NO326447B1 - Navlestreng for undergrunns elektriske boremaskiner og fjernstyrte kjoretoy og fremgangsmate for a fremstille den - Google Patents
Navlestreng for undergrunns elektriske boremaskiner og fjernstyrte kjoretoy og fremgangsmate for a fremstille den Download PDFInfo
- Publication number
- NO326447B1 NO326447B1 NO20040711A NO20040711A NO326447B1 NO 326447 B1 NO326447 B1 NO 326447B1 NO 20040711 A NO20040711 A NO 20040711A NO 20040711 A NO20040711 A NO 20040711A NO 326447 B1 NO326447 B1 NO 326447B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- umbilical
- well
- drilling
- casing
- electric
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 title claims description 189
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 218
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 92
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 78
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 61
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 58
- 239000006261 foam material Substances 0.000 claims description 17
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 10
- 238000009429 electrical wiring Methods 0.000 claims description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 74
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 abstract 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 44
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 37
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 31
- 230000006870 function Effects 0.000 description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 29
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 29
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 28
- 238000013461 design Methods 0.000 description 24
- 230000008569 process Effects 0.000 description 22
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 21
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 19
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 15
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 15
- 238000011161 development Methods 0.000 description 14
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 12
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 10
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 9
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000009975 flexible effect Effects 0.000 description 7
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 6
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000003137 locomotive effect Effects 0.000 description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 6
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000011157 advanced composite material Substances 0.000 description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000512668 Eunectes Species 0.000 description 2
- 235000019687 Lamb Nutrition 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000009749 continuous casting Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 2
- 230000015654 memory Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000002250 progressing effect Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- 241000283153 Cetacea Species 0.000 description 1
- 241001473774 Quercus stellata Species 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000003339 best practice Methods 0.000 description 1
- 238000009954 braiding Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010273 cold forging Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000013479 data entry Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 210000003127 knee Anatomy 0.000 description 1
- 230000013016 learning Effects 0.000 description 1
- 210000002414 leg Anatomy 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000002595 magnetic resonance imaging Methods 0.000 description 1
- 238000007734 materials engineering Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical class C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 210000005036 nerve Anatomy 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 239000013259 porous coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000000545 stagnation point adsorption reflectometry Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood 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
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/04—Electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
- E21B17/206—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with conductors, e.g. electrical, optical
-
- 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
- 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
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/001—Self-propelling systems or apparatus, e.g. for moving tools within the horizontal portion of a 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
- E21B33/1243—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space with inflatable sleeves
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/126—Packers; Plugs with fluid-pressure-operated elastic cup or skirt
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into 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
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/18—Anchoring or feeding in 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
-
- 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
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
-
- 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
- E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Cable Accessories (AREA)
- Multi-Conductor Connections (AREA)
- Coupling Device And Connection With Printed Circuit (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte til å fremskaffe mer enn 60 kilowatt elektrisk effekt til den elektriske motor i en underjordisk elektrisk boremaskin gjennom en komposittnavlestreng med hovedsakelig nøytral oppdrift som inneholder elektriske ledere, for å redusere friksjonsmotstanden på navlestrengen med nøytral oppdrift. Det forventes boring og f6ring av underjordiske monohullbrønner til avstander på 20 miles (32,19 km) fra et brønnsted. For boreanvendelser har navlestrengen et borefluidledningsrør. Navlestrengen har også høyhastighets datakommunikasjoner, så som en fiberoptisk kabel eller en koaksial kabel, som brukes i tilbakemeldingsstyringen av den nedihulis elektriske boremotor. Slike navlestrenger er også nyttige for å fremskaffe effekt til fjernstyrte farkoster for anvendelser ved undervanns servicearbeid på brønner.
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
1. Oppfinnelsens område
Det fundamentale området for oppfinnelsen vedrører fremgangsmåter og anordninger som kan brukes til å bore og komplettere brønner i store sideveis avstander fra et borested. Oppfinnelsen kan brukes til å nå enhver sideveis avstand fra overflateborestedet, fra nær borestedet, til en maksimal radial avstand på minst 20 miles (32,19 km) fra overflateborestedet. Dette oppnås ved å bruke en navlestreng som har tilnærmet nøytral oppdrift som er festet til en undergrunns elektrisk boremaskin. Navlestrengen med tilnærmet nøytral oppdrift er i stand til å tilveiebringe opptil 320 hestekrefter (238 kilowatt) for å utføre arbeid i sideveis avstander på minst 20 miles (32,19 km). Denne boreanvendelsen krever navlestrenger med tilnærmet nøytral oppdrift som er i stand til å tilveiebringe høy effekt i store avstander og datakommunikasjoner med høy hastighet til og fra overflaten. Navlestrengen med tilnærmet nøytral oppdrift reduserer friksjonsmotstanden av navlestrengen inne i brønnhullet. Å transportere boreutstyr til store avstander krever også fremgangsmåter og anordninger for å forflytte tungt utstyr gjennom rør ved relativt store hastigheter. Lignende navlestrenger for høy effekt som har data-kommunikasjon med høye hastigheter til og fra overflaten er også nyttige for å tilveiebringe effekt og kommunikasjoner til fjernstyrte farkoster som brukes til undervanns servicearbeid innen olje- og gassindustrien.
2. Beskrivelse av beslektet teknikk
Olje- og gassindustrien behøver ikke å ha muligheten for å bore horisontalt ekstreme avstander på ca 20 miles (32,19 km) for kommersielt å møte noen av de utfordringer som eksisterer i dag. Næringens mulighet for boring med forlenget rekkevidde er i dag mellom 6 og 7 miles (9,65 og 11,27 km). Konvensjonelle borerigger som bruker borerør og slammotorer ved grunne vinkler har etablert disse konvensjonelle rekordene. Disse brønnene har skjøvet konvensjonelle boreteknologier nær deres praktiske grense, og nye fremgangsmåter er påkrevd for lengre horisontalavstander.
Industriens mangel på mulighet for å bore til 20 miles (32,19 km) reduserer adkomsten til olje- og gassreserver. Mange områder, både på land og offshore,
har ingen overflateadkomst for utbyggingsboring. På land kan dette skyldes urban utbygging, hvilket er tilfelle i Holland, nasjonalparker eller andre spesielle områder
så som Arctic National Wildlife Refuge (ANWR) eller at landområdet brukes på andre måter som er sensitive for boreoperasjoner fra overflaten. Offshore er insitamentet å maksimere bruken av eksisterende strukturer og infrastruktur ved å erstatte kostbare forbindelseslinjer, manifolder og trær. Områder nær kysten, slik man finner i Santa Barbara kanalen, og særlig der hvor det er is, så som i Arktis eller nær Sakhalin Island, eller der hvor vandrende hvaler kan begrense årstids-bestemte operasjoner, gir et betydelig insitament til denne nye muligheten for å bore 20 miles (32,19 km).
Industrien har ikke noe boresystem for ekstrem rekkevidde som er kompatibelt med eksisterende bore- og produksjonsinfrastruktur. Hvis et slikt system var tilgjengelig, kunne nye veier, boresteder, groper, utbedringer av stedet, tillatelser osv, alle sammen unngås ved slike operasjoner på land. Offshore ville eksisterende vertsstrukturer ha en sterkt forlenget nytteverdi mens reservoarer innenfor en radius på 20 miles ble bygget ut.
Industrien har ikke en mulighet for å bore til en ekstrem rekkevidde hvor faren for miljøet er redusert. Hvis et slikt system var tilgjengelig, så ville operasjon fra bore- og produksjonssentret tillate bruk av undergrunns adkomst til reservoarene. Det vil ikke være noen forbindelseslinjer eller installasjoner på overflaten utenfor det regionale bore- og produksjonssenter. systemer for boring med ekstrem siderettet rekkevidde kunne eliminere behovet for mange av for-bindelsesledningene på havbunnen i en regional utbygging. Sentraliserte over-flateoperasjoner med faste anlegg ville imidlertid kreve et paradigmeskifte ved boreoperasjoner for utbygging. Utstyr for brønnboring og vedlikehold ville vanligvis ikke være flyttbart (unntatt offshore på fartøy), og det ville vanligvis tilbringe hele sin brukstid på ett sted.
Det er nedenfor anført flere referanser som er relatert til temaet utvidbare foringsrør, fremgangsmåter for utvidelse av rør og foringsrør, fabrikasjon av komposittnavlestrenger, og brønnstyringssystemer.
Relevante referanser til utvidbare foringsrør inkluderer US-patent nr. 5.667.011, benevnt "Method of Creating a Casing in a Borehole", som ble innvilget 16. septemer 1997, som er overdratt til Shell Oil Company, Houston, Texas, og de følgende US-patenter, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: US 5.366.012; US 5.348.095; US 5.240.074;
US 4.716.945; US 4.501.327; US 4.495.997;
US 3.958.637; US 3.203.451; US 3.172.618;
US 3.052.298; US 2.447.629; US 2.207.478.
Relevante referanser til utvidbare foringsrør inkluderer også US-patent nr. 6.431.282, benevnt "Method for Annular Sealing", som ble innvilget 13. august 2002, som er overdratt til Shell Oil Company, Houston, Texas, og de følgende US-patenter, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: US 6.012.522; US 5.964.288; US 5.875.845;
US 5.833.001; US 5.794.702; US 5.787.984;
US 5.718.288; US 5.667.011; US 5.337.823;
US 3.782.466; US 3.489.220; US 3.363.301;
US 3.297.092; US 3.191.680; US 3.134.442;
US 3.126.959; US 2.294.294; US 2.248.028.
Andre relevante utenlandske patentdokumenter som vedrører utvidbare foringsrør inkluderer de følgende, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: EP 0.643.794; WO 09.933.763; WO 09.923.046;
WO 09.906.670; WO 09.902.818; WO 09.703.489;
WO 09.519.942; WO 09.419.574; WO 09.409.252;
WO 09.409.250; WO 09.409.249.
Andre publikasjoner som er relatert til utvidbare foringsrør inkuderer de følgende dokumenter som er relatert til Enventure Global Technology, Houston, Texas, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: (a) Campo, D., et al., "Drilling and Recompletion Applications Using Solid Expandable Tubular Technology", SPE/IADC 72304 ved 2002 SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, 11. mars 2002. (b) Moore, M., et al., "Field Trial Proves Upgrades to Solid Expandable Tubulars", OTC 14217 ved 2002 Offshore Technology Conference, 6.-9. mai 2002. (c) Grant, T., et al., "Deepwater Expandable Openhole Liner Case Histories: Learnings Through Field Applications", OTC 14218 ved 2002 Offshore Technology Conference, 6.-9. mai 2002. (d) Dupal, K., et al., "Realization of the Mono-Diameter Well: Evolution of a Game-Changing Technology", OTC 14312 ved 2002 Offshore
Technology Conference, 6.-9. mai 2002.
(e) Moore, M., et al., "Expandable Linear Hangers: Case Histories", OTC
14313 ved 2002 Offshore Technology Conference, 6.-9. mai 2002.
(f) Nor, N., et al., "Transforming Conventional Wells to Bigbore Completions Using Solid Expandable Tubular Technology", OTC
14315 ved 2002 Offshore Technology Conference, 6.-9. mai 2002.
(g) Merritt, R., et al., "Well Remediation Using Expandable Cased-Hole Liners - Summary of Case Histories", Texas Tech University's
Southwestern Petroleum Short Course - 2002 Conference.
(h) Cales, G., et al., "Subsidence Remediation - Extending Well Life Through the Use of Solid Expandable Casing Systems", AADE 01-NC-HO-24 ved March 2001 Conference.
(i) Dupal, K., et al., "Solid Expandable Tubular Technology - A Year of Case Histories in the Drilling Environment", SPE/IADC 67770 ved
2001 SPE/IADC Drilling Conference 27. februar - 1. mars 2001.
G) Dupal, K., et al., "Well Design with Expandable Tubulars Reduces Costs and Increases Success in Deepwater Applications", Deep
Offshore Technology, 2002.
(k) Daigle, C, et al., "Expandable Tubulars: Field Examples of Application in Well Construction and Remediation", SPE 62958 ved SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1.-4. oktober
2000. (I) Bullock, M., et al., "Using Expandable Solid Tubulars to Solve Well Construction Challenges in Deep Waters and Maturing Properties",
IBP 275 00 ved Rio Oil & Gas Conference, 16.-19. oktober 2000. (m) Mack, A., et al., "In-Situ Expansion of Casing and Tubing - Effect on Mechanical Properties and Resistance to Sulfide Stress Cracking", NACE 00164 ved NACE Expo Corrosion 2000 Conference, 26.-30.
mars 2000.
(n) Lohoefer, C, et al., "Expandable Liner Hanger Provides Cost-Effective Alternative Solution", IADC/SPE 59151 ved 2000 IADC/SPE Drilling Conference, 23.-25. februar 2000.
(o) Filippov, A., et al., "Expandable Tubular Solutions", SPE 56500 ved 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3.-6. oktober 1999.
(p) Haut, R., et al., "Meeting Economic Challenge of Deepwater with Expandable-Tubular Technology", Deep Offshore Technology Conference, 1999.
(q) Bayfield, M., et al., "Burst and Collapse of a Sealed Multilateral Junction: Numerical Simulations", SPE/IADC 52873 ved 1999 SPE/IADC Drilling Conference, 9.-11. mars 1999.
Relevante referanser som er relatert til utvidbare foringsrør inkluderer også US-patent nr. 6.354.373, benevnt "Expandable Tubing for a Well Bore Hole and Method of Expanding", som ble innvilget 12. mars 2002, som er overdratt til Schlumberger Technology Corporation, Houston, Texas, og de følgende US-patenter, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: US 6.012.522, US 5.631.557; US 5.494.106;
US 5.366.012; US 5.348.095; US 5.337.823;
US 5.200.072; US 5.083.608; US 5.014.779;
US 4.976.322; US 5.830.109; US 4.716.965;
US 4.501.327; US 4.495.997; US 4.308.736;
US 3.948.321; US 3.785.193; US 3.691.624;
US 3.489.220; US 3.477.506; US 3.364.993;
US 3.353.599; US 3.326.293; US 3.054.455;
US 3.028.915; US 2.734.580; US 2.447.629;
US 2.214.226; US 1.652.650; US 341.327.
Andre relevante utenlandske patentdokumenter som er relatert til utvidbare foringsrør inkluderer de følgende, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: SU 1.747.673; SU 1.051.222; WO 93/25799.
Relevante referanser for fremgangsmåter for å utvide rør og foringsrør inkluderer US patent nr. 6.325.148, benevnt "Tools and Methods for Use with Expandable Tubulars", som ble innvilget 4. desember 2001, som er overdratt til Weatherford/Lamb, Inc, Houston, Texas, og følgende US-patenter, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: US 6.070.671; US 6.029.748; US 5.979.571;
US 5.960.895; US 5.924.745; US 5.901.789;
US 5.887.668; US 5.785.120; US 5.706.905;
US 5.667.011; US 5.636.661; US 5.560.426;
US 5.553.679; US 5.520.255; US 5.472.057;
US 5.409.059; US 5.366.012; US 5.348.095;
US 5.322.127; US 5.307.879; US 5.301.760;
US 5.271.472; US 5.267.613; US 5.156.209;
US 5.052.849; US 5.052.483; US 5.014.779;
US 4.997.320; US 4.976.322; US 4.883.121;
US 4.866.966; US 4.848.469; US 4.807.704;
US 4.626.129; US 4.581.617; US 4.567.631;
US 4.505.612; US 4.505.142; US 4.502.308;
US 4.487.630; US 4.483.399; US 4.470.280;
US 4.450.612; US 4.445.201; US 4.414.739;
US 4.407.150; US 4.387.502; US 4.382.379;
US 4.362.324; US 4.359.889; US 4.349.050;
US 4.319.393; US 3.977.076; US 3.948.321;
US 3.820.370; US 3.785.193; US 3.780.562;
US 3.776.307; US 3.746.091; US 3.712.376;
US 3.691.624; US 3.689.113; US 3.669.190;
US 3.583.200; US 3.489.220; US 3.477.506;
US 3.354.955; US 3.353.599; US 3.326.293;
US 3.297.092; US 3.245.471; US 3.203.483;
US 3.203.451; US 3.195.646; US 3.191.680;
US 3.191.677; US 3.186.485; US 3.179.168;
US 3.167.122; US 3.039.530; US 3.028.915;
US 2.633.374; US 2.627.891; US 2.519.116;
US 2.499.630; US 2.424.878; US 2.383.214;
US 2.214.226; US 2.017.451; US 1.981.525;
US 1.880.218; US 1.301.285; US 988.504.
Andre utenlandske patentdokumenter som er relatert til fremgangsmåter for å utvide rør og foringsrør inkluderer de følgende, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: WO 99/23354; WO 99/18328; WO 99/02818; WO 98/00626;
WO 97/21901; WO 94/25655; WO 93/24728; WO 92/01139;
GB 2329918A; GB 2320734A; GB 2313860B; GB 221692A;
GB 1582392; GB 1457843; GB 1448304; GB 1277461;
GB 997721; GB 792886; GB 730338;
EP 0 961 007 A2; EP 0 952 305 A1; EP WO 93/25800;
DE 4133802C1; DE 3213464A1.
En annen relevant publikasjon som er relatert til fremgangsmåter for å utvide rør og foringsrør inkluderer den følgende, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse:
Metcalfe, P. "Expandable Slotted Tubes Offer Well Design Benefits",
Petroleum Engineer International, vol 69, nr. 10 (okt. 1996), side 60-63.
Relevante referanser for fabrikasjon av komposittnavlestrenger inkluderer US-patent nr. 6.357.485, benevnt "Composite Spoolable Tube", som ble innvilget 19. mars 2002, som er overdratt til Fiberspar Corporation, og de følgende US-patenter, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: US 6.286.558; US 6.148.866; US 5.921.285;
US 6.016.845; US 646.887; US 1.930.285;
US 2.648.720; US 2.690.769; US 2.725.713;
US 2.810.424; US 3.116.760; US 3.277.231;
US 3.334.663; US 3.379.220; US 3.477.474;
US 3.507.412; US 3.522.413; US 3.554.284;
US 3.579.402; US 3.604.461; US 3.606.402;
US 3.692.601; US 3.700.519; US 3.701.489;
US 3.734.421; US 3.738.637; US 3.740.285;
US 3.769.127; US 3.783.060; US 3.828.112;
US 3.856.052; US 3.856.052; US 3.860.742;
US 3.933.180; US 3.956.051; US 3.957.410;
US 3.960.629; US RE 29.122; US 4.053.343;
US 4.057.610; US 4.095.865; US 4.108.701;
US 4.125.423; US 4.133.972; US 4.137.949;
US 4.139.025; US 4.190.088; US 4.200.126;
US 4.220.381; US 4.241.763; US 4.248.062;
US 4.261.390; US 4.303.457; US 4.308.999;
US 4.336.415; US 4.463.779; US 4.515.737;
US 4.522.235; US 4.530.379; US 4.556.340;
US 4.578.675; US 4.627.472; US 4.657.795;
US 4.681.169; US 4.728.224; US 4.789.007;
US 4.992.787; US 5.097.870; US 5.170.011;
US 5.172.765; US 5.176.180; US 5.184.682;
US 5.209.136; US 5.285.008; US 5.285.204;
US 5.330.807; US 5.334.801; US 5.348.096;
US 5.351.752; US 5.428.706; US 5.435.867;
US 5.443.099; US RE 35.081; US 5.469.916;
US 5.551.484; US 5.730.188; US 5.755.266;
US 5.828.003; US 5.921.285; US 5.933.945;
US 5.921.812; US 6.016.845; US 6.148.866;
US 6.286.558; US 6.004.639; US 6.361.299.
Andre relevante utenlandske patentdokumenter som vedrører fabrikasjon av komposittnavlestrenger inkluderer de følgende, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: DE 4214383; EP 0024512; EP 352148; EP 505815; GB 553.110;
GB 2255994; GB 2270099.
Andre relevante publikasjoner som vedrører fabrikasjon av komposittnavlestrenger inkluderer de følgende, hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse: (a) Fowler Hampton et al.; "Advanced Composite Tubing Usable", The
American Oil & Gas Reporter, side 76-81 (sept. 1997).
(b) Fowler Hampton et al.; "Development Update and Applications of an Advanced Composite Spoolable Tubing", Offshore Technology Conference, holdt i Houston, Texas fra 4. til 7. mai 1998, side 157-162. (c) Hahan H. Thomas og Williams G. Jerry; "Compression Failure Mechanisms in Unidirectional Composites", NASA Technical Memorandum side 1-42 (aug. 1984). (d) Hansen et al., "Qualification and Verification of Spoolable High Pressure Composite Service Lines for the Asgard Field Development
Project", avhandling presentert ved Offshore Technology Conference
1997 holdt i Houston, Texas fra 5. til 8. mai 1997, side 45-54.
(e) Haug et al.; "Dynamic Umibilical with Composite Tube (DUCT)",
avhandling presentert ved Offshore Technology Conference 1998,
holdt i Houston, Texas fra 4. til 7. mai 1998, side 699-712.
(f) Lundberg et al.; "Spin-off Technologies from Development of Continuous Composite Tubing Manufacturing Process", avhandling presentert ved Offshore Technology Conference 1998, holdt i
Houston, Texas fra 4. til 7. mai 1998, side 149-155.
(g) Marker et al.; "Anaconda: Joint Development Project Leads to Digitally Controlled Composite Coiled Tubing Drilling System", avhandling presentert ved SPEI/COTA, Coiled Tubing Roundtable,
holdt i Houston, Texas fra 5. til 6. april 2000, side 1-9.
(h) Measures R.M.; "Smart Structures with Nerves of Glass", Prog.
Aerospace Sc. 26(4):289-351 (1989).
(i) Measures et al.; "Fiber Optic Sensors for Smart Structures", Optics
and Lasers Engineering 16:127-152 (1992).
(j) Poper Peter; "Braiding", International Encyclopedia of Composites,
utgitt av VGH, Publishers, Inc., 220 English 22rd Street, Suite 909,
New York, NY 10010.
(k) Quigley et al., "Developement and Application of a Novel Coiled Tubing String for Concentric Workover Services", avhandling presentert ved Offshore Technology Conference 1997, holdt i
Houston, Texas fra 5. til 8. mai 1997, side 189-202.
(I) Sas-Jaworsky II og Bell Steve "Innovative Applications Stimulated
Coiled Tubing Development", World Oil, 217(6): 61 Qun. 1996).
(m) Sas-Jaworsky II og Mark Elliot Teel; "Coiled Tubing 1995 Update:
Productions Applications", World Oil, 216 (6): 97 (ju. 1995).
(n) Sas-Jaworsky, A. og J.G. Williams, "Advanced composites enhance
coiled tubing capabilities", World Oil, side 57-69 (apr. 1994).
(o) Sas-Jaworsky, A. og J.G. Williams, "Development of a composite coiled tubing for oilfield services", Society of Petroleum Engineers, SPE 26536, side 1-11 (1993).
(p) Sas-Jaworsky, A. og J.G. Williams, "Enabling capabilities and potential application of composite coiled tubing", Proceedings of World Oil's 2<nd> International Conference on Coiled Tubing Technology, side 2-9 (1994).
(q) Sas-Jaworsky II Alex; "Deveiopments Positions CT for Future Prominence", The American Oil & Gas Reporter, side 87-92 (mars. 1996).
(r) Moe Wood T., et al., "Spoolable, Composite Tubing for Chemical and Water Injection and Hydraulic Valve Operation", Proceedings of the 11th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering-1992, vol. Ill, Part A-Materials Engineering, side 199-207(1992).
(s) Shuart J.M. et al.; "Compression Behavior of 45°-Dominated Laminates with a Circular Hole of Impact Damage", AIAA Journal 24(1): 115-122 Gan. 1986).
(t) Silverman A. Seth, "Spoolable Composite Pipe for Offshore
Applications", Materials Selection & Design side 48-50 Gan. 1997).
(u) Rispler K. et al.; "Composite Coiled Tubing in Harsh Completion/-
Workover Environments", avhandling presentert ved SPE Gas Technology Symposium and Exhibition holdt i Calgary, Alberta, Canada, 15.-18. mars 1998, side 405-410. (v) Williams G.J. et al.; "Composite Spoolable Pipe Development, Advancements, and Limitations", avhandling presentert ved Offshore Technology Conference 2000, holdt i Houston, Texas fra 1. til 4. mai 2000, side 1-16.
En relevant referanse for brønnstyringssystemer inkluderer US-patent nr. 6.257.332, benevnt "Well Management System", som ble innvilget 10. juli 2001, som er overdratt til Halliburton Energy Services, Inc., hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
Typiske prosedyrer som brukes innen olje- og gassindustrien for å bore og komplettere brønner er godt dokumentert. For eksempel er slike prosedyrer dokumentert i hele "Rotary Drilling Series", publisert av Petroleum Extension Service ved The University of Texas i Austin, Austin, Texas, som inkluderes her i sin helhet ved referanse, som består av følgende: Enhet I - "The Rig and Its Maintenance" (12 leksjoner);
Enhet II - "Normal Drilling Operations" (5 leksjoner);
Enhet III - Nonroutine Rig Operations (4 leksjoner);
Enhet IV - Man Management and Rig Management (1 leksjon);
og Enhet V - Offshore Technology (9 leksjoner). Alle de individuelle ordlister i alle de ovennevnte leksjoner er i sin helhet her også eksplisitt inkludert, og alle defini-sjoner i disse ordlistene skal anses som eksplisitt vist til og/eller definert her.
Ytterligere prosedyrer som brukes innen olje- og gassindustrien for å bore og komplettere brønner er godt dokumentert i serien benevnt "Lessons in Well Servicing and Workover", publisert av Petroleum Extension Service, The University of Texas i Austin, Austin, Texas, som i sin helhet inkluderes her ved referanse, bestående av alle 12 leksjoner. Alle de individuelle ordlister i alle de ovenstående leksjoner er i sin helhet her også eksplisitt inkludert, og alle defini-sjoner i disse ordlistene skal her anses som eksplisitt vist til og/eller definert.
Ytterlige en referanse er EP A2 0 911 483 som beskriver en anordning for å bore olje- og gassbrønner omfattende en elektrisk boremaskin og overflatekraftforsyningsmidler, et navlestrengsmiddel omfattende elektrisk kraft, datakommunika-sjon og midler for transport av borefluider. Anordningen har også midler for å måle spenningen på den elektriske motor og sende informasjon til overflaten, og for deretter gjennomføre nedihullsstyring. Dokumentet beskriver også å bruke en komposittnavlestreng med spesielle egenskaper slik som å ha nøytral oppdrift inne i brønnfluidene for å redusere friksjonsmotstanden på navlestrengen, som også inneholder høyhastighetsdatalinje for datakommunikasjoner mellom overflaten og nedihullsutstyr.
Hele kopier av hver eneste referanse som eksplisitt er anført ovenfor i denne seksjonen benevnt "beskrivelse av beslektet teknikk" inkorporeres her ved referanse.
På tidspunktet for innleveringen av denne søknaden er søkeren uvitende om ytterligere kjent teknikk som er særlig relevant for oppfinnelsen, annet enn det som er angitt i de ovenfor anførte "beslektede" US-patenter, de "beslektede" samverserende US-patentsøknader, den "beslektede" samverserende PCT-søknad, og de "beslektede" US offentliggjøringsdokumenter som er angitt i de første avsnitt av denne søknaden.
Sammendrag av oppfinnelsen
Oppfinnelsen vedrører en anordning til boring av olje- og gassbrønner. Anordningen omfatter en undergrunns elektrisk boremaskin tilpasset for anvendelse i en brønn omfattende minst én elektrisk motor konfigurert for å rotere en roterende borkrone ved et valgt omdreiningstall, og en første elektrisk inngang,
idet den minst ene elektriske motor er konfigurert for å drives med et spesielt spenningsnivå påført den første elektriske inngangen. Den omfatter videre overflateplassert energitilførselsmidler plassert på jordoverflaten, som tilveiebringer en første spenningsinngang og navlestrengsmidler som forbinder overflateenergitil-førselsmidlene til den undergrunns elektriske bormaskin og som tilveiebringer elektrisk energi til den første elektriske inngang av den minst ene elektriske motor. Navlestrengsmidlene er konfigurert til å bli plassert i brønnen og omgis av brønnfluider og til å ha hovedsakelig nøytral oppdrift i nevnte brønnfluider (4). De omfatter isolerte elektriske ledninger, høyhastighetsdatakommunikasjonsmidler og en fluidkanal for overføring av brønnfluider gjennom det innvendige av navlestrengsmidlene, som omfatter et komposittmateriale for å tilveiebringe en komposittnavlestreng med en aksiell styrke tilstrekkelig til å fjerne den undergrunns elektriske bormaskin fra brønnen. Anordningen omfatter også en datamaskin plassert på overflaten av jorden.
Oppfinnelsen kjennetegnes ved midler for å måle en første spenning påført den første elektriske inngang til den ene elektriske motor, midler for å overføre informasjon relatert til den første spenning gjennom høyhastighetsdatakommuni-kasjonsmidlene til datamaskinen og computerstyrte midler for justering av den første spenningsutgang for å opprettholde en første spenningsinngang ved det spesielle spenningsnivå. Den minst ene elektriske motor er konfigurert til å avlede i overkant av 60 kilowatt med det spesielle spenningsnivå påført den første elektriske inngang via de isolerte elektriske ledninger til navlestrengsmidlene og navlestrengsmidlene omfatter videre et syntaktisk skummateriale omkapslet inne i komposittmateriale, der det syntaktiske skummateriale har en egenvekt mindre enn egenvekten til komposittmateriale slik at navlestrengsmidlene har hovedsakelig nøytral oppdrift i typiske brønnfluider.
En hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe navlestrenger for høy effekt for undergrunns elektrisk boring.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe navlestrenger for høy effekt som gjør det mulig for undergrunns elektriske boremaskiner å bore borehull på opptil 20 miles (32,19 km) i sideretning fra boresteder på overflaten.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe navlestrenger for høy effekt som gjør det mulig for undergrunns utvidelsesverktøy av foringer å installere fdringsrør inne i monohullbrønner på avstander på opptil 20 miles (32,19 km) i sideretning fra boresteder på overflaten.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe navlestrenger for høy effekt med tilnærmet nøytral oppdrift for underjordisk elektrisk boring for å redusere friksjonsmotstanden på navlestrengene.
Enda en annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe en navlestreng for høy effekt med tilnærmet nøytral oppdrift som har datakommunikasjoner med høy hastighet og som også tilveiebringer et ledningsrør for boreslam.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe en navlestreng som leverer mer enn 60 kilowatt til en nedihulls elektrisk motor som er en del av en underjordisk elektrisk boremaskin.
Enda en annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe en ny tilbakemel-dingskontroll for en nedihulls elektrisk motor som er en del av en underjordisk elektrisk boremaskin.
Enda en annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe navlestrenger for høy effekt for å operere undervanns fjernstyrte farkoster.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe en navlestreng for å operere en undervanns fjernstyrt farkost som har datakommunikasjoner med høy hastighet og som tilveiebringer et ledningsrør for fluider.
Enda en annen hensikt med oppfinnelsen er å fremskaffe en ny tilbake-meldingskontroll for en nedihulls elektrisk motor som utgjør en del av en fjernstyrt farkost.
For øvrig defineres oppfinnelsen gjennom de vedføyde patentkrav.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 viser et snittriss av en navlestreng som har hovedsakelig nøytral oppdrift i boreslam inne i brønnen, hvilken tilveiebringer et ledningsrør for borefluider som er i stand til å tilveiebringe 320 hestekrefter (238 kilowatt) elektrisk effekt ved en avstand på opptil 20 miles (32,19 km).
Fig. 2 viser det opphulls og nedihulls effektstyringssystem for komposittnavlestrengen som er vist på fig. 1. Fig. 3 viser et elektrisk blokkdiagram som representerer to ledere fra én trefase trekantkrets som tilveiebringer opptil 160 hestekrefter (119 kilowatt) elektrisk kraft i en avstand på opptil 20 miles (32,19 km). Fig. 4 viser en navlestrengkarusell som er i ferd med å bli bygget opp. Fig. 5 viser et datamaskinbasert opphulls styringssystem for navlestrengen som sørger for automatisk styring med lukket sløyfe av alle opphulls og nedihulls funksjoner. Fig. 6 viser generelt den underjordiske elektriske boremaskin som er an
ordnet inne i et tidligere installert borehul fåringsrør under prosessen med boring av et nytt borehull og samtidig installasjon av en seksjon av utvid bart foringsrør.
Fig. 7 viser foringsrørhengeren.
Fig. 8 viser en detalj for en nedihulls pumpemotorsammenstilling som er
relatert til den nedihulls pumpemotorsammenstilling som er vist på fig. 6.
Fig. 9 viser en underjordisk elektrisk boremaskin som borer et nytt borehull
fra en offshoreplattform.
Fig. 10 viser et snittriss av et underjordisk utvidelsesverktøy av en foring, posisjonert inne i en uutvidet foring som injiserer ny sement inn i det nye borehullet. Fig. 11 viser underjordiskverktøyet for utvidelse av en ffiring i ferd med å utvide et utvidbart fåringsrør inne i det nye borehullet før den nye sementen setter seg. Fig. 12 viser foringsrørhengeren etter at en del av den har blitt utvidet med setteverktøyet for foringsrørhengeren inne i det tidligere installerte fdringsrøret. Fig. 13 viser et snittriss av monohullbrønnen, eller den tilnærmete mono-hullbrønnen, etter passasje av underjordiskverktøyet for utvidelse av fdringen. Fig. 14 viser relevante parametere som er relatert til fluidstrømnings-mengder gjennom navlestrengen. Fig. 15 viser ulike parametere som er relatert til kjøring av den underjordisk elektriske boremaskin og det utvidbare fdringsrøret inn i brønnen. Fig. 16 viser en underjordisk elektrisk boremaskin som borer et nytt borehull under havbunnen fra et brønnsted ved kysten. Fig. 17 viser en underjordisk elektrisk boremaskin som borer et nytt borehull under jorden fra et landbasert borested. Fig. 18 viser en åpenhulls underjordisk elektrisk boremaskin som borer et åpent borehull i jorden. Fig. 19 viser en underjordisk elektrisk boremaskin med skruedrift som borer et åpent borehull i jorden. Fig. 20 viser et tverrsnitt av en annen utførelse av en navlestreng som brukes for underjordisk elektriske boremaskiner, for åpenhulls underjordisk elektriske boremaskiner, og for andre anvendelser. Fig. 21 viser enda en annen komposittnavlestreng med nøytral oppdrift i slam som har 12 Ib pr gallon (1,438 kg/dm<3>). Fig. 22 viser en navlestreng som fremskaffer effekt som er høyere enn 60 kilowatt og kommunikasjoner til en fjernstyrt farkost. Fig. 23 viser en navlestreng som fremskaffer effekt som er høyere enn 60 kilowatt, kommunikasjoner og fluider til en fjernstyrt farkost. Fig. 24 viser et snittriss av en foretrukket utførelse av Smart Shuttle™-Fig. 25 viser et snittriss av en traktorplasseringsanordning som opereres fra en navlestreng. Fig. 26 viser ulike innretninger som kan festes til Retrieval Sub i Smart Shuttle og traktortransportøren. Fig. 27 viser en skjematisk representasjon av funksjoner som kan utføres med Smart Shuttle og traktortransportsystemet.
Beskrivelse av de foretrukne utførelser
Fig. 1 viser et snittriss av en foretrukket utførelse av en navlestreng 2.1
denne foretrukne utførelse er vesentlige partier av navlestrengen fabrikkert åv ett eller flere komposittmaterialer. Navlestrengen 2 kalles følgelig også en komposittnavlestreng. Komposittnavlestrengen 2 tilveiebringer en forbindelse mellom overflaten og andre nedihulls verktøy (så som en underjordisk elektrisk boremaskin,
som vil bli beskrevet senere), som er i stand til å utføre nyttig arbeid i store avstander fra et brønnsted. I den foretrukne utførelse som er vist på fig. 1, er navlestrengen i stand til å utføre nyttig arbeid i en avstand på opptil 20 miles
(32,19 km) bort fra et borested på overflaten. Dette utsagnet betyr at navlestrengen er i stand til å utføre nyttig arbeid ved en hvilken som helst avstand mellom 0 miles og 20 miles (32,19 km) bort fra et borested. Denne forbindelsen kalles en navlestreng, og den roterer ikke som et borerør, og dens egenskaper er ulik fra egenskapene til kveilrør som brukes ved boreoperasjoner.
Særlig viser fig. 1 en navlestreng som har hovedsakelig nøytral oppdrift i en hvilken som helst spesifikk tetthet av boreslam 4 som befinner seg i et brønnhull. Boreslammet 4 kan også kalles borefluidet. Symbolet for tettheten av boreslam er p(boreslam). I dette bestemte eksempelet på en foretrukket utførelse er tettheten til boreslammet som befinner seg i brønnhullet 12 Ibs/gallon (1,438 kg/dm<3>).
På fig. 1 er komposittnavlestrengen delvis fabrikkert fra innvendig rør 6. På fig. 1 har navlestrengen en innvendig diameter på ID1.1 denne bestemte utførelse er den innvendige diameter i ID1 lik 4,5 tommer (114,3 mm). Den innvendige diameter danner et hult område som fluider kan sendes gjennom til og fra ned i hullet. Sagt på en annen måte, den innvendige diameter danner et ledningsrør som fluider kan sendes gjennom fra overflaten, ned i hullet, eller fra nede i hullet til overflaten. Navlestrengen har derfor et fluidledningsrør for å lede borefluider gjennom det indre av navlestrengen. Fluidene som befinner seg inne i det innvendige rør er vist med element 8 på fig. 1. Tettheten til fluidene 8 er angitt med symbolet p(navlestrengfluid). For eksempel kan boreslam sendes nedover i hullet gjennom røret med en innvendig diameter på 4,5 tommer (114,3 mm). Den innvendige diameter av dette røret kalles også det indre av dette røret. Det innvendige røret 6 har veggtykkelse T1, men dette tegnet for korthets skyld ikke vist på fig. 1.1 denne foretrukne utførelse er veggtykkelsen av det innvendige røret T1 0,25 tommer (6,35 mm). Veggen i det innvendige røret 6 er laget av et komposittmateriale. Denne komposittveggen kan ha mange lag av ulike komposittmaterialer som er laget av ulike materialer, hvor hvert lag har en ulik spesifikk vekt. Som et eksempel på en foretrukket utførelse, kan komposittmaterialet være et karbonbasert komposittmateriale. Av hensyn til enkelheten, er disse lagene ikke vist på fig. 1. Det vil imidlertid være en gjennomsnittlig spesifikk vekt av det indre røret som er definert å være SG(innvendig rør). I denne foretrukne utførelse er den spesifikke vekt av det innvendige røret lik 1,5.
På fig. 1 er komposittnavlestrengen delvis fabrikkert av utvendig rør 10. På fig. 1 har navlestrengen en utvendig diameter på OD2, og dette tegnet er vist på fig. 1.1 denne foretrukne utførelse er den utvendige diameter OD2 lik 6,00 tommer (152,4 mm) O.D. Det utvendige parti av komposittnavlestrengen synes følgelig å være et rør som har en utvendig diameter på OD2. Det utvendige rør 10 har veggtykkelse T2, men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 1.1 denne foretrukne utførelse er veggtykkelsen av det utvendige rør T2 0,25 tommer (6,35 mm). Veggen i det utvendige rør 10 er laget av et komposittmateriale. Denne komposittveggen kan ha mange lag av ulike komposittmaterialer som er laget av ulike materialer, hvor hvert lag har en ulik spesifikk vekt. I en foretrukket utførelse kan komposittmaterialet være et karbonbasert komposittmateriale. Disse lagene er for enkelthets skyld ikke vist på fig. 1. For eksempel kan et ytre lag av komposittmateriale velges slik at det er særlig slitasjebestandig. Som et eksempel kan det ytre lag av komposittmaterialet være laget av et karbonbasert komposittmateriale. Det vil imidlertid være en gjennomsnittlig spesifikk vekt av det utvendige rør som er definert å være SG(utvendig rør). I denne foretrukne utførelse er den spesifikke vekt av det utvendige rør lik 1,5.
Som vist på fig. 1 er det indre rør 6 asymmetrisk lokalisert inne i det ytre rør 10, hvilket danner et asymmetrisk volum 12 mellom de to rør. Inne i dette asymmetriske volum 12, mellom de to rør, er det isolerte strømførende elektriske ledninger som er angitt med tegnene A, B, C, D, E og F på fig. 1. Fig. 1 viser også en datalinje 14 med høy hastighet. Denne datalinjen med høy hastighet tilveiebringer datakommunikasjoner med høy hastighet fra overflaten til nedihulls utstyr, og fra nedihulls utstyr til overflaten. Datalinjen 14 med høy hastighet er valgt fra en liste som inkluderer en fiberoptisk kabel, en koaksialkabel og kabler med tvunnede ledninger. I den bestemte foretrukne utførelse av oppfinnelsen som er vist på fig. 1, er datalinjen med høy hastighet valgt å være en fiberoptisk kabel. Det asymmetriske volum 12 mellom de to rør som inneholder ledningene A, B, C, D, E og F, og den fiberoptiske kabel, er ellers fylt med syntaktisk skummateriale. Dette syntaktiske skummaterialet er ofte laget av silika mikrokuler som er innleiret i et fyllmateriale, så som epoksyharpiks eller andre komposittmaterialer. Det syntaktiske skummaterialet har en spesifikk vekt som er definert som SG(syntaktisk skummateriale). I denne foretrukne utførelse av oppfinnelsen er den spesifikke vekt til det syntaktiske skummateriale 0,825.1 denne foretrukne utførelse av oppfinnelsen, er syntaktisk skummateriale som har silika mikrokuler tilveiebrakt fra Cumming Corporation. Cumming Corporation er lokalisert i 225 Bodwell Street, Avon, MA 02322. Cumming Corporation kan også nås med telefon (508) 580-2660 eller ved hjelp av internet www. emersoncumminq. com. Detaljene ved det syntaktiske skummateriale kan sees igjennom i detalj i vedlegg 28 til foreløpig patentsøknad nr. 60/384.964, som har innleveringsdato 3. juni 2002, hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse. Bruk av silika mikrokuler i en syntaktisk matriks tilveiebringer den nødvendige oppdrift i brønnhull med høyt trykk. Den høye aksiale fasthet i komposittrørkonstruksjonen kompenserer for variasjoner i aksiale laster som forårsakes av slamvekt og andre tetthetsvariasjoner.
På fig. 1 er ledningene A, B, C, D, E og F 0,355 tommer (9,02 mm) O.D. isolert nr. 4 AWG ledning. Isolasjonen er nominelt for 14.000 volt DC eller 0-topp AC. Ledningene A, B og C omfatter den første uavhengige trefase trekantkrets. Ledningene D, E og F omfatter den andre uavhengige trefase trekantkrets. Hver separate krets er i stand til å tilveiebringe 160 hestekrefter (119 kilowatt) over en navlestrenglengde på 20 miles (32,19 km) ved en temperatur på 150°C. Navlestrengen kan derfor kombinert levere samlet 320 hestekrefter (238 kilowatt) ved 20 miles (32,19 km) for å gjøre arbeid ved denne avstanden. Ved 320 hestekrefter (238 kilowatt), forbrukes mindre enn 1 W pr foot (0,3048 m) effekt i form av varme, hvilket gjør dette til et praktisk design selv om navlestrengen er fullstendig opp-viklet på navlestrengkarusellen, som vist på en senere figur (fig. 4). I denne foretrukne utførelse er ledningene A, B, C, D, E og F nr. 4 AWG flertrådet sølvplettert kopperledning som er dekket med isolasjon som nominelt er for 14.000 VDC ved 200°C, hvor hver ledning har en DC-motstand på 0,250 ohm pr 1000 fot (304,8 m) ved en temperatur på 20°C, hvor den nominelle utvendige diameter av hver isolerte ledning er 0,355 tommer (9,02 mm), og hvor hver ledning veier 180 Ibs/1000 fot (800,7 N/304,8 m). Hver ledning har Part Number FEP4FLEXSC, tilveiebrakt av Allied Wire & Cable, Inc. som er lokalisert i 401 East 4th Street, Bridgeport, PA 19405, som kan nås pr telefon (800) 828-9473. Detaljene ved Allied Part Number FEP4FLEXSC kan ses gjennom i vedlegg 27 til foreløpig patentsøknad nr. 60/384.964, som har innleveringsdato 3. juni 2002, hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
Hvis det innvendige røret 6 fører 12 Ib pr gallon (1,438 kg/dm<3>) slam, og hvis det utvendige røret er nedsenket i 12 Ib pr gallon (1,438 kg/dm<3>) slam i brønnen, så er den oppoverrettede oppdriftskraft i den ovenstående foretrukne ut-førelse av navlestrengen pluss 5,9 Ibs (26,2 N) pr 1000 fot (304,8 m) av denne navlestrengen. Under antagelse av en friksjonskoeffisient på 0,2, så er den samlede friksjons-"tilbaketrekking" på 20 miles (32,19 km) av denne navlestrengen kun 124 Ibs (551,6 N). Denne "tilbaketrekkingen" inkluderer ikke noen differansé-fluidmotstandskrefter. Denne navlestrengen ble valgt til å ha en ekstrem lengde som viser at navlestrengen som vesentlig har nøytral oppdrift overvinner de fleste friksjonsproblemer som er forbundet med navlestrenger som er anordnet i brønner. For detaljene ved denne beregningen av en netto oppoverrettet kraft på 5,9 Ibs (26,2 N) som beskrevet ovenfor, vennligst se "Case J" i vedlegg 34 til foreløpig patentsøknad nr. 60/384.964, som har innleveringsdato 3. juni 2002, hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse. Disse bestemte beregningene ble utført på datoen 12. november 2001.1 disse beregningene ble tettheten av vann på 62,43 Ibs/kubikkfot (1,000 kg/dm<3>) brukt til å beregne de netto krefter som virker på volumer som har bestemte spesifikke vekter. Vennligst også se andre relevante oppdriftsberegninger i vedlegg 29 til 35 av foreløpig patentsøknad nr. 60/384.964.
Uttrykket "hovedsakelig nøytral oppdrift", "vesentlig har nøytral oppdrift", "tilnærmet nøytral oppdrift" og "omtrent nøytral oppdrift" kan brukes om hverandre. For en navlestreng som hovedsakelig har nøytral oppdrift, eller en navlestreng som tilnærmet har nøytral oppdrift, er den nedoverrettede tyngdekraft på en seksjon av navlestrengen for en gitt lengde omtrent utbalansert av den oppoverrettede oppdriftkraft fra brønnfluid som virker på navlestrengen av denne gitte lengde. Tettheten av slam i brønnen påvirkes sterkt av eventuelt borekaks fra en boremaskin som er festet til navlestrengen (hvilket vil bli beskrevet senere). Tilsvarende kan tettheten av fluidene inne i røret 6 også være sterkt påvirket av eventuelt borekaks fra boremaskinen (hvis det brukes strømning i motsatt retning). Tettheten av boreslammet 4 og tettheten av fluider som befinner seg inne i røret 8 kan følgelig variere med avstanden langs lengden av navlestrengen. Ved enhver posisjon langs lengden av navlestrengen som er anordnet i brønnen, kan navlestrengen imidlertid være designet til å ha "hovedsakelig nøytral oppdrift", "vesentlig ha nøytral oppdrift", "tilnærmet nøytral oppdrift" eller "omtrent nøytral oppdrift". I tillegg ved bruk av de designprinsipper som her er beskrevet, kan hele lengden av navlestrengen være designet til gjennomsnittlig å ha "hovedsakelig nøytral oppdrift", "vesentlig ha nøytral oppdrift", "tilnærmet nøytral oppdrift" eller "omtrent nøytral oppdrift" over hele lengden av navlestrengen som er anordnet i et brønn-hull.
En navlestreng som har "hovedsakelig nøytral oppdrift", "vesentlig har nøytral oppdrift", "tilnærmet nøytral oppdrift" eller "omtrent nøytral oppdrift", reduserer sterkt friksjonsmotstanden på navlestrengen når den beveger seg i brønnhullet. Dette utsagnet er åpenbart fra det følgende. Den netto kraft på en lengde av navlestreng fra gravitasjons- og oppdriftskrefter er F. Glidefriksjons-koeffisienten er K. Den netto "tilbaketrekkingskraft" P for den gitte lengde av navlestrengen er derfor gitt av:
Kravet som at en navlestreng skal ha tilnærmet nøytral oppdrift reduserer sterkt friksjonsmotstanden på navlestrengen når den beveger seg i brønnhullet. Dette er et særlig viktig punkt. Hvis en navlestreng har "hovedsakelig nøytral oppdrift", "vesentlig har nøytral oppdrift", "tilnærmet nøytral oppdrift" eller "omtrent nøytral oppdrift", så er friksjonsmotstanden på navlestrengen sterkt redusert når den beveger seg gjennom brønnhullet. Det er andre detaljer å ta i betraktning, så som startfriksjonen, og klebrige substanser i brønnen, motstand pga viskøse krefter osv. Ligning 1 danner imidlertid utgangspunkt for fremskaffelse av høy elektrisk effekt gjennom navlestrenger i store avstander, så som 20 miles (32,19 km) fra et borested. Som angitt tidligere med hensyn på denne foretrukne utførel-se, med en netto kraft på 1000 fot (304,8 m) av navlestrengen som kun er pluss 5,9 Ibs (26,24 N) (en oppoverrettet kraft) under antagelse av en friksjonskoeffisient på 0,2, er den samlede friksjons-"tilbaketrekking" på 20 miles (32,19 km) av denne navlestrengen kun 124 Ibs (551,6 N).
Den foretrukne utførelse fordrer også andre fornuftige designkrav for navlestrengen. Navlestrengen behøver betydelig aksial fasthet (for å trekke boremaskinen ut av brønnen i tilfelle av utstyrssvikt nede i hullet, som forklart senere), hvilket vil kreve en designlast på 160.000 Ibs (711,72 kN). Navlestrengen må tilveiebringe en innvendig trykk-kapasitet (innstengnings trykk-kapasitet i brønnen) på ca 10.000 psi (68,95 MPa). Kollapsbestandigheten til navlestrengen må overstige 6.000 psi (41,37 MPa) differansetrykk. Navlestrengen må ha evnen til å virke i minst 120°C, og fortrinnsvis 150°C. Kompositter blir nå rutinemessig brukt ved 120°C, og eksperimenter blir nå utført på kompositter ved 150°C. Hult høyfast glass kan erstatte karbonfiberkompositter for kostnadsbesparelser, men det vil være en vektstraff, hvilket øker friksjonsmotstanden.
Navlestrengen kan nå og da skades under sin bruk, og kreve feltrepara-sjoner. Reparasjoner vil utføres ved å skjære ut den ødelagte delen og bruke feltinstallerbare endeforbindelser for på ny å skjøte sammen de intakte navle-strengseksjonene. Endeforbindelsene vil også skjøte ulike seksjoner av navlestreng som kan være lagret separat ved overflaten. Disse koplingene forventes å medføre en liten reduksjon av navlestrengens innvendige diameter og øke navlestrengens utvendige diameter.
Det bestemte asymmetriske design som er vist på fig. 1 ble valgt som en foretrukket utførelse delvis fordi den illustrerer de ulike betraktninger som er nød-vendig for å designe og bygge en slik navlestreng med høy effekt som har nøytral oppdrift i brønnfluider. Andre mer symmetriske design for slik navlestreng er vist i en annen foretrukket utførelse som er vist på fig. 20 nedenfor. De referanser som er anført ovenfor i seksjonen benevnt "Beskrivelse av beslektet teknikk" tilveiebringer de generelt kjente fremgangsmåter som brukes innen industrien for å kon-struere komposittnavlestrenger.
Fig. 2 viser det opphulls og nedihulls plasserte kraftstyringssystem for komposittnavlestrengen som er vist på fig. 1. Ledningene A, B og den fiberoptiske kabel 14, som ble identifisert på fig. 1, er vist på fig. 2. På fig. 2 er jordens overflate vist figurativt som element 16. Enhver funksjon som er vist over element 16 er identifisert som en "opphulls funksjon", og enhver funksjon som er vist nedenfor element 16 er identifisert som en "nedihulls funksjon".
På fig. 2 er kun ledninger A og B i en første trefase trekantkrets vist. Den trefase trekant er en AC-krets som har tre ledninger (f.eks A, B og C), hvor hver ledning i denne fører en AC-strøm, og det finnes en spenningsdifferanse mellom hver ledning. Det finnes faserelasjoner mellom strømmen mot tid i hver ledning. Det finnes faserelasjoner mellom spenningen mot tid i hver ledning. På fig. 2 er ledningen C for enkelthets skyld imidlertid ikke vist. En elektrisk generator 18 tilveiebringer trefase trekanteffekt gjennom kabelen 19 til omformeren 20 for variabel spenning og frekvens. Omformeren for variabel spenning og frekvens har elektronikk som tilveiebringer måling av spenningene, strømmer og faser i trefase trekantkretsen, selv om denne elektronikken for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 2. Elektrisk effekt leveres av ledningene A og B til den nedihulls elektrisk last 22.1 en foretrukket utførelse er den elektriske last en nedihulls elektrisk motor. Spenningen, strømmen, de relevante faser og andre parameter for den elektriske last måles med avsøkingsenheten 24. Avsøkingsenheten 24 er merket med tegnet "V", som viser at i det minste spenningen V måles mellom ledningene A og B ved den elektriske last 22. Avsøkingsenheten 24 er festet til de elektriske inngangsterminaler for den nedihulls elektriske last. Hvis dette er en nedihulls elektrisk motor, er avsøkingsenheten 24 festet til de elektriske inngangsterminaler på den elektriske motor.
Avsøkingsenheten 24 har også egnet elektronikk som sender den målte nedihulls informasjon til overflaten gjennom optisk fiber 14. Informasjonen fra nedihullet sendes ved hjelp av en den optiske fiber 14, hvilket fremskaffer den målte informasjon til datamaskinsystemet. Den målte nedihullsinformasjon digitaliseres med beslektet instrumentering (ikke vist med henblikk på klarhet på fig. 2), og nedihullsinformasjonen sendes oppover i hullet ved hjelp av lyspulser som sendes gjennom den optiske fiber 14.
På fig. 2 har datamaskinsystemet 26 også beslektet elektronikk for å implementere det følgende. Datamaskinsystemet og beslektet elektronikk tilveiebringer kommandoer til omformeren 20 for variabel spenning og frekvens ved hjelp av en elektronisk tilbakemeldingssløyfe 28 for å fremskaffe den nødvendige spenning, strøm, faser og frekvens som er nødvendig ved nedihullslasten 22. Fig. 2 viser følgelig et dynamisk tilbakemeldingssystem med lukket sløyfe, hvor nedihulls lastparametere måles, informasjonen sendes oppover i hullet, og systemet opphulls justeres automatisk for å fremskaffe det som er nødvendig for korrekt operasjon av den elektriske last. Poenget er at tilbakemeldingssløyfen 28 fra datamaskinen 20 brukes til å frembringe den påkrevde frekvens, spenning, strøm og faser som er nødvendig for nedihullslasten 22. Dette er et eksempel på tilbakemeldingskontrollen for nedihullslasten 22, som i flere foretrukne utførelser kan være en nedihulls elektrisk motor.
I en alternativ utførelse av tilbakemeldingskontrollen, brukes tilbakemel-dingssløyfen fra datamaskinen 26 på fig. 2 til å styre RPM for en motorgenerator som har en 0-topp utgangsspenning som lett kan varieres, hvilket tilveiebringer passende styrte frekvens- og spenningsutganger, selv om den lille variasjon av den foretrukne utførelse for korthets skyld ikke er vist på en separat figur. I dette tilfellet brukes tilbakemeldingssløyfen fra datamaskinen 26 først til å styre motorens RPM, og den brukes også for det andre formål å styre utgangs-spenningen, frekvensen og fasen fra generatoren som er innfestet til motoren, hvilket utgjør motor-generatorsammenstillingen.
Ytterligere målte nedihulls lastparametere sendes også oppover i hullet gjennom den optiske fiber. For eksempel, i en foretrukket utførelse, er element 22 på fig. 2 en elektrisk motor, og som et eksempel, kan den målte RPM, strømmen som trekkes av motor gjennom dens inngangsterminaler, spenningen over dens inngangsterminaler og fasene til spenningen og strømmen mot tid, temperaturen, dreiemoment osv for den elektriske motor sendes oppover gjennom den optiske fiber 14.1 andre foretrukne utførelser er den elektriske last 22 en nedsenkbar elektrisk boremaskin, og i en annen utførelse er den elektriske last en fjernstyrt farkost.
Systemet som er vist på fig. 2 styrer en første trefase trekantkrets som til-fører energi til ledningene A, B og C på fig. 1. Et andre system som ligner det som er vist på fig. 2 styrer effekten som avgrenes til ledningene D, E dg F fra en andre trefase trekantkrets. For enkelthets skyld er den andre trefase trekantkrets ikke vist på fig. 2. Et slikt system er i stand til å levere 320 hestekrefter (238 kilowatt) gjennom en navlestreng som er anordnet i et brønnhull som er vist på fig. 1, som har en lengde på opptil 20 miles (32,19 km). Dette er viktig, fordi flesteparten av de tilgjengelige motorer for nedihulls bruk er AC-motorer, og ikke DC-motorer.
AC-effektstyringssystemet som er vist på fig. 2 har i det minste flere for-deler. For det første brukes det ikke DC-spenninger, hvilket generelt ville kreve en "pulsgiver" for å omforme DC til AC for å operere de nedihulls elektriske motorer som i dag er tilgjengelige. Slike pulsgivere for høy effekt er komplekse, ofte store, og genererer betydelig varme. For det annet er det ikke nødvendig med noen nedihulls transformator, hvilket skyldes det aktive tilbakemeldingssystem med lukket sløyfet som er vist på fig. 2.
Den grunnleggende tilbakemeldingsstyring av nedihulls parametere som sådan, så som spenning og strøm, er imidlertid også nyttig for et DC-effektstyringssystem for DC elektriske motorer som kan brukes i en underjordisk elektrisk boremaskin. En annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen styrer følgelig DC-spenninger med et system som er analogt til det som er skissert på fig. 2.
Fig. 3 viser hvordan trefaseeffekt på 160 hestekrefter (119 kilowatt) kan leveres gjennom de elektriske ledere på fig. 1 og 2, til avstander på 20 miles (32,19 km). Dette betyr at denne effekten for eksempel kan leveres fra 0 miles til 20 miles (32,19 km) bort fra et borested. To "grener" av den trefase trekantkretsen er vist på fig. 3 som ledninger A og B (ledning C i trefase trekantkretsen er for
enkelthets skyld ikke vist). Motstandene i en lengde på 20 miles (32,19 km) av ledningen er simulert med motstander som har størrelsen av motstand i ohm på "R1". Tegnet "R1" opptrer på fig. 3. Disse to motstandene er også respektivt merket som element 30 og 32.1 en foretrukket utførelse simuleres lasten ved enden av navlestrengen med en nedihulls elektrisk motor 34 som krever 2.500 volt 0-topp ved 45 amp 0-topp mellom en hvilken som helst av to ledninger i trefase ledningssystemet som opererer ved 60 Hz. Som et praktisk tilfelle kan denne "nedihulls motoren" i prinsippet bestå av to REDA, 4 pol motorer, som hver krever 1250 volt 0-topp, ved 45 amp 0-topp, som har en nominell RPM på ca 1700 RPM. Strømmen som strømmer gjennom ledningene A og B er representert med tegnet l(t) på fig. 3. Denne nødvendige motorspenningen er representert med tegnet VM(t). Det dyna-miske tilbakemeldingssystem med lukket sløyfe som er beskrevet på fig. 2 justerer automatisk og kontinuerlig spenningen som tilføres nedihulls til motoren, som måles med avsøkingsenheten 24 på fig. 2.1 denne foretrukne utførelse fremskaffer omformeren 20 for variabel spenning og frekvens på fig. 2 typisk 6.182 volt 0-topp, og fremskaffer 45 amp 0-topp mellom hvilke som helst to grener i trefase-kretsen. Den tilførte spenning representeres med element 36 på fig. 3. Spenningen som tilføres av spennings- og frekvensomformerén 20 er representert med tegnet Vs(t) på fig. 3. Poenget med dette er at det ved bruk av det ovenfor beskrevne tilbakemeldingssystem og ledninger med tilfredsstillende dimensjon er mulig å faktisk levere 160 hestekrefter (119 kilowatt) ved en avstand på 20 miles (32,19 km).
Fig. 3 viser en første uavhengig krets som tilveiebringer 2500 volt 0-topp til en last, en motor i denne foretrukne utførelse, ved avstander på opptil 20 miles (32,19 km) mellom ledninger A, B henholdsvis C, og motoren kan trekke opptil 45 amp 0-topp mellom hvilke som helst par av ledninger, A-B, B-C eller C-A. En andre uavhengig krets, som for enkelthets skyld ikke er vist, tilveiebringer også 2500 volt 0-topp til en annen motor i avstander på 20 miles (32,19 km) mellom ledninger D, E henholdsvis F, og denne motoren kan også trekke opptil 45 amp 0-topp fra en hvilken som helst ledning D, E og F. Slike spenninger og strømmer er nødvendige for to serieopererte REDA 4 pols motorer, som hver nominelt yter 80 hestekrefter (59,7 kilowatt) (som vist på en senere figur, fig. 8). REDA er en produsent som heter "Reda Div. Camco International, Inc." som kan nås på 4th & Dewey, Bartlesville, Oklahoma 74005, telefonnummer (918) 661-2000, som har et nettsted som kan nås gjennom www. schlumberqer. com.
Sammenfattende må navlestrengen 2 på fig. 1 føre høy effekt og hastigheter med høy kommunikasjon (320 hestekrefter (238 kilowatt) - to kretser hver på 160 hestekrefter (119 kilowatt) - og fiberoptiske kommunikasjoner). Det brukes et transformatorløst, nedihulls elektrisk effektarrangement for AC-spenning. Inngangseffekten og spenningen styres over vannflaten for å opprettholde konstant nedihulls lastspenning. I en foretrukket utførelse er en av de to kretser dedikert til nedihulls slampumpen (eller Smart Shuttle™) tjeneste, mens den andre krets opererer andre Downhole Rig™ funksjoner så som rotasjon og vekt-belastning på en borkrone, hvilket vil bli beskrevet på senere figurer. I ulike foretrukne utførelser har de ulike nedihulls motorer myk startkontroller som gjør at kraftforsyningen over vannflaten pålitelig kan følge effektbehovet.
I den ovenstående foretrukne utførelse brukes det en trefase trekanteffekt-krets. I prinsippet kan det brukes et hvilket som helst elektrisk effektsystem, inkludert 208 Y og beslektede effektsystemer, og ordinære énfase effektsystemer.
Fig. 4 viser en navlestrengkarusell i ferd med å bli satt opp. Dette utstyret tilsvarer fleksibelt rørhåndteringsutstyr som nå brukes innen industrien. En første karusellflens 38 har innvendige eiker 40 som danner den innvendige diameter i navlestrengkarusellen. Navlestrengen 42 er viklet på disse innvendige eiker. En andre karusellflens (ikke vist) innelukker den oppviklede navlestrengen, selv om den for korthets skyld ikke er vist. I en foretrukket utførelse er navlestrengen 42 den samme navlestreng som er vist på fig. 1, som har en utvendig diameter på 6 tommer (152,4 mm). Navlestrengen kan lagres og opereres som en enkelt ledning. Navlestrengen er imidlertid fortrinnsvis oppdelt i flere mindre lengder, som et eksempel er 5 miles (8,05 km) hver, og lagret på mindre karuseller eller tromler for å redusere fluidfriksjonstapene sammenliknet med en kontinuerlig lengde på 20 miles (32,19 km). En anordning for plan vikling er anordnet på hver karusell for korrekt å vikle røret ettersom det trekkes ut av brønnen og returneres til karusellen for lagring.
Hver karusell som inneholder 5 miles (8,05 km) av navlestrengen med en utvendig diameter på 6 tommer (152,4 mm) er ca 8 fot høy (2,44 m) med en utvendig diameter på 22 fot (6,71 m). Den slamfylte navlestrengen veier ca 234 tonn. Med mindre dette utstyret installeres på fartøyer offshore, er det ikke lett å bevege det. Av denne årsak forventes at det boresenteret hvor riggen sammen-stilles forventes å bruke utstyret over hele dets levetid. Slike karuseller kan leveres av Coflexip Stena Offshore, Inc. lokalisert i 7660 Woodway, Suite 390, Houston, Texas 77063, som har telefonnummer (713) 789-8540, som har sitt nettsted på www. coflexiD. com. Slike karuseller kan også leveres av Oceaneering International, Inc., lokalisert i 11911 FM 529, Houston, Texas 77401, som har telefonnummer
(713) 329-4500, som har sitt nettsted på www. oceaneerina. com.
Mye overflateutstyr er nødvendig for å understøtte håndtering av navlestrengen. Dette overflateutstyret er kort beskrevet i det følgende. Mye av dette utstyret kan leveres av et firma som er lokalisert i Holland, som heter Huisman-Itrec, som kan være lokalisert i Admiraal Tromptstraat 2-3115 HH Schiedam, P.O. Box 150 - 3100 AD Schiedam, Nederland, havn nr. 561, som har telefonnummer 31(0) 10 245 22 22, som har sitt nettsted på www. Huisman- ltrec. com.
Stripperhoder og overflateutblåsingssikringer (blow-out preventers BOPer) tilveiebringer en OD trykktetning på navlestrengen, selv om det for enkelthets skyld ikke er tilveiebrakt noen figurer for å vise dette trekket. Dette utstyret har en funksjon som ligner funksjonen til et kveilrørs strippehode, med unntak av at det håndterer navlestrenger med større utvendige diametere. I praksis forventes det faktiske tetningselement å være doble 13 5/8" (346,1 mm) ringformete strippe-BOPer med smøremiddelinjeksjon for å smøre tetningselementene når navlestrengen beveger seg gjennom tetningselementene. Denne løsningsmåten for doble strippenheter gjør at navlestrengens mekaniske koplinger kan transporteres inn i brønnen. BOPene ved overflaten sørger for brønnkontroll på overflaten i tilfelle av et brønnspark. Disse (skjær-, rør- og blindavstenger) BOPene vil være lokalisert mellom brønnhodet og de ringformete strippeenhetene.
En injektorenhet er nødvendig på overflaten, selv om det for enkelthets skyld ikke er vist noen figur. En 100-tonns lineær trekkenhet er foretrukket for denne anvendelse. Injeksjonsenheten sørger for at bore-navlestrengen skyver og trekker laster i hastigheter på opptil 10 fot (3,048 m) pr sekund. De maksimale laster vil være ved lave hastigheter. Hastigheten vil være begrenset av slam-strømmer inne i brønnhullet. Denne injektorenheten har en funksjon som minner om den for en kveilrørsinjektor, men har i praksis en størrelse og ytelse som er nærmere en rørledningsstrammer som brukes til å legge ut fleksible rør. Tilsvarende enheter brukes for håndtering og installasjon av fleksible rør av slike firmaer som Coflexip Stena Offshore, Inc.; Wellstream, Inc.; og NKT Flexibles l/S. Adressen til Coflexip Stena Offshore, Inc. har blitt gitt ovenfor. Wellstream, Inc. ér et datterselskap av Halliburton Energy Services, og kan nås i 10200 Bellaire Boulevard, Houston, Texas 77072-5299, med telefonnummer (281) 575-4033. NKT Flexibles l/S er et firma som er lokalisert i Danmark, og som har adresse Priorparken 510, DK-2605 Brøndby, Danmark, som har telefon 45 42 48 30 00, som har sitt nettsted på www. nktflexibles. com.
Et overflate slamsystem er nødvendig for navlestrengen, selv om for korthets skyld ingen figurer viser dette trekket. Et stort volum av arbeidsslam vil være nødvendig for å styre navlestrengvolumet under innkjøring i hullet. For operasjoner i en horisontal avstand på 20 miles (32,19 km), kan det være nødvendig med et aktivt slamtankvolum på 3.500 fat (556,5 m<3>). Dette tilsvarer kapasiteten til enkelte store offshore borerigger. Et minimum på to overflate slampumper på 750 hestekrefter (557,8 kilowatt) vil være nødvendig for den foretrukne utførelse. De andre detaljene som vedrører slamsystemet vil bli presentert i forbindelse med en kommende figur (fig. 14).
En overflaterigg er nødvendig for å understøtte operasjoner med navlestrenger og foringsrør, selv om det for korthet skyld ikke er vist noen figur som viser denne detaljen. Overflateriggen håndterer og skrur sammen foringsrør ettersom det kjøres inn i hullet. I mange henseender tilsvarer dette konvensjonelle kveilrørsborerigger, med unntak av at dimensjonen er mye større. Den beste fremgangsmåte til å skjøte utvidebare foringsrør under boreoperasjoner er fortsatt under utvikling. Enventure Global Technology utvikler en utvidbar, gjenget skjøt. Enventure har også gjort ulike størrelser av utvidbare fdringsrør kommersielt tilgjengelig, og kan levere ulike midler for å skjøte sammen lengder av det utvidbare røret. Eventure Global Technology kan nås i 16200-A Park Row, Houston, Texas 77084, og har telefonnummer (281) 492-5000, som har sitt nettsted på www. EnventureGT. com. Andre alternativer til å skjøte sammen utvidbare er å sveise langs foringsrørstrenger (tilsvarer J-legging av rørledninger). Arrangementet av overflaterigg utstyr er kompatibelt med begge alternativer. Fig. 5 viser et datamaskinbasert opphulls styringssystem for navlestrengen. Det er en del av en foretrukket utførelse av et automatisert system for å bore og komplettere olje- og gassbrønner. Det er også en del av en foretrukket utførelse av et system med lukket sløyfe for å bore og komplettere olje- og gassbrønner. Fig. 5 viser datamaskinkontrollen av navlestreng karusellen i en foretrukket utførel-se av oppfinnelsen.
På fig. 5 har datamaskinsystemet 26 (tidligere beskrevet på fig. 2) komponenter som er typiske innen industrien, inkludert én eller flere prosessorer, ett eller flere ikke-flyktige minner, ett eller flere flyktige minner, mange datamaskinpro-grammer som kan kjøre samtidig eller alternativt, ettersom situasjonen krever, osv, og alle andre trekk som er nødvendig for å tilveiebringe datamaskinkontroll av alle de opphulls funksjoner. I denne foretrukne utførelse har dette samme datamaskinsystemet 26 også evne til å skaffe seg data fra, sende kommandoer til, og ellers korrekt operere og styre alle nedihulls funksjoner. LWD og MWD data erverves derfor av dette datamaskinsystem når det er hensiktsmessig. Som en følge av dette har datamaskinsystemet 26 i en foretrukket utførelse alle nødven-dige komponenter for å samvirke med en underjordisk elektrisk boremaskin. I en "lukket sløyfe"-operasjon av systemet, blir informasjon som fremskaffes nede i hullet fra nedihullssystemet sendt til datamaskinsystemet som utfører en serie av programmerte trinn, hvor disse trinnene kan forandres eller endres avhengig av den informasjon som mottas fra nedihullssensoren som er lokalisert inne i nedihullssystemet.
På fig. 5 har datamaskinsystemet 26 en kabel 44 som forbinder det til en skjermkonsoll 46 som har én eller flere bildeskjermer. Skjermkonsollen 46 viser data, programmeringstrinn, og enhver annen informasjon som er nødvendig for å operere det hele opphulls og nedihullssystem. Skjermkonsollet er også via kabelen 48 forbundet til et alarm- og kommunikasjonssystem 50 som tilveiebringer korrekt melding til mannskapet om at service er nødvendig. Konsollet 52 for data-innlegging og programmering tilveiebringer midler for å legge inn alle nødvendige digitale eller manuelle data, kommandoer eller programvare som er nødvendig for datamaskinsystemet, og det er forbundet til datamaskinsystemet via kabelen 54.
På fig. 5 tilveiebringer datamaskinsystemet 26 kommandoer over kabelen 56, til elektronikk grensesnittsystemet 58 som har mange funksjoner. Én funksjon med elektronikk grensesnittsystemet er å tilveiebringe informasjon til og fra enhver nedihulls last gjennom kabling 60 som er forbundet til sleperingen 62, hvilket typisk brukes innen industrien. En annen funksjon med elektronikk grensesnittsystemet er å fremskaffe effekt til en hvilken som helst nedihulls last gjennom kabling 60 som er forbundet til sleperingen 62. Sleperingen 62 er passende montert på siden av sammenstilte navlestrengkarusellen 64 på fig. 5. Informasjon som tilveiebringes til sleperingen 62 fortsetter da til ledninger A, B, C, D, E, F og G inne i navlestrengen som er viklet opp på navlestrengkarusellen. Navlestrengen 66 fortsetter til en skive- og strammeinnretning 68, og deretter fortsetter navlestrengen nedover ved lokalisering 70, mot injeksjonsenheten, og videre til stripperhodene og utblåsingssikringene (BOPene på overflaten). Skive- og strammeinnret-ningen 68 kan plassere passende strekk på navlestrengen, som påkrevd.
På fig. 5 tilveiebringer elektronikk grensesnittsystemet 58 også effekt og elektronisk styring av det hydrauliske system 72 som styrer navlestrengkarusellen gjennom konnektoren ved lokalisering 74. Kabling 76 sørger for den elektriske forbindelse mellom elektronikk grensesnittsystemet 58 og det hydrauliske system 72 som styrer navlestrengkarusellen. I tillegg har elektronikk grensesnittsystemet 58 en utgangskabel 78 som tilveiebringer kommandoer og styring til boreriggens utstyrskontrollsystem 80 som styrer ulike boreriggfunksjoner og anordninger, inkludert motorene for rotasjonsbordet som brukes ved boring, slampumpe-motorene, pumpene som styrer sementstrømning og andre slurrymaterialer som påkrevd, og alle elektronisk styrte ventiler, og disse funksjonene styres gjennom kabelbunten 82 som på fig. 5 har en pil, for å vise at denne kablingen går til disse oppregnede gjenstandene.
Med henblikk på fig. 5 har elektronikk grensesystemet 58 også en kabel-utgang 84 til en tilleggs overflatetransduser og et kommunikasjonskontrollsystem 86 som tilveiebringer alle nødvendige overflatetransdusere og/eller kommunika-sjonsinnretninger som er påkrevd for kommunikasjon med nedihulls utstyret. I en foretrukket utførelse tilveiebringer tilleggsoverflate- og kommunikasjonssystemet 86 akustiske sendere og akustiske mottakere som kan være nødvendige for å kommunisere til og fra visse nedihullsutstyr. Tilleggsoverflate- og kommunikasjonssystemet 86 er forbundet til de nødvendige transdusere, osv, ved hjelp av kabling 88 som på fig. 5 har en pil, hvilket angir at denne kablingen fortsetter til disse oppregnede transduserene og andre innretninger slik det er nødvendig. En elektrisk generator 18 tilveiebringer trefase trekanteffekt til omformerene 20 for variabel spenning og frekvens ved hjelp av kabelen 90. Utgangen fra omformeren 20 for spenning og frekvens er tilveiebrakt ved hjelp av kabelen 92 som går til elektronikk grensesnittsystemet 58. Effekt til ledningene A, B, C, D, E, F og G og signaler til den fiberoptiske kabel 14 (ikke vist på fig. 5, men som er definert på fig. 1) er tilveiebrakt fra elektronikk grensesnittsystemet 58, gjennom kabling 60, som er forbundet til sleperingen 62. Kablingen 60 og sleperingen tilveiebringer de egnede elektriske og fiberoptiske forbindelser. Kablingen 60 har forbindelse til ledningene A, B, C, D, E, F og G, og til den fiberoptiske kabel 14.1 visse foretrukne utførelser er det to atskilte generatorer og omformere for spenning og frekvens for uavhengig styring av det første trefase trekantsystem som har ledninger A, B, C, og det andre trefase trekantsystem som har ledninger D, E og F.
Med hensyn på fig. 5, og med hensyn på systemet med lukket sløyfe for å bore og komplettere olje- og gassbrønner, brukes standard elektroniske tilbake-meldingskontrollsystemer og design for å implementere hele systemet, som beskrevet ovenfor, inkludert de som er beskrevet i boken benevnt "Theory and Problems of Feedback and Control Systems", "Second Edition", "Continuous-(Analog) and Discrete(Digital)" av J.J. DiStefano III, A.R. Stubberud og I.J. Williams, Schaum's Outline Series, McGraw-Hill, Inc., New York, New York, 1990, 512 sider, hvis kopi i sin helhet inkorporeres herved referanse. På fig. 5 har derfor datamaskinsystemet 58 mulighet for å kommunisere med, og for å styre, alle de ovenfor oppregnede gjenstander og funksjoner som har blitt beskrevet så langt.
For å understreke et hovedpunkt på fig. 5 har datamaskinsystemet 26 mulighet for å motta informasjon fra én eller flere nedihulls sensorer for systemet med lukket sløyfe for å bore og komplettere olje- og gassbrønner. Dette datamaskinsystemet utfører en sekvens av programmerte trinn, men disse trinnene kan avhenge av informasjon som fremskaffes fra minst én sensor som er lokalisert inne i nedihulls systemet. Dette datamaskinsystemet sørger for automatisk styring av navlestrengen og enhver opphulls og nedihulls funksjon som er relatert til an-vendelsen av navlestrengen.
Fig. 6 viser generelt den underjordisk elektriske boremaskin 94 som er anordnet inne i et tidligere installert borehull foringsrør 96 som er omgitt av eksisterende nedihulls sement 98. Det tidligere installerte foringsrør ender i lokalisering 100. Den innvendige diameter av det tidligere installerte foringsrør er definert som "ID foringsrør", men dette tegnet er for enkelthets skyld ikke vist på fig. 6. Den utvendige diameter av det tidligere installerte foringsrør er definert som "OD foringsrør", men dette tegnet er for enkelthets skyld ikke vist på fig. 6. Veggtykkelsen av det tidligere installerte foringsrør er definert som "WT fdringsrør", men dette tegnet er for enkelthets skyld ikke vist på fig. 6. Det tidligere installerte foringsrør er lokalisert inne i en geologisk formasjon 102.
Som vist på fig. 6 er den underjordiske elektriske boremaskin i ferd med å bore et nytt borehull 104 inn i den geologiske formasjon. Pilotkronen 106 er vist idet den borer pilothullet 108. Den utvendige diameter av pilotkronen er definert som "OD pilotkrone", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Den innvendige diameter av pilothullet er definert som "ID pilothull", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Underkuttere 110 og 112 utvider det nye borehullet til full diameter. Den utvendige diameter av underkutterne 110 og 112, når de er i den fullt utvidede posisjon, er definert som "OD underkuttere", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Den totale innvendige diameter av det nye borehullet som bores på denne måte er definert som "ID av nytt hull", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Pilotkronen 106 og underkutterene 110 og 112 danner til sammen hele "borkronen" for denne sammenstillingen. Denne borkronen er et eksempel på en "utvidbar borkrone" som også kalles en "opphentbar borkrone", som også kalles en "tilbaketrekkbar borkrone". De følgende referanser beskriver slike borkroner: US-patenter: US-patent nr. 3.552.508, CC. Brown, benevnt "Apparatus for Rotary Drilling of Wells Using Casing as the Drill Pipe", som ble bevilget 5/1-1971, hvis kopi i sin helhet inkorporeres herved referanse; US-patent nr. 3.603.411, H.D. Link, benevnt "Retractable Drill Bits", som ble innvilget 7/9-1971, hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse; US-patent nr. 4.651.837, W.G. Mayfield, benevnt "Downhole Retrievable Drill Bit", som ble bevilget 24/3-1987, hvis kopi i sin helhet inkorporeres herved referanse: US-patent nr. 4.962.822, J.J. Pascale, benevnt "Downhole Drill Bit and Bit Coupling", som ble bevilget 16/10-1990, hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse; og US-patent nr. 5.197.553, R.E. Leturno, benevnt "Drilling with Casing and Retrievable Drill Bit", som ble bevilget 30/03-1993, hvis kopi i sin helhet inkorporeres herved referanse. Enkelte eksperter innen industrien kaller denne type boreteknologi for "boring med foringsrør". Med henblikk på denne patentsøknaden, kan uttrykkene "opphentbar borkrone", "opphentbare borkronemidler", "tilbaketrekkbar borkrone" og "tilbaketrekkbare borkronemidler" brukes ombyttbart. Kombinasjonen av pilotkrone og tilbaketrekkbar borkrone kan også under visse omstendigheter byttes ut med en bisenter borkrone. De opphentbare borkronene og bisenter borkronene er roterende borkroner.
Når underkutterene 110 og 112 er trukket tilbake inn i sine lukkede posisjoner, så kan de trekkes gjennom det uutvidede fdringsrøret, og deretter kan hele den underjordiske elektriske boremaskin tas ut av det tidligere installerte fdringsrøret, fordi den utvendige diameter av underkutterene i sine tilbaketrukkede posisjoner er mindre enn den innvendige diameter av det utvidbare foringsrør og den innvendige diameter av det tidligere installerte foringsrør. Når underkutterene er i sin utvidede posisjon, som vist på fig. 6, brukes imidlertid den underjordiske elektriske boremaskin til å bore det nye borehullet.
Den nedihulls elektriske motor 114 i den underjordiske elektriske maskin får sin elektriske energi fra navlestrengen 116. Den nedihulls elektriske motor 114 er en roterende motor. I én foretrukket utførelse er navlestrengen den nedre ende av den bestemte komposittnavlestreng som er vist på fig. 1. Ulike elektriske ledninger og konnektorer langs lengden av den underjordisk elektriske boremaskin leder elektrisk effekt fra navlestrengen til den nedihulls elektriske motor (som er angitt figurativt med element 118, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6). Den nedihulls elektriske motor 114 har også innvendige sensorer som viser spenningene mellom ulike innmatinger til motoren, strømmen som trekkes av ulike innmatinger til motoren, effekten som forbrukes av motoren, temperaturen i motoren, motorens RPM, det dreiemoment som levers av motoren osv. Denne informasjonen digitaliseres, sendes gjennom egnede elektriske kretser og konnektorer langs lengden av den underjordiske boremaskin (som figurativt er angitt med element 120, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6), hvilken digitale informasjon deretter sendes oppover i hullet gjennom den fiberoptiske kabel 14 inne i navlestrengen i form av egnede lyspulser. Kommandoer fra overflaten sendes også nedover i hullet gjennom den samme toveis kommunikasjonsvei. Slike kommandoer inkluderer endring av motorens RPM osv.
Den nedihulls elektriske motor har en utgangsaksel som figurativt er angitt ved element 122, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6. Den elektriske motors utgangsaksel 122 fortsetter gjennom svivel- og tetningsenheten 124, for å dreie den roterende aksel 125, som i sin tur roterer underkutterene 110 og 112 og pilotkronen 106. Den roterende aksel 125 kalles også "borearbeidsstrengen" eller simpelthen "borerøret". I denne foretrukne utførelse omfatter underkutterene 110 og 112 og pilotkronen 106, "borkronen". I denne foretrukne utførelse roterer derfor elektrisk energi som tilføres av navlestrengen 116 til den nedihulls elektriske motor 114 borkronen og borer det nye borehull 114 inn i den geologiske formasjon.
På fig. 6 omgir det utvidbare foringsrør 126 generelt den roterende aksel 125. Det utvidbare fdringsrør er beskrevet i ulike referanser i den ovennevnte seksjon benevnt "Beskrivelse av beslektet teknikk". Den initiale utvendige diameter av det utvidbare foringsrør (før utvidelse) er definert å være "initial OD av det utvidbare foringsrør", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Den initiale innvendige diameter av det utvidbare fdringsrør (før utvidelse) er definert å være "initial ID av det utvidbare foringsrør", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Den initiale veggtykkelse av det utvidbare foringsrør "før utvidelse" er definert å være "initial WT av det utvidede foringsrør", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Lengden av det utvidbare fdringsrør 126 er definert å være "lengden av det utvidbare fdringsrør", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Lengden av det utvidbare fdringsrør kan være nokså lang, og kan i en foretrukket utførelse være minst flere tusen fot lang. I en slik situasjon vil lengden av den roterende aksel 125 ha tilnærmet den samme lengde,
På fig. 6 er lengden av den undervanns elektriske boremaskin definert å være "lengden av den undervanns elektriske boremaskin", men dette tegnet er for korthets skyld ikke vist på fig. 6. Lengden av det utvidbare fdringsrør kan være mye lengre enn lengden av den undervanns elektriske boremaskin. Den brutte linje 128 på fig. 6 viser at lengden av det utvidbare fdringsrør kan være ganske lang sammenliknet med lengden av den undervanns elektriske boremaskin. De ulike elementer på fig. 6 er ikke i proporsjon.
På fig. 6 er det utvidbare fdringsrør 126 festet til foringsrørhengeren 130. Fdringsrørhengeren er vist på fig. 7, og vil bli beskrevet i detalj nedenfor. Et parti av fdringsrørhengeren er omgitt av fdringsrørhengerens tetning 132. Fdringsrør-hengerens setteverktøy 134 er lokalisert inne i fdringsrørhengeren 130. Når det nye borehullet 104 har blitt komplettert, brukes fdringsrørhengerens setteverktøy 134 til å utvide fdringsrørhengeren, slik at den kan få en fast hydraulisk og meka-nisk kontakt med det indre av det tidligere installerte nedihulls fdringsrøret som befinner seg tilstøtende fdringsrørhengerens tetning. Fig. 9 nedenfor viser foringsrørhengeren etter at den har blitt utvidet med fdringsrørhengerens sette-verktøy, mén dette vil bli beskrevet i detalj med henvisning til fig. 10. Fig. 12 nedenfor viser også fdringsrørhengeren etter at den har blitt utvidet med fdrings-rørhengerens setteverktøy, men dette vil bli beskrevet i detalj med henvisning til fig. 12.
Boreoperasjoner krever typisk midler for retningsboring, midler for å bestemme lokaliseringen og retningen av boringen, og midler for å utføre målinger av egenskaper ved den geologiske formasjon under boreoperasjonene. Verktøy-seksjonen 136 ttilveiebringer den roterende styreinnretning for retningsboring og LWD/MWD instrumenteringspakker. Her betyr LWD "logging under boring (logging while drilling) og "MWD" betyr "måling under boring (measurement while drilling). MWD instrumentering fremskaffer typisk i det minste lokaliseringen og retningen av boringen. LWD instrumenteringen fremskaffer typisk geologiske målinger, hvilket inkluderer induksjonsmålinger, laterologmålinger, resistivitetsmålinger, dielektriske målinger, avbildningsmålinger av magnetisk resonans, nøytron-målinger, gammastrålemålinger, akustiske målinger osv. Denne informasjonen kan brukes til å bestemme mengden av olje og gass inne i en geologisk formasjon. Effekt til denne instrumenteringen fremskaffes fra navlestrengen 116.
På fig. 6 leder ulike elektriske ledninger og konnektorer langs lengden av den underjordisk elektriske boremaskin elektrisk effekt fra navlestrengen til den roterende styreinnretning og til MWD/LWD-instrumentering (som figurativt er angitt
med element 138, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6). Sensorene på retningsstyreinnretningen og MWD og LWD instrumenteringen fremskaffer informasjon som digitaliseres, sendes gjennom egnede elektriske kretser og konnektorer langs lengden av den underjordiske boremaskin (figurativt betegnet med element 139, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6), hvilken digital informasjon deretter sendes oppover i hullet gjennom den fiberoptiske kabel 14 inne i navlestrengen i form av egnede lyspulser. Kommandoer fra overflaten sendes
også nedover hullet gjennom den samme toveis kommunikasjonsvei. For eksempel kan kommandoer om å endre retningen av boringen sendes nedover i hullet gjennom den toveis kommunikasjonsvei.
På fig. 6 forankrer en første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (anchor and weight on bit mechanism AWOBM) 140 og en andre mekanisme for
forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 142 selektivt den underjordisk elektriske boremaskin, og tilveiebringer passende vekt på borkronen for bore-formål. Den første AWOBM har forankringsmidler 144 og 146. Den andre AWOBM har forankringsmidler 148 og 150. Dette er et eksempel på et tandem forankrings-system. I én foretrukket utførelse består tandem forankringsmidlene 144,146,148 og 150 av oppblåsbare pakningslignende elementer.
På fig. 6 forbinder en første aksel 152 den andre AWOBM til den nedihulls elektriske motor 114.1 én foretrukket utførelse har den første aksel 152 en fast lengde. I en annen foretrukket utførelse er den første aksel 152 en forleng bar aksel. Fig. 6 viser slamstrømningskanal 154, som vil bli mer fullstendig beskrevet senere.
På fig. 6 forbinder en andre aksel 156 den første AWOBM til den andre AWOBM. Den andre aksel 156 er en forlengbar aksel. I én foretrukket utførelse kan den første AWOBM bevege seg i forhold til en ende av den andre aksel 156, og den andre AWOBM kan også bevege seg i forhold til den motsatte ende av akselen 156.1 én utførelse brukes enkle skruer og muttere som opereres av en elektrisk motor, og som passende er forbundet med den andre aksel 156, til å tilveiebringe slik bevegelse. Disse gjengede skruer, muttere og elektriske motorer er for enkelthets skyld ikke vist på fig. 6. For andre eksempler på beslektede meka-nismer, vennligst se de følgende referanser: (a) Roy Marker, et al., i avhandlingen benevnt "Anaconda: Joint Development Project Leads to Digitally Controlled Composite Coiled Tubing Drilling System", SPE 60750, presentert ved SPE/ICoTA Coiled Tubing Roundtable, Houston, Texas, 5.-6. april 2000, og særlig fig. 8 benevnt "Tractor-driven BHA", hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse; og (b) US-patent nr. 5.794.703 som ble bevilget 18. august 1998, som er benevnt "Wellbore Tractor and Method of Moving an Item Through a Wellbore", hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
Den første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 140 og den andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 142 tilveiebringer forlengelsesmekanismer med elektrisk drevne sammenstillinger som brukes til å føre frem fdringsrøret og tilveiebringe vekt på borkronen under boreoperasjoner. Disse mekanismene motstår også boredreiemomentet på borkronen ved å forankre den roterende motoren. I en foretrukket utførelse blir forankrings-pakningene blåst opp og tømt med motordrevne enkeltskruepumper (progressing cavity pumps). Bruk av dedikerte PCPer forenkler styringene og ventiler for å operere mekanismen.
Den første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 140 og den andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 142 er høyfaste forankringssammenstillinger som tilveiebringer aksial lastkapasitet ved en relativt langsom aksial fremføringshastighet. Hvis den opphengte fdringsrør-vekten (i det vertikale brønnhullet) under prosedyrer med kjøring av foringsrør overstiger navlestrengens fasthetsklassifisering, så kan denne mekanismen brukes til å senke fdringsrøret inn i det tilnærmet horisontale brønnhullet.
På fig. 6 leder ulike elektriske ledninger og konnektorer langs lengden av den underjordiske elektriske boremaskin elektrisk effekt fra navlestrengen til den første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 140, og til den andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 142 (som figurativt er angitt med element 160, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6) Den første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 140 og den andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 142 har mange sensorer, inkludert kraftsensorer, dreiemomentsensorer, posisjonssensorer, hastighetssensorer osv. Informasjon fra disse sensorene sendes gjennom egnede elektriske kretser og konnektorer langs lengden av den underjordisk elektriske maskin (figurativt angitt med element 162, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6), hvilken digitale informasjon deretter sendes oppover i hullet gjennom den fiberoptiske kabel 14 inne i navlestrengen i form av egnede lyspulser. Kommandoer fra overflaten kan også sendes nedover i hullet gjennom denne toveis kommunikasjonsveien. For eksempel kan detaljerte kommandoer sendes for å forandre lokaliseringene til den første AWOBM 140 og den andre AWOBM 142, eller for å forandre den effektive belastning som plasseres på borkronen ved hjelp av disse mekanismene.
På fig. 6 gjør en første slamborekaks- og omløpsport (mud cuttings and bypass port MCBP) 164 det mulig for slam og borekaks å passere forbi den første AWOBM 140. En andre slamborekaks- og omløpsport (MCBP) 166 gjør det mulig for slam og borekaks å passere forbi den andre AWOBM 142. Dette er elektrisk opererte porter. Ulike elektriske ledninger og konnektorer langs lengden av den underjordisk elektriske boremaskin leder elektrisk effekt fra navlestrengen til den første MCBP og til den andre MCBP (som er figurativt angitt med element 168, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6). Den første MCBP og den andre MCBP har mange sensorer som tilveiebringer temperatur, trykk osv. Informasjonen fra disse sensorene sendes gjennom passende elektriske kretser og konnektorer langs lengden av den underjordiske boremaskin (figurativt angitt med element 170, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6), hvilken digitale informasjon sendes oppover hullet gjennom den fiberoptiske kabel 14 inne i navlestrengen i form av passende lyspulser. Kommandoer fra overflaten kan også sendes nedover i hullet gjennom denne toveis kommunikasjonsveien. For eksempel kan detaljerte kommandoer sendes for å stenge den første MCBP og til den andre MCBP for å forhindre en brønnutblåsing.
På fig. 6 er en slamførende aksel 172 festet til den første AWOBM ved hjelp av huset 174. Hunnsiden av den universelle slam- og elektriske konnektor 176 er festet til hannsiden av den universelle slam- og elektriske konnektor 178. Enkeltskruepumpen 180 drives av en nedihulls pumpemotorsammenstilling som generelt er angitt med element 182. En enkeltskruepumpe (progressing cavity pump) er forkortet som en "PCP". Enkeltskruepumpen 180 inkluderer også en integrert fleksibel aksel, hvilket er typisk innen industrien. I en foretrukket utførelse består den nedihulls pumpemotorsammenstilling som generelt er angitt med element 182 av et vern 184; en første elektrisk motor 186 på 80 hestekrefter (59,7 kilowatt) som krever 1250 volt ved 45 amp, som kjører ved den nominelle RPM på 1700 RPM; en andre elektrisk motor 188 på 80 hestekrefter (59,7 kilowatt) som krever 1250 volt ved 45 amp, som også kjører ved den nominelle RPM på 1700 RPM; en uni-versell motorbase 190; et girboksvern 192; og en girboks 194 som har en reduksjon 4:1. Den nedihulls pumpemotorsammenstilling og et parti av enkeltskruepumpen 180 er dekket av et deksel 196.
Ulike elektriske ledninger og konnektorer langs lengden av den underjordiske elektriske boremaskin leder elektrisk effekt fra navlestrengen til nedihulls pumpemotorsammenstillingen (som figurativt er angitt med element 198, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6). Den underjordiske elektriske boremaskin har mange sensorer, inkludert spenningssensorer, strømsensorer, dreiemomentsensorer, temperatursensorer, RPM-sensorer osv. Informasjonen fra disse sensorene sendes gjennom egnede elektriske kretser og konnektorer langs lengden av den underjordiske boremaskin (angitt figurativt med element 200, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6), hvilken digitale informasjon deretter sendes oppover i hullet gjennom den fiberoptiske kabel 14 inne i navlestrengen i form av egnede lyspulser. Kommandoer fra overflaten kan også sendes nedover hullet gjennom denne toveis kommunikasjonsveien. For eksempel kan detaljerte kommandoer sendes for å endre RPM til den første elektriske motor 186 og den andre elektriske motor 188. Fig. 6 viser også en treveis ventil 202. Denne treveis ventilen brukes til å forandre retningen til slamstrømmen inne i den underjordisk elektriske boremaskin. Funksjonene til treveis ventilen 202 vil bli beskrevet nedenfor. Fig. 6 viser også navlestrengens slamventil 204. Denne slamventilen brukes til å stenge av slamstrømmen, eller ellers å forhindre brønnutblåsinger. Slamventilen 204 har totalt tre posisjoner: (a) åpen, nemlig hvor den tillater slam å strømme gjennom, som vist på fig. 6; (b) stopp (ikke noe slam tillates å strømme rett gjennom); og (c) ventilering til ringrommet mellom navlestrengen 116 og den innvendige diameter av det tidligere installerte fdringsrør 212, slik at sement eller borekaks kan rengjøres fra inne i navlestrengen (hvilken tilstand for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 6).
Ulike elektriske ledninger og konnektorer langs lengden av den underjordiske elektriske boremaskin leder elektrisk effekt fra navlestrengen til treveis ventilen 202 og til navlestrengens slamventil 204 (som figurativt er angitt med element 206, som forkorthets skyld ikke er vist på fig. 6). Treveis ventilen 202 og navlestrengens slamventil 204 har mange sensorer, inkludert trykksensorer, spenningssensorer, strømsensorer og temperatursensorer osv. Informasjonen fra disse sensorene sendes gjennom passende elektriske kretser og konnektorer langs lengden av den underjordiske boremaskin (figurativt angitt med element 208, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 6), hvilken digitale informasjon deretter sendes oppover i hullet gjennom den fiberoptiske kabel 14 inne i navlestrengen i form av egnede lyspulser. Kommandoer fra overflaten kan også sendes nedover i hullet gjennom denne toveis kommunikasjonsveien. For eksempel kan detaljerte kommandoer sendes for å forandre innstillingen til treveis ventilen 202 til en hvilken som helst posisjon, eller for å stenge, eller åpne, navlestrengens ventil 204.
I tillegg er tetningen 210 til Smart Shuttle™ vist på fig. 6. Smart Shuttles tetning 210 er festet til et parti av dekslet 180. For det formål å få en konsis referanse innenfor denne offentliggjøringen, har hele den ovenstående liste av foreløpige patentsøknader, de US-patenter som har blitt bevilget, de samverserende US-patentsøknader som fremkommer under tittelen "kryssreferanser til beslektede søknader", de utenlandske samverserende patentsøknader under "beslektede PCT-søknader", og det ovenstående US offentliggjøringsdokument under "beslektede US offentliggjøringsdokumenter", alle William Banning Vail III som minst én av oppfinnerene, de eies av firmaet Smart Drilling and Completion, Inc. ("SDCI"), og denne immatrielle rettigheten er derfor her definert å være "SDCI immateriell rettighet (Intéllectual Property)" eller simpelthen "SDCI IP" som en forkortelse. Smart Drilling and Completion, Inc. kan nås på 3123 - 198th Place 5. E., Bothell, Washington 98012, som har telefonnummer (425) 486-8789, som har nettstedet www. Smart- Drillina- and- Completion. com. Smart Shuttle er omfattende beskrevet i det ovenfor angitte "SDCI IP". Det viktigste ved operasjonen av Smart Shuttle er også beskrevet nedenfor med henvisning til fig. 24. Dekslet 196 strekker seg til venstre på fig. 6, slik at Smart Shuttle™ sin tetning 210 installeres på et parti av dekslet.
I en foretrukket utførelse som er vist på fig. 6 har et reversert slam sirkulasjonssystem blitt konfigurert med navlestrengen i brønnhullet. Ubrukt slam beveger seg fra overflaten ned ringrommene mellom brønnforingsrøret og navlestrengen som er angitt med element 212. Den høyre side på fig. 6 er "ned" på fig. 6. Det ubrukte slammet beveger seg ned fra overflaten som angitt med ulike piler gjennom hele den underjordiske boremaskin. Rent slam strømmer da gjennom det indre av dekslet 214 til treveisventilen 202.1 én foretrukket utførelse leder treveisventilen slam inn i inngangen til enkeltskruepumpen, slik at pumpen øker trykket i slammet som leveres til borkronen. Dette kalles "posisjon A" av treveis slamventilen. Den detaljert rørføring og annet utstyr som er nødvendig for å oppnå detaljene ved "posisjon A" er for enkelthets skyld ikke vist på fig. 6.1 "posisjon A", så strømmer rent slam da gjennom det indre av hannsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 178; deretter gjennom hunnsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 176; deretter gjennom den slamførende aksel 172; deretter gjennom slamstrømningskanalen 158; deretter gjennom det indre av den andre aksel 156; deretter gjennom slamstrømningskanalen 154; deretter gjennom det indre av den første aksel 152; deretter gjennom svivel- og tetningsenheten 124; deretter gjennom den roterende aksel 125; og deretter gjennom slamkanalene i pilotkronen 108.
På fig. 6 returnerer slam som er fylt med borekaks deretter til overflaten gjennom det følgende løp. Slammet som er fylt med borekaks strømmer opp mellom den utvendige diameter av det utvidbare fdringsrør 126 og den innvendige diameter av det nye borehullet 104; deretter gjennom den andre slamborekaks- og omløpsport (MCBP) 166; deretter gjennom den første slamborekaks- og omløpsport (MCBP) 164; deretter gjennom volumet mellom utsiden av dekslet 196 og den innvendige diameter av det tidligere installerte borehullforingsrør 96; deretter gjennom tverrforbindelsessystemet 216; og deretter inn i navlestrengen 116 og gjennom navlestrengens slamventil 204 og deretter til jordens overflate gjennom resten av navlestrengen som er anordnet i brønnhullet.
Slam som er fylt med borekaks returnerer til overflaten idet det strømmer gjennom den innvendige diameter av navlestrengen. Hensikten er å holde brønn-hullet rent. Den underjordiske elektriske boremaskin 94 kan hentes opp til overflaten mens borekaks og slam fyller navlestrengen. Tid for å sirkulere navlestrengen ren er ikke nødvendig før utkjøring fra hullet.
I den foretrukne utførelse som er vist på fig. 6 gis det rene slammet et økt trykk for å forbedre borkronens hydraulikk. Hvis det er valgt en borkrone som frembringer fint borekaks, så er PCP slampumpen kompatibel med pumping av slammet som er fylt med borekaks. I en alternativ design er fordelen med å pumpe borekakset en reduksjon i mottrykk som holdes i den geologiske formasjon.
På fig. 6 er det to andre posisjoner av treveis ventilen 202, "posisjon B", og "posisjon C". I "posisjon B" av treveis ventilen, brukes PCP-pumpen 180 ikke til å øke slamtrykket som leveres gjennom slamkanalene i pilotkronen 108. Her strømmer rent slam gjennom det indre av dekslet 214 til treveis ventilen 202, og deretter direkte inn i hannsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 178 og gjennom de gjenværende partier av den underjordiske elektriske boremaskin til slamkanalene i pilotkronen 108. Den detaljerte konfigurasjon av rør og annet beslektet utstyr for å utføre denne operasjonsmodus er for korthets skyld ikke vist på fig. 6.
På fig. 6 tillater posisjon C av treveis ventilen 202 at hele den underjordiske boremaskin beveger seg inne i det tidligere installerte borehullsforingsrør 96. Det fluidfylte området som er avgrenset mellom den underjordiske boremaskin og det indre av det tidligere installerte borehullsfdringsrør er på fig. 6 angitt med element 218. Som tidligere angitt er det fluidfylte området som er avgrenset mellom innsiden av det tidligere installerte fdringsrør og den utvendige diameter av navlestrengen, som er ringrommene mellom brønnfdringsrøret og navlestrengen, angitt med element 212.1 "posisjon C" av treveis ventilen 202, pumpes fluider fra området 218, inn i området 212. Hvis det er en god tetning mellom utsiden av navlestrengen og borehullet ved overflaten, som er frembrakt av stripperhodene og utblåsingssikringene (BOPene) ved overflaten, så bevirker tilstedeværelsen av Smart Shuttle™ sin tetning 210 at den underjordiske boremaskin går ned i brønnen. Reversering av PCP bevirker at retningen til den underjordiske elektriske boremaskin snur. For en mer detaljert beskrivelse av operasjonen av en Smart Shuttle, vennligst se den ovenfor angitte "SDCI IP", hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse. "Posisjon C" av treveis ventilen 202 tilveiebringer en viktig funksjon med raskt å kjøre den underjordiske elektriske boremaskin til overflaten og tilbake hvis noen borekomponent trenger vedlikehold eller utbytting. Denne muligheten gir systemet operasjonell fleksibilitet. Basert på eksisterende design med pr i dag tilgjengelige nedihulls elektriske motorer og enkeltskruepumper kan det forventes praktiske hastigheter på 10 fot (3,048 m) pr sekund under trekking av last på minst 4.000 Ibs (17,79 kN).
På fig. 6 er det fluidfylte området mellom fdringsrørhengerens tetning 132 og pilotkronen 106 angitt med element 220. Under boreoperasjoner er slamtrykket i området 212 definert å være P1; slamtrykket i det indre av dekslet som er definert av element 214 er P2; slamtrykket ved inngangen til treveis ventilen 202 er P3; slamtrykket inne i hannsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 178 er P4; slamtrykket inne i slamkanalene i pilotkronen 108 er P5; trykket inne i området 220 er P5; trykket inne i området 218 er P6; og trykket inne i navlestrengen 116 er P6.
Den underjordiske elektriske boremaskin på fig. 6 tilveiebringer andre for-deler. Siden forankringspunktene fastholder boremaskinen i brønnens fdringsrør, og slamstrømningsløp må passere gjennom ventiler inne i maskinen, fyller hele enheten funksjonen til en nedihulls pakning med sikkerhetsventil, og funksjonerer som en BOP som er lokalisert nede i hullet, eller Downhold BOP™.. BOPen består av en første slamborekaks- og omløpsport (MCBP) 164, en andre slamborekaks-og omløpsport MCBP) 166, og navlestrengens slamventil 204 tilveiebringer de nødvendige funksjoner for en BOP som er lokalisert ned i hullet.
Det er også verdt å gi noen få flere kommentarer om den nedihulls elektriske motor 114. Denne elektriske motor roterer borkronen. Denne elektriske motor kan ha en girboks for å passe sammen til borkronens hastighetskrav. Overvåking av motorens effekt, RPM, dreiemoment, strøm som trekkes, spenning som trekkes osv, tilveiebringer vesentlig informasjon om borkronens tilstand og dens ytelse ved boring. Som et særlig eksempel er den elektriske motor valgt til å være en REDA 4 pol elektrisk motor på 80 hestekrefter (59,7 kilowatt) som krever 1250 volt ved 45 amp for å kjøre ved den nominelle RPM på 1700 RPM, som har en utvendig diameter på 5,4 tommer (137,16 mm) og er 31,5 tommer (800,1 mm) lang. RPM til denne motoren kan passende varieres ved å variere frekvensen til spenningen som påføres på den, som angitt på fig. 2 og i den tilhørende beskrivelse. I én foretrukket utførelse blir RPM for den elektriske motor i den underjordiske elektriske boremaskin variert mellom ca 900 RPM og 2500 RPM. I denne ene foretrukne utførelse, trenger denne bestemte REDA motor ikke en girboks for denne anvendelse. I en annen foretrukket utførelse opereres to slike REDA motorer i serie, hvilket tilveiebringer en netto nedihulls motor som er i stand til å tilveiebringe 160 hestekrefter (119 kilowatt) på en roterende borkrone ved en rotasjonshastig-het mellom 900 RPM og 2500 RPM. RPM og andre parametere ved nedihulls motoren styres ved datamaskinsystemet 26 på fig. 5. En annen foretrukket utførel-se bruker den elektriske motor som er beskrevet i US offentliggjøringsdokument nr. 498.720, innlevert 17. august 2001, som delvis er benevnt "Electric Motor Powered Rock Drill Bit Håving Inner and Outer Counter-Rotating Cutters and Håving Expandable/Retractable Outer Cutters to Drill Boreholes into Geological Formations", hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
Borefluidet forflytter seg fra et ikke-roterende element som er den første aksel 152, inn i et roterende rør som er den roterende aksel 125. Denne svivel- og tetningsenheten 124 forhindrer fluidlekkasjer i dette området. Ulikt en svivel-pakningsnippel, opererer denne tetningen ved et relativt lavt differansetrykk. Egnede roterende tetningssammenstillinger er kommersielt tilgjengelige for disse forhold. Elektrisk effekt og kommunikasjoner fra de faste (ikke-roterende) komponenter til den roterende sammenstilling er påkrevd. En induktiv forbindelse eller en sleperiggsammenstilling vil fremskaffe effekt-kommunikasjons- og kontrollfor-bindelsen gjennom svivel- og tetningsenheten 124 til det fiberoptiske kommunikasjonssystem og den effekt som er tilgjengelig gjennom navlestrengen. Detaljene for enten den induktive forbindelse eller sleperingsammenstillingen er av hensyn til enkelheten ikke vist på fig. 6. Fig. 6 som beskrevet ovenfor borer borehullet med den lange seksjonen av utvid bart foringsrør 126 ført inn i det nye hullet 104 ettersom det nye hullet bores. I en alternativ foretrukket utførelse, brukes imidlertid en kort seksjon av utvidbart rør 126 til å bore borehullet, deretter hentes den underjordiske elektriske boremaskin opp fra brønnhullet, og deretter blir den lange seksjon av utvidbart foringsrør 126 som skal sementeres og ekspanderes på plass inne i det nye borehullet transportert inn i brønnen ved hjelp av denne maskinen. Fig. 6 som beskrevet bruker pilotkronen 106 og to underkuttere 110 og 112 som "borkrone" for å bore det nye borehullet 104. En bisenterkrone, slik den brukes innen industrien, kan imidlertid også brukes som "borkrone" på fig. 6, forut-satt at den har egnede dimensjoner til å trekkes tilbake gjennom den innvendige diameter av den uutvidede tilstand av det utvidbare fdringsrør 126, og gjennom det indre av det tidligere installerte borehullfdringsrør 96.
Med henvisning til fig. 1, omfatter ledningene A, B og C den første uavhengige trefase trekantkrets. Ledningene D, E og F omfatter den andre uavhengig trefase trekantkrets. Hver separate krets er i stand til å fremskaffe 160 hestekrefter (119 kilowatt) over en lengde av navlestrengen på 20 miles (32,19 km). Med henvisning til fig. 6, og i en foretrukket utførelse, fremskaffer den første uavhengige trefase trekantkrets opptil 160 hestekrefter (119 kilowatt) til den nedihulls elektriske motor. Med henvisning til fig. 6, og i en foretrukket utførelse, fremskaffer den andre uavhengige trefase trekantkrets opptil 160 hestekrefter (119 kilowatt) til den nedihulls pumpemotorsammenstilling 182 på fig. 6.1 en foretrukket utførelse styres den første og andre krets uavhengig. Navlestrengen som er vist på fig. 1 kan derfor kombinert levere samlet 320 hestekrefter (238 kilowatt) ved 20 miles (32,19 km) for å utføre arbeid i den avstanden.
Fig. 7 viser foringsrørhengeren 130. Fdringsrørhengeren ble identifisert med element 130 på fig. 6. Et parti av fdringsrørhengeren er omgitt av fdringsrør-hengerens tetning 132. Fdringsrørhengerens tetning ble også tidligere identifisert med element 132 på fig. 6.
Det utvidbare fdringsrør 126 som er vist på fig. 6 er festet til fdringsrør-hengeren 130.1 en utførelse er fdringsrørhengeren festet til det utvidbare fdrings-rør med en gjenget forbindelse. I denne utførelse fremkommer den gjengede forbindelse ved enden av fdringsrørhengeren 222, selv om gjengene på fdrings-rørhengeren for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 7. Den motsatte ende av fdringsrørhengeren er vist som element 223.1 en foretrukket utførelse kan fdringsrørhengeren fremstilles i ett med det utvidbare fdringsrør. En forbistrøm-ningsport 224 for sement brukes under sementeringsprosessen, som videre forklart med henvisning til fig. 10. Den utvidbare hengerens kontaktområde er generelt angitt som element 226 på fig. 7. Lengden av den utvidbare hengerens kontaktområde er angitt med tegnet L1 på fig. 7. Fig. 8 viser i nærmere detalj den nedihulls pumpemotorsammenstilling som er relatert til element 182 på fig. 6. Elementer 180,184,186,188, 190,192 og 194 er tidligere identifisert på fig. 6. Disse samme elementene er relatert til de elementer som opptrer i det følgende. Fig. 8 viser generelt en nedihulls pumpemotorsammenstilling som er identifisert som element 228, hvilken er konfigurert som en Smart Shuttle™. I én foretrukket utførelse brukes ulike deler fra REDA til å danne en nedihulls pumpemotorsammenstilling 182. REDA kan være lokalisert som angitt ovenfor. I denne utførelsen er element 230 et REDA vern for en bunndrivmotor som har en utvendig diameter på 5,4 tommer (137,16 mm) og en lengde på 4,5 fot (1,37 m). I denne utførelse er element 232 en første REDA 4 pol elektrisk motor på 80 hestekrefter (59,7 kilowatt) som krever 1250 volt ved 45 amp, som går ved en nominell RPM på 1700 RPM, som har en utvendig diameter på 5,4 tommer (137,16 mm) og en lengde på 31,5 tommer (800,1 mm). Element 234 er en effektkabel som fremskaffer elektrisk effekt til den nedihulls pumpemotorsammenstilling 228.1 denne utførelsen er element 236 en annen REDA 4 pol elektrisk motor på 80 hestekrefter (59,7 kilowatt), som krever 1250 volt ved 45 amp, som går ved den nominelle RPM på 1700 RPM, som har en utvendig diameter på 5,4 tommer (137,16 mm) og en lengde på 31,5 tommer (800,1 mm). Element 238 er en REDA universalmotor-basis med delenummer UMB-B1 for en bunndrivmotor som har en utvendig diameter på 5,4 tommer (137,16 mm) og en lengde på 1,7 fot (0,52 m). Element 240 er et REDA girboksvern med delenummer BSBSB, som har 4 mekaniske tetninger som har en utvendig diameter på 5,4 tommer (137,16 mm) og en lengde på 10,6 fot (3,23 mm). Element 242 er en REDA girboks som har en girreduksjon på 4:1, som har en utvendig diameter på 6,8 tommer (172,72 mm) og en lengde på 10,9 fot (3,32 m). Element 244 er en Netzsch fleksibel aksel som har en utvendig diameter på 7,87 tommer (199,90 mm) og en lengde på 10 fot (3,048 m). Netzsch Oilfield Products er lokalisert i 119 Pickering Way, Exton, Pennsylvania 19341, og har telefonnummer (610) 363-8010, og nettstedet www. netzchusa. com. Element 248 er en Netzsch enkeltskruepumpe med delenummer NM09C<P>3L (EX) som har en utvendig diameter på 7,87 tommer (199,90 mm) og en lengde på 11,8 fot (3,60 m). Element 248 er en tverrforbindelse. Element 250 er et rør på 4 tommer (101,6 mm). Element 252 er en Smart Shuttle tetning. Element 254 er en inntaksport i Netzsch enkeltskruepumpen. Element 256 er utløpet fra Netzsch enkeltskruepumpen.
Nedihulls pumpemotorsammenstillingen som er identifisert som element 228 behøver et kabelhode, en sentreringsenhet, omløpsventiler, sensorer og
intelligente kontroller for å danne en utførelse av en Smart Shuttle™. En slik Smart Shuttle vil ha en minimum trekk-kraft på 4400 Ibs (19,57 kN), en maksimum trans-porthastighet på 11 fot (3,35 m) pr sekund, som operer innenfor et fdringsrør med en utvendig diameter på 9 5/8 tomme (244,48 mm), med 53,5 Ib/fot (780,77 N/m. Den har en variabel hastighet, er reversibel og har toveis kommunikasjoner med høy hastighet med instrumentering på jordens overflate.
Fig. 9 viser en underjordisk elektrisk boremaskin som borer et nytt borehull fra en offshoreplattform. Fig. 9 viser den underjordiske elektriske boremaskin 94 utplassert inne i et tidligere installert borehull fdringsrør 96 som er omgitt av eksisterende nedihulls sement 98 som er i ferd med å bore det nye borehullet 104 inn i den geologiske formasjon 102, hvilke elementer tidligere ble definert med henvisning til fig. 6. Fig. 9 viser også det utvidbare fdringsrør 126 som også ble definert på fig. 6. Den underjordiske elektriske boremaskin ble grundig beskrevet på fig. 6.
På fig. 9 har en offshoreplattform 258 en heisemekanisme 260 som er omgitt av hav 262 som er festet til bunnen av havet 264. Havets overflate er vist med element 265. Et stigerør 266 er festet til utblåsingssikringen 268. Overflate-fdringsrøret 270 er sementert på plass med sement 272. En seksjon av tidligere installert fdringsrør 274 strekker seg fra det nedre parti av overflatefdringsrøret 270 til det tidligere installerte borehullfdringsrør 96. Den brutte linje 276 viser at seksjonen av tidligere installert fdringsrør 274 kan være mange tusen fot lang. Tidligere installert fdringsrør 274 kan faktisk bestå av ulike lengder av fdringsrør som har ulike innvendige diametere, utvendige diametere og vekter, men av hensyn til enkelheten er denne detaljen ikke vist på fig. 9. Andre lederør, over-flatefdringsrør, mellomliggende foringsrør, fdringsstrenger eller andre rør kan være tilstede, men de er av hensyn til enkelheten ikke vist. Det øvre parti av navlestrengen 278 fortsetter til stripperhodene og utblåsingssikringene (BOPene) på overflaten, og fortsetter deretter til lokalisering 70 på fig. 5, og blir deretter viklet opp på navlestrengkarusellen 64 på fig. 5.1 denne foretrukne utførelse er det data-maskinbaserte opphulls styringssystem for navlestrengen som er vist på fig. 5 montert på offshoreplattformen. På fig. 9 er andre geologiske formasjoner som er representert av element 280 lokalisert ovenfor den geologiske formasjon 102. Andre geologiske formasjoner som er representert av element 282 befinner seg nedenfor den geologiske formasjon 102.
På fig. 9 viser pilenes retning slamstrømmen. Ubrukt slam beveger seg fra overflaten, ned ringrommene mellom brønnfdringsrøret og navlestrengen som er angitt med element 212. Element 212 ble tidligere definert på fig. 6. Slam som er fylt med borekaks returnerer til offshoreplattformen 258 på det indre av navlestrengen 283. Pilene viser mønsteret av slamstrømmen i nærhet av den underjordiske elektriske boremaskin 94. Dette slamstrømsystemet kalles et "revers slamstrømsystem". Dette reverse slamstrømsystem vil holde borekakset innenfor navlestrengen, og forhindrer derfor avfall i å samles opp i ringrommene mellom brønnfdringsrøret og navlestrengen, hvilket kan forhindre at den underjordiske elektriske boremaskin returnerer til offshoreplattformen. I andre foretrukne utførel-ser kan slamstrømmen være motsatt rettet - nemlig rent slam som strømmer ned det indre av navlestrengen, og slam som er fylt med borekaks som strømmer opp ringrommene mellom brønnfdringsrøret og navlestrengen.
Med henblikk på denne oppfinnelse inkluderer uttrykket "offshoreplattform" det følgende: (a) bunnforankrede strukturer som inkluderer kunstige øyer, gravitasjonsunderstell, pælede fagverk (konvensjonelle plattformer) og ettergivende tårn; (b) mobile strukturer som står på bunnen, som inkluderer nedsenkbare strukturer som inkluderer nedsenkbare lektere (i sumpaktige og grunne vannområder), mobile gravitasjonsunderstell (som betongøyene i Arktis) og oppjekkbare plattformer; (c) flytende permanent forankrede strukturer som inkluderer strekkstagsplattformer (tension leg platforms, TLP), SPAR og halvt nedsenkbare plattformer, og de flytende produksjons-, lagrings- og avlastningsstrukturer (floating production, storage and offloading structures, FPSO); og (d) flytende mobile strukturer så som skipsformlignende borerigger, halvt nedsenkbare plattformer som er fortøyd med kjedelinjer, og lektere.
Det er nyttig å se gjennom fig. 6, 7, 8 og 9 vedrører boreprosessen. Som vist på fig. 6 føres det utvidbare foringsrør 126 i sin ikke-utvidede tilstand inn i hullet som en ytre kappe over den roterende aksel 125 og tilhørende komponenter, som også kan benevnes en "bore-arbeidsstreng". Ved den nedre ende av denne er borehullsammenstillingen ("BHA") forankret til fdringsrøret. I en foretrukket utførelse er strengen av utvidbart foringsrør 3000 fot (914,4 m) lang.
Ved start med boremaskinen ute av hullet, kjøres det utvidbare fdringsrøret inn og henges opp i brønnhullet fra overflaten. I toppen av fdringsrøret er det installert en utvidbar fdringsrørhenger. Fig. 7 viser den utvidbare fdringsrør-hengeren. Deretter kjøres bunnhullssammenstillingen gjennom fdringsrøret og festes i bunn-rørlengden av det uutvidede opphengte fdringsrøret. Fdringsrør-hengersetteverktøyet 134 festes inn i fdringsrørhengeren 130 sammen med den første og andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen, 140 og 142, den nedihulls elektriske motor 114, og de gjenværende partier av den underjordiske elektriske boremaskin 94. Hele den underjordiske elektriske boremaskin og det utvidbare fdringsrør blir deretter kjørt til bunnen av brønnen. Boring av den neste seksjon av brønnen fortsetter inntil det har blitt boret et tilstrekkelig hull for det utvidbare fdringsrør. Med det utvidbare fdringsrør på plass, blir setteverktøyet for fdringsrørhengeren utvidet, og det låser den uutvidede lengde av utvidbart fdringsrør i hullet. Den underjordiske elektriske boremaskin 94 frigjøres deretter fra fdringsrøret, og hentes opp fra brønnen.
I en foretrukket utførelse er setteverktøyet 134 for fdringsrørhengeren en pakningslignende sammenstilling som er lokalisert under den nedihulls elektriske motor 114. Setteverktøyet for fdringsrørhengeren utvides initialt med tilstrekkelig trykk til å fastholde fdringsrøret til det ikke-roterende hus som er forbundet til svivel- og tetningsenheten 124 som sentraliserer fdringsrøret. Så snart det nye hullet har blitt boret, og fdringsrørhengeren 130 er i korrekt setteposisjon, pumpes mye høyere trykk inn i fdringsrørhengerens setteverktøy for plastisk utvidelse av hengeren og for å kaldsmi hengeren inn i det tidligere installerte borehullfdringsrør 96. Som et eksempel på denne prosessen, forbinder ulike produsenter rørlednings reparasjonsverktøy til rørledningsender, og forbinder brønnhoder til toppen av fdringsrørstrenger med denne type "kaldsmi"-prosess. Forbistrømningsportene for sement i foringsrørhengeren forblir åpne for sirkulasjon av sement bak fdringsrøret. Når det utvidbare fdringsrøret senere utvides, tettes disse hullene gjennom kontakt med overlapping i den forrige fdringsrørstrengen. Fdringsrørhengerens tetning og sement hjelper til med å sikre en lekkasjetett tetning.
I én foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes den underjordiske elektriske boremaskin til å utføre de mange formål, inkludert det følgende: (a) boring av det nye borehullet 104; (b) transport av det utvidbare fdringsrør 126 inn i brønnen; og (c) deretter bruk av setteverktøyet 134 for fdringsrørhengeren, idet fdringsrørhengeren utvides inn i det tidligere installerte borehull fdringsrøret 96. Deretter frigjøres den underjordiske elektriske boremaskin fra fdringsrørhengeren, hvilket etterlater fdringsrørhengeren og det utvidbare fdringsrør 126 i sin uutvidede tilstand i brønnen, og den underjordiske elektriske boremaskin blir deretter tatt ut av brønnen.
Deretter blir et annet verktøy som kalles et utvidelsesverktøy for underjordisk fdring transportert inn i brønnhullet. I én foretrukket utførelse er utvidelses-verktøyet for underjordisk fdring merket med element 284 på fig. 10. Fig. 10 viser det tidligere installerte borehulls fdringsrør 96, den eksisterende nedihulls sement 98, det nye borehullet 104, et parti av fdringsrørhengeren 130 etter at de ovennevnte utvidelsestrinn har blitt utført i (c) ovenfor, én ende 222 av fdringsrør-hengeren som er vist på fig. 7 og den andre ende 223 av fdringsrørhengeren som er vist på denne figuren. Forbistrømningsporten 224 for sement er også vist.
Det underjordiske utvidelsesverktøy 284 for fdring brukes i en totrinns prosess. Først injiseres sement bak det uutvidede utvidbare fdringsrør. Denne prosessen er vist på fig. 10. Deretter utvides det utvidbare fdringsrør. Denne prosessen er vist på fig. 11. Deretter tas det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring ut av brønnen, og brønnen blir enten komplettert, eller brønnen blir videre forlenget ved bruk av de fremgangsmåter og anordninger som er beskrevet ovenfor.
På fig. 10 er det underjordiske utvidelsesverktøy 284 for fdring posisjonert inne i uutvidet fdringsrør 286. Et utvidelsesverktøy for fdringsrør med motsatt roterende ruller er generelt vist med nummer 288 på fig. 10.1 én foretrukket ut-førelse er en med urs roterende rullesammenstilling 290 på den opphulls side av utvidelsesverktøyet for fdringsrør med motsatt roterende ruller. Det har individuelle ruller 292, 294, 296 og 298.1 denne utførelse er den moturs roterende rullesammenstilling 300 på den nedihulls side av utvidelsesverktøyet for foringsrør med motsatt roterende ruller. Det har individuelle ruller 302, 304, 306 og 308. Elektrisk drevne hydrauliske systemer inne i utvidelsesverktøyet for foringsrør med motsatt roterende ruller er i stand til å belaste de individuelle ruller mot det indre av det utvidbare foringsrør. I én foretrukket utførelse er flere av rullene, så som rulle 304 skråstilt i en vinkel 6.1 én foretrukket utførelse er rullene hydraulisk belastet, og de er skråstilt for å føres fremover gjennom det utvidbare foringsrør når de roterende rullesammenstillinger 290 og 300 roterer i sine respektive retninger. Elektrisk drevne systemer innenfor utvidelsesverktøyet for foringsrør med motsatt roterende ruller er da i stand til å rotere de passende elementer i hver roterende rullesammenstilling. På fig. 10 er rullene i sin fullstendig tilbaketrukne posisjon. Den elektriske motor og beslektet hydraulikk for utvidelsesverktøyet for fdringsrør med motsatt roterende ruller er lokalisert inne i huset 310. Denne elektriske motor er merket med tegnet 312, og den beslektede hydraulikk er merket med tegnet 314, selv om disse for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 10.
Dreiemoment motstandsseksjonen 316 er en komponent i fdringsrør-utvideren med motsatt roterende ruller. Den har langsgående ruller 318 og 320. En elektrisk motor 322 og tilhørende hydraulikk 324 er lokalisert inne i dreiemoment motstandsseksjonen 316 for korrekt å aktuere de langsgående ruller 318 og 320. Elementene 322 og 324 er for enkelthets skyld imidlertid ikke vist på fig. 10. Hensikten med dreiemoment motstandsseksjonen 316 er å forhindre ethvert ubalansert dreiemoment som er et resultat av operasjonen av det underjordiske utvidelsesverktøy for foring, hvilket kan forårsake at resten av nedihullsverktøyet som er festet til navlestrengen 116 vris, hvilket muligens bryter navlestrengen i stykker. En istykkerbryting av navlestrengen nede i hullet ville være en katastrofal svikt, selv om verktøyet kan hentes opp ved bruk av teknikker som vil bli beskrevet nedenfor.
Ulike elektriske ledninger og konnektorer langs lengden av det underjordiske utvidelsesverktøy for fdring leder elektrisk effekt fra navlestrengen 116 til utvidelsesverktøyet 288 for fdring med motsatt roterende ruller (som figurativt er angitt med element 326, som for korthets skyld ikke er vist på fig 6). Sensorer inne i utvidelsesverktøyet for fdringsrør med motsatt roterende ruller tilveiebringer målinger, så som av den kraft som leveres av rullene på fdringsrøret, rullenes posisjon osv, hvilke målinger passende digitaliseres og sendes gjennom egnede elektriske kretser og konnektorer langs lengden av det underjordiske utvidelsesverktøy for foring (figurativt angitt med element 328, som for korthets skyld ikke er vist på fig. 10), hvilken digitale informasjon deretter sendes oppover i hullet gjennom den fiberoptiske kabel 14 inne i navlestrengen 116 i form av egnede lyspulser. Kommandoer fra overflaten sendes også nedover i hullet gjennom den samme toveis kommunikasjonsvei. For eksempel kan kommandoer om å forandre rullenes kontakt, eller om å utvide rullene utover for å utvide fdringsrøret, sendes nedover i hullet gjennom denne toveis kommunikasjonsvei.
Fig. 10 viser videre enkeltskruepumpen 180 som er drevet av en nedihulls pumpemotorsammenstilling 182, og dekslet 180, som tidligere ble beskrevet på fig. 6. Den oppblåsbare sementtetning 330 blåses opp under sementeringsoperasjoner.
I den foretrukne utførelse som er vist på fig. 10 fortsetter sement fra overflaten gjennom navlestrengen 116; gjennom navlestrengens slamventil 204 (som brukes for både slam og sementeringsformål); til tverrforbindelsessystemet 216 og inn i området 332; gjennom forbistrømningsporten 224 for sement; gjennom området 334 mellom det tidligere installerte borehullfdringsrøret 96 og utsiden av det uutvidede fdringsrør 286; deretter inn i området 336 mellom utsiden av det uutvidede fdringsrør og den innvendige diameter av det nye borehullet som er merket med element 338. Slamventilen 204 har til sammen tre posisjoner; (a) åpen, nemlig der hvor den tillater sement å strømme gjennom, som vist på fig. 10; (b) stopp (tillater ikke noe sement å strømme rett gjennom); og (c) ventilering til ringrommet mellom navlestrengen 116 og den innvendige diameter av det tidligere installerte fdringsrør, slik at sement kan rengjøres fra inne i navlestrengen (hvilken tilstand for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 10). Området mellom navlestrengen 116 og den innvendige diameter av det tidligere installerte fdringsrør er vist som element 212 på fig. 6, selv om dette bestemte elementet for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 10 (pga det store antall merkede elementer i dette området på fig. 10).
På fig. 10 er posisjonen av "fronten" av sementstrømmen vist ved element 340. Tilstrekkelig sement føres inn i området 336 til at når det uutvidede fdringsrør 286 i det neste trinn utvides (som forklart nedenfor), så blir brønnen korrekt sementert på plass. Ulike sensorer inne i det underjordiske utvidelsesrør for fdring tilveiebringer data som gjør at datamaskinsystemet 26 på offshoreplattformen i denne utførelse bestemmer den riktige mengde sement som må sendes nedover i hullet til at den i det minste delvis fyller området 342 som er lokalisert mellom utsiden av det uutvidede foringsrør 286 og den utvendige diameter av det nye borehullet 338 som ikke er fylt med sement på fig. 10. Det overlappende området mellom den gamle sementen og den nye sementen som på fig.10 ikke har satt seg er vist som element 344. Den nye sementen tillates ikke å settes seg, som vist på fig. 10. På fig. 10 er det imidlertid gammel sement som er herdet, så som den gamle sement bak foringsrørhengeren 130, som er identifisert med henvisningstall 345.
Det underjordiske verktøyet 284 for utvidelse av foring består av et antall komponenter som inkluderer utvidelsesverktøyet 284 for fdring med motsatt roterende ruller og Smart Shuttle™.. Det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring transporteres ned i hullet med Smart Shuttle™, som består av komponenter som inkluderer Smart Shuttle™ sin tetning 210, enkeltskruepumpen 180, den nedihulls pumpemotorsammenstilling 182, og dekslet 180 som tidligere har blitt beskrevet med henvisning til fig. 6.1 denne foretrukne utførelse returnerer Smart Shuttle også det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring til offshoreplattformen.
I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen som er vist på fig. 10, er det uutvidede fdringsrør 286 3.000 fot langt (914,4 m), det har en vekt på ca 40 Ibs/fot (583,75 N/m) og har en uutvidet utvendig diameter på ca 8,0 tommer (203,2 mm).
I en foretrukket utførelse som er vist på fig. 10, er det tidligere installerte borehull-fdringsrøret 96 et fdringsrør med en utvendig diameter på 9 5/8 tomme (244,48 mm) som har en vekt på ca 40 bis/fot (583,75 N/m).
Fig. 11 viser det underjordiske verktøy 284 for utvidelse av fdring. Deler av det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring er vist på fig. 11, inkludert utvidelses-verktøyet 288 for fdringsrør med motsatt roterende ruller, dreiemomentmotstands-seksjonen 316, og enkeltskruepumpen 180 som er festet til den nedihulls pumpemotorsammenstilling 182.
Etter at sementering var fullført på fig. 10, trekkes det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring opp vertikalt over fdringsrørhengeren 130. Deretter plasseres rullene i den medurs roterende rullesammenstillingen 290 og den moturs roterende rullesammenstillingen 300 i sine utvidede posisjoner. Deretter blir utvidelsesverktøyet 288 for fdringsrør med motsatt roterende ruller passende tilført energi, og det begynner å utvide det utvidbare fdringsrøret på sin nedoverrettede bevegelse (til høyre side på fig. 11) inne i brønnen. Fig. 11 viser det underjordiske utvidelsesverktøy av foring i en lokalisering i formasjonen som er bortenfor enden av det tidligere installerte fdringsrør 100 som er angitt på fig. 10.
På fig. 11 er det utvidbare fdringsrøret i sin fullt utvidede form vist i lokalisering 348. På fig. 11 er det utvidbare fdringsrøret i sin uutvidede form vist i lokalisering 350. Sement som omgir det utvidbare fdringsrøret i dets fullstendig utvidede form er vist som element 352 på fig. 11. Sement som omgir det utvidbare fdringsrøret i dets uutvidede form er vist som element 354 på fig. 11. Utvidelsesverktøyet 288 for fdringsrør med motsatt roterende ruller får passende fortsatt tilført energi, og det fullfører til slutt utvidelsen av det utvidbare fdringsrøret i en ekstrem avstand i brønnen, angitt med element 356 på fig. 11. Deretter tas verktøyet 284 for utvidelse av fdring ut av brønnhullet. Deretter tillates sementen å herde. Etter at sementen har herdet kompletteres brønnen for å produsere olje og gass ved bruk av teknikker og prosedyrer som typisk brukes innen olje- og gassindustrien, eller ved bruk av de fremgangsmåter og anordninger som er beskrevet i "SDCI IP", hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
På fig. 11 kan det utvidede fdringsrøret som i sin fullt utvidede form er vist med lokalisering 348 også ekvivalent benevnes en "fdring" pga sin innfesting til det tidligere installerte fdringsrøret 96 på fig. 10. Derav navnet "underjordisk utvidelsesverktøy fdring". Fig. 12 viser fdringsrørhengeren 130, en forbistrømningsport 224 for sement, det tidligere installerte borehullfdringsrør 96, og det utvidbare fdringsrør 126 i sin uutvidede form, som er festet til fdringsrørhengeren ved fdringsrør-hengerens ende 222. Disse elementene har tidligere blitt definert på fig. 6 og på fig. 7. Fig. 12 viser fdringsrørhengeren etter at et parti av den har blitt utvidet med fdringsrørhengerens setteverktøy. Tilstanden til fdringsrørhengeren 130 på fig. 12 tilsvarer det som er vist på fig. 10. Den innvendige diameter av det tidligere installerte borehullfdringsrør 96 er vist på fig. 12 med tegnet ID2. Veggtykkelsen av det tidligere installerte borehullfdringsrøret er angitt med tegnet WT2. Den innvendige diameter av det utvidbare fdringsrøret 126 er i sin uutvidede form identifisert med tegnet ID3. Veggtykkelsen av det tidligere installerte borehullfdringsrør er identifisert med tegnet WT3. Dette er konfigurasjonen før passasje av det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring. Fig. 13 tilveiebringer et snittriss av konfigurasjonen av komponenter som er vist på fig. 12 etter passasje av det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring. Ulike elementer på fig. 13 har tidligere blitt beskrevet. I tillegg viser element 358 det utvidbare fdringsrør i sin utvidede tilstand etter passasje av det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring. Ulike innvendige diametre er definert med tegnene ID2, ID4 og ID5. Generelt vil ID2 være lik ID4 som vil være lik ID5. Hvis dette er tilfelle, er dette en ekte monohullbrønn. Det er imidlertid begrensninger på effekten av det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring. Derfor, hvis gammel, hard sement settes opp bak de overlappende partier av det tidligere installerte fdringsrør i den lokalisering som er identifisert med element 360, kan det være at det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring ikke har tilstrekkelig effekt til å knuse gammel, hard sement og bergarter bak denne bestemte lokaliseringen. En slik lokalisering er på fig. 10 identifisert med element 345.1 dette tilfelle vil ID4 være mindre enn ID2 med så mye som 2 ganger dimensjonen av WT2 på fig. 12. Denne ekstra tykkelsen kan vedvare over lengden av fdringsrørhengeren L1, som vist på fig. 7. Den installasjon som er beskrevet på fig. 13 vil derfor tilveiebringe enten en monohullbrønn, eller en tilnærmet monohullbrønn.
I det følgende er det ulike emner av interesse som er relatert til den ovenfor beskrevne foretrukne utførelse. Underoverskrifter vil brukes av hensyn til klarheten.
Fig. 14 viser relevante parametere som er relatert til fluidstrømningsmeng-der gjennom navlestrengen. Fluidstrømningsmengder gjennom navlestrengen er tilstrekkelig til å opprettholde boring som vist på fig. 9. Én foretrukket utførelse bruker et rør med en innvendig diameter på 4,5 tommer (114,3 mm), som gir 173 gallon pr minutt (GPM) (0,6549 m<3>/minutt) ved et trykk på 1000 pund pr kvadrattomme (PSI) (6,89 MPa) trykktap over en horisontal avstand på 20 miles (32,19 km). Her er "trykktapet" 1000 PSI (6,89 MPa). Her er "strømningsmengden" 173 gallon pr minutt (0,6549 m<3>/minutt). Dette ble beregnet ved bruk av en Bingham Plastic slamstrømningsmodell med 12 Ib/gallon (1,44 kg/dm<3>) slam ved en hastighet på 3,5 fot pr sekund (fps) (1,067 m/sekund). Dette er en "strøm-ningshastighet" på 3,5 fot pr sekund (1,067 m/sekund). Navlestrengens geometri med en innvendig diameter på 4,5 tommer (114,3 mm) og en utvendig diameter på 6,0 tommer (152,4 mm) kan under ulike situasjoner optimaliseres som nødvendig. Disse bestemte dimensjonene er imidlertid valgt for et reversert slamstrømsystem inne i et foret hull med en innvendig diameter på 8,5 tommer (215,9 mm) som har en horisontal avstand på 20 miles (32,19 km). Bingham Plastic slamstrøm-ningsmodellen er beskrevet i detalj i seksjon 8.2 benevnt "Mathematical and Physical Models" i boken benevnt "Petroleum Well Construction" av Michael J. Economides, Larry T. Watters og Shari Dunn-Norman, John Wiley & Sons, New York, New York, 1998, hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse. En hel kopi av boken som det er vist til i den forrige setningen inkorporeres også her ved referanse. Det skal særlig vises til tabell 8-2 på side 222 av boken for detaljerte algebraiske ligninger som er relatert til Bingham Plastic modellen.
Innkjøring i brønnen
Det er ulike begrensninger på hvor raskt den underjordiske elektriske boremaskin kan gå inn i brønnhullet. Siden vekten av den vertikalt opphengte fdringsrørstrengen og den underjordiske elektriske boremaskinen kan være større enn det som sikkert kan kjøres med navlestrengen, tilveiebringer den første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 140 og den andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 142 som vist på fig. 6, en forankringsmekanisme som virker som en "nedihulls vinsj" for å "spasere" fdringsrøret vertikalt nedover i hullet og tilslutt eventuelt inn i en horisontal seksjon av brønnen. Denne "nedihullsvinsjen" kalles her også en "forankringsmekanisme" når den brukes for dette bestemte formål. Den underjordiske elektriske boremaskin og dens beslektede forankringsmekanisme kan føres inn i feltet fra innenfor et smøreapparat, hvilket er standard praksis innen industrien for å opprettholde styring med brønntrykket. Så snart vekten nede i hullet er innenfor kapasiteten til navlestrengen, blir bruken av forankringsmekanismen stoppet, og belastningen fra fdringsrøret overføres til navlestrengen. Forankringsmidlene 144 og 146 og forankringsmidlene 148 og 150, som vist på fig. 6, i forankringsmekanismen, blir deretter slått sammen for rask transport til bunnen av brønnen. Ytterligere nedihulls bevegelse av fdringsrøret og den underjordiske elektriske boremaskin ut-føres ved å pumpe slam inn i ringrommet mellom fdringsrøret og navlestrengen som er installert i brønnen. Trykk som virker på dette ringformede stempelområdet genererer tilstrekkelige kraft til raskt å bevege utstyret nedover i hullet ved ca 2 fps (0,61 m/sekund) inn i et område av en horisontal avstand på 15 til 20 miles (24,14 til 32,19 km). En last på 225.000 Ib (1000,85 kN) med en friksjonskoeffisient på 0,2 krever et differansetrykk på ca 1.600 psi (11,03 MPa) over Smart Shuttle sine tetninger (se element 210 på fig. 6). Denne trykk-kapasiteten oppnås med multiple tetninger som skaper en lastfordeling av trykket. Bevegelse kan ikke utføres uten å bevege slam fra nedenfor boremaskinen, ut av brønnen, opp gjennom navlestrengens innvendige diameter. Trykket i fdringsrøret nedenfor boremaskinen (et tettet volum pga sementering) er ca 3.500 psi (24,13 MPa) over statisk. Den nedihulls slampumpen kan brukes til å bistå ved bevegelse av denne nødvendige slamstrømmen gjennom navlestrengens innvendige diameter. For kjørehastigheter i området 2 fot pr sekund (0,61 m/sekund) vil overflateslampumpene behøve å fremskaffe 350 gallon pr minutt (1,32 m<3>/minutt) ved 4.600 pund (31,72 MPa) pr kvadrattomme. Ved kortere avstander med mindre trykktap kan utstyret bevege seg raskere (hvis volumkapasiteten til slampumpene på overflaten er tilgjengelig).
Fig. 15 viser ulike parametere som er relatert til kjøring av den underjordiske elektriske boremaskin og det utvidede fdringsrøret inn i brønnen. En brønn på 20 miles (32,19 km) er i størrelsesorden 100.000 fot (30,48 km). Ved denne avstanden, og ved 2 fot pr sekund (0,61 m/sekund) er formasjonens mottrykk 1000 psi (6,89 MPa).
Kjøring ut av brønnen
Den underjordiske elektriske boremaskin 94 kjøres ut av brønnen med slam som er fylt med borekaks inne i navlestrengen. Tilstrekkelig slamstrømning pumpes ned ringrommet mellom navlestrengen og det opphulls fdringsrør for å fylle hele det forede brønnhullet nedenfor boremaskinen. Det maksimale trykk pumpen vil tilføre dette ringrommet er 5000 psi (34,48 MPa), og ved en horisontal avstand på 20 miles (32,19 km), er volumet begrenset til ca 440 gallon pr minutt (1,67 m<3>/minutt) eller en kjørehastighet for boremaskinen på ca 2,4 fps (0,73 m/sekund). Samtidig trekker enheten for lineær trekking av navlestrengen ved overflaten med ca 12.500 Ibs (55,60 kN) (for å overvinne fluidstrømningsmot-standen på navlestrengen, friksjonsmotstanden på navlestrengen og friksjonsmotstanden på den underjordiske elektriske boremaskin og dens tetninger).
Når den underjordiske elektriske boremaskin beveger seg opp brønnhullet og fluidtrykktapene i ringrommene blir mindre, begrenser det maksimale slam-pumpetrykk ikke lengre utkjøringshastigheten. Den begrensende faktor blir da de slamvolumer som slampumpene kan fremskaffe. For disse utkjøringsformål kan det i en annen foretrukket utførelse brukes en tredje slampumpe ved overflaten. Den vil understøtte kjøringer ved høyere hastigheter og tilveiebringe redundanser under andre operasjoner.
Siden alt slamvolum passerer gjennom slampumpen nede i hullet, fremskaffes en nøyaktig måling av slamvolumet og trykk i løpet av kjøringen. Dette holder trykket borte fra den åpne formasjon under kjøringer ut av brønnhullet.
Slamsystem ved overflaten
Et stort volum av arbeidslam er nødvendig for å holde styr på navlestrengens volum ved kjøring i hullet. For operasjoner ved en horisontal avstand på 20 miles (32,19 km), kan det være nødvendig med et aktivt slamtankvolum på 3500 fat (556,5 m<3>). Dette er en kapasitet som tilsvarer det som brukes ved enkelte store borerigger offshore.
I én foretrukket utførelse har det installerte fdringsrøret en innvendig diameter på 8,5 tommer (215,9 mm), og navlestrengen er en navlestreng med en utvendig diameter på 6 tommer (152,4 mm) med en innvendig diameter på 4,5 tommer (114,3 mm). Under boreoperasjoner er den makismale slamstrømnings-mengde 150 gallon pr minutt (0,568 m<3>/minutt) med et trykkfall på 825 pund pr kvadrattomme (5,69 MPa), hvilket kun inkluderer friksjonstap. Under kjøring ut av hullet ved 2,4 fot pr sekund (0,73 m/sekund) er den maksimale slamstrømnings-mengde 422 gallon pr minutt (1,597 m3 pr minutt) med et trykktap på 4.750 pund pr kvadrattomme (32,75 MPa). Under innkjøring i hullet med foringsrør ved 2 fot pr sekund (0,61 m pr sekund), er den maksimale slamstrømningsmengde 350 gallon pr minutt (1,325 m<3> pr minutt), med et trykktap på 3.600 pund pr kvadrattomme (24,82 MPa) (med sement tettet på bunnen av brønnen).
For kjøringen ut av brønnen, vil det følgelig være nødvendig med et minimum på 2 slampumper på 750 hestekrefter (557,8 kilowatt) ved overflaten. Én pumpe er tilstrekkelig for rutinemessige boreoperasjoner. Når den underjordiske elektriske boremaskin er ved en avstand på 20 miles (32,19 km), er det nødvendig med ca 14 timer for å kjøre inn i hullet, 12 timer er nødvendig for å komme seg ut av hullet, og 11 timer er nødvendig for at borekaks skal sirkulere fra bunnen av hullet til overflaten. Nøyaktig overvåking og styring av slammets strømning og kva-litet inn i og ut av brønnen og navlestrengen både ved overflaten og nede i hullet ved boremaskinen er derfor viktig for pålitelig brønnstyring.
Boreoperasjonen
Når den underjordiske boreriggen når bunnen av hullet, kan det være at høyhastighetsborkronen påtreffer sement inne i boringen i det fdrede hullet. Forankringsmidlene 144,146,148 og 150, som vist på fig. 6, kommer i inngrep, slamsirkulasjon startes, og borkronen roteres. Merk at nedihulls sensorer overvåker slamstrømningskomposisjonsparametere for å minimalisere sirkulasjonstid for kondisjonering av hullet. Vekt påføres på borkronen, og boringen beveger seg forover, ut av det tidligere forede hullet. Tradisjonelle styremekanismer og MWD verktøy brukes til å styre fremoverrettet fremdrift av borkronen gjennom formasjonen. Direkte bak denne BHA befinner det uutvidede fdringsrøret seg.
Slamstrømningsmengdene og borekaksfaststoffene som denne strøm-ningsmengden kan transportere ut av hullet vil begrense boringens fremdrift. For eksempel vil et boret hull med en innvendig diameter på 12,5 tomme (317, 5 mm) og en navlestreng med en innvendig diameter på 4,5 tomme (114,3 mm) som har en innvendig slamhastighet på 3 fot pr sekund (0,91 m/sekund) som fører 6,5% faststoffer ha en maksimum penetrasjonshastighet på 90 fot pr time (27,43 m).
Betydelig informasjon vil overvåkes og kommuniseres i samtid til overflaten for styring av operasjonene. Noe av informasjonen inkluderer:
(a) Vekt på borkronen
(b) Penetrasjonshastighet
(c) Borkronens RPM
(d) Borkronens effekt (bestemt av effekt som forbrukes av den nedihulls
elektriske motor 114 i den underjordiske boremaskin)
(e) Slamstrømningsmengde gjennom borkronen (ved overvåking av
gjennomstrømmingen i enkeltskruepumpen 180)
(f) Differanse slamtrykk over borkronen og til overflaten over navlestrengen (g) Slamkvalitetssensorer for medrevet gass, innhold av borekaks osv.
(h) Slamtemperaturer
(i) Grunnleggende operasjonsparametere for de ulike funksjoner for den underjordiske elektriske boremaskin, hvilket inkluderer spenning, effekt, RPM, trykk, temperatur, aksial belastning på navlestrengen ved pumpen osv, som alle overvåkes i samtid for å verifisere utstyrets status.
Denne overvåkingen vil sørge for effektiv styring av boreoperasjonen nede i hullet. Hvis ytterligere informasjon er nødvendig, kan det i en foretrukket utførelse inkluderes ytterligere instrumentering eller verktøy i navlestrengen ved de ulike for-bindelsespunkter (for ca hver 5. miles (8,05 km)). I én foretrukket utførelse er det foretrukket å ha fjernstyrte nedihulls BOPer. Disse innretningene er pakningslignende sammenstillinger, som når de blåses opp forankres til innsiden av fdringsrøret. En innvendig ventil sørger for et isolasjonspunkt for brønnfluid.
Denne omfattende overvåkingsmuligheten gjør at boreoperasjoner kan bruke underbalansene fluider, hvis dette er fordelaktig for brønnprogrammet. Mulighetene ved utstyret tillater også direkte brønnstyring og produksjonstesting gjennom boremaskinen.
Når brønnen har boret forover til fdringsrørpunktet, gjør trykksetting av setteverktøyet som er inkludert i den underjordiske elektriske boremaskin at den utvidbare foringsrørhengeren settes. Vellykketheten ved operasjonen med setting av hengeren kan lasttestes med nedihulls vinsjen (som når den brukes ved denne anvendelse også benevnes en "mekanisme for vekt på borkronen"). Ved verifisering av en vellykket operasjon, frigjøres den underjordiske elektriske boremaskin fra fdringsrøret, og starter sin kjøring ut av brønnen. Dette vil etterlate brønnen klar for sementering av fdringsrør og utvidelse av fdringsrør.
Under alle operasjoner i et brønnhull holdes navlestrengen under strekk mellom nedihulls verktøyene og overflatutstyret. Dette muliggjør rask transport i brønnhullet ved å forhindre utbuling. En begrensning er at et minimum antall svake bend bør inkluderes i designet av brønnhullet. Denne begrensningen minner om kjente operasjonelle begrensninger ved borerør og kveilrør i nåværende brønnoperasjoner. Valgte midler til å frembringe slikt strekk er vist på fig. 5. Strekket overvåkes på fig. 5 med datamaskinsystemet 26.
Flere mulige operasjoner gås gjennom for å illustrere mulighetene ved det underjordiske elektriske boresystem.
Den underjordiske elektriske boremaskin kan styre brønnen og kan styre et brønn"spark" eller brønnspark. I én foretrukket utførelse bruker brønnen et reversert sirkulasjonssystem. Den første slamborekaks- og omløpsport (MCBP) 164 og den andre slamborekaks- og omløpsport 166 i den underjordiske elektriske boremaskin virker som en pakning inne i brønnen som leder all retur til navlestrengen. Navlestrengen har tilstrekkelig trykk-klassifisering til å inneholde ethvert spark, og til å sirkulere det ut av brønnen. Instrumentering som overvåker slamtil-stander nede i hullet bør tilveiebringe en tidlig indikasjon på utvikling av problemer med å styre brønnen.
Den underjordiske elektriske boremaskin kan overleve en åpenhulls kollaps. Brønnen bores med uutvidet foringsrør over boreabeidsstrengen (det er element 125 på fig. 6). Hvis formasjonen kollapser på fdringsrøret, trekkes den underjordiske elektriske boremaskin tilbake gjennom det uutvidede fdringsrøret. Fdringsrøret kan deretter utvides og boreoperasjoner kan gjenopptas.
Den underjordiske elektriske boremaskin kan overleve et nedihulls effekt-brudd. Anta at svikten er i kraftoverføringen eller kontrollsystemet under en operasjon med kjøring i brønnen. Navlestrengen og trekkvinsjen på overflaten har tilstrekkelig kraft til å trekke det spenningsløse utstyret ut av brønnhullet. Pumper på overflaten vil fortsette å fremskaffe slam for å erstatte forflytningen. Slamtrykk nedenfor den underjordiske elektriske boremaskin kan med forsiktighet brukes til å redusere den last som er nødvendig for å trekke maskinen ut av brønnen.
Hvis det skjer en svikt når boremaskinen er forankret og danner et hull, så aktueres en frigjøring mellom slampumpen nede i hullet og forankringsmidlet for boremaskinen. Denne fråkoplingen skjer mellom hunnsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 176 og hannsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 178, som vist på fig. 6.1 én foretrukket utførelse kan frigjøringen utløses med en "overtrekking", eller en operasjon som gjøres ved å pumpe en dart eller kule ned navlestrengen. Så snart frigjøringen er aktuert, styrer boremaskinen, og slampumpesammenstillingen kan trekkes "død" ut av brønnen. Så snart feilen er isolert og reparert, kjøres det opphentede utstyret tilbake inn i brønnen hvor det forbindes med boreutstyret som er etterlatt i hullet. Smart Shuttle-delen av den underjordiske elektriske boring danner denne fornyede forbindelsen. Gjenvinning av styring over utstyret gjør at enten så kan boreoperasjonene fortsette, eller utstyret kan hentes opp fra brønnen.
Prosessen med oppbygging av brønnen
Bore- og fdringsrøroperasjonene er i den fortrukne utførelse en prosess som krever to kjøringer i brønnen. Boreutstyret som er angitt ovenfor (den underjordiske elektriske boremaskin) brukes til å bore hullet, posisjonere og forankre fdringsrøret (men ikke til å utvide det) inne i hullet. Fdringsrøret etterlates på plass klart for sementeringsoperasjoner (hvis nødvendig) og utvidelse av fdringsrøret til dets endelig installerte dimensjon utføres ved bruk av et annet verktøysystem (det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring).
I denne foretrukne utførelse er det nye utvidbare fdringsrøret 3.000 fot (914,4 m) langt, har 54 Ibs/fot (788,07 N/m) og har en uutvidet utvendig diameter på 8,0 tommer (203,2 mm). Fdringsrørhengeren nede i hullet og fdringsrør-strengen blir deretter opphengt fra riggdekket på overflaten. Nedihullssammen-stillingen (bottom hole assembly, BHA) blir deretter skrudd sammen og kjørt inn i fdringsrørstrengen. I én foretrukket utførelse brukes setteverktøyet for sentralisering av fdringsrørhengeren til å låse sammen fdringsrøret og boreutstyret. Deretter tilføres den roterende motoren og forankringsmekanismen til sammenstillingen, sammen med nedihulls slampumpen som kan brukes som en Smart Shuttle.
Det beskrevne utstyret er alt sammen langt og tungt. Det håndteres som hovedsammenstillinger med hurtigkoplingsinnretninger mellom hver sammenstilling. Den estimerte størrelse og vekt av ulike komponenter fremkommer nedenfor i det følgende.
Borkronen er ca 2 fot (0,61 m) lang, og veier 500 Ibs (2,22 kN) i luft. MWD-verktøyene er 40 fot lange (12,19 m) og veier ca 1.200 Ibs (5,34 kN) i luft. Det roterende styreverktøyet er ca 30 fot (9,14 m) langt og veier 1.500 Ibs (6,67 kN) i luft. Den roterende aksel (element 125 på fig. 6), også benevnt "borearbeidsstrengen" eller simpelthen "borerøret", er ca 3.000 fot (914,4 m) lang og veier 28.500 Ibs (126,77 kN) i luft. Det utvidbare fdringsrøret har en vekt på 54 Ibs/fot (788,07 N/m), er ca 3.000 fot (914,4 m) langt, og veier 162.000 Ibs (720,61 kN) i luft. Den roterende seksjon og forankringsseksjon av den underjordiske elektriske boremaskin (dette inkluderer elementene 114,140 og 142 på fig. 6), er ca 120 fot (36,58 m) lang og veier 2.800 Ibs (12,46 kN). Den nedihulls slampumpeseksjon av den underjordiske elektriske boremaskin (inkludert elementene 180,196 og 214 på fig. 6) er ca 122 fot (37,19 m) lang og veier ca 3.900 Ibs (17,35 kN) i luft. Enhver separat kontrollmodul som er forbundet med den underjordiske elektriske boremaskin er ca 20 fot (6,10 m)lang og har en vekt på 4.000 Ibs (17,79 kN). Den samlede lengde av sammenstillingen er derfor ca 3.334 fot (1016,2 m) lang og veier ca 2.800 Ibs (893,20 kN) i luft.
Sementering og utvidelse av fdringsrøret
I denne foretrukne utførelse av oppfinnelsen installerer det underjordiske verktøy 284 for utvidelse av foring på fig. 10 sementen, og utvider monohull fdringsrøret i brønnen. Denne løsningsmåten ble valgt for å forenkle den underjordiske elektriske boremaskin og for å fremskaffe operasjonell fleksibilitet ved ut-førelse av disse operasjonene ved oppbygging av en monohullbrønn.
Det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring har to grunnleggende funksjoner. Det første er å sementere fdringsrøret i brønnen (hvis nødvendig). I én ut-førelse utføres dette gjennom en 2 tommers (50,8 mm) sementeringsledning i en navlestreng med en utvendig diameter på 3,5 tomme (88,9 mm). Ulikt den underjordiske elektriske boremaskin når den er festet til fdringsrør, trekker Smart Shuttle denne navlestrengen inn i brønnen ved hastigheter på opptil 10 fot pr sekund (3,04 m/sekund). Smart Shuttles operasjon av verktøyet for utvidelse av fdring krever at den oppblåsbare sementtetning 330 er ført sammen, og fluidene pumpes deretter fra den nedihulls side av Smart Shuttle™ sin tetning 210 til den opphulls side av denne tetningen, hvilket tidligere har blitt beskrevet. For å sementere brønnen blåses den oppblåsbare sementtetning 330 opp. Denne sementtetningen kalles også en dobbelttetning (straddle seal) (hvor én side er oppblåsbar) på verk-tøyets utvendige diameter, hvilket sørger for fluidforbindelsen mellom navlestrengen og sementportene i fdringsrørhengeren. Så snart verktøyet er på plass sirkuleres sement inn i ringrommet bak det uutvidede fdringsrøret. Passende instrumentering overvåker sementplassering, volum og lokalisering av Smart Shuttle, og rapporterer alle disse overvåkede parameterne til overflaten.
En annen funksjon ved det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring er å utvide fdringsrøret til sin endelige operasjonelle størrelse. Rullemekanismene for denne oppgaven har allerede blitt beskrevet med henvisning til fig. 10. Ruller tilveiebringer kraft, kontroll og reversibilitet. Hvis fdringsrøret ble utvidet med innvendig trykk, ville det mangle noe utvidelseskontroll - for eksempel hvis hulldia-meteren var uregelmessig, så ville fdringsrørets utvidelse også bli uregelmessig. Utvidelsesbakker har det problem at de utgjør en ett-trinns utvidelsesprosess med en dimensjon. Det finnes erfaring med fdringsrørruller i reparasjonsverktøy for utbulet foringsrør og ved forankring av fdringsrør inne i Unibore brønnhoder. Weatherford har utviklet et ett-trinns utvidelsesverktøy for utvidelse av foringsrør som er vist på deres nettsted. Weatherford In te mati one I, Inc., kan nås på 515 Post Oak Blvd, Suite 600, Houston, Texas 77027, og har telefonnummer (713) 693-4000, og har nettstedet www. weathefrord. com. På fig. 10 har utvidelsesverktøyet 288 for foringsrør med motsatt roterende ruller motsatt roterende ruller for å minimalisere verktøyets dreiemoment som utvendig må motvirkes ved utvidelse av fdringsrøret. De langsgående ruller 318 og 320 på fig. 10 sørger for denne motvirkning av dreiemomentet. Som tidligere beskrevet tilveiebringer en nedihulls motor som tilføres effekt fra en separat elektrisk krets fra overflaten den nødven-dige roterende kraft.
I én foretrukket utførelse har overflateutstyret et tilsvarende arrangement som boremaskinsystemet. Dette utstyret kan imidlertid være mindre, ettersom navlestrengens utvendige diameter kan velges til å være 3,5 tommer (88,9 mm).
Som tidligere beskrevet, i én operasjonmodus av den underjordiske elektriske boremaskin, virker den som en Smart Shuttle. Smart Shuttle vil bli brukt til å pumpe navlestrengen og det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring til arbeidsstedet nede i hullet. Smart Shuttle virker ved å pumpe fluid fra en side av tetningene til den andre med en elektrisk drevet enkeltskruepumpe (progressive cavity pump, PCP) (eller en hvilken som helst fortrengningspumpe). Ved relativt lave differansetrykk genereres store aksiale krefter (netto ca 4.000 Ibs (17,79 kN)), hvilket er tilstrekkelig til å trekke verktøyet og navlestrengen inn i hullet. Hastigheter topp-hull er den maksimale designhastighet på 10 fps (3,048 m/s). Ved ekstreme horisontale avstander vil hastigheten være lavere (2,5 fot pr sekund (0,762 m/s)), hvilket skyldes motstandskraft fra fluidet på navlestrengen, som vil være proporsjonal med transporthastigheten.
Smart Shuttle-systemet er forsynt med sensorer for å detektere lokalisering og enkelt posisjonere verktøyenes dobbelttetninger over fdringsrørhengeren for den siste fdringsrørstrengen. Så snart den er på plass, blåses den oppblåsbare tetning opp, og sirkulasjon gjennom ringrommets hull-fdringsrør bekreftes. Dette kan utføres ved å pumpe fra overflaten eller ved å bruke Smart Shuttles pumpe til å sirkulere området. Sement vil bli plassert på et gitt punkt i ringrommet, og fdringsrør vil bli utvidet før herding av sementen.
Fig. 10 viser det underjordiske utvidelsesverktøy av foring med sement som blir injisert fra overflaten gjennom navlestrengen. Ca 69 gallon pr minutt (0,26 m<3 >pr minutt) vil strømme ved 100.000 fot (30,48 km) med et trykktap på ca 9.000 pund pr kvadrattomme (62,05 MPa). Sementeringspumpen vil følgelig måtte levere 10.000 pund pr kvadrattomme (68,95 MPa) ved disse mengdene. Det vil kreve 240 minutter for at sementen skal leveres ved 100.000 fot (30,48 km) fra overflaten, og deretter nye 77 minutter for å plassere ca 126 fat (20,03 m<3>) med sement på et gitt punkt inne i hull-fdringsrørringrommet. Ved operasjoner på disse store horisontale avstandene, er det viktig å kunne styre herdetiden for sementen og det nødvendige volum av sement.
Indikatorer kan tilsettes til fluidputene før og etter sementen når den pumpes inn i navlestrengen. Sensorer som er lokalisert på den underjordiske elektriske boremaskin vil verifisere når sementen passerer disse nedihulls sensor-lokaliseringene. Dette vil hjelpe til med nøyaktig plassering av sementen på et gitt punkt i brønnen. Så snart sementen er ute av navlestrengen, åpnes en omløps-ventil, og slam sirkuleres gjennom ringrommet for å tømme navlestrengen.
Noe av fdringsrøret trenger kanskje ikke å sementeres inn i hullet. Det kan være mulig at fdringsrøret kan utvides inn i veggen i hullet med tilstrekkelig trykk til at den gjenværende kontaktspenningen mellom bergarten og det utvidede fdringsrøret er tilstrekkelig til å danne en aksial fluidtetning. Dermed unngås sementeringstrinnet og operasjonene forenkles. Dette plasserer imidlertid en betydelig last på utvidelsesrullene for fdringsrøret.
Så snart sementen er på plass inne i ringrommet for hullet-fdringsrøret, blir den oppblåsbare sementtetningen 330 tømt, og Smart Shuttle trekker utvidelses-verktøyet tilbake inn i det tidligere forede brønnhullet. Utvidelsesverktøyet for fdringsrør med motsatt roterende ruller tilføres energi, og dets ruller kommer i inngrep med fdringsrørets innvendige diameter, hvilket skjer ved utvidelse inntil kontakt med fdringsrøret er etablert. Rotasjon av rullene begynner, og verktøyet beveger sakte forover. Foroverrettet bevegelse tilveiebringes ved hjelp av rullenes svakt skråstilte vinkel, hvilket skrur utvidelsesverktøyet inn i fdringsrørhengeren og røret. Denne skråstilte vinkelen er på fig. 10 vist som vinkelen 6.1 én foretrukket utførelse har utvidelsesverktøyet for fdringsrør med motsatt roterende ruller tilstrekkelig styrke til å utvide fdringsrørhengeren og det tidligere satte fdringsrøret tilbake inn i formasjonen for å frembringe et fdringsrør med jevn innvendig diameter. Denne prosessen er vist på fig. 12 og 13. Fig. 12 viser fdringsrørhengerens område før verktøyets passasje, og fig. 13 viser dette samme området etter verk-tøyet har passert. Det underjordiske utvidelsesverktøy av fdring må ha tilstrekkelig styrke til å utvide de to fdringsrørstrenger tilbake inn i formasjonsbergartene.
Det underjordiske utvidelsesverktøy for fdring fortsetter å utvide fdringsrøret til bunnen av strengen. Prosessen med utvidelse av fdringsrøret vil forflytte
sementen som er i ringrommene. Den vil bli ekstrudert langs de reduserende ringrommene inntil sementen når enden av fdringsrøret, hvor overskuddet vil strømme inn i det utforede hullet nedenfor utvidelsesmaskinen. Så snart fdringsrøret har blitt fullstendig utvidet, blir rullene i det underjordiske utvidelsesverktøy for fdring slått sammen til sin lille transportstørrelse, og Smart Shuttle og overflatetrekkvinsjen brukes til å bringe verktøyet til overflaten. Dette etterlater hullet klart for den neste boresyklus.
Boring og operasjoner med monohullfdringsrør fortsetter inntil brønnen når målreservoaret. Det er da mulig å bore siderettede dreneringshull (ved bruk av en lignende prosess) eller det kan utføres en enkelt komplettering for et stort hull.
Det er ulike fremgangsmåter til å håndtere tenkelige tilfeller med det underjordiske utvidelsesverktøy for fdring. Tilsvarende til den underjordiske elektriske boremaskin, finnes det betydelig fleksibilitet ved konseptene for sementering og utvidelsesverktøy til å håndtere de fleste tenkelige tilfelle. Noen få av disse tenkelige tilfellene illustrerer denne muligheten.
Anta at effekten til det underjordiske utvidelsesverktøyet for fdring blir kuttet under en tur inn i brønnen. En omløpsventil rundt Smart Shuttle-pumpen vil åpne og gjøre det mulig å trekke verktøyet opp av brønnhullet ved bruk av den lineære vinsjen på overflaten og navlestrengens styrke. Alternativt, i enkelte brønner, kan det være mulig å pumpe slam ned sementlinjen i navlestrengen og påføre trykk nedenfor Smart Shuttle for å bistå ved dens opphenting.
Anta at det er mangel på effekt med sement i navlestrengen. En nedihulls omløpsventil vil da åpne, hvilket forbinder navlestrengens boring med det fdrede brønnringrommet. Slampumper kan deretter brukes til å bringe sementen til å strømme til overflaten.
Anta at det underjordiske utvidelsesverktøy for fdring svikter uten å utvide hele fdringsrørstrengen. Verktøyet blir da hentet opp, og sementen i brønnring-rommet antas å herde. Den neste boreoperasjonen vil være å frese ut av brønn-hullet og sideboringen for å gjenoppta boring til målet.
Anta at utvidelsesstyrken til det underjordiske utvidelsesverktøy for foring ikke er tilstrekkelig til å utvide foringsrørhengeren til en boring med full innvendig diameter. Det underjordiske utvidelsesverktøyet for foring har den evne at det kan operere ved ulike diametere. Det vil utvide fdringsrøret til innstilt diameter der hvor dette er mulig. Det kan være at enkelte områder (så som fdringsrørhengerens område) ikke oppnår innstilt mål - særlig hvis formasjon er eksepsjonelt hard/sterk. Diameteren som er mindre enn innstilt mål er ikke ønskelig, men dette er ikke et vesentlig problem, ettersom alle verktøysystemene skulle passere gjennom denne reduserte diameteren. Hvis det ikke skulle bli mulig å oppnå minimum innstilt diameter, så kan som en siste utvei en fres brukes til å øke den innvendige diameter.
Fdringsrørflotasjonsteknikker
Fdringsrørflotasjonsteknikker kan brukes til dramatisk å redusere de ringromstrykk som er nødvendig i brønnen for å pumpe fdringsrør inn i brønnen, eller redusere den nødvendige nedihulls vinsjkapasitet. Luft eller nitrogen kan innelukkes inne i fdringsrøret ved overflaten for å redusere dets tilsynelatende vekt i slam under kjøreoperasjoner. Så snart det er på bunnen vil fdringsrøret med tilnærmet oppdrift bli oversvømt og fylt med slam, slik at operasjoner som tidligere beskrevet vil fortsette. Disse og andre beslektede vektbesparingskonsepter har det potensiale at de reduserer brønnringrommenes operative trykk eller nedihulls vinsjkapasitet med 90% sammenliknet med de laster som er identifisert ovenfor i seksjonen benevnt "prosess med oppbygging av brønnen". Denne muligheten tillater også valgfri kjøring av mye lengre og/eller tyngre strenger av fdringsrør.
Fdringsrørflotasjonsteknikker vil ikke ha en innvirkning på navlestrengens designkriterier. Navlestrengens innvendige arbeidstrykk definerer dens nødven-dige aksiale fasthet. Et innvendig trykk for brønnstyring på 10.000 psi (68,95 MPa) krever en navlestreng som har en fasthet med hensyn på aksial belastning på ca 160.000 Ibs (711,72 kN) for å motstå trykkeffektene på overflaten.
Alternative utførelser av boresystemer
På fig. 6 er den første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 140 og den andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 142 et eksempel på "forankringer" eller "forankringsmidler". I det følgende sammendrag kan uttrykket "Forankringsmidler" skrives med store forbokstaver.
På fig. 6 blir det utvidbare foringsrør 126 "skjøvet" dypere inn i brønnhullet ved hjelp av forankringsmidlene. Denne konfigurasjonen kalles derfor en "Bore & Skyve" konfigurasjon. I denne situasjonen er forankringsmidlene på den opphulls side av den underjordiske elektriske boremaskin. På den annen side, hvis forankringsmidlene isteden var på den nedhulls side av den underjordiske elektriske boremaskin, så ville denne konfigurasjonen bli kalt en "Bore & Trekke" konfigurasjon.
På fig. 6 er forankringsmidlene lokalisert på innsiden av det tidligere installerte borhullfdringsrøret 96.1 denne konfigurasjonen er forankringsmidlene lokalisert inne i "Brønnhullet". På den annen side, hvis forankringsmidlene isteden er lokalisert inne i det nye borehullet 104, så er forankringsmidlene lokalisert inne i det "Åpne Hullet".
På fig. 6 roterer den nedihulls elektriske motor 114 den roterende aksel 125, som også benevnes "borearbeidsstrengen" eller simpelthen "Borerøret". På fig. 6 roterer den nedihulls elektriske motor Borerøret. De "roterende midler" på fig. 6 er derfor beskrevet ved hjelp av det følgende: "Roterer Borerøret". På fig. 6 blir det utvidbare røret 126 ikke rotert. Det er imidlertid andre konfigurasjoner av de roterende midler, inkluderte: "Roterer Borerør og Fdringsrør", og "Roterer Borkrone I Åpent Hull". I den nedenfor definerte liste over ulike foretrukne utførel-ser, er uttrykket "roterende midler" skrevet med store forbokstaver som "Roterende Midler".
På fig. 6 blir det utvidebare fdringsrøret 126 ikke rotert. I denne konfigurasjonen er derfor det utvidbare fdringsrøret "Ikke-Roterende". I andre foretrukne ut-førelser kan det utvidbare fdringsrøret roteres med de roterende midler. I denne konfigurasjon blir det utvidbare røret "Rotert".
På fig. 6 drives enkeltskruepumpen 180 ved hjelp av en nedihulls pumpemotorsammenstilling som generelt er angitt med element 182, som omfatter slampumpen, eller "Slampumpen" på fig. 6.1 denne foretrukne utførelse er slampumpen lokalisert inne i Brønnhullet.
Den foretrukne utførelse som er vist på fig .6 kan følgelig beskrives som følger (Foretrukket Utførelse "A"):
Arrangement: Bore & Skyve
Forankringsmidler: I Brønnhullet
Slampumpe: I Brønnhullet
Roterende midler: Roterer Borerøret
Utvidbart fdringsrør: Ikke-Rote rende
Kommentarer: Foretrukket utførelse vist på fig. 6.
En annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen kan følgelig konsist beskrives som følger (Foretrukket Utførelse "B"):
Arrangement: Bore & Skyve
Forankringsmidler: I Brønnhullet
Slampumpe: I Brønnhullet
Roterende midler: Roterer Borerøret og Utvidbart Fdringsrør Utvidbart fdringsrør: Roterende
Kommentarer: Dette krever et høyere roterende dreiemoment enn Foretrukket Utførelse "A".
En annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen kan følgelig konsist beskrives som følger (Foretrukket Utførelse "C"):
Arrangement: Bore & Trekke
Forankringsmidler: I Åpent Hull
Slampumpe: I Brønnhullet
Roterende midler: I Åpent Hull, Roterer Borkrone
Utvidbart fdringsrør: Ikke-Roterende, Trekker Bak Forankringsmidler
Kommentarer: Dette krever stabile formasjoner for åpenhulls forankringsmidler.
En annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen kan følgelig konsist beskrives som følger (Foretrukket Utførelse "D"): Arrangement: "Dreneringshullboring"
Forankringsmidler: I Brønnhullet
Slampumpe: I Brønnhullet
Roterende midler: Roterer Borerør
Utvidbart foringsrør: Ikke-Roterende
Kommentarer: Tilsvarer Foretrukket Utførelse "A", med unntak av at det brukes mindre diametre av utvidbart foringsrør.
I det ovenstående blir foretrukket utførelse "C" videre beskrevet i det følgende dokument: US offentliggjøringsdokument nr. 494374, innlevert 26. mai 2001, som delvis er benevnt: "Continuous Casting Boring Machine", hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
I det ovenstående er foretrukket utførelse "D" videre beskrevet i det følgende dokument: US offentliggjøringsdokument nr. 495112, innlevert 11. juni 2001, som delvis er benevnt "Liner/Drainhole Drilling Machine", hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
Den underjordiske elektriske boremaskin har blitt illustrert idet den utfører boring etter hydrokarboner. Det er imidlertid andre foretrukne utførelser av oppfinnelsen. Denne underjordiske elektriske boremaskin har den mulighet at den kan utføre retningsboring over store avstander, både på land og offshore. Dette inkluderer boring av rørledninger under store og dype elver, over store topografiske formasjoner så som klipper eller bratte skråninger under vann. Andre anvendelser for den underjordiske elektriske boremaskin inkluderer boring nær overflaten i urbane områder for installasjon eller utbytte av nytteinstallasjoner, så som vannledninger, hovedgassledninger, kloakkledninger, stormdreneringer, underjordisk kraftledninger og kommunikasjonsledninger, inkludert bredbånds-kabler og fiberoptiske kabler. Den valgte borkronen vil bli dimensjonert for anven-delsen. Disse foretrukne utførelser er her forkorthets skyld ikke videre beskrevet.
Fig. 16 ligner fig. 9, med unntak av at her blir brønnen boret fra et brønnsted ved kysten. Den underjordiske elektriske boremaskin 94 er anordnet inne i et tidligere installert borehullsforingsrør 362 som er omgitt av eksisterende nedihulls sement 364. Den underjordiske elektriske boremaskin 94 ble beskrevet med henvisning til fig. 6. Den underjordiske elektriske boremaskin er i ferd med å bore et nytt borehull 366 inn i en geologisk formasjon 368. Utvidbart fdringsrør 370 føres inn i det nye borehullet ved hjelp av den underjordiske elektriske boremaskin. Navlestrengen 372 forbinder den underjordiske elektriske boremaskin til et landbasert boresenter 374 som har vinsjen, datamaskinsystemene, navlestrengkarusellen osv. Overflateforingsrøret 376 er omgitt av sement 378. Bunnen av overflateforingsrøret er forbundet til tidligere installert foringsrør 362 ved hjelp av fdringsrørstrengen 380. Havet 382 er en havoverflate 384 og en havbunn 386. Her blir det nye borehullet boret under havet fra et landbasert boresenter. Land 388 møter havet ved en strand 390. Fig. 17 tilsvarer fig. 9 og fig. 16, med unntak av at her blir brønnen boret fra et landbasert borested. En underjordiske elektrisk boremaskin 94 er anordnet inne i et tidligere installert borehullfdringsrør 392 som er omgitt av eksisterende nedihulls sement 394. Den underjordiske elektriske boremaskin 94 ble beskrevet med henvisning til fig. 6. Den underjordiske elektriske boremaskin er i ferd med å bore et nytt borehull 396 inn i en geologisk formasjon 398. Utvidbart fdringsrør 400 føres inn i det nye borehullet ved hjelp av den underjordiske elektriske boremaskin. Navlestrengen 402 forbinder den underjordiske elektriske boremaskin til det landbaserte borested som generelt er angitt med element 404. En vinsj 406; navlestrengkarusellen, datamaskiner osv 408; og en annen seksjon av navlestreng 410 er vist figurativt. Element 411 viser figurativt et smøreapparat. Over-flatefdringsrør 412 er omgitt av sement 414. Bunnen av overflateforingsrøret er forbundet til tidligere installert fdringsrør 392 ved hjelp av en fdringsrørstreng 416. Jordens overflate er identifisert med element 418. Fig. 18 viser en underjordiske elektrisk boremaskin 420 som borer et åpent borehull i jorden. Element 420 kalles en åpenhulls underjordiske elektrisk boremaskin. En elektrisk motor 422 dreier akselen 424 som roterer den roterende borkronen 426 som borer borehullet 428 i en geologisk formasjon 430. En første mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 432 er forbundet til en andre mekanisme for forankring og vekt på borkronen (AWOBM) 434 ved hjelp av en forlengbar aksel 436, hvilke elementer omfatter en forankringsmekanisme. Akselen 438 forbinder hunnsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 440 til hannsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 442. En enkeltskruepumpe 444 drives av sin pumpemotor 446. En oppblåsbar tetning 448 omgir enkeltskruepumpen, hvilken danner en positiv tetning mot borehullets vegg i den geologiske formasjon 449. Enkeltskruepumpen har et innløp 450 og et utløp 452.
Den oppblåsbare tetning 448 og enkeltskruepumpen danner en Smart Shuttle som kan brukes til å bevege den underjordiske åpenhulls elektriske boremaskin som er vist på fig. 18 inn og ut av hullet. En sentreringsenhet 454 er festet til de partier av verktøylegemet som har elektronikk 456 og toveis kommunikasjoner 458 med overflaten. En slamførende navlestreng 460 er forbundet til kabelhodet 462 som tilfører elektrisk effekt og slam til den underjordiske åpenhulls elektriske boremaskin. Slam fra overflaten gjennom navlestrengen fortsetter ned et indre av ulike elementer i boremaskinen, som for enkelthets skyld ikke er vist, og deretter returnerer borekaks som er fylt med slam tilbake til overflaten gjennom ringrommet 464 mellom borehullets vegg og den utvendige diameter av navlestrengen. Pilene på fig. 18 viser retningen for slamstrømmen. Den oppblåsbare tetning 448 som omgir enkeltskruepumpen er delvis sammentrukket under virkelige boreoperasjoner, for å gjøre det mulig for slammet å passere. Den oppblåsbare tetningen 448 blåses opp når den underjordiske åpenhulls elektriske boring raskt transporteres inn og ut av brønnen. I lys av den detaljerte beskrivelse som er gitt på fig. 6 og andre steder, og i lys av den beskrivelse som her er fremlagt, er det nå åpenbart hvordan den underjordiske åpenhulls elektriske boremaskin funksjonerer. For korthets skyld vil det her følgelig ikke bli presentert noen ytterligere detaljer.
Fig. 19 viser en annen underjordisk elektrisk boremaskin 446 som borer et åpent borehull i jorden. Element 446 er en annen utførelse av en underjordisk åpenhulls elektrisk boremaskin som kalles en "undergrunns elektrisk boremaskin med skruedrift". Fig. 19 ligner fig. 18. Elementene 422, 424, 426, 432, 434, 436, 438, 440 og 442 har blitt definert med henvisning til fig. 18.
Den fundamentale forandring på fig. 19 er at den form for Smart Shuttle som er vist på fig. 18 har blitt erstattet av en skrueforflytningsinnretning 468. Element 470 har en elektrisk motor 472 (for enkelthets skyld ikke vist), beslektet elektronikk og toveis kommunikasjonselektronikk. Når den elektriske motor 472 roterer skruebladene 474, så forårsaker friksjon mot slammet i hullet 476 at skrue-forflytningsinnretningen 468 forflytter seg inne i hullet (hvis forankringsmidlene på elementene 432 og 434 er i sine tilbaketrukne posisjoner). Reversering av rota-sjonen av skruebladene reverserer forflytningsretningen inne i borehullet. Hunnsiden av den universelle slam og elektriske konnektor 478 er festet til hannsiden av den universelle slam og elektriske konnektor, som i sin tur er forbundet til navlestrengen 482, elementene 480 og 482 er imidlertid for enkelthets skyld ikke vist på fig. 19. Sentreringsenheter 484 sentraliserer element 470 inne i brønnhullet 486. Pilene viser det løp som slammet strømmer i under boreoperasjoner. I lys av den tidligere offentliggjøring, er det åpenbart hvordan den underjordiske elektriske boremaskin med skruedrift brukes til å bore det nye borehullet 488 i den geologiske formasjon 490.
I en annen foretrukket utførelse på fig. 19 har skruebladene 474 en variabel stigning, hvor avstanden mellom suksessive blader er en mindre avstand på høyre side av fig. 19 enn på venstre side av fig. 19.1 enda en annen foretrukket utførel-se, er stigningen mellom skruebladene 474 variabel, og styres av datamaskinsystemet 26 på overflaten. Ulike utførelser av den "underjordiske elektriske boremaskin med skruedrift" er videre beskrevet i US offentliggjøringsdokument nr. 494374, innlevert 26. mai 2001, som delvis er benevnt "Continuous Casting Boring Machine", hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
Fig. 20 viser et tverrsnitt av en annen utførelse av en navlestreng som bruk for underjordiske elektriske boremaskiner og for åpenhulls underjordiske elektriske boremaskiner. En versjon av fig. 20 ble opprinnelig innlevert i U.S.P.T.O. den 2. oktober 2002 som en del av US offentliggjøringsdokument 480550. Navlestrengen 492 inneholder minst én isolert elektrisk leder 494. Hver slik leder har elektriske kopperledninger 496 som er innkapslet av elektrisk isolasjon 498. Som vist på fig. 20 er det totalt 8 slike isolerte elektriske ledere. I en utførelse kan de isolerte elektriske ledere velges å være de samme som er vist på fig. 1. Det er også vist toveis datakommunikasjonsmidler 500 med høy hastighet, hvilket kan være en fiberoptisk kabel eller en koaksial kabel. De isolerte elektriske ledere og de toveis datakommunikasjonsmidlene med høy hastighet er innkapslet av et første komposittmateriale 502. Et annet komposittmateriale 504 omgir det første komposittmaterialet. Som beskrevet ovenfor kan de spesifikke vekter til komposittmaterialene 502 og 504 konstrueres slik at navlestrengen 492 har hovedsakelig nøytral oppdrift i brønnhullsfluider.
I én foretrukket utførelse av oppfinnelsen på fig. 20, er det andre komposittmateriale 502 valgt for sin gode fasthet, varighet mot abrasjon i brønnen, og kanskje for sine elektriske isolasjonsegenskaper. I én utførelse av fig. 20 er det første komposittmaterialet valgt med hensyn på en bestemt spesifikk vekt, slik at navlestrengen som en helhet har nøytral oppdrift i typiske brønnfluider (for eksempel i slam med 12 Ib pr gallon (1,438 kg/dm<3>), eller i saltvann, som et annet eksempel). Som tidligere omtalt leveres syntaktiske skummaterialer som har silika mikrokuler av Cumming Corporation ( www. emersoncummina. com) for slike formål. Detaljene ved trykkbalanserte silika mikrokuler i syntaktisk skum kan gjennomgås i vedlegg 28 til foreløpig patentsøknad nr. 60/384.964 innlevert 3. juni 2002, som er benevnt "Umbilicals for Well Conveyance Systems and Additional Smart Shuttles and Related Drilling Systems" hvis kopi i sin helhet inkorporeres her ved referanse.
Den indre 506 av navlestrengen brukes til å frembringe borefluider eller sement nede i hullet som nødvendig. Ulike utførelser av navlestrenger tilveiebringer derfor elektrisk effekt nede i hullet, toveis kommunikasjoner, og sørger for evnen til å lede fluider til og fra borehullet, hvilke har nøytral oppdrift i de fluidene som er tilstede. Navlestrenger som håndterer brønnfluider er også nyttige ved et antall brønnservicetjenester, inkludert bruk sammen med dobbeltpakninger, injek-sjonsverktøy, olje-gass separatorer, rengjøringsverktøy for forbindelsesledninger, ventiler osv. I en annen foretrukket utførelse kan det indre 506 fylles med komposittmaterialer for å tilveiebringe ekstra fasthet for visse anvendelser hvor det også hovedsakelig er nøytral oppdrift.
Fig. 21 viser enda en annen komposittnavlestreng med nøytral oppdrift i slam med 12 Ib pr gallon (1,438 kg/dm<3>). Andre spolbare komposittrør 508 har en utvendig diameter som er vist med tegnet OD6, og har en innvendig diameter som er vist med tegnet ID6.1 en foretrukket utførelse er OD6 lik 1,75 tommer (44,45 mm) og ID6 er lik 1,25 tommer (31,75 mm). I én foretrukket utførelse er kortipositt-røret valgt til å ha en spesifikk vekt på 1,5.
Tre av hver av isolerte nr. 4 AWG ledninger 510, 512 og 514 med en utvendig diameter på 0,355 tommer (9,02 mm) er anordnet inne i den innvendige diameter av det spolbare komposittrør. En optisk fiber 516 er også anordnet inne i det spolbare komposittrør. Det gjenværende av det tilgjengelige volum inne i den spolbare kompositten 518 blir da fylt med trykkbalanserte silika mikrokuler i syntaktisk skum som har en spesifikk vekt på 0,60. En beregning viser at denne navlestrengen i slam med 12 Ibs/gallon (1,438 kg/dm<3>) veier-50 Ibs (-224,4 N) for hver 1.000 fot (304,8 m). Under antagelse av en friksjonskoeffisient på 0,2 ved 20 miles (32,19 km), kan navlestrengen trekke tilbake med en friksjonskraft på 1.056 Ibs (4,697 kN). Navlestrengen har derfor hovedsakelig nøytral oppdrift (eller simpelthen "nøytral oppdrift" som definert nedenfor).
På fig. 21 er den isolerte ledningen nominelt for 14.000 volt. Denne bestemte ledningen er delnr. FEP4FLEXSC som er tilgjengelig fra Allied Wire & Cable, lokalisert i Bridgeport, Pennsylvania. Denne ledningen har tidligere blitt beskrevet med henvisning til fig. 1. Som det tydelig fremgår av drøftelsen som involverer fig. 1, kan de tre kraftlederne frembringe 160 hestekrefter (119 kilowatt) ved 20 miles (32,19 km) for å gjøre arbeid ved denne avstanden. Ingen fluider leder ned det indre av denne navlestrengen som generelt er angitt med element 520 på fig. 21. Denne navlestrengen er også nyttig for andre anvendelser som vil bli omtalt senere.
Valg av ulike spesifikke vekter for de trykkbalanserte silika mikrokuler i syntaktisk skum som fyller volumet mellom den spolbare kompositt 518 gjør at ulike foretrukne utførelser kan designes til å ha nøytral oppdrift med ulike brønn-fluider som har ulike tettheter. I praksis vil det bli brukt en navlestreng som har en bestemt tetthet innenfor et område av akseptable tettheter av brønnfluider.
Fig. 22 er en skjematisk tegning som viser et skip som utfører undervanns brønnvedlikehold. Skipet 522 i havet 524 har en navlestrengkarusell 526 som har en navlestreng 528 som fortsetter gjennom smøreapparatet 530 som rommer Smart Shuttle 532. Undervannsbrønnen 534 på havbunnen 535 har sammenpassende utstyr 536 som passer sammen med motsvarende utstyr 538 på smøre-apparatet 530. Smøreapparatet føres på plass av fjernstyrt farkost 540 som får sin effekt og kommunikasjoner fra navlestrengen 542. Navlestrengkarusellen for navlestrengen 542 er for enkelthets skyld ikke vist.
Når den kommer inn i undervannsbrønnen, fortsetter Smart Shuttle gjennom basis av smøreapparatet 544 og inn i brønnhullet nedenfor (ikke vist på fig. 22). Der skal Smart Shuttle utføre en brønnoverhaling som krever at fluider, så som syrer, injiseres inn i formasjonen. Navlestrengen 528 kan velges til å være en egnet navlestreng, inkludert navlestreng 2 på fig. 1, og navlestreng 492 på fig. 20. Utstyr som ligner det som er vist på fig. 1 befinner seg om bord på skipet, slik at datamaskinsystem kan styre overhalingsoperasjonen.
I dette tilfellet behøver navlestrengen 542 ikke å fremskaffe fluider til den fjernstyrte farkost 540. Navlestrengen 542 kan derfor velges fra navlestrenger som inkluderer navlestreng 520 på fig. 21. Utstyr som ligner det som er vist på fig. 5 befinner seg også om bord på skipet, slik at et datamaskinsystem kan styre den fjernstyrte farkost 540. Den øvre ende av navlestrengen 542 som fortsetter til sin karusell er for enkelhets skyld ikke vist på venstre side av fig. 22.1 dette tilfellet er navlestrengen 542 designet til å ha en hvilken som helst ønsket oppdrift i sjøvann, hvilket spesifikt inkluderer tettheter som er større enn sjøvann, hvilket er konvensjonelt innen industrien. Anordninger og fremgangsmåter for å styre effekten og kommunikasjonene tilsvarer det som er vist på fig. 2, 3,4 og 5, og vil for korthets skyld her ikke bli gjentatt. I en foretrukket utførelse fremskaffer navlestrengen 542 over 60 kilowatt effekt til den fjernstyrte farkost 540. Denne effekten tilføres til lasten på den fjernstyrte farkost, som i flere foretrukne utførelser er en elektrisk motor som driver en propell som frembringer skyvkraft for den fjernstyrte farkosten. For enkelthets skyld viser fig. 22 ikke en frittflytende fjernstyrt farkost (remotely operated vehicle, ROV) som er fortøyd til skipet med en frittflytende navlestreng.
Fig. 23 er en skjematisk tegning som ligner fig. 22. Fig. 23 viser også et skip som utfører undervanns brønnvedlikehold. Skipet 546 i havet 548 har en første navlestrengkarusell 550 (for enkelthets skyld ikke vist på fig. 23) som har en navlestreng 552 som fortsetter gjennom smøreapparatet 554 som rommer Smart Shuttle 556. Undervannsbrønnen 558 på havbunnen 560 har sammenpassende utstyr 562 som passer sammen med motsvarende utstyr 564 på smøreapparatet 554. Smøreapparatet føres på plass av den første fjernstyrte farkost 566 som får sin effekt og kommunikasjoner fra navlestrengen 568 som er utplassert fra den andre navlestrengkarusell 570 (for enkelthets skyld ikke vist på fig. 23). I dette tilfellet er navlestrengen 568 designet til å ha en hvilken som helst oppdrift i sjøvann, hvilket spesifikt inkluderer tettheter som er større enn sjøvann, hvilket er konvensjonelt innen industrien. Den øvre ende av navlestrengen 568 som fortsetter til
karusellen 570 nær toppen av kranen på høyre side av fig. 23 er for enkelthets skyld ikke vist.
Når den kommer inn i undervannsbrønnen, skal Smart Shuttle fortsette gjennom basis av smøreapparatet 572 og inn i brønnhullet nedenfor (ikke vist på fig. 22). Der skal Smart Shuttle utføre en brønnoverhaling som nødvendigvis ikke krever at fluider injiseres i formasjonen. Navlestrengen 552 kan derfor velges til å være en egnet navlestreng som inkluderer navlestrengen 520 på fig. 21. Utstyr som ligner det som er vist på fig. 5 befinner seg om bord på skipet, slik at et datamaskinsystem kan styre Smart Shuttle, og hvilket som helst utstyr som er festet til Smart Shuttle, under overhalingsoperasjoner.
I dette tilfellet behøver navlestrengen 568 ikke å fremskaffe fluider til den første fjernstyrte farkost 566. Navlestrengen 568 kan derfor være valgt fra navlestrenger som inkluderer navlestreng 520 på fig. 21. Utstyr som ligner det som er vist på fig. 5 befinner seg også om bord på skipet, slik at et datamaskinsystem kan styre den første fjernstyrte farkost 566.1 dette tilfellet er navlestrengen 568 designet til å ha en hvilken som helst ønsket oppdrift i sjøvann, hvilket spesifikt inkluderer tettheter som er større enn sjøvann, hvilket er konvensjonelt innen industrien. Anordningene og fremgangsmåtene for å styre effekten og kommunikasjonene til den første fjernstyrte farkost tilsvarer det som er vist på fig. 2, 3, 4 og 5 og vil for korthets skyld her ikke bli gjentatt.
Fig. 23 viser en andre fjernstyrt farkost 574 som får sin effekt og kommunikasjoner fra navlestrengen 576 som er utplassert fra en tredje navlestrengkarusell 578 (for korthets skyld ikke vist på fig. 23). Den andre fjernstyrte farkost 574 skal på en egnet måte festes til undervannsbrønnen 558, og skal ta opp fluider fra brønnhullet. Navlestrengen 576 kan derfor velges til å være en egnet navlestreng som inkluderer navlestrengen 2 på fig. 1 og navlestrengen 492 på fig. 20. Den øvre ende av navlestreng 576 som fortsetter til karusellen 578 nær toppen av kranen på den venstre side av fig. 23 er for enkelthets skyld ikke vist. Utstyr som ligner det som er vist på fig. 5 befinner seg om bord på skipet, slik at et datamaskinsystem kan styre operasjonen av en annen fjernstyrt farkost 574.1 dette tilfellet er navlestrengen 576 designet til å ha en hvilken som helst ønsket oppdrift i sjøvann, hvilket spesifikt inkluderer tettheter som er større enn sjøvann, hvilket er vanlig innen industrien. I én foretrukket utførelse fremskaffer navlestrengen 576 over 60 kilowatt effekt til den fjernstyrte farkost 574. Denne effekten tilføres til lasten på den fjernstyrte farkost, som i flere foretrukne utførelser er en elektrisk motor som driver en propell som fremskaffer skyvkraft for den fjernstyrte farkosten. I andre utførelser fremskaffes denne effekten til en elektrisk motor som driver en nedihulls pumpe. For enkelthets skyld viser fig. 23 ikke en frittflytende farkost (ROV) som er fortøyd til skipet ved hjelp av den frittflytende navlestreng.
På fig. 22 og 23 utføres tilbakemeldingsstyringen av spenningen, RPM, strøm og andre parametere for en elektrisk motor inne i en fjernstyrt farkost med en analogi til det som er beskrevet i forbindelse med den elektriske motor i den underjordiske elektriske boremaskin. For korthets skyld vil denne tilbakemeldingsstyringen av fjernstyrte farkoster ikke bli videre beskrevet.
Fig. 24 viser en utførelse av Smart Shuttle™ som generelt er angitt med tallet 580, som er lokalisert inne i et "rørmiddel" 582 som inkluderer et foringsrør, borerør, rør osv. Smart Shuttle består av en enkeltskruepumpe 584 som har en rotor 586 og en stator 588, hvilket er typisk for slike pumper. Enkeltskruepumpen er forbundet til en girboks 590, som i sin tur er tilkoplet til den elektriske undervannsmotor 592, som i sin tur er forbundet til elektronikksammenstillingen 594 som har en hvilken som helst nedihulls datamaskin, nedihulls sensorer og kom-munikasjonssystemer, som i sin tur ved hjelp av hurtigutskiftingskragen 596 er forbundet til navlestreng hodet 598, som er forbundet til navlestrengen 600.
Den nedre skrapepluggsammenstilling 602 har en tettende lapp 604, og denne sammenstillingen er fast innfestet til legemet i enkeltskruepumpen ved den lokalisering som er vist på fig. 24. Den nedre skrapepluggsammenstilling hår en nedre omløpspassasje 606 som har elektrisk opererte ventiler 608 og 610. Den øvre skrapepluggsammenstilling 612 har en tettende lapp 614, og denne sammenstillingen er fast innfestet til de seksjoner av anordningen som har girboksen og den elektriske undervannsmotor ved den lokalisering som er vist på fig. 24.1 den utførelse som er vist på fig. 24 har den øvre skrapesammenstilling også en permanent åpen øvre omløpsport 616.
Angående fig. 24 og når den elektriske undervannsmotor passende dreier rotoren i enkeltskruepumpen (PCP), blir et volum av fluid AV2 pr tidsenhet i brønn-hullet pumpet inn i den nedre sideport 618 på PCPen, og ut av den øvre sideport
620 på PCPen. Med ventilene 608 og 610 stengt, så blir fluidet AV2 tvungetn gjennom den øvre omløpsport 616, inn i partiet av brønnen over den øvre overflate av den øvre skrapepluggsammenstilling. På denne måte blir Smart Shuttle da presset nedover i brønnhullet. Retrieval Sub 620 er festet til legemet i Smart Shuttle ved hjelp av hurtigutskiftingskragen 622, som i sin tur er forbundet til det nedre legemet av enkeltskruepumpen. Denne, og beslektede utførelser av Smart Shuttle, brukes til å transportere utstyr som er festet til Retrieval Sub inn i brønner og ut av brønner. Smart Shuttle er et eksempel på et "brønntransportmiddel" eller simpelthen et "transpotrmiddel". Fluidledningsmidlet 624 er i stand til å lede tilgjengelige fluider fra navlestrengen 600, gjennom Retrieval Sub 620, selv om fluidledningsmidlet 624 for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 24. Fluidledningsmidlet 624 fabrikkeres ved bruk av rør og teknologi som pr idag er tilgjengelig innen olje- og gassindustrien.
Fig. 25 viser et annet brønntransportmiddel. Navlestrengen 626 har én eller flere elektriske ledere. I flere foretrukne utførelser har navlestrengen 626 én eller flere elektriske ledere for høy effekt. Navlestrenghodet 628 forbinder navlestrengen til traktortransportøren 630. Traktortransportøren har minst ett friksjonshjul 632 som er i inngrep med det indre av røret 634. Traktortransportøren har fire friksjonshjul, som vist på fig. 25. Hurtig utskiftingskragesammenstillingen 635 forbinder traktortransportøren til Retrieval Sub 636.
Traktortransportøren 630 med sin Retrieval Sub 636 som er installert på fig. 25 er et eksempel på et "traktortransportmiddel", en "traktorplasseringsanordning", eller en "nedihulls traktorutplasseringsinnretning". Elektrisk energi som leveres via navlestrengen til traktortransportøren brukes til å drive elektriske motorer og/eller elektrohydrauliske systemer 637 for å fremskaffe rotasjonsenergi til friksjonshjule-né (selv om detaljene ved element 637 for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 25). Denne rotasjonsenergien bevirker at traktortransportøren beveger seg inne i brønnen.
Traktortransportmidlet på fig. 25 tilveiebringer lignende operasjonelle trekk som ulike utførelser som tidligere her er beskrevet som Smart Shuttle. Fluidledningsmidlet 638 er i stand til å lede ethvert tilgjengelig fluid fra navlestrengen 626 gjennom Retrieval Sub 636, selv om dette fluidledningsmidlet 638 for enkelthets skyld ikke er vist på fig. 24. Fluidledningsmidlet 638 fabrikkeres ved bruk av rør og teknologi som pr i dag er tilgjengelig innen olje- og gassindustrien.
Ved en analogi med Smart Shuttle, kan én utførelse av traktortransportmidlet brukes som en del av et "automatisert bore- og kompletteringssystem for en brønn". Som her beskrevet kalles dette automatiserte system "traktortransportsystemet" eller det "automatiserte traktortransportsystem". Traktortransportmidlet er hovedsakelig under styring av ett datamaskinsystem som utøver en sekvens av programmerte trinn som har minst ett datamaskinsystem som er lokalisert på jordens overflate, og som har midler til å transportere i det minste én kompletteringsinnretning som er festet til Retrieval Sub inn i brønnhullet under automatisk styring av datamaskinsystemet. Det automatiserte system har minst ett sensormiddel som er lokalisert inne i traktortransportmidlet, har et første kommunikasjonsmiddel som fremskaffer kommandoer fra datamaskinsystemet til traktortransportmidlet, har et andre kommunikasjonsmiddel som fremskaffer informasjon fra sensormidlet til datamaskinsystemet, hvor utførelsen av det programmerte trinn i datamaskinsystemet for å styre traktortransportmidlet tar hensyn til informasjon som mottas fra sensormidlet for å optimalisere de trinn som utføres av datamaskinsystemet for boring og komplettering av brønnen.
Retrieval Sub kan festes til en rekke av de innretninger som er vist på fig. 26. Disse innretningene inkluderer ethvert kommersielt verktøy eller innretning 640; ethvert loggeverktøy 642; ethvert dreiemoment motvirkningssentreringsenhét 644; enhver skrape 646, ethvert perforeringsverktøy 648; enhver strømningsmåler 650; enhver nedihulls rigg med roterende borkrone 652; enhver Universal Completion Device™ 654; enhver dobbeltpakning 656; ethvert injeksjonsverktøy 658; enhver olje/gass separator 660; ethvert rengjøringsverktøy 662 for forbindelsesledninger; ethvert utvidelsesverktøy 664 for foringsrør; enhver plugg 666; enhver ventil 668; og enhver låsemekanisme 670. Disse ulike verktøyene er enten definert i søkerens søknader eller er verktøy som brukes innen olje- og gassindustrien. Poenget er at en hvilken som helst av disse innretninger kan festes til Retrieval Sub i Cased Hole Smart Shuttle 672 eller til Retrieval sub i Open Hole Smart Shuttle 674. Disse innretningene kan tilsvarende være festet til Retrieval Sub i traktortransportmidlet. Hver slik innretning i dette avsnittet kan kalles en "kompletteringsinnretning", og samlet kan det vises til disse innretningene som "kompletteringsinnretninger".
Disse innretningene som er angitt i det tidligere avsnitt kan brukes for et mangfold av ulike formål innen olje- og gassindustrien. Mange av disse verktøy-ene kan brukes til å betjene brønner. Vennligst se fig. 27, som viser en skjematisk representasjon av funksjoner som kan utføres med Smart Shuttle eller Well Locomotive. Fig. 27 viser at Smart Shuttle eller Well Locomotive som skjematisk er vist som element 676 kan brukes med henblikk på komplettering 678 (dvs å ut-føre kompletteringsservice på en brønn); produksjon og vedlikehold 680 (dvs å ut-føre produksjons- og vedlikeholdsservice på en brønn); økt utvinning 682 (dvs å utføre service med hensyn på økt utvinning på en brønn); og for boring 684. Under kompletteringsfunksjoner, eller "kompletteringsservice" kan Smart Shuttle og Well Locomotive brukes til komplettering av sidebrønner 686 med forlenget rekkevidde; for logging og perforering 688; for stimulering og fluidservice 690; kan brukes til å installere Universal Completion Device™ 692; og kan brukes til å installere kom-pletteringsutstyr så som plugger, ventiler, måleinstrumenter osv, 694. Under produksjons- og vedlikeholdsfunksjoner, eller "produksjons- og vedlikeholdsservice", kan Smart Shuttle og Well Locomotive brukes til strømningssikringsservice 696; for vedlikehold og reparasjon 698; for overhalinger, hvilket inkluderer logging, perforering osv, 700; og for reservoarovervåking og styring 702. Under funksjoner med økt utvinning, eller "service med økt utvinning" kan Smart Shuttle og Well Locomotive brukes til rekompletteringer, brønnforlengelser og sidebrønner 704; til å installere nedihulls separatorer 706; til å utføre kunstig løft 708; til å muliggjøre nedihulls injeksjon 710; og til fluidservice 712. Under borefunksjoner, eller under "boreservice", kan Smart Shuttle og Well Locomotive brukes til formålet foringsrørboring 714; til formålet boring av foringsdreneringshull 716; til boring med kveilrør 718; og for siderettet boring med forlenget rekkevidde 720. Omfattende detaljer er gitt om hver av disse funksjonene i de beslektede US offentliggjøringsdokumenter og i de beslektede foreløpige patentsøknader som er anført ovenfor.
En hvilken som helst eller flere av de funksjoner som er gitt i det forrige avsnitt kalles en "brønnservice". To eller flere slike funksjoner kalles "brønnservicer". Utførelsen av de programmerte trinn i det automatiserte datamaskinsystem for å styre Smart Shuttle™, eller traktortransportmidler, tar hensyn til informasjon som mottas fra sensormidlene inne i traktortransportmidlene for å optimalisere de trinn som utføres av datamaskinsystemet for å bedrive service på brønnen.
For de ovennevnte navlestrenger er det angitt beregninger som vedrører lengder på 20 miles (32,19 km). Navlestrengene kan imidlertid ha enhver lengde
fra 100-vis av fot til 20 miles (32,19 km). Den ekstreme avstand på 20 miles (32,19 km) ble valgt for å vise navlestrenger med nøytral oppdrift som kan fremskaffe høy effekt og datakommunikasjoner med høye hastigheter ved store avstander, hvilket hittil ikke har blitt anerkjent innen olje- og gassindustrien.
Som tidligere angitt kan uttrykket "hovedsakelig nøytral oppdrift", "vesentlig har nøytral oppdrift", "tilnærmet nøytral oppdrift" og "omtrent har nøytral oppdrift" brukes ombyttbart. I flere foretrukne utførelser av oppfinnelsen, er betydningen av disse uttrykkene at navlestrengens oppdrift ved tilstedeværelse av brønnfluidene bevirker at den typiske friksjon fra navlestrengen mot brønnen er vesentlig redusert.
Som tidligere angitt er traktortransportøren 630 med sin Retrieval Sub 636 på fig. 25 et eksempel på et "transpotrmiddel", et traktortransportmiddel", en "traktorplasseringsanordning" eller en "nedihulls traktorutplasseringsinnretning". Det er mange "brønntraktorer" eller innretninger som er beslektet med brønn-traktorer, og et utvalg av disse er beskrevet i de følgende dokumenter: US-patent nr. 6.347.674; 6.345.669; 6.318.470; 6.296.066; 6.273.189; 6.257.332; 6.241.031;
6.241.028; 6.225.719; 6.179.058; 6.179.055; 6.173.787; 6.089.323; 6.082.461; 5.954.131; 5.794.703; 5.547.314; 5.375.668; 5.209.304; 5.184.676; 5.121.694; 5.018.451; 5.040.619; 4.960.173; 4.686.653; 4.643.377; 4.624.306; 4.570.709; 4.463.814; 4.243.099; 4.192.380; 4.085.808; 4.071.086; 4.031.750; 3.969.950; 3.890.905; 3.888.319; 3.827.512; i EP0564500B1; og i WO 9806927; WO 09521987; WO 9318277; og WO 9116520; hvis kopier i sin helhet inkorporeres her ved referanse. Hele kopier av de 39 anførte referanser i dette avsnittet inkorporeres her ved referanse. Mange av disse innretningene er midler til å forårsake eller generere bevegelse inne i brønnhull. Slike "bevegelsesmidler" kan være festet til en innretning som ligner Retrieval Sub 636. Innretninger som ligner Retrieval Sub 636 kalles "opphentingsmidler (retrieval means)". Bevegelsesmidler kan derfor forbindes med opphentingsmidler for å danne et "traktortransportmiddel", eller traktorplasseringsanordninger, eller nedihulls traktorutplasseringsinn-retninger.
I lys av det ovenstående bruker flere utførelser av denne oppfinnelsen et system med lukket sløyfe for å bedrive service på en brønn for produksjon av hydrokarboner fra et borehull i jorden, som har minst ett datamaskinsystem som er lokalisert på jordens overflate, som har minst ett transportmiddel for å transportere minst én kompletteringsinnretning inn i borehullet under automatisert styring av datamaskinsystemet som utfører en serie av programmerte trinn, som har minst ett sensormiddel som er lokalisert inne i transportmiddelet, som har et første kommunikasjonsmiddel som fremskaffer kommandoer fra datamaskinsystemet til transportmidlet, og har et andre kommunikasjonsmiddel som fremskaffer informasjon fra sensormidlet til datamaskinsystemet, hvor utførelsen av de programmerte trinn ved hjelp av datamaskinsystemet for å styre transportmidlet tar hensyn til informasjon som mottas fra sensormidlet for å optimalisere de trinn som utføres av datamaskinen for å bedrive service på brønnen. Et slikt system kalles et "traktortransportsystem med lukket sløyfe". Systemet med lukket sløyfe kan også brukes til å overvåke og styre produksjon av hydrokarboner fra brønnhullet.
De ovenfor beskrevne navlestrenger, og andre varianter av slike navlestrenger som oppfyller de ovenfor angitte operasjonelle spesifikasjoner, kan fremstilles på en kontraktsmessig basis av et firma som kalles ABB Offshore Systems, som er lokalisert i Stavanger, Norge, som har sitt USA-kontor som kan nås gjennom ABB Offshore Systems, Inc., som har adresse 8909 Jackrabbit Road, Houston, Texas 77095, som har telefonnummer (281) 855-3200, som har et nettsted som kan nås gjennom www. abb. com. De ovenfor beskrevne navlestrenger og andre varianter av slike navlestrenger som oppfyller de ovenfor angitte operasjonelle spesifikasjoner, kan fremstilles på en kontraktsmessig basis av et firma som kalles Fiberspar Corporation, som kan nås i 28 Patterson Brook Road, West Warehan, Massachusetts 02576, som har telefonnummer (508) 291-9000, som har sitt nettsted på www. fiberspar. com. Dette firmaet er i stand til å levere ulike spolbare komposittrør som kan spoles på en spole, som har relevante anisotrope egenskaper, et spesifisert sprengningstrykk, et spesifisert kollapstrykk, en spesifisert strekkfasthet, en spesifisert trykkfasthet, en spesifisert lastbærende kapasitet, som også er bendbare. Enkelte av disse rørene inkluderer et innvendig fdnngsmateriale, et grenseflatelag, fiberkomposittlag, et trykkbarrierelag og et ytre beskyttende lag. Fiberkomposittlagene kan ha en treakset flettestruktur. Komposittene kan fabrikkeres av karbonbaserte kompositter.
I det ovenstående har syntaktiske skummaterialer blitt beskrevet i ulike foretrukne utførelse for å endre den tilsynelatende oppdrift av en navlestreng ved tilstedeværelse av andre omgivende fluider. Ethvert materiale med en ulik tetthet kan imidlertid brukes til dette formålet.
En foretrukket utførelse ovenfor har beskrevet en anordning for å bore olje-og gassbrønner, som har en underjordiske elektrisk boremaskin som er anordnet i et brønnhull, så som det som er vist som element 94 på fig. 6. Den underjordiske elektriske boremaskin har minst én nedihulls elektrisk motor som er vist som element 114 på fig. 6. Denne elektriske motor roterer en roterende borkrone som er identifisert som element 106,110 og 112 på fig. 6. Denne elektriske motor roterer borkronen ved en valgt RPM som er bestemt av frekvensen, strøm og spenning som påføres på inngangsterminaler på den elektriske motor som er vist på fig. 2 og fig. 3. En fordel med en slik elektrisk operert borkrone som opererer ved en relativt høy RPM er at den frembringer svært fint borekaks av bergarter, som er lett å transportere til overflaten av slamstrømmen. Inngangsterminalene på den elektriske motor er identifisert som inngangene til den nedihulls elektriske last 22 på fig. 2, hvilken i flere utførelser er en elektrisk motor, som også er festet til avsøkingsenheten 24. Inngangsterminalene til den elektriske motor er vist som de ledere som er festet til hver side av element 34 på fig. 2. Den elektriske motor opererer korrekt med et bestemt spenningsnivå som påføres på dens elektriske inngang. Vennligst se den foretrukne utførelse som her er drøftet i relasjon til den elektriske motor 34 på fig. 3. Det er viktig å merke seg at i flere foretrukne utførel-se forbruker den elektriske motor 34 på fig. 3 160 hestekrefter (119 kilowatt). Et kraftforsyningsmiddel på overflaten, som er lokalisert på jordens overflate fremskaffer en spenningsutgang som på fig. 2 er identifisert med element 20. Et navlestrengmiddel som er anordnet i brønnhullet som er omgitt av brønnfluider, som forbinder kraftforsyningsmidlet på overflaten med den underjordiske elektriske boremaskin, skaffer elektrisk effekt til den elektriske inngang på den elektriske motor. Et slikt navlestrengmiddel er for eksempel vist som element 116 på fig. 6 og på fig. 9. Navlestrengmidlet har isolerte elektriske ledninger, som vist på fig. 1 og 20. Navlestrengmidlet har datakommunikasjoner med høy hastighet, så som en høy-hastighets datalinje 14 på fig. 1. Navlestrengmidlet har et fluidledningsrør for transport av borefluider gjennom det indre av navlestrengmidlet, så som element 8 på fig. 1 og 506 på fig. 20. Den foretrukne utførelse har midler for å måle en første spenning som påføres på den første elektriske inngang til den elektriske motor, som vist med element 24 på fig. 2. Den foretrukne utførelse har midler til å sende informasjon som er relatert til den målte første spenning gjennom et datakommunikasjonsmiddel for høy hastighet inne i navlestrengen, til en datamaskin som er lokalisert på jordens overflate ved bruk av høyhastighetsdatalinjen 14 på fig. 1. Ut-førelsen har videre datamaskinstyrte midler for å justere den første spenningsutgang, som vist med element 28 på fig. 2. Datamaskinsystemet 26 på fig. 2 brukes til å opprettholde en første spenningsutgang ved et bestemt spenningsnivå, for å tilveiebringe en korrekt operasjon av den elektriske motor inne i den underjordiske elektriske boremaskin.
I flere foretrukne utførelser forbruker den elektriske motor 34 på fig. 3 mer enn 60 kilowatt. Dette er viktig, fordi det er oppfinnernes erindring at flere forskere og senior ledere i et stort oljeserviceselskap uttalte som sine meninger at det ville være umulig å fremskaffe over 60 kilowatt til en elektrisk motor, eller en hvilken som helst annen elektrisk last, ved avstander på opptil 20 miles (32,19 km) fra et brønnsted gjennom en hvilken som helst type av akseptabelt dimensjonert navlestreng som ville være praktisk å bruke i brønnhull. Ifølge oppfinnernes erindring avga disse seniorlederne og forskerne klart sine meninger før denne oppfinnelse ble offentliggjort til disse bestemte personene. Fra denne erindringen er det videre åpenbart at det aldri falt de samme forskere og senior ledere inn at en slik navlestreng som leverer mer enn 60 kilowatt også kan ha nøytral oppdrift. Kun etter offentliggjøring av denne oppfinnelsen til disse forskerne og seniorlederne, godtok de imidlertid åpenbart at slike navlestrenger kunne designes og bygges. Pga at de personer som er involvert er velkjente innen olje- og gassindustrien, og er eksperter innen felt som direkte vedrører oppfinnelsen, er den foretrukne utførelse som her er beskrevet følgelig ikke opplagt for en som har ordinær fagkunnskap innen området.
En foretrukket utførelse er derfor en anordning til å bore olje- og gass-brønner som omfatter: (a) en underjordisk elektrisk boremaskin som er anordnet i et brønnhull, som har minst én elektrisk motor som roterer en roterende borkrone ved en valgt RPM, hvor den elektriske motor har en første elektrisk inngang, hvor den elektriske motor operer korrekt med et bestemt spenningsnivå som påføres på den første elektriske inngang, og hvor den elektriske motor forbruker over 60 kilowatt med det bestemte spenningsnivå påført på den første elektriske inngang; (b) overflatekraftforsyningsmidler som er lokalisert på jordens overflate, som tilveier en første spenningsutgang; (c) et navlestrengmiddel som er anordnet i brønnhullet som er omgitt av brønnfluider, som forbinder overflatekraftforsyningsmidlet til den underjordiske elektriske boremaskin, som fremskaffer elektrisk effekt til den første elektriske inngang på den elektriske motor, hvor navlestrengmidlet har isolerte elektriske ledninger, hvor navlestrengmidlet har datakommunikasjonsmidler med høy hastighet, og hvor navlestrengen har et fluidledningsrør for transport av borefluider gjennom det indre av navlestrengmidlet; (d) midler for å måle en første spenning som påføres på den første elektriske inngang på den elektriske motor; (e) midler for å overføre informasjon som er relatert til den målte første spenning gjennom datakommunikasjonsmidlene med høy hastighet inne i navlestrengen til en datamaskin som er lokalisert på jordens overflate; (f) datamaskinstyrte midler for å justere den første spenningsutgang for å opprettholde den første spenningsinngang ved det bestemte spenningsnivå for å tilveiebringe korrekt operasjon av den elektriske motor inne i den underjordiske elektriske boremaskin.
En annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen som er beskrevet i det forrige avsnitt tilveiebringer et navlestrengmiddel som har omtrent nøytral oppdrift inne i brønnfluidene for å redusere friksjonsmotstanden på navlestrengen med nøytral oppdrift.
I lys av den ovenstående redegjørelse, er enda en annen foretrukket ut-førelse fremgangsmåten til tilbakemeldingsstyring av en elektrisk motor som har minst én spenningsinngang som er lokalisert inne i en underjordisk elektrisk boremaskin som er lokalisert i et borehull, som forbruker minst 60 kilowatt, som mottar effekt fra en overflatekraftforsyning gjennom en navlestreng som er omgitt av brønnfluider, som har minst to isolerte elektriske ledninger, hvor navlestrengen også har høyhastighets datalinje for datakommunikasjoner, omfattende trinn for: (a) måling av spenningsinngangen til den elektriske motor; (b) sending av informasjon som er relatert til den målte spenningsinngang gjennom høyhastighetsdatalinjen til en datamaskin som er lokalisert på jordens overflate; og (c) bruk av datamaskinen til å justere spenningsutgangen fra overflate-kraftforsyningen som brukes til å styre spenningsinngangen til den elektriske motor.
En annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen som er beskrevet i det forrige avsnitt fremskaffer en navlestreng som har en tilnærmet nøytral oppdrift inne i brønnfluidene for å redusere friksjonsmotstanden på navlestrengen.
I lys av den ovenstående offentliggjøring, er enda en annen foretrukket ut-førelse fremgangsmåten til å fremskaffe over 60 kilowatt elektrisk effekt til den elektriske motor i en underjordisk elektrisk boremaskin gjennom en komposittnavlestreng som har hovedsakelig nøytral oppdrift, som inneholder elektriske ledere for å redusere friksjonsmotstanden på navlestrengen med nøytral oppdrift.
I lys av den offentliggjøring som er relatert til fig. 22 og 23, er det åpenbart at oppfinnelsen kan brukes til å fremskaffe elektrisk effekt til en elektrisk motor som er lokalisert inne i en fjernstyrt farkost. En foretrukket utførelse av oppfinnelsen tilveiebringer følgelig en fremgangsmåte til tilbakemeldingsstyring av en elektrisk motor som har minst én spenningsinngang som er lokalisert inne i en fjernstyrt farkost som forbruker minst 60 kilowatt, som mottar effekt fra en kraft-forsyning som er lokalisert på et skip, gjennom en navlestreng som er omgitt av sjøvann som har minst to isolerte elektriske ledninger, hvor navlestrengen også har høyhastighets datalinje for datakommunikasjoner, omfattende trinn for: (a) måling av spenningsinngangen til den elektriske motor; (b) sending av informasjon relatert til den målte spenningsinngang gjennom høyhastighetsdatalinjen til en datamaskin som er lokalisert på skipet; og (c) bruk av datamaskinen til å justere spenningsutgangen fra kraft forsyningen som er lokalisert på skipet, som brukes til å styre spenningsinngangen til den elektriske motor.
Enda en annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen er følgelig fremgangsmåten til å fremskaffe over 60 kilowatt elektrisk effekt til den elektriske motor i en fjernstyrt farkost gjennom en navlestreng som inneholder elektriske ledere og minst ett høyhastighets datakommunikasjonsmiddel.
Flere av de ovennevnte foretrukne utførelser beskriver Subterranean Electric Drilling Machine™, eller simpelthen Subterranean Drilling Machine™
(SDM™), som utfører Subterranean Electric Drilling™ (SED™) som brukes til å bygge opp en Subterranean Electric Drilled Monobore Well™ eller en SED Monobore Well™. Flere av de ovennevnte foretrukne utførelser beskriver også det Subterranean Liner Expansion Tool™ (SLET™) som ellers kalles Casing Expansion Tool™ (CET™).
Selv om den ovenstående beskrivelse inneholder mange spesifisiteter, bør disse ikke fortolkes som begrensninger av oppfinnelsens omfang, men isteden som en eksemplifisering av foretrukne utførelser av denne. Som det tidligere har blitt beskrevet, er det mange mulige varianter. Oppfinnelsens omfang bør følgelig ikke bare bestemmes av de illustrerte utførelser, men av de vedføyde krav og deres rettslige ekvivalent.
Claims (9)
1. Anordning til boring av olje- og gassbrønner, omfattende: (a) en undergrunns elektrisk boremaskin (94) tilpasset for anvendelse i en brønn (96) omfattende minst én elektrisk motor (114) konfigurert for å rotere en roterende borkrone (106,110,112) ved et valgt omdreiningstall, og en første elektrisk inngang (A), idet nevnte minst ene elektriske motor (114) er konfigurert for å drives med et spesielt spenningsnivå (V) påført den første elektriske inngangen (A); (b) overflateplassert energitilførselsmidler (18,19, 20) plassert på jordoverflaten (16), som tilveiebringer en første spenningsinngang (Vs(t)); (c) navlestrengsmidler (2) som forbinder nevnte overflate energitilførselsmidler (18,19, 20) til nevnte undergrunns elektriske bormaskin (94) og som tilveiebringer elektrisk energi til nevnte første elektriske inngang (A) av nevnte minst ene elektriske motor (114), idet nevnte navlestrengsmidler (2) er konfigurert til å bli plassert i brønnen (96) og omgis av brønnfluider (4) og til å ha hovedsakelig nøytral oppdrift i nevnte brønnfluider (4), omfattende isolerte elektriske ledninger (A-F), høy-hastighets datakommunikasjonsmidler (14), og en fluidkanal (ID1) for overføring av brønnfluider (4) gjennom det innvendige av nevnte navlestrengsmidler (2), og som omfatter et komposittmateriale for å tilveiebringe en komposittnavlestreng med en aksiell styrke tilstrekkelig til å fjerne nevnte undergrunns elektriske bormaskin fra brønnen; (d) en datamaskin (26) plassert på overflaten av jorden (16);
karakterisert ved: (e) midler for å måle en første spenning (24) påført det nevnte første elektriske inngang (A) til nevnte ene elektriske motor (114); midler for å overføre informasjon relatert til nevnte første spenning (24) gjennom nevnte høyhastighétsdatakom-munikasjonsmidler (14) til nevnte datamaskin (26); og computerstyrte midler (20) for justering av nevnte første spenningsutgang (Vs(t)) for å opprettholde en første spenningsinngang (24) ved nevnte spesielle spenningsnivå (V); (f) idet nevnte minst ene elektriske motor (114) er konfigurert til å avlede i overkant av 60 kilowatt med nevnte spesielle spenningsnivå (V) påført nevnte første elektriske inngang (A) via nevnte isolerte elektriske ledninger (A-F) til navlestrengsmidlene (2); (g) idet navlestrengsmidlene ytterligere omfatter et syntaktisk skummateriale omkapslet inne i komposittmateriale, idet det syntaktiske skummateriale har en egenvekt mindre enn egenvekten til komposittmateriale slik at navlestrengsmidlene har hovedsakelig nøytral oppdrift i typiske brønnfluider.
2. Anordning ifølge krav 1, der det syntaktiske skummaterialets egenvekt er 0,825.
3. Anordning ifølge krav 1, der det syntaktiske skummaterialets egenvekt er 0,60.
4. Anordning ifølge et av de foregående krav, der den minst ene elektriske motoren (114) er istand til å avgi et maksimum på 240 kilowatt (320 hestekrefter) til nevnte roterende borkrone (106,110,112).
5. Anordning ifølge et av de foregående krav, der den minst ene elektriske motoren er konfigurert til å drives med en spesiell strøm (l(t)) påført den første elektriske inngangen (A) og de elektriske ledningene (A-F) er konfigurert slik at nevnte overflatetilførselsmidler tilveiebringer en første spenningsutgang (Vs(t)) opptil et maksimum på 14 000 volt til nevnte elektriske ledninger (A-F) for å avgi nevnte bestemte strøm (l(t)) og nevnte bestemte spenningsnivå (V) til nevnte første elektriske inngang til nevnte minst ene elektriske motor (A).
6. Anordning ifølge et av de foregående krav, der de elektriske ledningene (A-F) er konfigurert slik at nevnte elektriske ledninger (A-F) avleder et maksimum på 3,28 watt pr. meter (1 watt pr. fot) langs lengden av nevnte elektriske ledninger (A-F) mens den leder nevnte bestemte strøm (l(t)) til nevnte minst ene elektriske motor (114).
7. Anordning ifølge et av de foregående krav, hvori navlestrengsmidlene (2) er konfigurert for å tillate boring opp til 32,2 km (20 miles) fra energitilførselsmidlene ved overflaten.
8. Anordning ifølge et av de foregående krav, hvori navlestrengsmidlene (2) er konfigurert til å ha hovedsakelig nøytral oppdrift med brønnfluider (4) med en vekt på 1,438 g pr. cm<3> (12 Ibs pr. gallon).
9. Fremgangsmåte for tilvirkning av navlestrengsmidler (2) med hovedsakelig nøytral oppdrift som en del av en anordning for å bore olje- og gassbrønner, idet nevnte anordning omfatter: (a) en undergrunns elektrisk boremaskin (94) tilpasset for anvendelse i en brønn (96), omfattende minst én elektrisk motor (114) konfigurert for å rotere en roterende borkrone (106,110,112) ved et valgt omdreiningstall, og en første elektrisk inngang (A), idet nevnte minst ene elektriske motor (114) er konfigurert til å drives med et spesielt spenningsnivå (V) påført den første elektriske inngangen (A) og konfigurert for å avlede i overkant av 60 kilowatt ved nevnte spesielle spenningsnivå (V) påført nevnte første elektriske inngang (A); (b) overflateenergitilførselsmidler (18,19, 20) plassert ved jordoverflaten (16), som tilveiebringer en første spenningsutgang (Vs(t)); (c) navlestrengsmidler (2) som forbinder nevnte overflateenergitilførselsmidler (18,19, 20) til nevnte undergrunns elektriske bormaskin (94) og som tilveiebringer elektrisk energi til nevnte første elektriske inngang (A) av nevnte minst ene elektriske motor (114), nevnte navlestrengsmidler (2) er konfigurert til å bli plassert i brønnen (96) og omgis av brønnfluider (4), og omfatter isolerte elektriske ledninger (A-F), høyhastighetsdatakommunikasjonsmidler (14), og en fluidkanal (ID1) for å lede brønnfluider (4) gjennom det innvendige av nevnte navlestrengsmidler (2), og omfatter et komposittmateriale for å tilveiebringe en kompositt navlestreng med en aksiell styrke tilstrekkelig til å fjerne nevnte undergrunns elektriske bormaskin fra nevnte brønn; (d) en datamaskin (26) plassert på jordoverflaten (16); (e) midler for å måle en første spenning (24) påført nevnte første elektriske inngang (A) til nevnte minst ene elektriske motor (114); midler for overføring av informasjon relatert til nevnte første spenning (24) gjennom nevnte høyhastighets datakommunikasjonsmidler (14) til nevnte datamaskin (26); og datastyrte midler (20) for justering av nevnte første spenningsutgang (Vs(t)) for å opprettholde den første spenningsinngangen (24) ved nevnte spesielle spenningsnivå (V); (f) idet nevnte komposittmateriale omfatter et syntaktisk skummateriale innkapslet deri, idet det syntaktiske skummateriale har en egenvekt som er mindre enn egenvekten til komposittmateriale;
idet fremgangsmåten omfatter trinnene med å: bestemme brønnfluidenes (4) densitet i brønnen; og anvendelse av det syntaktiske skummet for å forandre den tilsynelatende oppdrif-ten av navlestrengsmidlene for at navlestrengsmidlene (2) skal ha hovedsakelig nøytral oppdrift i brønnfluider (4) i brønnen.
Applications Claiming Priority (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US31365401P | 2001-08-19 | 2001-08-19 | |
| US35345702P | 2002-01-31 | 2002-01-31 | |
| US36763802P | 2002-03-26 | 2002-03-26 | |
| US38496402P | 2002-06-03 | 2002-06-03 | |
| US10/223,025 US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2002-08-15 | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
| PCT/US2002/026066 WO2003016671A2 (en) | 2001-08-19 | 2002-08-16 | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20040711L NO20040711L (no) | 2004-04-13 |
| NO326447B1 true NO326447B1 (no) | 2008-12-08 |
Family
ID=43827503
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20040711A NO326447B1 (no) | 2001-08-19 | 2004-02-18 | Navlestreng for undergrunns elektriske boremaskiner og fjernstyrte kjoretoy og fremgangsmate for a fremstille den |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (5) | US6857486B2 (no) |
| EP (1) | EP1436482B1 (no) |
| AT (1) | ATE360132T1 (no) |
| AU (1) | AU2002331600A1 (no) |
| CA (1) | CA2454865A1 (no) |
| DE (1) | DE60219656D1 (no) |
| NO (1) | NO326447B1 (no) |
| WO (1) | WO2003016671A2 (no) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10174572B2 (en) | 2009-08-13 | 2019-01-08 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Universal drilling and completion system |
Families Citing this family (191)
| 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 |
| US7108084B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-09-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7147068B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-12-12 | Weatherford / Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7013997B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US6868906B1 (en) * | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
| US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
| US7040420B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-05-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7100710B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-09-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7140445B2 (en) * | 1997-09-02 | 2006-11-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for drilling with casing |
| US7509722B2 (en) * | 1997-09-02 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Positioning and spinning device |
| US6536520B1 (en) * | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
| US6742596B2 (en) * | 2001-05-17 | 2004-06-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for tubular makeup interlock |
| GB9810321D0 (en) * | 1998-05-15 | 1998-07-15 | Head Philip | Method of downhole drilling and apparatus therefore |
| GB2340857A (en) * | 1998-08-24 | 2000-03-01 | Weatherford Lamb | An apparatus for facilitating the connection of tubulars and alignment with a top drive |
| US20030198519A1 (en) * | 1998-09-22 | 2003-10-23 | Water Corporation | Repair of lined pipes |
| US7231985B2 (en) * | 1998-11-16 | 2007-06-19 | Shell Oil Company | Radial expansion of tubular members |
| WO2001098623A1 (en) * | 1998-11-16 | 2001-12-27 | Shell Oil Company | Radial expansion of tubular members |
| US7357188B1 (en) * | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
| US7121352B2 (en) * | 1998-11-16 | 2006-10-17 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
| GB2344606B (en) * | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
| US20070051520A1 (en) * | 1998-12-07 | 2007-03-08 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion system |
| US7188687B2 (en) * | 1998-12-22 | 2007-03-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole filter |
| AU772327B2 (en) * | 1998-12-22 | 2004-04-22 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes |
| GB2347441B (en) * | 1998-12-24 | 2003-03-05 | Weatherford Lamb | Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive |
| GB2345074A (en) * | 1998-12-24 | 2000-06-28 | Weatherford Lamb | Floating joint to facilitate the connection of tubulars using a top drive |
| US6857487B2 (en) * | 2002-12-30 | 2005-02-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with concentric strings of casing |
| US7311148B2 (en) * | 1999-02-25 | 2007-12-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US6896075B2 (en) * | 2002-10-11 | 2005-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling with casing |
| AU770359B2 (en) * | 1999-02-26 | 2004-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Liner hanger |
| US7350563B2 (en) * | 1999-07-09 | 2008-04-01 | Enventure Global Technology, L.L.C. | System for lining a wellbore casing |
| US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
| US20050123639A1 (en) * | 1999-10-12 | 2005-06-09 | Enventure Global Technology L.L.C. | Lubricant coating for expandable tubular members |
| US7234531B2 (en) * | 1999-12-03 | 2007-06-26 | Enventure Global Technology, Llc | Mono-diameter wellbore casing |
| AU776634B2 (en) * | 1999-12-22 | 2004-09-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Drilling bit for drilling while running casing |
| US20060124306A1 (en) * | 2000-01-19 | 2006-06-15 | Vail William B Iii | Installation of one-way valve after removal of retrievable drill bit to complete oil and gas wells |
| US7334650B2 (en) * | 2000-04-13 | 2008-02-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing |
| GB0010378D0 (en) * | 2000-04-28 | 2000-06-14 | Bbl Downhole Tools Ltd | Expandable apparatus for drift and reaming a borehole |
| CA2466685C (en) * | 2000-09-18 | 2010-11-23 | Shell Oil Company | Liner hanger with sliding sleeve valve |
| US7100685B2 (en) * | 2000-10-02 | 2006-09-05 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
| WO2002053867A2 (en) * | 2001-01-03 | 2002-07-11 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
| US20040011534A1 (en) * | 2002-07-16 | 2004-01-22 | Simonds Floyd Randolph | Apparatus and method for completing an interval of a wellbore while drilling |
| GB0109993D0 (en) * | 2001-04-24 | 2001-06-13 | E Tech Ltd | Method |
| US8651177B2 (en) * | 2009-08-13 | 2014-02-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Long-lasting hydraulic seals for smart shuttles, for coiled tubing injectors, and for pipeline pigs |
| US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
| US9284780B2 (en) | 2001-08-19 | 2016-03-15 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Drilling apparatus |
| US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
| US9587435B2 (en) | 2001-08-19 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Universal drilling and completion system |
| GB2396639B (en) * | 2001-08-20 | 2006-03-08 | Enventure Global Technology | An apparatus for forming a wellbore casing by use of an adjustable tubular expansion cone |
| US7416027B2 (en) * | 2001-09-07 | 2008-08-26 | Enventure Global Technology, Llc | Adjustable expansion cone assembly |
| US7793721B2 (en) * | 2003-03-11 | 2010-09-14 | Eventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| US6722427B2 (en) * | 2001-10-23 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods |
| AU2002367348A1 (en) * | 2001-12-27 | 2003-07-24 | Enventure Global Technology | Seal receptacle using expandable liner hanger |
| WO2003089161A2 (en) * | 2002-04-15 | 2003-10-30 | Enventure Global Technlogy | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
| GB0203386D0 (en) * | 2002-02-13 | 2002-03-27 | Sps Afos Group Ltd | Wellhead seal unit |
| GB0206227D0 (en) * | 2002-03-16 | 2002-05-01 | Weatherford Lamb | Bore-lining and drilling |
| EP1985796B1 (en) | 2002-04-12 | 2012-05-16 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for threated connections for expandable liner hanger |
| AU2003225001A1 (en) * | 2002-05-29 | 2003-12-19 | Eventure Global Technology | System for radially expanding a tubular member |
| GB2417273B (en) * | 2002-06-12 | 2006-10-11 | Enventure Global Technology | Collapsible expansion cone |
| GB0216259D0 (en) * | 2002-07-12 | 2002-08-21 | Sensor Highway Ltd | Subsea and landing string distributed sensor system |
| US6994176B2 (en) * | 2002-07-29 | 2006-02-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Adjustable rotating guides for spider or elevator |
| WO2004011776A2 (en) * | 2002-07-29 | 2004-02-05 | Enventure Global Technology | Method of forming a mono diameter wellbore casing |
| EP1540128A4 (en) * | 2002-08-23 | 2006-07-19 | Enventure Global Technology | METHOD FOR FORMING A TUBING OF A DRILLING WELL BY INTERLOCK SEALING SEAL LAYER |
| WO2004020790A2 (en) * | 2002-08-30 | 2004-03-11 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for logging a well using fiber optics |
| US6899186B2 (en) * | 2002-12-13 | 2005-05-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method of drilling with casing |
| US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
| WO2004027392A1 (en) * | 2002-09-20 | 2004-04-01 | Enventure Global Technology | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
| DE60315173T2 (de) * | 2002-09-20 | 2008-04-10 | Enventure Global Technology, Houston | Bohrlochfutterrohr mit einheitlichem durchmesser |
| US7303022B2 (en) * | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
| US20040206511A1 (en) * | 2003-04-21 | 2004-10-21 | Tilton Frederick T. | Wired casing |
| CA2510832A1 (en) * | 2002-12-19 | 2004-07-08 | Red Sky Systems, Inc. | Hermetically sealed optical amplifier module to be integrated into a pressure vessel |
| US6953096B2 (en) * | 2002-12-31 | 2005-10-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable bit with secondary release device |
| US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US20060054354A1 (en) * | 2003-02-11 | 2006-03-16 | Jacques Orban | Downhole tool |
| CA2613131A1 (en) * | 2003-02-18 | 2004-09-02 | Enventure Global Technology | Protective compression and tension sleeves for threaded connections for radially expandable tubular members |
| US7096982B2 (en) * | 2003-02-27 | 2006-08-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drill shoe |
| CA2517978C (en) * | 2003-03-05 | 2009-07-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with casing latch |
| WO2004079150A2 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Full bore lined wellbores |
| CA2517895C (en) * | 2003-03-05 | 2009-12-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running and drilling system |
| US7503397B2 (en) * | 2004-07-30 | 2009-03-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly |
| WO2004090279A1 (en) * | 2003-04-04 | 2004-10-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for handling wellbore tubulars |
| GB2415988B (en) | 2003-04-17 | 2007-10-17 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| US20050166387A1 (en) * | 2003-06-13 | 2005-08-04 | Cook Robert L. | Method and apparatus for forming a mono-diameter wellbore casing |
| US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
| US7264067B2 (en) * | 2003-10-03 | 2007-09-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson |
| GB0329712D0 (en) * | 2003-12-22 | 2004-01-28 | Bp Exploration Operating | Process |
| WO2005098198A1 (en) * | 2004-03-30 | 2005-10-20 | Alpha Petroleum Consulting, Llc | Tubing hanger running tool and subsea test tree control system |
| US7777643B2 (en) * | 2004-05-06 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical communications with a bottom hole assembly |
| WO2006014417A2 (en) * | 2004-07-06 | 2006-02-09 | The Charles Machine Works, Inc. | Coiled tubing with dual member drill string |
| US7819185B2 (en) | 2004-08-13 | 2010-10-26 | Enventure Global Technology, Llc | Expandable tubular |
| US7186033B2 (en) * | 2005-02-23 | 2007-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber optic booster connector |
| ATE389095T1 (de) * | 2005-02-28 | 2008-03-15 | Schlumberger Technology Bv | Vorrichtung und verfahren geeignet für bohrlochreinigung während des bohrens |
| GB2424432B (en) * | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
| WO2006101606A2 (en) * | 2005-03-22 | 2006-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for running tubulars in wellbores |
| US20060226701A1 (en) * | 2005-03-31 | 2006-10-12 | Caterpillar Inc. | Electrically conductive hydraulic hose |
| EP1915508A2 (en) * | 2005-07-27 | 2008-04-30 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Method and apparatus for coupling expandable tubular members |
| US7913773B2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Bidirectional drill string telemetry for measuring and drilling control |
| CA2627284A1 (en) * | 2005-10-27 | 2007-05-03 | Shell Canada Limited | Extended reach drilling apparatus and method |
| DK1963616T4 (en) * | 2005-12-19 | 2016-04-11 | Siemens Ag | Electrical power system for a subsea system |
| US20070193778A1 (en) * | 2006-02-21 | 2007-08-23 | Blade Energy Partners | Methods and apparatus for drilling open hole |
| US7857052B2 (en) | 2006-05-12 | 2010-12-28 | 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 |
| US8944783B2 (en) * | 2006-06-27 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Electric progressive cavity pump |
| NO326032B1 (no) * | 2006-07-24 | 2008-09-01 | Sira Kvina Kraftselskap | Fremgangsmåte og anordning for retningsstyring av bergboremaskin |
| US20080050180A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Baugh Benton F | Method for increasing bit load |
| US7954560B2 (en) * | 2006-09-15 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic sensors in MWD Applications |
| US7957946B2 (en) * | 2007-06-29 | 2011-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of automatically controlling the trajectory of a drilled well |
| US7832468B2 (en) * | 2007-10-03 | 2010-11-16 | Pine Tree Gas, Llc | System and method for controlling solids in a down-hole fluid pumping system |
| WO2009049420A1 (en) * | 2007-10-17 | 2009-04-23 | Collin Morris | Production tubing member with auxiliary conduit |
| US7570858B2 (en) * | 2007-12-05 | 2009-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Optical fiber for pumping and method |
| US8162061B2 (en) * | 2008-04-13 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Subsea inflatable bridge plug inflation system |
| GB2478455B (en) * | 2008-10-31 | 2013-04-10 | Schlumberger Holdings | An integrated coring system |
| NO333099B1 (no) * | 2008-11-03 | 2013-03-04 | Statoil Asa | Fremgangsmate for modifisering av en eksisterende undervannsplassert oljeproduksjonsbronn, og en saledes modifisert oljeproduksjonsbronn |
| US8619134B2 (en) * | 2009-03-11 | 2013-12-31 | Seatrepid International, Llc | Unmanned apparatus traversal and inspection system |
| SG173086A1 (en) * | 2009-03-27 | 2011-08-29 | Cameron Int Corp | Dc powered subsea inverter |
| CA2769479C (en) * | 2009-07-28 | 2014-09-02 | Wellbore Energy Solutions, Llc | Wellbore cleanout tool |
| US8261842B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore liner system |
| BR112012021013A2 (pt) * | 2010-02-22 | 2016-05-03 | Baker Hughes Inc | aparelho de circulação reversa e métodos para usar o mesmo |
| US8230926B2 (en) * | 2010-03-11 | 2012-07-31 | Halliburton Energy Services Inc. | Multiple stage cementing tool with expandable sealing element |
| US8689879B2 (en) | 2010-04-08 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing |
| US20130118757A1 (en) * | 2010-05-04 | 2013-05-16 | Bp Exploration Operating Company Limited | Control line protection |
| CA2707059C (en) | 2010-06-22 | 2015-02-03 | Gerald V. Chalifoux | Method and apparatus for installing and removing an electric submersiblepump |
| US10087728B2 (en) | 2010-06-22 | 2018-10-02 | Petrospec Engineering Inc. | Method and apparatus for installing and removing an electric submersible pump |
| AU2012269719B2 (en) * | 2011-06-14 | 2016-03-17 | Geobrugg Ag | Resin injection apparatus for drilling apparatus for installing a ground anchor |
| CA2903524C (en) | 2011-07-14 | 2017-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for controlling torque transfer from rotating equipment |
| US9057245B2 (en) * | 2011-10-27 | 2015-06-16 | Aps Technology, Inc. | Methods for optimizing and monitoring underground drilling |
| US8839883B2 (en) | 2012-02-13 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Piston tractor system for use in subterranean wells |
| US9109419B2 (en) * | 2012-05-01 | 2015-08-18 | Vetco Gray U.K. Limited | Plug installation system and method |
| EP2696026A1 (en) * | 2012-08-10 | 2014-02-12 | Welltec A/S | Downhole turbine-driven system |
| US9624723B2 (en) | 2012-10-26 | 2017-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Application of downhole rotary tractor |
| US10119381B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-11-06 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
| US10020711B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-10 | U.S. Well Services, LLC | System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources |
| US9605528B2 (en) | 2013-03-25 | 2017-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed sensing with a multi-phase drilling device |
| WO2014172118A2 (en) | 2013-04-17 | 2014-10-23 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus for driving and maneuvering wireline logging tools in high-angled wells |
| CN104120972B (zh) * | 2013-04-25 | 2016-04-13 | 董书朋 | 一种用于开采页岩气的钻机 |
| US9719315B2 (en) * | 2013-11-15 | 2017-08-01 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | Remote controlled self propelled deployment system for horizontal wells |
| CN103806833A (zh) * | 2014-03-18 | 2014-05-21 | 西南石油大学 | 一种高速破岩钻具 |
| RU2645312C1 (ru) | 2014-06-27 | 2018-02-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Измерение микрозаклиниваний и проскальзываний забойного двигателя c использованием волоконно-оптических датчиков |
| WO2016080946A1 (en) | 2014-11-17 | 2016-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-retractable coiled electrical cable |
| CA2966492C (en) * | 2014-12-30 | 2019-09-17 | Neelesh V. DEOLALIKAR | Condition monitoring of electric motor |
| US10144065B2 (en) | 2015-01-07 | 2018-12-04 | Kennametal Inc. | Methods of making sintered articles |
| US12078110B2 (en) | 2015-11-20 | 2024-09-03 | Us Well Services, Llc | System for gas compression on electric hydraulic fracturing fleets |
| CN106437537B (zh) * | 2016-09-06 | 2019-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种带有热洗清蜡功能的抽油管柱 |
| US20180154498A1 (en) * | 2016-12-05 | 2018-06-07 | Onesubsea Ip Uk Limited | Burnishing assembly systems and methods |
| US10947819B2 (en) | 2016-12-08 | 2021-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Active alternator control in a downhole tool string |
| US11065863B2 (en) | 2017-02-20 | 2021-07-20 | Kennametal Inc. | Cemented carbide powders for additive manufacturing |
| CN106761385B (zh) * | 2017-02-28 | 2019-04-23 | 重庆大学 | 松软突出煤层防坍塌连续钻进成孔装备及工艺 |
| US10316619B2 (en) | 2017-03-16 | 2019-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for stage cementing |
| US10544648B2 (en) | 2017-04-12 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for sealing a wellbore |
| US10557330B2 (en) | 2017-04-24 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Interchangeable wellbore cleaning modules |
| US10378298B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| US10487604B2 (en) | 2017-08-02 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Vibration-induced installation of wellbore casing |
| GB201713209D0 (en) | 2017-08-17 | 2017-10-04 | Ziebel As | Well logging assembly |
| US10597962B2 (en) | 2017-09-28 | 2020-03-24 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling with a whipstock system |
| US10662716B2 (en) | 2017-10-06 | 2020-05-26 | Kennametal Inc. | Thin-walled earth boring tools and methods of making the same |
| US10378339B2 (en) | 2017-11-08 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for controlling wellbore operations |
| US10584535B1 (en) * | 2017-11-10 | 2020-03-10 | William Thomas Carpenter | Bi-directional well drilling |
| US11998987B2 (en) | 2017-12-05 | 2024-06-04 | Kennametal Inc. | Additive manufacturing techniques and applications thereof |
| US10502041B2 (en) | 2018-02-12 | 2019-12-10 | Eagle Technology, Llc | Method for operating RF source and related hydrocarbon resource recovery systems |
| US10577906B2 (en) | 2018-02-12 | 2020-03-03 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system and RF antenna assembly with thermal expansion device and related methods |
| US10577905B2 (en) | 2018-02-12 | 2020-03-03 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system and RF antenna assembly with latching inner conductor and related methods |
| US10151187B1 (en) | 2018-02-12 | 2018-12-11 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system with transverse solvent injectors and related methods |
| US10767459B2 (en) | 2018-02-12 | 2020-09-08 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system and component with pressure housing and related methods |
| 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 |
| US10794170B2 (en) | 2018-04-24 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Smart system for selection of wellbore drilling fluid loss circulation material |
| US10612362B2 (en) | 2018-05-18 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Coiled tubing multifunctional quad-axial visual monitoring and recording |
| US10914155B2 (en) | 2018-10-09 | 2021-02-09 | U.S. Well Services, LLC | Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger pump fracturing trailers, filtration units, and slide out platform |
| CN113227529B (zh) * | 2018-11-28 | 2023-08-25 | 雪佛龙美国公司 | 用于自动化后地质导向的系统和方法 |
| BR112021007891A2 (pt) | 2018-12-20 | 2021-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | método, e, sistema |
| WO2020198245A1 (en) | 2019-03-25 | 2020-10-01 | Kennametal Inc. | Additive manufacturing techniques and applications thereof |
| CN109899061B (zh) * | 2019-03-29 | 2020-09-25 | 浙江大学 | 一种用于原位海底地层实时测量的钻推式机器人 |
| CA3139970A1 (en) | 2019-05-13 | 2020-11-19 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for vfd in hydraulic fracturing applications |
| CA3148987A1 (en) | 2019-08-01 | 2021-02-04 | U.S. Well Services, LLC | High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing |
| US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
| US11396789B2 (en) | 2020-07-28 | 2022-07-26 | Saudi Arabian Oil Company | Isolating a wellbore with a wellbore isolation system |
| CN112253081A (zh) * | 2020-10-12 | 2021-01-22 | 西南石油大学 | 一种山地物探电动钻机的控制系统 |
| US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
| CN112878989A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-06-01 | 东北大学 | 基于电功率的有杆泵抽油井热洗过程实时监测方法及系统 |
| US11421663B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-08-23 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power in an organic Rankine cycle operation |
| US11480074B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-10-25 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods utilizing gas temperature as a power source |
| US11486370B2 (en) | 2021-04-02 | 2022-11-01 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Modular mobile heat generation unit for generation of geothermal power in organic Rankine cycle operations |
| US11493029B2 (en) | 2021-04-02 | 2022-11-08 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11326550B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-05-10 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods utilizing gas temperature as a power source |
| US11592009B2 (en) * | 2021-04-02 | 2023-02-28 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11280322B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-03-22 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems for generating geothermal power in an organic Rankine cycle operation during hydrocarbon production based on wellhead fluid temperature |
| US11644015B2 (en) | 2021-04-02 | 2023-05-09 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11293414B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-04-05 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power in an organic rankine cycle operation |
| CN113565449B (zh) * | 2021-07-21 | 2023-08-22 | 西南石油大学 | 用于电脉冲-机械复合破岩钻头与钻具间的电缆连接装置 |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
Family Cites Families (92)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3291230A (en) * | 1963-11-12 | 1966-12-13 | Cullen | Well drilling apparatus |
| US4057116A (en) | 1972-11-17 | 1977-11-08 | Atlantic Richfield Company | Slim hold drilling |
| US3837412A (en) | 1972-12-06 | 1974-09-24 | W Driver | Downhole electrical core drilling system |
| US4031969A (en) | 1974-03-07 | 1977-06-28 | Roy H. Cullen | Method and apparatus for earth boring |
| US4016943A (en) | 1975-03-07 | 1977-04-12 | Roy H. Cullen | Method for connecting electrical conductors for electric earth boring means |
| DE2604063A1 (de) | 1976-02-03 | 1977-08-04 | Miguel Kling | Selbstfahrende und selbstarretierende vorrichtung zum befahren von kanaelen bzw. von langgestreckten gebilden |
| US4010619A (en) * | 1976-05-24 | 1977-03-08 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Remote unmanned work system (RUWS) electromechanical cable system |
| US4051908A (en) | 1976-11-05 | 1977-10-04 | Driver W B | Downhole drilling system |
| US4095865A (en) | 1977-05-23 | 1978-06-20 | Shell Oil Company | Telemetering drill string with piped electrical conductor |
| FR2417709A1 (fr) | 1978-02-21 | 1979-09-14 | Coflexip | Tube composite flexible |
| US4336415A (en) | 1980-05-16 | 1982-06-22 | Walling John B | Flexible production tubing |
| US4676310A (en) | 1982-07-12 | 1987-06-30 | Scherbatskoy Serge Alexander | Apparatus for transporting measuring and/or logging equipment in a borehole |
| FR2530876A1 (fr) | 1982-07-21 | 1984-01-27 | Inst Francais Du Petrole | Ensemble permettant une liaison electrique a travers une conduite formee de plusieurs elements |
| US4463814A (en) | 1982-11-26 | 1984-08-07 | Advanced Drilling Corporation | Down-hole drilling apparatus |
| US4544041A (en) | 1983-10-25 | 1985-10-01 | Rinaldi Roger E | Well casing inserting and well bore drilling method and means |
| FR2596803B1 (fr) | 1986-04-02 | 1988-06-24 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et cuvelage simultanes |
| GB8616006D0 (en) | 1986-07-01 | 1986-08-06 | Framo Dev Ltd | Drilling system |
| FR2607975B1 (fr) | 1986-12-05 | 1989-09-01 | Inst Francais Du Petrole | Ensemble permettant une liaison electrique a travers une conduite formee de plusieurs elements |
| US5129452A (en) | 1990-02-23 | 1992-07-14 | Oil Dynamics, Inc. | Flexible electrical submersible motor pump system for deviated wells |
| US5097870A (en) | 1990-03-15 | 1992-03-24 | Conoco Inc. | Composite tubular member with multiple cells |
| US5908049A (en) | 1990-03-15 | 1999-06-01 | Fiber Spar And Tube Corporation | Spoolable composite tubular member with energy conductors |
| US5172765A (en) | 1990-03-15 | 1992-12-22 | Conoco Inc. | Method using spoolable composite tubular member with energy conductors |
| US5176180A (en) | 1990-03-15 | 1993-01-05 | Conoco Inc. | Composite tubular member with axial fibers adjacent the side walls |
| US5148875A (en) | 1990-06-21 | 1992-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for horizontal drilling |
| FR2679957B1 (fr) | 1991-08-02 | 1998-12-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits fore ou en cours de forage. |
| FR2679958B1 (fr) | 1991-08-02 | 1997-06-27 | Inst Francais Du Petrole | Systeme, support pour effectuer des mesures ou interventions dans un puits fore ou en cours de forage, et leurs utilisations. |
| US5271472A (en) | 1991-08-14 | 1993-12-21 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
| US5197553A (en) | 1991-08-14 | 1993-03-30 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
| US5553678A (en) | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
| US5215151A (en) | 1991-09-26 | 1993-06-01 | Cudd Pressure Control, Inc. | Method and apparatus for drilling bore holes under pressure |
| NO306522B1 (no) | 1992-01-21 | 1999-11-15 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring |
| US5311952A (en) | 1992-05-22 | 1994-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for directional drilling with downhole motor on coiled tubing |
| NO180055C (no) | 1992-10-16 | 1997-02-05 | Norsk Hydro As | Utblåsningssikring for avstenging av et ringrom mellom en borestreng og en brönnvegg ved boring etter olje eller gass |
| US5332048A (en) | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
| US5392715A (en) | 1993-10-12 | 1995-02-28 | Osaka Gas Company, Ltd. | In-pipe running robot and method of running the robot |
| US5472057A (en) | 1994-04-11 | 1995-12-05 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable bit-motor assembly |
| GB9411228D0 (en) | 1994-06-04 | 1994-07-27 | Camco Drilling Group Ltd | A modulated bias unit for rotary drilling |
| US6263987B1 (en) | 1994-10-14 | 2001-07-24 | Smart Drilling And Completion, Inc. | One pass drilling and completion of extended reach lateral wellbores with drill bit attached to drill string to produce hydrocarbons from offshore platforms |
| US5551521A (en) | 1994-10-14 | 1996-09-03 | Vail, Iii; William B. | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US5894897A (en) | 1994-10-14 | 1999-04-20 | Vail Iii William Banning | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US6158531A (en) | 1994-10-14 | 2000-12-12 | Smart Drilling And Completion, Inc. | One pass drilling and completion of wellbores with drill bit attached to drill string to make cased wellbores to produce hydrocarbons |
| US6397946B1 (en) | 1994-10-14 | 2002-06-04 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Closed-loop system to compete oil and gas wells closed-loop system to complete oil and gas wells c |
| US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
| US7040420B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-05-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US5497840A (en) | 1994-11-15 | 1996-03-12 | Bestline Liner Systems | Process for completing a well |
| US5842149A (en) | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
| ZA96241B (en) | 1995-01-16 | 1996-08-14 | Shell Int Research | Method of creating a casing in a borehole |
| GB2301187B (en) | 1995-05-22 | 1999-04-21 | British Gas Plc | Method of and apparatus for locating an anomaly in a duct |
| GB2318601B (en) | 1995-08-22 | 2000-03-29 | Western Well Tool Inc | Puller-thruster downhole tool |
| US5921285A (en) | 1995-09-28 | 1999-07-13 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube |
| US6196336B1 (en) | 1995-10-09 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for drilling boreholes in earth formations (drilling liner systems) |
| EP0768446B1 (de) | 1995-10-09 | 2000-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen |
| US5828003A (en) | 1996-01-29 | 1998-10-27 | Dowell -- A Division of Schlumberger Technology Corporation | Composite coiled tubing apparatus and methods |
| 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 |
| US5890537A (en) | 1996-08-13 | 1999-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Wiper plug launching system for cementing casing and liners |
| US6112809A (en) | 1996-12-02 | 2000-09-05 | Intelligent Inspection Corporation | Downhole tools with a mobility device |
| US5769160A (en) | 1997-01-13 | 1998-06-23 | Pes, Inc. | Multi-functional downhole cable system |
| US6148664A (en) | 1997-05-02 | 2000-11-21 | Testing Drill Collar, Ltd. | Method and apparatus for shutting in a well while leaving drill stem in the borehole |
| US6009825A (en) * | 1997-10-09 | 2000-01-04 | Aker Marine, Inc. | Recoverable system for mooring mobile offshore drilling units |
| US6004639A (en) | 1997-10-10 | 1999-12-21 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube with sensor |
| US6296066B1 (en) | 1997-10-27 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
| US6354373B1 (en) | 1997-11-26 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding |
| US6092610A (en) | 1998-02-05 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells |
| GB9810321D0 (en) * | 1998-05-15 | 1998-07-15 | Head Philip | Method of downhole drilling and apparatus therefore |
| WO2000028188A1 (en) | 1998-11-10 | 2000-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Self-controlled directional drilling systems and methods |
| US6216533B1 (en) | 1998-12-12 | 2001-04-17 | Dresser Industries, Inc. | Apparatus for measuring downhole drilling efficiency parameters |
| US6915849B2 (en) | 2001-04-23 | 2005-07-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for conveying instrumentation within a borehole using continuous sucker rod |
| US6273189B1 (en) | 1999-02-05 | 2001-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tractor |
| CA2271401C (en) | 1999-02-23 | 2008-07-29 | Tesco Corporation | Drilling with casing |
| AU756966B2 (en) | 1999-04-09 | 2003-01-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for annular sealing |
| CA2365966C (en) | 1999-04-09 | 2008-09-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of creating a wellbore in an underground formation |
| US6538576B1 (en) | 1999-04-23 | 2003-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-contained downhole sensor and method of placing and interrogating same |
| US6189621B1 (en) | 1999-08-16 | 2001-02-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Smart shuttles to complete oil and gas wells |
| US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
| US6257332B1 (en) | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
| US6257162B1 (en) * | 1999-09-20 | 2001-07-10 | Coflexip, S.A. | Underwater latch and power supply |
| US6315062B1 (en) | 1999-09-24 | 2001-11-13 | Vermeer Manufacturing Company | Horizontal directional drilling machine employing inertial navigation control system and method |
| CA2327920C (en) | 1999-12-10 | 2005-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for simultaneous drilling and casing wellbores |
| US6325148B1 (en) | 1999-12-22 | 2001-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for use with expandable tubulars |
| NO996448L (no) | 1999-12-23 | 2001-06-25 | Norske Stats Oljeselskap | System for intervensjon av undervannsbrönner |
| EA003822B1 (ru) | 2000-02-16 | 2003-10-30 | Перформанс Рисерч Энд Дриллинг, Ллк | Горизонтально направленное сверление в скважинах |
| US6374924B2 (en) | 2000-02-18 | 2002-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole drilling apparatus |
| CA2311158A1 (en) | 2000-06-09 | 2001-12-09 | Tesco Corporation | A method for drilling with casing |
| US20030070841A1 (en) | 2000-06-30 | 2003-04-17 | S & S Trust | Shallow depth, coiled tubing horizontal drilling system |
| US6554064B1 (en) | 2000-07-13 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a sand screen with integrated sensors |
| US6408943B1 (en) | 2000-07-17 | 2002-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors |
| DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
| US6419014B1 (en) | 2000-07-20 | 2002-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for orienting a downhole tool |
| US8171989B2 (en) | 2000-08-14 | 2012-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Well having a self-contained inter vention system |
| US6745834B2 (en) | 2001-04-26 | 2004-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Complete trip system |
| WO2002087869A2 (en) | 2001-04-27 | 2002-11-07 | Fiberspar Corporation | Improved composite tubing |
| NO322809B1 (no) | 2001-06-15 | 2006-12-11 | Schlumberger Technology Bv | Anordning og fremgangsmate for a overvake og styre utplassering av utstyr pa havbunnen |
-
2002
- 2002-08-15 US US10/223,025 patent/US6857486B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-08-16 AU AU2002331600A patent/AU2002331600A1/en not_active Abandoned
- 2002-08-16 AT AT02768573T patent/ATE360132T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-08-16 WO PCT/US2002/026066 patent/WO2003016671A2/en active IP Right Grant
- 2002-08-16 CA CA002454865A patent/CA2454865A1/en not_active Abandoned
- 2002-08-16 DE DE60219656T patent/DE60219656D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-08-16 EP EP02768573A patent/EP1436482B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-02-18 NO NO20040711A patent/NO326447B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-06-11 US US11/761,270 patent/US20080041631A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-12-08 US US12/330,157 patent/US20090194338A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-09-07 US US12/876,956 patent/US20110079439A1/en not_active Abandoned
-
2011
- 2011-07-22 US US13/189,308 patent/US20120043134A1/en not_active Abandoned
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10174572B2 (en) | 2009-08-13 | 2019-01-08 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Universal drilling and completion system |
| US10689927B2 (en) | 2009-08-13 | 2020-06-23 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Universal drilling and completion system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2003016671A2 (en) | 2003-02-27 |
| EP1436482A2 (en) | 2004-07-14 |
| US20090194338A1 (en) | 2009-08-06 |
| DE60219656D1 (de) | 2007-05-31 |
| ATE360132T1 (de) | 2007-05-15 |
| WO2003016671A3 (en) | 2004-04-22 |
| US20030034177A1 (en) | 2003-02-20 |
| US20120043134A1 (en) | 2012-02-23 |
| US6857486B2 (en) | 2005-02-22 |
| US20110079439A1 (en) | 2011-04-07 |
| NO20040711L (no) | 2004-04-13 |
| EP1436482B1 (en) | 2007-04-18 |
| EP1436482A4 (en) | 2005-08-31 |
| CA2454865A1 (en) | 2003-02-27 |
| AU2002331600A1 (en) | 2003-03-03 |
| US20080041631A1 (en) | 2008-02-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7311151B2 (en) | Substantially neutrally buoyant and positively buoyant electrically heated flowlines for production of subsea hydrocarbons | |
| EP1436482B1 (en) | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles | |
| US7032658B2 (en) | High power umbilicals for electric flowline immersion heating of produced hydrocarbons | |
| US8353348B2 (en) | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles | |
| US8651177B2 (en) | Long-lasting hydraulic seals for smart shuttles, for coiled tubing injectors, and for pipeline pigs | |
| US9284780B2 (en) | Drilling apparatus | |
| US20080149343A1 (en) | High power umbilicals for electric flowline immersion heating of produced hydrocarbons | |
| US7325606B1 (en) | Methods and apparatus to convey electrical pumping systems into wellbores to complete oil and gas wells | |
| US7836950B2 (en) | Methods and apparatus to convey electrical pumping systems into wellbores to complete oil and gas wells | |
| US6868906B1 (en) | Closed-loop conveyance systems for well servicing | |
| US6923273B2 (en) | Well system | |
| US6397946B1 (en) | Closed-loop system to compete oil and gas wells closed-loop system to complete oil and gas wells c | |
| US7036610B1 (en) | Apparatus and method for completing oil and gas wells | |
| US9163465B2 (en) | System and method for drilling a well that extends for a large horizontal distance | |
| US20060124306A1 (en) | Installation of one-way valve after removal of retrievable drill bit to complete oil and gas wells | |
| Juiniti et al. | Campos Basin: Lessons learned and critical issues to be overcome in drilling and completion operations | |
| WO2005052305A1 (en) | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells | |
| Stragiotti et al. | Milling of Permanent Bridge Plug Successfully Performed on Wireline | |
| Stragiotti et al. | Milling of Permanent Bridge Plug Performed Successfully on Wireline | |
| Rungrujirat | Basic design of subsea BOP stack with RCD for riserless drilling | |
| Sandven | Concentric Coiled Tubing Drilling System | |
| Brown et al. | A new economical method of subsea completion for jackup depth waters | |
| Ghofrani et al. | 2.3. 7 Drilling, completion and production: 2.3 Natural gas exploitation technologies | |
| Prince et al. | Drilling and Completing Wells Uphill |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |