NO20111005A1 - Hullutvidelses-boreanordning og fremgangsmater for anvendelse av denne - Google Patents
Hullutvidelses-boreanordning og fremgangsmater for anvendelse av denne Download PDFInfo
- Publication number
- NO20111005A1 NO20111005A1 NO20111005A NO20111005A NO20111005A1 NO 20111005 A1 NO20111005 A1 NO 20111005A1 NO 20111005 A NO20111005 A NO 20111005A NO 20111005 A NO20111005 A NO 20111005A NO 20111005 A1 NO20111005 A1 NO 20111005A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- expansion device
- hole expansion
- wellbore
- drill string
- parameter
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 102
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 35
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 78
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 51
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 12
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 47
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 19
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 13
- 230000006854 communication Effects 0.000 description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 11
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 11
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 6
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 4
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 3
- 230000015654 memory Effects 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 230000007175 bidirectional communication Effects 0.000 description 2
- 235000019282 butylated hydroxyanisole Nutrition 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/28—Enlarging drilled holes, e.g. by counterboring
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/32—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools
- E21B10/322—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools cutter shifted by fluid pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/062—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft rotating inside a non-rotating guide travelling with the shaft
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Re-Forming, After-Treatment, Cutting And Transporting Of Glass Products (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Abstract
En bunnhullssammenstilling (BHA) koblet til en borestreng innbefattende en eller flere kontrollere, og en hullutvidelses-anordning som selektivt utvider diameteren til brønnboringen formet av borkronen. Hullutvidelses-anordningen innbefatter en aktueringsenhet som kan bevege forleng bare kutteelementer til hullutvidelses-anordningen mellom en radialt forlenget posisjon og en radialt tilbaketrukket posisjon. Aktueringsenheten kan reagere på et signal som er overført fra et brønnhull og/eller et overflatested. Hullutvidelses- anordningen kan også innbefatte en eller flere posisjonssensorer som overfører et posisjonssignal som indikasjon på en radial posisjon av kutteelementene. I en illustrativ operasjonstilstand, kan en eller flere opererende parametere til hullutvidelses-anordningen justeres basert på en eller flere målte parametere. Denne justering kan gjøres i en lukket sløyfe eller automatisert måte og/eller ved menneskelig personell.
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Området for oppfinnelsen
[0001]Denne oppfinnelse angår generelt oljefelt-brønnhullsverktøy og mer nøyaktig modul-boresammenstillinger benyttet for boring av brønner med én eller flere utvidede diameterseksjoner.
2. Beskrivelse av relatert teknikk
[0002]For å oppnå hydrokarboner, slik som olje og gass, er borehull eller brønn-boringer boret ved å rotere en borkrone festet til bunnen av en boresammenstilling (også referert til heri som en "bunnhullssammenstilling" eller ("BHA"). Boresammenstillingen er festet til bunnen av et rør eller rørstreng, som vanligvis er enten et skjøtet stivt rør (eller "borerør"), eller et relativt fleksibelt spolbart rør vanligvis referert innen fagområdet som "kveilrør". Strengen som omfatter røret og boresammenstillingen er vanligvis referert til som "borestrengen". Når skjøtet rør er benyttet som røret, er borkronen rotert ved å rotere det skjøtede rør fra overflaten og/eller av en motor holdt i boresammenstillingen. I tilfellet med kveilet rør, er borkronen rotert av en motor. Under boring, er et borefluid (også referert til som "slammet") tilført under trykk inn i røret. Borefluidet går gjennom rørsammen-stillingen og så ut ved borkronebunnen. Borefluidet sørger for smøring av borkronen og fører tilbake til overflaten steinstykker som brytes ned av borkronen ved boring av brønnboringen via et ringrom mellom borestrengen og brønn-boringsveggen. Motoren, hvis benyttet, kan roteres av borefluidet som går gjennom boresammenstillingen, av en elektrisk motor, eller annen passende drivanordning. En drivaksel forbundet til motoren og borkronen roterer borkronen.
[0003]I visse tilfeller, kan det være ønskelig å forme en brønnboring med en diameter større enn den som ble formet av borkronen. For eksempel, i noen anvendelser, kan begrensninger av brønnboringsgeometrien under boring resultere i et relativt lite ringformet rom hvor sement kan strømme, være til stede og herde. I slike tilfeller, kan det ringformede rom måtte økes for passende å feste et foringsrør eller foring i brønnboringen. I andre tilfeller, kan en ustabil formasjon, slik som skifer eller salt svelle for å redusere diameteren av den borede brønn-boring og gjøre det vanskelig å installere en foring eller foringsrør. For å kompensere for denne svelling, kan brønnboringen måtte bores til en større diameter under boring gjennom den ustabile formasjon. I enda andre situasjoner, slik som i monoborings-boring, kan det være ønskelig å øke en diameter av brønnboringen for å motta foringsrør som skal ekspanderes. Videre, kan det være ønskelig å øke diameteren til kun visse seksjoner av en brønnboring i sanntid og i en enkel tur.
[0004]Den foreliggende oppfinnelse adresserer behovet for systemer, anordninger og fremgangsmåter for selektivt å øke diameteren av en boret brønnboring.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0005]I aspekter, angår den foreliggende oppfinnelse anordninger og fremgangsmåter for boring av brønnboringer med én eller flere på forhånd valgte boringsdiametere. En eksemplifiserende BHA laget i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan utplasseres via en transportanordning slik som en rørstreng, som kan være skjøtet borerør eller kveilrør, inn i en brønnboring. BHA'en kan innbefatte en hullutvidelses-anordning og verktøy for å måle valgte parametere av interesse. I en utførelse styrer en nedihulls og/eller overflatekontroller hele utvidelses-anordningen. Bi-retningsdata-kommunikasjon mellom BHA'en og overflaten kan fremskaffes ved en dataleder, slik som en ledning, formet langs et borerør, slik som skjøtet rør eller kveilet rør. Slampulstelemetri, akustiske signaler, optiske signaler og EM-signaler kan også benyttes. Hullutvidelses-anordningen innbefatter én eller flere forlengbare kutteelementer som selektivt utvider diameteren av brønnboringen formet av borkronen. I en automatisert eller lukket krets-boremetode, er kontrolleren programmert med instruksjoner for å styre hullutvidelses-anordninger i samsvar med en målt parameter av interesse. I ytterligere aspekter, kan kontrollere ved overflaten og/eller i brønnboringen programmeres for å justere én eller flere opererbare parametere for å optimalisere forholdet mellom boreytelse og verktøyslitasje.
[0006]I et arrangement, innbefatter hullutvidelses-anordningen en aktueringsenhet som overfører eller beveger de utvidbare kutteelementer mellom en radialt forlenget posisjon og en radialt tilbaketrukket posisjon. Kutteelementet kan være utformet for å forme en vesentlig sirkulær brønnboring med en diameter større enn brønnboringen formet av borkronen. Aktueringsenheten innbefatter et stempel-sylindertype-arrangement som er aktivert ved å benytte trykksatt fluid slik som et hydraulisk fluid eller boreslam. Ventiler og ventilaktuatorer styrer strømningen av fluid mellom et fluidreservoar og stempelsylinder-sammenstillingene. En elektronikkpakke, posisjonert i hullutvidelses-anordningen opererer ventilene og ventilaktuatorene i samsvar med et signal som er overført fra et nedihulls- og/eller overflatested. I noen utførelser, er aktueringsenheten aktivert ved å benytte hydraulisk fluid i en lukket krets. Hullutvidelses-anordningen kan også innbefatte én eller flere posisjonssensorer som overfører et posisjonssignal som indikasjon på en radial posisjon av kutteelementene. Hullutvidelses-anordningen kan også være utformet for å opereres vesentlig uavhengig av styreanordningen.
[0007]I en operasjonstilstand, er borestrengen, sammen med BHA'en beskrevet ovenfor, transportert inn i brønnboringen. Borefluid pumpet fra overflaten via borestrengen aktiverer boremotoren, som så roterer borkronen for å bore brønnboringen. Etter behov, er hullutvidelses-anordningen posisjonert tilstøtende borkronen aktivert for å utvide diameteren til brønnboringen formet av borkronen. For eksempel, kan overflatepersonell overføre et signal til elektronikkpakken for hullutvidelses-anordningen som bevirker at aktiveringsenheten overfører kutteelementene fra en radialt tilbaketrukket posisjon til en radialt forlenget posisjon. Posisjonssensorene ved detektering av den utvidede posisjon, overfører et posisjonssignal som indikasjon på en forlenget posisjon til overflaten. Overflatepersonell har således en sikker indikasjon på posisjonen av kutteelementene. Fordelaktig kan overflatepersonell aktivere hullutvidelses-anordningen i sanntid under boring og/eller under avbrytelser i boreaktivitet. For eksempel, før boring inn i en ustabil formasjon, kan kutteelementene forlenges for å utvide den borede brønndiameter. Etter kryssing av den ustabile formasjon, kan overflatepersonell trekke tilbake kutteelementet. I andre situasjoner, kan kutteelementene forlenges for å utvide det ringformede rom tilgjengelig for sementering av et foringsrør eller foring på stedet.
[0008]I andre aspekter, tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse et apparat for å forme en brønnboring i en jordformasjon. Apparatet kan innbefatte en borestreng, en hullutvidelses-anordning posisjonert langs borestrengen; og en kontroller opererbart koblet til hullutvidelses-anordningen. Kontrolleren kan reagere på et første signal og et andre signal slik at kontrolleren aktiverer hullutvidelses-anordningen ved å motta det første signal og deaktivere hullutvidelses-anordningen ved å motta det andre signal. I noen arrangementer kan kontrolleren aktivere og deaktivere hullutvidelses-anordningen et flertall av ganger. Kontrolleren kan også reagere på et signal som en trykkpuls, et elektrisk signal, et optisk signal, et EM-signal og/eller et akustisk signal. I aspekter, kan borestrengen innbefatte i det minste én leder utformet for å overføre et elektrisk signal, og/eller et optisk signal. Apparatet kan også innbefatte i det minste en sensor som måler en valgt parameter av interesse. I et arrangement kan utvidelses-anordningen innbefatte i det minste ett kutteelement og sensoren kan måle en forskyvning av i det minste ett kutteelement.
[0009]I et annet aspekt, tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse et apparat for å forme en brønnboring i en jordformasjon som innbefatter en borestreng; en hullutvidelses-anordning posisjonert langs borestrengen; og en aktuator opererbart koblet til hullutvidelses-anordningen via en fluidkrets. Aktuatoren kan tilføre trykksatt fluid via fluidkretsen for å aktivere hullutvidelses-anordningen. Aktuatoren kan ha en hydraulisk pumpe. I noen arrangementer kan den hydrauliske pumpe være aktivert av et trykksatt fluid som strømmer i borestrengen. Den hydrauliske pumpe kan også være aktivert ved elektrisk kraft. I aspekter, kan apparatet innbefatte et brønnbatteri som tilfører den elektriske kraft, og/eller en brønngenerator som tilfører den elektriske kraft. Apparatet kan også innbefatte en leder som kobler den hydrauliske pumpe til en elektrisk overflate-krafttilførsel.
[0010]I enda andre aspekter, tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å forme en brønnboring i en jordformasjon. Fremgangsmåten kan innbefatte utviding av en diameter til brønnboringen via en hullutvidelses-anordning transportert på en borestreng; måling av en parameter av interesse ved å benytte en sensor posisjonert på borestrengen; og styring av hullutvidelses-anordninger i samsvar med den målte parameter av interesse. I et aspekt, hvori innbefatter en borkrone, innbefatter fremgangsmåten boring av brønnboringen med borkronen; måling av en første parameter av interesse ved å benytte en sensor posisjonert nær borkronen; og styring av hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse og den andre parameter av interesse. I visse anvendelser, angår parameteren av interesse og den andre parameter av interesse én av: (i) vekt ved et valgt sted på borestrengen; (ii) vekt ved borkronen; (iii) vridningsmoment ved et valgt sted på borestrengen; og (iv) vridningsmoment ved borkronen. Fremgangsmåte kan også videre innbefatte beregning av en differanse mellom én av: (i) vekt ved et valgt sted på borestrengen og vekt ved borkronen; og (ii) vridningsmoment ved et valgt sted på borestrengen og vridningsmoment ved borkronen. I noen aspekter, innbefatter fremgangsmåten justering av en opererende parameter til hullutvidelses-anordningen i samsvar med den estimerte differanse. Dessuten, når parameteren av interesse angår en formasjon krysset av brønnboringen, kan fremgangsmåten innbefatte justering av en operasjonsparameter til hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse. I anvendelser hvor parameteren av interesse angår en formasjon krysset av brønnboringen og borestrengen innbefatter en bunnhullssammenstilling, kan fremgangsmåten innbefatte justeringe av en operasjonsparameter til bunnhullssammenstillingen i samsvar med den målte parameter av interesse. Også i varianter, kan operasjonsparameteren være én av: (i) vekt på hullutvidelses-anordningen, (ii) en rotasjonshastighet av hullutvidelses-anordningen; og (iii) strømningsmengde. Videre, kan fremgangsmåten innbefatte fremvisning på en fremviseranordning én av : (i) den målte parameter, og (ii) en verdi oppnådd ved behandling av den målte parameter. I noen anvendelser, å estimere nedi hullet en differanse mellom én av: (i) vekt ved et valgt sted på borestrengen og vekt ved borkronen; og (ii) vridningsmoment ved et valgt sted på borestrengen og vridningsmoment ved borkronen kan benyttes. I anvendelser, kan fremvisning på en fremviseranordning av en verdi av differansen estimert ned i hullet være utført.
[0011]Illustrative eksempler på noen egenskaper til oppfinnelsen har således blitt oppsummert i nokså bred grad for at den detaljerte beskrivelse derav som følger bedre kan forsås, og for at bidragene til teknikken kan forstås. Det er selvfølgelig ytterligere egenskaper med oppfinnelsen som vil beskrives heretter og som vil danne gjenstanden for kravene vedføyd hertil.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0012]For detaljert beskrivelse av den foreliggende oppfinnelse, skal referanse gjøres til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukkede utførelse, sett i forbindelse med de vedføyde tegninger, i hvilke like elementer har blitt gitt like henvisningsbetegnelser og hvori:
[0013]Fig. 1 illustrerer et boresystem laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse;
[0014]Fig. 2 illustrerer en eksemplifiserende bunnhullssammenstilling laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse;
[0015]Fig. 3 illustrerer en eksemplifiserende hullutvidelses-anordning laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse;
[0016]Fig. 4 illustrerer en annen utførelse av en hullutvidelses-anordning laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; og
[0017]Fig. 5 illustrerer forskjellige utførelser av aktueringsarrangementer for en hullutvidelses-anordning laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0018]Den foreliggende oppfinnelse er mottakelig for utførelser med forskjellige former. Vist i tegningene og beskrevet i detalj er spesifikke utførelser av den foreliggende oppfinnelse. Det skal forstås at den foreliggende omtale er en eksemplifisering av prinsippene til oppfinnelsen, og er ikke ment å begrense oppfinnelsen til det som er illustrert og beskrevet heri.
[0019]Ført med referanse til fig. 1, er det der vist en utførelse av et boresystem 10 som benytter en boresammenstilling eller bunnhullssammenstilling (BHA) 100 laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse for å bore brønn-boringer. Idet en landbasert rigg er vist, er disse konsepter og fremgangsmåtene likeledes anvendbare for offshore-boresystemer. Systemet 10, vist i fig. 1, har en boresammenstilling 100 transportert i et borehull 12. Borestrengen 22 innbefatter en skjøtet rørstreng 24, som kan være et borerør eller kveilet rør som forløper nedover fra en rigg 14 inn i borehullet 12. Borkronen 102, festet til borestreng-enden, nedbryter de geologiske formasjoner når den roteres for å bore borehullet 12. Borestrengen 22, som kan være skjøterør eller kveilrør, kan innbefatte kraft og/eller dataledere, slik som ledninger for å tilveiebringe biretningskommunikasjon og kraftoverføring. Lederne kan være tilpasset for å overføre elektriske signaler, optiske signaler og/eller elektrisk kraft. Den foreliggende oppfinnelser er ikke begrenset til noen spesiell rigg eller boresammenstillings-utforming. I noen riggarrangementer er borestrengen 22 koblet til heiseverk 26 via en kelly-skjøt 28, svivel 30 og ledning 32 gjennom en blokk (ikke vist). Mer vanlig, kan en rigg benytte en topp-drift. Boresystemet kan også være et enkelt roterende system, eller et roterende styrbart system.
[0020] Under boreoperasjoner, er et passende borefluid 34 fra en slamdam (kilde) 36 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 22 av en slampumpe 38. Borefluidet 34 går fra slampumpen 38 inn i borestrengen 22 via en utjevningsanordning (eng.: desurger) 40, fluidledning 42 og kelly-skjøten 38. Borefluidet 34 er sluppet ut ved borehullsbunnen 44 gjennom en åpning i borkronen 102. Borefluidet 34 sirkulerer opphulls gjennom det ringformede rom 46 mellom borestrengen 22 og borehullet 12 og returnerer det medfølgende borekaks til slamdammen 36 via en returledning 48. En sensor S-i, fortrinnsvis plassert i foringen 42, tilveiebringer informasjon vedrørende fluidstrømningsmengden. En overflatevridnings-momentsensor S2og en sensor S3forbundet med borestrengen 22 tilveiebringer henholdsvis informasjon vedrørende vridningsmomentet og rotasjonshastigheten til borestrengen. I tillegg, er en sensor S4forbundet med ledning 32 for å tilveiebringe kroklasten til borestrengen 22.
[0021]En overflatekontroller 50 mottar signaler fra brønnsensorene og anordninger via en sensor 52 plassert i fluidledningen 42 og signaler fra sensorer Si, S2, S3, kroklastsensor S4og enhver annen sensor benyttet i systemet og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner fremskaffet til overflatekontrolleren 50. Overflatekontrolleren 50 fremviser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremviser/monitor 54 og benyttes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatekontrolleren 50 inneholder en regnemaskin, hukommelse for å lagre data, opptaker for å nedtegne data og andre ytre enheter. Overflatekontrolleren 50 behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og reagerer på brukerkommandoer som er innført gjennom en passende anordning, slik som et tastatur eller berøringsskjerm. Kontrolleren 50 er fortrinnsvis tilpasset for å aktivere alarmer 56 når visse usikre eller uønskede operasjons-tilstander oppstår. Som det vil beskrives i større detalj nedenfor, kan kontrolleren 50 være programmert for lukket omløpsboring ved å justere én eller flere parametere (f.eks. RPM (omdreininger), kroklast, strømningsmengde, etc.) så vel som brønnparametere slik som asimut og helning for å følge en forhåndsdefinert brønnbane.
[0022]Nå med referanse til fig. 2, er det der vist i større detalj en eksemplifiserende bunnhullssammenstilling (BHA) 100 laget i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Som det vil beskrives nedenfor, kan BHA 100 automatisk bore en brønnboring med én eller flere valgte boringsdiametere. Ved "automatisk" er det ment at BHAen 100, som benytter brønn og/eller overflateintelligens og som er basert på mottatt sensor-datainngang kan styre boringsretning ved å benytte på forhånd programmerte instruksjoner. Boreretning kan styres ved å benytte en valgt brønnbane, én eller flere parametere relatert til formasjonen, og/eller én eller flere parametere relatert til operasjon av BHA'en 100. En passende boresammenstilling betegnet VERTITRAK® er tilgjengelig fra BAKER HUGHES INCORPORATED. Noen passende eksemplifiserende boringssystemer og styreanordninger er omtalt i US-patenter 6,513,606 og 6,427,783, som er felles overdratt og som herved er innlemmet med referanse for alle formål. Det skal forstås at den foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til noe spesielt boresystem.
[0023]I en utførelse, innbefatter BHAen 100 en borkrone 102, en hullutvidelses-anordning 110, en styreanordning 115, en boremotor 120, en sensorovergang 130, en biretningskommunikasjon og kraftmodul (BCPM) 140, et stabiliseringsrør 150, og en formasjonsevaluerings (FE) -overgang 160. Styreanordningen 115 reagerer på kommandosignaler. Kommandosignalene kan genereres nede i hullet og/eller ved overflaten. Styreanordningen 115 kan således reorienteres eller rekonfigureres på stedet for å forandre boreretning uten å gjenvinne BHAen 100 fra brønnboringen. I en illustrativ utførelse, er hullutvidelses-anordningen 110 integrert til en motorfleksibel aksel 122 som benytter en passende elektrisk og mekanisk forbindelse 124. Hullutvidelses-anordningen 110 kan være en separat modul som er matet til motorbøyningsakselen 122 ved å benytte en passende mekanisk skjøt og data og/eller kraftforbindelser. I en annen utførelse er hullutvidelses-anordningen 110 strukturelt innlemmet i selve bøyningsakselen 122. Styreanordningen 115 og hullutvidelses-anordningen 110 kan dele en felles krafttilførsel, f.eks. hydraulisk eller elektrisk, og et felles kommunikasjonssystem. I utførelser er borkronen 102, styreanordningen 115 og hullutvidelses-anordningen 110 aksielt atskilt fra hverandre. I tillegg kan styreanordningen 115 opereres for å styre BHAen 100 under boring uten å operere hullutvidelses-anordningen 110 (dvs. uten å utvide brønnboringsdiameteren) og hullutvidelses-anordningen 100 kan opereres uten å operere styreanordningen 115 (dvs. å generere styrekrefter for å styre BHA'en 100.
[0024] For å muliggjøre kraft og/eller dataoverføring til hullutvidelses-anordningen 110 og blant de andre verktøy som bygger opp BHA'en 100, innbefatter BHAen 100 en kraft og/eller dataoverføringsledning (ikke vist). Kraft og/eller data-overføringsledningen (ikke vist) kan strekke seg langs hele lengden av BHAen 100 opp til og innbefattende hullutvidelses-anordningen 110 og borkronen 102. Eksemplifiserende opp-linjer, ned-linjer og data og/eller kraftoverførings-arrangementer er beskrevet i felles eid og som samtidig er under behandling US-patentsøknad serienr. 11/282,995, innlevert 18/11/2005, som herved er innlevert med referanse for alle formål.
[0025]Hullutvidelses-anordningen kan innbefatte ekspanderbare kutteelementer. I utførelser, kan kuttelementene aktiveres eller forlenges samtidig. For eksempel, kan i det minste to kutteelementer oppta en brønnboringsvegg-overflate samtidig. Overflatepersonell kan bruke kraft og/eller dataforbindelse mellom hullutvidelses-anordningen og BCPM'en og overflaten for å bestemme posisjonen av hullutvidelses-anordningens kutteelementer (dvs. ekspandert eller trukket tilbake), og å utstede instruksjoner for å bevirke at kutteelementene beveger seg mellom en ekspandert og tilbaketrukket posisjon. For eksempel, kan således hullutvidelses-anordningens kutteelementer flyttes til en ekspandert posisjon ettersom BHAen penetrerer en svellende formasjon slik som skifer og senere returneres til en tilbaketrukket posisjon ettersom BHAen penetrerer inn i en mer stabil formasjon. En passende hullutvidelses-anordning er referert til som en "underrømmer" innen fagområdet.
[0026]Nå med referanse til fig. 3, er det der vist en utførelse av en hullutvidelses-anordning 200, laget i henhold til den foreliggende oppfinnelse som kan bore eller ekspandere hullet boret av borkronen 102 til en større vesentlig sirkulær diameter.
I en utførelse, innbefatter hullutvidelses-anordningen 200 et flertall av periferiske atskilte kutteelementer 210 som kan, i sanntid, være utvidet og trukket tilbake ved en aktueringsenhet 220. Elementene 210 kan være forlenget vesentlig samtidig for å danne en brønnboring med en generell sirkulær tverrsnittsform. Det vil si, at elementene 210 ikke fortrinnsvis kutter brønnboringsveggen, fordi en slik kutte-virkning vil gi en asymmetrisk tverrsnittsform (f.eks. en ikke-sirkulær form). Når forlenget, skraper, bryter opp og nedbryter kutteelementene 210 brønnborings-overflaten formet initielt av borkronen 102.1 et arrangement, utnytter aktueringsenheten 220 trykksatt hydraulisk fluid som aktiveringsmedium. For eksempel, kan aktueringsenheten 220 innbefatte et stempel 222 anbrakt i en sylinder 223, et oljereservoar 224 og ventiler 226 som regulerer strømming inn i og ut av sylinderen 223. Et kutteelement 210 er festet på hvert stempel 222. Aktiverings-senheten 220 benytter "rent" hydraulisk fluid som strømmer innen en lukket sløyfe. Det hydrauliske fluid kan trykksettes ved å benytte pumper og/eller ved det trykksatte borefluid som strømmer gjennom boringen 228.1 en utførelse, tilfører en felles kraftkilde (ikke vist) slik som en pumpe og tilhørende fluidledninger, trykksatt fluid for både hullutvidelses-anordningen 110 og styreenheten 115. Således i dette henseende, kan hullutvidelses-anordningen 110 og styreenheten 115 anses som hydraulisk operativt forbundet. En elektronikkpakke 230 styrer ventilkomponenter slik som aktuatorer (ikke vist) i samsvar med overflate og/eller brønnhulls-kommandoer og overfører signaler som indikasjon på tilstanden og operasjonen av hullutvidelses-anordningen 200. En posisjonssensor 232 festet tilstøtende til sylinderen 223 tilveiebringer en indikasjon på den radiale posisjon av kutteelementene 210. Foreksempel, kan sensoren 232 innbefatte elektriske kontakter som lukker når kutteelementene 210 er forlenget. Posisjonssensoren 232 og elektronikkpakken 230 kommuniserer med BCPM'en 140 via en ledning 234. Således kan f.eks. overflatepersonell overføre instruksjoner fra overflaten som bevirker at elektronikkpakken 230 opererer aktuatorene for en spesiell aksjon (f.eks. forlengelse eller tilbaketrekking av kutteelementene 210). Et signal, som indikasjon på posisjonen av kutteelementene 210 er overført fra posisjonssensoren 232 og via ledningen 234 til BCPM'en 140 og, til slutt til overflaten hvor den f.eks. kan være fremvist på et display 54 (fig. 1). Kutteelementene 210 kan være forlenget eller trukket tilbake på stedet under boring eller idet boring er avbrutt. Valgfritt, kan anordninger slik som forspenningselementer, slik som fjærer 238 benyttes for å opprettholde kutteelementene i en tilbaketrukket posisjon.
[0027]I andre utførelser, kan aktueringsenheten 220 benytte anordninger slik som en elektrisk motor eller anvende formforandrende materialer slik som magneto-striktive eller piezoelektriske materialer for å overføre kutteelementene 210 mellom de forlengede og tilbaketrukkede posisjoner. I enda andre utførelser, kan aktiveringsenheten 220 være et "åpent" system som benytter det sirkulerende borefluid for å forskyve stempelet 220 innen sylinderen 223. Det vil således verdsettes at utførelser av hullutvidelses-anordningen 200 kan utnytte mekaniske, elektromekaniske, elektriske, pneumatiske og hydrauliske systemer for å bevege kutteelementene 210.
[0028]I tillegg, idet hullutvidelses-anordningen 200 er vist som integral med motorakselen 122, kan i andre utførelser hullutvidelses-anordningen 200 være integral med borkronen 102. Foreksempel, kan hullutvidelses-anordningen 200 være tilpasset for å forbindes til borkronen 102. Alternativt, kan borkronelegemet 102 være modifisert for å innbefatte radiale ekspanderbare kutteelementer (ikke vist). I enda andre utførelser kan hullutvidelses-anordningen 200 være posisjonert i en overgang posisjonert mellom styreanordningen 130 og borkronen 102 eller et annet sted langs borestrengen. Dessuten, kan hullutvidelses-anordningen 200 roteres ved en separat motor (f.eks. slammotor, elektrisk motor, pneumatisk motor) eller ved borestreng rotasjon. Det vil verdsettes at de ovenfor beskrevne utførelser er kun illustrative og ikke uttømmende. For eksempel, kan andre utførelser innen området for den foreliggende oppfinnelse innbefatte kutteelementer i en seksjon av BHAen og aktiveringselementene i en annen seksjon av BHAen. Enda andre varianter vil være åpenbare for de som er faglært på området, med bakgrunn i de foreliggende lærer.
[0029]Som tidligere omtalt, er utførelser av den foreliggende oppfinnelse utnyttet under "automatisert" boring. I noen anvendelser, er boringen automatisert ved å benytte brønnhullsintelligens som styrer boreretning i samsvar med retningsdata (f.eks. asimut, helning, nord) målt ved hjelp av ombord-sensorer. Intelligensen kan være i formen av instruksjoner programmert inn i en brønnhullskontroller som er operativt koblet til styreanordningen. Omtalt i større detalj nedenfor er illustrative verktøy og komponenter passende for slike anvendelser.
[0030]Nå med referanse til fig. 2, er data benyttet for å styre BHAen 100 oppnådd ved en varietet av verktøy posisjonert langs BHAen 100, slik som sensorovergangen 130 og formasjons-evalueringsovergangen 160. Sensorovergangen 130 kan innbefatte sensorer for å måle nær-kroneretning (f.eks. BHA asimut og helning, BHA koordinater, etc), dobbel rotasjon asimutal gammastråle, boring og ringromstrykk (strømning-på & strømning-av), temperatur, vibrasjon/dynamikk, flerutbredelsesmotstand og sensorer og verktøy for å gjøre rotasjons-retningsinspeksjoner.
[0031] Formasjonsevaluerings-overgangen 160 kan innbefatte sensorer for å bestemme parametere av interesse relatert til formasjonen, borehullet, geofysiske egenskaper, borehullsfluidene og grenseforholdene. Disse sensorer innbefatter formasjonsevalueringssensorer (f.eks. motstand, di-elektrisk konstant, vann-metning, porøsitet, tetthet og permeabilitet), sensorer for måling av borehulls-parametere (f.eks. borehulls-størrelse og borehulls-grovhet), sensorer for å måle geofysiske parametere (f.eks. akustisk hastighet og akustisk bevegelsestid), sensorer for å måle borehullsfluid-parametere (f.eks. viskositet, tetthet, klarhet, reologi, pH-nivå og gass, olje og vanninnhold), og grenseforholds-sensorer, sensorer for måling av fysiske og kjemiske egenskaper av borehullsfluidet.
[0032]Overgangene 130 og 160 kan innbefatte én eller flere hukommelses-moduler og en batteripakkemodul for å lagre og tilveiebringe elektrisk back-up-kraft kan være plassert ved ethvert passende sted i BHA'en 100. Ytterligere moduler og sensorer kan være fremskaffet avhengig av de spesifikke borekrav. Slike eksemplifiserende sensorer kan innbefatte en omdreining-pr.-minutt-sensor, sensor for måling av vekt på borkronen/hullutvidelses-anordningen, sensorer for måling av vridningsmoment på borkronen/fullutvidelsesanordningen, sensorer for måling av slammotorparametere (f.eks. slammotor-statortemperatur, differensial-trykk over en slammotor, og fluidstrømningsmengde gjennom en slammotor), og sensorer for å måle vibrasjon, spinn, radial forskyvning, feste-glidning, vridningsmoment, støt, vibrasjon, belastning, spenning, bøyningsmoment, borkronehopp, aksialt støt, friksjon og radialt støt. Helnings (inklinasjons) -anordningene nær borkronen kan innbefatte tre (3) akse akselerometere, gyroskopiske anordninger og signalbehandlingskrets som generelt er kjent innen fagområdet. Disse sensorer kan være posisjonert i overgangene 130 og 160, fordelt langs borerøret, i borkronen og langs BHA'en 100. Videre, idet overganger 130 og 160 er beskrevet som separate moduler, kan i visse utførelser, sensorene beskrevet ovenfor, være konsolidert i en enkel overgang eller atskilt i tre eller flere overganger. Betegnelsen "overgang" viser kun til ethvert opplagringshus eller konstruksjon og er ikke ment å bety et spesielt verktøy eller utforming.
[0033]For automatisert boring, behandler en prosessor 132 data samlet av sensorovergangen 130 og formasjonsevaluerings-overgangen 160 og overfører passende styresignaler til styreanordningen 115.1 samsvar med styresignalene, strekker puter 117 til styreanordningen 115 seg for å påføre valgte mengder av kraft til brønnboringsveggen (ikke vist). De påførte krefter skaper en kraftvektor som presser borkronen 102 i en valgt boreretning. Prosessoren 132 kan også være programmert for å utstede instruksjoner til hullutvidelses-anordningen 110 og/eller overføre data til overflaten. Prosessoren 132 kan være utformet for å desi-mere data, digitalisere data og innbefatte passende PLCer. For eksempel, kan prosessoren innbefatte én eller flere mikroprosessorer som benytter et regne-program implementert på et passende maskinlesbart medium som muliggjør at prosessoren utfører styringen og behandlingen. Det maskinlesbare medium kan innbefatte ROM'er, EPROM'er, EAROM'er, flash-hukommelser og optiske disker. Annet utstyr, slik som kraft og databusser, krafttilførsler og lignende vil være åpenbare for de som er faglært på området. Idet prosessoren 132 er vist i sensorovergangen 130, kan prosessoren 102 posisjonert hvor som helst i BHAen 100. Dessuten, kan annen elektronikk, slik som elektronikk som driver eller opererer aktuatorer for ventiler og andre anordninger også være posisjonert langs BHAen 100.
[0034]Bi-retnings-datakommunikasjon og kraftmodulen ("BCPM") 140 overfører styresignaler mellom BHAen 100 og overflaten såvel som å forsyne elektrisk kraft til BHAen 100. For eksempel, tilveiebringer BCPM'en 140 elektrisk kraft til anordninger slik som hullutvidelses-anordningen 110 og styreanordningen 115 og etablere to-veis datakommunikasjon mellom prosessoren 132 og overflate-anordningene slik som kontrolleren 50 (fig. 1). I dette henseende, kan hullutvidelses-anordningen 110 og styreanordningen 115 anses å være elektrisk operativt forbundet. I en utførelse, genererer BCPM'en 140 kraft ved å benytte en slamdrevet vekselstrømsgenerator (ikke vist), og datasignalene genereres av en slampulsanordning (ikke vist). De slamdrevne kraftgenereringsenheter (slampulsere) er kjent innen fagområdet og således ikke beskrevet i større detalj. I tillegg til slampulstelemetri, kan andre passende to-veis kommunikasjonslinker bruke stive ledninger (f.eks. elektriske ledere, fiberoptiske), akustiske signaler, EM eller RF. Selvfølgelig, hvis borestrengen 22 (fig. 1) innbefatter data og/eller kraft-ledere (ikke vist), så kan kraft til BHA'en 100 overføres fra overflaten.
[0035]BHA'en 100 innbefatter også stabilisering 150, som har én eller flere stabili-seringselementer 150 og er anbrakt langs BHAen 100 for å tilveiebringe lateral stabilitet til BHAen 100. Stabiliseringselementene 152 kan være faste eller justerbare.
[0036]Nå med referanse til fig. 1-3 er i en eksemplifiserende bruksmåte BHAen 100 transportert inn i brønnboringen 12 fra riggen 14. Under boring av brønnboringen 12, styrer styreanordningen 115 borkronen 102 i en valgt retning. I én boretilstand roterer kun slammotoren 104 borkronen 102 (glidende boring), og borestrengen 22 forblir relativt rotasjonsmessig stasjonær ettersom borkronen 102 nedbryter formasjonen for å danne brønnboringen. Boreretningen kan følge en forhåndsinnstilt bane som er programmert inn i en overflate og/eller brønnkontrol-leren (f.eks. kontroller 50 og/eller kontroller 132). Kontrolleren(e) bruker retningsdata mottatt fra brønnretningssensorene for å bestemme orienteringen av BHAen 100, beregne kurskorreksjons-instruksjoner hvis nødvendig, overføre disse instruksjoner til styreanordningen 115. Under boring, er den radiale posisjon (f.eks. utvidet eller tilbaketrukket) av kutteelementene 210 fremvist på displayet 54.
[0037]Ved tidspunkt under boringsaktiviteten, kan overflatepersonell ønske å utvide diameteren til brønnen som bores. En slik aksjon kan være på grunn av at man påtreffer en formasjon som er mottakelig for svelling, på grunn av et behov for å tilveiebringe et passende ringformet rom for sement eller for andre bore-betraktninger slik som svelling av salt eller ustabile skiferformasjoner. Overflatepersonell kan overføre et signal ved å benytte kommunikasjons-nedlinjen (f.eks. slamppulstelemetri) som bevirker at brønnelektronikken 230 aktiverer aktiveringsenheten 220, som igjen forlenger kutteelementene 210 radialt utover. Når kutteelementene 210 når deres forlengede posisjon, overfører posisjonssensoren 232 et signal som indikasjon på den forlengede posisjon, som er fremvist på display 54. Overflatepersonell er således bekreftende gjort oppmerksom på at hullutvidelses-anordningen 110 er forlenget og operasjonell. Med hullutvidelses-anordningen 110 aktivert, kan automatisert boring gjenopptas (ved å anta at boringen var avbrutt - som ikke er nødvendig). Borkronen 102 som nå virker som en type av pilotbor borer brønnboringen til en første diameter idet de forlengede kutteelementer 210 utvider brønnboringen til en andre, større diameter. På grunn av at kutteelementene 210 kan forlenges samtidig, er tverrsnittet til det resulterende hull vesentlig sirkulært i form. BHA'en 100 under kontroll av prosessorene 50 og/eller 132 fortsetter å automatisk bore formasjonen ved å justere eller kontrollere styreanordningen 115 etter behov for å opprettholde en ønsket brønnboringsvei eller bane. Hvis ved et senere tidspunkt personell bestemmer at en utvidet brønnboring ikke er nødvendig, bevirker et signal overført fra overflaten til brønnelektronikken 230 at kutteelementene 210 trekker seg tilbake. Posisjonssensor 232, ved å føle tilbaketrekkingen, genererer et tilhørende signal som til slutt er fremvist på display 54. Det skal forstås at kutteelementene 210 kan utvides og trekkes tilbake mange ganger under en enkel boretur inn i brønnboringen. Det vil si, ettersom BHA'en 100 krysser flere lag av formasjonen under en enkel tur, kan kutteelementene 210 forlenges og trekkes tilbake et flertall av ganger under denne enkle tur, dvs. uten å trekkes ut av brønnen.
[0038]Det skal forstås at den ovenfor angitte boreoperasjon er kun illustrativ. For eksempel, i andre operasjoner, kan overflate og/eller brønnhullsprosessorene være programmert for automatisk å forlenge og trekke tilbake kutteelementene etter behov. Som det vil forstås, kan lærene i den foreliggende oppfinnelse lett anvendes på andre boresystemer. Slike andre boresystemer kan innbefatte BHAer koblet til en roterende borestreng og BHAer hvori rotasjon av borestrengen er påtvunget av slammotor-rotasjonen.
[0039]Nå med referanse til fig. 4, hvor det er vist en utførelse av et styresystem 260 for å operere en hullutvidelses-anordning 200. Som beskrevet tidligere, kan en overflatekontroller 50 benytte en kommunikasjonsanordning for å overføre nedlinjer (down-linker) 262 og motta koblinger (up-linker) 263 fra hullutvidelses-anordningen 200. Kommunikasjonsanordningen (ikke vist) kan benytte slampulstelemetri, stive ledninger (f.eks. elektriske ledere, fiberoptikk), akustiske signaler, EM eller RF. Overflatekontrolleren 50 fremviser ønskede boreparametere og annen informasjon på displayet/monitoren 54.1 arrangementene muliggjør styresystemet 260 at en operatør overfører kommandoer for å forlenge, å åpne og tilbaketrekke, å lukke kutteelementene 210 til hullutvidelses-anordningen 260.1 tillegg, tillater kommunikasjonsanordningen 260 operatøren å motta informasjon som angår den opererende status, tilstand eller forhold for hele utvidelses- anordningen 200, informasjon angående én eller flere parametere relatert til brønnboringen slik som borehullsgeometri, informasjon relatert til formasjonen som bores, og informasjon relatert til brønnboringsforhold (f.eks. trykk og temperatur). For oppnå slik informasjon, kan hele utvidelsesanordningen 200 innbefatte én eller flere sensorer 264 opphulls av kutteelementene 210, én eller flere sensorer 266 er i et hus til hullutvidelses-anordningen 200, og én eller flere sensorer 268 nedihulls av kutteelementene 210.
[0040]Sensorene 264, 268 opphulls og nedhulls fra kutteelementene 210 kan måle fysiske boreegenskaper som kan behandles for å bestemme kreftene ved eller som påføres kuttelementene 210. For eksempel, kan sensorene 264, 268 måle vekt på kronen henholdsvis over og under kutteelementet 210. Ved å benytte kjente matematiske modeller kan disse målinger benyttes for å bestemme vekten på hullutvidelses-anordningen (eller WOR 284 som beskrevet nedenfor) ved kutteelementene 210. Likeledes, kan sensorene måle vridningsmoment på krone opphulls og nedhulls av kutteelementet 210 for å tillate en beregning av vridningsmoment (eller TOR 288 som beskrevet nedenfor) ved kutteelementene 210. På samme måte, kan beregning av bøyningskrefter og annen boringsdynamikk gjøres for hele utvidelsesanordningen 200 og kutteelementene 210.
[0041]Sensorene 266 ved hullutvidelses-anordningen 200 kan innbefatte sensorer for å måle omdreininger per. minutt, temperatur, trykk, akselerasjon, vibrasjon, spinning, radial forskyvning, fastgjøring-slipp, vridningsmoment, belastning, spenning, bøyningsmoment, borkronebevegelse, aksial støt, friksjon, bakover-rotasjon, BHA-bøyning og radialt støt. For eksempel, kan sensorene 270 ved aktueringsenheten 220 innbefatte sensorer for å måle hydraulisk trykk, temperatur og posisjon av forskjellige komponenter som bygger opp aktueringsenheten. I utførelser, kan én eller flere sensorer benyttes for å måle den radiale forskyvning av kutteelementene 210. En illustrativ lengdemålingsanordning for en slik formasjon innbefatter en langsgående variabel forskyvnings-signalomformer (transduser). Lengdemålings-anordningen kan benyttes for å bestemme den radiale forlengelse av et kuttelementet 210, som igjen kan benyttes for å beregne en diameter av det borede borehull. Således kan en indirekte kaliber-lignende måling av borehullet oppnås.
[0042]Også, som beskrevet tidligere, kan sensorer fordelt langs borestrengen måle fysiske mengder slik som borestreng-akselerasjon og belastning, innvendig trykk i borestreng-boringen, utvendig trykk i ringrommet, vibrasjon, temperatur, elektriske og magnetiske feltintensiteter på innsiden av borestrengen, boringen til borestrengen, etc. Passende systemer for å utføre dynamiske brønnhullsmålinger innbefatter COPILOT, et brønnmålesystem, fremstilt av BAKER HUGHES
INCORPORATED.
[0043]Fremdeles med referanse til fig. 4, vil det verdsettes at det viste boresystem har blitt anordnet forskjellig fra det som vist i fig. 2 og 3.1 fig. 2 og 3, er styreanordningen 114 og formasjonsevaluerings-overgangen 160 posisjonert opphulls av hullutvidelses-anordningen 100.1 fig. 4, er styreanordningen 114 og formasjonsevaluerings-overgangen 160 posisjonert nedhulls av hullutvidelses-anordningen 200.1 fig. 4-utformingen, kan putene til styreanordningen 114 være posisjonert nærmere veggen til brønnboringen, som krever en mindre radial forlengelse av putene til styreanordningen 114. Sensorene og verktøyene til formasjonsevaluerings-overgangen 160 kan også være posisjonert nærmere veggen av brønnboringen, som generelt tillater at slike sensorer og verktøy oppnår nøyaktige målinger for den tilstøtende formasjon. Det skal forstås at de foreliggende lærer ikke er begrenset til noen spesiell utforming og at i visse utførelser kan styreanordningen 114 og/eller formasjonsevaluerings-overgangen 160 utelates.
[0044]Når med referanse til fig. 3, som beskrevet tidligere, innbefatter hullutvidelses-anordningen 200 et flertall av periferiske atskilte kutteelementer 210 som kan, i sanntid, være forlenget og trukket tilbake ved aktueringsenheten 220.1 et illustrativt arrangement, utnytter aktueringsenheten 220 trykksatt hydraulisk fluid som aktiveringsmediumet. For eksempel, kan aktueringsenheten 220 innbefatte et stempel 22 anbrakt i en sylinder 223, et oljereservoar 224 og ventiler 226 som regulerer strømming inn i og ut av sylinderen 223. Et kutteelement 210 er festet på hvert stempel 222. Aktueringsenheten 220 benytter "rent" hydraulisk fluid som strømmer innen en lukket sløyfe. Det hydrauliske fluidet kan trykksettes ved å benytte pumper/eller ved å trykksette borefluid som strømmer gjennom boringen 228. En elektronikkpakke 230 styrer ventilkomponenter, slik som aktuatorer (ikke vist) i samsvar med overflate/nedhullskommandoer og overføre signaler indikative på tilstanden og operasjonen av hullutvidelses-anordningen 200.
[0045]Nå med referanse til fig. 5, er det der vist forskjellige illustrative arrangementer for aktivering aktueringsenheten 220.1 fig. 5, mottar den radiale forsyningsmekanismen 270, f.eks. stempel 222, sylinder 223, for å flytte kutteelementet 223, trykksatt fluid fra en strømningsstyringenhet 272, som innbefatte ventiler og andre fluidstrømnings-reguleringsanordninger. I en utførelse er et enkelt stempel 220 benyttet for samtidig å forlenge og tilbaketrekke alle kutteelementene 210.1 andre utførelser kan hvert kutteelement 210 ha sitt eget stempel, men kutteelementene 210 kan fremdeles forlenges og trekkes tilbake vesentlig samtidig. Det trykksatte fluid er tilført av en hydraulisk pumpe 274.1 en utførelse er den hydrauliske pumpe 274 drevet av strømningen av trykksatt borefluid gjennom boringen til borestrengen. Andre alternativer eller supplemen-tære kilder for tilføring av kraft, kan også benyttes. For eksempel, for utførelser hvor en elektrisk motor (ikke vist) er benyttet for å drive den hydraulisk pumpe 274, kan elektrisk kraft tilføres av et brønnbatteri 276 eller en brønngenerator 278. Elektrisk kraft kan også tilføres fra overflaten 280.
[0046]I utførelser, benytter aktueringsenheten 220 trykksatt fluid for å forlenge og trekke tilbake kutteelementene 210. Som tidligere angitt kan forspennings-elementet 238 benyttes for å forspenne eller presse kutteelementene 210 inn i en tilbaketrukket eller lukket posisjon. Alternativt, eller i tillegg til bruken av forspenningsmekanismer, kan strømningsstyringssystemet 272 påføre trykksatt fluid til det radiale forskyvningssystemet 270 slik at hydraulisk trykk driver stemplene i en radial utover- og radial innover-posisjon. For illustrasjon viser pil 280 trykksatt fluid som går inn i et kammer av sylinderen 223 og en pil 282 viser trykksatt fluid som går inn i det motstående kammer til sylinderen 223. Stempelet 222 og festede kutteelementer 210 (fig. 3) kan således sikkert drives av trykk i begge retninger.
[0047]Anordningene til den foreliggende oppfinnelse kan fordelaktig benyttes i et antall av situasjoner. En illustrativ situasjon eller anvendelse innbefatter brønn-boringer som har baner som krysser én eller flere ustabile lag og kan innbefatte skifer eller svellende salt. Nå med referanse til fig. 1, er borkronen 102 vist som å gå ut av relativt ustabilt lag 290 og gå inn i et relativt stabilt lag 292. Hullutvidelses- anordningen 200 er fremdeles opphulls av det utstabile lag 290. Ved ustabilt, er det generelt ment at profilet eller geometrien til brønnboringen 12 i det ustabile laget 290 kan forandre seg. Spesielt, kan tverrsnittsformen av brønnboringen 12 deformere seg fra en generelt sirkulær form til en elektrisk form - som reduserer den effektive diameter av brønnboringen 12. Denne deformasjon kan også innen dager eller til og med timer etter at brønnboringen 12 er boret av borkronen 102.1 noen tilfeller, krymper denne deformasjon den effektive diameter av brønn-boringen 12 til en slik grad at borkronen 102 eller til og med borestrengen 22 ikke kan passere derigjennom. Således, i disse situasjoner, kan hullutvidelses-anordningen 200 valgfritt aktiveres for å øke diameteren til brønnboringen 12 i det ustabile laget 290 i forhold til diameteren av brønnboringen 12 i det stabile laget 292 slik at, selv etter deformasjon, tillater den effektive diameter av brønnboringen 12 passasje av borestrengen 22 gjennom brønnboringen 12 langs det ustabile lag 292. Således kan flere ustabile lag 292 krysses i en enkel tur inn i brønnen og brønnboringen kan utvides da slike ustabile lag 292 krysses.
[0048] I en operasjonstilstand behandler og evaluerer kontinuerlig operatøren målinger oppnådd fra formasjons-evalueringsovergangen 160 og andre brønnverktøy for å karakterisere opprinnelsen av formasjonen som bores (f.eks. litologiske eller geofysiske karakteristikker). Basert på denne informasjon, kan operatøren konkludere at borkronen 102 krysser et skiferlag (f.eks. lag 290), som ofte er en ustabil formasjon som er mottakelig for svelling. Ved det faste tidspunkt, overfører operatøren en down-link som instruerer hullutvidelses-anordningen 200 til å ekspandere og utvide brønnboringen 12. Således, med fortsatt boring, øker hullutvidelses-anordningen 200 diameteren til laget 290 i forhold til diameteren av brønnboringen 12 i det stabile lag 292. Ved et tidspunkt, kan operatøren konkludere at borkronen 102 har penetrert inn i et relativt stabilt lag 292, f.eks. en formasjon med en sandsten. Før hullutvidelses-anordningen 200 går inn i det relative stabile lag 292, overfører operatøren en annen down-link som instruerer hullutvidelses-anordningen 200 til å trekke seg sammen og derved avbryte utvidingen. Boring kan fortsette uten å trekke tilbake BHA'en 100 fra brønnen. Fordelaktig er derfor hullutvidelses-anordningen 200 operert for å utvide kun én eller flere valgte formasjoner. Dessuten kan hullutvidelses-anordningen 200 aktiveres og deaktiveres så mange ganger som nødvendig idet boresystemet 100 er i brønnboringen.
[0049] I en operasjonstilstand, kan målingene til sensorene 264, 266, 268 og/eller beregninger av parameter basert på slike målinger, presenteres for operatøren på displayet 54. Illustrative målinger eller beregnede parametere innbefatter omkoblingsstatus (f.eks. posisjon av kutteelementer 210), hydraulisk trykk, temperatur, generell tilstandsstatus for verktøyet, detaljert bladforlengelses-informasjon (f.eks. mengde av forlengelse), beregnet borehullsdiameter, etc. Videre, kan operatøren overføre signaler via kommunikasjons-anordningen for å operere hullutvidelses-anordningen 200. For eksempel, kan en operatør overføre et "åpent" eller "aktivt" signal som bevirker at aktueringsenheten 220 radialt forlenger kutteelementet 210. Etter noe tid, kan operatøren overføre et "lukket" eller "deaktivert" signal som bevirker at aktueringsenheten 220 bevirker at kutteelementene 210 strekker seg radialt tilbake. Det vil verdsettes at hydraulisk kraft fra rent hydraulisk fluid eller boreslam kan benyttes for å aktivt forlenge og tilbaketrekke kutteelementene 210.
[0050]Nå med referanse til fig. 1 og 4, vil det forstås at hullutvidelses-anordningene for den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et bredt område av operasjonsfunksjonalitet utover selektiv forlengelse og tilbaketrekking av kutteelementene 210. For eksempel, tillater integrasjonen av verktøy og sensorer i boresystemet 100 målinger av boredynamikk som muliggjør overvåkningen av tilstanden eller forholdet av hullutvidelses-anordningen 200 og tillater også analyse av vekt og vridningsmoment-fordeling mellom borkronen 102 og hullutvidelses-anordningen 200. For enkelhets skyld, vil hullutvidelses-anordningen 200 refereres til som en "utvider 200". Vekten på utvider er således WOR 284, vekt på borkrone er WOB 286, vridningsmoment ved utvider er TOR 288, og vridningsmoment ved borkrone er TOB 290. Som tidligere beskrevet, og som vil beskrives ytterligere nedenfor, kan denne informasjon benyttes av operatøren for å optimalisere boreoperasjoner.
[0051]I et aspekt, kan denne informasjon benyttes for automatisert boring. I visse anvendelser, innbefatter automatisert boring justering av boreparametere for å stå for boreforhold og dynamikk. Denne automatiserte kontroll kan utføres av en brønnkontroller, en overflatekontroller eller en kombinasjon derav som er programmert for automatisk å justere de opererende innstillingspunkter eller opererende boreparametere i samsvar med målt og/eller beregnet boredynamikk. For eksempel, kan operasjonsparametere automatisk justeres for å redusere målte parametere slik som vibrasjon, bøyningsmomenter, etc. Eksemplifiserende operasjons-styringsparametere innbefatter, men er ikke begrenset til, vekt-på-borkrone, omdreininger pr. minutt av borestrengen, kraklast, borefluid-strømningsmengde og borefluid-egenskaper. Under operasjon, kan kontrolleren(e) benytte én eller flere modeller for å forutsi boresystemoppførsel og de målte boredynamikk-parametere for å bestemme verdier for én eller flere boreparametere som kan optimalisere boring eller opprettholde valgte parametere innen spesifiserte begrensninger eller områder.
[0052]I et annet aspekt, kan utvideren og borkronen ses som et beslektet system hvori oppførselen av utvideren influerer oppførselen av borkronen og vice-versa. I dette scenario, kan målinger av WOR 284, WOB 286, TOR 288 og TOB 290 benyttes for automatisk å beregne vekten og vridningsmoment-forskjellen mellom borkronen og utvideren. Informasjonen kan være input i et automatisert boresystem. Alternativt eller i tillegg, kan denne informasjon presenteres for operatøren. For eksempel, kan display 54 tilveiebringe en numerisk verdi av forskjellene på vekt og vridningsmoment til utvideren og borkronen og/eller benytte et kodeskjema for å hjelpe til med evaluere forskjellene av vekt og vridnings-momentverdier for oppdage kritiske situasjoner enklere (for eksempel grønn for å representere en akseptabel forskjell, gul for å representere en advarende forskjell, og rød for å representere en uakseptabel forskjell, etc).
[0053]I enda et annet aspekt kan denne informasjon benyttes for å velge boreparametere som optimaliserer boring gjennom en varietet av formasjoner. For eksempel, kan formasjons-evalueringsdata benyttes for å justere eller kontrollere utvideren, idet utvideren krysser en relativt hard formasjon. Boreparameterne (f.eks. WOR, RPM, etc.) kan justeres for å forhindre for tidlig slitasje ved å begrense overbelastning av hullutvidelses-anordningen i den harde formasjon. Sanntid- eller nær sanntid-styring og overvåkning av hullutvidelses-anordningen kan være nyttig i formasjoner slik som innlagrede formasjoner, hvori forandringer i formasjonslitologi kan påføre skadelig slitasje hvis operasjonen av hullutvidelses- anordningen ikke er passende variert. Utvider og/eller borkrone-operasjoner kan således styres i samsvar med formasjonslitologi.
[0054]Data som er representative for boredynamikk kan også benyttes for å riktig operere utvideren når problematiske formasjoner påtreffes. Nå med referanse til fig. 1, kan i noen tilfeller borkronen 102 bore gjennom et relativt bløtt lag (f.eks. lag 290) idet hullutvidelses-anordningen 200 opererer i et relativt hardt lag (f.eks. lag 292). I slike situasjoner, kan hullutvidelses-anordningen 200 utsettes for skadelig vridningsmoment (TOR) eller vekt (WOR). Fordelaktig, tillater overvåkning av boringsdynamikk at operatøren reagerer på slike forhold ved å iverksette den passende korrigerende aksjon. For eksempel, kan operatøren justeres én eller flere boreparametere slik at vridningsmomentet eller vekten er mer jevnt fordelt (f.eks. en femti prosent - femti prosent fordeling mellom borkronen 102 og hullutvidelses-anordningen 200).
[0055]Fra det som er angitt ovenfor, vil det forstås at det som har blitt beskrevet innbefatter, delvis, et apparat som kan innbefatte en hullutvidelses-anordning posisjonert langs en borestreng; og en kontroller opererbart koblet til hullutvidelses-anordningen. Hullutvidelses-anordningen kan innbefatte et flertall av kutteelementer som kan aktueres samtidig for å danne en vesentlig sirkulær brønnboring. Kontrolleren kan reagere på et første signal og et andre signal slik at kontrolleren aktiverer hullutvidelses-anordningen ved å motta det første signal og detaktivere hullutvidelses-anordningen ved å motta det andre signal. I noen arrangementer kan kontrolleren aktivere og deaktivere hullutvidelses-anordningen flere ganger under en enkel tur inn i brønnboringen. Styreanordningen og hullutvidelses-anordningen kan opereres uavhengig av hverandre. Kontrolleren kan også reagere på en trykkpuls, et elektrisk signal, et optisk signal, et EM-signal og/eller et akustisk signal. I aspekter, kan borestrengen innbefatte ledningsrør, f.eks. borerør som har én eller flere ledere som transporterer et elektrisk signal, og/eller et optisk signal. Apparatet kan også innbefatte én eller flere sensorer som måler en valgt parameter av interesse. I et arrangement, kan hullutvidelses-anordningen innbefatte én eller flere kutteelementer og sensoren kan måle en forskyvning av kutteelementene.
[0056]Fra det som er angitt ovenfor, vil det forstås at det som har blitt beskrevet også innbefatter, delvis, et apparat som innbefatter hullutvidelses-anordningen posisjonert langs en borestreng; og en aktuator opererbar koblet til hullutvidelses-anordningen via en fluidkrets. Aktuatoren kan tilføre trykksatt fluid via fluidkretsen for å aktivere hullutvidelses-anordningen. Aktuatoren kan ha en hydraulisk pumpe som kan aktiveres av et trykksatt fluid som strømmer gjennom borestrengen og/eller aktiveres av elektrisk kraft. I aspekter, kan den elektriske kraft tilføres av et brønnbatteri, en brønngenerator, og/eller en leder som kobler den hydrauliske pumpe til en elektrisk overflate-krafttilførsel.
[0057]Fra det som er angitt ovenfor, vil det forstås at det som har blitt beskrevet ytterligere innbefatter, delvis, en fremgangsmåte som innbefatter å utvide en diameter av brønnboringen med en hullutvidelses-anordning, transportert på en borestreng, å måle en parameter av interesse ved å benytte en sensor posisjonert på borestrengen; og å styre hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse.
[0058]Når borestrengen innbefatter en borkrone, kan fremgangsmåten innbefatte boring av brønnboringen med borkronen; måling av en første parameter av interesse og benytte en sensor posisjonert nær borkronen; og styring av hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse og den andre parameter av interesse. I visse anvendelser, kan parameteren av interesse og den andre parameter av interesse vedrøre vekt ved et valgt sted på borestrengen; vekt ved borkronen, vridningsmoment ved et valgt sted på borestrengen, og vridningsmoment ved borkronen. Fremgangsmåten kan videre innbefatte å beregne en forskjell mellom vekten ved et valgt sted på borestrengen og vekten ved borkronen og/eller vridningsmomentet ved et valgt sted på borestrengen og vridningsmomentet ved borkronen. I noen aspekter, innbefatter fremgangsmåten å justere en opererende parameter til hullutvidelses-anordningen i samsvar med den beregnede forskjell. Når parameteren av interesse angår en formasjon krysset av brønnboringen, kan fremgangsmåten innbefatte å justere en opererbar parameter til hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse.
[0059]I anvendelser hvor parameterne av interesse angår en formasjon krysset av brønnboringen og borestrengen innbefatter en bunnhullssammenstilling, kan fremgangsmåten innbefatte justering av en opererende parameter av bunnhullssammenstillingen i samsvar med den målte parameter av interesse. Også, i varianter, kan den opererende parameter være vekten på hullutvidelses-anordningen, en rotasjonshastighet av hullutvidelses-anordningen; og/eller en strømningsmengde. Videre kan fremgangsmåten innbefatte fremvisning på en display-anordning av den målte parameter, og/eller en verdi oppnådd ved behandling av den målte parameter. I noen anvendelser kan fremgangsmåten benytte en beregning nede i hullet av en forskjell mellom vekten ved et valgt sted på borestrengen og vekten ved borkronen og/eller vridningsmomentet ved et valgt sted på borestrengen og vridningsmomentet ved borkronen. I anvendelser, kan fremvisning på en display-anordning av en verdi for forskjellen beregnet nedi i hullet også utføres.
[0060]Den foregående beskrivelse er rettet mot spesielle utførelser av den foreliggende for formålet med å justere og forklare. Det vil imidlertid være åpenbart for de som er faglært på området at mange modifikasjoner og forandringer av utførelsene fremlagt ovenfor er mulig uten å avvike fra området for oppfinnelsen. Intensjonen er at de følgende krav skal tolkes for å omfavne alle slik modifikasjoner og forandringer.
Claims (20)
1. Apparat for forming av en brønnboring i en jordformasjon,karakterisert vedat det omfatter: en borestreng med en borkrone; en kontrollerbar styringsanordning som styrer borkronen i en valgt retning, styreanordningen er utformet for å motta instruksjoner; en hullutvidelses-anordning posisjonert langs borestrengen, hullutvidelses-anordningen har i det minste et selektivt forlengbart kutteelement utformet for å forme en vesentlig sirkulær brønnboring med en diameter større enn brønnboringen formet av borkronen; og en kontroller programmert for å aktivere hullutvidelses-anordningen etter mottak av et første signal og deaktivere hullutvidelses-anordningen etter mottak av et andre signal.
2. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat hullutvidelses-anordningen er utformet for å opereres vesentlig uavhengig av styreanordningen.
3. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat kontrolleren reagerer på et signal som er én av: (i) en trykkpuls, (ii) et elektrisk signal, (iii) et EM-signal, (iv) et akustisk signal, og (iv) et optisk signal.
4. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat borestrengen innbefatter minst én leder utformet for å overføre én av: (i) et elektrisk signal og (ii) et optisk signal.
5. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat det videre omfatter i det minste én sensor posisjonert på borestrengen og som er utformet for å måle en valgt parametere av interesse.
6. Apparat ifølge krav 5,
karakterisert vedat hullutvidelses-anordningen innbefatter i det minste et kuttelement og hvori sensoren måler en forskyvning av i det minste ett kutteelement.
7. Apparat ifølge krav 1,
karakterisert vedat det minst ene kutteelement innbefatter et flertall av kutteelementer utformet for å aktueres vesentlig samtidig, og videre omfatter: en pumpe som tilfører fluid for å bevege det minste ene kutteelement mellom en forlenget tilstand og en tilbaketrukket tilstand.
8. Apparat ifølge krav 7,
karakterisert vedat pumpen er aktivert ved et trykksatt fluid som strømmer i borestrengen.
9. Apparat ifølge krav 7,
karakterisert vedat pumpen er aktivert av elektrisk kraft.
10. Apparat ifølge krav 9,
karakterisert vedat det videre omfatter én av: (i) et brønnbatteri som tilfører den elektriske kraft, og (ii) en brønngenerator som tilfører den elektriske kraft.
11. Apparat ifølge krav 7,
karakterisert vedat det videre omfatter en leder som kobler pumpen til en elektrisk overflate-krafttilførsel.
12. Fremgangsmåte for å forme en brønnboring i en jordformasjon,karakterisert vedat den omfatter: å utvide en diameter av brønnboringen med en hullutvidelses-anordning transportert på en borestreng, den utvidede brønnboring er vesentlig sirkulær; måling av en parameter av interesse ved å benytte en sensor posisjonert på borestrengen; og å styre hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse idet brønnboringsdiameteren utvides.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat den videre omfatter: å bore brønnboringen med borkronen; å måle en første parameter av interesse ved å benytte en sensor posisjonert nær borkronen; og å kontrollere hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse og en andre parameter av interesse.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedat parameteren av interesse og den andre parameter av interesse angår én av: (i) vekt ved et valgt sted på borestrengen; (ii) vekt ved borkronen; (iii) vridningsmoment ved et valgt sted på borestrengen; og (iv) vridningsmoment ved borkronen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedat hullutvidelses-anordningen styres ved å beregne en forskjell mellom én av: (i) vekt ved et valgt sted på borestrengen og vekt ved borkronen; og (ii) vridningsmoment ved et valgt sted på borestrengen og vridningsmoment ved borkronen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert vedat den videre omfatter å fremvise på en display-anordning en verdi av forskjellen beregnet nede i hullet.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert vedat den videre omfatter å justere en opererende parameter av hullutvidelses-anordningen i samsvar med den beregnede forskjell.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedat parameteren av interesse angår en formasjon krysset av brønnboringen, og videre omfatter: å justere en opererende parameter av hullutvidelses-anordningen i samsvar med den målte parameter av interesse.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedat parameteren av interesse angår en formasjon krysset av brønnboringen, hvori borestrengen innbefatter en bunnhullssammenstilling og videre omfatter: å justere en opererende parameter av bunnhullssammenstillingen i samsvar med den målte parameter av interesse.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 18,
karakterisert vedat den opererende parameter er én av: (i) vekt på hullutvidelses-anordningen, (ii) en rotasjonshastighet av hullutvidelses-anordningen; og (iii) strømningsmengde.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US14791109P | 2009-01-28 | 2009-01-28 | |
US12/689,452 US8875810B2 (en) | 2006-03-02 | 2010-01-19 | Hole enlargement drilling device and methods for using same |
PCT/US2010/022341 WO2010088339A2 (en) | 2009-01-28 | 2010-01-28 | Hole enlargement drilling device and methods for using same |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20111005A1 true NO20111005A1 (no) | 2011-08-01 |
NO345770B1 NO345770B1 (no) | 2021-07-26 |
Family
ID=42396328
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20111005A NO345770B1 (no) | 2009-01-28 | 2010-01-28 | Hullutvidelses-boreanordning og fremgangsmåter for anvendelse av denne |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8875810B2 (no) |
BR (1) | BRPI1007541A2 (no) |
GB (1) | GB2479298C (no) |
NO (1) | NO345770B1 (no) |
WO (1) | WO2010088339A2 (no) |
Families Citing this family (63)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
GB2449594B (en) | 2006-03-02 | 2010-11-17 | Baker Hughes Inc | Automated steerable hole enlargement drilling device and methods |
US8875810B2 (en) | 2006-03-02 | 2014-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Hole enlargement drilling device and methods for using same |
US8188882B2 (en) * | 2007-04-16 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Depth measurement by distributed sensors |
GB2465504C (en) | 2008-06-27 | 2019-12-25 | Rasheed Wajid | Expansion and sensing tool |
EP2483510A2 (en) | 2009-09-30 | 2012-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
MX2013000232A (es) | 2010-06-24 | 2013-02-07 | Baker Hughes Inc | Elementos de corte para herramientas de perforacion terrestre, herramientas de perforacion terrestre que incluyen tales elementos de corte, y metodos para formar elementos de corte para herramientas de perforacion terrestre. |
SA111320627B1 (ar) | 2010-07-21 | 2014-08-06 | Baker Hughes Inc | أداة حفرة بئر ذات أنصال قابلة للاستبدال |
SG189263A1 (en) | 2010-10-04 | 2013-05-31 | Baker Hughes Inc | Status indicators for use in earth-boring tools having expandable members and methods of making and using such status indicators and earth-boring tools |
US8775145B2 (en) * | 2011-02-11 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and apparatus for modeling the behavior of a drilling assembly |
US8844635B2 (en) | 2011-05-26 | 2014-09-30 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible triggering elements for use with subterranean borehole tools having expandable members and related methods |
EP2726707B1 (en) | 2011-06-29 | 2018-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for automatic weight-on-bit sensor calibration |
WO2013074765A2 (en) * | 2011-11-15 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for geosteering a drill bit in real time using surface acoustic signals |
US9267331B2 (en) | 2011-12-15 | 2016-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers and methods of using expandable reamers |
US8960333B2 (en) | 2011-12-15 | 2015-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Selectively actuating expandable reamers and related methods |
US9493991B2 (en) | 2012-04-02 | 2016-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures, tools for use in subterranean boreholes including cutting structures and related methods |
US9068407B2 (en) | 2012-05-03 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assemblies including expandable reamers and expandable stabilizers, and related methods |
EP2880260A4 (en) * | 2012-08-01 | 2015-08-12 | Services Petroliers Schlumberger | ASSESSMENT, MONITORING AND MANAGEMENT OF BOHAKES AND / OR EVALUATION OF GEOLOGICAL PROPERTIES |
US9970284B2 (en) | 2012-08-14 | 2018-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Downlink path finding for controlling the trajectory while drilling a well |
US9272337B2 (en) * | 2012-08-17 | 2016-03-01 | Baker Hughes Incorporated | System and method for forming a bore in a workpiece |
US9726003B2 (en) | 2012-08-31 | 2017-08-08 | Ensign Drilling Inc. | Systems and methods for automatic drilling of wellbores |
US9708901B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for hydraulic balancing downhole cutting tools |
BR112015008535A2 (pt) * | 2012-12-28 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services Inc | sistemas e métodos de regulagem de peso sobre a broca e fase de balanceamento |
US9284816B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Actuation assemblies, hydraulically actuated tools for use in subterranean boreholes including actuation assemblies and related methods |
US9341027B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer assemblies, bottom-hole assemblies, and related methods |
EP2971436A1 (en) * | 2013-03-11 | 2016-01-20 | BP Corporation North America Inc. | Digital underreamer |
US9759014B2 (en) | 2013-05-13 | 2017-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools including movable formation-engaging structures and related methods |
US9399892B2 (en) | 2013-05-13 | 2016-07-26 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools including movable cutting elements and related methods |
CN105723044B (zh) * | 2013-10-12 | 2018-10-16 | M·梅 | 用于旋转/可滑动钻探系统和方法的智能扩孔器 |
US11970930B2 (en) * | 2013-10-12 | 2024-04-30 | Mark May | Intelligent circulating sub for rotary/sliding drilling system and method |
US9617815B2 (en) * | 2014-03-24 | 2017-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tools with independently-operated cutters and methods of milling long sections of a casing therewith |
GB2535219B (en) * | 2015-02-13 | 2017-09-20 | Schlumberger Holdings | Bottomhole assembly |
WO2016182546A1 (en) * | 2015-05-08 | 2016-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method of alleviating spiraling in boreholes |
WO2017003488A1 (en) * | 2015-07-02 | 2017-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling system drag member for simultaneous drilling and reaming |
CN105156074B (zh) * | 2015-07-22 | 2017-09-01 | 浙江大学 | 采用液压绞车的多井试采设备 |
US10174560B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Modular earth-boring tools, modules for such tools and related methods |
CN106567675B (zh) * | 2015-10-08 | 2018-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 旋转导向钻井的井眼轨迹控制方法 |
US11421478B2 (en) | 2015-12-28 | 2022-08-23 | Baker Hughes Holdings Llc | Support features for extendable elements of a downhole tool body, tool bodies having such support features and related methods |
BR102016022319A2 (pt) * | 2016-09-27 | 2018-05-02 | Nunes Oliveira De Biaggi Robson | Método e sistema automatizado para auditoria e posicionamento (feedback) em tempo real das performances das operações de construção de poços de petróleo |
US10221640B2 (en) * | 2016-10-28 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and system for abandoning a cased borehole |
US10267112B2 (en) | 2016-11-04 | 2019-04-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Debris bridge monitoring and removal for uphole milling system |
US10364666B2 (en) * | 2017-05-09 | 2019-07-30 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Optimized directional drilling using MWD data |
CN107387012B (zh) * | 2017-08-11 | 2024-02-20 | 威飞海洋装备制造有限公司 | 一种用于海洋及陆地钻井现场井口的扩孔工具 |
US10954772B2 (en) * | 2017-09-14 | 2021-03-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Automated optimization of downhole tools during underreaming while drilling operations |
US11268378B2 (en) * | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US11199242B2 (en) | 2018-03-15 | 2021-12-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Bit support assembly incorporating damper for high frequency torsional oscillation |
AR123395A1 (es) | 2018-03-15 | 2022-11-30 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Amortiguadores para mitigar vibraciones de herramientas de fondo de pozo y dispositivo de aislamiento de vibración para arreglo de fondo de pozo |
US11448015B2 (en) | 2018-03-15 | 2022-09-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Dampers for mitigation of downhole tool vibrations |
WO2019178320A1 (en) * | 2018-03-15 | 2019-09-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Dampers for mitigation of downhole tool vibrations and vibration isolation device for downhole bottom hole assembly |
US10689914B2 (en) * | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Opening a wellbore with a smart hole-opener |
US10689913B2 (en) * | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Supporting a string within a wellbore with a smart stabilizer |
CN110644969B (zh) * | 2018-06-08 | 2022-09-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于辅助钻具的压力和/或扭矩与位移关系的测试装置 |
CN109356525B (zh) * | 2018-12-06 | 2020-02-11 | 西安石油大学 | 一种自动垂直钻井工具稳定平台功能调试实验装置 |
CN109854190B (zh) * | 2019-04-23 | 2024-02-13 | 安徽理工大学 | 用于液压进给结构钻机的钻孔自动计长装置的使用方法 |
BR112022004696A2 (pt) | 2019-09-12 | 2022-06-14 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Posicionamento otimizado de ferramentas amortecedoras de vibração mediante ajuste de formato do modo |
US11519227B2 (en) | 2019-09-12 | 2022-12-06 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Vibration isolating coupler for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string |
US11933108B2 (en) * | 2019-11-06 | 2024-03-19 | Black Diamond Oilfield Rentals LLC | Selectable hole trimmer and methods thereof |
US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
US11795763B2 (en) | 2020-06-11 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tools having radially extendable elements |
US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
RU2771433C1 (ru) * | 2021-04-15 | 2022-05-04 | Елена Алексеевна Тареева | Система контроля профиля дна скважины на этапах расширения при строительстве коммуникаций методом горизонтально-направленного бурения |
US11708755B2 (en) * | 2021-10-28 | 2023-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Force measurements about secondary contacting structures |
CN117948049B (zh) * | 2024-03-26 | 2024-06-07 | 山东省地质矿产勘查开发局第五地质大队(山东省第五地质矿产勘查院) | 一种地源热泵勘察施工用钻探扩孔钻具 |
Family Cites Families (145)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1678075A (en) | 1928-07-24 | Expansible rotary ttnderreamer | ||
US3123162A (en) | 1964-03-03 | Xsill string stabilizer | ||
US3126065A (en) | 1964-03-24 | Chadderdon | ||
US1406348A (en) | 1920-09-04 | 1922-02-14 | Clyde S Corrigan | Deep-well reamer |
US2069482A (en) | 1935-04-18 | 1937-02-02 | James I Seay | Well reamer |
US2177721A (en) | 1938-02-23 | 1939-10-31 | Baash Ross Tool Co | Wall scraper |
US2344598A (en) | 1942-01-06 | 1944-03-21 | Walter L Church | Wall scraper and well logging tool |
US2754089A (en) | 1954-02-08 | 1956-07-10 | Rotary Oil Tool Company | Rotary expansible drill bits |
US2758819A (en) | 1954-08-25 | 1956-08-14 | Rotary Oil Tool Company | Hydraulically expansible drill bits |
US2834578A (en) | 1955-09-12 | 1958-05-13 | Charles J Carr | Reamer |
US2882019A (en) | 1956-10-19 | 1959-04-14 | Charles J Carr | Self-cleaning collapsible reamer |
US3105562A (en) | 1960-07-15 | 1963-10-01 | Gulf Oil Corp | Underreaming tool |
US3211232A (en) | 1961-03-31 | 1965-10-12 | Otis Eng Co | Pressure operated sleeve valve and operator |
US3224507A (en) | 1962-09-07 | 1965-12-21 | Servco Co | Expansible subsurface well bore apparatus |
US3433313A (en) | 1966-05-10 | 1969-03-18 | Cicero C Brown | Under-reaming tool |
US3425500A (en) | 1966-11-25 | 1969-02-04 | Benjamin H Fuchs | Expandable underreamer |
US3556233A (en) | 1968-10-04 | 1971-01-19 | Lafayette E Gilreath | Well reamer with extensible and retractable reamer elements |
US3868995A (en) * | 1973-06-15 | 1975-03-04 | Baker Oil Tools Inc | Sub-surface safety valve |
US4403664A (en) | 1980-08-28 | 1983-09-13 | Richard Sullinger | Earth boring machine and method |
US4545441A (en) | 1981-02-25 | 1985-10-08 | Williamson Kirk E | Drill bits with polycrystalline diamond cutting elements mounted on serrated supports pressed in drill head |
US4403659A (en) | 1981-04-13 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure controlled reversing valve |
DE3219362C1 (de) | 1982-05-22 | 1983-04-21 | Wirth Maschinen- und Bohrgeräte-Fabrik GmbH, 5140 Erkelenz | Verfahren und Vorrichtung zum Niederbringen von Bohrungen |
US4413682A (en) | 1982-06-07 | 1983-11-08 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for installing a cementing float shoe on the bottom of a well casing |
US4467870A (en) * | 1982-07-06 | 1984-08-28 | Baker Oil Tools, Inc. | Fluid pressure actuator for subterranean well apparatus |
US4458761A (en) | 1982-09-09 | 1984-07-10 | Smith International, Inc. | Underreamer with adjustable arm extension |
US4491022A (en) | 1983-02-17 | 1985-01-01 | Wisconsin Alumni Research Foundation | Cone-shaped coring for determining the in situ state of stress in rock masses |
US4589504A (en) | 1984-07-27 | 1986-05-20 | Diamant Boart Societe Anonyme | Well bore enlarger |
US4660657A (en) | 1985-10-21 | 1987-04-28 | Smith International, Inc. | Underreamer |
US5373900A (en) | 1988-04-15 | 1994-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Downhole milling tool |
US4690229A (en) | 1986-01-22 | 1987-09-01 | Raney Richard C | Radially stabilized drill bit |
US4842083A (en) | 1986-01-22 | 1989-06-27 | Raney Richard C | Drill bit stabilizer |
GB8612012D0 (en) | 1986-05-16 | 1986-06-25 | Nl Petroleum Prod | Rotary drill bits |
US4693328A (en) | 1986-06-09 | 1987-09-15 | Smith International, Inc. | Expandable well drilling tool |
EP0251543B1 (en) | 1986-07-03 | 1991-05-02 | Charles Abernethy Anderson | Downhole stabilisers |
DE3711909C1 (de) | 1987-04-08 | 1988-09-29 | Eastman Christensen Co | Stabilisator fuer Tiefbohrwerkzeuge |
NO164118C (no) | 1987-07-30 | 1990-08-29 | Norsk Hydro As | Hydraulisk operert roemmer. |
US4884477A (en) | 1988-03-31 | 1989-12-05 | Eastman Christensen Company | Rotary drill bit with abrasion and erosion resistant facing |
US4862974A (en) | 1988-12-07 | 1989-09-05 | Amoco Corporation | Downhole drilling assembly, apparatus and method utilizing drilling motor and stabilizer |
FR2641320B1 (fr) | 1988-12-30 | 1991-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'actionnement a distance d'equipement comportant un systeme duse-aiguille |
US5220963A (en) | 1989-12-22 | 1993-06-22 | Patton Consulting, Inc. | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
US5343963A (en) | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
US5060736A (en) | 1990-08-20 | 1991-10-29 | Smith International, Inc. | Steerable tool underreaming system |
US5103919A (en) | 1990-10-04 | 1992-04-14 | Amoco Corporation | Method of determining the rotational orientation of a downhole tool |
CA2032022A1 (en) | 1990-12-12 | 1992-06-13 | Paul Lee | Down hole drilling tool control mechanism |
US5211241A (en) | 1991-04-01 | 1993-05-18 | Otis Engineering Corporation | Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor |
GB9109543D0 (en) | 1991-05-02 | 1991-06-26 | Bp Exploration Operating | Drilling system |
US5375662A (en) | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
US5553678A (en) | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
US5139098A (en) | 1991-09-26 | 1992-08-18 | John Blake | Combined drill and underreamer tool |
US5265684A (en) | 1991-11-27 | 1993-11-30 | Baroid Technology, Inc. | Downhole adjustable stabilizer and method |
GB9204910D0 (en) | 1992-03-05 | 1992-04-22 | Ledge 101 Ltd | Downhole tool |
AU2256992A (en) | 1992-04-03 | 1993-11-08 | Tiw Corporation | Hydraulically actuated liner hanger arrangement and method |
NO178938C (no) | 1992-04-30 | 1996-07-03 | Geir Tandberg | Anordning for utvidelse av borehull |
US5318137A (en) | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Method and apparatus for adjusting the position of stabilizer blades |
US5318138A (en) | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Adjustable stabilizer |
US5332048A (en) | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
US5560440A (en) | 1993-02-12 | 1996-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components |
US5361859A (en) | 1993-02-12 | 1994-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable gage bit for drilling and method of drilling |
US5305833A (en) | 1993-02-16 | 1994-04-26 | Halliburton Company | Shifting tool for sliding sleeve valves |
US5887655A (en) | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
US5394951A (en) | 1993-12-13 | 1995-03-07 | Camco International Inc. | Bottom hole drilling assembly |
US5425423A (en) | 1994-03-22 | 1995-06-20 | Bestline Liner Systems | Well completion tool and process |
US6196336B1 (en) | 1995-10-09 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for drilling boreholes in earth formations (drilling liner systems) |
FR2740508B1 (fr) | 1995-10-31 | 1997-11-21 | Elf Aquitaine | Stabilisateur realeseur pour le forage d'un puits petrolier |
US5740864A (en) | 1996-01-29 | 1998-04-21 | Baker Hughes Incorporated | One-trip packer setting and whipstock-orienting method and apparatus |
AU722886B2 (en) | 1996-04-18 | 2000-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulating valve responsive to fluid flow rate therethrough and associated methods of servicing a well |
US5735345A (en) | 1996-05-02 | 1998-04-07 | Bestline Liner Systems, Inc. | Shear-out landing adapter |
US5787999A (en) | 1996-07-01 | 1998-08-04 | Holte; Ardis L. | Drill bit with set of underreamer arms |
US6041860A (en) | 1996-07-17 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores |
GB2353055B (en) | 1996-07-17 | 2001-04-04 | Baker Hughes Inc | Downhole service tool |
US5743331A (en) | 1996-09-18 | 1998-04-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling system |
US6059051A (en) | 1996-11-04 | 2000-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Integrated directional under-reamer and stabilizer |
US6609579B2 (en) | 1997-01-30 | 2003-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assembly with a steering device for coiled-tubing operations |
US6039131A (en) | 1997-08-25 | 2000-03-21 | Smith International, Inc. | Directional drift and drill PDC drill bit |
US5967247A (en) | 1997-09-08 | 1999-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Steerable rotary drag bit with longitudinally variable gage aggressiveness |
US6070677A (en) | 1997-12-02 | 2000-06-06 | I.D.A. Corporation | Method and apparatus for enhancing production from a wellbore hole |
US6920944B2 (en) | 2000-06-27 | 2005-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for drilling and reaming a borehole |
US6213226B1 (en) | 1997-12-04 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling assembly and method |
US6000479A (en) * | 1998-01-27 | 1999-12-14 | Western Atlas International, Inc. | Slimhole drill system |
GB9810321D0 (en) | 1998-05-15 | 1998-07-15 | Head Philip | Method of downhole drilling and apparatus therefore |
US6131675A (en) | 1998-09-08 | 2000-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Combination mill and drill bit |
US6378632B1 (en) | 1998-10-30 | 2002-04-30 | Smith International, Inc. | Remotely operable hydraulic underreamer |
US6289999B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-09-18 | Smith International, Inc. | Fluid flow control devices and methods for selective actuation of valves and hydraulic drilling tools |
CA2350143C (en) | 1998-11-10 | 2006-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Self-controlled directional drilling systems and methods |
US6189631B1 (en) | 1998-11-12 | 2001-02-20 | Adel Sheshtawy | Drilling tool with extendable elements |
GB9825425D0 (en) | 1998-11-19 | 1999-01-13 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
CA2271401C (en) | 1999-02-23 | 2008-07-29 | Tesco Corporation | Drilling with casing |
GB2347443B (en) | 1999-03-05 | 2003-03-26 | Cutting & Wear Resistant Dev | Adjustable down-hole tool |
US6109372A (en) | 1999-03-15 | 2000-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable well drilling system utilizing hydraulic servo-loop |
GB9906114D0 (en) | 1999-03-18 | 1999-05-12 | Camco Int Uk Ltd | A method of applying a wear-resistant layer to a surface of a downhole component |
US6679328B2 (en) | 1999-07-27 | 2004-01-20 | Baker Hughes Incorporated | Reverse section milling method and apparatus |
US6460631B2 (en) | 1999-08-26 | 2002-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with reduced exposure of cutters |
US6668949B1 (en) | 1999-10-21 | 2003-12-30 | Allen Kent Rives | Underreamer and method of use |
CA2327920C (en) | 1999-12-10 | 2005-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for simultaneous drilling and casing wellbores |
US6427783B2 (en) | 2000-01-12 | 2002-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Steerable modular drilling assembly |
OA12390A (en) * | 2000-03-02 | 2006-04-18 | Shell Int Research | Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator. |
US6325151B1 (en) | 2000-04-28 | 2001-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Packer annulus differential pressure valve |
US6668936B2 (en) | 2000-09-07 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control system for downhole tools |
GB0029939D0 (en) | 2000-12-07 | 2001-01-24 | Global Tools Ltd | Reaming tool with radially extending blades |
US7451836B2 (en) | 2001-08-08 | 2008-11-18 | Smith International, Inc. | Advanced expandable reaming tool |
US6470977B1 (en) | 2001-09-18 | 2002-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Steerable underreaming bottom hole assembly and method |
US6655460B2 (en) | 2001-10-12 | 2003-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus to control downhole tools |
US7066284B2 (en) | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US6732817B2 (en) | 2002-02-19 | 2004-05-11 | Smith International, Inc. | Expandable underreamer/stabilizer |
US7513318B2 (en) | 2002-02-19 | 2009-04-07 | Smith International, Inc. | Steerable underreamer/stabilizer assembly and method |
US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
US7303022B2 (en) | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
US7084782B2 (en) | 2002-12-23 | 2006-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill string telemetry system and method |
RU2234584C1 (ru) | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Расширитель скважин |
GB0309906D0 (en) | 2003-04-30 | 2003-06-04 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
US7493971B2 (en) | 2003-05-08 | 2009-02-24 | Smith International, Inc. | Concentric expandable reamer and method |
US7287604B2 (en) | 2003-09-15 | 2007-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Steerable bit assembly and methods |
US7306056B2 (en) | 2003-11-05 | 2007-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Directional cased hole side track method applying rotary closed loop system and casing mill |
US7395882B2 (en) | 2004-02-19 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Casing and liner drilling bits |
US7757784B2 (en) | 2003-11-17 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Drilling methods utilizing independently deployable multiple tubular strings |
US20050126826A1 (en) | 2003-12-12 | 2005-06-16 | Moriarty Keith A. | Directional casing and liner drilling with mud motor |
WO2005066452A1 (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-21 | Noble Drilling Services, Inc. | Turbine generator system and method |
US7054750B2 (en) * | 2004-03-04 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system to model, measure, recalibrate, and optimize control of the drilling of a borehole |
GB2412388B (en) * | 2004-03-27 | 2006-09-27 | Schlumberger Holdings | Bottom hole assembly |
US7283910B2 (en) | 2004-07-15 | 2007-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Incremental depth measurement for real-time calculation of dip and azimuth |
US7708086B2 (en) | 2004-11-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Modular drilling apparatus with power and/or data transmission |
JP4020208B2 (ja) * | 2004-11-30 | 2007-12-12 | 三菱電機株式会社 | 流量測定装置 |
GB2438333B (en) | 2005-01-31 | 2008-12-17 | Baker Hughes Inc | Apparatus and method for mechanical caliper measurements during drilling and logging-while-drilling operations |
WO2006112763A1 (en) | 2005-04-21 | 2006-10-26 | Loef Uno | Drilling tool and method for down-the-hole drilling |
US20060237234A1 (en) | 2005-04-25 | 2006-10-26 | Dennis Tool Company | Earth boring tool |
US7481280B2 (en) | 2005-06-20 | 2009-01-27 | 1243939 Alberta Ltd. | Method and apparatus for conducting earth borehole operations using coiled casing |
US20070005251A1 (en) | 2005-06-22 | 2007-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Density log without a nuclear source |
US7272504B2 (en) | 2005-11-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Real-time imaging while drilling |
US7506703B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-03-24 | Smith International, Inc. | Drilling and hole enlargement device |
GB2449594B (en) | 2006-03-02 | 2010-11-17 | Baker Hughes Inc | Automated steerable hole enlargement drilling device and methods |
US8875810B2 (en) | 2006-03-02 | 2014-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Hole enlargement drilling device and methods for using same |
US8220540B2 (en) | 2006-08-11 | 2012-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for estimating loads and movements of members downhole |
CA2997840A1 (en) * | 2006-09-27 | 2008-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitor and control of directional drilling operations |
US7966874B2 (en) | 2006-09-28 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Multi-resolution borehole profiling |
US7900717B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth boring applications |
GB2447225B (en) | 2007-03-08 | 2011-08-17 | Nat Oilwell Varco Lp | Downhole tool |
CN101743376B (zh) * | 2007-06-05 | 2013-05-08 | 哈里伯顿能源服务公司 | 灵敏式有线扩孔器 |
US10416330B2 (en) | 2008-02-27 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Composite transducer for downhole ultrasonic imaging and caliper measurement |
US7882905B2 (en) * | 2008-03-28 | 2011-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and method of using same |
US8205689B2 (en) * | 2008-05-01 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and method of using same |
GB2465504C (en) | 2008-06-27 | 2019-12-25 | Rasheed Wajid | Expansion and sensing tool |
US8327954B2 (en) * | 2008-07-09 | 2012-12-11 | Smith International, Inc. | Optimized reaming system based upon weight on tool |
GB2476653A (en) | 2009-12-30 | 2011-07-06 | Wajid Rasheed | Tool and Method for Look-Ahead Formation Evaluation in advance of the drill-bit |
BR112012029552A2 (pt) | 2010-05-21 | 2017-07-25 | Smith International | conjunto de ferramenta dentro do poço |
US9068407B2 (en) | 2012-05-03 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assemblies including expandable reamers and expandable stabilizers, and related methods |
-
2010
- 2010-01-19 US US12/689,452 patent/US8875810B2/en active Active
- 2010-01-28 GB GB1111847.8A patent/GB2479298C/en active Active
- 2010-01-28 WO PCT/US2010/022341 patent/WO2010088339A2/en active Application Filing
- 2010-01-28 NO NO20111005A patent/NO345770B1/no unknown
- 2010-01-28 BR BRPI1007541A patent/BRPI1007541A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-11-04 US US14/532,549 patent/US9482054B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2010088339A2 (en) | 2010-08-05 |
US20150053484A1 (en) | 2015-02-26 |
US8875810B2 (en) | 2014-11-04 |
US20100139981A1 (en) | 2010-06-10 |
GB201111847D0 (en) | 2011-08-24 |
GB2479298B (en) | 2013-12-25 |
WO2010088339A3 (en) | 2010-11-18 |
US9482054B2 (en) | 2016-11-01 |
GB2479298C (en) | 2015-09-16 |
GB2479298A (en) | 2011-10-05 |
NO345770B1 (no) | 2021-07-26 |
BRPI1007541A2 (pt) | 2016-02-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20111005A1 (no) | Hullutvidelses-boreanordning og fremgangsmater for anvendelse av denne | |
US9187959B2 (en) | Automated steerable hole enlargement drilling device and methods | |
US11396802B2 (en) | Intelligent reamer for rotary/sliding drilling system and method | |
US8360172B2 (en) | Steering device for downhole tools | |
US7866415B2 (en) | Steering device for downhole tools | |
US10907465B2 (en) | Closed-loop drilling parameter control | |
US9068407B2 (en) | Drilling assemblies including expandable reamers and expandable stabilizers, and related methods | |
CN104781502B (zh) | 调整钻压和平衡相位的系统和方法 | |
CN111133169B (zh) | 具有下行链路激活的内部和外部井下结构 | |
US8973676B2 (en) | Active equivalent circulating density control with real-time data connection | |
CN111108261B (zh) | 在随钻扩孔操作期间的井下工具的自动优化 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US |