NO317534B1 - Fremgangsmate ved boring - Google Patents
Fremgangsmate ved boring Download PDFInfo
- Publication number
- NO317534B1 NO317534B1 NO20013584A NO20013584A NO317534B1 NO 317534 B1 NO317534 B1 NO 317534B1 NO 20013584 A NO20013584 A NO 20013584A NO 20013584 A NO20013584 A NO 20013584A NO 317534 B1 NO317534 B1 NO 317534B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling
- drill string
- formation
- pressure
- drilling fluid
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 118
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 88
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 69
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 11
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 50
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/02—Fluid rotary type drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
Description
FREMGANGSMÅTE VED BORING
Den herværende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte ved boring samt en boreanordning. Utførelser av oppfinnelsen vedrø-rer en fremgangsmåte ved boring og boreanordning hvor den ef-fektive sirkulasjonsdensitet (ECD) for borevæske (eller bore-"slam") som står i forbindelse med en hydrokarbonførende formasjon, er lavere enn det som ville være tilfellet ved en tradisjonell boreoperasjon. Oppfinnelsen vedrører også en anordning for å redusere opphopningen av borekaks eller andre faststoffer i et borehull under en boreoperasjon; samt en fremgangsmåte for å utføre underbalansert boring.
Ved boring av borehuller for utvinning av hydrokarbon, er det vanlig praksis å sirkulere borevæske eller "slam" nede i borehullet: boreslam pumpes fra overflaten og ned gjennom en rørformet borestreng til borekronen hvor slammet forlater borestrengen gjennom spyleåpninger og returnerer til overflaten via ringrommet mellom borestrengen og borehullsveggen. Slammet smører og kjøler borekronen, støtter veggene i det ufor-ede borehull og fører løsrevne steinpartikler eller borekaks bort fra borekronen og til overflaten.
I de senere år har brønners avvik, dybde og lengde økt, og under boring kan slammet bli sirkulert gjennom et flere kilo-meter langt borehull. Trykktap oppstår i slammet når dette strømmer gjennom borestrengen, brønnmotorene, spyleåpningene og deretter passerer tilbake til overflaten gjennom ringrommet og omkring stabilisatorer, sentreringsenheter og lignende. Dette kommer i tillegg til trykktap knyttet til naturlig friksjon som oppstår ved hvilket som helst strømmende fluid.
Likeledes har trykket i boreslammet ved borekronen, og aller viktigst rundt den hydrokarbonførende formasjon, vært til-bøyelig til å stige etter hvert som brønndybde, -lengde og -avvik øker; under sirkulasjon er trykket over formasjonen summen av det hydrostatiske trykk knyttet til slamsøylens høyde og densitet over formasjonen, og det tilleggstrykk som er nødvendig for å overvinne strømningsmotstanden som oppstår når slammet returnerer til overflaten gjennom ringrommet. Slamtrykket ved borekronen må selvsagt også være tilstrekke-lig til å sikre at slammets strømningshastighet gjennom ringrommet opprettholder medbringelsen av borekaksen.
Slamtrykket i et borehull uttrykkes ofte som effektiv sirkulasjonsdensitet (ECD) som fremstilles som forholdet mellom slamvekten eller -trykket og vekten av en tilsvarende vann-søyle. Det hydrostatiske trykk eller ECD ved en borekrone kan således være omkring 1,05, mens slamtrykket eller ECD-en under sirkulering kan være så høy som 1,55.
Det er nå slik at ECD for boreslammet ved den nedre ende av borehullet, hvor borehullet skjærer de hydrokarbonførende formasjoner, setter en grense for lengden og dybden på borehull som kan bores, og reservoarer som det kan opprettes tilgang til. I tillegg til mekaniske hensyn, slik som det topp-drevne rotasjonssystems dreiemomentstørrelser og borerørs-styrke, kan økningen i ECD ved formasjonen nå et nivå hvor slammet skader formasjonen og særlig reduserer formasjonens produktivitet. Under boring fortrekkes det vanligvis at slamtrykket er høyere enn fluidtrykket i den hydrokarbonførende formasjon, slik at formasjonsfluidet ikke strømmer inn i borehullet. Dersom differansetrykket overskrider et visst nivå, kjent som bruddgradienten, vil imidlertid slammet bryte opp formasjonen og begynne å strømme inn i formasjonen. I tillegg til tap av borevæske, påvirker oppbryting også en formasjons produksjonsevne. Det er gjort forsøk på å minimere virkninge-ne av oppbryting ved å injisere materialer og sammensetninger i borehullet for å tette porene i formasjonen. Dette øker imidlertid borekostnadene, har ofte begrenset effektivitet og er tilbøyelig til å redusere formasjonens produksjonsevne.
Høyt slamtrykk har også en rekke uønskede virkninger på effektiviteten ved boring. I awiksborehull kan borestrengen ligge i kontakt med borehullsveggen, og dersom borehullet skjærer en formasjon med lavere trykk, vil det væsketrykk som virker på resten av strengen, være tilbøyelig til å skyve strengen mot borehullsveggen, hvilket øker motstanden på strengen betydelig; dette kan føre til det som er kjent som "fastsuging".
Det er også blitt antydet at høyt slamtrykk ved borekronen reduserer effektiviteten ved boring, og dette problem er blitt behandlet i amerikanske patenter nr. 4,049,066 (Richey) og 4,744,426 (Reed), hvis beskrivelser innbefattes i dette skrift gjennom henvisning. Begge dokumenter beskriver til-veiebringelse av pumpe- eller viftearrangementer i ringrommet bakenfor borekronen, drevet av slam som passerer gjennom borestrengen, hvilket reduserer slamtrykket ved borekronen. Det er antydet at de beskrevne arrangementer forbedrer spylingen og dermed oppløftingen av borekaks.
En annen fremgangsmåte for å redusere slamtrykket ved borekronen er å forbedre borestrengens utforming for å minimere trykktap i ringrommet, og amerikansk patent nr. 4,823,891 (Hommani m/fl.) beskriver en stabilisatorutforming som tar sikte på å minimere trykktap i ringrommet og således gjøre det mulig å oppnå en ønsket slamstrømning med lavere innledende slamtrykk.
Det er også kjent å lufte boreslam, f.eks. ved tilsetting av nitrogengass, men apparatet som er nødvendig for å gjennomfø-re denne prosedyre er relativt kostbart, suspenderingen av kaks er dårlig, og sirkuleringen av tofasede fluider er prob-lematisk. Nærværet av lavdensitetsgass i slammet kan også gjøre det vanskelig å "drepe" en brønn i tilfelle en ukont-rollert innstrømning av hydrokarbonfluider i brønnhullet.
Det er blant formålene med utførelser av den herværende oppfinnelse å forebygge eller lette disse og andre vanskelighe-ter knyttet til boreoperasjoner.
Ifølge den herværende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte ved boring, hvor en borekrone er montert på en rørformet borestreng som strekker seg gjennom et borehull, hvilken fremgangsmåte omfatter: boring av et borehull som strekker seg gjennom en formasjon som inneholder fluid ved et forhåndsbestemt trykk; sirkulering av borevæske ned gjennom borestrengen slik at den strømmer ut fra strengen ved eller i tilstøting til kronen og deretter opp gjennom et ringrom mellom strengen og borehullsveggen; og tilføring av energi til borevæsken i ringrommet på et sted ovenfor nevnte formasjon, slik at trykket i borevæsken ovenfor nevnte sted er høyere enn trykket i borevæsken nedenfor nevnte sted, og det er et forhåndsbestemt differensial mellom trykket i formasjonsfluidet og trykket i den borevæske som står i forbindelse med formasjonen.
Oppfinnelsen vedrører også en anordning til bruk ved gjennom-føring av denne fremgangsmåte.
Fremgangsmåten ifølge den herværende oppfinnelse tillater trykket i den borevæske som står i forbindelse med formasjonen, typisk en hydrokarbonførende formasjon, å bli holdt på et relativt lavt nivå, selv i relativt dype eller sterkt av-vikende borehull, mens trykket i borevæsken ovenfor formasjonen kan holdes på et høyere nivå for å lette sirkuleringen av borevæske og medføringen av kaks.
Trykkforskjellen mellom borevæsketrykket og formasjonsfluidtrykket, som sannsynligvis vil ha blitt bestemt gjennom tidligere undersøkelser, kan velges slik at borevæsketrykket er høyt nok til å hindre formasjonsfluidet fra å strømme inn i borehullet, men det er ikke så høyt at det bryter opp eller på annen måte skader formasjonen. I visse utførelser kan differansetrykket varieres under en boreoperasjon for å tilpas-ses ulike forhold, for eksempel kan det innledende differansetrykk styres til å bidra til dannelse av en passende fil-terkake. Alternativt kan borevæsketrykket velges slik at det er lavere enn formasjonsfluidtrykket, dvs. at oppfinnelsen kan benyttes til å utføre "underbalanse"-boring; i dette tilfelle kan den returnerende borevæske føre formasjonsfluid, hvilket kan bli skilt fra borevæsken på overflaten.
Borevæsken blir fortrinnsvis tilført energi gjennom i det minste ett pumpe- eller viftearrangement. Mest fortrinnsvis drives pumpen av den væske som strømmer ned gjennom borestrengen, slik som i arrangementene beskrevet i amerikanske patenter nr. 4,049,066 og 4,744,426. Væskedrevne brønnpumper produseres også av Weir Pumps Limited of Cathcart, Glasgow, Storbritannia. Den foretrukne pumpeform benytter et turbindrev, dvs. at væsken ledes gjennom dyser inn på turbinbladene som roteres for å drive et egnet løpehjul som virker på væsken i ringrommet. Slikt turbindrev kan fås under varemerket TurboMac fra Rotech of Aberdeen, Storbritannia. Når den foretrukne pumpeform benyttes, vil det innledende pumpetrykk på overflaten være relativt høyt, idet det for å drive pumpen tas energi fra væsken mens denne strømmer ned gjennom strengen. I andre utførelser kan det alternativt være mulig for pumpen å bli drevet av en brønnmotor, å være elektrisk drevet eller faktisk bli drevet med hvilket som helst egnet middel, slik som fra borestrengens rotasjon.
Det kan tilføres energi i borevæsken i ringrommet på et sted i tilstøting til borekronen, men den vil mer sannsynlig bli tilført på et sted i avstand fra borekronen for å tillate borehullet å bli boret-gjennom formasjonen og likevel sikre at væsken med høyere trykk ovenfor nevnte sted befinner seg i avstand fra formasjonen.
I én utførelse av oppfinnelsen kan en andel av den sirkulerende borevæske tillates å strømme direkte fra boringen i borestrengen til ringrommet ovenfor formasjonen, og slik strøm-ningsavleding kan være særlig nyttig i borehuller med varier-ende diameter, hvor endringene i diameter typisk er trinnvise økninger i boringsdiameter. Når boringsdiameteren øker, vil strømningshastigheten for borevæske i ringrommet vanligvis avta, og tilleggsvolumet av væske som strømmer direkte fra borestrengens boring til ringrommet, bidrar til å oppretthol-de strømningshastighet og kaksmedføring. Dette kan oppnås ved å tilveiebringe én eller flere omløpsoverganger i strengen. Omløpsovergangene kan være selektivt betjenbare for å tilveiebringe væskeomløp bare når dette ansees nødvendig eller ønskelig.
Borestrengen kan også innbefatte middel for å isolere seksjoner av enten/både borestrengens boring eller/og ringrommet når det ikke finnes noen væskesirkulasjon. Dette er særlig viktig når trykket i den sirkulerende borevæske ved formasjonen er lavere enn hydrostatisk trykk; isoleringsmidlet vil bære væskesøylen over formasjonen, hvilket tillater de lave-religgende seksjoner av borehullet å bli holdt ved relativt lavt trykk. Alternativt, eller i tillegg, kan isoleringsmidlet tjene til å hindre fluidstrømning fra formasjonen og deretter opp gjennom borehullet ved underbalansebetingelser. Isoleringsmidlet kan være i form av én eller flere ventiler, pakninger, "swab cups" eller lignende.
Borestrengen kan også være forsynt med midler for å omrøre borekaks i ringrommet, slik som piskestavene beskrevet i amerikansk patent nr. 5,651,420 (Tibbits m/fl.), hvis beskrivelse innbefattes i dette skrift gjennom henvisning.
Tibbits m/fl. foreslår å montere piskestaver på elementer av borestrengen, hvilke piskestaver aktiveres gjennom roteringen av borestrengen eller strømningen av borevæske rundt piskestavene. Mest fortrinnsvis er imidlertid omrøringsmidlene montert på et legeme som kan roteres i forhold til strengen. Legemet drives fortrinnsvis til å rotere av drivmidler akti-vert av strømmen av borevæske gjennom strengen, men kan drives av andre midler. Dette trekk kan være tilveiebrakt i kom-binasjon med eller uavhengig av hovedaspektet ved oppfinnelsen.
Disse og andre aspekter ved den herværende oppfinnelse vil nå bli beskrevet, bare som eksempel, under henvisning til de medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av en tradisjonell brønnboringsoperasjon; Fig. 2 er en graf som illustrerer trykket i sirkulerende boreslam på ulike steder i borehullet på fig. 1; Fig. 3 er en skjematisk illustrasjon av en brønnboringsopera-sjon ifølge en utførelse av den herværende oppfinnelse; Fig. 4 er et forstørret snittriss av et pumpearrangement på fig. 3; og Fig. 5 er en graf som illustrerer trykket i sirkulerende boreslam på ulike steder i borehullet ved en boreoperasjon i-følge en utførelse av den herværende oppfinnelse.
Det vises først til fig. 1 på tegningene, hvilken illustrerer en tradisjonell boreoperasjon. En roterende borestreng 12 strekker seg gjennom et borehull 14, og boreslam pumpes fra overflaten og ned gjennom borestrengen 12 for å strømme ut av strengen gjennom spyleåpninger i en borekrone 16, og returnerer til overflaten via et ringrom 17 mellom strengen 12 og borehullsveggen.
Det vises nå også til fig. 2 på tegningene, hvilken er en skissegraf av trykket i boreslammet på ulike steder i borehullet 14 som illustrert på fig. 1. Slammet strømmer inn i borestrengen ved overflaten med et relativt høyt trykk Pi, og strømmer ut fra kronen 16 med et lavere trykk P2, hvilket av-speiler trykktapene som har oppstått gjennom slammets passa-sje gjennom strengen 12 og kronen 16. Boreslammet returnerer til overflaten via ringrommet 17 og når overflaten med nær atmosfærisk trykk P3.
Fig. 3 på tegningene illustrerer en boreoperasjon i overens-stemmelse med en utførelse av et første aspekt ved den herværende oppfinnelse, idet en borestreng 32 er vist plassert i et borehull som skjærer en hydrokarbonførende formasjon 33.
Montert på borestrengen 32 finnes to pumpesammenstillinger 34, 36 som tjener til å understøtte strømningen av boreslam gjennom ringrommet og å tillate reduksjon av ECD på ulike steder i borehullet, idet den nederste pumpe 36 er plassert ovenfor formasjonen 33. En av pumpene 34 er vist skjematisk på tegningenes fig. 4 og omfatter en turbinmotorseksjon 46 slik den er å få under varemerket TurboMac fra Rotech of Aberdeen, Storbritannia, og en pumpeseksjon 48. Motorseksjo-nen 46 er innrettet til å drives av strømmen av slam nedover i borehullet gjennom en strengboring 44, idet motorseksjonens 46 rotasjon overføres til pumpeseksjonen 48 som omfatter bla-der som strekker seg inn i et ringrom 50. Pumpebladene er innrettet til å tilføre energi til slammet i ringrommet 50, hvorved trykket i slammet øker, idet dette passerer over pumpeseksjonen 48.
Fig. 5 er en skissegraf over trykket i det sirkulerende boreslam ved en boreoperasjon som benytter én enkelt pumpesammenstilling 36 som beskrevet på fig. 4, hvor pumpen 36 er plassert slik i strengen at pumpen 36 blir værende over den hyd-rokarbonf ørende formasjon under boreoperasjonen. Den heltruk-ne linje er den samme som den på grafen på fig. 2 og illustrerer det sirkulerende slams trykkprofil ved en sammenlignbar tradisjonell brønnboringsoperasjon. Den stiplede linje illustrerer virkningen på det sirkulerende slams trykk, hvilket er resultatet av tilveiebringelsen av en pumpesammenstilling 36 i borestrengen, slik det vil bli beskrevet. På overflaten må slamtrykket være høyere enn tradisjonelt, vist ved punktet 52, og faller deretter gradvis på grunn av trykktap til punkt 54 hvor væsken i borestrengen passerer gjennom pumpeturbinmo-torseksjonen 46 og overfører energi til væsken i ringrommet
50, slik det avspeiles gjennom det hurtige trykktap til punkt 56. Når slammet strømmer ut fra borestrengen ved borekronen er det tydelig at slammets trykk eller ECD ved et punkt 58 er lavere enn hva som ville være tilfellet ved en tradisjonell boreoperasjon, til tross for det høyere innledende slamtrykk 52. Når returslammet passerer opp gjennom ringrommet 50, mis-ter det gradvis trykk til det når pumpen 36, ved punkt 60, hvoretter det mottar et energitilskudd i form av en trykkfor-sterkning 62 for å sikre at slammet vil strømme til overflaten med kaksen ført med i slamstrømmen. Som ved en tradisjonell boreoperasjon, strømmer slammet ut fra strengen med nær atmosfærisk trykk ved punkt 64.
Trykket av fluidet i formasjonen 33 vil ha blitt bestemt tidligere gjennom undersøkelser, og stedet for pumpen 36 samt slamtrykket mellom punktene 58, 60 velges slik at det er et forhåndsbestemt differansetrykk mellom borevæsketrykket og formasjonsfluidtrykket. Under de fleste omstendigheter vil borevæsketrykket velges å være høyere enn formasjonsfluidtrykket for å hindre eller minimere strømningen av formasjonsfluid inn i borehullet, men ikke så høyt at det forårsa-ker skade på formasjonen, dvs. i det minste under bruddgradienten.
Det kan således sees at den herværende oppfinnelse tilveie-bringer et middel hvorved ECD-en i det avsnitt av borehullet som skjærer den hydrokarbonførende formasjon, effektivt kan reduseres eller kontrolleres for å tilveiebringe et forhåndsbestemt trykk mellom borevæsken og formasjonsfluidet uten be-hov for å redusere slamtrykket noe annet sted i borehullet eller uten innvirkning på borekaksmedføringen. Evnen til å redusere og kontrollere ECD-en i det boreslam som står i forbindelse med den hydrokarbonførende formasjon, tillater boring av dypere og lengre brønner, mens forekomsten av forma-sjonsskade reduseres eller forebygges og vil redusere eller forebygge behovet for formasjonsporepluggende materialer, hvorved borekostnadene reduseres og hydrokarbonproduksjonen fra formasjonen forbedres.
Det skal forstås at den foranstående beskrivelse bare er til illustrasjonsformål, og at ulike modifiseringer og forbed-ringer kan foretas på anordningen og fremgangsmåten beskrevet i dette skrift uten at man går ut over oppfinnelsens ramme. For eksempel kan pumpesammenstillingene drives elektrisk eller hydraulisk og kan aktiveres bare når trykket i boreslammet som står i forbindelse med formasjonen, stiger over et forhåndsbestemt trykk; et forhåndsbestemt detektert trykk kan aktivere et væskeomløp som bevirker at væske ledes til å drive en egnet pumpesammenstilling.
Claims (31)
1. Fremgangsmåte ved boring hvor en borekrone (16) er montert på en rørformet borestreng (12, 32) som strekker seg gjennom et borehull (14), hvor fremgangsmåten omfatter: - boring av et borehull (14) som strekker seg gjennom en formasjon (33) som inneholder fluid ved et forhåndsbestemt trykk; og - sirkulering av borevæske ned gjennom borestrengen (12, 32) for utstrømning fra borestrengen (12, 32) ved eller i tilstøting til dennes nedre ende og deretter passering oppover gjennom et ringrom (17, 50) mellom borestrengen (12, 32) og borehullet (14) sin vegg, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter: - tilføring av energi til borevæsken i ringrommet (17, 50) på et sted (60) ovenfor nevnte formasjon (33), hvilket øker trykket i borevæsken ovenfor nevnte sted (60) og samtidig reduserer borevæsketrykket nedenfor nevnte sted (60), og det foreligger en forhåndsbestemt trykkforskjell mellom trykket i formasjonsfluidet og borevæsketrykket ved formasjonen (33).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at trykkforskjellen mellom borevæsketrykket nedenfor energitilføringsstedet (60) og formasjonsfluidtrykket velges slik at borevæsketrykket er høyt nok til å hindre formasjonsfluidet i å strømme inn i borehullet (14), men ikke er så høyt at det skader formasjonen (33).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at borevæsketrykket ovenfor nevnte sted (60) er høyere enn borevæsketrykket ved formasjonen (33).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at borevæsketrykket ved formasjonen (33) er lavere enn formasjonsfluidtrykket.
5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1, 2, 3 eller 4, karakterisert ved at formasjonen (33) er en hydrokarbonførende formasjon.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregåen-de krav, karakterisert ved at f luidtryk-ket i formasjonen (33) bestemmes gjennom en tidligere må-ling.
7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 6, karakterisert ved at det tilføres energi til borevæsken på nevnte sted (60) via i det minste ett pumpearrangement (34, 36).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at pumpearrangementet (34, 36) drives av væsken som strømmer gjennom borestrengen (12, 32).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at pumpearrangementet (34, 36) drives elektrisk.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at pumpearrangementet (34, 36) drives av borestrengen (12, 32) sin rotasjon.
11. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregåen-de krav, karakterisert ved at en andel av den sirkulerende borevæske strømmer direkte fra borestrengen (12, 32) sin boring (44) til ringrommet (17, 50) ovenfor nevnte sted (60).
12. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregåen-de krav, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter isolering av seksjoner av minst ett av følgende områder i borehullet (14): (i) nevnte ringrom (17, 50) og (ii) borestrengen (12, 32) sin boring (44) når det ikke foregår noen væskesirkulasjon i borehullet (14), slik at borevæsketrykket i nevnte seksjoner kan holdes relativt lavt.
13. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregåen-de krav, karakterisert ved at trykket i den sirkulerende borevæske ved formasjonen (33) er lavere enn hydrostatisk trykk.
14. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregåen-de krav, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter omrøring av borekaks i ringrommet (17, 50).
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at borekakset omrøres av omrøringselementer som drives av borevæskestrømmen gjennom borestrengen (12, 32) .
16. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregåen-de krav, karakterisert ved at nevnte sted (60) anbringes i avstand fra den nedre ende av borestrengen (12, 32).
17. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregåen-de krav, karakterisert ved at energi til-føres borevæsken ved flere steder (60) i ringrommet (17, 50) .
18. Boreanordning som skal opprette tilgang til en underjor-disk formasjon som inneholder fluid ved et forhåndsbestemt trykk, hvor anordningen omfatter: - en borekrone (16) som er montert på en rørformet borestreng (12, 32), og som skal strekke seg gjennom et borehull (14) og bore gjennom en formasjon (33) som inneholder fluid ved et forhåndsbestemt trykk; - et middel for sirkulering av borevæske ned gjennom borestrengen (12, 32) for utstrømning fra borestrengen (12, 32) ved eller i tilstøting til borekronen (16), og deretter oppover gjennom et ringrom (17, 50) mellom borestrengen (12, 32) og borehullet (14) sin vegg, karakterisert ved at anordningen videre omfatter: - et middel (34, 36) for tilføring av energi til borevæsken i ringrommet (17, 50) ovenfor nevnte formasjon (33), hvilket øker trykket i borevæsken ovenfor nevnte middel (34, 36) og samtidig reduserer borevæsketrykket nedenfor nevnte middel (34, 36), og det foreligger en forhåndsbestemt trykkforskjell mellom trykket i formasjonsfluidet og borevæsketrykket ved formasjonen (33).
19. Boreanordning ifølge krav 18, karakterisert ved at nevnte energitilføringsmiddel (34, 36) er i det minste ett pumpearrangement montert på borestrengen (12, 32) .
20. Boreanordning ifølge krav 19, karakterisert ved at pumpearrangementet (34, 36) er tilpasset til a drives av væsken som strømmer gjennom borestrengen (12, 32) .
21. Boreanordning ifølge krav 20, karakterisert ved at pumpearrangementet (34, 36) omfatter et turbindrev (46).
22. Boreanordning ifølge krav 19, karakterisert ved at pumpearrangementet (34, 36) er et elektrisk drevet pumpearrangement.
23. Boreanordning ifølge krav 19, karakterisert ved at pumpearrangementet (34, 36) er tilpasset til å drives gjennom rotering av borestrengen (12, 32).
24. Boreanordning ifølge et hvilket som helst av kravene 18 til 23, karakterisert ved at borestrengen (12, 32) omfatter et middel for å lede en andel av den sirkulerende borevæske direkte fra borestrengen (12, 32) sin boring (44) til ringrommet (17, 50) ovenfor nevnte energitilføringsmiddel (34, 36).
25. Boreanordning ifølge krav 24, karakterisert ved at nevnte middel for å lede en andel av den sirkulerende borevæske direkte fra borestrengen (12, 32) sin boring (44) til ringrommet (17, 50) ovenfor nevnte ener-gitilf øringsmiddel (34, 36) er et omløpsverktøy.
26. Boreanordning ifølge et hvilket som helst av kravene 18 til 25, karakterisert ved at anordningen videre omfatter et middel for isolering av seksjoner av minst ett av følgende områder i borehullet (14): (i) nevnte ringrom (17, 50) og (ii) borestrengen (12, 32) sin boring (44) når det ikke foregår noen væskesirkulasjon i borehullet (14).
27. Boreanordning ifølge krav 26, karakterisert ved at det isolerende middel omfatter minst én ventil.
28. Boreanordning ifølge et hvilket som helst av kravene 18 til 27, karakterisert ved at anordningen videre omfatter et middel for å omrøre borekaks i ringrommet (17, 50).
29. Boreanordning ifølge krav 28, karakterisert ved at omrøringsmidlet er montert på et legeme som er roterbart i forhold til borestrengen (12, 32) og drives av borevæskestrømmen gjennom borestrengen(12, 32).
30. Boreanordning ifølge et hvilket som helst av kravene 18 til 29, karakterisert ved at nevnte ener-gitilføringsmiddel (34, 36) er anbrakt i avstand fra den nedre ende av borestrengen (12, 32).
31. Boreanordning ifølge et hvilket som helst av kravene 18 til 30, karakterisert ved at nevnte ener-gitilføringsmiddel (34, 36) omfatter flere pumpearrange-menter (34, 36) anbrakt ved forskjellige, respektive steder (60) i ringrommet (17, 50).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9904380.4A GB9904380D0 (en) | 1999-02-25 | 1999-02-25 | Drilling method |
| PCT/GB2000/000642 WO2000050731A1 (en) | 1999-02-25 | 2000-02-25 | Drilling method |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20013584D0 NO20013584D0 (no) | 2001-07-20 |
| NO20013584L NO20013584L (no) | 2001-09-20 |
| NO317534B1 true NO317534B1 (no) | 2004-11-08 |
Family
ID=10848511
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20013584A NO317534B1 (no) | 1999-02-25 | 2001-07-20 | Fremgangsmate ved boring |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US6719071B1 (no) |
| EP (1) | EP1155216B1 (no) |
| AU (1) | AU2682700A (no) |
| CA (1) | CA2362209C (no) |
| DE (1) | DE60017367D1 (no) |
| GB (1) | GB9904380D0 (no) |
| NO (1) | NO317534B1 (no) |
| WO (1) | WO2000050731A1 (no) |
Families Citing this family (65)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7228901B2 (en) * | 1994-10-14 | 2007-06-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
| US7096975B2 (en) | 1998-07-15 | 2006-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Modular design for downhole ECD-management devices and related methods |
| US7174975B2 (en) | 1998-07-15 | 2007-02-13 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems |
| US7806203B2 (en) | 1998-07-15 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Active controlled bottomhole pressure system and method with continuous circulation system |
| US7270185B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
| US8011450B2 (en) | 1998-07-15 | 2011-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Active bottomhole pressure control with liner drilling and completion systems |
| US6837313B2 (en) | 2002-01-08 | 2005-01-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method to reduce fluid pressure in a wellbore |
| GB9904380D0 (en) * | 1999-02-25 | 1999-04-21 | Petroline Wellsystems Ltd | Drilling method |
| WO2003006778A1 (en) * | 2001-07-09 | 2003-01-23 | Baker Hughes Inc | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
| GB2416559B (en) | 2001-09-20 | 2006-03-29 | Baker Hughes Inc | Active controlled bottomhole pressure system & method |
| US6966367B2 (en) * | 2002-01-08 | 2005-11-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with a multiphase pump |
| US7306042B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-12-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for completing a well using increased fluid temperature |
| US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
| EP1375817B1 (en) * | 2002-06-24 | 2006-03-08 | Services Petroliers Schlumberger | Underbalance drilling downhole choke |
| US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
| US6957698B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole activatable annular seal assembly |
| US7055627B2 (en) | 2002-11-22 | 2006-06-06 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore fluid circulation system and method |
| US8132630B2 (en) * | 2002-11-22 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Reverse circulation pressure control method and system |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| CN2612792Y (zh) * | 2003-04-15 | 2004-04-21 | 天津市景宝科技有限公司 | 一种井下高压连续流喷射钻具 |
| US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| US7416026B2 (en) * | 2004-02-10 | 2008-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for changing flowbore fluid temperature |
| CA2457329A1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-08-10 | Richard T. Hay | Downhole drilling fluid heating apparatus and method |
| US7284617B2 (en) * | 2004-05-20 | 2007-10-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running head |
| GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
| US8323003B2 (en) * | 2005-03-10 | 2012-12-04 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Pressure driven pumping system |
| US7735563B2 (en) * | 2005-03-10 | 2010-06-15 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Pressure driven pumping system |
| US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| WO2007134255A2 (en) | 2006-05-12 | 2007-11-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
| US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
| EP2103774A1 (en) * | 2008-03-20 | 2009-09-23 | Bp Exploration Operating Company Limited | Device and method of lining a wellbore |
| US10195687B2 (en) | 2008-08-20 | 2019-02-05 | Foro Energy, Inc. | High power laser tunneling mining and construction equipment and methods of use |
| US20120067643A1 (en) * | 2008-08-20 | 2012-03-22 | Dewitt Ron A | Two-phase isolation methods and systems for controlled drilling |
| US9545692B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-01-17 | Foro Energy, Inc. | Long stand off distance high power laser tools and methods of use |
| US9664012B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-05-30 | Foro Energy, Inc. | High power laser decomissioning of multistring and damaged wells |
| US9669492B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-06-06 | Foro Energy, Inc. | High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use |
| US9089928B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-07-28 | Foro Energy, Inc. | Laser systems and methods for the removal of structures |
| US8794307B2 (en) | 2008-09-22 | 2014-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite surface equipment systems |
| WO2011119198A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Tunget Bruce A | Manifold string for selectively controlling flowing fluid streams of varying velocities in wells from a single main bore |
| GB2471385B (en) * | 2009-06-23 | 2011-10-19 | Bruce Arnold Tunget | Apparatus and methods for forming and using subterranean salt cavern |
| GB0823194D0 (en) * | 2008-12-19 | 2009-01-28 | Tunget Bruce A | Controlled Circulation work string for well construction |
| US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
| US8267197B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for controlling bottomhole assembly temperature during a pause in drilling boreholes |
| DK2550422T3 (en) * | 2010-03-25 | 2015-04-27 | Bruce A Tunget | Pressurized well construction and operation systems and methods that can be used to kulbrinteoperationer, storage and resolution |
| AU2011229957B2 (en) * | 2010-03-25 | 2015-08-27 | Bruce A. Tunget | Manifold string for selectively controlling flowing fluid streams of varying velocities in wells from a single main bore |
| NO334655B1 (no) * | 2011-05-11 | 2014-05-12 | Internat Res Inst Of Stavanger As | Anordning og fremgangsmåte for trykkregulering av en brønn |
| NO338637B1 (no) * | 2011-08-31 | 2016-09-26 | Reelwell As | Trykkregulering ved bruk av fluid på oversiden av et stempel |
| US8689878B2 (en) | 2012-01-03 | 2014-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
| US9080401B2 (en) | 2012-04-25 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Fluid driven pump for removing debris from a wellbore and methods of using same |
| US8973662B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool capable of providing a hydraulic barrier and methods of using same |
| WO2014078663A2 (en) * | 2012-11-15 | 2014-05-22 | Foro Energy, Inc. | High power laser hydraulic fructuring, stimulation, tools systems and methods |
| US9228414B2 (en) | 2013-06-07 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
| US9416626B2 (en) | 2013-06-21 | 2016-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool and methods of using same |
| GB2530925B (en) | 2013-07-16 | 2020-01-29 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole tool and method to boost fluid pressure and annular velocity |
| US20170254154A1 (en) * | 2014-10-30 | 2017-09-07 | Mohamed Hussien Nohamed El-Neiri | Dynamic Underbalanced Drilling technique |
| US9840871B2 (en) * | 2014-12-08 | 2017-12-12 | Rubber Specialists Land Acquisition, LLC | Downhole mud motor |
| WO2017200548A1 (en) * | 2016-05-20 | 2017-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing equivalent circulating density during a wellbore operation |
| US11021933B1 (en) | 2017-09-13 | 2021-06-01 | David A. Webb | Well hole cleaning tool |
| CA3083175A1 (en) * | 2017-11-22 | 2019-05-31 | Quanta Associates, L.P. | Annular pressure reduction system for horizontal directional drilling |
| CN110374528B (zh) * | 2019-07-29 | 2023-09-29 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种深水钻井中降低ecd钻井液喷射装置 |
| US11242734B2 (en) | 2020-01-10 | 2022-02-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Fluid retrieval using annular cleaning system |
| US20210246744A1 (en) * | 2020-02-10 | 2021-08-12 | Conocophillips Company | Pressure release during drilling |
| US11028648B1 (en) * | 2020-11-05 | 2021-06-08 | Quaise, Inc. | Basement rock hybrid drilling |
| US11512541B2 (en) * | 2020-11-30 | 2022-11-29 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulically driven hole cleaning apparatus |
Family Cites Families (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1892217A (en) | 1930-05-13 | 1932-12-27 | Moineau Rene Joseph Louis | Gear mechanism |
| US2710741A (en) * | 1950-07-28 | 1955-06-14 | Sr Jesse E Hall | Apparatus for drilling or hole testing |
| US2894585A (en) | 1954-09-01 | 1959-07-14 | Weldon C Erwin | Hydrostatic washout tool |
| US2990894A (en) * | 1958-10-20 | 1961-07-04 | Joseph A Mitchell | Turbodrill |
| US3583500A (en) * | 1969-04-01 | 1971-06-08 | Pan American Petroleum Corp | Control system for high pressure control fluid |
| US3656565A (en) * | 1970-09-23 | 1972-04-18 | Fred K Fox | Rotary drilling tool |
| US3971450A (en) * | 1975-01-31 | 1976-07-27 | Engineering Enterprises, Inc. | Well drilling tool |
| US4063602A (en) | 1975-08-13 | 1977-12-20 | Exxon Production Research Company | Drilling fluid diverter system |
| US4049066A (en) | 1976-04-19 | 1977-09-20 | Richey Vernon T | Apparatus for reducing annular back pressure near the drill bit |
| US4137975A (en) * | 1976-05-13 | 1979-02-06 | The British Petroleum Company Limited | Drilling method |
| US4291772A (en) | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
| US4436166A (en) * | 1980-07-17 | 1984-03-13 | Gill Industries, Inc. | Downhole vortex generator and method |
| US4361193A (en) * | 1980-11-28 | 1982-11-30 | Mobil Oil Corporation | Method and arrangement for improving cuttings removal and reducing differential pressure sticking of drill strings in wellbores |
| US4368787A (en) | 1980-12-01 | 1983-01-18 | Mobil Oil Corporation | Arrangement for removing borehole cuttings by reverse circulation with a downhole bit-powered pump |
| US4479558A (en) | 1981-08-05 | 1984-10-30 | Gill Industries, Inc. | Drilling sub |
| US4430892A (en) | 1981-11-02 | 1984-02-14 | Owings Allen J | Pressure loss identifying apparatus and method for a drilling mud system |
| US4630691A (en) * | 1983-05-19 | 1986-12-23 | Hooper David W | Annulus bypass peripheral nozzle jet pump pressure differential drilling tool and method for well drilling |
| US4534426A (en) | 1983-08-24 | 1985-08-13 | Unique Oil Tools, Inc. | Packer weighted and pressure differential method and apparatus for Big Hole drilling |
| FR2568935B1 (fr) | 1984-08-08 | 1986-09-05 | Petroles Cie Francaise | Raccord de garniture de forage, notamment pour la traversee d'une zone a perte de circulation |
| SU1276799A1 (ru) | 1985-03-05 | 1986-12-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Наддолотный гидроэлеватор |
| SU1474252A1 (ru) | 1986-02-12 | 1989-04-23 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Устройство дл бурени скважин |
| US4744426A (en) | 1986-06-02 | 1988-05-17 | Reed John A | Apparatus for reducing hydro-static pressure at the drill bit |
| FR2603329B1 (fr) | 1986-08-27 | 1988-11-25 | Total Petroles | Stabilisateur pour garniture de forage |
| US4813495A (en) | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
| SU1543040A1 (ru) | 1988-03-09 | 1990-02-15 | Ufimsk Neftyanoj Inst | Haддoлothый гидpoэлebatop |
| SU1585493A1 (ru) | 1988-04-04 | 1990-08-15 | Уфимский Нефтяной Институт | Наддолотный гидроэлеватор |
| US5150757A (en) * | 1990-10-11 | 1992-09-29 | Nunley Dwight S | Methods and apparatus for drilling subterranean wells |
| US5339899A (en) | 1992-09-02 | 1994-08-23 | Halliburton Company | Drilling fluid removal in primary well cementing |
| US5355967A (en) * | 1992-10-30 | 1994-10-18 | Union Oil Company Of California | Underbalance jet pump drilling method |
| US5842149A (en) * | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
| US5651420A (en) | 1995-03-17 | 1997-07-29 | Baker Hughes, Inc. | Drilling apparatus with dynamic cuttings removal and cleaning |
| US5720356A (en) | 1996-02-01 | 1998-02-24 | Gardes; Robert | Method and system for drilling underbalanced radial wells utilizing a dual string technique in a live well |
| US6065550A (en) | 1996-02-01 | 2000-05-23 | Gardes; Robert | Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells utilizing a dual string technique in a live well |
| NO974348L (no) * | 1997-09-19 | 1999-03-22 | Petroleum Geo Services As | Anordning og fremgangsmÕte for Õ kontrollere stiger°rsmargin |
| US6138774A (en) * | 1998-03-02 | 2000-10-31 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment |
| GB9810321D0 (en) * | 1998-05-15 | 1998-07-15 | Head Philip | Method of downhole drilling and apparatus therefore |
| US6415877B1 (en) * | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
| GB9816607D0 (en) | 1998-07-31 | 1998-09-30 | Drentham Susman Hector F A Van | Turbine |
| US6837313B2 (en) | 2002-01-08 | 2005-01-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method to reduce fluid pressure in a wellbore |
| GB9904380D0 (en) | 1999-02-25 | 1999-04-21 | Petroline Wellsystems Ltd | Drilling method |
| US6257333B1 (en) | 1999-12-02 | 2001-07-10 | Camco International, Inc. | Reverse flow gas separator for progressing cavity submergible pumping systems |
| CA2315969C (en) | 2000-08-15 | 2008-07-15 | Tesco Corporation | Underbalanced drilling tool and method |
| US6374925B1 (en) * | 2000-09-22 | 2002-04-23 | Varco Shaffer, Inc. | Well drilling method and system |
| US6877571B2 (en) * | 2001-09-04 | 2005-04-12 | Sunstone Corporation | Down hole drilling assembly with independent jet pump |
| EP1423582B1 (en) | 2001-09-07 | 2006-01-18 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Assembly for drilling low pressure formation |
| GB2416559B (en) * | 2001-09-20 | 2006-03-29 | Baker Hughes Inc | Active controlled bottomhole pressure system & method |
-
1999
- 1999-02-25 GB GBGB9904380.4A patent/GB9904380D0/en not_active Ceased
-
2000
- 2000-02-25 CA CA002362209A patent/CA2362209C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-02-25 WO PCT/GB2000/000642 patent/WO2000050731A1/en active IP Right Grant
- 2000-02-25 DE DE60017367T patent/DE60017367D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2000-02-25 US US09/914,338 patent/US6719071B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-25 AU AU26827/00A patent/AU2682700A/en not_active Withdrawn
- 2000-02-25 EP EP00905200A patent/EP1155216B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-07-20 NO NO20013584A patent/NO317534B1/no not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-04-12 US US10/822,530 patent/US6968911B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-09-26 US US11/535,419 patent/US7395877B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20070068705A1 (en) | 2007-03-29 |
| NO20013584L (no) | 2001-09-20 |
| AU2682700A (en) | 2000-09-14 |
| EP1155216A1 (en) | 2001-11-21 |
| CA2362209C (en) | 2007-07-10 |
| CA2362209A1 (en) | 2000-08-31 |
| NO20013584D0 (no) | 2001-07-20 |
| US6719071B1 (en) | 2004-04-13 |
| US6968911B2 (en) | 2005-11-29 |
| WO2000050731A1 (en) | 2000-08-31 |
| US7395877B2 (en) | 2008-07-08 |
| US20040188145A1 (en) | 2004-09-30 |
| DE60017367D1 (de) | 2005-02-17 |
| GB9904380D0 (en) | 1999-04-21 |
| EP1155216B1 (en) | 2005-01-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO317534B1 (no) | Fremgangsmate ved boring | |
| US8322460B2 (en) | Dual density mud return system | |
| EP1604093B1 (en) | Method and apparatus for drilling a borehole with a borehole liner | |
| CA2499759C (en) | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string | |
| US7810583B2 (en) | Drilling systems and methods | |
| CA2774305C (en) | Offshore casing drilling method | |
| NO330148B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. | |
| NO820038L (no) | Fremgangsmaate og apparat for aa redusere tendensen til at en borestreng setter seg fast paa grunn av trykkforskjeller | |
| NO324116B1 (no) | Fremgangsmate for dynamisk regulering av bunnhullssirkulasjonstrykket i et bronnhull | |
| NO813570L (no) | Fremgangsmaate og arrangement for bedre borkaksfjerning og redusering av differensialtrykk-klebing av borestrenger i borehull | |
| CA2666465A1 (en) | Method and apparatus for running tubulars | |
| NO157347B (no) | Borestrengstabilisator. | |
| US3840079A (en) | Horizontal drill rig for deep drilling to remote areas and method | |
| NO313430B1 (no) | Anordning ved nedihullsventil | |
| EP3658736B1 (en) | System and method for casing drilling with a subsea casing drive | |
| US4653597A (en) | Method for circulating and maintaining drilling mud in a wellbore | |
| US20100025042A1 (en) | Drilling method and downhole cleaning tool | |
| RU2021477C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| WO2008016965A1 (en) | Cleaning apparatus and method | |
| US11585171B2 (en) | Managed pressure drilling systems and methods | |
| CA2519019A1 (en) | Method and apparatus for drilling a borehole with a borehole liner | |
| NO325188B1 (no) | Fremgangsmate for vaeskeloft i borestigeror |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |