a tubular body with the longitudinally continuous liner. The drill string 615 and the casing 610 form a casing assembly 600. Fig. 50 shows the casing assembly 600 drilled to the placement depth of the casing 610 inside the relevant formation.

Borestrengen 615 omfatter et løpende verktøy 625 ved sin øvre ende og en BHA 685 ved sin nedre ende. Spesielt omfatter det løpende verktøy 625 en sperrelås 640. En utside av det løpende verktøy 625 har en forsenkning for å motta sperrelåsen 640. Denne lås 640 kan radialt strekke seg inn i en forsenkning på innsiden av foringen 610 for selektivt inngrep med denne foring 610. Når låsen 640 strekker seg inn i forsenkningen på foringen 610, vil foringen 610 og borestrengen 615 være låst sammen. Låsen 640 vil være i stand til å overføre forskyvende aksialkraft så vel som rotasjonskraft, og som da kan drive foringen 610 og borestrengen 615 til å forskyves sammen mens de er sammenkoblet. Fortrinnsvis omfatter innkjøringsverktøyet en fluidforbiføringssammenstilling 613. Fig. 50A viser en fluidforbiføringssammenstilling 613 som kan brukes sammen med innkjøringsverktøyet. Hver forbiføringssammenstilling 613 kan omfatte én eller flere eiker 607 med én eller flere ringrom 608 mellom seg for gjennomstrømning av fluid. Disse én eller flere forbiføringssammenstillinger 613 vil tillate borefluid å strømme gjennom mellomrommet mellom foringen og borestrengen under brønnboringsoperasjoner, slik det vil bli beskrevet nedenfor. Det bør også bemerkes at visse aspekter ved de utboringssystemer som er omtalt her også vil kunne gjelde for foreliggende utførelse og også andre utførelser. Det utboringssystem som er vist i fig. 50 kan f.eks. videre omfatte en fluidforbiføringssammenstilling med én eller flere forbiføringsporter. I denne forbindelse vil fluid fra borestrengen 615 kunne avdeles inn på ringrommet mellom foringen 610 og borebrønnsveggen 681.1 tillegg vil boresystemet kunne anvende et tetningslegeme 448 for å avtette et ringformet område mellom den foreliggende innkapsling og foringen. The drill string 615 comprises a running tool 625 at its upper end and a BHA 685 at its lower end. In particular, the running tool 625 includes a locking latch 640. An outside of the running tool 625 has a recess to receive the locking latch 640. This latch 640 can radially extend into a recess on the inside of the liner 610 for selective engagement with this liner 610. When the lock 640 extends into the recess on the liner 610, the liner 610 and the drill string 615 will be locked together. The lock 640 will be capable of transmitting axial displacement force as well as rotational force, which may then drive the casing 610 and the drill string 615 to be displaced together while they are coupled. Preferably, the drive-in tool includes a fluid bypass assembly 613. Fig. 50A shows a fluid bypass assembly 613 that can be used with the drive-in tool. Each bypass assembly 613 may comprise one or more spokes 607 with one or more annulus 608 between them for the flow of fluid. These one or more bypass assemblies 613 will allow drilling fluid to flow through the space between the casing and the drill string during well drilling operations, as will be described below. It should also be noted that certain aspects of the drilling systems discussed here may also apply to the present embodiment and also to other embodiments. The drilling system shown in fig. 50 can e.g. further comprising a fluid bypass assembly with one or more bypass ports. In this connection, fluid from the drill string 615 will be able to be distributed into the annulus between the casing 610 and the borehole wall 681. In addition, the drilling system will be able to use a sealing body 448 to seal an annular area between the present casing and the casing.

BHA 685 er innrettet for å utføre flere funksjoner undre utboringen ved foringssammenstillingen 600. Spesielt inkluderer BHA 685 en subb 696 for måling under utboring ("MWD") og som er i stand til å inneholde ett eller flere måleverktøy i seg for å måle formasjonsparametere. En motor 694, fortrinnsvis en slammotor, er også anordnet inne i BHA 685 på oversiden av en jordfjerningsenhet 693, som fortrinnsvis er et oppskjæringsapparat. Som vist i fig. 50-59, omfatter jordfjerningsenheten 693 en under-opprømmer 692 plassert på oversiden av en borkrone 690. På grunn av at mange av de komponenter som er angitt i krav 50 er hovedsakelig de samme som de komponenter som er vist og beskrevet i forbindelse med fig. 30, vil beskrivelsen ovenfor og driftsfunksjonen for de tilsvarende komponenter i forbindelse 30 like godt kunne gjelde komponentene i fig. 50. The BHA 685 is configured to perform several functions during drilling at the casing assembly 600. In particular, the BHA 685 includes a measurement while drilling ("MWD") sub 696 capable of containing one or more measurement tools therein to measure formation parameters. A motor 694, preferably a mud motor, is also arranged inside the BHA 685 on top of a soil removal unit 693, which is preferably a cutting apparatus. As shown in fig. 50-59, the soil removal unit 693 comprises a sub-reamer 692 located on the upper side of a drill bit 690. Because many of the components set forth in claim 50 are substantially the same as the components shown and described in connection with Figs. . 30, the above description and the operating function for the corresponding components in connection 30 could equally well apply to the components in fig. 50.

BHA 685 omfatter videre en første sirkuleringssubb 630. Inne i en indre langsgående utboring i den første sirkuleringssubb 630 befinner det et kulesete 631. En vegg i sirkuleringssubben 630 omfatter én eller flere gjennomgående porter 633. Kulesetet 631 er glidbart anordnet og bevegelig i forhold til portene 633 for etter valg å kunne åpne og lukke portene 633. The BHA 685 further comprises a first circulation sub 630. Inside an internal longitudinal bore in the first circulation sub 630 there is a ball seat 631. A wall in the circulation sub 630 comprises one or more through ports 633. The ball seat 631 is slidably arranged and movable in relation to the ports 633 to be able to open and close the gates 633 as desired.

Et annet tetningslegeme 640 er anordnet nær inntil den første sirkuleringssubb 630. Fortrinnsvis omfatter dette andre tetningslegemet 640 en opplåsbar pakning. Inne i den indre utboring gjennom borestrengen 615 befinner det seg et kulesete 645 for etter valgt å kunne åpne opplåsningsportene 643 for det andre tetningslegemet 640. Another sealing body 640 is arranged close to the first circulation sub 630. Preferably, this second sealing body 640 comprises an unlockable gasket. Inside the inner bore through the drill string 615 there is a ball seat 645 to be able to open the unlocking ports 643 for the second sealing body 640 when selected.

BHA omfatter videre en andre sirkuleringssubb 652 og en tredje sirkuleringssubb 653 anordnet på oversiden av det andre tetningslegemet 640. Hver av disse sirkuleringssubber 652, 653 har et kulesete 654, 655 anordnet i seg samt én eller flere porter 656, 657 utformet gjennom en vegg for sirkuleringssubben 652, 653. Kulesetet 654, 655 er glidbart anordnet og bevegelig i forhold til portene 656, 657 for etter valg å åpne og lukke portene 656, 657. En portmuffe 658, 659 som omgir portene 656, 657 er bevegelig anordnet på utsiden av sirkuleringssubben 652, 653. Portmuffen 658, 659 kan settes i gang ved hjelp av fluidstrøm gjennom porten 656, 657.1 en annen utførelse vil én eller flere brytbare skiver kunne brukes for å omslutte portene 656, 657. De brytbare skiver kan være utført for å gjennombrytes ved et forutbestemt trykk. The BHA further comprises a second circulation sub 652 and a third circulation sub 653 arranged on the upper side of the second sealing body 640. Each of these circulation subs 652, 653 has a ball seat 654, 655 arranged in it as well as one or more ports 656, 657 formed through a wall for the circulation sub 652, 653. The ball seat 654, 655 is slidably arranged and movable in relation to the ports 656, 657 to optionally open and close the ports 656, 657. A port sleeve 658, 659 which surrounds the ports 656, 657 is movably arranged on the outside of the circulation sub 652, 653. The port sleeve 658, 659 can be actuated by means of fluid flow through the port 656, 657. In another embodiment, one or more breakable discs could be used to enclose the ports 656, 657. The breakable discs can be designed to be broken through at a predetermined pressure.

BHA inkluderer også en bortpakkingssubb 660. Denne bortpakkingssubb 660 omfatter en lokaliseringsenhet 665 for inngrep med foringen 610 for å angi posisjon. Fortrinnsvis omfatter lokaliseringsenheten 665 én eller flere låseklemmer 666 innrettet for å være i inngrep med en profil 617 på innsiden av foringen 610. Bortpakkingssubben 660 inkluderer et kulesete 670 som er bevegelig anordnet inne i den indre utboring i borestrengen 615. Kulesetet 670 kan aktiveres til å åpne i én eller flere innstillingsporter 672 som er anordnet gjennom en vegg i bortpakkingssubben 660. En eller flere tetninger 674 er anordnet på hver side av innstillingsportene 672. Når låseklemmene 666 er i inngrep med profilen 617, blir innstillingsportene 672 plassert rettet inn i forhold til opplåsningsporten 612 for foring av tegningslegemet 603.1 tillegg vil tetningene 674 på hver av innstillingsportene 672 danne et lukket område for fluidkommunikasjon mellom innstillingsportene 72 og opplåsningsportene 612. Fortrinnsvis er bortpakkingssubben 660 på BHA 685 anordnet på den nedre ende av foringen 610 under boring av foringssammenstillingen 600 inn i formasjonen. For dette formål vil bortpakkingssubben 660 ikke sperre det ringformede området mellom innsiden av foringen 610 og utsiden av borestrengen 615, slik at derved borkaks fra utboringsprosessen tillates å bli sirkulert oppover gjennom innsiden av foringen 610 og forbi det løpende verktøy 625. The BHA also includes a packer sub 660. This packer sub 660 includes a locating unit 665 for engagement with the liner 610 to indicate position. Preferably, the locating assembly 665 comprises one or more locking clips 666 adapted to engage a profile 617 on the inside of the casing 610. The packing sub 660 includes a ball seat 670 which is movably disposed within the inner bore in the drill string 615. The ball seat 670 can be actuated to open in one or more setting ports 672 which are provided through a wall in the packing sub 660. One or more seals 674 are provided on each side of the setting ports 672. When the locking clips 666 are engaged with the profile 617, the setting ports 672 are positioned aligned with the unlocking port 612 for lining the drawing body 603.1 in addition, the seals 674 on each of the setting ports 672 will form a closed area for fluid communication between the setting ports 72 and the unlocking ports 612. Preferably, the packing sub 660 of the BHA 685 is arranged on the lower end of the liner 610 during drilling of the liner assembly 600 in in the formation. For this purpose, the packing sub 660 will not block the annular area between the inside of the liner 610 and the outside of the drill string 615, so that cuttings from the drilling process are thereby allowed to be circulated upwards through the inside of the liner 610 and past the running tool 625.

I drift blir forings-/boringssammenstillingen 600 senket inn i formasjonen for å danne en brønnboring 681. Under innkjøringen av forings-sammenstillingen 600 blir låseenheten 640 utvidet radialt for selektivt å danne inngrep med forsenkningen på foringen 610. På denne måte vil borestrengen 615 og foringen 610 være løsbart forbundet under utforing. Motoren 694 kan være bragt til å rotere jordfjerningsenheten 693 for å lette fremføringen av forings-/boresammenstillingen 600. Fig. 50 viser f6rings-/borings-sammenstillingen 600 etter den har nådd ned til den ønskede dybde. In operation, the casing/drilling assembly 600 is lowered into the formation to form a wellbore 681. During the run-in of the casing assembly 600, the locking assembly 640 is expanded radially to selectively engage the recess on the casing 610. In this way, the drill string 615 and the casing 610 be releasably connected during execution. The motor 694 may be caused to rotate the soil removal unit 693 to facilitate the advancement of the casing/drilling assembly 600. Fig. 50 shows the casing/drilling assembly 600 after it has reached the desired depth.

Under utboring innover i formasjonen med foringssammenstillingen 610, blir borefluid fortrinnsvis sirkulert. Portene 633, 643, 656, 657, 672 på BHA 685 blir indirekte avstengt ved hjelp av sine tilordnede kuleseter 631, 645, 654, 655, 670. Borefluid blir ført inn i den indre langsgående utboring i borestrengen 615 fra overflatestrømmen gjennom borestrengen 615 i og gjennom ett eller flere munnstykker (ikke vist) på borkronen 690. Fluidet strømmer så oppover rundt det nedre parti av BHA 685 og tar da med seg borkaks som er frembragt under boreprosessen. Fluidet strømmer så gjennom ringrommet mellom borestrengen og foringen samt mellom stikkene i fluidforbiføringssammenstillingen 613.1 tillegg vil en liten mengde fluid kunne strømme mellom foringen 610 og veggen av borebrønnen 681. Det fluidvolum som kan sirkuleres under utboring vil da være øket på grunn av de forskjellige fluidbaner (nemlig én fluidbane mellom brønnboringen 681 og utsiden av foringen 610, en annen fluidbane mellom innsiden av foringen 610 og utsiden av borestrengen 615) som er opprettet i den utførelse som er vist i fig. 50 av f6rings-/bore-sammenstillingen 600. Det må legges merke til at disse aspekter ved foreliggende oppfinnelse like godt vil kunne anvendes på ringformede sirkulasjonssystemer, slik det vil være kjent for en vanlig fagkyndig innenfor området. Det bør også bemerkes at visse aspekter ved de utboringssystemer som er omtalt her også vil kunne utnyttes på nåværende utførelser og ytterligere utførelser. Det utboringssystem som er vist i fig. 50 vil f.eks. videre kunne omfatte en fluidforbiføringssammenstilling i én eller flere forbiføringsporter. I denne forbindelse vil fluid fra borestrengen 615 kunne avdeles inn på det ringformede mellomrom mellom foringen 610 og veggen av brønnboringen 681.1 tillegg kan boreutstyret utnytte et avtetningslegeme 448 for å avtette et ringformet område mellom den foreliggende innkapsling og foringen. Innledningsvis blir en kule frigjort i borestrengen 615 og vil da lande på kulesetet 631 i den første sirkuleringssubb 630, slik som vist i fig. 51. Trykk blir påført borestrengen 615 for å innstille foringshengeren 620 ved å strekke ut glideenhetene 621 utover for inngrep med en første foringsenhet 605. I tillegg økes trykket for også å frigjøre låseklemmen 640 og derved også å frigjøre låseverktøyet 625 fra foringen 610. During drilling into the formation with the casing assembly 610, drilling fluid is preferably circulated. The ports 633, 643, 656, 657, 672 of the BHA 685 are indirectly shut off by means of their associated ball seats 631, 645, 654, 655, 670. Drilling fluid is introduced into the inner longitudinal bore in the drill string 615 from the surface flow through the drill string 615 in and through one or more nozzles (not shown) on the drill bit 690. The fluid then flows upwards around the lower part of the BHA 685 and then takes with it cuttings produced during the drilling process. The fluid then flows through the annulus between the drill string and the casing as well as between the plugs in the fluid bypass assembly 613. In addition, a small amount of fluid will be able to flow between the casing 610 and the wall of the borehole 681. The fluid volume that can be circulated during drilling will then be increased due to the different fluid paths ( namely one fluid path between the wellbore 681 and the outside of the liner 610, another fluid path between the inside of the liner 610 and the outside of the drill string 615) which is created in the embodiment shown in fig. 50 of the guide/bore assembly 600. It must be noted that these aspects of the present invention could equally well be applied to annular circulation systems, as would be known to a person of ordinary skill in the field. It should also be noted that certain aspects of the drilling systems discussed here will also be able to be utilized on current designs and further designs. The drilling system shown in fig. 50 will e.g. could further comprise a fluid bypass assembly in one or more bypass ports. In this connection, fluid from the drill string 615 will be able to be distributed into the annular space between the casing 610 and the wall of the wellbore 681. In addition, the drilling equipment can utilize a sealing body 448 to seal an annular area between the present casing and the casing. Initially, a ball is released in the drill string 615 and will then land on the ball seat 631 in the first circulation sub 630, as shown in fig. 51. Pressure is applied to the drill string 615 to set the casing hanger 620 by extending the sliding units 621 outward for engagement with a first casing unit 605. In addition, pressure is increased to also release the locking clip 640 and thereby also release the locking tool 625 from the casing 610.

Deretter vil høyere trykk bli påført for å forskyve kulesetet 631 i den første sirkuleringssubb 630, slik som anskueliggjort i fig. 52.1 én utførelse vil trykkøkningen bringe en skjærmekanisme som finnes i kulesetet 631 å bringe dette til å svikte. Then, higher pressure will be applied to displace the ball seat 631 in the first circulation sub 630, as illustrated in fig. 52.1 one embodiment, the increase in pressure will cause a shear mechanism contained in the ball seat 631 to cause this to fail.

Etter innkjøringsverktøyet er løsgjort, blir borestrengen 615 hevet inn til låseklemmene 666 for lokaliseringslegemet 665 dannes inngrep med profilen 617 på foringen 610. Lokaliseringslegemet 665 sikrer da at innstillingsporten 672 befinner seg rettet inn i opplåsningsporten 612 for foringens tegningslegeme 603, og at tetningene 674 befinner seg på begge sider av portene 672, 612. After the drive-in tool has been released, the drill string 615 is raised until the locking clamps 666 of the locating body 665 form an engagement with the profile 617 on the liner 610. The locating body 665 then ensures that the setting port 672 is aligned in the unlocking port 612 of the liner's drawing body 603, and that the seals 674 are located on both sides of ports 672, 612.

I fig. 53 er det vist at en andre kule er blitt utløst i borestrengen 615. Denne andre kule blir bragt til å bevege seg ned til bunnen av borestrengen 615. Etter hvert som den andre kule passerer den andre og den tredje sirkuleringssubb 652, 653, samt det andre tetningslegemet 640, til den trenger gjennom isolasjonsmuffene for disse komponenter. Som en følge av dette vil komponentene 652, 653, 640 være klare til å avføle eventuelle påførte trykkforskjeller tvers over deres respektive aktiveringsinnretninger. I den utførelse som er vist, er kulesetene 645, 654, 655 blitt forskjøvet nedover etter hvert som den andre kule beveges nedover. I sin tur vil portmuffene 658, 659 blir utsatt for trykket i borestrengen 615 gjennom de respektive porter 656, 657. In fig. 53, it is shown that a second ball has been triggered in the drill string 615. This second ball is caused to move down to the bottom of the drill string 615. As the second ball passes the second and third circulation subs 652, 653, as well as the second sealing body 640 until it penetrates the insulating sleeves for these components. As a result, components 652, 653, 640 will be ready to sense any applied pressure differences across their respective actuation devices. In the embodiment shown, the ball seats 645, 654, 655 have been displaced downward as the second ball is moved downward. In turn, the port sleeves 658, 659 will be exposed to the pressure in the drill string 615 through the respective ports 656, 657.

Deretter blir trykket økes for å blåse opp det andre tetningslegemet 640. Det oppblåste tetningslegemet 640 vil da blokkere fluidkommunikasjonen inn i ringrommet mellom borestrengen 615 og veggen av borebrønnen 681. Trykket vil så økes ytterligere for å forskyve portmuffen 658 av den andre sirkuleringssubb 652 til åpen stilling. På grunn av at det oppblåste andre tetningslegemet 640, blir fluid som løper ut gjennom den åpne port 656 bragt til å strømme opp til ringrommet. The pressure is then increased to inflate the second sealing body 640. The inflated sealing body 640 will then block fluid communication into the annulus between the drill string 615 and the wall of the wellbore 681. The pressure will then be further increased to displace the port sleeve 658 of the second circulation sub 652 to open score. Due to the inflated second sealing body 640, fluid flowing out through the open port 656 is caused to flow up to the annulus.

I henhold til et annet aspekt kan det andre tetningslegemet 640 brukes som en utblåsningshindrer under innkjøring av borestrengsammenstillingen i borehullet på et borefartøy til sjøs eller fra en plattform. Hvis brønnen skulle knekke, utløst av en innstrømning av et fluid, slik som gass, som da kommer inn i borebrønnen på uregulert måte, og da under innkjøring av boresammenstillingen gjennom utblåsningshindreren, og foringen befinner seg fysisk plassert i utblåsningshindreren og innsiden av foringens ringrom i forhold til borestrengen er åpent for strømning, så vil utblåsnings-hindreren ikke være i stand til å avskjære det brønnspark som kan forplante seg opp til det åpne ringformede området. For dette formål kan da et annet tetningslegeme 640 blåses opp sammen med en brytningsplugg (ikke vist) som da vil innstille det andre avtetningslegemet 640, men ikke foringshengeren. I denne forbindelse kan det andre avtetningslegemet 640 avtette ringrommet mellom borestrengen og foringen. Etter at det andre tetningslegemet 640 er plassert, vil brytningspluggen bryte gjennom og tillate fluid å bipasseres til den nedre ende av borestrengen. Dette vil muliggjøre pumping av drepefluid, for derved å drepe brønnsparket og gjenvinne styring av brønnen. Ved dreining av boresammenstillingen etter at brønnen er bragt under kontroll, kan det andre tetningslegemet 640 tømmes og boresammenstillingen bli trukket ut av hullet for å behandle det andre tetningslegemet 640 slik at det kan brukes under sementeringsprosessen. According to another aspect, the second sealing body 640 can be used as a blowout preventer during driving of the drill string assembly into the wellbore of a drilling vessel at sea or from a platform. If the well should break, triggered by an inflow of a fluid, such as gas, which then enters the wellbore in an unregulated manner, and then during drive-in of the drilling assembly through the blowout preventer, and the casing is physically located in the blowout preventer and inside the casing's annulus in relative to the drill string is open to flow, the blowout preventer will not be able to cut off the well kick that can propagate up to the open annular area. For this purpose, another sealing body 640 can then be inflated together with a breaking plug (not shown) which will then set the second sealing body 640, but not the liner hanger. In this connection, the second sealing body 640 can seal the annulus between the drill string and the casing. After the second sealing body 640 is placed, the rupture plug will break through and allow fluid to be bypassed to the lower end of the drill string. This will enable the pumping of killing fluid, thereby killing the well kick and regaining control of the well. By turning the drill assembly after the well has been brought under control, the second sealing body 640 can be emptied and the drilling assembly pulled out of the hole to treat the second sealing body 640 so that it can be used during the cementing process.

I en første plugg 641 frigjort fra overflaten, slik som vist i fig. 54. Fortrinnsvis er denne første plugg 641 innrettet for å avstryke innsiden av borestrengen 615 etter hvert som den vandrer nedover denne borestreng 615.1 en viss utførelse blir den første plugg 641 etterfulgt av en liten polymerpropp, en opprensende oppslemming, sementen, samt en annen liten polymerpropp. Pluggen 641 blir forskjøvet inntil den lander på en mottaksprofil på undersiden av porten 657 på den tredje sirkuleringssubb 553, slik at den derved avtetter borestrengen 610 ved denne profil. In a first plug 641 released from the surface, as shown in fig. 54. Preferably, this first plug 641 is arranged to wipe the inside of the drill string 615 as it travels down this drill string 615. In some embodiments, the first plug 641 is followed by a small polymer plug, a cleaning slurry, the cement, and another small polymer plug . The plug 641 is displaced until it lands on a receiving profile on the underside of the port 657 on the third circulation sub 553, so that it thereby seals the drill string 610 at this profile.

I fig. 55 blir trykket øket for å forskyve portmuffen 659 for den tredje sirkuleringssubb 653 til åpen stilling. Fluid på baksiden av denne første plugg 641 blir drevet gjennom den åpne port 657 og oppover i ringrommet mellom foringen 615 og veggen i brønnboringen 681. In fig. 55, the pressure is increased to move the port sleeve 659 for the third circulation sub 653 to the open position. Fluid on the back of this first plug 641 is driven through the open port 657 and up into the annulus between the liner 615 and the wall of the wellbore 681.

I fig. 56 er en andre plugg 642 vist i bevegelse etter oppslemmingen ned til bunnen. Etter hvert som denne andre plugg passerer kulesetet 670 for bortpakkingssubben 660, vil den forskyve kulesetet 670 for å frilegge oppblåsningsportens 612 foringens avtetningslegeme 603 for å føre trykk inn i borestrengen 615. Den andre plugg 642 vil til slutt lande på en profil på oversiden av portene 657 på den tredje sirkuleringssubb 653. In fig. 56, a second plug 642 is shown in motion after the slurry down to the bottom. As this second plug passes the ball seat 670 of the packing sub 660, it will displace the ball seat 670 to expose the inflation port 612 liner seal body 603 to apply pressure into the drill string 615. The second plug 642 will eventually land on a profile on top of the ports 657 on the third circulation sub 653.

Etter at den andre plugg 642 har landet på profilen, vil trykket øke for å blåse opp innkapslende tetningslegemer 603. Som vist i fig. 57, vil det oppblåste foringsavtettende legemet 603 avtette ringrommet mellom foringen 610 og veggen av borebrønnen 681.1 denne sammenheng blir sementen holdt på plass ved hjelp av foringens tetningslegeme 603 og kan ikke vende tilbake inn i foringen 610. Etter dette blir borestrengen 615 dreiet for å tømme og frigjøre det andre tetningslegemet 640, slik som vist i fig. 58. Deretter blir borestrengen 615 trukket ut av hullet, slik som vist i fig. 59. Når innstillingsportene 672 på bortpakkingssubben 660 klargjør foringstoppen, så kan fluid utjevnes gjennom innstillingsportene 672 fra borestrengen 615 til den første foring 605, slik at en våt borestreng 615 ikke trekkes ut. Dette trekk vil også kunne oppnås ved hjelp av en gjennombrutt skive i pluggen 642, hvilket da ville gjøre det mulig å oppnå fluidutligning gjennom sirkuleringssubben 653. After the second plug 642 has landed on the profile, the pressure will increase to inflate encapsulating sealing bodies 603. As shown in fig. 57, the inflated casing sealing body 603 will seal the annulus between the casing 610 and the wall of the borehole 681. In this context, the cement is held in place by the casing sealing body 603 and cannot return into the casing 610. After this, the drill string 615 is rotated to empty and release the second sealing body 640, as shown in fig. 58. Next, the drill string 615 is pulled out of the hole, as shown in fig. 59. When the setting ports 672 on the packer sub 660 prepare the casing top, then fluid can be equalized through the setting ports 672 from the drill string 615 to the first casing 605, so that a wet drill string 615 is not withdrawn. This feature could also be achieved by means of a perforated disk in the plug 642, which would then make it possible to achieve fluid equalization through the circulation sub 653.

Visse aspekter ved foreliggende oppfinnelse vedrører også apparater og fremgangsmåter for effektiv økning av fremføringskapasiteten for det sirkulerende fluid. Certain aspects of the present invention also relate to devices and methods for effectively increasing the delivery capacity for the circulating fluid.

Fig. 60 er en seksjonsskisse av en borebrønn 1300. For klargjøring er borebrønnen 1300 oppdelt i et øvre borebrønnsavsnitt 1300A og et nedre borebrønnsavsnitt 1300B. Det øvre borebrønnsavsnitt 1300A er foret med en foring 1310, og et ringformet område mellom foringen 1310 og det øvre borebrønnsavsnitt 1300A er da fylt med sement 1315 for å styrke og isolere det øvre borebrønnsavsnitt 1300A fra det omgivende jordområdet. Det nedre borebrønnsavsnitt 1300B omfatter den nettopp dannede seksjon etter hvert som boreprosessen har skredet frem. Fig. 60 is a sectional sketch of a borehole 1300. For clarification, the borehole 1300 is divided into an upper borehole section 1300A and a lower borehole section 1300B. The upper borehole section 1300A is lined with a liner 1310, and an annular area between the liner 1310 and the upper borehole section 1300A is then filled with cement 1315 to strengthen and isolate the upper borehole section 1300A from the surrounding soil area. The lower borehole section 1300B comprises the newly formed section as the drilling process has progressed.

Koaksialt anordnet i borebrønnen 1300 befinner det seg en boresammenstilling. Denne boresammenstilling kan omfatte en arbeidsstreng 1320, et løpende verktøy 1330 og en foringsstreng 1350. Det løpende verktøy 1330 kan brukes til å koble arbeidsstrengen 1320 til foringsstrengen 1350. Fortrinnsvis kan det løpende verktøy 1330 drives til å frigjøre foringsstrengen 1350 etter at det nedre borebrønnsavsnitt 1300B og boringsstrengen 1350 er sikkert festet. Coaxially arranged in the borehole 1300 is a drilling assembly. This drill assembly may include a work string 1320, a running tool 1330, and a casing string 1350. The running tool 1330 may be used to connect the work string 1320 to the casing string 1350. Preferably, the running tool 1330 may be driven to release the casing string 1350 after the lower well section 1300B and the drill string 1350 is securely attached.

Som vist, er en borkrone 1325 anordnet i den nedre ende av foringsstrengen 1350. Generelt blir det nedre borebrønnsavsnitt 1300B dannet etter hvert som borkronen 1325 roteres og drives aksialt nedover. Denne borkrone 1325 kan roteres ved hjelp av en slammotor (ikke vist) som befinner seg i foringsstrengen 1350 nær inntil borkronen 1325. Alternativt kan borkronen 1325 settes i rotasjon ved å rotere foringsstrengen 1350.1 ethvert tilfelle blir borkronen 1325 festet til den foringsstrent 1350 som deretter vil forbli nedhulls for foring av det nedre borebrønnsavsnitt 1300B. Bortsett fra dette er det ingen mulighet for å trekke ut borkronen 1325 på vanlig måte. I denne forbindelse er borkronene ført i borbart material, idet borkroner i to deler eller borkroner integrert utformet ved ytterenden av en foringsstreng typisk anvendes. As shown, a drill bit 1325 is disposed at the lower end of the casing string 1350. Generally, the lower well section 1300B is formed as the drill bit 1325 is rotated and driven axially downward. This drill bit 1325 can be rotated by means of a mud motor (not shown) located in the casing string 1350 close to the drill bit 1325. Alternatively, the drill bit 1325 can be set in rotation by rotating the casing string 1350. In any case, the drill bit 1325 is attached to the casing string 1350 which will then remain downhole for casing the lower well section 1300B. Apart from this, there is no possibility of extracting the drill bit 1325 in the usual way. In this connection, the drill bits are guided in drillable material, as drill bits in two parts or drill bits integrally designed at the outer end of a casing string are typically used.

Sirkulerende fluid eller "slam" blir bragt til å strømme nedover arbeidsstrengen 1320, slik som anskueliggjort ved hjelp av en pil 1345, gjennom foringsstrengen 1350 og ved utløp gjennom borkronen 1325. Dette fluid ligger typisk for smøring av borkronen 1325 etter hvert som det nedre borebrønnsavsnitt 1300B blir dannet. Deretter vil fluidet kombineres med annet borebrønnsfluid for transport av borkaks og annet borebrønnsavfall ut av borebrønnen 1300. Som vist ved pil 1370, vil fluidet da innledningsvis vandre oppover gjennom et trangere ringformet område 1375 som er dannet mellom utsiden av foringsstrengen 1350 og det nedre borebrønnsavsnitt 1300B. På grunn av at det trange ringformede området 1375, vil fluidet vandre med høy hastighet i ringromstverrsnittet. Circulating fluid or "mud" is caused to flow down the work string 1320, as visualized by an arrow 1345, through the casing string 1350 and at the outlet through the drill bit 1325. This fluid is typically used to lubricate the drill bit 1325 as the lower well section 1300B is formed. The fluid will then be combined with other wellbore fluid to transport cuttings and other wellbore waste out of the wellbore 1300. As shown by arrow 1370, the fluid will initially travel upwards through a narrower annular area 1375 which is formed between the outside of the casing string 1350 and the lower wellbore section 1300B . Due to the narrow annular area 1375, the fluid will travel at high speed in the annulus cross-section.

Til slutt vil fluidet vandre oppover gjennom et bredere ringformet området 1340 som er dannet mellom arbeidsstrengen 1320 og innsiden av foringen 1310, slik som anskueliggjort ved hjelp av pil 1365. Etter hvert som fluidet beveger seg fra det trangere ringformede området 1375 til det bredere ringformede området 1340, vil fluidhastigheten i ringrommet avta. Op grunn av at hastigheten i ringromstverrsnittet avtar, vil innføringskapasiteten for fluidet også nedsettes, slik at det derved blir økte muligheter for borkaks og borebrønnsavfall å slå seg ned på eller omkring den øvre ende av foringsstrengen 1350. Finally, the fluid will migrate upward through a wider annular region 1340 formed between the working string 1320 and the inside of the liner 1310, as illustrated by arrow 1365. As the fluid moves from the narrower annular region 1375 to the wider annular region 1340, the fluid velocity in the annulus will decrease. Due to the fact that the velocity in the annulus cross-section decreases, the introduction capacity for the fluid will also be reduced, so that there are thereby increased opportunities for drill cuttings and borehole waste to settle on or around the upper end of the casing string 1350.

For å øke hastigheten i ringrommet blir et strømningsapparat 1400 brukt for å sprøyte inn fluid inn i det bredere ringformede området 1340.1 fig. 60 er strømningsapparatet 1400 vist anordnet på arbeidsstrengen 1320. Skjønt fig. 60 viser et eneste strømningsapparat 1400 festet til arbeidsstrengen 1320, kan et hvilket som helst antall strømningsapparater være koblet til arbeidsstrengen 1320 eller foringsstrengen 1350. Strømningsapparatet 1400 kan ta ut en del av det strømmende fluid i det bredere ringformede området 1340 for å øke hastigheten av det fluid som vandrer oppover i borebrønnen 1300. Det bør imidlertid forstås at strømningsapparatet 1400 kan være anordnet på arbeidsstrengen 1320 ved et hvilket som helst sted, slik som nær inntil foringsstrengen 1350, slik som vist i fig. 60 eller lenger opp langs arbeidsstrengen 1320. Videre kan strømningsapparatet 1400 være anordnet i foringsstrengen 1350 på undersiden av foringsstrengen 1350, så lenge det nedre brønnavsnitt 1300B ikke vil bli erodert eller tatt for overtrykk ved det strømmende fluid. To increase the velocity in the annulus, a flow device 1400 is used to inject fluid into the wider annular area 1340.1 fig. 60, the flow apparatus 1400 is shown arranged on the work string 1320. Although fig. 60 shows a single flow device 1400 attached to the work string 1320, any number of flow devices may be connected to the work string 1320 or the casing string 1350. The flow device 1400 may withdraw a portion of the flowing fluid in the wider annular region 1340 to increase the velocity of the fluid traveling upward in the borehole 1300. It should be understood, however, that the flow apparatus 1400 may be arranged on the working string 1320 at any location, such as close to the casing string 1350, as shown in fig. 60 or further up along the working string 1320. Furthermore, the flow device 1400 can be arranged in the casing string 1350 on the underside of the casing string 1350, as long as the lower well section 1300B will not be eroded or overpressured by the flowing fluid.

I henhold til et annet aspekt kan strømningsapparatet omfatte en strømningsdrevet ytre pumpe for å øke hastigheten i ringromstverrsnittet. En strømningsdreven pumpe vil kunne ta energi ut fra den strømning som pumpes nedover den rørformede sammenstilling i stedet for å trekke ut fluid bort fra strømningen, f.eks. fluidtrykket i strømningen over drivmekanismen for den ytre pumpe vil være høyere enn fluidtrykket i strømningen på undersiden av drivmekanismen. Den ytre pumpe vil kunne redusere den tilsvarende strømningsdensitet av fluidet i ringrommet 1340 som hjelp til å løfte fluidet og borkakset til overflaten. Den ytre pumpe kan være selektivt drevet slik at den kan slås av for å maksimalisere strømningen. Også den ytre pumpe kan forsynes med energi fra overflaten på annen måte enn fra selve strømningen, f.eks. i form av elektrisk energi, hydraulisk energi, pneumatisk energi, etc. Også den ytre pumpe kan ha sin egen energiforsyning, slik som trykkgass. Videre kan reguleringen av den ytre pumpe fra overflaten kunne finne sted ved hjelp av fiberoptikk, slampuls, ledningsføring, hydraulisk ledning eller på hvilken som helst måte som er kjent av en vanlig fagkyndig person innenfor området. I henhold til et ytterligere aspekt, kan borestrengen være utstyrt med én eller flere fluiduttakende strømningsapparater, en strømningsdrevet ytre pumpe eller kombinasjoner av disse. According to another aspect, the flow apparatus may comprise a flow-driven external pump to increase the velocity in the annulus cross-section. A flow-driven pump will be able to extract energy from the flow that is pumped down the tubular assembly instead of extracting fluid away from the flow, e.g. the fluid pressure in the flow above the drive mechanism for the outer pump will be higher than the fluid pressure in the flow on the underside of the drive mechanism. The external pump will be able to reduce the corresponding flow density of the fluid in the annulus 1340 to help lift the fluid and the cuttings to the surface. The external pump can be selectively driven so that it can be turned off to maximize flow. The outer pump can also be supplied with energy from the surface in a different way than from the flow itself, e.g. in the form of electrical energy, hydraulic energy, pneumatic energy, etc. The external pump can also have its own energy supply, such as compressed gas. Furthermore, the regulation of the external pump from the surface can take place with the help of fiber optics, mud pulse, wiring, hydraulic line or in any way known to an ordinary skilled person in the field. According to a further aspect, the drill string may be equipped with one or more fluid withdrawing flow devices, a flow driven external pump or combinations thereof.

En eller flere porter 1415 i strømningsapparatet 1400 kan modifiseres for å regulere den prosentandel av strømningen som passerer borkronen 1325 og den prosentandel strømning som avdeles til det større ringformede tverrsnitt 1340. Portene 1415 kan også være orientert i en oppoverrettet retning for derved å dirigere fluidstrømning opp til området 1340 med større ringromstverrsnitt, for derved å bidra til at borkaks og avfall lettere føres ut av borebrønnen 1300. Videre kan portene 1450 systematisk åpnes og lukkes etter behov for å modifisere sirkulasjonssystemet eller for å muliggjøre drift av en trykkregulert nedhullsinnretning. One or more ports 1415 in the flow apparatus 1400 can be modified to regulate the percentage of flow that passes the bit 1325 and the percentage of flow that is diverted to the larger annular cross-section 1340. The ports 1415 can also be oriented in an upward direction to thereby direct fluid flow upward to the area 1340 with a larger annulus cross-section, thereby contributing to the easier removal of cuttings and waste from the borehole 1300. Furthermore, the ports 1450 can be systematically opened and closed as needed to modify the circulation system or to enable the operation of a pressure-regulated downhole device.

Strømningsapparatet 1400 er anordnet for å ta ut en forutbestemt mengde sirkulerende fluid fra strømningsbanen nedover arbeidsstrengen 1320. Den avdelte strømningen, slik som angitt ved pilen 1360, er deretter kombinert med den fluid som vandrer oppover gjennom området 1340 med større ringromstverrsnitt. På denne måte blir fluidhastigheten i ringrommet med større tverrsnitt 1340 øket hvilket da direkte øker fluidets medføringskapasitet, slik at det derved blir mulig å effektivt fjerne borkaks og avfall fra borebrønnen 1300. Samtidig blir da fluidhastigheten for det fluid som strømmer gjennom ringrommet med mindre tverrsnitt 1375 senket etter hvert som den fluidmengde som løper ut fra borkronen 1325 reduseres. På denne måte blir skade eller erosjon på den nedre del av borebrønnen 1300B av det fluid som vandrer oppover i det ringformede området 1375 nedsatt til et minimum. The flow apparatus 1400 is arranged to withdraw a predetermined amount of circulating fluid from the flow path down the working string 1320. The separated flow, as indicated by the arrow 1360, is then combined with the fluid traveling upwards through the area 1340 of larger annulus cross-section. In this way, the fluid velocity in the annulus with a larger cross-section 1340 is increased, which then directly increases the fluid's entrainment capacity, so that it becomes possible to effectively remove cuttings and waste from the borehole 1300. At the same time, the fluid velocity for the fluid that flows through the annulus with a smaller cross-section 1375 lowered as the amount of fluid flowing out of the drill bit 1325 is reduced. In this way, damage or erosion to the lower part of the borehole 1300B by the fluid traveling upwards in the annular area 1375 is reduced to a minimum.

Fig. 61 er en tverrsnittsskisse som viser en annen utførelse av en boresammenstilling i et ekstra strømningsrør 1405 som er spesielt utformet i foringsstrengen 1350. Som anskueliggjort ved pil 1345, blir fluidstrømningen sirkulert nedover arbeidsstrengen 1320, gjennom foringsstrengen 1350, hvoretter den løper ut i borkronen 1325 for å gi smøring i denne borkrone 1325 etter hvert som det nedre borebrønnsavsnitt 1300B blir utformet. Deretter kombineres fluidet med annet borebrønnsfluid for å transportere borkaks og annet borebrønnsavfall ut av borebrønnen 1300. Fig. 61 is a cross-sectional sketch showing another embodiment of a drill assembly in an additional flow tube 1405 that is specially designed in the casing string 1350. As illustrated by arrow 1345, the fluid flow is circulated down the work string 1320, through the casing string 1350, after which it exits into the drill bit 1325 to provide lubrication in this drill bit 1325 as the lower well section 1300B is formed. The fluid is then combined with other borehole fluid to transport cuttings and other borehole waste out of the borehole 1300.

Som anskueliggjort med pil 1370 vil fluidet innledningsvis strømme med høy hastighet i ringrommet oppover gjennom et parti med smalt ringformet tverrsnitt 1375 som er dannet mellom utsiden av foringsstrengen 1350 og veggen i det nedre borebrønnsparti 1300B. Ved en forutbestemt strømningsavstand vil imidlertid en andel av fluidet i det smale ringformede området 1375 bli, slik det er vist ved pil 1410, omdirigert gjennom det ekstra strømningsrør 1405.1 én viss utførelse kan dette ekstra strømningsrør 1405 kunne systematisk åpnes og lukkes etter ønske, for derved å modifisere sirkulasjonssystemet på en slik måte at det muliggjør drift av en trykkregulert nedhullsinnretning. Fortrinnsvis er det ekstra strømningsrør 1405 konstruert og anordnet for å fjerne og omdirigere en del av fluidet i høy hastighet i ringrommet og som vandrer oppover i området med smalere ringformet tverrsnitt 1375. Ved å ta ut en del av fluidet med høy hastighet i det smalere ringromsområdet 1375 for overføring til det bredere ringromsområdet 1340, vil det ekstra strømningsrør 1405 øke fluidhastigheten i ringromsområdet under vandringen oppover i ringromsområdet 1340 med større tverrsnitt. På denne måte kan fluidets nedtrekkskapasitet økes. I tillegg vil hastigheten av det fluid som strømmer oppover i området 1375 med mindre tverrsnitt bli redusert, slik at erosjon og trykkskade i det nedre borebrønnsavsnitt 1300B reduseres fra det fluid som vandrer oppover vedkommende ringromsområde 1375. Skjønt fig. 61 viser et eneste ekstra strømningsrør 1405 festet til foringsstrengen 1350, kan et hvilket som helst antall ekstra strømningsrør være festet til foringsstrengen 1350 i samsvar med foreliggende oppfinnelse. I tillegg kan det ekstra strømningsrør 1405 være anordnet på foringsstrengen 1350 på et hvilket som helst sted, slik som er inntil borkronen 1325, slik som vist i fig. 61, eller lenger opp langs foringsstrengen 1350, all den stund fluidet med høy hastighet i det smalere ringromsområdet 1375 blir transportert til området 1340 større ringromstverrsnitt. Fig. 62 er en tverrsnittsskisse som anskueliggjør en annen utførelse av en boresammenstilling i et hovedstrømningsrør 1420 utformet i foringsstrengen 1350. I denne utførelse strekker arbeidsstrengen 1320 seg ned til borkronen 1350. Som anskueliggjort med en pil 1345, blir strømmende fluid sirkulert nedover arbeidsstrengen 1320 og tvinges til å løpe ut i borkronen 1325 for å utføre smøring av denne borkrone 1325. Etter dette vil det fluid som strømmer ut fra borkronen 1325 bli kombinert med andre borebrønnsfluider for derved å kunne transportere borkaks og borebrønnsavfall ut av borebrønnen 1300. Etter hvert som fluid vandrer oppover i området 175 med andre tverrsnitt, vil en andel av fluidet bli avdelt gjennom én eller flere åpninger i hovedstrømningsrøret 1420, hvor det etter hvert løper inn i det større ringromsområdet 1340. Av samme grunner som det omtalt under henvisning til fig. 61, vil ringromshastigheten av fluidet i området med større tverrsnitt 1340 økes, slik at derved fremføringskapasiteten for dette fluid økes. I tillegg vil strømningshastigheten for fluidet i det ringformede området med mindre tverrsnitt bli redusert, slik at derved erosjon eller trykkskade i det nedre borebrønnsavsnitt 1300B nedsettes til et minimum fra det fluid som vandrer oppover i det ringformede området 1375. Fig. 63 er en tverrsnittskisse som viser et utboringssystem med et strømningsapparat 1400 og et ekstra strømningsrør 1405.1 den viste utførelse er dette strømningsapparat 1400 anordnet på arbeidsstrengen 1320 og det ekstra strømningsrør 1405 er da anordnet på foringsstrengen 1350. Det bør imidlertid forstås at strømningsapparatet 1400 kan være anordnet på et hvilket som helst sted på arbeidsstrengen 1320, så vel som på foringsstrengen 1350. På lignende måte kan det ekstra strømningsrør 1405 være plassert på et hvilket som helst sted på foringsstrengen 1350.1 tillegg ligger det innenfor omfanget av foreliggende oppfinnelse å utnytte flere strømningsapparater eller ekstra strømningsrør. I denne utførelse kan en del av det fluid som pumpes gjennom arbeidsstrengen 1320 avledes gjennom strømningsapparatet 1400 og inn i strømningsområdet 1340 med større ringformet tverrsnitt. I tillegg vil en andel av det fluid som med høy hastighet strømmer oppover til det ringformede området 1375 med lite tverrsnitt kunne kommuniseres gjennom det ytterligere strømningsrør 1405 og derfra inn i området 1340 med større ringromstverrsnitt. As illustrated by arrow 1370, the fluid will initially flow at high speed in the annulus upwards through a section with a narrow annular cross-section 1375 which is formed between the outside of the casing string 1350 and the wall in the lower well section 1300B. At a predetermined flow distance, however, a proportion of the fluid in the narrow annular area 1375 will be, as shown by arrow 1410, redirected through the additional flow pipe 1405. In one particular embodiment, this additional flow pipe 1405 can be systematically opened and closed as desired, because thereby to modify the circulation system in such a way that it enables the operation of a pressure-regulated downhole device. Preferably, the additional flow pipe 1405 is constructed and arranged to remove and redirect a portion of the high velocity fluid in the annulus and which migrates upward in the region of narrower annular cross section 1375. By removing a portion of the high velocity fluid in the narrower annulus region 1375 for transfer to the wider annulus region 1340, the additional flow pipe 1405 will increase the fluid velocity in the annulus region during the upward migration in the annulus region 1340 with a larger cross-section. In this way, the fluid's drawdown capacity can be increased. In addition, the speed of the fluid flowing upwards in the area 1375 with a smaller cross-section will be reduced, so that erosion and pressure damage in the lower borehole section 1300B is reduced from the fluid traveling upwards in the relevant annulus area 1375. Although fig. 61 shows a single additional flow pipe 1405 attached to the casing string 1350, any number of additional flow pipes may be attached to the casing string 1350 in accordance with the present invention. In addition, the additional flow pipe 1405 may be arranged on the casing string 1350 at any location, such as adjacent to the drill bit 1325, as shown in fig. 61, or further up along the casing string 1350, all the while the fluid at high speed in the narrower annulus area 1375 is transported to the area 1340 larger annulus cross-section. Fig. 62 is a cross-sectional sketch illustrating another embodiment of a drilling assembly in a main flow pipe 1420 formed in the casing string 1350. In this embodiment, the work string 1320 extends down to the drill bit 1350. As illustrated by an arrow 1345, flowing fluid is circulated down the work string 1320 and is forced to run out into the drill bit 1325 in order to perform lubrication of this drill bit 1325. After this, the fluid that flows out of the drill bit 1325 will be combined with other borehole fluids to thereby be able to transport drill cuttings and borehole waste out of the borehole 1300. As fluid travels upwards in the area 175 with other cross-sections, a proportion of the fluid will be separated through one or more openings in the main flow pipe 1420, where it eventually runs into the larger annulus area 1340. For the same reasons as discussed with reference to fig. 61, the annular velocity of the fluid in the area with larger cross-section 1340 will be increased, so that the conveyance capacity for this fluid is thereby increased. In addition, the flow rate of the fluid in the annular area with a smaller cross-section will be reduced, so that erosion or pressure damage in the lower borehole section 1300B is thereby reduced to a minimum from the fluid migrating upwards in the annular area 1375. Fig. 63 is a cross-sectional sketch which shows a drilling system with a flow device 1400 and an additional flow pipe 1405. In the embodiment shown, this flow device 1400 is arranged on the working string 1320 and the additional flow pipe 1405 is then arranged on the casing string 1350. However, it should be understood that the flow device 1400 can be arranged on any place on the working string 1320, as well as on the casing string 1350. In a similar way, the additional flow pipe 1405 can be located at any place on the casing string 1350. In addition, it is within the scope of the present invention to utilize multiple flow devices or additional flow pipes. In this embodiment, part of the fluid that is pumped through the working string 1320 can be diverted through the flow device 1400 and into the flow area 1340 with a larger annular cross-section. In addition, a portion of the fluid that flows upwards at high speed to the annular area 1375 with a small cross-section can be communicated through the further flow pipe 1405 and from there into the area 1340 with a larger annular space cross-section.

Fig. 64 er en tverrsnittsskisse som angir et utboringssystem med et strømningsapparat 1400 og et hovedstrømningsrør 1420. Arbeidsstrengen 1320 strekker seg frem til borkronen 1325.1 den utførelsen som er vist er strømningsapparatet 1400 anordnet på arbeidsstrengen 1420, og hovedstrømningsrøret 1420 er da utformet mellom foringsstrengen 1350 og arbeidsstrengen 1320. Det bør imidlertid forstås at strømningsapparatet 1400 kan være plassert på et hvilket som helst sted på arbeidsstrengen 1320, så vel som på foringsstrengen 1350.1 tillegg ligger det innenfor rammen av foreliggende oppfinnelse å anvende et visst antall strømningsapparater. I denne utførelse kan en andel av det fluid som pumpes gjennom arbeidsstrengen avledes til strømning gjennom strømningsapparatet 1400 og inn i strømningsområdet 1340 med større ringformet strømningstverrsnitt. I tillegg kan en andel av fluidet som med høy hastighet strømmer oppover i det ringformede området 1375 ved lite tverrsnitt kunne kommuniseres gjennom hovedstrømningsstedet 1420 inn på det ringformede området 1340 ved større tverrsnitt. Fig. 64 is a cross-sectional sketch showing a drilling system with a flow apparatus 1400 and a main flow pipe 1420. The work string 1320 extends to the drill bit 1325. In the embodiment shown, the flow apparatus 1400 is arranged on the work string 1420, and the main flow pipe 1420 is then formed between the casing string 1350 and the working string 1320. However, it should be understood that the flow device 1400 can be located at any location on the working string 1320, as well as on the casing string 1350. In addition, it is within the scope of the present invention to use a certain number of flow devices. In this embodiment, a portion of the fluid pumped through the working string can be diverted to flow through the flow device 1400 and into the flow area 1340 with a larger annular flow cross-section. In addition, a portion of the fluid which flows upwards at high speed in the annular area 1375 at a small cross-section can be communicated through the main flow point 1420 into the annular area 1340 at a larger cross-section.

Operatøren kan etter valg åpne og lukke strømningsapparatet 1400 eller hovedstrømningsrøret 1420, hver for seg eller samlet, for derved å modifisere sirkulasjonssystemet. En operatør kan f.eks. fullstendig åpne strømningsapparatet 1400 og delvis lukke hovedstrømningsrøret 1420 slik at derved sirkulasjonsfluid bringes til å strømme inn i det øvre parti av ringromsområdet 1340 med større tverrsnitt, samtidig som det opprettholdes fluid med høy hastighet i ringromsområdet 1375 med lite tverrsnitt. På samme måte kan operatøren delvis lukke strømningsapparatet 1400 og fullstendig åpne hovedstrømningsrøret 1420, slik at fluid med høy hastighet derved drives inn i et nedre parti av området 1340 med større ringromstverrsnitt, mens det tillates minimalt strømmende fluid i det øvre parti av det større ringromsområdet 1340. Det kan tenkes at forskjellige kombinasjoner av valg bestemt åpning og lukking av strømningsapparatet 1400 eller hovedstrømningsrøret 1420 kan velges for å oppnå ønsket modifisering av sirkulasjonssystemet. I tillegg kan strømningsapparatet 1400 og hovedstrømningsrøret 1420 hydraulisk åpnes og lukkes ved hjelp av reguleringslinjer (ikke vist) eller ved hjelp av andre fremgangsmåter som er velkjent innenfor fagområdet. The operator can optionally open and close the flow device 1400 or the main flow pipe 1420, individually or collectively, thereby modifying the circulation system. An operator can e.g. completely open the flow device 1400 and partially close the main flow pipe 1420 so that thereby circulation fluid is caused to flow into the upper part of the annulus area 1340 with a larger cross-section, while at the same time fluid is maintained at a high speed in the annulus area 1375 with a small cross-section. Similarly, the operator can partially close the flow apparatus 1400 and fully open the main flow pipe 1420, so that high velocity fluid is thereby driven into a lower portion of the larger annulus cross-sectional area 1340, while minimally flowing fluid is allowed in the upper portion of the larger annulus area 1340 It is conceivable that different combinations of selective opening and closing of the flow apparatus 1400 or the main flow pipe 1420 can be selected to achieve the desired modification of the circulation system. In addition, the flow apparatus 1400 and the main flow pipe 1420 can be hydraulically opened and closed by means of control lines (not shown) or by means of other methods well known in the art.

I drift blir boresammenstillingen med en arbeidsstreng 1320, et løpende verktøy 1330 og en foringsstreng 1350 med en borkrone 1325 i den nedre ende av sammenstillingen lagt inn i et øvre borebrønnsavsnitt 1300A. Deretter blir foringsstrengen 1350 og borkronen 1325 bragt i rotasjon og drevet aksialt nedover til å danne det nedre borebrønnsparti 1300B. Samtidig blir det strømmende fluid eller "slam" sirkulert for å lette foringsprossen. Dette fluid sørger for smøring av den roterende borkrone 1325 og fører borkaks opp til overflaten. In operation, the drill assembly with a work string 1320, a running tool 1330 and a casing string 1350 with a drill bit 1325 at the lower end of the assembly is inserted into an upper well section 1300A. Next, the casing string 1350 and the drill bit 1325 are brought into rotation and driven axially downward to form the lower well portion 1300B. At the same time, the flowing fluid or "mud" is circulated to facilitate the lining process. This fluid provides lubrication for the rotating drill bit 1325 and carries cuttings up to the surface.

Under strømning blir en andel av fluidet pumpet gjennom arbeidsstrengen 1320 og kan da avdeles med en andel som strømmer gjennom strømningsapparatet 1400 og inn i området 1340 med større ringformet tverrsnitt. I tillegg blir en andel av fluidet med høy hastighet og som strømmer oppover i det ringformede området 1375 med mindre tverrsnitt som kunne kommuniseres gjennom hovedstrømningsrøret 1420 og inn i vedkommende område ved større ringformet tverrsnittareal. I denne forbindelse vil avdelt fluid fra strømningsapparatet 1400 og hovedstrømningsrøret 1420 øke strømningshastigheten i området 1340 med større ringromstverrsnitt. I tillegg vil fluidhastigheten i området 1375 med mindre ringromstverrsnitt bli redusert. På denne måte blir medføringskapasiteten for det sirkulerende fluid øket, og en tilsvarende sirkulasjonsdensitet ved bunnen av borebrønnstverrsnittet 1300B blir redusert. During flow, a portion of the fluid is pumped through the working string 1320 and can then be separated with a portion that flows through the flow device 1400 and into the area 1340 with a larger annular cross-section. In addition, a portion of the high-velocity fluid that flows upwards in the annular area 1375 with a smaller cross-section that could be communicated through the main flow pipe 1420 and into the relevant area with a larger annular cross-sectional area. In this connection, separated fluid from the flow device 1400 and the main flow pipe 1420 will increase the flow rate in the area 1340 with a larger annulus cross-section. In addition, the fluid velocity in the area 1375 with smaller annulus cross section will be reduced. In this way, the entrainment capacity for the circulating fluid is increased, and a corresponding circulation density at the bottom of the borehole cross-section 1300B is reduced.

Fremgangsmåter og apparat i henhold til foreliggende oppfinnelse kan anvendes sammen med utvidet teknologi for å øke en innerdiameter og ytterdiameter for foringen i borebrønnen. Ved utboring av et avsnitt av borebrønnen ved hjelp av en foring som haren boreinnretning ved sin nedre ende, er f.eks. denne boreinnretning vanligvis et borkroneparti som har en større ytterdiameter enn det ovenforliggende foringsstrengparti. Dette forstørrede avsnitt kan brukes for å romme et ekspanderingsverktøy, slik som en konus. Når strengen er blitt utboret på plass, kan da denne konen drives oppover med mekaniske biter, ved hjelp av fluidtrykk eller med en kombinasjon av disse for å utvide hele foringsstrengen til en innerdiameter som i det minste er like stor som konusen. I et mer spesifikt eksempel blir foringen boret inn i jorden under bruk av en borkrone anordnet ved dens nedre ende. Denne borkrone omfatter en fluidstrømningsbane som gjør det mulig å sirkulere borefluid etter hvert som borebrønnen dannes. Etter ferdigstilling av borebrønnen blir de valgte fluidpassasjer strukket etter valg. Deretter blir fluid trykksatt mot bunnen av strengen for det formål å opprette en oppoverrettet kraft på en ekspanderingskonus som rommes i et utvidet parti av foringen nær inntil borkronen. På denne måte blir utboringen utvidet og dens diameter økes fra bunnen og oppover. Methods and apparatus according to the present invention can be used together with extended technology to increase an inner diameter and outer diameter for the casing in the borehole. When drilling out a section of the borehole using a liner that has drilling equipment at its lower end, e.g. this drilling device usually has a drill bit part which has a larger outer diameter than the upper casing string part. This enlarged section can be used to accommodate an expanding tool, such as a taper. Once the string has been drilled in place, this cone can then be driven upwards by mechanical bits, by means of fluid pressure or by a combination of these to expand the entire casing string to an inner diameter at least as large as the cone. In a more specific example, the liner is drilled into the soil using a drill bit provided at its lower end. This drill bit includes a fluid flow path that makes it possible to circulate drilling fluid as the borehole is formed. After completion of the borehole, the selected fluid passages are stretched according to choice. Fluid is then pressurized against the bottom of the string for the purpose of creating an upward force on an expanding cone housed in an expanded portion of the casing close to the drill bit. In this way, the bore is widened and its diameter is increased from the bottom upwards.

En ytterligere alternativ utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter utførelse av en flytteoperasjon for å retningsutbore en foring 740 innover i formasjonen utvide foringen 740 under en enkelt kjøring av foringen til formasjonen, slik det er vist i fig. 65 og 66. Sementering av foringen 740 inne i formasjonen kan eventuelt utføres under samme innkjøring av foringen 740 innover i formasjonen. Figur 65 viser et avdelingsapparat 710, som da omfatter foringen 740, en jordfjerningsenhet eller oppkuttingsapparat 750, én eller flere fluidavbøyere 775 og et landingssete 745. A further alternative embodiment of the present invention comprises performing a moving operation to directionally drill a liner 740 into the formation, expand the liner 740 during a single run of the liner to the formation, as shown in fig. 65 and 66. Cementing of the liner 740 inside the formation can optionally be carried out during the same run-in of the liner 740 into the formation. Figure 65 shows a separation device 710, which then comprises the liner 740, a soil removal unit or cutting device 750, one or more fluid deflectors 775 and a landing seat 745.

Ytterligere komponenter i den viste utførelse i fig. 65 og 66 omfatter et ekspanderingsverktøy 742 som er i stand til å ekspandere foringen 740 i radialretningen, fortrinnsvis ved hjelp av en ekspansjonskonus, en låsende plugg 786 og et pluggsete 782. Ekspanderingskonusen 742 kan ha en mindre ytterdiameter ved sin øvre ende enn ved sin nedre ende, og er fortrinnsvis avskrånet radialt utover fra den øvre ende mot den nedre ende. Denne utvidelseskonus 742 kan være mekanisk og/eller hydraulisk ledet. Den låsende plugg 786 og pluggsetet 782 brukes under en sementeringsprosess. Additional components in the embodiment shown in fig. 65 and 66 includes an expansion tool 742 capable of expanding the liner 740 in the radial direction, preferably by means of an expansion cone, a locking plug 786 and a plug seat 782. The expansion cone 742 may have a smaller outer diameter at its upper end than at its lower end end, and is preferably tapered radially outwards from the upper end towards the lower end. This expansion cone 742 may be mechanically and/or hydraulically guided. The locking plug 786 and plug seat 782 are used during a cementing process.

I drift blir avdelingsapparatet 710 trukket inn i borebrønnen med ekspansjonskonusen 742 plassert i seg ved alternativt å stråledrive og/eller rotere foringen 740. Avdelingsapparatet 710 er fortrinnsvis senket inn i borebrønnen ved inndriving av foringen 740. For å danne en avgrenet borebrønn, bringes spesifikt rotasjonen av foringen 740 til opphør, og en overvåkingsprosess utføres ved bruk av undersøkelsesverktøyet (ikke vist) for å bestemme beliggenheten av én eller flere fluidavbøyere 775 inne i borebrønnen. Lagring kan også utnyttes for å sporfølge plasseringen av fluidavbøyere 775. In operation, the separation apparatus 710 is drawn into the wellbore with the expansion cone 742 placed in it by alternatively jetting and/or rotating the casing 740. The separation apparatus 710 is preferably lowered into the borehole by driving in the casing 740. To form a branched borehole, the rotation is specifically brought of the liner 740 to termination, and a monitoring process is performed using the survey tool (not shown) to determine the location of one or more fluid deflectors 775 within the wellbore. Storage can also be utilized to track the location of fluid deflectors 775.

Så snart plasseringen av fluidavbøyerne 775 inne i borebrønnen er fastlagt, blir foringen 740 satt i rotasjon, hvis nødvendig for å sikte inn fluidavbøyerne 775 i den ønskede retning og i foringen 740 skal retningsavbøyes. Fluid bringes så til å strømme gjennom foringen 740 og fluidavbøyerne 775 for å danne en profil (også kalt en "kavitet") i formasjonen. Foringen 740 kan derpå fortsatt bli stråledrevet inn i formasjonen. Etter ønske kan foringen 740 vise rotasjon, for derved å drive foringen 740 til å følge kaviteten inn i formasjonen. Lokalisering og innsikting av fluidavbøyerne 775 for å tvinge fluid til å strømme gjennom fluidavbøyerne 775, samt videre stråleboring og/eller rotasjon av foringen 740 inn i formasjonen kan gjentas etter ønske for å bringe foringen 740 til å avbøye brønnboringen i den ønskede retning inne i formasjonen. As soon as the location of the fluid deflectors 775 inside the borehole is determined, the liner 740 is set in rotation, if necessary to aim the fluid deflectors 775 in the desired direction and in the liner 740 the direction is to be deflected. Fluid is then caused to flow through liner 740 and fluid deflectors 775 to form a profile (also called a "cavity") in the formation. The liner 740 can then still be jet driven into the formation. If desired, the liner 740 can exhibit rotation, thereby driving the liner 740 to follow the cavity into the formation. Locating and sensing the fluid deflectors 775 to force fluid to flow through the fluid deflectors 775, as well as further jet drilling and/or rotation of the liner 740 into the formation can be repeated as desired to bring the liner 740 to deflect the wellbore in the desired direction within the formation .

Derpå blir et innkjøringsverktøy 725 ført inn i foringen 740. Et fysisk bindingsmaterial som kan forandres, fortrinnsvis sement, blir pumpet gjennom innkjøringsverktøyet 725, fortrinnsvis en indre streng. Sement bringes til å strømme fra overflaten inn i foringen 740 og ut i fluidavbøyerne 775, samt oppover gjennom ringrommet mellom foringen 740 og borebrønnsveggen. Når den ønskede sementmengde er blitt pumpet, så føres pluggen 786 inn i den indre streng 725. Pluggen 786 vil da lande på plass og avtette pluggsetet 782. Pluggen 786 vil da stoppe strømning fra å strømme ut forbi pluggsetet, slik at det derved dannes en fluidtett tetning. Trykk som påføres gjennom innerstrengen 725 kan bidra til å drive ekspansjonskonusen 742 oppover for å utvide foringen 740.1 tillegg til eller i stedet for trykket gjennom den indre streng 725, vil mekaniske trekk og den indre streng 725 bidra til å drive ekspansjonskonusen 742 oppover. Then, a drive-in tool 725 is inserted into the casing 740. A physical bond material that can be changed, preferably cement, is pumped through the drive-in tool 725, preferably an inner string. Cement is caused to flow from the surface into the liner 740 and out into the fluid deflectors 775, as well as upwards through the annulus between the liner 740 and the borehole wall. When the desired amount of cement has been pumped, the plug 786 is inserted into the inner string 725. The plug 786 will then land in place and seal the plug seat 782. The plug 786 will then stop flow from flowing out past the plug seat, so that a fluid tight seal. Pressure applied through the inner string 725 may help drive the expansion cone 742 upward to expand the liner 740. In addition to or instead of the pressure through the inner string 725, mechanical pull and the inner string 725 will help drive the expansion cone 742 upward.

I stedet for å bruke låsepluggen 786, kan en flottørventil benyttes til å hindre tilbakestrømming av sement. Låsepluggen 786 blir til slutt sikkert festet til pluggsetet 782, fortrinnsvis ved hjelp av en låsemekanisme. Instead of using the locking plug 786, a float valve can be used to prevent backflow of cement. The locking plug 786 is finally securely attached to the plug seat 782, preferably by means of a locking mechanism.

Innkjøringsverktøyet 725 kan være av en hvilken som helst type uttrekksverktøy. Fortrinnsvis omfatter uttrekk av ekspansjonskonusen 742 gjengeforbindelse eller låseinngrep med en langsgående utboring gjennom ekspansjonskonusen 742 ved den nedre ende av innkjøringsverktøyet 725. Dette innkjøringsverktøyet 725 blir da mekanisk trukket opp til overflaten gjennom foringen 740, og tar da den tilsluttede ekspansjonskonus 742 med seg. Alternativt kan ekspansjonskonusen 740 beveges oppover i kraft av pumpefluidet, nedover gjennom foringen 742 for å skyve ekspansjonskonusen 742 oppover i kraft av det hydrauliske trykk, eller ved en kombinasjon av mekaniske midler og fluidpåvirkning av ekspansjonskonusen 742. Etter hvert som ekspansjonskonusen 742 beveges i forhold til foringen 740, vil ekspansjonskonusen 742 utøve trykkraft mot innsiden av foringen 740, slik at derved foringen 742 utvides radialt etter hvert som ekspansjonskonusen 742 tvinges til å vandre oppover mot overflaten. Foringen 740 blir derved utvidet til en større indre diameter over sin lengdeutstrekning etter hvert som ekspansjonskonusen 740 drives ut til overflaten. The drive-in tool 725 can be any type of pull-out tool. Preferably, extraction of the expansion cone 742 comprises threaded connection or locking engagement with a longitudinal bore through the expansion cone 742 at the lower end of the drive-in tool 725. This drive-in tool 725 is then mechanically pulled up to the surface through the liner 740, and then takes the connected expansion cone 742 with it. Alternatively, the expansion cone 740 can be moved upwards by the pump fluid, down through the liner 742 to push the expansion cone 742 upwards by the hydraulic pressure, or by a combination of mechanical means and fluid action on the expansion cone 742. As the expansion cone 742 is moved relative to liner 740, the expansion cone 742 will exert compressive force against the inside of the liner 740, so that thereby the liner 742 expands radially as the expansion cone 742 is forced to travel upwards towards the surface. The liner 740 is thereby expanded to a larger internal diameter over its longitudinal extent as the expansion cone 740 is driven out to the surface.

Fortrinnsvis blir en utvidelse av foringen 740 ført forut for sementherding for å innstille foringen 740 inne i borebrønnen på en slik måte at utvidelsen av foringen 740 sender sement inn i de gjenværende hulrom i den omgivende formasjon, hvilket eventuelt fører til en bedre avtetning og sterkere sementering av foringen 740 i formasjonen. Skjønt den ovenfor angitte driftsfunksjon er blitt beskrevet i sammenheng med sementering av foringen 740 inne i borebrønnen, kan også utvidelse av foringen 740 ved hjelp av ekspansjonskonusen 742 ved den fremgangsmåte som er beskrevet også kunne utføres når foringen 740 er plassert inne i borebrønnen på en annen måte enn ved hjelp av sement. Oppskjæringsapparatet 750 kan gjennombores ved hjelp av en påfølgende oppskjæringsstruktur (eventuelt festet til en påfølgende foring) eller kan trekkes ut fra borebrønnen, alt etter den type oppskjæringsstruktur 750 som utnyttes (f.eks. utvidbar, utborbar, eller dobbeltsentrert borkrone). Uavhengig av om oppskjæringsstrukturen 750 er uttrekkbar eller utborbar, kan den påfølgende foring nedsenkes gjennom foringen 740 og utbores til en ytterligere dybde inne i formasjonen. Den påfølgende foring kan eventuelt sementeres inne i borebrønnen. Denne prosess ville kunne gjentas med ytterligere foringsstrenger. Foreliggende oppfinnelse angir fremgangsmåter og apparater hvorved en borestreng kan anvendes som foring, og denne borestreng kan da sementeres på plass uten bruk av borkronens slampassasje for å bringe sementen til å strømme til ringrommet mellom borestrengen og borehullets vegg. Utvalgte passasjer som kan åpnes befinner seg i borestrengen for å gjøre det mulig for sement å strømme gjennom disse for å sementere borestrengen på plass i borehullet etter at brønnen er blitt fullført. Preferably, an expansion of the casing 740 is conducted prior to cement curing to set the casing 740 inside the wellbore in such a way that the expansion of the casing 740 sends cement into the remaining cavities in the surrounding formation, possibly leading to a better seal and stronger cementation of the liner 740 in the formation. Although the above-mentioned operating function has been described in connection with cementing the liner 740 inside the borehole, expansion of the liner 740 by means of the expansion cone 742 by the method described can also be carried out when the liner 740 is placed inside the borehole on another way than using cement. The cutting device 750 can be drilled through with the help of a subsequent cutting structure (possibly attached to a subsequent casing) or can be pulled out from the wellbore, depending on the type of cutting structure 750 that is used (e.g. expandable, drill-out, or double-centered drill bit). Regardless of whether the cutting structure 750 is extendable or drillable, the subsequent casing may be sunk through the casing 740 and drilled to a further depth within the formation. The subsequent lining can optionally be cemented inside the borehole. This process could be repeated with further casing strings. The present invention specifies methods and devices whereby a drill string can be used as a liner, and this drill string can then be cemented in place without using the mud passage of the drill bit to bring the cement to flow to the annulus between the drill string and the wall of the borehole. Selected passages that can be opened are located in the drill string to enable cement to flow through them to cement the drill string in place in the wellbore after the well has been completed.

Det skal innledningsvis henvises til fig. 67, hvor det er vist på bunnen av et borehull 1020 ytterendepartier av en tidligere kjent borestreng 1010 med en flottørsubb 1016 forbundet med en fjerntliggende ende av en lengde av borehullet 1018, samt med en jordfjerningsenhet, fortrinnsvis en borkrone 1012, posisjonert på ytterenden 1014 av flottørsubben 1016. Denne flottørsubb 1016 blir gjengeforbundet over enden av borerøret 1018, idet det er underforstått at borerøret 1018 typisk er konfigurert i seksjoner av endelig lengde, og flere slike seksjoner er gjengeforbundet med hverandre på en slik måte at borkronen 1012 kobles til en boreplattform (ikke vist) på jordoverflaten eller, idet tilfellet boring utføres under vann, til en posisjon på oversiden av dette vann. Inne i borestrengen 1010 er det også vist en flottørkrave 1022, som er festet i posisjon inne i flottørsubben 1016, og som brukes for å hindre tilbakestrømning av sementløsning innsprøytet inn i ringrommet 1024 mellom borestrengen 1010 og borehullet 1020 tilbake opp til det hule området 1026 i borestrengen 1010. Det bør forstås at flottørkraven 1022 er vist i fig. 67 på en måte som letter fremstillingen, og at den ikke er posisjonsinnstilt inn i flottørsubben eller borearbeidet, slik at slam således fritt kan strømme gjennom flottørsubben 1016 og derfra videre til borkronen 1012, når flottørkraven 1022 ikke er plassert i denne. Initially, reference should be made to fig. 67, where there is shown at the bottom of a borehole 1020 the outer end portions of a previously known drill string 1010 with a float sub 1016 connected to a remote end of a length of the borehole 1018, as well as with a soil removal unit, preferably a drill bit 1012, positioned on the outer end 1014 of the float sub 1016. This float sub 1016 is threaded over the end of the drill pipe 1018, it being understood that the drill pipe 1018 is typically configured in sections of finite length, and several such sections are threaded together in such a way that the drill bit 1012 is connected to a drilling platform ( not shown) on the surface of the earth or, in the case of drilling under water, to a position on the upper side of this water. Inside the drill string 1010, a float collar 1022 is also shown, which is fixed in position inside the float sub 1016, and which is used to prevent backflow of cement solution injected into the annulus 1024 between the drill string 1010 and the drill hole 1020 back up to the hollow area 1026 in the drill string 1010. It should be understood that the float collar 1022 is shown in fig. 67 in a way that facilitates production, and that it is not positioned into the float sub or the drilling work, so that mud can thus flow freely through the float sub 1016 and from there on to the drill bit 1012, when the float collar 1022 is not placed in it.

Borkronen 1012 blir dreiet om aksen for borestrengen 1010 ved rotasjon av borestrengen 1010 fra den øvre ende av denne (ikke vist) for videre utboring av borehullet 1020 innover i jorden. Etter hvert som boringen skrider frem blir bore-tårn" bragt til å strømme fra overflatestedet og nedover i det hule området 1016 i borestrengen 1010, gjennom flottørsubben 1016 og derpå ut gjennom passasjene 1028 i borkronen 1012, hvorfra den strømmer videre oppover gjennom ringrommet 1024 mellom borestrengen og veggen av borehullet 1020 til overflatestedet. Når boreprosessen er fullført, vil vann bli bragt til å strømme nedover det hule området 1026 for å skylle ut gjenværende slam og derpå tilbakestrømning til overflaten gjennom ringrommet 1024, og et fysisk forandrbart tetningsmateriale, slik som sement, blir så bragt til å strømme nedover gjennom det hule området 1026 og derpå inn i ringrommet 1024 for å danne en tetning og understøtte borestrengen 1010 i borehullet 1020. Etter, eller etter hvert som sementeringsprosessen blir fullført, blir flottørkraven 1022 skjøvet og drevet nedover i det indre hule parti av borestrengen 1010 samt låst inn i flottørsubben 1016, som således danner en avtetningsmekanisme for å hindre uherdet sement i ringrommet 1024 fra å flyte tilbake gjennom borkronen 1012 og derpå inn i det hule området 1026 i borestrengen 1010. Flottørkraven 1022 kan også inkludere en gjennomgående sentralpassasje 1029, viss åpning styres av en ventil 1030, slik at sement fremdeles kan drives inn i ringrommet 1024 etter at flottørkraven 1022 er bragt på plass, men denne ventil 1030 vil lukkes hvis sementen gjør forsøk på å passere fra ringrommet 1022 og tilbake inn i borestrengen 1010. Etter at tilstrekkelig sement er bragt til å strømme nedover borestrengen 1010, vil ventilen 1030 hindre denne sement fra å strømme tilbake oppover utboringen i borestrengen 1010 mens sementen herdes. I det tilfellet sement lekker ut forbi ventilen 1030, vil sveipeplugger 1034, 1032 også bli plassert i det hule området 1026 av borestrengen for fysisk å blokkere fluider som vil passere oppover i borestrengen 1010. The drill bit 1012 is rotated about the axis of the drill string 1010 by rotation of the drill string 1010 from the upper end thereof (not shown) for further drilling of the drill hole 1020 into the earth. As the drilling progresses, "turret" is caused to flow from the surface location down into the hollow area 1016 in the drill string 1010, through the float sub 1016 and then out through the passages 1028 in the drill bit 1012, from where it flows further up through the annulus 1024 between the drill string and the wall of the wellbore to the surface location 1020. When the drilling process is complete, water will be caused to flow down the hollow area 1026 to flush out residual mud and then flow back to the surface through the annulus 1024, and a physically changeable sealing material, such as cement , is then caused to flow down through the hollow area 1026 and then into the annulus 1024 to form a seal and support the drill string 1010 in the wellbore 1020. After, or as the cementing process is completed, the float collar 1022 is pushed and driven down into the inner hollow part of the drill string 1010 as well as locked into the float sub 1016, which thus forms r is a sealing mechanism to prevent unhardened cement in the annulus 1024 from flowing back through the drill bit 1012 and then into the hollow area 1026 in the drill string 1010. The float collar 1022 may also include a through central passage 1029, certain opening controlled by a valve 1030, so that cement can still be driven into the annulus 1024 after the float collar 1022 has been brought into place, but this valve 1030 will close if the cement attempts to pass from the annulus 1022 and back into the drill string 1010. After sufficient cement has been brought to flow down the drill string 1010, the valve 1030 will prevent this cement from flowing back up the bore in the drill string 1010 while the cement hardens. In the event cement leaks past the valve 1030, sweep plugs 1034, 1032 will also be placed in the hollow area 1026 of the drill string to physically block fluids that will pass up the drill string 1010.

Det skal nå henvises til figurene 68 og 69, hvor det er vist en første utførelse av en forbedret borestreng 1100 for bruk som foring i henhold til foreliggende oppfinnelse. I denne utførelse er jordfjerningsenheten, fortrinnsvis en borkrone 1012, og flottørsubben 1016 konfigurert for å danne en portkrave 1102 mellom seg, og som er konfigurert etter valg å opprette en alternativ fluidpassasje mellom det hule området 1026 og ringrommet 1024, og da etter at slampassasjen 1028 for borkronen 1012 selektivt er avstengt fra kommunikasjon med det hule området 1026, og derved sikret at sement vil kunne omdirigeres fra borkronepassasjene 1028 på dets vei til ringrommet 1024. Reference should now be made to figures 68 and 69, where a first embodiment of an improved drill string 1100 for use as a liner according to the present invention is shown. In this embodiment, the soil removal unit, preferably a drill bit 1012, and the float sub 1016 are configured to form a gate collar 1102 between them, and which is optionally configured to create an alternative fluid passage between the hollow area 1026 and the annulus 1024, and then after the slurry passage 1028 for the drill bit 1012 is selectively shut off from communication with the hollow area 1026, thereby ensuring that cement will be able to be redirected from the drill bit passages 1028 on its way to the annulus 1024.

Det skal nå fremdeles henvises til fig. 68 og 69, hvor det er vist at borkronen 1012 inkluderer et avkappingsparti 1110, hvorigjennom flere passasjer 1028 er anordnet for å muliggjøre overføring av boreslam gjennom borkronen 1012. Hver av passasjene 1028 omfatter en utboringsende 1112 og en indre ende 1114, hvor da de indre ender 1114 av denne forenes i kommunikasjon med en sentral åpning 1115 som fortrinnsvis er konfigurert til å inkludere en generelt kuleformet manifold 1116 med en hovedsakelig kuleformet seteflate 1118 som hver av passasjene 1028 gjennomskjærer og kommuniserer med det hule området 1026 hvorigjennom slam bringes til å strømme fra overflaten. Med utstrekning fra manifolden 1116 i retning av den hule passasje 1026 i borestrengen 1010 løper et redusert tverrsnitt, sammenlignet med bredden av det hule området 1026, strupeomrpdet 1120 hvorigjennom en kule 1122 (bare i fig. 69) kan selektivt føres. Kulen 1122 er dimensjonert slik at dens kulediameter er den samme som, eller hovedsakelig den samme som, diameteren av det kuleformede setet 1118, slik at når kulen 1122 drives til kontakt med det kuleformede setet 1118, så vil de indre ytterender av passasjene 1028 bli avtettet slik at fluider fra det hule området ikke kan passere gjennom borkronen 1012 til å trenge inn i ringrommet 1024. Kulen 1122 er fortrinnsvis fremstilt i elastomerisk eller annet formbart material, og kan da lett freses eller dreies, slik at det kan deformeres i en viss liten grad for å sikre dekning av samtlige borkronepassasjer 1028, når den befinner seg i manifolden 1116. Reference must now still be made to fig. 68 and 69, where it is shown that the drill bit 1012 includes a cut-off portion 1110, through which several passages 1028 are arranged to enable the transfer of drilling mud through the drill bit 1012. Each of the passages 1028 comprises a bore end 1112 and an inner end 1114, where then the inner ends 1114 thereof are joined in communication with a central opening 1115 which is preferably configured to include a generally spherical manifold 1116 having a generally spherical seating surface 1118 which each of the passages 1028 intersects and communicates with the hollow area 1026 through which sludge is caused to flow from the surface. Extending from the manifold 1116 in the direction of the hollow passage 1026 in the drill string 1010, a reduced cross-section, compared to the width of the hollow area 1026, runs the throat circumference 1120 through which a ball 1122 (only in Fig. 69) can be selectively passed. The ball 1122 is dimensioned such that its ball diameter is the same as, or substantially the same as, the diameter of the spherical seat 1118 so that when the ball 1122 is driven into contact with the spherical seat 1118, the inner outer ends of the passages 1028 will be sealed so that fluids from the hollow area cannot pass through the drill bit 1012 to penetrate into the annulus 1024. The ball 1122 is preferably made of elastomeric or other malleable material, and can then be easily milled or turned, so that it can be deformed in a certain small degree to ensure coverage of all drill bit passages 1028, when it is in the manifold 1116.

Borkronen 1012 er forbundet med borestrengen 1100 gjennom en gjenget eller annen lignende forbindelse med ytterenden av flottørsubben 1016. Denne flottørsubb 1016 er konfigurert til å ha en indre flottørsko 1151 som er mottatt i subbens indre utboring, slik at en flottørkrave 1022, slik som vist i fig. 67 og 70, kan etter valg bringes til inngrep med denne etter hvert som, eller etter at sementeringen av borestrengen 1100 inne i borehullet 1020 er fullført. Flottørsubben 1016 omfatter da vanligvis et rørformet element med en midtre utboring 1124, en gjenget første ende 1128 som da blir skrudd utenpå den gjengede ende 1130 av det nederste parti av røret 1034 i borestrengen 1100 og en nedre terminalende 1132 som da borkronnen 1012 er festet til. Inne i den sentrale utboring 1124 er det tilført et flottørskolåsende område, for da å gjøre det mulig for et nedhullsverktøy, slik som en flottørkrave 1022 (se fig. 67) å bli etter valg festet til dette området, som da i denne utførelse er opprettet ved å inkludere inne i den sentrale utboring 1124 en større, rett sylinderformet låsende utboring 1136. Den sentrale utboring 1124 kommuniserer med den nedre terminale ende 1132 av flottørsubben 1016, med en manifold 1116, og inkluderer videre et avskrånet føringsområde 1134 som munner ut i en mottaksutboring 1138 som ender i en låseleppe 1140.1 den utstrekning som en pukkel, med halvsirkelformet tverrsnitt, som da strekker seg innover inn på den mottagende sentrale utboring 1138 rundt dens omkrets. Flottørskopartiet 1151 av flottørsubben 1016 kan være opprettet ved hjelp av støping eller bearbeiding av et plastmaterial, sement eller på annen måte ved hjelp av et lett bearbeidbart material, og blir da trykkpasset støpt på plass, eller eventuelt på annen måte sikkert feste av denne utførelsesform inn på det rørformede legemet av flottørsubben 1016. The drill bit 1012 is connected to the drill string 1100 through a threaded or other similar connection with the outer end of the float sub 1016. This float sub 1016 is configured to have an inner float shoe 1151 which is received in the inner bore of the sub so that a float collar 1022, as shown in fig. 67 and 70, can optionally be brought into engagement with this gradually, or after the cementing of the drill string 1100 inside the drill hole 1020 has been completed. The float sub 1016 then usually comprises a tubular element with a central bore 1124, a threaded first end 1128 which is then screwed onto the threaded end 1130 of the lower part of the pipe 1034 in the drill string 1100 and a lower terminal end 1132 to which the drill bit 1012 is attached . Inside the central bore 1124, a float shoe locking area is provided, to then enable a downhole tool, such as a float collar 1022 (see Fig. 67) to be optionally attached to this area, which is then created in this embodiment by including within the central bore 1124 a larger, straight cylindrical locking bore 1136. The central bore 1124 communicates with the lower terminal end 1132 of the float sub 1016, with a manifold 1116, and further includes a chamfered guide area 1134 which opens into a receiving bore 1138 which ends in a locking lip 1140.1 the extent of a hump, with semi-circular cross-section, which then extends inwards onto the receiving central bore 1138 around its circumference. The float shoe portion 1151 of the float sub 1016 can be created by casting or processing a plastic material, cement or in another way using an easily workable material, and the pressure fit is then cast in place, or possibly in some other way securely fixing this embodiment into on the tubular body of the float sub 1016.

Den nedre ende av flottørsubben 1016 er spesielt konfigurert for å muliggjøre omdirigering av fluider som passerer nedover borestrengen 1100 fra passasjene 1028 i borkronen 1012 inn på alternative sementpassasjer 1158 som spesielt er konfigurert for passasje av gjennomløpende sement for å muliggjøre sementering av borstrengen 1010 på plass i borehullet 1020.1 alternative sementpassasjer 1158 blir etter valg blokkert av en portkrave 1102, som da utgjøres av en muffe som er konfigurert for avtettende å dekke sementpassasjene 1158 under boreoperasjoner, og derpå forflyttes for å muliggjøre kommunikasjon for passasjen 1158 ved ringrommet 1024.1 denne utførelse er portkraven 1102 konfigurert for å inkludere et integrert stempel, og resten av portkraven 1102, i sammenheng med det legemet som danner flottørsubben 1016, danner et hulrom 1104 som kan trykksettes og bringe stempelpartiet av portkraven 1102 til å gli fra en stilling som blokkerer sementpassasjene 1158 i den stilling hvor sementpassasjene 1158 danner en fluidpassasje av det hule området 1026 av borestrengen 1010 til ringromet 1024. For å sette i gang denne struktur omfatter den nedre ende av flottørsubben 1016 en første hovedsakelig rettlinjet sylindrisk fordypning påført plate 1150 (i forhold til hovedlegemepartiet av flottørsubben 1016), som da ender i en øvre ansats 1152 som strekker seg fra flaten 1150 til utsiden av flottørsubben 1016, og videre omfatter flere pinnemottagende åpninger 1154 som rager inn i denne. Flaten 1150 strekker seg fra avsatsen 1152 til en skråflate 1155 som ender på en annen forsenkningspåført, atter hovedsakelig rett sirkulær flate 1156, hvorigjennom flere sementpassasjeboringer 1158 strekker seg til forbindelse med det hule området 1026. Ved en annen fordypningspåført flate 1156 ender på en ytterligere avsmalnet vegg 1169, som avsluttes i en hovedsakelig rett, sirkulærsylindrisk portkraveflate 1159. The lower end of the float sub 1016 is specially configured to enable the redirection of fluids passing down the drill string 1100 from the passages 1028 in the drill bit 1012 onto alternative cement passages 1158 which are specially configured for the passage of through cement to enable the cementing of the drill string 1010 in place in the borehole 1020.1 alternative cement passages 1158 are optionally blocked by a gate collar 1102, which then consists of a sleeve configured to seally cover the cement passages 1158 during drilling operations, and then moved to enable communication for the passage 1158 at the annulus 1024.1 this embodiment is the gate collar 1102 configured to include an integral piston, and the rest of the port collar 1102, in conjunction with the body forming the float sub 1016, forms a cavity 1104 which can be pressurized and cause the piston portion of the port collar 1102 to slide from a position that blocks the cement passages 1158 in that position where cementpa The casings 1158 form a fluid passage of the hollow region 1026 of the drill string 1010 to the annulus 1024. To initiate this structure, the lower end of the float sub 1016 comprises a first substantially rectilinear cylindrical recess applied to plate 1150 (relative to the main body portion of the float sub 1016), which then ends in an upper projection 1152 which extends from the surface 1150 to the outside of the float sub 1016, and further comprises several pin-receiving openings 1154 which project into this. The surface 1150 extends from the ledge 1152 to an inclined surface 1155 which ends in another countersunk applied, again substantially straight circular surface 1156, through which several cement passage bores 1158 extend to connect with the hollow area 1026. At another countersink applied surface 1156 ends in a further tapered wall 1169, which terminates in a substantially straight, circular-cylindrical port collar surface 1159.

Anordnet over disse flere flater 1150,1156, 1169 og avsmalnende vegger 1155, 1159 befinner seg da portkraven 1102. Portkraven 1102 er hovedsakelig konfigurert om en knepåført muffe, og inkluderer således et rørformet legeme 1160 med den første ende 1162 og som omfatter et første av tetingsringrom 1164 på innsiden 1166 av denne, nær inntil den første ende 1162, samt med et innoverragende knedannende parti 1168 formet i den andre ende 1170 av legemet, og inkluderer likeledes et ringformet tetningsringrom 1172 på innsiden av legemet. Hver av tetningsringrommene 1164, 1172 har en pakning, slik som en o-ringspakning, plassert i seg, slik at innerflaten av en slik avtetting danner avtettende inngrep med den tilsvarende overflate på den nedre ende av flottørsubben 1016, hvilket vil si at pakningen 1164 danner kontakt mot flaten 1150, og pakningen 1172 danner en kontakt med portkraveflaten 1159, mens den indre flate danner tetningsinngrep med de respektive ringrom 1164, 1172 mot deres grunnflate eller sider, slik at det dannes et avtettet stempelhulrom 1104 utformet av det parti av flottørkraven 1016 som dekkes av portkraven 1102. Fortrinnsvis er pakningen 1164 større enn pakningen 1172 for å danne et mellomområde som trykk kan virke på. I tillegg er flere nålhull 1174 anordnet gjennom det rørformede legeme 1160 for portkraven 1102 nær inntil den første ende 1162 av denne, slik at stifter 1178 avtettende strekker seg gjennom rørveggen og derfor inn i stiftåpninger 1154 i flottørsubben 1016. Portkraven 1102 danner således både en tetning mellom utboringene 1158 og ringrommet 1024 og er sikkert fastholdt mot uønsket bevegelse på flottørsubben 1016 ved hjelp av stiftene 1178.1 tillegg danner knekkpartiet 1168 et ringformet stempel, slik at ved trykksetning av stempelhulrommet 1104, vil dette bringe portkraven 1102 til å gli langs utsiden av flottørsubben 1016 og derved åpne kommunikasjon gjennom passasjer 1158 ved ringrommet 1024. Arranged above these multiple surfaces 1150, 1156, 1169 and tapering walls 1155, 1159 is then the port collar 1102. The port collar 1102 is mainly configured as a knee-applied sleeve, and thus includes a tubular body 1160 with the first end 1162 and which includes a first of sealing annulus 1164 on the inside 1166 thereof, close to the first end 1162, as well as with an inwardly projecting knee-forming part 1168 formed in the second end 1170 of the body, and likewise includes an annular sealing annulus 1172 on the inside of the body. Each of the sealing ring spaces 1164, 1172 has a gasket, such as an o-ring gasket, placed in it, so that the inner surface of such a seal forms sealing engagement with the corresponding surface on the lower end of the float sub 1016, which means that the gasket 1164 forms contact with the surface 1150, and the gasket 1172 forms a contact with the port collar surface 1159, while the inner surface forms a sealing engagement with the respective annular spaces 1164, 1172 against their base surface or sides, so that a sealed piston cavity 1104 is formed formed by the part of the float collar 1016 which is covered by the port collar 1102. Preferably, the gasket 1164 is larger than the gasket 1172 to form an intermediate area on which pressure can act. In addition, several pinholes 1174 are arranged through the tubular body 1160 for the gate collar 1102 close to the first end 1162 thereof, so that pins 1178 sealingly extend through the pipe wall and therefore into pin openings 1154 in the float sub 1016. The gate collar 1102 thus forms both a seal between the bores 1158 and the annular space 1024 and is securely held against unwanted movement on the float sub 1016 with the help of the pins 1178. In addition, the kink part 1168 forms an annular piston, so that when pressurizing the piston cavity 1104, this will cause the port collar 1102 to slide along the outside of the float sub 1016 and thereby open communication through passage 1158 at ring room 1024.

Det skal nå henvises til fig. 68 og 69, hvor arbeidsfunksjonen for portkraven 1102 er angitt som mellom den lukkede stilling i fig. 68 og den åpne stilling i fig. 69.1 den posisjon at portkraven 1102 som er vist i fig. 68, vil borefluid som strømmer nedover det hule parti 1026 av borestrengen passere gjennom utboringen 1124 av flottørsubben 1016, derpå inn på manifoldet 1116 for borkronen 1012 hvorpå det vil passere gjennom passasjer 1028 i denne samt inn i ringrom 1024 hvorfra det returneres til overflaten. Posisjonen av portkraven 1102 i fig. 68 muliggjør således vanlig strømning av fluider gjennom passasjene 1028 i borkronen, slik som under borearbeider. For å innlede sementeringsarbeidene, kan vann bringes til å strømme nedover det hule parti 1016 av borestrengen, og derpå gjennom flottørsubben 1016 og borkronen 1012 for å skylle bort gjenværende løst slam fra borestrengkomponentene og ringrommet 1024. Sementen vil så bli bragt til å strømme nedover i det hule parti 1026 som den skal tilføres, og sementere borestrengen 1010 inne i ringrommet 1024. For å muliggjøre avdeling av sement i sementpassasjen 1158, og således hindre sementstrømning gjennom borkronepassasjene 1028, blir kulen 1122 satt inn i det hule parti (ikke vist) av borestrengen 1010 på overflatestedet, like før eller mens sement bringes til å strømme nedover i det hule området 1026, idet det bør forstås at sement i en flytende eller oppslemmet form bringes til å strømme nedover i det hule parti 1026 umiddelbart over et annet fluid, slik som vann eller slam, som allerede befinner seg her og inn i ringrommet 1024. Kulen 1122 blir således drevet nedover det hule parti 1026, gjennom utboringen 1124 i flottørsubben og derpå inn i manifoldet 1116 for borkronen 1012, hvor den tildekkes, og således avtetter åpningene ved innerendene 1114 for strømningspassasjene 1028 i borkronen 1012 fra strømningen av fluidet nedover i det hule partiet 1026 av borestrengen 1010. Skjønt strømningen av fluider gjennom slampassasjene 1028 på borkronen 1012 blir forhindret ved å posisjonsinnstille kulen 1122 i manifoldet 1116, vil fluid fremdeles bli pumpet inn i det hule området 1026 fra et overflatested, og dette fluid genererer da et stort trykk i stempelhulrommet 1104.1 det tilfellet dette trykk er vesentlig større enn trykket i ringrommet 1024, slik at den kraft som er rettet mot utsiden av knepartiet 1168 (lagt åpent for fluid i ringrommet 1024), i kombinasjon med skjærstyrken for de pinner 1178 som holder portkraven 1102 fast på flottørsubben 1016 er mindre enn den kraft som har retning mot det indre parti eller den indre overflate av dekkpartiet 1168 (frilagt for fluid i stempelhulrommet 1104), vil portkraven 1102 gli nedover omkring portkraveflaten 1159, frem til den posisjon som er vist i fig. 69, slik at derved kommunikasjonen av sementpassasjene 1158 med ringrommet 1024 vil bli åpnet og derved gjøre det mulig for sementen å strømme nedover det hule parti 1026 for å passere gjennom sementpassasjene 1158 for strømning inn i ringrommet 1024. Reference must now be made to fig. 68 and 69, where the working function of the gate collar 1102 is indicated as between the closed position in fig. 68 and the open position in fig. 69.1 the position that the gate collar 1102 shown in fig. 68, drilling fluid flowing down the hollow part 1026 of the drill string will pass through the bore 1124 of the float sub 1016, then onto the manifold 1116 for the drill bit 1012 whereupon it will pass through passage 1028 in this as well as into annulus 1024 from where it is returned to the surface. The position of the gate collar 1102 in fig. 68 thus enables normal flow of fluids through the passages 1028 in the drill bit, such as during drilling operations. To initiate the cementing operations, water can be made to flow down the hollow portion 1016 of the drill string, and then through the float sub 1016 and drill bit 1012 to flush away remaining loose mud from the drill string components and annulus 1024. The cement will then be made to flow down into the hollow part 1026 to which it is to be supplied, and cement the drill string 1010 inside the annulus 1024. To enable separation of cement in the cement passage 1158, and thus prevent cement flow through the bit passages 1028, the ball 1122 is inserted into the hollow part (not shown) of the drill string 1010 at the surface location, just before or while cement is caused to flow downward into the hollow area 1026, it being understood that cement in a liquid or slurry form is caused to flow downward into the hollow portion 1026 immediately above another fluid, as such as water or mud, which is already here and into the annulus 1024. The ball 1122 is thus driven down the hollow part 1026, through the bore 1124 in the float sub and then into the manifold 1116 for the drill bit 1012, where it is covered, thus sealing off the openings at the inner ends 1114 for the flow passages 1028 in the drill bit 1012 from the flow of the fluid down into the hollow portion 1026 of the drill string 1010. Although the flow of fluids through the mud passages 1028 on the drill bit 1012 is prevented by positioning the ball 1122 in the manifold 1116, fluid will still be pumped into the hollow area 1026 from a surface location, and this fluid then generates a large pressure in the piston cavity 1104.1 in which case this pressure is significantly greater than the pressure in the annulus 1024, so that the force which is directed towards the outside of the knee part 1168 (left open to fluid in the annulus 1024), in combination with the shear strength of the pins 1178 which hold the gate collar 1102 firmly on the float sub 1016 is less than the force which has a direction towards the inner part or the inner surface of the tire part 1168 (exposed to fluid i the piston cavity 1104), the gate collar 1102 will slide downwards around the gate collar surface 1159, up to the position shown in fig. 69, so that thereby the communication of the cement passages 1158 with the annulus 1024 will be opened and thereby enable the cement to flow down the hollow part 1026 to pass through the cement passages 1158 for flow into the annulus 1024.

Det skal nå henvises til fig. 70, hvori det er vist at flottørkraven 1022, som etter valg kan posisjonsinnstilles inne i flottørsubben 1016, er vist mottatt inne i flottørsubben 1016. Flottørkraven 1022 utgjøres hovedsakelig av en enveisventil med kapasitet til å bli fjernposisjonsinnstilt i et fjerntliggende borehull 1020 etter hvert som eller etter at fluidet som er beregnet for å regulere strømningen har trengt inn i borehullet 1020. Dette vil typisk bli plassert i flottørsubben 1016 etter eller mens sementeringen fullføres gjennom sementpassasjene 1158, for derved å frembringe en blokkeringsmekanisme og således også hindre fluidstrømning av sement tilbake inn i det hule parti 1026 på borestrengen 1010. Reference must now be made to fig. 70, in which it is shown that the float collar 1022, which can optionally be positioned inside the float sub 1016, is shown received inside the float sub 1016. The float collar 1022 consists mainly of a one-way valve with the capacity to be remotely positioned in a remote borehole 1020 as or after the fluid intended to regulate the flow has penetrated the borehole 1020. This will typically be placed in the float sub 1016 after or while the cementing is completed through the cement passages 1158, thereby producing a blocking mechanism and thus also preventing fluid flow of cement back into the hollow part 1026 on the drill string 1010.

Flottørkraven 1022 omfatter et hovedlegemeparti 1180 med et hovedsakelig sylindrisk, avlignende utseende, samt utstyrt med en gjennomgående sentral åpning 1182, konfigurert til å muliggjøre valgt kommunikasjon av fluidet fra det hule parti 1026 gjennom denne for å sementere passasjene 1152. Den ytre sylinderformede flate på denne inkluderer en låseforsenkning 1184, hvori det er posisjonsinnstilt flere fjærbelastede klemmer 1186. Når en flottørkrave 1022 er posisjojnsinnstilt inne i flottørskoen 1151, vil klemmene 1186 bli drevet utover fra kraven 1022 ved hjelp av fjærer som er plassert mellom klemmene 1182 og legemet for flottørkraven 1022, og derved er i stand til å tre i inngrep inne i låseutboringen 1136 på flottørskoen 1151 for å bibeholde flottørkraven 1022 i denne. Flottørkraven 1022 omfatter videre ved den ende som ligger lengst bort fra borkronen 1012, en tilbakeslagsventil 1190 i fluidkommunikasjon med midtåpningen 1182 i flottørkraven 1022. Tilbakeslagsventilen 1190 omfatter et ventilhulrom 1192 i ett stykke med flottørkravelegemet, og ved en nedre innoverragende fjæravsats 1193, et øvre, halvkuleformet ventilsete 1194, samt en fjærbelastet ventil 1198 med en halvkuleformet avtetningsflate 1200. Fjæren 1196 bæres av fjæravsatsen 1193, og den strekker seg derifra til baksiden av tetningsflaten 1200. Ventilsetet 1194 er posisjonsinnstilt slik ved åpningen 1182 bærer gjennom ventilsetet 1194, og når fjæren 1196 driver ventilen 1198 om dette, vil tetningsflaten 1200 blokkere åpningen 1182, slik derved fluidstrømning gjennom åpningen forhindres i en retning hvor slikt fluid ellers ville trengt inn i det hule parti 1026. Hvis således trykket i midtåpningen 1182, frembragt av fluider som strømmer nedover det hule partiet 1026, er større enn trykket i området av sementpassasjene 1158 pluss kraften fra fjæren 1196 og som har en tendens til å drive ventilen 1190 til lukket stilling, vil ventilavtetningsflaten 1200 bakke opp setet 1194, og tillater da strømning gjennom dette i retning av sementpassasjene 1158. Hvis imidlertid trykket i midtåpningen 1182 faller under det trykk som foreligger i sementeringspassasjen 1158 pluss en kraft som har sammenheng med fjæren 1196, så vil ventilen 1190 lukkes og plasserer da tetningsflaten 1200 mot setet The float collar 1022 comprises a main body portion 1180 having a substantially cylindrical, flattened appearance, and provided with a through central opening 1182, configured to enable selective communication of the fluid from the hollow portion 1026 therethrough to cement the passages 1152. The outer cylindrical surface of this includes a locking recess 1184, in which a plurality of spring-loaded clamps 1186 are positioned. When a float collar 1022 is positioned inside the float shoe 1151, the clamps 1186 will be driven outward from the collar 1022 by means of springs located between the clamps 1182 and the body of the float collar 1022, and thereby is capable of engaging within the locking bore 1136 of the float shoe 1151 to retain the float collar 1022 therein. The float collar 1022 further comprises, at the end furthest away from the drill bit 1012, a non-return valve 1190 in fluid communication with the central opening 1182 in the float collar 1022. The non-return valve 1190 comprises a valve cavity 1192 in one piece with the float collar body, and at a lower inwardly projecting spring ledge 1193, an upper, hemispherical valve seat 1194, as well as a spring-loaded valve 1198 with a hemispherical sealing surface 1200. The spring 1196 is carried by the spring ledge 1193, and it extends from there to the rear of the sealing surface 1200. The valve seat 1194 is positioned so that at the opening 1182 carries through the valve seat 1194, and when the spring 1196 drives the valve 1198 about this, the sealing surface 1200 will block the opening 1182, thereby preventing fluid flow through the opening in a direction where such fluid would otherwise penetrate into the hollow part 1026. If thus the pressure in the central opening 1182, produced by fluids flowing down the hollow lot 1026, is greater than the pressure in the area of the cement passages 1158 plus the force of the spring 1196 tending to drive the valve 1190 to the closed position, the valve sealing surface 1200 will back up the seat 1194, thereby allowing flow therethrough in the direction of the cement passages 1158. However, if the pressure in the center opening 1182 falls below the pressure present in the cementing passage 1158 plus a force associated with the spring 1196, then the valve 1190 will close and then place the sealing surface 1200 against the seat

1194, og hindrer derved strømning i retning fra sementpassasjen 1158 til det hule parti 1026 i borestrengen 1010. 1194, thereby preventing flow in the direction from the cement passage 1158 to the hollow part 1026 in the drill string 1010.

For å posisjonsinnstille flottørkraven 1022 i flottørsubben 1016, blir flottørkraven 1022 senket nedover i det hule parti 1026 av borestrengen 1010, slik som på en ledningstråd eller en kabel, eller hvis nødvendig på en stivere mekanisme, slik at ventilenden 1190 av flottørkraven 1022 trenger gjennom utboringen 1124 i flottørsubben 1016. Etter hvert som flottørkraven 1022 blir nedsenket, vil sement strømme nedover i det hule partiet 1026, slik at ved innføring av ventilenden 1190 av flottørkraven 1022 i utboringen 1124 av flottørsubben 1016, vil flottørkraven 1022 hovedsakelig blokkere utboringen 1124 og vekten av sementen i det hule partiet 1026 (inkludert andre fluider som kan befinne seg på oversiden av sementen i det hule parti 1026) virker på flottørkraven 1022 og har en tendens til å drive denne inn i flottørsubben 1016. Klemmene 1186 kan da befinne seg i tilbaketrukket stilling, slik at en utløsermekanisme (ikke vist) blir frembragt, og som da frembringer i seg utvidelse fra forsenkningen 1184 og inn i en låsende utboring 1136, eller også slik at klemmene 1186 kan trenge inn på borestrengen 1010 i den utstrakte stilling som er vist i fig. 70, slik at det avsmalnende parti 1134 av utboringen 1124 vil bringe klemmene 1186 til å trenge inn i låseutboringen 1136 og klemmene 1186 vil da utstrekke seg på nytt etter å ha nådd låseutboringen 1136. Alternativt kan flottørkraven 1022 bli pumpet nedover med pluggen 1121 forut for sementen. To position the float collar 1022 in the float sub 1016, the float collar 1022 is lowered down into the hollow portion 1026 of the drill string 1010, such as on a wireline or a cable, or if necessary on a more rigid mechanism, so that the valve end 1190 of the float collar 1022 penetrates the bore 1124 in the float sub 1016. As the float collar 1022 is submerged, cement will flow down into the hollow portion 1026, so that upon insertion of the valve end 1190 of the float collar 1022 into the bore 1124 of the float sub 1016, the float collar 1022 will mainly block the bore 1124 and the weight of the cement in the hollow portion 1026 (including other fluids that may be on top of the cement in the hollow portion 1026) acts on the float collar 1022 and tends to drive it into the float sub 1016. The clamps 1186 can then be in a retracted position , so that a trigger mechanism (not shown) is produced, and which then produces in itself expansion from for the lowering 1184 and into a locking bore 1136, or so that the clamps 1186 can penetrate the drill string 1010 in the extended position shown in fig. 70, so that the tapered portion 1134 of the bore 1124 will cause the clamps 1186 to penetrate the locking bore 1136 and the clamps 1186 will then extend again after reaching the locking bore 1136. Alternatively, the float collar 1022 may be pumped down with the plug 1121 ahead of the cement.

Det skal nå fremdeles henvises til fig. 70, hvori det er angitt at flere sveipeplugger 1121, 1123 også kan være anordnet nedhulls under sementeringsarbeidene. Den første plugg eller bunnsveippluggen 1121 utgjøres av et hovedsakelig sylinderformet legeme ved den ytre konturbestemte flate 1125 som danner flere fremspring 1126 med sinuslignende tverrsnitt, og som ender i motstående flate ender 1127, 1129, samt videre inkludere en gjennomgående sentral utboring 1131.1 det nederste av fremspringene 1126 kan posisjonsinnstilles over låseleppen 1140 på flottørskoen 1151 for å låse de første sveipeplugger 1121 i posisjon inne i borehullet 1020. De andre sveipeplugger 1123 inkluderer likeledes flate ender 1127, 1129 samt kammer eller fremspring 1126, men ingen gjennomgående utboring. Kammene 1126 på begge sveipeplugger 1121,1123 er dimensjonert for å danne kontakt, i sammenpresset tilstand, med det indre av borestrengen 1010 og derved å danne en barriere eller avtetting mellom områdene på begge sider. Sveipepluggene 1121,1123 oppretter ytterligere sikkerhet mot utbakking av flottørkraven 1022 fra flottørsubben 1016, samt mot lekkasje av sement fra ringrommet 1024 og tilbake oppover det hule parti 1026 av borestrengen 1010. Reference must now still be made to fig. 70, in which it is stated that several sweep plugs 1121, 1123 can also be arranged downhole during the cementing works. The first plug or bottom sweep plug 1121 consists of a mainly cylindrical body at the outer contoured surface 1125 which forms several projections 1126 with a sinusoidal cross-section, and which end in opposite flat ends 1127, 1129, as well as including a continuous central bore 1131.1 the lowest of the projections 1126 can be positioned over the locking lip 1140 on the float shoe 1151 to lock the first sweep plugs 1121 in position inside the drill hole 1020. The other sweep plugs 1123 likewise include flat ends 1127, 1129 as well as cam or projection 1126, but no through bore. The cams 1126 on both sweep plugs 1121,1123 are dimensioned to form contact, in a compressed state, with the interior of the drill string 1010 and thereby form a barrier or seal between the areas on both sides. The sweep plugs 1121,1123 create additional security against backing out of the float collar 1022 from the float sub 1016, as well as against leakage of cement from the annulus 1024 and back up the hollow part 1026 of the drill string 1010.

Så snart sementen er herdet i ringrommet 1024, kan flottørkraven 1022 fjernes fra flottørsubben 1016. Vanligvis inkluderer flottørkraven 1022 en mekanisme for å tilbaketrekke klemmene 1186, slik som ved vridning av flottørkraven 1022 eller på annen måte, slik at klemmene 1186 trekkes tilbake og flottørkraven 1022 tillates å trekkes utfra brønnen, etter først å trekke ut sveipepluggene 1121,1123. Alternativt kan flottørkraven 1022, sveipepluggene 1121, 1123 og borkronen 1012, sammen med flottørsubben 1016 bli kvernet opp i bunnen brønnen ved hjelp av et kvernings- eller freseverktøy (ikke vist) som blir sendt nedover borestrengen 1010 for dette formål. Alternativt kan sveipepluggene 1121, 1123, flottørkraven 1022, kulen 1122 og borkronen 1012 bli boret opp ved en påfølgende borestreng, slik at brønnen vil kunne bores dypere. Ytterligere alternativt kan flottørkraven 1022, flottørskoen 1151, borkronen 1012 og sveipepluggen 1121,1123 bli etterlatt på stedet ved bunnen av borehullet 1020, og en produksjonssone kan da opprettes ved oversiden av den øvre sveipeplugg 1123, ved å perforere borestrengen 1010 på dette sted. Once the cement has hardened in the annulus 1024, the float collar 1022 can be removed from the float sub 1016. Typically, the float collar 1022 includes a mechanism for retracting the clamps 1186, such as by twisting the float collar 1022 or otherwise, so that the clamps 1186 are retracted and the float collar 1022 is allowed to be withdrawn from the well, after first withdrawing the sweep plugs 1121,1123. Alternatively, the float collar 1022, the sweep plugs 1121, 1123 and the drill bit 1012, together with the float sub 1016 can be milled up in the bottom of the well using a milling or milling tool (not shown) which is sent down the drill string 1010 for this purpose. Alternatively, the sweep plugs 1121, 1123, the float collar 1022, the ball 1122 and the drill bit 1012 can be drilled up by a subsequent drill string, so that the well will be able to be drilled deeper. Alternatively, the float collar 1022, float shoe 1151, drill bit 1012 and sweep plug 1121,1123 may be left in place at the bottom of the wellbore 1020, and a production zone may then be created at the top of the upper sweep plug 1123, by perforating the drill string 1010 at this location.

I en annen utførelse kan flottørkraven omfatte en klaffeventil. I denne forbindelse kan klaffventilen kjøres inn på plass. Deretter kan en kule pumpes gjennom klaffventilen, slik at behovet derved elimineres og senke eller pumpe flottørkraven inn i flottørsubben. In another embodiment, the float collar may comprise a flap valve. In this connection, the butterfly valve can be driven into place. A ball can then be pumped through the flap valve, thereby eliminating the need to lower or pump the float collar into the float sub.

Det skal nå henvises til fig. 71 og 72, hvori det er vist en alternativ utførelse av foreliggende oppfinnelsen, hvor portkraven 1102 i fig. 68-70 er erstattet med en membran 1133.1 denne utførelse vil alle særtrekk i henhold til oppfinnelsen samt anvendelse av oppfinnelsen for sementeringsarbeidet forbli de samme som i den utførelse som er beskrevet under henvisning til fig. 68-70, bortsett fra at portkraven 1102 og modifiseringene på flottørsubben 1016 behøves for å kunne bruke portkraven 1102 er ikke nødvendig. Istedenfor disse er det anordnet en sementåpning 1202 som er konfigurert for å befinne seg i kommunikasjon med den sfæriske manifold 1116. Membranen 1133, som er konfigurert i et material som er i stand til å motstå trykket av det boreslam som sirkulerer gjennom borestrengen 1010 og ringrommet 1024 mens utboring finner sted, dekker sementåpningen 1202, for derved å stenge den av for kommunikasjon mellom ringrommet 1024 og manifolden 1116. Reference must now be made to fig. 71 and 72, in which an alternative embodiment of the present invention is shown, where the port collar 1102 in fig. 68-70 have been replaced with a membrane 1133.1 this embodiment, all special features according to the invention as well as the application of the invention for the cementing work will remain the same as in the embodiment described with reference to fig. 68-70, except that the gate collar 1102 and the modifications to the float sub 1016 needed to be able to use the gate collar 1102 are not necessary. In their place is a cement orifice 1202 configured to be in communication with the spherical manifold 1116. The diaphragm 1133, which is configured in a material capable of withstanding the pressure of the drilling mud circulating through the drill string 1010 and annulus 1024 while drilling is taking place, cement covers the opening 1202, thereby closing it off from communication between the annulus 1024 and the manifold 1116.

For å muliggjøre sementering i denne utførelse, vil kulen 1122 plasseres i borestrengen 1010, slik som tidligere og som vist i fig. 72, hvor da kulen 1122 bringes til å passere gjennom utboringen 1124 i flottørsubben 1016 og derved danner vei til den sfæriske manifold 1116 og borkronen 1012 for å mottas mot det kuleformede setet 1116 hvor den vil blokkere passasjen for boreslam gjennom borkronepassasjene 1028. Det hydrostatiske drivhodet for boreslammet, eller hvis så ønskes ved dette tidspunkt, vann eller sement, virker da på membranen 1123 og bringer denne til å briste, slik at derved fluid kan bringes til å passere gjennom sementåpningen 1202 og oppover i ringrommet 1024 for å sementere borestrengen 1010 på plass i borehullet 1020. Som i den først angitte utførelse, blir flottørkraven 1022 og sveipepluggen 1121, 1123 (som vist i fig. 70) brukt for å sikre at sement ikke strømmer bakover ut av ringrommet 1024 og oppover i borestrengen 1010, og at sveipepluggen enten kan være fjernet, oppkvernet eller gjennomboret, eventuelt etterlatt på plass, slik som omtalt i forbindelse med den første utførelse. To enable cementing in this embodiment, the ball 1122 will be placed in the drill string 1010, as previously and as shown in fig. 72, where the ball 1122 is then caused to pass through the bore 1124 in the float sub 1016 and thereby makes its way to the spherical manifold 1116 and the drill bit 1012 to be received against the spherical seat 1116 where it will block the passage of drilling mud through the drill bit passages 1028. The hydrostatic drive head for the drilling mud, or if desired at this time, water or cement, then acts on the membrane 1123 and causes it to rupture, so that thereby fluid can be caused to pass through the cement opening 1202 and up into the annulus 1024 to cement the drill string 1010 on space in the borehole 1020. As in the first embodiment, the float collar 1022 and the sweep plug 1121, 1123 (as shown in Fig. 70) are used to ensure that cement does not flow backwards out of the annulus 1024 and up into the drill string 1010, and that the sweep plug can either be removed, ground up or pierced, possibly left in place, as discussed in connection with the first embodiment.

Skjønt portkraven 1102 eller sementåpningen 1202 er beskrevet her som posisjonsinnstilt i borestrengen 1010 i forhold til en flottørsubb 1016 som befinner seg umiddelbart inntil borkronen 1012, bør det forstås at slike særtrekk kan opprettes på et hvilket som helst sted mellom borkronen 1012 og overflatestedet. Sementeringsarbeidet for dype brønner kan kreve sementinnføring flere dybdenivåer langs foringen 1010 for å opprette korrekte sementeringstilstander. Derfor er det spesielt tenkt at borestrengen 1010 kan inkludere flere fluidavdelingsenheter langs sin lengde. Så snart sementeringsoperasjonen er fullført ved bunnen av brønnen, kan det f.eks. hende at sementen bare strekker seg opp ringrommet 1024 mellom borestrengen 1010 og borehullet 1020 nemlig en brøkdel av borehullets totale lengde 1022. Da et slikt sementnivå kan forutsies og/eller redigeres, kan fluidoppdelingsapparatet, slik som portkraven 1102 eller membranen 1133 i henhold til foreliggende oppfinnelse plasseres på hensiktsmessige forutsigbare steder for sitt bruk. For å muliggjøre et sementeringsarbeid er det valgte fordelingsapparat anordnet i borestrengen 1010 på et kjent sted eller en kjent beliggenhet, og en plugg kan plasseres på et visst sted i borestrengen 1010 på undersiden avfordelingsapparatet, forda å avtette borestrengen 1010 på undersiden av denne plassering. En flottørsubb, slik som flottørsubben 1016, kan så posisjonsinnstilles på oversiden av fordelingsapparatet, og den sement som strømmes for å bringe fordelingsapparatet for å åpnes og således dirigere sementen inn i ringrommet 1024 på dette sted. De forskjellige kraver og andre periferiske innretninger som er plassert nedhulls under sementering kan utføres ved hjelp av en borkrone eller en fres plassert nede i borestrengen 1010 etter hver påfølgende sementeringsoperasjon, eller alternativt etter at all sementering er gjort ferdig. Although the gate collar 1102 or the cement opening 1202 is described here as being positioned in the drill string 1010 relative to a float sub 1016 that is located immediately adjacent to the drill bit 1012, it should be understood that such features can be created at any location between the drill bit 1012 and the surface location. The cementing work for deep wells may require cement introduction several depth levels along the liner 1010 to create correct cementing conditions. Therefore, it is particularly contemplated that the drill string 1010 may include several fluid separation units along its length. As soon as the cementing operation is completed at the bottom of the well, it can e.g. happen that the cement only extends up the annulus 1024 between the drill string 1010 and the borehole 1020, namely a fraction of the borehole's total length 1022. Since such a cement level can be predicted and/or edited, the fluid separation device, such as the gate collar 1102 or the diaphragm 1133 according to the present invention can are placed in suitable, predictable locations for their use. To enable cementing work, the selected distribution device is arranged in the drill string 1010 at a known place or a known location, and a plug can be placed at a certain place in the drill string 1010 on the underside of the distribution device, in order to seal the drill string 1010 on the underside of this location. A float sub, such as the float sub 1016, can then be positioned on top of the distributor, and the cement flowed to bring the distributor to open and thus direct the cement into the annulus 1024 at this location. The various collars and other peripheral devices that are placed downhole during cementing can be carried out using a drill bit or a milling cutter placed down the drill string 1010 after each subsequent cementing operation, or alternatively after all cementing has been completed.

I én viss utførelse omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter anordning av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsfdringskanal, hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en del av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, som etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen. I ett visst aspekt omfatter boresammenstillingen videre en tredje strømningsbane og fremgangsmåten vil da videre omfatte strømning av i det minste en del av fluidet gjennom denne tredje fluidstrømningsbane. I en annen utførelse omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å fore en borebrønn og som da går ut på å anordne en boresammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen inkluderer en første fluidbane og en andre fluidbane, fremføring av boresammenstillingen innover i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en del av fluidet gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, og da den første og den andre fluidstrømningsbane er rettet i motsatte retninger. In one particular embodiment, the present invention comprises a method for lining a borehole and which comprises the arrangement of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole conveying channel, where this drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth , flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole. In a certain aspect, the drilling assembly further comprises a third flow path and the method will then further comprise the flow of at least part of the fluid through this third fluid flow path. In another embodiment, the present invention comprises a method for lining a borehole and which then involves arranging a drilling assembly comprising a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly includes a first fluid path and a second fluid path, advancement of the drilling assembly inwards the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least part of the fluid through the second fluid flow path, and leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, and when the first and the second fluid flow paths are directed in opposite directions .

I en annen utførelse omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter anordning av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstilling innover i jorden, strømning av et fluid gjennom en første fluidbane og retur av i det minste en andel av fluidet gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, i det minste en del av denne rørformede sammenstilling anordnes inne i borebrønnens foringskanal. I henhold til ett visst aspekt befinner den første fluidstrømningsbane seg inne i den rørformede sammenstilling. In another embodiment, the present invention comprises a method for lining a borehole and which comprises the arrangement of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through a first fluid path and return of at least a portion of the fluid through the second fluid flow path, as well as leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, at least part of this tubular assembly is arranged inside the borehole's casing channel. According to one aspect, the first fluid flow path is located within the tubular assembly.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåt for foring av en borebrønn og den omfatter da anordning av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidbane og en andre fluidbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, ved i det minste et parti av denne rørformede sammenstilling befinner seg anordnet inne i borebrønnens foringskanal, hvor da den andre fluidstrømningsbane ligger inne i den rørformede sammenstilling. An embodiment of the present invention comprises a method for lining a borehole and it then comprises the arrangement of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where the drilling assembly comprises a first fluid path and a second fluid path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, as well as leaving the drilling well's casing channel at a location inside the drilling well, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, at least in part of this tubular assembly is arranged inside the well's casing channel, where then the second fluid flow path lies inside the tubular assembly.

Enda en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn o omfatter anordning av en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, idet i det minste et parti av denne rørformede sammenstillingen er anordnet inne i borebrønnsforingskanalen, og anordning av i det minste et første tetningslegeme på et ytre parti av borebrønnsforingskanalen. I et visst aspekt omfatter fremgangsmåtene tilførsel av et fysisk forandrbart foringsmateriale gjennom boresammenstillingen til et ringformet område som dannes av innsiden av borebrønnen og ved utsiden av dennes foringskanal. I henhold til et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse, omfatter tilførsel av det forandrbare bindingsmateriale gjennom boresammenstillingen til det ringformede området strømning av fysisk forandrbare hindringsmateriale inn i et andre ringformet område mellom den rørformede sammenstilling og borebrønnens foringskanal på et sted på undersiden av det andre tetningslegemet. Yet another embodiment of the present invention comprises a method for lining a borehole o comprises the arrangement of a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, as well as leaving the drilling well's casing channel at a location inside the drilling well, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, with at least a part of this the tubular assembly is arranged inside the borehole casing channel, and arrangement of at least one first sealing body on an outer part of the borehole casing channel. In a certain aspect, the methods comprise supplying a physically changeable casing material through the drilling assembly to an annular area formed by the inside of the borehole and the outside of its casing channel. According to another aspect of the present invention, supply of the changeable binding material through the drilling assembly to the annular region comprises flow of physically changeable barrier material into a second annular region between the tubular assembly and the well casing channel at a location on the underside of the second sealing body.

I en annen utførelse omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter anordning av en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, idet i det minst et parti av den rørformede sammenstilling anordnes inne i borebrønnens foringskanal, opprettelse av et første tetningslegeme på et ytre parti av borebrønnens foringskanal, innførsel av et fysisk forandrbart bindingsmateriale gjennom boresammenstillingen frem til et ringformet område som dannes av innsiden av borebrønnen og en utside av borebrønnens foringskanal, samt igangsetting av det første avtettingslegemet for å bibeholde det fysisk forandrbare bindingsmateriale i det ringformede området. In another embodiment, the present invention comprises a method for lining a borehole and which comprises the arrangement of a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, wherein at least a part of the tubular assembly is arranged inside the borehole casing channel, creation of a first sealing body on an outer part of the borehole casing channel, introduction of a physically changeable binding material through the borehole assembly up to an annular area formed by the inside of the borehole and an outside of the borehole's casing channel, as well as initiating the first sealing body to retain the physically changeable bonding material in the annular area.

I én viss utførelse omfatter foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter for foring av en borebrønn og som da omfatter anordning av en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom en første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, og minst ett parti av denne rørformede sammenstilling tilbakelegges inne i borebrønnens foringskanal, anordning av et første avtettingslegeme på et ytre parti av borebrønnens foringskanal, og opprettelse av et andre tetningslegeme på et ytre parti av den rørformede sammenstilling. In one particular embodiment, the present invention comprises methods for lining a borehole and which then comprises the arrangement of a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through a first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, and at least one part of this tubular assembly is laid back inside the borehole's casing channel, arrangement of a first sealing body on an outer part of the borehole's casing channel, and creation of a second sealing body on an outer part of the tubular assembly.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling som utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av en fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, hvor da utboringssammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, idet i det minste et parti av denne rørformede sammenstillingen etterlates inne i borebrønnens foringskanal, hvor da jordfjerningsenheten er operativt forbundet ved den rørformede sammenstilling. I henhold til et visst aspekt er jordfjerningsenheten en under-opprømmer. I henhold til et aspekt er jordfjerningsenheten en borkrone som kan etterlates. Another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and which comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, wherein at least a part of this tubular assembly is left inside the borehole's casing channel, where the soil removal unit is operatively connected by the tubular assembly. According to a certain aspect, the soil removal unit is an under-raiser. According to one aspect, the soil removal device is a drill bit that can be left behind.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da denne foringssammenstilling omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, ved fremføring av boringssammenstillingen innover i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, idet i det minste et parti av denne rørformede sammenstilling etterlates inne i borebrønnens foringskanal, mens boresammenstillingen videre omfatter en motor. En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen innover i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, i det minste et parti av denne rørformede sammenstillingen er anordnet inne i borebrønnens foringskanal, idet boresammenstillingen videre omfatter minst et måleverktøy. Another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and which comprises a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where this casing assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, when advancing the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, at least a part of this tubular assembly is left inside the casing channel of the borehole, while the drilling assembly further comprises a motor. Another embodiment comprises a method for lining a borehole and comprises creating a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where then the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, at least a portion of this tubular assembly is arranged inside the borehole's casing channel, as the drilling assembly further comprises at least one measuring tool.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da anordning av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnsforingskanalen på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, i det minste et parti av den rørformede sammenstilling blir etterlatt inne i borebrønnens foringskanal, mens boresammenstillingen videre omfatter minst ett loggeverktøy. I en annen utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som går ut på å frembringe en boresammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, idet boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, i det minste én del av denne rørformede sammenstilling etterlates inne i borebrønnens foringskanal, mens boresammenstillingen videre omfatter et styresystem. Another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and then comprises the arrangement of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flowing a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, wherein the drilling assembly then comprises a tubular assembly, at least a portion of the tubular assembly is left inside the borehole's casing channel, while the drilling assembly further comprises at least one logging tool. In another embodiment, the present invention relates to a method for lining a borehole and which involves producing a drilling assembly comprising a soil removal unit and a borehole casing channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, the drilling assembly comprising a tubular assembly, at least one part of which tubular assembly is left inside the well's casing channel, while the drilling assembly further comprises a control system.

En viss utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforingskanal, hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, mens i det minst et parti av denne rørformede sammenstilling etterlates inne i borebrønnens foringskanal, mens boresammenstillingen videre omfatter landingssubb for måleverktøy. I en annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, og i det minste en viss del av denne rørformede sammenstilling plasseres inne i borebrønnens foringskanal, mens boresammenstillingen videre omfatter minst en låsesammenstilling. A certain embodiment of the present invention comprises a method for lining a borehole and comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole casing channel, where then this drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, while at least a portion of this tubular assembly is left inside the drilling well's casing channel, while the drilling assembly further comprises landing subs for measuring tools. In another embodiment, a method for lining a borehole comprises creating a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly then comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancing the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, where then the drilling assembly comprises a tubular assembly, and at least a certain part of this tubular assembly is placed inside the borehole's casing channel, while the drilling assembly further comprises at least one locking assembly.

Enda en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, mens boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, hvor i det minste et parti av denne rørformede sammenstilling er plassert inne i borebrønnens foringskanal, idet foringssammenstillingen videre omfatter en anordning for foringsopphenging. En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da opprettelse av en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, mens boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, mens boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, hvor i det minste et parti av denne rørformede sammenstilling etterlates inne i borebrønnens foringskanal, mens boresammenstillingen videre omfatter minst ett tetningslegeme på denne. Yet another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then this drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flowing a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, while the drilling assembly comprises a tubular assembly, wherein at least a portion of this tubular assembly is placed inside the casing channel of the borehole, the casing assembly further comprising a device for casing suspension. Another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and then comprises the creation of a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, while the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly in the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, while the drilling assembly comprises a tubular assembly, where at least a portion of this tubular assembly is left behind inside the borehole's casing channel, while the drilling assembly further comprises at least one sealing body on this.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, og i det minste et parti av denne rørformede sammenstilling etterlates inne i borebrønnens foringskanal, hvor da boresammenstillingen videre omfatter minst et stabiliseringslegeme på denne. I et visst aspekt er minst én stabiliserende enhet eksentrisk anordnet på i det minste et parti av den rørformede sammenstilling. I henhold til et annet aspekt er i det minste én stabiliseringsenhet justerbar. Another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and comprises the creation of a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then this drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, where the drilling assembly comprises a tubular assembly, and at least a portion of this tubular assembly is left inside the casing channel of the borehole, where the drilling assembly further comprises at least one stabilization body on it. In a certain aspect, at least one stabilizing unit is eccentrically disposed on at least a portion of the tubular assembly. According to another aspect, at least one stabilization unit is adjustable.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første strømningsbane og en andre strømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, mens boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, og i det minste et parti av denne rørformede sammenstilling etterlates inne i borebrønnens foringskanal, mens boresammenstillingen videre omfatter et bøyd hylster. En utførelse i henhold til foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, og i det minste en andel av denne rørformede sammenstilling plasseres inne i borebrønnens foringskanal, mens borefjerningsenheten inkluderer minst én stråledrivende åpning for gjennomstrømning av et fluid gjennom denne åpning. Another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first flow path and a second flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flowing a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, while the drilling assembly comprises a tubular assembly, and at least a portion thereof tubular assembly is left inside the borehole's casing channel, while the drill assembly further comprises a bent sleeve. An embodiment according to the present invention relates to a method for lining a borehole and comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth , flowing a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, where the drilling assembly comprises a tubular assembly, and at least a portion of this tubular assembly is placed inside the casing channel of the borehole, while the drilling removal unit includes at least one jet-driving opening for the flow of a fluid through this opening.

I henhold til enda en annen utførelse, inkluderer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, idet boresammenstillingen omfatter en rørformet sammenstilling, i det minste et parti av denne rørformede sammenstilling er plassert inne i borebrønnens foringskanal, mens den andre strømningsbane befinner seg inne i et ringformet område utformet mellom en ytre overflate av rørledningssammenstillingen og en indre overflate på borebrønnens foringskanal. En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbanen og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor den første fluidstrømningsbane befinner seg inne i et ringformet område dannet mellom en ytre overflate av den rørformede sammenstilling og en innside av borebrønnens foringskanal. According to yet another embodiment, the present invention includes a method for lining a borehole and which comprises creating a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancing the drilling assembly into the earth, flowing a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, the drilling assembly comprising a tubular assembly, at least a portion of this tubular assembly is located inside the borehole casing channel, while the other flow path is located inside an annular area formed between an outer surface of the pipeline assembly and an inner surface of the borehole casing channel. Another embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flowing a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, the first fluid flow path being located within an annular region formed between an outer surface of the tubular assembly and an inside of the borehole casing channel.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første strømningsbane og en andre strømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, og etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, hvor da den første og den andre fluidstrømningsbane befinner seg i fluidkommunikasjon når boresammenstillingen er plassert i borebrønnen. En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen innover i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane og etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, mens fremføringen av boresammenstillingen innover i jorden omfatter rotasjon i det minste et parti av boresammenstillingen. Spesielt i henhold til et visst aspekt, omfatter et roterende parti av boresammenstillingen vedkommende jordfjerningsenhet. An embodiment of the present invention comprises a method for lining a borehole and then comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first flow path and a second flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, and leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, where then the first and the second fluid flow paths are in fluid communication when the drill assembly is placed in the borehole. Another embodiment comprises a method for lining a borehole and comprises creating a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path and leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, while advancing the drill assembly into the earth includes rotating at least a portion of the drill assembly. In particular, according to a certain aspect, a rotating part of the drill assembly comprises the relevant soil removal unit.

En ytterligere utførelse av foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da opprettelse av en boresammenstilling utstyrt med en jordfjernende enhet og en borebrønnsforende kanal, hvor boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minst en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, og fjerning av i det minste et parti av boresammenstillingen fra borebrønnen. I et visst aspekt omfatter fremgangsmåten videre fremføring av en sementeringssammenstilling inn i borebrønnen. I henhold til et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre tilførsel av et fysisk forandrbart bindingsmaterial gjennom sementeringssammenstillingen til et ringformet område som dannes av innsiden av borebrønnen og utsiden av borebrønnens foringskanal. En utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en foringssammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, og etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor i det minste et parti av boresammenstillingen strekker seg innenfor en nedre ende av borebrønnens foringskanal under fremføring av boresammenstillingen inn i jorden. I en ytterligere utførelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boresammenstilling som utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidbane og en andre fluidbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom en andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, og relativ bevegelse gjennom et parti av boresammenstillingen og borebrønnens foringskanal. I henhold til et visst aspekt, omfatter denne fremgangsmåte videre redusering av lengden av boresammenstillingen. A further embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and then comprises the creation of a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the wellbore casing channel at a location within the wellbore, and removing at least a portion of the drill assembly from the wellbore. In a certain aspect, the method further comprises advancing a cementing assembly into the borehole. According to another aspect, the method further comprises supplying a physically changeable bonding material through the cementing assembly to an annular area formed by the inside of the borehole and the outside of the borehole's casing channel. An embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and comprises the creation of a casing assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then this drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flowing a fluid through the first fluid flow path and returning at least a certain portion of this fluid through the second fluid flow path, and leaving the wellbore casing channel at a location within the wellbore, where at least a portion of the drill assembly extends within a lower end of the borehole's casing channel during advancement of the drilling assembly into the earth. In a further embodiment, a method for lining a borehole applies and comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where this drilling assembly comprises a first fluid path and a second fluid path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a certain portion of this fluid through a second fluid flow path, leaving the wellbore casing at a location within the wellbore, and relative movement through a portion of the drill assembly and the wellbore casing. According to a certain aspect, this method further comprises reducing the length of the drill assembly.

En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, og da denne boresammenstilling omfatter en første fluidbane og en andre fluidbane, fremføring av boresammenstillingen innover i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, relativ bevegelse gjennom et parti av boresammenstillingen og borebrønnens foringskanal, samt fremføring av borebrønnens foringskanal nær inntil bunnen av borebrønnen. I henhold til den annen utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter fremgangsmåter for foring av en borebrønn opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, relativ bevegelse av et parti av boresammenstillingen og borebrønnens foringskanal, samt inngrep av et sementeringsåpningsparti ved boresammenstillingen. I henhold til et visst aspekt, kan fremgangsmåten videre omfatte tilførsel av et fysisk forandrbart bindingsmaterial gjennom et parti av den første fluidstrømningsbane samt gjennom sementerings-åpningspartiet til et ringformet område som dannes av en utside av borebrønnens foringskanal og en innside av borebrønnen. I henhold til et annet aspekt, omfatter fremgangsmåten videre frigjøring av sementerings-åpningspartiet og fjerning av i det minste et parti av boresammenstillingen fra borebrønnen. Another embodiment comprises a method for lining a borehole and then comprises a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, and as this drilling assembly comprises a first fluid path and a second fluid path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, relative movement through a part of the drilling assembly and the borehole casing channel, as well as advancing the borehole casing channel near to the bottom of the borehole. According to the second embodiment of the present invention, methods for lining a borehole comprise the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then the drilling assembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, relative movement of a part of the drilling assembly and the borehole casing channel, as well as engagement of a cementing opening portion at the drill assembly. According to a certain aspect, the method can further comprise supplying a physically changeable binding material through a part of the first fluid flow path as well as through the cementing opening part to an annular area formed by an outside of the borehole casing channel and an inside of the borehole. According to another aspect, the method further comprises releasing the cementing opening portion and removing at least a portion of the drill assembly from the wellbore.

I henhold til en viss utførelse av forelgigende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte foring av en borebrønn anordning av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, og lukking av i det minste et parti av den første fluidstrømningsbane. I henhold til et visst aspekt, omfatter fremgangsmåten videre innføring av et fysisk forandrbart bindingsmaterial gjennom den første fluidstrømningsbane til et ringformet område som dannes av utsiden av borebrønnens foringskanal og innsiden av selve borebrønnen. I henhold til et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre aktivering av ett eller flere tetningselementer for hovedsakelig å avtette det ringformede området. I henhold til enda et ytterligere aspekt omfatter innsiden av borebrønnen en indre overflate av en borebrønnsforing. According to a certain embodiment of the present invention, a method for lining a borehole comprises arranging a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where this drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth , flowing fluid through the first fluid flow path and returning at least a portion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, and closing at least a portion of the first fluid flow path. According to a certain aspect, the method further comprises introducing a physically changeable binding material through the first fluid flow path to an annular area formed by the outside of the borehole casing channel and the inside of the borehole itself. According to another aspect, the method further comprises activating one or more sealing elements to substantially seal the annular area. According to yet another aspect, the inside of the wellbore comprises an inner surface of a wellbore casing.

I en annen utførelse omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da borebrønnens foringskanal omfatter minst en fluidstrømningsbegrenser på en utside av kanalen. In another embodiment, the present invention comprises a method for lining a borehole and then comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where this drilling assembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, as well as leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, where then the borehole casing channel comprises at least one fluid flow limiter on an outside of the channel.

I henhold til et visst aspekt omfatter fremgangsmåten videre strømning av fluid gjennom et ringformet område som er dannet av innsiden av borebrønnen og en utside av borebrønnens foringskanal. According to a certain aspect, the method further comprises flow of fluid through an annular area which is formed by the inside of the borehole and an outside of the borehole's casing channel.

Enda en annen utførelse inkluderer en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter opprettelse av en boringssammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling omfatter en første fluidbane og en andre fluidbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal et sted inne i borebrønnen, og fremføring av en sementeringssammenstilling inn i borebrønnen. I henhold til et visst aspekt omfatter fremgangsmåten videre utførelse av borebrønnsforingskanal ved en enveisventil anordnet i et nedre parti av denne. I henhold til et annet aspekt omfatter fremgangsmåten tilførsel av et fysisk forandrbart bindingsmateriale på et første sted i et ringformet område dannet av utsiden av borebrønnens foringskanal og innsiden av selve borebrønnen samt en andre beliggenhet i dette ringformede området. I henhold til enda et annet aspekt, omfatter tilførsel av det fysisk forandrbare bindingsmaterial til det første sted, tilførsel av dette fysiske forandrbare materialet gjennom enveisventilen, samt tilførsel av vedkommende fysisk forandrbare bindingsmaterial til det angitte andre sted, slik at det fysisk forandrbare materiale innføres det andre sted gjennom en port anordnet på oversiden av enveisventilen. Yet another embodiment includes a method for lining a borehole and comprises creating a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then this drilling assembly comprises a first fluid path and a second fluid path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel somewhere inside the borehole, and advancing a cementing assembly into the borehole. According to a certain aspect, the method further comprises the execution of the borehole casing channel by a one-way valve arranged in a lower part thereof. According to another aspect, the method comprises the supply of a physically changeable binding material at a first location in an annular area formed by the outside of the borehole's casing channel and the inside of the borehole itself, as well as a second location in this annular area. According to yet another aspect, supply of the physically changeable binding material to the first location comprises supply of this physically changeable material through the one-way valve, as well as supply of the relevant physically changeable binding material to the specified second location, so that the physically changeable material is introduced there elsewhere through a port arranged on the upper side of the one-way valve.

En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og går da ut på å frembringe en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor boresammenstillingen inkluderer en første strømningsbane og en andre strømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom en første fluidbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, overføring av en sementsammenstilling inne i borebrønnen, samt forsyning av denne sementsammenstilling med en enkelt retningsplugg. I henhold til et visst aspekt, omfatter fremgangsmåten videre tilførsel av et fysisk forandrbart bindingsmateriale til et ringformet område som dannes av en utside av borebrønnens foringskanal og en innside av selve borebrønnen. I henhold til et ytterligere aspekt omfatter fremgangsmåten videre frigjøring av den eneste retningsplugg i borebrønnskanalen og posisjonsinnstilling av denne eneste retningsbrønn på et ønsket sted i borebrønnens foringskanal. I henhold til et enda et annet aspekt, blir den eneste retningsplugg posisjonsinnstilt med igangsetting av et gripelegeme. Another embodiment comprises a method for lining a borehole and then involves producing a drilling assembly equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly includes a first flow path and a second flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through a first fluid path and returning at least a certain portion of said fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, transferring a cement assembly within the borehole, and providing said cement assembly with a single directional plug . According to a certain aspect, the method further comprises supplying a physically changeable binding material to an annular area which is formed by an outside of the borehole's casing channel and an inside of the borehole itself. According to a further aspect, the method further comprises releasing the only directional plug in the borehole channel and setting the position of this only directional well at a desired location in the borehole's casing channel. According to yet another aspect, the single directional plug is positioned with actuation of a gripper.

I henhold til en viss utførelse av oppfinnelsen gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da en boresammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidbanen og returnering av minst en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, samt strømning av et andre parti av fluidet gjennom en tredje fluidbane. I henhold til et visst aspekt, dirigerer den tredje strømningsbane det andre parti av fluidet til et ringformet område mellom borebrønnens foringskanal og selve borebrønnen. I en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen inkluderer en første fluidbane og en andre fluidbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidbane og retur av i det minst en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, samt strømning av et andre parti av fluidet gjennom en tredje strømningsbane, hvor da denne tredje strømningsbane omfatter et ringformet område mellom borebrønnens foringskanal og selve borebrønnen. According to a certain embodiment of the invention, the present invention applies to a method for lining a borehole and then comprises a drilling assembly comprising a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth , flow of a fluid through the first fluid path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, as well as flow of a second part of the fluid through a third fluid path. According to a certain aspect, the third flow path directs the second portion of the fluid to an annular area between the well casing channel and the well itself. In another embodiment of the present invention, a method for lining a borehole applies and which comprises the creation of a drilling assembly comprising a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly includes a first fluid path and a second fluid path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the casing channel of the borehole at a location inside the borehole, as well as flow of a second part of the fluid through a third flow path, where as this third flow path comprises an annular area between the borehole casing channel and the borehole itself.

Foreliggende oppfinnelse gjelder i en annen utførelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og går da ut på å frembringe en boresammenstilling som omfatter en jordfjernende enhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og returnering av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da jordfjerningsenheten er i stand til å utforme et hull med en større ytterdiameter enn ytterdiameteren av borebrønnens foringskanal. En ytterligere utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne foresammenstilling inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og returnering av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, idet boresammenstillingen videre omfatter en geofysisk sensor. In another embodiment, the present invention relates to a method for lining a borehole and then consists in producing a drilling assembly comprising a soil removing unit and a borehole guiding channel, where this drilling assembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into in the soil, flowing fluid through the first fluid flow path and returning at least a certain portion of this fluid through the second fluid flow path, and leaving the borehole casing channel at a location within the borehole, where then the soil removal unit is able to form a hole with a larger outer diameter than the outer diameter of the borehole's casing channel. A further embodiment of the present invention relates to a method for lining a borehole and which comprises the creation of a drilling assembly comprising a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then this preassembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, as well as leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, the drilling assembly further comprising a geophysical sensor.

En annen utførelse gjelder en fremgangsmåte for foring av et borehull og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og returnering av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, samt etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, hvor da den første strømningsbane omfatter et ringformet område mellom borebrønnens foringskanal og selve borebrønnen. I en annen utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, bringe fluid til å strømme gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom en andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, samt etter valg å forandre fremføringsbanen for boresammenstillingen. Another embodiment concerns a method for lining a borehole and which comprises creating a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then this drilling assembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and returning at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, as well as leaving the borehole casing channel at a location inside the borehole, where then the first flow path comprises an annular area between the borehole casing channel and itself the borehole. In another embodiment, the present invention applies to a method for lining a borehole and which comprises the creation of a drilling assembly with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where this drilling assembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, bringing fluid to flow through the first fluid flow path and returning at least a certain portion of this fluid through a second fluid flow path, leaving the wellbore casing channel at a location within the wellbore, and optionally changing the advance path of the drill assembly.

I én viss utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjernende enhet samt en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, et fluid bringes til å strømme gjennom den første fluidstrømningsbane og returnere i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et sted inne i borebrønnen, salt forsyning av sementsammenstillingen med en sementeringsplugg. Foreliggende oppfinnelse gjelder i en annen utførelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen inkluderer en første strømningsbane og en andre strømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom en første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, idet det etterlates i borebrønnen en foringskanal på et sted inne i brønnen, og et tetningslegeme anordnet på et ytre parti av borebrønnens foringskanal. In one particular embodiment, the present invention relates to a method for lining a borehole and which comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit as well as a borehole guiding channel, where the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, causing a fluid to flow through the first fluid flow path and returning at least a certain portion of that fluid through the second fluid flow path, leaving the wellbore casing channel at a location within the wellbore, supplying salt to the cement assembly with a cementing plug. In another embodiment, the present invention relates to a method for lining a borehole and which comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly includes a first flow path and a second flow path, advancement of the drilling assembly into the earth , flow of a fluid through a first fluid flow path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, leaving in the borehole a casing channel at a location inside the well, and a sealing body arranged on an outer part of the borehole lining channel.

I henhold til én viss utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og som omfatter opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da boresammenstillingen inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane, fremføring av boresammenstillingen inn i jorden, strømning av et fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og returnering av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrøningsbane, etterlatelse av borebrønnens foringskanal på et visst sted inne i borebrønnen, samt tilførsel av et balanseringsfluid etterfulgt av et fysisk forandrbart bindingsmateriale. I henhold til en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse opprettes en fremgangsmåt for foring av en borebrønn og som går ut på å frembringe en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet og en borebrønnsforende kanal, hvor da denne boresammenstilling inkluderer en første fluidstrømningsbane og den andre fluidstrømningsbane, fremføring av boringssammenstillingen inn i jorden, strømning av fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane, idet borebrønnens foringskanal etterlates på et visst sted inne i borebrønnen, og energien i returfluidet økes. According to one particular embodiment, the present invention applies to a method for lining a borehole and which comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where the drilling assembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into in the earth, flow of a fluid through the first fluid flow path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, leaving the borehole casing channel at a certain location inside the borehole, and supplying a balancing fluid followed by a physically changeable bonding material. According to another embodiment of the present invention, a method for lining a borehole is created and which consists in producing a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit and a borehole guiding channel, where then this drilling assembly includes a first fluid flow path and the second fluid flow path, advancement of the drilling assembly into the earth, flow of fluid through the first fluid flow path and return of at least a certain proportion of this fluid through the second fluid flow path, with the borehole casing channel being left at a certain location inside the borehole, and the energy in the return fluid is increased.

I henhold til én viss utførelse frembringes i henhold til foreliggende oppfinnelse et apparat for foring av en borebrønn, og som omfatter en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet, en borebrønnsforende kanal, samt en første ytterende, idet boringssammenstillingen inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane gjennom seg, idet fluidet er bevegelig fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og kan returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane når boresammenstillingen er anordnet i borebrønnen. I henhold til ett visst aspekt omfatter boresammenstillingen videre en tredje fluidstrømningsbane. According to one particular embodiment, according to the present invention, an apparatus for lining a borehole is produced, and which comprises a drilling assembly equipped with a soil removal unit, a borehole guiding channel, as well as a first outer end, the drilling assembly including a first fluid flow path and a second fluid flow path through themselves, the fluid being movable from the first end through the first fluid flow path and can be returned through the second fluid flow path when the drilling assembly is arranged in the borehole. According to a certain aspect, the drill assembly further comprises a third fluid flow path.

I henhold til en annen utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse et apparat for foring av en borebrønn, og som omfatter en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet, en borebrønnsforende kanal, samt en første ende, hvor da denne boresammenstilling også inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane gjennom seg, hvorved da fluidet blir fjernet fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane når boresammenstillingen er anordnet i borebrønnen, idet boresammenstillingen da videre omfatter en foringshenger-sammenstilling. I en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse inkluderes et apparat for foring av en borebrønn, noe som omfatter en boresammenstilling som er utstyrt med en jordfjerningsenhet, en borebrønnsforende kanal, samt en første ytterende, idet boresammenstillingen omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane gjennom seg, hvori da fluidet er bevegelig fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og kan returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane når boresammenstillingen er anordnet i borebrønnen, idet boresammenstillingen videre omfatter minst ett avtetningslegeme. According to another embodiment, the present invention relates to an apparatus for lining a borehole, and which comprises a drilling assembly equipped with a soil removal unit, a borehole leading channel, as well as a first end, where this drilling assembly also includes a first fluid flow path and a second fluid flow path through itself, whereby the fluid is then removed from the first end through the first fluid flow path and returned through the second fluid flow path when the drilling assembly is arranged in the borehole, the drilling assembly then further comprising a casing hanger assembly. In another embodiment of the present invention, an apparatus for lining a borehole is included, which comprises a drilling assembly which is equipped with a soil removal unit, a borehole guiding channel, as well as a first outer end, the drilling assembly comprising a first fluid flow path and a second fluid flow path through it, wherein then the fluid is movable from the first end through the first fluid flow path and can be returned through the second fluid flow path when the drilling assembly is arranged in the borehole, the drilling assembly further comprising at least one sealing body.

I én viss utførelse omfatter foreliggende oppfinnelse et apparat for foring av en borebrønn, og som da omfatter en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet, en borebrønnsforende kanal, samt en første ende, idet boresammenstillingen videre inkluderer en første strømningsbane og en andre strømningsbane gjennom seg, hvor fluidet kan fjernes fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane når boresammenstillingen befinner seg i borebrønnen, hvori da boresammenstillingen videre omfatter en borestreng. I henhold til en ytterligere utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse et apparat for foring av en borebrønn, og som omfatter en boresammenstilling med en jordfjernende enhet, en borebrønnsforende kanal, samt en første ende, idet boresammenstillingen inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane gjennom seg, hvor da fluidet kan beveges fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane, i det tilfellet boresammenstilligen er anordnet i borebrønnen, hvori da boresammenstillingen videre omfatter minst et strømningsdelende legeme. In one particular embodiment, the present invention comprises an apparatus for lining a borehole, and which then comprises a drilling assembly equipped with a soil removal unit, a borehole leading channel, as well as a first end, the drilling assembly further including a first flow path and a second flow path through it, where the fluid can be removed from the first end through the first fluid flow path and returned through the second fluid flow path when the drilling assembly is located in the well, wherein the drilling assembly further comprises a drill string. According to a further embodiment, the present invention relates to an apparatus for lining a borehole, and which comprises a drilling assembly with a soil removal unit, a borehole leading channel, as well as a first end, the drilling assembly including a first fluid flow path and a second fluid flow path through it, where since the fluid can be moved from the first end through the first fluid flow path and returned through the second fluid flow path, in which case the drilling assembly is arranged in the wellbore, wherein then the drilling assembly further comprises at least one flow dividing body.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder et apparat for foring av en borebrønn, og som omfatter en boresammenstilling utstyrt med en jordfjerningsenhet, en borebrønnsforende kanal samt en første ende, hvor da boresammenstillingen inkluderer en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane gjennom seg, idet fluidet da kan beveges fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane når boresammenstillingen befinner seg i borebrønnen, hvor da boresammenstillingen videre omfatter minst ett geofysisk måleverktøy. I en annen utførelse omfatter et apparat for foring av en borebrønn, og som omfatter en boresammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet, en borebrønnsforende kanal og en første ende, idet boringssammenstillingen videre omfatter en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane gjennom seg, hvori da fluid kan beveges fra den første ende gjennom den første fluidstrømningsbane og returneres gjennom den andre fluidstrømningsbane når boresammenstillingen er anordnet i borebrønnen, samt videre omfatter minst én komponent valgt fra en komponentgruppe bestående av en slammotor, utstyr for logging under utboring, utstyr for måling under utboring, en gyro-landingssubb, en geofysisk målesensor, en stabilisator, en justerbar stabiliseringsenhet, et styrbart system, et bøyd motorhylster, et tredimensjonalt roterbart styrt system, en pilotborkrone, en under-opprømmer, en dobbeltsentrert borkrone, en forbrukbar borkrone, minst ett munnstykke for retningsutboring, samt en kombinasjon av disse. An embodiment of the present invention relates to an apparatus for lining a borehole, and which comprises a drilling assembly equipped with a soil removal unit, a borehole leading channel and a first end, where the drilling assembly includes a first fluid flow path and a second fluid flow path through it, as the fluid can then is moved from the first end through the first fluid flow path and returned through the second fluid flow path when the drilling assembly is located in the borehole, where then the drilling assembly further comprises at least one geophysical measuring tool. In another embodiment, an apparatus for lining a borehole, and which comprises a drilling assembly comprising a soil removal unit, a borehole leading channel and a first end, the drilling assembly further comprising a first fluid flow path and a second fluid flow path through it, in which then fluid can be moved from the first end through the first fluid flow path and returned through the second fluid flow path when the drilling assembly is arranged in the wellbore, and further comprises at least one component selected from a component group consisting of a mud motor, equipment for logging during drilling, equipment for measuring during drilling, a gyro -landing sub, a geophysical measurement sensor, a stabilizer, an adjustable stabilization unit, a steerable system, a bent engine casing, a three-dimensional rotatable steered system, a pilot drill bit, a sub-reamer, a double-centered drill bit, a consumable drill bit, at least one nozzle for directional drilling, as well as a combination of these.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for utboring med foring, og omfatter da utforming av en borebrønn ved hjelp av en sammenstilling som omfatter en jordfjernende enhet montert på en arbeidsstreng og en seksjon av en foring anordnet rundt denne, idet jordfjerningsenheten strekker seg ned forbi en nedre ende av foringen, nedsenkning av foringen til et sted i borebrønnen sammen med jordfjerningsenheten, sirkulering av et fluid gjennom jordfjerningsenheten, feste av foringsseksjonen i borebrønnen, samt fjerning av arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fra borebrønnen. I et visst aspekt omfatter sirkuleringen av fluid strømning av fluid gjennom et ringformet område som er dannet mellom en utside av arbeidsstrengen og en innside av foringsseksjonen. An embodiment of the present invention relates to a method for drilling with casing, and then comprises the design of a borehole by means of an assembly comprising a soil removal unit mounted on a working string and a section of a casing arranged around this, the soil removal unit extending down past a lower end of the casing, lowering the casing to a location in the wellbore together with the soil removal unit, circulating a fluid through the soil removal unit, securing the casing section in the wellbore, and removing the work string and the soil removal unit from the wellbore. In one aspect, the circulation of fluid comprises the flow of fluid through an annular region formed between an outside of the working string and an inside of the casing section.

En ytterligere utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for utboring med foring, og som da omfatter en borebrønn med en sammenstilling som inkluderer en jordfjerningsenhet montert på en arbeidsstreng og en seksjon av en foring anordnet rundt denne, jordfjerningsenheten vil da strekke seg til et sted nedenfor den nederste ende av foringen, nedsenkning av foringen til et sted i borebrønnen sammen med jordfjerningsenheten, sirkulering av et fluid gjennom jordfjerningsenheten, feste av foringsseksjonen i borebrønnen, samt fjerning av arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fra borebrønnen, hvor da foringsseksjonen befinner seg fastgjort ved en øvre ende til en innkapslingsseksjon. En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for utboring sammen med foringen, og omfatter da utforming av en borebrønn ved hjelp av en sammenstilling som omfatter en jordfjernende enhet montert på en arbeidsstreng som en seksjon av foringen anordnet rundt denne, idet jordfjerningsenheten strekker seg til et sted nedenfor en nedre ytterende av foringen, nedsenking av foringen til et sted i borebrønnen sammen med jordfjerningsenheten, sirkulering av et fluid gjennom jordfjerningsenheten, feste av foringsseksjonen i borebrønnen, samt fjerning av arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fra borebrønnen, hvor da jordfjerningsenheten og arbeidsstrengen befinner seg operativt koblet til foringsseksjonen under utboring og blir frakoblet denne forut for fjerningen av arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten. A further embodiment of the present invention relates to a method for drilling with casing, and which then comprises a borehole with an assembly that includes a soil removal unit mounted on a working string and a section of a casing arranged around this, the soil removal unit will then extend to a location below the lower end of the casing, lowering the casing to a location in the wellbore together with the soil removal unit, circulating a fluid through the soil removal unit, securing the casing section in the wellbore, and removing the work string and the soil removal unit from the wellbore, where the casing section is then attached at an upper end to an enclosure section. Another embodiment comprises a method of drilling together with the casing, and then comprises forming a borehole by means of an assembly comprising a soil removal unit mounted on a work string around which a section of the casing is disposed, the soil removal unit extending to a location below a lower end of the casing, lowering the casing to a location in the wellbore together with the soil removal unit, circulating a fluid through the soil removal unit, securing the casing section in the wellbore, and removing the workstring and the soil removal unit from the wellbore, where the soil removal unit and the workstring are operatively connected to the casing section during drilling and is disconnected from it prior to the removal of the work string and the soil removal unit.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for boring sammen med foring, og omfatter da utforming av en borebrønn ved hjelp av en sammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet montert på en arbeidsstreng og en seksjon av foringen anordnet rundt denne, mens jordfjerningsenheten strekker seg nedenfor den nederste ende av foringen, foringen nedsenkes til et sted i borebrønnen sammen med jordfjerningsenheten, et fluid sirkuleres gjennom jordfjerningsenheten, foringsseksjonen fastgjøres i borebrønnen, arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fjernes fra borebrønnen, og foringsseksjonen sementeres i borebrønnen. En annen utførelse i henhold til foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for utboring sammen med foring, og omfatter da utforming av en borebrønn ved hjelp av en sammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet montert på en arbeidsstreng og en seksjon av foringen anordnet rundt denne, hvor da jordfjerningsenheten strekker seg nedenfor en nedre ende av foringen, foringen nedsenkes til et sted i borebrønnen nær jordfjerningsenheten, et fluid sirkuleres gjennom jordfjerningsenheten, foringsseksjonen festes i borebrønnen, arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fjernes fra borebrønnen, og et fluid bringes til å strømme gjennom foringsseksjonen og borebrønnen. Another embodiment of the present invention relates to a method for drilling together with casing, and then comprises the design of a borehole by means of an assembly comprising an earth removal unit mounted on a working string and a section of the casing arranged around this, while the earth removal unit extends below it lower end of the casing, the casing is sunk to a location in the wellbore together with the soil removal unit, a fluid is circulated through the soil removal unit, the casing section is secured in the wellbore, the work string and the soil removal unit are removed from the wellbore, and the casing section is cemented into the wellbore. Another embodiment according to the present invention relates to a method for drilling together with casing, and then comprises the design of a borehole by means of an assembly comprising a soil removal unit mounted on a working string and a section of the casing arranged around this, where then the soil removal unit extends below a lower end of the casing, the casing is lowered to a location in the wellbore near the soil removal unit, a fluid is circulated through the soil removal unit, the casing section is secured in the wellbore, the work string and the soil removal unit are removed from the wellbore, and a fluid is caused to flow through the casing section and the wellbore.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn, og går da ut på at det anordnes en boresammenstilling som omfatter en rørledningsstreng med en jordfjerningsenhet driftsmessig koblet til sin nedre ende, samt en foring, hvor minst et parti av rørledningsstrengen strekker seg nedenfor foringen, nedsenkning av boresammenstillingen i en formasjon, senkning av foringen over avsnittet med boresammenstilling, og sirkulering av et fluid gjennom foringen. I henhold til et visst aspekt omfatter sirkuleringen av fluid gjennom foringen strømning i minst to fluidbaner gjennom foringen. I henhold til et annet aspekt er minst to fluidbaner ført i innbyrdes motsatt retning. En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn, og som da omfatter opprettelse av en boresammenstilling som inkluderer en rørledningsstreng med en jordfjerningsenhet operativt koblet til dens nedre ende, samt en foring, hvor minst et parti av rørledningsstrengen strekker seg nedenfor foringen, ved senkning av boresammenstillingen inn i en formasjon, senking av foringen over avsnittet med boresammenstilling, samt sirkulering av fluid gjennom foringen, hvor da fluid sirkulerer gjennom foringen omfatter strømning i minst to fluidbaner gjennom foringen, hvor minst én av disse minst to fluidbaner for strømning til borebrønnens overflate. An embodiment of the present invention comprises a method for lining a borehole, and then involves arranging a drilling assembly comprising a pipeline string with a soil removal unit operationally connected to its lower end, as well as a liner, where at least a part of the pipeline string extends below the casing, submerging the drill assembly into a formation, lowering the casing above the section of drill assembly, and circulating a fluid through the casing. According to a certain aspect, the circulation of fluid through the liner comprises flow in at least two fluid paths through the liner. According to another aspect, at least two fluid paths are guided in mutually opposite directions. Another embodiment of the present invention comprises a method for lining a borehole, and which then comprises the creation of a drilling assembly which includes a pipeline string with a soil removal unit operatively connected to its lower end, as well as a casing, where at least a part of the pipeline string extends below the liner, by lowering the drill assembly into a formation, lowering the liner over the section with the drill assembly, as well as circulating fluid through the liner, where fluid circulating through the liner includes flow in at least two fluid paths through the liner, where at least one of these at least two fluid paths for flow to the borehole surface.

I en annen utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utboring med foring, og omfatter da utforming av en seksjon av borebrønnen ved hjelp av en jordfjerningsenhet som er driftsmessig koblet til en foringsseksjon, nedsenkning av denne foringsseksjon til en beliggenhet nær inntil den indre ende av borebrønnen, og sirkulering av fluid under nedsenkning, hvorved avfall drives fra bunnen av borebrønnen oppover under bruk av en strømningsbane som er dannet inne i foringsseksjonen. I henhold til enda en annen fremgangsmåte gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utboring sammen med foring, og omfatter da utforming av en viss seksjon av borebrønnen ved hjelp av en sammenstilling som omfatter et jordfjerningsverktøy og en arbeidsstreng festet en forutbestemt avstand nedenfor en nedre ende av en foringsseksjon, fastgjøring av en øvre ende av denne foringsseksjon med en seksjon av en innkapslingsforing i borebrønnen, frigjøring av en låsing mellom arbeidsstrengen og foringsseksjonen, nedsettelse av den forutbestemte avstand mellom den nedre ende av foringsseksjonen og jordfjerningsverktøyet, frigjøring av sammenstillingen fra innkapslingsseksjonen, nytt feste av sammenstillingen til innkapslingsseksjonen på et annet sted, samt sirkulering av fluid i borebrønnen. En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn, og går da ut på at det opprettes en boresammenstilling som omfatter en foring samt en rørledningsstreng løsbart forbundet med foringen, hvor denne rørledningsstreng har en jordfjerningsenhet driftsmessig festet til sin nedre ende, og et parti av en rørledningsstreng plassert nedenfor en nedre ende av foringen, nedsenkning av boresammenstillingen inn i en formasjon for å danne en borebrønn, opphenging av foringen inne i borebrønnen, bevegelse av avsnittet av rørledningsstreng inn i foringen, og senkning av foringen inni borebrønnen. I henhold til et visst aspekt omfatter fremgangsmåten videre sirkulering av fluid mens foringen nedsenkes i borebrønnen. En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for foring av en borebrønn, og går da ut på at det opprettes en boresammenstilling som omfatter en foring, samt en rørledningsstreng som er løsbart forbundet med foringen, idet rørledningsstrengen har en jordfjerningsenhet driftsmessig forbundet med sin nedre ende, mens et parti av rørledningsstrengen er plassert nedenfor den nedre ende av foringen, nedsenkning av boresammenstillingen inn i en formasjon for å danne en borebrønn, opphenging av foringen inne i borebrønnen, bevegelse av borestreng partiet inn i foringen, nedsenkning av foringen innover borebrønnen, samt frigjøring av den løsbare forbindelse forut for bevegelse av vedkommende parti av rørledningsstrengen inn i foringen. In another embodiment, the present invention relates to a method for drilling out with casing, and then comprises designing a section of the borehole using an earth removal unit which is operationally connected to a casing section, lowering this casing section to a location close to the inner end of the borehole , and circulation of fluid during submersion whereby waste is driven from the bottom of the wellbore upwards using a flow path formed within the casing section. According to yet another method, the present invention relates to a method for drilling together with casing, and then comprises the design of a certain section of the borehole by means of an assembly comprising a soil removal tool and a working string attached a predetermined distance below a lower end of a casing section, fixing an upper end of this casing section with a section of casing casing in the wellbore, releasing a lock between the working string and the casing section, reducing the predetermined distance between the lower end of the casing section and the soil removal tool, releasing the assembly from the casing section, re-attaching of the assembly to the casing section at another location, as well as circulation of fluid in the borehole. Another embodiment comprises a method for lining a borehole, and then involves the creation of a drilling assembly comprising a casing and a pipeline string releasably connected to the casing, where this pipeline string has a soil removal unit operatively attached to its lower end, and a part of a pipeline string located below a lower end of the casing, sinking the drill assembly into a formation to form a wellbore, suspending the casing within the wellbore, moving the section of pipeline string into the casing, and sinking the casing within the wellbore. According to a certain aspect, the method further comprises circulating fluid while the casing is immersed in the borehole. Another embodiment includes a method for lining a borehole, and then involves the creation of a drilling assembly comprising a casing, as well as a pipeline string which is releasably connected to the casing, the pipeline string having a soil removal unit operationally connected to its lower end, while a portion of the pipeline string is placed below the lower end of the casing, sinking the drill assembly into a formation to form a wellbore, suspending the casing inside the wellbore, moving the drill string part into the casing, sinking the casing into the wellbore, and releasing the releasable connection prior to movement of the relevant portion of the pipeline string into the casing.

I en viss utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for sementering av en foringsseksjon i en borebrønn, og den omfatter da fjerning av en boresammenstilling fra en nedre ende av foringsseksjonen, hvor da denne boresammenstilling omfatter en jordfjerningsenhet og en arbeidsstreng, innsetting av en rørledningsbane for strømning av fysisk forandrbart bindingsmateriale, hvor denne rørledningsbane strekker seg ned til den nedre ende av foringsseksjonen, og omfatter en ventilsammenstilling som gjør det mulig for sement å strømme fra den nedre seksjon i én enkelt retning, fysisk forandrbart bindingsmateriale bringes til å strømme gjennom den rørformede bane samt oppover i et ringrom mellom foringsseksjonen og den omkringliggende borebrønnsvegg, lukking av ventilen, og fjerning av rørledningsbanen, slik at derved ventilsammenstillingen etterlates i borebrønnen. I henhold til et visst aspekt omfatter ventilsammenstillingen flere tetningslegemer for avtetting av et ringrom mellom ventilsammenstillingen og innsiden av foringsseksjonen. In a certain embodiment, the present invention relates to a method for cementing a casing section in a borehole, and it then comprises removing a drilling assembly from a lower end of the casing section, where then this drilling assembly comprises a soil removal unit and a work string, inserting a pipeline path for flow of physically changeable binding material, wherein said conduit path extends down to the lower end of the casing section, and includes a valve assembly which enables cement to flow from said lower section in a single direction, physically changeable binding material being caused to flow through said tubular path as well as upwards in an annulus between the casing section and the surrounding borehole wall, closing the valve, and removing the pipeline path, so that the valve assembly is thereby left in the borehole. According to a certain aspect, the valve assembly comprises several sealing bodies for sealing an annulus between the valve assembly and the inside of the liner section.

I en annen utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for sementering av en foringsseksjon i borebrønnen, og omfatter da fjerning av en boresammenstilling fra en nedre ende av foringsseksjonen, hvor boresammenstillingen inkluderer et jordfjerningsverktøy og en arbeidsstreng, innsetting av en rørledningsbane for strømning av et fysisk forandrbart bindingsmateriale, og denne rørledningsbane strekker seg frem til den nedre ende av rørledningsseksjonen og omfatter en ventilsammenstilling som tillater sement å strømme fra den nedre seksjon i én enkelt retning, strømning av det fysisk forandrbare bindingsmateriale gjennom rørledningsbanen og oppover i et ringrom mellom foringsseksjonen og den omgivende borebrønnsvegg, lukking av ventilen, samt fjerning av den rørformede bane, slik at derved ventilsammenstillingen etterlates i borebrønnen, og da denne ventilsammenstilling kan utbores til å danne en påfølgende seksjon av borebrønnen. In another embodiment, the present invention relates to a method for cementing a casing section in the borehole, and then comprises removing a drilling assembly from a lower end of the casing section, where the drilling assembly includes an earth removal tool and a work string, inserting a pipeline path for the flow of a physically changeable binding material, and this pipeline path extends to the lower end of the pipeline section and includes a valve assembly that allows cement to flow from the lower section in a single direction, flow of the physically changeable binding material through the pipeline path and up into an annulus between the casing section and the surrounding borehole wall, closing the valve, as well as removing the tubular path, so that thereby the valve assembly is left in the borehole, and then this valve assembly can be drilled out to form a subsequent section of the borehole.

I en viss utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utboring sammen med brønnfdring, og omfatter da opprettelse av en boresammenstilling som er utstyrt med en foring som har i seg et rørformet legeme, og dette rørformede legemet i drift er forbundet med en jordfjerningsenhet og er utstyrt med en fluidbane gjennom én av sine vegger, og denne fluidbane er anordnet på oversiden av et nedre parti av rørledningslegemet, senkning av boresammenstillingen inn i jorden, slik at det derved dannes en borebrønn, tetning av et ringrom mellom en ytterdiameter av det rørformede legemet og borebrønnsveggen, avtetning av en langsgående utboring i det rørformede legemet, samt strømning av et fysisk forandrbart bindingsmateriale gjennom denne fluidbane slik at derved det fysisk forandrbare bindingsmateriale hindres fra å trenge inn i det nedre parti av det rørformede legemet. I henhold til et visst aspekt omfatter denne fremgangsmåte videre aktivering av minst et tetningslegeme for å tette et ringrom på oversiden av fluidbanen, hvor da dette ringrom vil ligge mellom borebrønnsveggen og en ytterdiameter av foringen. In a certain embodiment, the present invention relates to a method for drilling together with well casing, and then comprises the creation of a drilling assembly which is equipped with a casing which has a tubular body in it, and this tubular body in operation is connected to a soil removal unit and is equipped with a fluid path through one of its walls, and this fluid path is arranged on the upper side of a lower part of the pipeline body, lowering the drilling assembly into the earth, thereby forming a borehole, sealing an annulus between an outer diameter of the tubular body and the borehole wall, sealing of a longitudinal bore in the tubular body, as well as flow of a physically changeable binding material through this fluid path so that the physically changeable binding material is thereby prevented from penetrating into the lower part of the tubular body. According to a certain aspect, this method further comprises activation of at least one sealing body to seal an annulus on the upper side of the fluid path, where then this annulus will lie between the wellbore wall and an outer diameter of the liner.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for plassering av rørledningen i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til en første beliggenhet i jorden, samt videre fremføring av den andre rørledning til en andre plassering i jorden. I henhold til et visst aspekt, omfatter fremgangsmåten videre sementering av et parti av enten den første eller den andre rørledning. En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for plassering av rørledningen i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning i den første plassering i jorden, videre fremføring av den andre rørledning til et andre sted i jorden, samt sementering av så vel den første som den andre rørledning. An embodiment of the present invention relates to a method for placing the pipeline in an earth formation and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the ground, as well as further advancing the second pipeline to a second location in the earth. According to a certain aspect, the method further comprises cementing a portion of either the first or the second pipeline. Another embodiment comprises a method for placing the pipeline in an earth formation and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline in the first location in the earth, further advancing the second pipeline to a second place in the earth, as well as cementing both the first and the second pipeline.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse inkluderer en fremgangsmåte for plassering av rørledninger i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til en første beliggenhet i jorden, videre fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, samt fremføring av et parti av en tredje rørledning til en tredje plassering. En annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til en første beliggenhet i jorden, videre fremføring av den andre rørledning til en andre plassering i jorden, samt utvidelse av et parti av enten den første eller den andre rørledning. Another embodiment of the present invention includes a method for placing pipelines in an earth formation and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, further advancing the second pipeline to a second placement location in the earth, as well as advancing part of a third pipeline to a third location. Another embodiment comprises a method for placing pipelines in an earth formation and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, further advancing the second pipeline to a second location in the earth, as well as the extension of a part of either the first or the second pipeline.

En annen utførelse gjelder en fremgangsmåte for plassering av rørledninger i en jordformasjon og går da ut på samtidig å fremføre et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til en første beliggenhet i jorden, samt videre fremføring av den andre rørledningen til et andre plasseringssted i jorden, hvorved fremføringen omfatter utboring. En annen utførelse gjelder en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon og går da ut på å fremføre samtidig et parti av den første rørledning og et parti av en andre rørledning til den første beliggenhet i jorden, samt videre fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, hvor denne videre fremføring inkluderer utboring. Enda en annen utførelse gjelder en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til et første plasseringssted i jorden, samt videre fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, hvor da en fremføringsbane for rørledningene etter valg forandres under fremføring til den første beliggenhet. Another embodiment relates to a method for placing pipelines in an earth formation and involves simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, as well as further advancing the second pipeline to a second location in the earth, whereby the advance includes drilling. Another embodiment relates to a method for placing pipelines in an earth formation and then involves simultaneously advancing a part of the first pipeline and a part of a second pipeline to the first location in the earth, as well as further advancing the second pipeline to a second location in the earth, where this further progress includes drilling. Yet another embodiment relates to a method for placing pipelines in an earth formation and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, as well as further advancing the second pipeline to a second location in the earth, where then a delivery path for the pipelines is optionally changed during delivery to the first location.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon og går da ut på samtidig å fremføre et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til en første beliggenhet i jorden, samt videre fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, hvor da en bevegelsesbane forden andre rørledning etter valg blir forandret under den videre fremføring til det andre plasseringssted. En ytterligere utførelse inkluderer en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til et første plasseringssted i jorden, ytterligere fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, samt avføling av en geofysisk parameter. Enda en annen utførelse inkluderer en fremgangsmåte for plassering av rørledninger i en jordformasjon, og omfatter da samtidig innføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til den første plassering i jorden, ytterligere fremføring av den andre rørledning til et andre sted i jorden, samt trykkutprøvning enten i den første eller den andre rørledning. An embodiment of the present invention includes a method for placing pipelines in an earth formation and then consists in simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, as well as further advancing the second pipeline to a second location in the earth, where then a path of movement for the second pipeline of choice is changed during its further advance to the second location. A further embodiment includes a method for placing pipelines in an earth formation and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, further advancing the second pipeline to a second location in the earth, as well as sensing a geophysical parameter. Yet another embodiment includes a method for placing pipelines in an earth formation, and then comprises simultaneously introducing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to the first location in the earth, further advancing the second pipeline to a second place in the ground, as well as pressure testing either in the first or the second pipeline.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon, og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til et første plasseringssted i jorden, samt videre fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, hvor da denne andre rørledning i drift er koblet til en jordsammenstilling. Den andre utførelse går ut på en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av en første rørledning og et parti av en andre rørledning til et første plasseringssted i jorden, samt ytterligere fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, hvor da boresammenstillingen etter ønske kan kobles fra den andre rørledning. I henhold til ett visst aspekt kan i det minste et parti av boresammenstillingen trekkes tilbake. Another embodiment of the present invention relates to a method for placing pipelines in an earth formation, and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, as well as further advancing the second pipeline to a second location in the earth, where then this second pipeline in operation is connected to an earth assembly. The second embodiment is based on a method for placing pipelines in an earth formation and then comprises simultaneously advancing a part of a first pipeline and a part of a second pipeline to a first location in the earth, as well as further advancing the second pipeline to a second location in the earth, where the drilling assembly can then be disconnected from the second pipeline as desired. According to one aspect, at least a portion of the drill assembly is retractable.

En annen utførelse gjelder en fremgangsmåte for å plassere rørledninger i en jordformasjon og omfatter da samtidig fremføring av et parti av den første rørledning og et parti av den andre rørledning til et første plasseringssted i jorden, ytterligere fremføring av den andre rørledning til et andre plasseringssted i jorden, innsetting av en boresammenstilling i den andre rørledning, samt fremføring av denne boresammenstilling gjennom en nedre ende av den andre rørledning. I henhold til ett visst aspekt omfatter boresammenstillingen en jordfjerningsenhet og en tredje rørledning. I henhold til et annet aspekt, omfatter boresammenstillingen en første fluidstrømningsbane og en andre fluidstrømningsbane. I henhold til enda et ytterligere aspekt, omfatter fremgangsmåten videre strømning av fluid gjennom den første fluidstrømningsbane og retur av i det minste en viss andel av dette fluid gjennom den andre fluidstrømningsbane. I henhold til enda et annet aspekt, omfatter fremgangsmåten videre at den tredje rørledning etterlates på et tredje plasseringssted i jorden. I henhold til et ytterligere aspekt, omfatter fremgangsmåten videre sementering av den tredje rørformede enhet med boresammenstillingen. Another embodiment relates to a method for placing pipelines in an earth formation and then comprises the simultaneous advancement of a part of the first pipeline and a part of the second pipeline to a first location in the earth, further advancement of the second pipeline to a second location in the earth, inserting a drilling assembly into the second pipeline, and advancing this drilling assembly through a lower end of the second pipeline. According to one aspect, the drilling assembly includes a soil removal unit and a third conduit. According to another aspect, the drilling assembly comprises a first fluid flow path and a second fluid flow path. According to yet another aspect, the method further comprises flowing fluid through the first fluid flow path and returning at least a certain portion of this fluid through the second fluid flow path. According to yet another aspect, the method further comprises leaving the third conduit at a third location in the soil. According to a further aspect, the method further comprises cementing the third tubular unit with the drill assembly.

En viss utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder et apparat for utforming av en borebrønn, og dette apparat omfatter da en foringsstreng ved en borkrone anordnet i en ytterende av denne, samt en fluidforbiføring som i drift er koblet til foringsstrengen for å avdele et parti av fluidet til å strømme fra et første sted til et andre sted inne i borebrønnen etter hvert som borebrønnen dannes. I henhold til et visst aspekt blir fluidforbiføringen dannet i det minste delvis inne i foringsstrengen. A certain embodiment of the present invention relates to an apparatus for designing a borehole, and this apparatus then comprises a casing string at a drill bit arranged at an outer end thereof, as well as a fluid bypass which is connected to the casing string in operation in order to separate a part of the fluid to to flow from a first location to a second location within the borehole as the borehole forms. According to one aspect, the fluid bypass is formed at least partially within the casing string.

En ytterligere utførelse av foreliggende oppfinnelse inkluderer en fremgangsmåte for sementering av et borehull, og omfatter da en fremføring av en borestreng innover i jorden for derved å danne borehullet, hvor da borestrengen inkluderer en jordfjerningsenhet med minst en gjennomgående fluidpassasje, idet jordfjerningsenheten i drift er forbundet med en nedre ende av borestrengen, borehullet utbores til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom i det minste én fluidpassasje, mens det opprettes minst én sekundær fluidpassasje mellom det indre av borestrengen og borehullet, og det rettes et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i et ringrom gjennom borestrengen og borehullsveggen gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje. I henhold til et visst aspekt omfatter fremgangsmåten videre strømning av et fysisk forandrbart bindingsmateriale gjennom borestrengen og inn i ringrommet mellom borestrengen og borehullet forut for den angitte dirigering av det fysisk forandrbare bindingsmateriale inn i ringrommet mellom borestrengen og borehullsveggen gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje. I henhold til et annet aspekt omfatter åpningen av den minst ene sekundære fluidpassasje opprettelse av en barriere tvers over den minst ene sekundære fluidpassasje, samt oppriving av denne barriere. I henhold til enda et annet aspekt omfatter opprivningen av barrieren øket fluidtrykk på den ene side av barrieren til et trykknivå som er tilstrekkelig for å opprive barrieren. A further embodiment of the present invention includes a method for cementing a drill hole, and then comprises advancing a drill string into the earth to thereby form the drill hole, where the drill string then includes a soil removal unit with at least one continuous fluid passage, the soil removal unit in operation being connected with a lower end of the drill string, the borehole is drilled to a desired location using drilling mud passing through at least one fluid passage, while at least one secondary fluid passage is established between the interior of the drill string and the borehole, and a physically changeable binding material is directed into an annulus through the drill string and the borehole wall through the at least one secondary fluid passage. According to a certain aspect, the method further comprises the flow of a physically changeable binding material through the drill string and into the annulus between the drill string and the borehole prior to the indicated routing of the physically changeable binding material into the annulus between the drill string and the borehole wall through the at least one secondary fluid passage. According to another aspect, the opening of the at least one secondary fluid passage comprises the creation of a barrier across the at least one secondary fluid passage, as well as tearing down this barrier. According to yet another aspect, tearing the barrier comprises increasing fluid pressure on one side of the barrier to a pressure level sufficient to tear the barrier.

En annen utførelse i henhold til foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for sementering av et borehull, og som da omfatter utstrekning av en borestreng innover i jorden for å danne et borehull, hvor da borestrengen omfatter en jordfjerningsenhet med minst én gjennomgående fluidpassasje, hvor da denne jordfjerningsenhet er driftsmessig forbundet med en nedre ende av borestrengen, borehullet utbores til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom den minst ene fluidpassasje, og det opprettes minst én sekundær fluidpassasje gjennom det indre av borestrengen og borehullet, slik at det rettes et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i et ringrom mellom borestrengen og borehulls gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, strømning av et fysisk forandrbart bindingsmateriale gjennom borestrengen og inn i ringrommet mellom borestrengen og borehullsveggen forut for at det fysisk forandrbare bindingsmateriale rettes inn i ringrommet mellom borestrengen og borehullsveggen gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, samt åpning av den minst ene sekundære passasje når det fysisk forandrbare bindingsmateriale når frem til der hvor den minst ene sekundære passasje befinner seg etter at det fysisk forandrbare bindingsmateriale er bragt til å strømme gjennom borestrengen og inn i ringrommet. I en annen utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å sementere et borehull, og omfatter da fremføring av en borestreng inn i jorden for å danne borehull, da denne borestreng omfatter en jordfjerningsenhet med minst én gjennomgående fluidpassasje, mens jordfjerningsenheten er operativt koblet til den nedre ende av borestrengen, utboring av borehullet til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom den minst ene fluidpassasje, opprettelse av minst én sekundær fluidpassasje gjennom det indre av borestrengen og borehullet, og dirigering av et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i et ringrom mellom borestrengen og borehullet gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, hvor da dette fysisk forandrbare bindingsmateriale omfatter sement. Another embodiment according to the present invention relates to a method for cementing a borehole, and which then comprises extending a drill string into the earth to form a drill hole, where the drill string comprises a soil removal unit with at least one fluid passage through, where then this soil removal unit is operationally connected to a lower end of the drill string, the drill hole is drilled to a desired location using drilling mud that passes through the at least one fluid passage, and at least one secondary fluid passage is created through the interior of the drill string and the drill hole, so that a physically changeable binding material into an annulus between the drill string and the borehole through the at least one secondary fluid passage, flow of a physically changeable binding material through the drill string and into the annulus between the drill string and the borehole wall before the physically changeable binding material is directed into the annulus between the drill string and the borehole the egg through the at least one secondary fluid passage, as well as opening the at least one secondary passage when the physically changeable binding material reaches where the at least one secondary passage is located after the physically changeable binding material has been brought to flow through the drill string and into the annulus . In another embodiment, the present invention relates to a method for cementing a borehole, and then comprises advancing a drill string into the earth to form a borehole, as this drill string comprises a soil removal unit with at least one continuous fluid passage, while the soil removal unit is operatively connected to the lower end of the drill string, drilling the wellbore to a desired location using drilling mud passing through the at least one fluid passage, creating at least one secondary fluid passage through the interior of the drill string and the drill hole, and directing a physically changeable binding material into an annulus between the drill string and the borehole through the at least one secondary fluid passage, where then this physically changeable binding material comprises cement.

En annen utførelse gjelder en fremgangsmåte for sementering av et borehull, og som da omfatter fremføring av en borestreng inn i jorden for å danne et borehull, idet denne borestreng omfatter en jordfjerningsenhet med minst én gjennomgående fluidpassasje, idet denne jordfjerningsenhet i drift er koblet til den nedre ende av borestrengen, utboring av borehullet til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom den minst ene fluidpassasje, opprettelse av minst én sekundær fluidpassasje mellom det indre av borestrengen og borehullet, samt dirigering av et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i et ringrom mellom borestrengen og borehullet gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, hvor da jordfjerningsenheten er en borkrone. Another embodiment relates to a method for cementing a drill hole, and which then comprises advancing a drill string into the earth to form a drill hole, this drill string comprising a soil removal unit with at least one continuous fluid passage, this soil removal unit in operation being connected to the lower end of the drill string, drilling the drill hole to a desired location using drilling mud that passes through the at least one fluid passage, creating at least one secondary fluid passage between the interior of the drill string and the drill hole, and directing a physically changeable binding material into an annulus between the drill string and the borehole through the at least one secondary fluid passage, where then the soil removal unit is a drill bit.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for sementering av et borehull, og omfatter da fremføring av en borestreng inn i jorden for å danne borehullet, idet denne borestreng omfatter en jordfjerningsenhet med minst én gjennomgående fluidpassasje, jordfjerningsenheten er i drift koblet til den nedre enden av borestrengen, borehullet utbores til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom den minst ene fluidpassasje, det opprettes minst én sekundær fluidpassasje mellom det indre av borestrengen og borehullet, og det rettes et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i et ringrom mellom borestrengen og borehullsveggen gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, hvor da denne dirigering av det fysisk forandrbare bindingsmateriale gjennom den sekundære fluidpassasjen bærer blokkering av den minst ene fluidpassasje gjennom jordfjerningsenheten. I henhold til et visst aspekt omfatter blokkeringen av den minst ene fluidpassasje gjennom jordfjerningsenheten opprettelse av et kulesete posisjonsinnstilt i gjennomskjæringen av den minst ene fluidpassasje, samt etter ønske å plassere en kule på kulesetet og da i blokkeringsposisjon over den minst ene fluidpassasje. I henhold til et annet aspekt omfatter fremgangsmåten videre plassering av kulen på kulesetet fra et fjerntliggende sted fra dette. Another embodiment of the present invention relates to a method for cementing a borehole, and then comprises advancing a drill string into the earth to form the borehole, this drill string comprising a soil removal unit with at least one continuous fluid passage, the soil removal unit is connected in operation to the lower end of the drill string, the drill hole is drilled to a desired location using drilling mud that passes through the at least one fluid passage, at least one secondary fluid passage is created between the interior of the drill string and the drill hole, and a physically changeable binding material is directed into an annulus between the drill string and the borehole wall through the at least one secondary fluid passage, where then this routing of the physically changeable binding material through the secondary fluid passage causes blocking of the at least one fluid passage through the soil removal unit. According to a certain aspect, the blocking of the at least one fluid passage through the soil removal unit comprises creating a ball seat positioned in the cut-through of the at least one fluid passage, as well as, if desired, placing a ball on the ball seat and then in a blocking position above the at least one fluid passage. According to another aspect, the method further comprises placing the ball on the ball seat from a remote location therefrom.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for sementering av et borehull og omfatter da innføring av en borestreng inn i jorden for å danne borehullet, hvor denne borestreng omfatter en jordfjerningsenhet med minst en gjennomgående fluidpassasje, jordfjerningsenheten er i drift koblet til en nedre ende av borestrengen, borehullet utbores til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom den minst ene fluidpassasje og det opprettes minst en sekundær fluidpassasje mellom det indre av borestrengen og borehullet, og det rettes et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i et ringrom mellom borestrengen og borehullet gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, hvor da dirigeringen av det fysisk forandrbare bindingsmateriale inn i ringrommet gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje omfatter opprettelse av en bevegelig barriere mellom den minst ene sekundære passasje og ringrommet, og denne bevegelige barriere forflyttes slik at det fysisk forandrbare bindingsmateriale tillates å strømme gjennom den minst ene sekundære passasje. I henhold til et visst aspekt omfatter den bevegelige barriere en muffe som kan posisjonsinnstilles over et element av borestrengen og er vrid bart posisjonsinnstillbart i forhold til denne, samt minst én pinne som sammenkobler muffen og elementet av borestrengen. I henhold til et ytterligere aspekt omfatter fremgangsmåten videre opprettelse av et stempel anordnet med muffen, samt bruk av hydrostatisk trykk for å drive dette stempel for å åpne den minst ene sekundære passasje for å danne kommunikasjon med ringrommet. Another embodiment of the present invention relates to a method for cementing a borehole and then comprises the introduction of a drill string into the earth to form the borehole, where this drill string comprises a soil removal unit with at least one continuous fluid passage, the soil removal unit is connected in operation to a lower end of the drill string, the drill hole is drilled to a desired location using drilling mud that passes through the at least one fluid passage and at least one secondary fluid passage is created between the interior of the drill string and the drill hole, and a physically changeable binding material is directed into an annulus between the drill string and the drill hole through the at least one secondary fluid passage, where the routing of the physically changeable binding material into the annulus through the at least one secondary fluid passage comprises the creation of a movable barrier between the at least one secondary passage and the annulus, and this movable barrier is moved so that it physically changeable binding material is allowed to flow through the at least one secondary passage. According to a certain aspect, the movable barrier comprises a sleeve that can be positioned over an element of the drill string and is twistable in position in relation to this, as well as at least one pin that connects the sleeve and the element of the drill string. According to a further aspect, the method further comprises creating a piston disposed with the sleeve, and using hydrostatic pressure to drive said piston to open the at least one secondary passage to form communication with the annulus.

En ytterligere utførelse i henhold til foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for sementering av et borehull, og som omfatter fremføring av en borestreng inn i jorden for derved å danne borehullet, hvor denne borestreng inkluderer en jordfjerningsenhet med minst én gjennomgående fluidpassasje, idet denne jordfjerningsenhet er operativt forbundet med den nedre enden av borestrengen, utboring av borehullet til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom den minst ene fluidpassasje, opprettelse av minst én sekundær fluidpassasje mellom det indre av borestrengen og borehullet, reagering av et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i ringrommet mellom borestrengen og borehullet gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, idet det opprettes en flottørsko mellom det sted hvor det fysisk forandrbare bindingsmateriale føres inn i det indre av borestrengen og den minst ene sekundære passasje, posisjonsinnstilling av en flottørkrave i flottørskoen, slik at derved strømningen av det fysisk forandrbare bindingsmateriale hindres fra å strømme fra vedkommende sted mellom borestrengen og borehullet til det indre av borestrengen. I henhold til et visst aspekt finner posisjonsinnstillingen av flottørkraven sted under strømning av det fysisk forandrbare bindingsmateriale inn i ringrommet. I samsvar med et annet aspekt finner posisjonsinnstillingen av flottørkraven sted etter at strømningen av det fysisk forandrbare bindingsmateriale inn i ringrommet er fullført. A further embodiment according to the present invention comprises a method for cementing a drill hole, and which comprises advancing a drill string into the earth to thereby form the drill hole, where this drill string includes a soil removal unit with at least one continuous fluid passage, this soil removal unit being operative connected to the lower end of the drill string, drilling the wellbore to a desired location using drilling mud passing through the at least one fluid passage, creating at least one secondary fluid passage between the interior of the drill string and the wellbore, reacting a physically changeable binding material into the annulus between the drill string and the borehole through the at least one secondary fluid passage, a float shoe being created between the place where the physically changeable binding material is introduced into the interior of the drill string and the at least one secondary passage, positioning a float collar in the float shoe, so that thereby str the flow of the physically changeable bonding material is prevented from flowing from the relevant location between the drill string and the drill hole to the interior of the drill string. According to a certain aspect, the position setting of the float collar takes place during flow of the physically changeable binding material into the annulus. In accordance with another aspect, the positioning of the float collar takes place after the flow of the physically changeable binding material into the annulus is complete.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse inkluderer en fremgangsmåte for sementering av et borehull, og omfatter da fremføring av en borestreng inn i jorden for derved å danne borehullet, idet borestrengen omfatter en jordfjerningsenhet med minst én gjennomgående fluidpassasje, og denne jordfjerningsenhet er operativt koblet til den nedre ende av borestrengen, borehullet utbores frem til et ønsket sted ved bruk av boreslam som passerer gjennom den minst ene fluidpassasje, mens det opprettes minst én sekundær fluidpassasje mellom det indre av borestrengen og borehullet, og det rettes et fysisk forandrbart bindingsmateriale inn i et ringrom mellom borestrengen og da gjennom den minst ene sekundære fluidpassasje, og det opprettes minst én ytterligere sekundær passasje mellom den nedre ende av borehullet og et overflatested, borehullet sementeres på et sted nær inntil borehullets nedre ende, idet det videre dirigeres fysisk forandrbart bindingsmateriale nedover borestrengen, og dette fysisk forandrbare bindingsmateriale rettes gjennom den ytterligere sekundære passasje. I en annen utførelse gjelder foreliggende oppfinnelse et apparat for etter ønske å dirigere fluider til å strømme nedover et hult parti av et rørformet element til valgte passasjer som fører til et sted på utsiden av rørledningselementet, og apparatet omfatter en første fluidpassasje mellom det hule parti av rørledningslegemet og et første lokaliseringssted, en andre passasje fra det hule parti av rørledningslegemet til et andre lokaliseringssted, idet et første ventillegeme kan bringes til selektivt å blokkere den første fluidpassasje, og et andre ventillegeme er utført for å opprettholde den andre fluidpassasje i en normalt blokkert tilstand, mens det første ventillegemet inkluderer et ventillukkingselement som etter valg kan posisjonsinnstilles for å lukke det første ventillegemet og derved frembringe åpning av det andre ventillegemet. I henhold til ett visst aspekt omfatter da det første ventillegemet et sete hvorigjennom den første fluidpassasje strekker seg, og ventillukkingselementet blokkerer da denne første fluidpassasjen når det er plassert på setet. I henhold til et annet aspekt omfatter det andre ventillegemet en membran posisjonsinnstilt for selektivt å blokkere den andre passasje, idet membranen er konfigurert for å brytes som en følge av lukking av det første ventillegemet. Another embodiment of the present invention includes a method for cementing a drill hole, and then comprises advancing a drill string into the earth to thereby form the drill hole, the drill string comprising a soil removal unit with at least one continuous fluid passage, and this soil removal unit is operatively connected to the lower end of the drill string, the drill hole is drilled to a desired location using drilling mud that passes through the at least one fluid passage, while at least one secondary fluid passage is created between the interior of the drill string and the drill hole, and a physically changeable binding material is directed into an annulus between the drill string and then through the at least one secondary fluid passage, and at least one further secondary passage is created between the lower end of the drill hole and a surface location, the drill hole is cemented at a location close to the lower end of the drill hole, further directing physically changeable binding material down the drill string, and this physically changeable binding material is directed through the further secondary passage. In another embodiment, the present invention relates to an apparatus for, as desired, directing fluids to flow down a hollow portion of a tubular member to selected passages leading to a location on the outside of the piping member, the apparatus comprising a first fluid passage between the hollow portion of the pipeline body and a first location, a second passage from the hollow portion of the pipeline body to a second location, a first valve body being operable to selectively block the first fluid passage, and a second valve body being made to maintain the second fluid passage in a normally blocked condition, while the first valve body includes a valve closing element which can optionally be positioned to close the first valve body and thereby cause the second valve body to open. According to a certain aspect, the first valve body then comprises a seat through which the first fluid passage extends, and the valve closure element then blocks this first fluid passage when placed on the seat. According to another aspect, the second valve body comprises a diaphragm positioned to selectively block the second passage, the diaphragm being configured to rupture as a result of closure of the first valve body.

En ytterligere utførelse inkluderer et apparat for selektivt å rette fluider som strømmer nedover et hult parti i et rørformet element til valgte passasjer som fører til et sted utenfor det rørformede element, og omfatter en første fluidpassasje fra det hule parti av det rørformede element til et første sted, en andre passasje fra det hule parti av det rørformede element til et andre sted, en første ventilenhet som kan konfigureres til valgte blokker av den første passasje, og en andre ventilenhet som kan innrettes for å bibeholde den andre fluidpassasje i en normal blokkert tilstand, hvor den første ventilenhet omfatter et ventillukkingselement som kan plasseres etter ønske for å lukke den første ventilenhet og derved frembringe åpning av den andre ventilenhet, hvor da den andre ventilenhet omfatter en muffe som avtettende er bragt i inngrep om den andre fluidpassasje, samt minst et separeringslegeme som sammenkobler muffen og minst ett parti av det rørformede element. I henhold til ett visst aspekt omfatter det minst ene separeringslegemet minst én avskjærbar pinne. A further embodiment includes an apparatus for selectively directing fluids flowing down a hollow portion of a tubular member to selected passages leading to a location outside the tubular member, comprising a first fluid passage from the hollow portion of the tubular member to a first location, a second passageway from the hollow portion of the tubular member to a second location, a first valve assembly configurable to selectively block the first passageway, and a second valve assembly operable to maintain the second fluid passageway in a normally blocked condition , where the first valve unit comprises a valve closing element which can be placed as desired to close the first valve unit and thereby produce opening of the second valve unit, where then the second valve unit comprises a sleeve which is sealingly brought into engagement with the second fluid passage, as well as at least a separating body which connects the sleeve and at least one part of the tubular element. According to a certain aspect, the at least one separating body comprises at least one severable stick.

En viss utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder et apparat for etter valg å rette fluid som flyter gjennom et hult parti av et rørformet element til valgte passasjer som fører til et sted på utsiden av det rørformede element, og som da omfatter en første fluidpassasje fra det hule parti av det rørformede element til et første, sted en andre passasje fra det hule parti av det rørformede element til et andre sted, hvor en første ventilenhet kan innstilles for etter valg å blokkere første fluidpassasje, og en andre ventilenhet kan innstilles for å bibeholde den andre flytpassasje i en normalt blokkert tilstand, idet den første ventilenhet omfatter et lukkeelement som etter valg kan posisjonsinnstilles for å lukke den første ventilenhet og derved frembringe åpning av den andre ventilenhet, hvor da den andre ventilenhet omfatter en muffe som befinner seg avtettende i inngrep om den andre fluidpassasje, samt minst én separasjonsenhet som sammenkobler muffen og det minst ene parti av det rørformede element, hvor da dette minst ene parti av det rørformede element er en flottørsubb. I henhold til et annet aspekt omfatter flottørsubben en generelt sylinderformet utside, og den andre passasje strekker seg da gjennom denne flottørsubb og leder ut fra denne med den hovedsakelig sylinderformede ytterflate, og den minst ene separasjonsenhet er posisjonsinnstilt over den hovedsakelig sylinderformede ytterflate. I henhold til et visst aspekt har den minst ene separeringsenhet en hovedsakelig rørformet profil. A certain embodiment of the present invention relates to an apparatus for selectively directing fluid flowing through a hollow part of a tubular element to selected passages leading to a place on the outside of the tubular element, and which then comprises a first fluid passage from the hollow portion of the tubular member to a first location a second passage from the hollow portion of the tubular member to a second location, wherein a first valve assembly is operable to optionally block the first fluid passage, and a second valve assembly is operable to maintain it second flow passage in a normally blocked state, the first valve unit comprising a closing element which can optionally be positioned to close the first valve unit and thereby produce opening of the second valve unit, where then the second valve unit comprises a sleeve which is located sealingly in engagement with the second fluid passage, as well as at least one separation unit which connects the sleeve and the at least one part of them t tubular element, where this at least one part of the tubular element is a float sub. According to another aspect, the float sub comprises a generally cylindrical exterior, and the second passage then extends through this float sub and leads out from it with the substantially cylindrical outer surface, and the at least one separation unit is positioned over the substantially cylindrical outer surface. According to a certain aspect, the at least one separation unit has a substantially tubular profile.

En annen utførelse av foreliggende oppfinnelse gjelder et apparat for etter valg å rette fluid som strømmer nedover et hult parti av dette rørformede element til en valgt passasje som fører inn et sted på utsiden av det rørformede element, og omfatter da en første fluidpassasje fra det hule parti av det rørformede element til et første sted, en andre passasje fra det hule parti av det rørformede element til et andre sted, hvor en første ventilenhet er konfigurert for selektivt å blokkere første fluidpassasje, og en andre ventilenhet er utført for å opprettholde den andre fluidpassasje i en normalt blokkert tilstand, idet den første ventilenhet omfatter et ventillukkende element som etter valg kan posisjonsinnstilles for å lukke den første ventilenhet og derved frembringe åpning av den andre ventilenhet, hvor da denne andre ventilenhet omfatter en muffe som avtettende er i inngrep om den andre fluidpassasje, samt minst én separeringsenhet som sammenkobler muffen og minst ett parti av det rørformede element, hvor da dette minst ene parti av det rørformede element er en flottørsubb, idet denne flottørsubb hadde en hovedsakelig sylinderformet ytterflate, den andre passasjen strekker seg gjennom denne flottørsubb og kommer ut fra denne på den hovedsakelig sylinderformede ytterflate, mens den minst ene separeringsenhet er posisjonsinnstilt over den hovedsakelig sylinderformede ytterflate, og apparatet videre omfatter en første tetning som strekker seg mellom den minst ene separeringsenhet og flottørsubben, mens en andre tetning kan strekke seg mellom den minst ene separeringsenhet og flottørsubben, hvor den andre passasje er posisjonsinnstilt i flottørsubben mellom den første og den andre tetning. I henhold til et visst aspekt omfatter den i det minste ene separasjonsenhet videre en første sylinderformet seksjon med et tetningsbor i denne, og hvori den første tetning mottas, samt en andre sylinderformet seksjon som har et tetningsbor på seg og hvor den andre tetning mottas, idet den andre sylinderformede seksjon danner et ringformet stempel som strekker seg rundt flottørsubben. Another embodiment of the present invention relates to an apparatus for selectively directing fluid flowing down a hollow portion of this tubular element to a selected passage leading into a location on the outside of the tubular element, and then comprising a first fluid passage from the hollow portion of the tubular member to a first location, a second passage from the hollow portion of the tubular member to a second location, wherein a first valve assembly is configured to selectively block the first fluid passage, and a second valve assembly is configured to maintain the second fluid passage in a normally blocked state, the first valve unit comprising a valve-closing element which can optionally be positioned to close the first valve unit and thereby produce opening of the second valve unit, where then this second valve unit comprises a sleeve which sealingly engages with the second fluid passage, as well as at least one separation unit which connects the sleeve and at least one part of them t tubular element, where this at least one part of the tubular element is a float sub, this float sub having a substantially cylindrical outer surface, the second passage extends through this float sub and emerges from it on the substantially cylindrical outer surface, while the at least one separation unit is positioned over the substantially cylindrical outer surface, and the apparatus further comprises a first seal extending between the at least one separation unit and the float sub, while a second seal may extend between the at least one separation unit and the float sub, the second passage being positioned in the float sub between the first and the second seal. According to a certain aspect, the at least one separation unit further comprises a first cylindrical section with a sealing bore therein, and in which the first seal is received, as well as a second cylindrical section having a sealing bore on it and in which the second seal is received, the other cylindrical section forms an annular piston extending around the float sub.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og utboring av en borebrønn med foring, og som omfatter plassering av en foringsstreng operativt koblet til en borkrone ved den nedre ende av foringen i en tidligere utformet borebrønn, driving av foringsstrengen aksialt nedover til å danne en ny seksjon av borebrønnen, pumping av fluid gjennom boringsstrengen inn i et ringrom som er dannet mellom boringsstrengen og den nye borebrønnseksjonen, samt avdeling av et parti av fluidet for strømning inn i et øvre ringrom i den tidligere utformede borebrønn. I en viss utførelse blir dette fluid avdelt til å strømme inn i det åpne ringrom fra en strømningsbane i en innkjørt streng av rørledninger anordnet på oversiden av foringsstrengen. I tillegg er strømningsbanen etter valg åpen og lukket for å styre den fluidmengde som strømmer gjennom denne strømningsbane. I henhold til en annen utførelse blir fluid avdelt og ledet inn i det øvre ringrom via en uavhengig fluidbane. Denne uavhengige fluidbane er utformet i det minste delvis inne i foringsstrengen. I henhold til enda en annen utførelse blir fluidet avdelt til å strømme inn i det øvre ringrom via et strømningsapparat anordnet i foringsstrengen. According to another aspect, the present invention relates to a method and drilling of a well with casing, and which comprises placing a casing string operatively connected to a drill bit at the lower end of the casing in a previously designed borehole, driving the casing string axially downwards to forming a new section of the wellbore, pumping fluid through the drill string into an annulus formed between the drill string and the new wellbore section, as well as separating a portion of the fluid for flow into an upper annulus in the previously formed wellbore. In a certain embodiment, this fluid is separated to flow into the open annulus from a flow path in a driven string of pipelines arranged on the upper side of the casing string. In addition, the flow path is optionally open and closed to control the amount of fluid that flows through this flow path. According to another embodiment, fluid is separated and led into the upper annulus via an independent fluid path. This independent fluid path is formed at least partially inside the casing string. According to yet another embodiment, the fluid is separated to flow into the upper annulus via a flow device arranged in the casing string.

I henhold til et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for foring av en borebrønn og omfatter da utforming av en borebrønn ved hjelp av en sammenstilling som omfatter en jordfjerningsenhet montert på en arbeidsstreng, i en foring anordnet omkring i det minste en del av arbeidsstrengen, et første avtettingslegeme anordnet på borestrengen og et andre avtetningslegeme anordnet på et ytre parti av foringen, idet foringen nedsenkes til et i borebrønnen nær inntil den jordfjernende enhet, mens det sirkuleres et fluid gjennom jordfjerningsenheten, den første avtetningsenhet settes i gang, foringsseksjonen fastgjøres i borbrønnen, det andre avtettingslegemet aktiveres, og arbeidsstrengen og jordfjerningsenheten fjernes fra borebrønnen. En utførelse er det første avtetningslegemet anordnet på undersiden av foringen idet fluidet sirkuleres. I en annen utførelse omfatter foringsseksjonens feste til borebrønnen tilførsel av et fysisk forandrbart bindingsmateriale til et ringformet område mellom foringen og borebrønnsveggen. Det fysisk forandrbare bingdingsmateriale tilføres gjennom arbeidsstrengen på et sted på oversiden av det første avtettingslegemet. Skjønt den ovenfor angitte fremstilling er rettet på disse utførelser av foreliggende oppfinnelse, vil også andre og ytterligere utførelser av oppfinnelsen kunne angis uten at disse avviker fra oppfinnelsen grunnleggende omfangsramme, og denne omfangsramme er da sagt ved de etterfølgende patentkrav. According to another aspect, the present invention relates to a method for lining a drill well and then comprises the design of a drill well by means of an assembly comprising a soil removal unit mounted on a work string, in a liner arranged around at least part of the work string, a first sealing body arranged on the drill string and a second sealing body arranged on an outer part of the casing, the casing being lowered into the borehole close to the soil removal unit, while a fluid is circulated through the soil removal unit, the first sealing unit is started, the casing section is fixed in the borehole , the second sealing body is activated, and the work string and soil removal unit are removed from the wellbore. In one embodiment, the first sealing body is arranged on the underside of the liner as the fluid is circulated. In another embodiment, the liner section's attachment to the borehole comprises supplying a physically changeable bonding material to an annular area between the liner and the borehole wall. The physically changeable binding material is supplied through the working string at a location on the upper side of the first sealing body. Although the above description is directed to these embodiments of the present invention, other and further embodiments of the invention could also be stated without deviating from the invention's basic scope, and this scope is then stated by the subsequent patent claims.

Claims

1. Apparatus for lining a borehole, characterized in that it includes: a well casing channel; and a drill string placed in the well casing channel and releasably connected to the well casing channel, the drill string having: a first fluid path through the drill string; a drill part connected to a lower end; and a second fluid path located above the drilling portion, the second fluid path being adapted to supply a portion of a fluid from the first fluid path to an exterior of the well casing channel, the first fluid path remaining open to fluid flow past the second fluid path.

2. Apparatus according to claim 1, characterized in that it further comprises a cement phase tool placed on the well casing channel.

3. Apparatus according to claim 2, characterized in that the second fluid path is aligned with the cement phase tool.

4. Apparatus according to claim 3, characterized in that the expandable sealing part is placed at the lower end of the well casing channel.

5. Apparatus according to claim 1, characterized in that it further comprises an expandable sealing part placed on the well casing channel.

6. Apparatus according to claim 5, characterized in that it further comprises a second expandable sealing part placed on the outside of the drill string at a location above the gate.

7. Apparatus according to claim 6, characterized in that the sealing part forces a fluid that exits the second fluid path to move downwards.

8. Apparatus according to claim 1, characterized in that it further comprises a sealing part placed on the outside of the borehole casing channel.

9. Apparatus according to claim 1, characterized in that the second fluid path is mechanically actuated to open.

10. Apparatus according to claim 1, characterized in that it further comprises a valve placed at a lower end of the well casing channel.

11. Apparatus according to claim 1, characterized in that it further comprises a casing hanger assembly attached to the well casing channel.

12. Apparatus according to claim 11, characterized in that the casing hanger assembly is hydraulically actuated.

13. Apparatus according to claim 12, characterized in that the drill string further comprises a third fluid path to supply a fluid to actuate the casing hanger assembly.

14. Apparatus according to claim 1, characterized in that it further comprises at least one component selected from the group consisting of a mud motor; equipment for logging during drilling; equipment for measurement during drilling; a gyro landing sub, geophysical measurement sensors; a stabilizer; a steerable stabilizer; a controllable device; a bent engine casing, a three-dimensional rotatable and steerable device; a pilot drill bit; an underbreather; a double center drill bit; an expandable drill bit; at least one nozzle for directional drilling; a liner hanger assembly; a sealing body;: a flow dividing body and combinations thereof.

15. Procedure for lining a borehole, characterized in that it includes: providing a drilling assembly with a well casing duct releasably coupled to a drill string, wherein the drill string is placed in the well casing duct; pressing the drill assembly into the formation to form the wellbore; to locate the borehole casing channel in the borehole; opening a fluid path between an interior of the drill string and an exterior of the well casing channel; supplying a fluid through the fluid path to an annular region between the wellbore casing channel and the wellbore; and to recover the drill string.

16. Method according to claim 15, characterized in that it further comprises releasing the drill string from the well casing channel.

17. Method according to claim 15, characterized in that the procedure for lining the borehole is carried out in a single trip.

18. Method according to claim 15, characterized in that opening the fluid path comprises moving a sleeve on the well casing channel to an open position.

19. Method according to claim 18, characterized in that the sleeve is moved by moving the drill string axially in relation to the well casing channel.

20. Method according to claim 15, characterized in that it further comprises returning the fluid from the annular area through an interior of the well casing channel.

21. Method according to claim 20, characterized in that the interior of the well casing channel comprises an annulus between the well casing channel and the drill string.

22. Method according to claim 15, characterized in that it further comprises adding a counterbalance fluid to control the height of the cement.

23. Method according to claim 15, characterized in that locating the borehole casing channel includes connecting the borehole casing channel to an existing casing pipe in the borehole.

24. Method according to claim 15, characterized in that it further comprises moving the drill string to a location above a final level of the fluid before supplying the fluid.

25. Method according to claim 15, characterized in that it further includes closing fluid communication in the drill string below the fluid path before introducing the fluid.

26. Method according to claim 15, characterized in that it further comprises actuation of a valve to close communication in the well casing channel under the drill string.

27. Method according to claim 26, characterized in that the valve is actuated by using a mud pulse.

28. Method according to claim 26, characterized in that it further comprises feeding fluid through the valve.

29. Method according to claim 15, characterized in that it further comprises the positioning of a sealing part on the outside of the borehole fortification channel.

30. Method according to claim 29, characterized in that it further includes: inflating the sealing portion disposed on the exterior; and using the expanded sealing member to retain the fluid in the annular region.

31. Method according to claim 30, characterized in that it further comprises the positioning of an internal sealing part above the fluid path.

32. Method according to claim 31, characterized in that it further comprises expanding the inner sealing part to force the fluid to move downwards.

33. Method according to claim 32, characterized in that the inner sealing part is expanded by supplying fluid through a second fluid path on the drill string.

34. Method according to any of the method claims, characterized in that the fluid is cement.