NO330541B1 - Apparatus for expanding a tubular part. - Google Patents

Apparatus for expanding a tubular part. Download PDF

Info

Publication number
NO330541B1
NO330541B1 NO20053253A NO20053253A NO330541B1 NO 330541 B1 NO330541 B1 NO 330541B1 NO 20053253 A NO20053253 A NO 20053253A NO 20053253 A NO20053253 A NO 20053253A NO 330541 B1 NO330541 B1 NO 330541B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
preferred
spindle
fluid passage
pipe
wellbore
Prior art date
Application number
NO20053253A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO20053253D0 (en
NO20053253L (en
Inventor
Robert Lance Cook
R Bruce Stewart
Lev Ring
Richard Carl Haut
Robert Donald Mack
David Paul Brisco
Original Assignee
Shell Int Research
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Priority to NO20053253A priority Critical patent/NO330541B1/en
Publication of NO20053253L publication Critical patent/NO20053253L/en
Publication of NO20053253D0 publication Critical patent/NO20053253D0/en
Publication of NO330541B1 publication Critical patent/NO330541B1/en

Links

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

For å overvinne begrensningene ved utforming av nye seksjoner av foringsrør på grunn av store variasjoner i hulldiameteren som bores, er det tilveietrakt et apparat (200) for å ekspandere en rørformet del (210), som er kjennetegnet ved at det omfatter: en støttedel (250), hvor støttedelen omfatter en første fluidpassasje (235), en spindel (205) koplet til støttedelen, hvor spindelen omfatter en annen fluidpassasje (230), en rørformet del koplet til spindelen (205), og en sko (215) koplet til den rørformede del (210), hvor skoen omfatter en tredje fluidpassasje (240), hvor den første, andre og tredje fluidpassasje er koplet operativt.In order to overcome the limitations of designing new sections of casings due to large variations in the hole diameter being drilled, an apparatus (200) is provided for expanding a tubular member (210), characterized in that it comprises: a support member ( 250), wherein the support member comprises a first fluid passage (235), a spindle (205) coupled to the support member, the spindle comprising a second fluid passage (230), a tubular member coupled to the spindle (205), and a shoe (215) connected to the support member. the tubular portion (210), wherein the shoe comprises a third fluid passage (240), wherein the first, second and third fluid passages are operatively coupled.

Description

Denne oppfinnelse angår generelt foringsrør for borerør, og spesielt foringsrør som utformes ved bruk av ekspanderbare rør. This invention generally relates to casings for drill pipes, and in particular casings that are designed using expandable pipes.

Konvensjonelt, når det skapes et brønnhull, blir et antall foringsrør installert i brønnhullet for å hindre kollaps av brønnhullveggen og å hindre uønsket utstrømning av borefluidum inn i formasjonen eller innstrømning av fluidum fra formasjonen og inn i borehullet. Borehullet bores i intervaller, hvor et foringsrør som skal installeres i et lavere borehullintervall blir senket gjennom et tidligere installert borerør i et øvre borehullintervall. Som følge av denne prosedyren, er foringsrøret i et nedre intervall av mindre diameter enn foringsrøret i det øvre intervall. Foringsrør blir således i en sammenliggende ordning med foringsrørdiametere avtakende i retning nedover. Sementringer er anordnet mellom de ytre overflater av foringsrørene og borehullveggen for å tette foringsrørene fra borehullveggen. Som følge av den sammenliggende anordning blir en forholdsvis stor borehulldiameter nødvendig ved den øvre ende av brønnhullet. En slik stor borehulldiameter involverer økte kostnader på grunn av tungt rør-monteringsutstyr, store borkroner og økte volumer av borefluida og borkaks. Dessuten er øket boreriggtid involvert på grunn av nødvendig sementpumping, sementherding, nødvendige utstyrsendringer på grunn av store variasjoner i hulldiametere som bores i brønnen, og store volumer av borkaks som bores og fjernes. Conventionally, when creating a wellbore, a number of casings are installed in the wellbore to prevent collapse of the wellbore wall and to prevent unwanted outflow of drilling fluid into the formation or inflow of fluid from the formation into the borehole. The borehole is drilled in intervals, where a casing pipe to be installed in a lower borehole interval is lowered through a previously installed drill pipe in an upper borehole interval. As a result of this procedure, the casing in a lower interval is of smaller diameter than the casing in the upper interval. Casings are thus in a contiguous arrangement with casing diameters decreasing in the downward direction. Cement rings are arranged between the outer surfaces of the casings and the borehole wall to seal the casings from the borehole wall. As a result of the combined device, a relatively large borehole diameter is required at the upper end of the wellbore. Such a large borehole diameter involves increased costs due to heavy pipe assembly equipment, large drill bits and increased volumes of drilling fluids and cuttings. In addition, increased drilling rig time is involved due to the necessary cement pumping, cement hardening, necessary equipment changes due to large variations in hole diameters drilled in the well, and large volumes of drill cuttings that are drilled and removed.

Den foreliggende oppfinnelse er rettet mot å overvinne en eller flere av begrensningene av de eksisterende prosedyrer for å utforme nye seksjoner av forings-rør i et brønnhull. The present invention is aimed at overcoming one or more of the limitations of the existing procedures for forming new sections of casing in a wellbore.

Ifølge et aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat som omfatter en støttedel, en spindel, en rørformet del og en sko. Støttedelen omfatter en første fluidumpassasje. Spindelen koples til støttedelen og omfatter en annen fluidumpassasje. Den rørformede del koples til spindelen. Skoen koples til den rør-formede foring og omfatter en tredje fluidumpassasje. De første, andre og tredje fluidumpassasjer blir operativt koplet. According to one aspect of the present invention, there is provided an apparatus comprising a support part, a spindle, a tubular part and a shoe. The support part comprises a first fluid passage. The spindle is connected to the support part and comprises another fluid passage. The tubular part is connected to the spindle. The shoe is connected to the tubular liner and includes a third fluid passage. The first, second and third fluid passages are operatively connected.

Ifølge et annet aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat for å ekspandere en rørformet del, omfattende en støttedel, en ekspanderbar spindel, en rørformet del, en sko, og minst en tetningsdel. Støttedelen omfatter en første fluidumpassasje, en annen fluidumpassasje, og en strømkontrollventil koplet til de første og andre fluidumpassasjer. Den ekspanderbare spindel er koplet til støttedelen og omfatter en tredje fluidumpassasje. Den rørformede del er koplet til spindelen og omfatter en eller flere tetningselementer. Skoen er koplet til den rør-formede del og omfatter en fjerde fluidumpassasje. Den minst ene tettende del er tilpasset til å hindre inntrenging av fremmedmateriale i et indre område av rørdelene. According to another aspect of the present invention, there is provided an apparatus for expanding a tubular part, comprising a support part, an expandable spindle, a tubular part, a shoe, and at least one sealing part. The support part comprises a first fluid passage, a second fluid passage, and a flow control valve connected to the first and second fluid passages. The expandable spindle is connected to the support part and includes a third fluid passage. The tubular part is connected to the spindle and comprises one or more sealing elements. The shoe is connected to the tubular part and comprises a fourth fluid passage. The at least one sealing part is adapted to prevent the penetration of foreign material into an inner area of the pipe parts.

Ifølge et annet aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat for å ekspandere en rørformet del, omfattende en støttedel, en spindel, en rør- formet del og en sko. Støttedelen omfatter en første fluidumpassasje. Spindelen er koplet til støttedelen. Spindelen omfatter en annen fluidumpassasje som er opererbart koplet til den første fluidumpassasje, en indre del, og en ytre del. Den indre del av spindelen er borbar. Den rørformede del er koplet til spindelen. Skoen er koplet til den rørformede del. Skoen omfatter en tredje fluidumpassasje opererbart koplet til den andre fluidumpassasje, et indre område, og et ytre område. Det indre område av skoen er borbar. According to another aspect of the present invention, there is provided an apparatus for expanding a tubular part, comprising a support part, a spindle, a tubular part and a shoe. The support part comprises a first fluid passage. The spindle is connected to the support part. The spindle comprises a second fluid passage which is operably connected to the first fluid passage, an inner part, and an outer part. The inner part of the spindle is drillable. The tubular part is connected to the spindle. The shoe is connected to the tubular part. The shoe comprises a third fluid passage operably connected to the second fluid passage, an inner area, and an outer area. The inner area of the shoe is drillable.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor: fig. 1 er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer boring av en ny seksjon av et brønnhull, The invention will be described in more detail below with reference to the drawings, where: fig. 1 is a partial cross-sectional view illustrating drilling of a new section of a wellbore,

fig. 2 er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer plasseringen av en utførelse av et apparat for å skape et foringsrør inne i den nye seksjon av brønnhullet, fig. 2 is a partial cross-sectional view illustrating the location of one embodiment of an apparatus for creating a casing within the new section of the wellbore;

fig. 3 er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer injiseringen av en første kvantitet av herdbart flytende tetningsmateriale inn i den nye seksjon av brønnhullet, fig. 3 is a partial cross-sectional view illustrating the injection of a first quantity of curable liquid sealing material into the new section of the wellbore;

fig. 3a er et annet delvis tverrsnittsriss som illustrerer injisering av en første kvantitet av et herdbart flytende tetningsmateriale inn i den nye seksjon av brønn-hullet, fig. 3a is another partial cross-sectional view illustrating injection of a first quantity of a curable liquid sealing material into the new section of the wellbore;

fig. 4 er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer injiseringen av en annen kvantitet av herdbart flytende tetningsmateriale inn i den nye seksjon av brønnhullet, fig. 4 is a partial cross-sectional view illustrating the injection of another quantity of curable liquid sealing material into the new section of the wellbore;

fig. 5 er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer utboringen av en del av det herdbare flytende tetningsmateriale fra den nye seksjon av brønnhullet, fig. 5 is a partial cross-sectional view illustrating the drilling out of a portion of the curable liquid sealing material from the new section of the wellbore,

fig. 6 er et tverrsnittsriss av en utførelse av den overlappende skjøt mellom nærliggende rørformede deler, fig. 6 is a cross-sectional view of one embodiment of the overlapping joint between adjacent tubular parts,

fig. 7 er et delvis tverrsnittsriss av en foretrukken utførelse av apparatet for å skape et foringsrør inne i et brønnhull, fig. 7 is a partial cross-sectional view of a preferred embodiment of the apparatus for creating a casing inside a wellbore;

fig. 8 er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer plasseringen av en ekspandert rørformet del inne i en annen rørformet del, fig. 8 is a partial cross-sectional view illustrating the placement of an expanded tubular member within another tubular member;

fig. 9 er et tverrsnittsriss som illustrerer en foretrukken utførelse av et apparat for å utforme et foringsrør, omfattende en borbar spindel og sko, fig. 9 is a cross-sectional view illustrating a preferred embodiment of an apparatus for forming a casing, comprising a drillable mandrel and shoe;

fig. 9a er et annet tverrsnittsriss som illustrerer apparatet på fig. 9, fig. 9a is another cross-sectional view illustrating the apparatus of FIG. 9,

fig. 9b er et annet tverrsnittsriss som illustrerer apparatet på fig. 9, fig. 9b is another cross-sectional view illustrating the apparatus of FIG. 9,

fig. 9c er et annet tverrsnittsriss som illustrerer apparatet på fig. 9, fig. 9c is another cross-sectional view illustrating the apparatus of FIG. 9,

fig. 10a er en tverrsnittsillustrasjon av et brønnhull omfattende et par nærliggende overlappende foringsrør, fig. 10a is a cross-sectional illustration of a wellbore comprising a pair of adjacent overlapping casings,

fig. 10b er en tverrsnittsillustrasjon av et apparat og en fremgangsmåte for å skape en plattformforing ved bruk av en ekspanderbar rørformet del, fig. 10b is a cross-sectional illustration of an apparatus and method for creating a platform liner using an expandable tubular member,

fig. 10c er en tverrsnittsillustrasjon av pumpingen av et flytende tetningsmateriale inn i det ringformede område mellom rørdelen og det eksisterende foringsrør, fig. 10c is a cross-sectional illustration of the pumping of a liquid sealant into the annular region between the pipe section and the existing casing;

fig. 10d er en tverrsnittsillustrasjon av lufttilførselen til det indre av den rør-formede del nedenfor spindelen, fig. 10d is a cross-sectional illustration of the air supply to the interior of the tubular portion below the spindle,

fig. 10e er en tverrsnittsillustrasjon av ekstrusjonen av den rørformede del fra spindelen, fig. 10e is a cross-sectional illustration of the extrusion of the tubular portion from the mandrel,

fig. 10f er en tverrsnittsillustrasjon av plattformforingen før utboring av skoen og pakningen, fig. 10f is a cross-sectional illustration of the platform liner prior to drilling out the shoe and gasket,

fig. 10g er en tverrsnittsillustrasjon av den fullførte plattformforing skapt ved bruk av en ekspanderbar rørformet del, fig. 10g is a cross-sectional illustration of the completed platform liner created using an expandable tubular member,

fig. 1 la er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer utboringen av en ny seksjon av et brønnhull, fig. 1 la is a partial cross-sectional view illustrating the drilling of a new section of a wellbore,

fig. 10b er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer plassering av en utførelse av et apparat for å henge en rørformet foring inne i en ny seksjon av et brønnhull, fig. 10b is a partial cross-sectional view illustrating placement of one embodiment of an apparatus for suspending a tubular casing within a new section of a wellbore;

fig. lic er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer injeksjonen av en første kvantitet av et herdbart flytende tetningsmateriale inn i den nye seksjon av brønn-hullet, fig. 11c is a partial cross-sectional view illustrating the injection of a first quantity of a curable liquid sealing material into the new section of the wellbore;

fig. lid er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer innføringen av en skrapers pil inn i den nye seksjon av brønnhullet, fig. lid is a partial cross-sectional view illustrating the introduction of a scraper arrow into the new section of the wellbore,

fig. Ile er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer injiseringen av en annen kvantitet av herdbart flytende tetningsmateriale inn i den nye seksjon av brønnhullet, fig. Fig. 1 is a partial cross-sectional view illustrating the injection of another quantity of curable liquid sealing material into the new section of the wellbore,

fig. llf er et delvis tverrsnittsriss som illustrerer fullføringen av den rør-formede foring. fig. 11f is a partial cross-sectional view illustrating the completion of the tubular liner.

Et apparat og en fremgangsmåte for å utforme et brønnhull-foringsrør i en underjordisk formasjon er anordnet. Apparatet og fremgangsmåten tillater utforming av et brønnhull-foringsrør i underjordisk formasjon ved å plassere en rørformet del og en spindel i en ny seksjon av et brønnhull, og så å ekstruder den rørformede del fra spindelen ved å sette under trykk indre område av den rørformede del. Apparatet og fremgangsmåten tillater videre at de nærliggende rørformede deler i brønnhullet blir sammenføyd ved bruk av en overlappingsskjøt som hindrer fluidum- eller gasslekkasje. Apparatet og fremgangsmåten tillater videre at en ny rørformet del blir understøttet av en eksisterende rørformet del ved å ekspandere den nye rørformede delen til kontakt med den eksisterende rørformede del. Apparatet og fremgangsmåten minimaliserer videre reduksjonen i hullstørrelse av brønnhull-foringsrør som er nød-vendig ved tillegg av nye seksjoner av brønnhullforingsrør. An apparatus and method for forming a wellbore casing in a subterranean formation is provided. The apparatus and method allow the formation of a wellbore casing in a subterranean formation by placing a tubular member and a mandrel in a new section of a wellbore, and then extruding the tubular member from the mandrel by pressurizing the inner region of the tubular member . The apparatus and method further allow the adjacent tubular parts in the wellbore to be joined together using an overlap joint which prevents fluid or gas leakage. The apparatus and method further allow a new tubular member to be supported by an existing tubular member by expanding the new tubular member into contact with the existing tubular member. The apparatus and method further minimizes the reduction in hole size of wellbore casing which is necessary when adding new sections of wellbore casing.

Et apparat og en fremgangsmåte for å utforme et plattformforingsrør ved bruk av en ekspanderings rørformet del er også anordnet. Apparatet og fremgangsmåten tillater utforming av et plattformforingsrør ved å ekstrudere en rørformet del fra en spindel ved å sette under trykk det indre område av den rørformede del. På denne måten, blir en plattformforing produsert. Apparatet og fremgangsmåten tillater videre at nærliggende rørformede deler i brønnhullet blir sammenføyd ved bruk av en overlappende skjøt som hindrer passering av fluidum og/eller gass. Apparatet og fremgangsmåten tillater videre at en ny rørformet del blir benyttet av en eksisterende rør-formet del ved å ekspandere den nye rørformede del til kontakt med den eksisterende rørformede del. An apparatus and method for forming a platform casing using an expanding tubular member is also provided. The apparatus and method allow the formation of a platform casing by extruding a tubular portion from a spindle by pressurizing the inner region of the tubular portion. In this way, a platform lining is produced. The apparatus and method further allow adjacent tubular parts in the wellbore to be joined using an overlapping joint which prevents the passage of fluid and/or gas. The apparatus and method further allow a new tubular part to be used by an existing tubular part by expanding the new tubular part into contact with the existing tubular part.

Et apparat og en fremgangsmåte for å ekspandere en rørformet del er også anordnet, og omfatter en ekspanderbar rørformet del, en spindel og en sko. I en foretrukken utførelse, består de indre områder av apparatet av materialer som tillater at de indre områder fjernes ved bruk av konvensjonelle boreapparat. På denne måten, i tilfelle en feilfunksjon i et borehull, kan apparatet lett fjernes. An apparatus and method for expanding a tubular member is also provided, comprising an expandable tubular member, a spindle and a shoe. In a preferred embodiment, the inner regions of the apparatus consist of materials that allow the inner regions to be removed using conventional drilling apparatus. In this way, in the event of a malfunction in a borehole, the device can be easily removed.

Et apparat og en fremgangsmåte for å henge en ekspanderbar rørformet foring i et brønnhull er også frembrakt Apparatet og fremgangsmåten tillater at en rørformet foring festes på en eksisterende seksjon av foringsrør. Apparatet og fremgangsmåten har videre anvendelse til sammenføyning av rørformede deler i sin alminnelighet. An apparatus and method for hanging an expandable tubular casing in a wellbore is also provided. The apparatus and method allows a tubular casing to be attached to an existing section of casing. The apparatus and the method are also used for joining tubular parts in general.

Under henvisning til fig. 1-5 skal en utførelse av et apparat og en fremgangsmåte for å utforme et brønnhull-foringsrør i en underjordisk formasjon beskrives. Som illustrert på fig. 1, er et brønnhull 100 plassert i en underjordisk formasjon 105. Brønnhullet 100 omfatter en eksisterende foret seksjon 110 som har et rørformet foringsrør 113 og en ringformet ytre lag av sement 120. With reference to fig. 1-5, an embodiment of an apparatus and a method for designing a wellbore casing in an underground formation shall be described. As illustrated in fig. 1, a wellbore 100 is located in an underground formation 105. The wellbore 100 comprises an existing lined section 110 which has a tubular casing 113 and an annular outer layer of cement 120.

For å forlenge brønnhullet 100 inn i den underjordiske formasjon 105, blir en borestreng 125 brukt på en kjent måte til å bore ut materiale fra den underjordiske formasjon 105 for å utforme en ny seksjon 130. To extend the wellbore 100 into the underground formation 105, a drill string 125 is used in a known manner to drill out material from the underground formation 105 to form a new section 130.

Som illustrert på fig. 2, blir et apparat 200 for å utforme et brønnhull-forings-rør i en underjordisk formasjon så plassert i den nye seksjon 130 av brønnhullet 100. Apparatet 200 omfatter fortrinnsvis en ekspanderbar spindel eller pigg 205, en rør-formet del 210, en sko 215, en nedre kopp-pakning 220, en øvre kopp-pakning 225, en fluidumpassasje 230, en fluidumpassasje 235, en fluidumpassasje 240, pakninger 245, og en støttedel 250. As illustrated in fig. 2, an apparatus 200 for forming a wellbore casing in an underground formation is then placed in the new section 130 of the wellbore 100. The apparatus 200 preferably comprises an expandable spindle or spike 205, a tubular part 210, a shoe 215, a lower cup gasket 220, an upper cup gasket 225, a fluid passage 230, a fluid passage 235, a fluid passage 240, gaskets 245, and a support part 250.

Den ekspanderbare spindel 205 er koplet til og understøttet av støttedelen 250. En ekspanderbar spindel 205 er fortrinnsvis tilpasset til styrbart å ekspandere i radiell retning. Den ekspanderbare spindel 205 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige ekspanderbare spindler modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter den ekspanderbare spindel 205 et hydraulisk ekspansjonsverktøy som beskrevet i US patent nr. 5 348 095, innholdet av hvilken er tatt inn her ved referanse, modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. The expandable spindle 205 is connected to and supported by the support part 250. An expandable spindle 205 is preferably adapted to controllably expand in the radial direction. The expandable spindle 205 may comprise any of a number of conventional, commercially available expandable spindles modified according to the information herein. In a preferred embodiment, the expandable spindle 205 includes a hydraulic expansion tool as described in US Patent No. 5,348,095, the contents of which are incorporated herein by reference, modified according to the information in the present specification.

Den rørformede del 210 er understøttet av den ekspanderbare spindel 205. Den rørformede del 210 blir ekspandert i radiell retning og ekstrudert fra den ekspanderbare spindel 205. Den rørformede del 210 kan fremstilles av hvilken som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel Oilfield Country Tubular Goods (OCTG), 13 kromstål rør/foringsrør, eller plastrør/foringsrør. I en foretrukken utførelse, er rørdelen 210 fremstilt av OCTG for å maksimalisere styrken etter ekspansjon. De indre og ytre diametere av rørdelen 210 kan ligge i området fra omkring 0,75 til 47 tommer (19,05mm til 1193,8mm) og 1,05 til 48 tommer (26,67mm til 1219,2mm). I en foretrukken utførelse, er de indre og ytre diametere av rørdelen 210 i området fra omkring 5 til 13,5 tommer (127mm til 342,9mm) og 3,5 til 16 tommer (88,9mm til 406,4mm) for optimalt å frembringe minimum teleskopvirkning i de mest vanlige borede brønnhullstørrelser. Rørdelen 210 omfatter fortrinnsvis en solid del. The tubular member 210 is supported by the expandable mandrel 205. The tubular member 210 is expanded in the radial direction and extruded from the expandable mandrel 205. The tubular member 210 may be made of any of a number of conventional, commercially available materials, such as for example Oilfield Country Tubular Goods (OCTG), 13 chrome steel tubing/casing, or plastic tubing/casing. In a preferred embodiment, the pipe member 210 is manufactured from OCTG to maximize strength after expansion. The inner and outer diameters of the tube portion 210 can range from about 0.75 to 47 inches (19.05mm to 1193.8mm) and 1.05 to 48 inches (26.67mm to 1219.2mm). In a preferred embodiment, the inner and outer diameters of the tube portion 210 are in the range of about 5 to 13.5 inches (127mm to 342.9mm) and 3.5 to 16 inches (88.9mm to 406.4mm) to optimally produce minimum telescoping effect in the most common drilled wellbore sizes. The tube part 210 preferably comprises a solid part.

I en foretrukken utførelse, er endeområdet 260 av rørdelen 210 slisset, perforert eller på annen måte modifisert for å fange eller forsinke spindelen 205 når den fullfører ekstrusjonen av rørdelen 210. I en foretrukken utførelse, er lengden av rørdelen 210 begrenset for å minimalisere muligheten for bulking. For typiske materialer i rørdelen 210, er lengden av rørdelen 210 fortrinnsvis begrenset til å være mellom 40 og 20.000 fot (1219,2cm og 609600 cm) i lengde. In a preferred embodiment, the end region 260 of the tubular member 210 is slotted, perforated or otherwise modified to trap or delay the spindle 205 as it completes the extrusion of the tubular member 210. In a preferred embodiment, the length of the tubular member 210 is limited to minimize the possibility of bulking. For typical materials in the pipe section 210, the length of the pipe section 210 is preferably limited to be between 40 and 20,000 feet (1219.2 cm and 609600 cm) in length.

Skoen 215 er koplet til den ekspanderbare spindel 205 og rørdelen 210. Skoen 215 omfatter fluidumpassasje 240. Skoen 215 kan omfatte hvilken som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige sko, som for eksempel Super Seal II float shoe, Super Seal II Down-Jet float shoe og en føringssko med en tettende hylse for en nedlåsningsplugg modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 215 en aluminiumned-spylingsføringssko med en tettende hylse for en nedlåsningsplugg tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas Texas, modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse, for optimalt å føre rørdelen 210 inn i brønnhullet, optimalt å frembringe en tilstrekkelig tetning mellom de indre og de ytre diametere av den overlappende skjøt mellom rørdelene, og optimalt å tillate fullstendig utboring av skoen og pluggen etter fullføringen av sementering- og ekspansjonsoperasjonene. The shoe 215 is coupled to the expandable spindle 205 and the tube member 210. The shoe 215 includes fluid passage 240. The shoe 215 may include any of a number of conventional, commercially available shoes, such as Super Seal II float shoe, Super Seal II Down-Jet float shoe and a guide shoe with a sealing sleeve for a locking plug modified according to the information in the present description. In a preferred embodiment, the shoe 215 comprises an aluminum flush-down guide shoe with a sealing sleeve for a lock-down plug available from Halliburton Energy Services of Dallas Texas, modified according to the information herein, to optimally guide the tubing member 210 into the wellbore, optimally to produce an adequate seal between the inner and outer diameters of the overlapping joint between the pipe sections, and optimally allow complete boring of the shoe and plug after the completion of the cementing and expansion operations.

I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 215 en eller flere gjennomgående og sideutløpsporter i fluidumforbindelse med fluidumpassasjen 240. På denne måten, vil skoen 215 optimalt injisere herdbare flytende tetningsmateriale inn i området utenfor skoen 215 og rørdelen 210. I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 215 fluidumpassasje 240 som har en innløpsgeometri som kan motta en pil- og/eller kule-tetningsdel. På denne måten, kan passasjen 240 optimalt avstenges ved å innføre en plugg, pil og/eller kule-tetningselement inn i fluidumpassasjen 230. In a preferred embodiment, the shoe 215 comprises one or more through and side outlet ports in fluid communication with the fluid passage 240. In this manner, the shoe 215 will optimally inject curable liquid sealant material into the area outside the shoe 215 and the tube portion 210. In a preferred embodiment, the shoe 215 comprises fluid passage 240 having an inlet geometry that can receive a dart and/or ball seal member. In this way, the passage 240 can be optimally closed off by introducing a plug, arrow and/or ball sealing element into the fluid passage 230.

Den nedre kopp-pakning 220 er koplet til og understøttet ved støttedelen 250. Den nedre kopp-pakning 220 hindrer at fremmedmaterialer entrer det indre område av rørdelen 210 nær den ekspanderbare spindel 205. Den nedre kopp-pakning 220 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige kopp-pakninger, som for eksempel TP cups, eller Selective Injection Packer (SlP)-kopper modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter den nedre kopp-pakning 220 en SIP-kopp-pakning tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å blokkere fremmedmaterialer og å inneholde et legeme av smøremiddel. The lower cup packing 220 is connected to and supported by the support member 250. The lower cup packing 220 prevents foreign materials from entering the inner region of the tube portion 210 near the expandable spindle 205. The lower cup packing 220 may comprise any of a number of conventional, commercially available cup packs, such as TP cups, or Selective Injection Packer (SlP) cups modified according to the information in the present description. In a preferred embodiment, the lower cup gasket 220 comprises a SIP cup gasket available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally block foreign materials and contain a body of lubricant.

Den øvre kopp-pakning 225 er koplet til og understøttet ved støttedelen 250. Den øvre kopp-pakning 225 hindrer fremmedmateriale fra å entre det indre område av rørdelen 210. Den øvre kopp-pakning 225 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle kommersielt tilgjengelige kopp-pakninger, som for eksempel TP-kopper eller SIP-kopper modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter den øvre kopp-pakning 225 en SIP-kopp, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å blokkere inntrengning av fremmedmaterialer og å inneholde et legeme av smøremiddel. The upper cup gasket 225 is connected to and supported by the support member 250. The upper cup gasket 225 prevents foreign matter from entering the inner region of the tube portion 210. The upper cup gasket 225 may comprise any of a number of conventional commercially available cup gaskets, such as TP cups or SIP cups modified according to the information in the present description. In a preferred embodiment, the upper cup packing 225 comprises a SIP cup, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally block the ingress of foreign materials and to contain a body of lubricant.

Fluidumpassasjen 230 tillater flytende materialer å bli transportert til og fra det indre område av rørdelen 210 nedenfor den ekspanderbare spindel 205. Fluidumpassasjen 230 er koplet til og plassert inne i støttedelen 250 og den ekspanderbare spindel 205. Fluidumpassasjen 230 strekker seg fortrinnsvis fra en posisjon nær overflaten til bunnen av den ekspanderbare spindel 205. Fluidumpassasjen 230 er fortrinnsvis plassert langs en senterlinje for apparatet 200. The fluid passage 230 allows liquid materials to be transported to and from the interior region of the tube portion 210 below the expandable spindle 205. The fluid passage 230 is coupled to and located within the support portion 250 and the expandable spindle 205. The fluid passage 230 preferably extends from a position near the surface. to the bottom of the expandable spindle 205. The fluid passage 230 is preferably located along a centerline of the apparatus 200.

Fluidumpassasjen 230 er fortrinnsvis valgt, i operasjonen for kjøring av foringsrør, til å transportere materialer så som boreslam eller formasjonsfluida med strømningsmengder og trykk i området fra 0 til 3000 gallons (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi for å minimalisere drag på rørdelene som blir kjørt og å minimalisere transienttrykk utøvet på brønnhullet, som ville forårsake et tap av brønn-hullfluida og kunne føre til kollaps av brønnhullet. The fluid passage 230 is preferably selected, in the casing running operation, to transport materials such as drilling mud or formation fluids at flow rates and pressures in the range of 0 to 3000 gallons (0 to 11355.9 liters) per minute and 0 to 9000 psi to minimizing drag on the tubing being driven and minimizing transient pressure exerted on the wellbore, which would cause a loss of wellbore fluid and could lead to collapse of the wellbore.

Fluidumpassasjen 235 tillater at flytende materiale blir utløst fra fluidumpassasjen 230. På denne måten, under utskifting av apparatet 200 inne i den nye seksjon 130 av brønnhullet 100, kan flytende materiale 255 som tvinges opp i fluidumpassasjen 230 bli utløst inn i brønnhullet 100 ovenfor rørdelen 210, og dermed minimalisere transient trykk på brønnhullseksjonen 230. Fluidumpassasjen 235 er koplet til og plassert inne i støttedelen 250. Fluidumpassasjen er videre fluidumkoplet til fluidumpassasjen 230. The fluid passage 235 allows fluid material to be released from the fluid passage 230. In this way, during replacement of the apparatus 200 inside the new section 130 of the wellbore 100, fluid material 255 that is forced up into the fluid passage 230 can be released into the wellbore 100 above the pipe section 210 , thereby minimizing transient pressure on the wellbore section 230. The fluid passage 235 is connected to and placed inside the support part 250. The fluid passage is further fluid connected to the fluid passage 230.

Fluidumpassasjen 235 omfatter fortrinnsvis en kontrollventil for styrbart og åpne og stenge fluidumpassasjen 235. I en foretrukken utførelse, er kontrollventilen trykkaktivert for styrbart å minimalisere transient trykk. Fluidumpassasjen 235 er fortrinnsvis plassert i hovedsak ortogonalt til senterlinjen for apparatet 200. The fluid passage 235 preferably includes a control valve for controllably opening and closing the fluid passage 235. In a preferred embodiment, the control valve is pressure activated to controllably minimize transient pressure. The fluid passage 235 is preferably positioned substantially orthogonally to the centerline of the apparatus 200.

Fluidumpassasjen 235 er fortrinnsvis valgt til å lede flytende materialer med strømningsmengder og trykk i området fra omkring 0 til 3000 gallons (0 til 11355,9 Liter) per minutt og 0 til 9000 psi for å redusere drag på apparatet 200 under innføring i den nye seksjon 130 av brønnhullet 100, og for å minimalisere transient trykk på den nye brønnhullseksjon 130. The fluid passage 235 is preferably selected to conduct liquid materials at flow rates and pressures in the range of about 0 to 3000 gallons (0 to 11355.9 Liters) per minute and 0 to 9000 psi to reduce drag on the apparatus 200 during introduction into the new section 130 of the wellbore 100, and to minimize transient pressure on the new wellbore section 130.

Fluidumpassasjen 240 tillater flytende materialer å bli transportert til og fra området utenfor rørdelen 210 og skoen 215. Fluidumpassasjen 240 er koplet til og plassert inne i skoen 215 i fluidumforbindelse med det indre område av rørdelen 210 nedenfor den ekspanderbare spindel 205. Fluidumpassasjen 240 har fortrinnsvis en tverrsnittsform som tillater at en plugg eller liknende anordning plasseres i fluidumpassasjen 240 for dermed å blokkere ytterligere passering av flytende materialer. På denne måten, kan det indre område av rørdelen 210 nedenfor den ekspanderbare spindel bli fluidumisolert fra området utenfor rørdelen 210. Dette tillater at det indre område av rørdelen 210 nedenfor den ekspanderbare spindel 205 blir satt under trykk. Fluidumpassasjen 240 er fortrinnsvis plassert i hovedsak langs en senterlinje for apparatet 200. The fluid passage 240 allows liquid materials to be transported to and from the area outside the tube portion 210 and the shoe 215. The fluid passage 240 is connected to and placed within the shoe 215 in fluid communication with the inner region of the tube portion 210 below the expandable spindle 205. The fluid passage 240 preferably has a cross-sectional shape which allows a plug or similar device to be placed in the fluid passage 240 to thereby block further passage of liquid materials. In this way, the inner area of the pipe section 210 below the expandable spindle can be fluid isolated from the area outside the pipe section 210. This allows the inner area of the pipe section 210 below the expandable spindle 205 to be pressurized. The fluid passage 240 is preferably located essentially along a center line of the apparatus 200.

Fluidumpassasjen 240 er fortrinnsvis valgt til å lede materialer så som sement, boreslam eller epoksy med strømningsmengder og trykk i området fra omkring 0 til 3000 gallons (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi for optimalt å fylle ringrommet mellom rørdelen 210 og den nye seksjonen 130 av brønnhullet 100 med flytende materiale. I en foretrukken utførelse, omfatter fluidumpassasjen 240 en innløpsgeometri som kan motta en pil- og/eller kuletetningsdel. På denne måten kan fluidumpassasjen 240 bli avstengt ved å innføre en plugg, pil og/eller kule-tetningselement i fluidumpassasjen 230. The fluid passage 240 is preferably selected to conduct materials such as cement, drilling mud, or epoxy at flow rates and pressures in the range of about 0 to 3,000 gallons (0 to 11,355.9 liters) per minute and 0 to 9,000 psi to optimally fill the annulus between the pipe section 210 and the new section 130 of the wellbore 100 with liquid material. In a preferred embodiment, the fluid passage 240 comprises an inlet geometry that can receive a dart and/or ball seal member. In this way, the fluid passage 240 can be closed off by introducing a plug, arrow and/or ball sealing element in the fluid passage 230.

Pakningen 245 er koplet til og understøttet ved et endeområde 260 av rørdelen 210. Pakningene 245 er videre plassert på en ytre overflate 265 av endeområdet 260 av rørdelen 210. Pakningene 245 tillater at den overlappende skjøt mellom endeområdene 270 og foringsrøret 115 og områdene 260 av rørdelen 210 blir fluidumforseglet. Pakningene 245 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle kommersielt tilgjengelige pakninger, som for eksempel bly, gummi, teflon eller epoksy-pakninger modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, er pakningene 245 støpt av Stratalock epoksy tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å gi en belastningsbærende interferenstilpasning mellom endene 260 av rørdelen 210 og enden 270 av det eksisterende foringsrør 115. The gasket 245 is connected to and supported by an end region 260 of the pipe section 210. The gaskets 245 are further placed on an outer surface 265 of the end area 260 of the pipe section 210. The gaskets 245 allow the overlapping joint between the end areas 270 and the casing 115 and the areas 260 of the pipe section 210 becomes fluid sealed. The gaskets 245 may comprise any of a number of conventional commercially available gaskets, such as lead, rubber, Teflon, or epoxy gaskets modified according to the information herein. In a preferred embodiment, the gaskets 245 are cast from Stratalock epoxy available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally provide a load-bearing interference fit between the ends 260 of the pipe member 210 and the end 270 of the existing casing 115.

I en foretrukken utførelse, er pakningene 245 valgt til optimalt å gi en tilstrekkelig friksjonskraft til å understøtte den ekspanderte rørdel 210 fra det eksisterende foringsrør 115. I en foretrukken utførelse, er friksjonskraften som optimalt frembringes av pakningen 245 i området fra omkring 1000 til 1.000.000 pund (454 kg til 454000 kg) for optimalt å understøtte den ekspanderte rørdel 210. In a preferred embodiment, the gaskets 245 are chosen to optimally provide a sufficient frictional force to support the expanded pipe section 210 from the existing casing 115. In a preferred embodiment, the frictional force that is optimally produced by the gasket 245 is in the range from about 1000 to 1000. 000 pounds (454 kg to 454,000 kg) to optimally support the expanded pipe section 210.

Støttedelen 250 er koplet til den ekspanderbare spindel 205, rørdelen 210, skoen 215, og pakningene 220 og 225. Støttedelen 250 omfatter fortrinnsvis en ringformet del som har tilstrekkelig styrke til å bære apparatet 200 inn i den nye seksjon 130 av brønnhullet 100.1 en foretrukken utførelse, omfatter støttedelen videre en eller flere konvensjonelle sentraliseringsanordninger (ikke illustrert) for å hjelpe med å stabilisere apparatet 200. The support part 250 is connected to the expandable spindle 205, the pipe part 210, the shoe 215, and the gaskets 220 and 225. The support part 250 preferably comprises an annular part which has sufficient strength to carry the apparatus 200 into the new section 130 of the wellbore 100.1 a preferred embodiment , the support portion further includes one or more conventional centralizing devices (not illustrated) to help stabilize the apparatus 200.

I en foretrukken utførelse, er en kvantitet av smøremiddel 275 anordnet i det ringformede område ovenfor den ekspanderbare spindel 205 innenfor det indre av rør-delen 210. På denne måte, blir ekstrusjon av rørdelen 210 fra den ekspanderbare spindel lettet. Smøremidlet 275 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige smøremidler, som for eksempel Lubriplate, klorbaserte smøremidler, oljebaserte smøremidler eller Climax 1500 Antisieze (3100). I en foretrukken utførelse, omfatter smøremidlet 255 Climax 1500 Antisieze (3100) tilgjengelig fra Climax Lubricants and Equipment Co. i Houston Texas, for optimalt å gi optimal smøring for å lette ekspansjonsprosessen. In a preferred embodiment, a quantity of lubricant 275 is disposed in the annular region above the expandable mandrel 205 within the interior of the pipe member 210. In this way, extrusion of the pipe member 210 from the expandable mandrel is facilitated. The lubricant 275 may comprise any of a number of conventional, commercially available lubricants, such as Lubriplate, chlorine-based lubricants, oil-based lubricants, or Climax 1500 Antisieze (3100). In a preferred embodiment, the lubricant 255 comprises Climax 1500 Antisieze (3100) available from Climax Lubricants and Equipment Co. in Houston Texas, to optimally provide optimal lubrication to facilitate the expansion process.

I en foretrukken utførelse, blir støttedelen 250 grundig rengjort før sammenmontering med de øvrige deler av apparatet 200. På denne måten, blir innføring av fremmedmateriale i apparatet minimalisert. Dette minimaliserer muligheten for at fremmedmaterialer tetter de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 200. In a preferred embodiment, the support part 250 is thoroughly cleaned before assembly with the other parts of the apparatus 200. In this way, the introduction of foreign material into the apparatus is minimized. This minimizes the possibility of foreign materials clogging the various flow passages and valves in the apparatus 200.

I en foretrukken utførelse, før eller etter plassering av apparatet 200 i den nye seksjon 130 av brønnhull 100, blir et par brønnhull-volumer sirkulert for å sikre at ingen fremmedmaterialer befinner seg inne i brønnhullet 100, som kan tette de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 200, og for å sikre at ingen fremmedmaterialer påvirker ekspansjonsprosessen. In a preferred embodiment, before or after placing the apparatus 200 in the new section 130 of the wellbore 100, a pair of wellbore volumes are circulated to ensure that no foreign materials are inside the wellbore 100, which could clog the various flow passages and valves in the apparatus 200, and to ensure that no foreign materials affect the expansion process.

Som illustrert på fig. 3, blir fluidpassasjen 235 så stengt, og et herdbart flytende tetningsmateriale 305 blir så pumpet fra et sted på overflaten og inn i fluidumpassasjen 230. Materialet 350 passerer så fluidumpassasjen 230 inn i det indre område 310 av rørdelen 210 nedenfor den ekspanderbare spindel 205. Materialet 305 passerer så fra det indre område 310 inn i fluidumpassasjen 240. Materialet 305 kommer så ut av apparatet 200 og fyller ringrommet 315 mellom det ytre av rørdelen 210 og den indre vegg av den nye seksjon 130 av brønnhullet 100. Fortsatt pumping av materialet 305 forårsaker at materialet 305 fyller opp i det minste en del av ringrommet 315. As illustrated in fig. 3, the fluid passage 235 is then closed, and a curable liquid sealing material 305 is then pumped from a location on the surface into the fluid passage 230. The material 350 then passes the fluid passage 230 into the interior region 310 of the tube portion 210 below the expandable spindle 205. 305 then passes from the inner area 310 into the fluid passage 240. The material 305 then exits the apparatus 200 and fills the annulus 315 between the exterior of the pipe section 210 and the inner wall of the new section 130 of the wellbore 100. Continued pumping of the material 305 causes that the material 305 fills up at least part of the annular space 315.

Materialet 305 blir fortrinnsvis pumpet inn i det ringformede område 315 ved trykk og strømningsmengder i området, for eksempel fra 0 til 5000 psi og 1500 gallon The material 305 is preferably pumped into the annular region 315 at pressures and flow rates in the region, for example from 0 to 5000 psi and 1500 gallons

(5677,95 liter) per minutt. Den optimale strømningsmengde og operasjonstrykk varierer som en funksjon av foringsrøret og brønnhullets dimensjoner, brønnhullsek-sjonens lengde, tilgjengelig pumpeutstyr, og fluidumegenskaper av det flytende materiale som blir pumpet. Den optimale strømningsmengde og operasjonstrykk bestemmes fortrinnsvis ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. (5677.95 liters) per minute. The optimum flow rate and operating pressure vary as a function of casing and wellbore dimensions, wellbore section length, available pumping equipment, and fluid characteristics of the fluid being pumped. The optimum flow rate and operating pressure are preferably determined using conventional empirical methods.

Det herdbare flytende tetningsmateriale 305 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige herdbare flytende tetningsmaterialer, så som for eksempel slaggblanding, sement eller epoksy. I en foretrukken utførelse, omfatter det herdbare flytende tetningsmateriale en blandet sement fremstilt spesielt for den spesielle brønnseksjon som blir boret, fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for å gi optimal understøttelse for rørdelen 210 og samtidig opprettholde optimale strømningskarakteristikker for å minimalisere vanskeligheter under forskyvningen av sement inn i ringrommet 315. Den optimale blanding av den blandede sement blir fortrinnsvis bestemt ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. The curable liquid sealant 305 may comprise any of a number of conventional, commercially available curable liquid sealant materials, such as, for example, slag mix, cement, or epoxy. In a preferred embodiment, the curable liquid sealing material comprises a blended cement manufactured specifically for the particular well section being drilled, from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to provide optimal support for the tubing section 210 while maintaining optimal flow characteristics to minimize difficulties during the displacement of cement into the annulus 315. The optimum mixture of the mixed cement is preferably determined using conventional empirical methods.

Ringrommet 315 blir fortrinnsvis fylt med materiale 305 i tilstrekkelige mengder til å sikre at, etter radiell ekspansjon av rørdelen 210, vil ringrommet 315 av den nye seksjon 130 av brønnhullet 100 bli fylt med materiale 305. The annulus 315 is preferably filled with material 305 in sufficient quantities to ensure that, after radial expansion of the pipe part 210, the annulus 315 of the new section 130 of the wellbore 100 will be filled with material 305.

I en spesielt foretrukken utførelse, som illustrert på fig. 3 a, er veggtykkelsen og/eller den ytre diameter av rørdelen 210 redusert i området med spindelen 205 for optimalt å tillate plassering av apparatet 200 på plass i brønnhullet med tette klaringer. Videre, på denne måten blir begynnelsen på den radielle ekspansjon av rørdelen 210 under ekspansjonsprosessen optimalt lettet. In a particularly preferred embodiment, as illustrated in fig. 3 a, the wall thickness and/or the outer diameter of the pipe part 210 is reduced in the area with the spindle 205 to optimally allow placement of the apparatus 200 in place in the wellbore with tight clearances. Furthermore, in this way the beginning of the radial expansion of the pipe part 210 during the expansion process is optimally facilitated.

Som illustrert på fig. 4, så snart ringrommet 315 er tilstrekkelig fylt med materiale 305, blir en plugg 405 eller annen liknende innretning innført i fluidumpassasjen 240, for derved å fluidumisolere det indre område 310 fra ringrommet 315.1 en foretrukken utførelse, blir et ikke-herdbart flytende materiale 306 så pumpet inn i det indre område 310, og forårsaker at det indre område kommer under trykk. På denne måten, vil ikke det indre av den ekspanderte rørdel 210 inneholde vesentlige mengder av herdet materiale 305. Dette reduserer og forenkler kostnadene av hele prosessen. Alternativt, kan materialet 305 brukes under denne fase av prosessen. As illustrated in fig. 4, as soon as the annulus 315 is sufficiently filled with material 305, a plug 405 or other similar device is introduced into the fluid passage 240, thereby fluidically isolating the inner area 310 from the annulus 315.1 a preferred embodiment, a non-curable liquid material 306 is then pumped into the inner region 310, causing the inner region to come under pressure. In this way, the interior of the expanded pipe part 210 will not contain significant amounts of hardened material 305. This reduces and simplifies the costs of the entire process. Alternatively, material 305 may be used during this phase of the process.

Så snart det indre område 310 er under tilstrekkelig trykk, blir den rørformede del 210 ekstrudert fra den ekspanderte spindel 205. Under ekstrusjonsprosessen, kan den ekspanderbare spindel 205 bli hevet ut av det ekspanderte område av rørdelen 210.1 en foretrukken utførelse, under ekstrusjonsprosessen, blir spindelen 205 hevet med tilstrekkelig samme mengde som rørdelen 210 blir ekspandert, for å holde den rørformede del 210 stasjonær i forhold til den nye brønnhullseksjon 130. I en alternativ foretrukken utførelse, blir ekstrusjonsprosessen begynt med den rørformede del 210 plassert ovenfor bunnen i den nye brønnhullseksjonen 130, mens spindelen 205 blir holdt stasjonær, mens den rørformede del 210 tillates å bli ekstrudert fra spindelen 205 og falle ned i den nye brønnhullseksjonen 130 under tyngdekraften. Once the inner region 310 is under sufficient pressure, the tubular member 210 is extruded from the expanded mandrel 205. During the extrusion process, the expandable mandrel 205 may be raised out of the expanded region of the tubular member 210.1 a preferred embodiment, during the extrusion process, the mandrel becomes 205 raised by a sufficient amount as the tubular member 210 is expanded, to keep the tubular member 210 stationary relative to the new wellbore section 130. In an alternative preferred embodiment, the extrusion process is begun with the tubular member 210 positioned above the bottom of the new wellbore section 130 , while the spindle 205 is held stationary while the tubular portion 210 is allowed to be extruded from the spindle 205 and fall into the new wellbore section 130 under gravity.

Pluggen 405 blir fortrinnsvis plassert i fluidumpassasjen 240 ved å innføre pluggen 405 inn i fluidumpassasjen 230 ved overflaten, på konvensjonell måte. Pluggen 405 virker fortrinnsvis til å fluidum-isolere det herdbare flytende tetningsmateriale 305 fra det ikke-herdbare flytende materiale 306. The plug 405 is preferably placed in the fluid passage 240 by inserting the plug 405 into the fluid passage 230 at the surface, in a conventional manner. The plug 405 preferably acts to fluid-isolate the curable liquid sealing material 305 from the non-curable liquid material 306.

Pluggen 405 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige innretninger for plugging av en fluidumpassasje, som for eksempel Multiple Stage Cementer, (MSC) nedlåsningsplugg, Omega nedlåsningsplugg eller treskraper nedlåsningsplugg modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter pluggen 405 en MSC-nedlåsningsplugg tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas. The plug 405 may comprise any of a number of conventional, commercially available means for plugging a fluid passage, such as a Multiple Stage Cementer, (MSC) lockout plug, Omega lockout plug, or wood scraper lockout plug modified according to information herein. In a preferred embodiment, the plug 405 comprises an MSC lockout plug available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

Etter plassering av pluggen 405 i fluidumpassasjen 240, blir et ikke-herdbart flytende materiale 306 fortrinnsvis pumpet inn i det indre område 310 ved trykk og strømningsmengder i området, for eksempel, fra omkring 400 til omkring 10.000 psi og 30 til 4000 gallon (113,56 til 15141,2 liter) per minutt. På denne måten, blir mengden av herdbart flytende tetningsmateriale i det indre område 310 av rørdelen 210 minimalisert. I en foretrukken utførelse, etter plassering av pluggen 405 i fluidumpassasjen 240, blir det ikke-herdbare materiale 306 fortrinnsvis pumpet inn i det indre område 310 ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 500 til omkring 9000 psi og 40 til 3000 gallon (151,41 til 11355,9 liter) per minutt for å maksimalisere ekstrusjonshastigheten. After placement of the plug 405 in the fluid passage 240, a non-curable liquid material 306 is preferably pumped into the interior region 310 at pressures and flow rates in the range of, for example, from about 400 to about 10,000 psi and 30 to 4000 gallons (113, 56 to 15141.2 liters) per minute. In this way, the amount of curable liquid sealing material in the inner region 310 of the pipe part 210 is minimized. In a preferred embodiment, after placement of the plug 405 in the fluid passage 240, the non-curable material 306 is preferably pumped into the interior region 310 at pressures and flow rates in the range of from about 500 to about 9000 psi and 40 to 3000 gallons (151, 41 to 11355.9 liters) per minute to maximize the extrusion rate.

I en foretrukken utførelse, er apparatet 200 tilpasset for å minimalisere strekk-, brudd- og friksjonsvirkninger på rørdelen 210 under ekspansjonsprosessen. Disse virkningene vil avhenge av geometrien av ekspansjonsspindelen 205, material-sammensetningen av rørdelen 210 og ekspansjonsspindelen 205, den indre diameter av rørdelen 210, veggtykkelsen av rørdelen 210, typen av smøremiddel, og bruddstyrken av rørdelen 210. I alminnelighet, jo tykkere veggtykkelsen, jo mindre den indre diameter, og jo større bruddstyrke av den rørformede del 210, jo større blir det operasjonstrykk som er nødvendig for å ekstrudere rørdelen 210 fra spindelen 205. In a preferred embodiment, the apparatus 200 is adapted to minimize stretching, breaking and friction effects on the pipe part 210 during the expansion process. These effects will depend on the geometry of the expansion mandrel 205, the material composition of the pipe member 210 and the expansion mandrel 205, the inner diameter of the pipe member 210, the wall thickness of the pipe member 210, the type of lubricant, and the breaking strength of the pipe member 210. In general, the thicker the wall thickness, the smaller the inner diameter, and the greater the breaking strength of the tubular part 210, the greater the operating pressure necessary to extrude the tubular part 210 from the spindle 205.

For typiske rørdeler 210, vil ekstrusjonen av rørdelen 210 fra den ekspanderbare spindel begynne når trykket i det indre område 310 når for eksempel omkring 500 til 9000 psi. For typical pipe members 210, extrusion of the pipe member 210 from the expandable mandrel will begin when the pressure in the interior region 310 reaches, for example, about 500 to 9000 psi.

Under ekstrusjonsprosessen, kan den ekspanderbare spindel 205 heves ut av det ekspanderte område av rørdelen 210 i en takt i området, for eksempel fra 0 til 2 fot per sekund. I en foretrukken utførelse, under ekstrusjonsprosessen, blir den ekspanderbare spindel 205 hevet ut av den ekspanderte del av rørdelen 210 med takter i området fra omkring 0 til 2 fot (0 til 60,96 cm) per sekund for å minimalisere tiden som er nødvendig for ekspansjonsprosessen og samtidig også tillate lett styring av ekspansjonsprosessen. During the extrusion process, the expandable spindle 205 may be raised out of the expanded region of the tube portion 210 at a rate in the range of, for example, from 0 to 2 feet per second. In a preferred embodiment, during the extrusion process, the expandable mandrel 205 is raised from the expanded portion of the tube member 210 at rates in the range of about 0 to 2 feet (0 to 60.96 cm) per second to minimize the time required for the expansion process and at the same time also allow easy management of the expansion process.

Når endeområdet 260 av rørdelen 210 blir ekstrudert av den ekspanderbare spindel 205, vil den ytre overflate 265 av et endeområde 260 av rørdelen 210 fortrinnsvis komme i kontakt med den indre område 410 av endeområdet 270 av forings-røret 115 for å danne en fluidumtett overlappingsskjøt. Kontakttrykket av overlappingsskjøten kan være i området fra omkring 50 til omkring 20.000 psi. I en foretrukken utførelse, er kontakttrykket av overlappingsskjøten i området fra omkring 400 til 10.000 psi for å frembringe optimalt trykk til å aktivere de rørformede tetningsdeler 245 og optimalt å frembringe motstand mot aksial bevegelse for å ta vare på typiske strekk- og kompresjonsbelastninger. When the end region 260 of the pipe part 210 is extruded by the expandable spindle 205, the outer surface 265 of an end region 260 of the pipe part 210 will preferably contact the inner region 410 of the end region 270 of the casing 115 to form a fluid-tight overlap joint. The contact pressure of the lap joint may range from about 50 to about 20,000 psi. In a preferred embodiment, the contact pressure of the lap joint is in the range of about 400 to 10,000 psi to provide optimum pressure to actuate the tubular seal members 245 and to provide optimum resistance to axial movement to handle typical tensile and compressive loads.

Overlappingsskjøten mellom seksjonen 410 av det eksisterende foringsrør 115 og seksjonen 265 av den ekspanderte rørdel 210 gir fortrinnsvis en gass- og fluidum-forsegling. I en spesielt foretrukken utførelse, frembringer tetningsdelene 245 optimalt en fluidum- og gassforsegling i overlappingsskjøten. The overlap joint between section 410 of the existing casing 115 and section 265 of the expanded pipe section 210 preferably provides a gas and fluid seal. In a particularly preferred embodiment, the sealing members 245 optimally produce a fluid and gas seal in the overlap joint.

I en foretrukken utførelse, blir operasjonstrykket og strømningsmengden av det herdbare flytende materiale 306 styrbart rampet ned når den ekspanderbare spindel 205 når endeområdet 260 av rørdelen 210. På denne måten, kan den plutselige utløsning av trykk forårsaket ved den fullførte ekstrusjon av rørdelen 210 fra den ekspanderbare spindel 205 bli minimalisert. I en foretrukken utførelse, blir operasjonstrykket redusert for en i hovedsak lineær måte fra 100 % til omkring 10 % under slutten av ekstrusjonsprosessen, med begynnelse når spindelen 205 er innenfor omkring 5 fot fra fullførelse av ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, the operating pressure and flow rate of the curable liquid material 306 is controllably ramped down when the expandable spindle 205 reaches the end region 260 of the pipe member 210. In this way, the sudden release of pressure caused by the completed extrusion of the pipe member 210 from the expandable spindle 205 be minimized. In a preferred embodiment, the operating pressure is reduced in a substantially linear manner from 100% to about 10% during the end of the extrusion process, beginning when the spindle 205 is within about 5 feet of completion of the extrusion process.

Alternativt, eller i kombinasjon, er en støtdemper anordnet i støttedelen 250 for å absorbere det sjokket som forårsakes ved plutselig utløsning av trykk. Støtdemperen kan omfatte, for eksempel, hvilken som helst konvensjonell, kommersielt tilgjengelig støtdemper tilpasset for bruk i brønnhulloperasjoner. Alternatively, or in combination, a shock absorber is provided in the support member 250 to absorb the shock caused by the sudden release of pressure. The shock absorber may comprise, for example, any conventional, commercially available shock absorber adapted for use in downhole operations.

Alternativt eller i kombinasjon, er en spindel-oppfangningskonstruksjon anordnet i endeområdet 260 av rørdelen 210 for å fange opp eller i det minste deselerere spindelen 205. Alternatively or in combination, a spindle capture structure is provided in the end region 260 of the tube portion 210 to capture or at least decelerate the spindle 205.

Så snart ekstrusjonsprosessen er fullført, blir den ekspanderbare spindel 205 fjernet fra brønnhullet 100.1 en foretrukken utførelse, enten før eller etter fjerning av den ekspanderbare spindel 205, blir integriteten av fluidumtetningen av overlappingsskjøten mellom den øvre del 260 av rørdelen 210 og den nedre del 270 av foringsrøret 113 testet ved bruk av konvensjonelle metoder. Once the extrusion process is complete, the expandable mandrel 205 is removed from the wellbore 100.1 a preferred embodiment, either before or after the removal of the expandable mandrel 205, the integrity of the fluid seal of the overlap joint between the upper portion 260 of the pipe member 210 and the lower portion 270 of casing 113 tested using conventional methods.

Hvis fluidumtetningen gir en overlappende skjøt mellom den øvre del 260 av rørdelen 210 og den nedre del 270 av foringsrøret 115 er tilfredsstillende, blir eventuell uherdet del av materialet 305 inne i den ekspanderte rørdel 210 fjernet på konvensjonell måte, som for eksempel ved å sirkulere det uherdede materiale ut av det indre av den ekspanderte rørformede del 210. Spindelen 205 blir så trukket ut av brønnhullseksjonen 130, og en borkrone eller fres blir brukt i kombinasjon med en konvensjonell boreenhet 505 til å bore ut eventuelt herdet materiale 305 inne i rør-delen 210. Materialet 305 inne i ringrommet 315 blir så tillatt å herde. If the fluid seal providing an overlapping joint between the upper portion 260 of the pipe member 210 and the lower portion 270 of the casing 115 is satisfactory, any uncured portion of the material 305 inside the expanded pipe member 210 is removed in a conventional manner, such as by circulating it uncured material out of the interior of the expanded tubular portion 210. The spindle 205 is then withdrawn from the wellbore section 130, and a drill bit or cutter is used in combination with a conventional drilling unit 505 to drill out any cured material 305 inside the tubular portion 210. The material 305 inside the annulus 315 is then allowed to harden.

Som illustrert på fig. 5, blir fortrinnsvis gjenværende herdet materiale 305 i den indre av den ekspanderte rørdel 210 fjernet på konvensjonell måte ved bruk av en konvensjonell borestreng 505. Den resulterende nye seksjon av foringsrør 510 omfatter den ekspanderte rørdel 210 og et ytre ringformet lag 515 av herdet materiale 305. Bunnområdet av apparatet 200 omfattende en sko 215 og en pil 405 kan så fjernes ved å bore ut skoen 215 og pilen 405 ved bruk av konvensjonelle boremetoder. As illustrated in fig. 5, preferably remaining hardened material 305 in the interior of the expanded pipe section 210 is removed in a conventional manner using a conventional drill string 505. The resulting new section of casing 510 comprises the expanded pipe section 210 and an outer annular layer 515 of hardened material 305 The bottom area of the apparatus 200 comprising a shoe 215 and arrow 405 can then be removed by drilling out the shoe 215 and arrow 405 using conventional drilling methods.

I en foretrukken utførelse, som illustrert på fig. 6, omfatter det øvre område 260 av rørdelen 210 en eller flere tettende deler 605 og en eller flere trykkutløsningshull 610. På denne måten, er overlappingsskjøten mellom det nedre område 270 av foringsrøret 115 og det øvre område 260 av rørdelen 210 trykklett, og trykket på de indre og ytre overflater av rørdelen 210 blir utjevnet under ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, as illustrated in fig. 6, the upper region 260 of the pipe part 210 comprises one or more sealing parts 605 and one or more pressure release holes 610. In this way, the overlap joint between the lower region 270 of the casing pipe 115 and the upper region 260 of the pipe part 210 is pressure-tight, and the pressure on the inner and outer surfaces of the tube part 210 are smoothed during the extrusion process.

I en foretrukken utførelse, er tetningsdelene 605 plassert inne i forsenkninger 615 utformet i den ytre overflate 265 av det øvre område 260 av rørdelen 210.1 en alternativ foretrukken utførelse, er tetningsdelene 605 båndet eller støpt inn i den ytre overflate 265 av det øvre område 260 av rørdelen 210. TrykkutløsningshuUene 610 er fortrinnsvis plassert i de siste få fot av rørdelen. TrykkutløsningshuUene reduserer de operasjonstrykk som er nødvendige for å ekspandere de øvre områder 260 av rørdelen 210. Den reduksjon i nødvendig operasjonstrykk reduserer i sin tur hastigheten av spindelen 205 etter fullføring av ekstrusjonsprosessen. Denne reduksjon i hastighet minimaliserer i sin tur de mekaniske sjokk på hele apparatet 200 etter fullføring av ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, the sealing parts 605 are located inside recesses 615 formed in the outer surface 265 of the upper region 260 of the pipe part 210. In an alternative preferred embodiment, the sealing parts 605 are banded or molded into the outer surface 265 of the upper region 260 of pipe section 210. The pressure release caps 610 are preferably located in the last few feet of the pipe section. The pressure release hoods reduce the operating pressures necessary to expand the upper regions 260 of the tube portion 210. The reduction in necessary operating pressure in turn reduces the speed of the spindle 205 after completion of the extrusion process. This reduction in speed in turn minimizes the mechanical shocks to the entire apparatus 200 after completion of the extrusion process.

Det henvises nå til fig. 7, hvor en spesielt foretrukken utførelse av apparatet 700 for å utforme et foringsrør inne i et brønnhull fortrinnsvis omfatter en ekspanderbar spindel eller pigg 705, en ekspanderbar spindel eller piggholder 710, en rør-formet del 715, en flytesko 720, en nedre kopp-pakning 725, en øvre kopp-pakning 730, en fluidumpassasje 735, en fluidumpassasje 740, en støttedel 745, et legeme av smøremiddel 750, en overskytforbindelse 755, en annen støttedel 760, og en stabilisa-tor 765. Reference is now made to fig. 7, where a particularly preferred embodiment of the apparatus 700 for forming a casing inside a wellbore preferably comprises an expandable spindle or spike 705, an expandable spindle or spike holder 710, a tube-shaped part 715, a float shoe 720, a lower cup- gasket 725, an upper cup gasket 730, a fluid passage 735, a fluid passage 740, a support member 745, a body of lubricant 750, an excess connection 755, another support member 760, and a stabilizer 765.

Den ekspanderbare spindel 705 er koplet til og understøttet ved støttedelen 745. Den ekspanderbare spindel 705 er videre koplet til den ekspanderbare spindelholder 710. Den ekspanderbare spindel 750 er fortrinnsvis tilpasset til styrbart å ekspandere i radiell retning. Den ekspanderbare spindel 705 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige ekspanderbare spindler, modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende oppfinnelse. I en foretrukken utførelse, omfatter den ekspanderbare spindel 705 et hydraulisk ekspansjonsverktøy, i hovedsak som beskrevet i US pantentnr. 5 348 095, hvis innhold er tatt inn her ved referanse, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. The expandable spindle 705 is connected to and supported by the support part 745. The expandable spindle 705 is further connected to the expandable spindle holder 710. The expandable spindle 750 is preferably adapted to controllably expand in the radial direction. The expandable spindle 705 may comprise any of a number of conventional, commercially available expandable spindles, modified according to the teachings of the present invention. In a preferred embodiment, the expandable spindle 705 comprises a hydraulic expansion tool, substantially as described in US Pat. No. 5,348,095, the contents of which are incorporated herein by reference, modified according to information in the present description.

Den ekspanderbare spindelholder 710 er koplet til og understøttet ved støttedelen 745. En ekspanderbar spindelholder 710 er videre koplet til den ekspanderbare spindel 705. Den ekspanderbare spindel holdes 710 kan være konstruert av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel oljefeltrørgods, rustfritt stål, titan eller høystyrkestål. I en foretrukken utførelse, er den ekspanderbare spindelholder 710 fremstilt av materialer som har større styrke enn det materiale fra hvilket rørdelen 715 er fremstilt. På denne måten, kan beholderen 710 fremstilles av et rørformet materiale som har tynnere veggtykkelse enn rørdelen 210. Dette tillater at beholderen 710 passerer gjennom en tett klaring og dermed letter dens plassering i brønnhullet. The expandable spindle holder 710 is coupled to and supported by the support member 745. An expandable spindle holder 710 is further coupled to the expandable spindle 705. The expandable spindle holder 710 may be constructed of any of a number of conventional, commercially available materials, such as oil field pipe material, stainless steel, titanium or high strength steel. In a preferred embodiment, the expandable spindle holder 710 is made of materials that have greater strength than the material from which the pipe part 715 is made. In this way, the container 710 can be made of a tubular material that has a thinner wall thickness than the pipe part 210. This allows the container 710 to pass through a tight clearance and thus facilitates its placement in the wellbore.

I en foretrukken utførelse, så snart ekspansjonsprosessen begynner, og den tykkere, lavere styrke materiale i rørdelen 715 blir ekspandert, er den ytre diameter av rørdelen 715 større enn den ytre diameter av beholderen 710. In a preferred embodiment, as soon as the expansion process begins and the thicker, lower strength material in the tube portion 715 is expanded, the outer diameter of the tube portion 715 is greater than the outer diameter of the container 710.

Den rørformede del 715 er koplet til og understøttet ved den ekspanderbare spindel 705. Den rørformede del 715 er fortrinnsvis ekspandert i radiell retning og ekstrudert fra den ekspanderbare spindel 705, i hovedsak som beskrevet ovenfor med henvisning til fig. 1-6. Rørdelen 715 kan være fremstilt av hvilket som helst av et antall materialer, som for eksempel oljefeltrørgods (OCTG), automobilgrad stål eller plast. I en foretrukken utførelse, er den rørdelen 715 fremstilt av OCTG. The tubular portion 715 is connected to and supported by the expandable spindle 705. The tubular portion 715 is preferably expanded in the radial direction and extruded from the expandable spindle 705, substantially as described above with reference to FIG. 1-6. Tubing member 715 may be fabricated from any of a number of materials, such as oilfield tubular goods (OCTG), automotive grade steel, or plastic. In a preferred embodiment, the pipe member 715 is made of OCTG.

I en foretrukken utførelse, har rørdelen 715 et i hovedsak ringformet tverrsnitt. I en særlig foretrukken utførelse, har rørdelen 715 et i hovedsak sirkelrundt tverrsnitt. In a preferred embodiment, the tube part 715 has a substantially annular cross-section. In a particularly preferred embodiment, the pipe part 715 has an essentially circular cross-section.

Rørdelen 715 omfatter fortrinnsvis en øvre seksjon 805, en mellomseksjon 810, og en nedre seksjon 815. Den øvre seksjon 805 av rørdelen 715 er fortrinnsvis definert ved det område som begynner i nærheten av spindelbeholderen 710 og ender med toppseksjonen 820 av rørdelen 715. Mellomseksjonen 810 av rørdelen 715 er fortrinnsvis definert ved det område som begynner i nærheten av toppen av spindelbeholderen 710 og ender i området i nærheten av spindelen 705. Den nedre seksjon av rørdelen 715 er fortrinnsvis definert ved det område som begynner i nærheten av spindelen 705 og ender ved bunnen 825 av rørdelen 715. The tube part 715 preferably comprises an upper section 805, an intermediate section 810, and a lower section 815. The upper section 805 of the tube part 715 is preferably defined by the area that begins near the spindle container 710 and ends with the top section 820 of the tube part 715. The middle section 810 of the tube portion 715 is preferably defined by the area beginning near the top of the spindle container 710 and ending in the area near the spindle 705. The lower section of the tube portion 715 is preferably defined by the area beginning near the spindle 705 and ending at the bottom 825 of the tube part 715.

I en foretrukken utførelse, er veggtykkelsen av den øvre seksjon 805 av rør-delen 715 større enn veggtykkelsen av de midtre og nedre seksjoner 810 og 815 av rørdelen 715 for optimalt å lette starten på ekstrusjonsprosessen og optimalt tillate apparatene 700 og bli plassert på steder i brønnhullet som har tette klaringer. In a preferred embodiment, the wall thickness of the upper section 805 of the pipe member 715 is greater than the wall thickness of the middle and lower sections 810 and 815 of the pipe member 715 to optimally facilitate the start of the extrusion process and optimally allow the apparatus 700 to be placed in locations in the wellbore that has tight clearances.

Den ytre diameter og veggtykkelsen av den øvre seksjon 805 av rørdelen 715 kan være i området fra henholdsvis omkring 1,05 til 48 tommer (26,67 til 1219,2mm) og 1/8 til 2 tommer (3,175 til 50,8mm). I en foretrukken utførelse, er den ytre diameter og veggtykkelsen av den øvre seksjon 805 av rørdelen 715 i området fra henholdsvis omkring 3,5 til 16 tommer (88,9 til 406,4mm) og 3/8 til 1,5 tommer (9,525 til 3 8,1 mm). The outer diameter and wall thickness of the upper section 805 of the pipe member 715 may range from about 1.05 to 48 inches (26.67 to 1219.2mm) and 1/8 to 2 inches (3.175 to 50.8mm), respectively. In a preferred embodiment, the outer diameter and wall thickness of the upper section 805 of the tube member 715 is in the range of about 3.5 to 16 inches (88.9 to 406.4mm) and 3/8 to 1.5 inches (9.525 to 3 8.1 mm).

Den ytre diameter og veggtykkelsen av mellomseksjonen 810 av rørdelen 715 kan for eksempel ligge i området fra omkring 2,5 til 50 tommer (63,5 til 1270mm) og 1/16 til 1,5 tommer (1,588 til 38,lmm). I en foretrukken utførelse, er den ytre diameter og veggtykkelsen av mellomseksjonen 810 av rørdelen 715 i området fra omkring 3,5 til 19 tommer (88,9 til 482,6mm) og 1/8 til 1,25 tommer (3,175 til 31,75mm). For example, the outer diameter and wall thickness of the intermediate section 810 of the tube portion 715 may range from about 2.5 to 50 inches (63.5 to 1270mm) and 1/16 to 1.5 inches (1.588 to 38.1mm). In a preferred embodiment, the outer diameter and wall thickness of the intermediate section 810 of the pipe member 715 is in the range of about 3.5 to 19 inches (88.9 to 482.6mm) and 1/8 to 1.25 inches (3.175 to 31, 75mm).

Den ytre diameter og veggtykkelsen av den nedre seksjon 815 av rørdelen 715 kan være i området fra omkring 2,5 til 50 tommer (63,5 til 1270mm) og 1/16 til 1,25 tommer (1,588 til 31,75mm). I en foretrukken utførelse, er den ytre diameter og veggtykkelsen av den nedre seksjon 815 av rørdelen 715 i området fra omkring 3,5 til 19 tommer (88,9 til 482,6mm) og 1/8 til 1,25 tommer (3,175 til 31,75mm). I en spesielt foretrukken utførelse, er veggtykkelsen av den nedre seksjon 815 av rørdelen 715 videre øket til å øke styrken av skoen 720 når borbare materialer, som for eksempel aluminium, er brukt. The outer diameter and wall thickness of the lower section 815 of the pipe member 715 may range from about 2.5 to 50 inches (63.5 to 1270mm) and 1/16 to 1.25 inches (1.588 to 31.75mm). In a preferred embodiment, the outer diameter and wall thickness of the lower section 815 of the tube portion 715 ranges from about 3.5 to 19 inches (88.9 to 482.6mm) and 1/8 to 1.25 inches (3.175 to 31.75mm). In a particularly preferred embodiment, the wall thickness of the lower section 815 of the tube portion 715 is further increased to increase the strength of the shoe 720 when drillable materials such as aluminum are used.

Rørdelen 715 omfatter fortrinnsvis en solid rørformet del. I en foretrukken ut-førelse, er endeområdet 820 av rørdelen 715 slisset, perforert eller på annen måte modifisert for å fange eller sende hastigheten av spindelen 705 når den fullfører ekstrusjonen av rørdelen 715.1 en foretrukken utførelse, er lengden av rørdelen 715 begrenset for å minimalisere muligheten for bulking. For typiske materialer i rørdelen 715, er lengden av rørdelen 715 fortrinnsvis begrenset til å være mellom 40 og 20.000 fot (1219,2 til 60960cm) i lengde. The tube part 715 preferably comprises a solid tubular part. In a preferred embodiment, the end region 820 of the tubular member 715 is slotted, perforated or otherwise modified to capture or transmit the velocity of the spindle 705 as it completes the extrusion of the tubular member 715. In a preferred embodiment, the length of the tubular member 715 is limited to minimize the possibility of bulking. For typical materials in the pipe section 715, the length of the pipe section 715 is preferably limited to be between 40 and 20,000 feet (1219.2 to 60960cm) in length.

Skoen 720 er koplet til den ekspanderbare spindel 705 og den rørformede del 715. Skoen 720 omfatter en fluidumpassasje 240.1 en foretrukken utførelse, omfatter skoen 720 videre en innløpspassasje 830, og en eller flere jetporter 835.1 en spesielt foretrukken utførelse, er tverrsnittsformen av innløpspassasjen 830 tilpasset til å motta en nedlåsningspil, eller andre liknende elementer, for å blokkere innløpspassasjen 830. Det indre av skoen 720 omfatter fortrinnsvis et legeme av fast materiale 840 for å øke styrken av skoen 720. I en spesielt foretrukken utførelse, består legemet av solid materiale 840 av aluminium. The shoe 720 is connected to the expandable spindle 705 and the tubular part 715. The shoe 720 comprises a fluid passage 240.1 a preferred embodiment, the shoe 720 further comprises an inlet passage 830, and one or more jet ports 835.1 a particularly preferred embodiment, the cross-sectional shape of the inlet passage 830 is adapted to receive a locking arrow, or other similar elements, to block the inlet passage 830. The interior of the shoe 720 preferably comprises a body of solid material 840 to increase the strength of the shoe 720. In a particularly preferred embodiment, the body consists of solid material 840 of aluminium.

Skoen 720 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige sko, som for eksempel Super Seal II Down-Jet float shoe, eller en føringssko med en tettende hylse for nedlåsningsplugg modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 720 en aluminiumnedspylingsføringssko med en tettende hylse for nedlåsningsplugg tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse, for å optimalisere føring av rørdelen 715 inn i brønnhullet, optimalisere tetningen mellom rørdelen 715 og et eksisterende brønnhull-foringsrør, og optimalt å lette fjerningen av skoen 720 ved å bore den ut etter fullføring av ekstrusjonsprosessen. The shoe 720 may comprise any of a number of conventional, commercially available shoes, such as the Super Seal II Down-Jet float shoe, or a guide shoe with a sealing sleeve for a lock-down plug modified according to the information herein. In a preferred embodiment, the shoe 720 comprises an aluminum flush-down guide shoe with a sealing sleeve for a lock-in plug available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, modified according to information herein, to optimize guidance of the tubing member 715 into the wellbore, optimize the seal between the pipe member 715 and an existing wellbore casing, and optimally facilitate the removal of the shoe 720 by drilling it out after completion of the extrusion process.

Den nedre kopp-pakning 725 er koplet til og understøttet ved støttedelen 745. Den nedre kopp-pakning 725 hindrer fremmedmaterialer fra å entre det indre område av rørdelen 715 ovenfor den ekspanderbare spindel 705. Den nedre kopp-pakning 725 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige kopp-pakninger, som for eksempel TP-kopper, eller Selective Injection Packer (SIP)-kopper modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter kopp-pakningen 725 en SIP-kopp, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å frembringe en avfallsbarriere og å holde et legeme av smøremiddel. The lower cup packing 725 is coupled to and supported by the support member 745. The lower cup packing 725 prevents foreign materials from entering the inner area of the tube portion 715 above the expandable spindle 705. The lower cup packing 725 may comprise any of a number of conventional, commercially available cup packs, such as TP cups, or Selective Injection Packer (SIP) cups modified according to the information in the present description. In a preferred embodiment, the cup packing 725 includes a SIP cup, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally provide a debris barrier and retain a body of lubricant.

Den øvre kopp-pakning 730 er koplet til og understøttet av støttedelen 760. Den øvre kopp-pakning 730 hindrer fremmedmateriale fra å entre det indre område av rørdelen 715. Den øvre kopp-pakning 730 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle kommersielt tilgjengelige kopp-pakninger, som for eksempel TP-kopper eller Selective Injection Packer (SlP)-kopper modifisert i henhold til opplysningene i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, består den øvre kopp-pakning 730 av en SIP-kopp, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å danne en barriere mot forurensning og å inneholde et legeme av smøremiddel. The upper cup gasket 730 is connected to and supported by the support member 760. The upper cup gasket 730 prevents foreign material from entering the inner area of the tube member 715. The upper cup gasket 730 may comprise any of a number of conventional commercially available cup packs, such as TP cups or Selective Injection Packer (SlP) cups modified according to the information in the present description. In a preferred embodiment, the upper cup packing 730 consists of a SIP cup, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally form a barrier against contamination and to contain a body of lubricant.

Fluidumpassasjen 735 tillater flytende materialer å bli transportert til og fra det indre område av rørdelen 715 nedenfor den ekspanderbare spindel 705. Fluidumpassasjen 735 er fluidumkoplet til fluidumpassasjen 740. Fluidumpassasjen 735 er fortrinnsvis koplet til og plassert inne i støttedelen 760, støttedelen 745, spindelbeholderen 710, og den ekspanderbare spindel 705. Fluidumpassasjen 735 strekker seg fortrinnsvis fra en posisjon nær overflaten til bunnen av den ekspanderbare spindel 705. Fluidumpassasjen 735 er fortrinnsvis plassert langs en senterlinje for apparatet 700. Fluidumpassasjen 735 er fortrinnsvis valgt til å transportere slike materialer som sement, boreslam eller epoksy med strømningsmengder og trykk i området fra omkring 40 til 3000 gallons (151,41 til 11355,9 liter) per minutt og 500 til 9000 psi, for å gi tilstrekkelig operasjonstrykk til å ekstrudere rørdelen 715 fra den ekspanderbare spindel 705. The fluid passage 735 allows fluid materials to be transported to and from the interior region of the tube portion 715 below the expandable spindle 705. The fluid passage 735 is fluid coupled to the fluid passage 740. The fluid passage 735 is preferably coupled to and located within the support portion 760, the support portion 745, the spindle container 710, and the expandable spindle 705. The fluid passage 735 preferably extends from a position near the surface to the bottom of the expandable spindle 705. The fluid passage 735 is preferably located along a centerline of the apparatus 700. The fluid passage 735 is preferably selected to transport such materials as cement, drilling mud or epoxy with flow rates and pressures in the range of about 40 to 3000 gallons (151.41 to 11355.9 liters) per minute and 500 to 9000 psi, to provide sufficient operating pressure to extrude the tubing member 715 from the expandable spindle 705.

Som beskrevet ovenfor med henvisning til fig. 1-6, under plassering av apparatet 700 inne i en ny seksjon av et brønnhull, kan flytende materialer som tvinges opp i fluidumpassasjen 735 bli utløst inn i brønnhullet ovenfor rørdelen 715. I en foretrukken utførelse, omfatter apparatet 700 videre en trykkutløsningspassasje som er koplet til og plassert inne i støttedelen 260. Trykkutløsningspassasjen er videre fluidumkoplet til fluidumpassasjen 735. Trykkutløsningspassasjen omfatter fortrinnsvis en styringsventil for styrbar åpning og stengning av fluidumpassasjen. I en fore trukken utførelse, er styringsventilen trykkaktivert for styrbart å minimalisere transient trykk. Trykkutløsningspassasjen er fortrinnsvis plassert i hovedsak ortogonalt med senterlinjen for apparatet 700. Trykkutløsningspassasjen er fortrinnsvis valgt til å lede materialer så som sement, boreslam eller epoksyer med strømningsmengder og trykk i området fra 0 til 500 gallons (0 til 1892,65 liter) per minutt og 0 til 1000 psi for å redusere drag på apparatet 700 under innføring i en ny seksjon av brønnhullet og for å minimalisere transient trykk på den nye brønnhullseksjonen. As described above with reference to fig. 1-6, during placement of the apparatus 700 within a new section of a wellbore, liquid materials forced up into the fluid passage 735 may be released into the wellbore above the tubing section 715. In a preferred embodiment, the apparatus 700 further comprises a pressure release passage which is coupled to and placed inside the support part 260. The pressure release passage is further fluid-connected to the fluid passage 735. The pressure release passage preferably comprises a control valve for controllable opening and closing of the fluid passage. In a preferred embodiment, the control valve is pressure activated to controllably minimize transient pressure. The pressure release passage is preferably located substantially orthogonal to the centerline of the apparatus 700. The pressure release passage is preferably selected to conduct materials such as cement, drilling mud or epoxies at flow rates and pressures in the range of 0 to 500 gallons (0 to 1892.65 liters) per minute and 0 to 1000 psi to reduce drag on the apparatus 700 during insertion into a new section of the wellbore and to minimize transient pressure on the new wellbore section.

Fluidumpassasjen 740 tillater flytende materialer å bli transportert til og fra området utenfor rørdelen 715. Fluidumpassasjen 740 er fortrinnsvis koplet til og plassert inne i skoen 720 i fluidumforbindelse med det indre område av rørdelen 715 nedenfor den ekspanderbare spindel 705. Fluidumpassasjen 740 har fortrinnsvis en tverrsnittsform som tillater en plugg eller liknende anordning å bli plassert i innløpet 830 til fluidumpassasjen 740, for dermed å blokkere ytterligere passering av flytende materialer. På denne måten, kan det indre område av rørdelen 715 nedenfor den ekspanderbare spindel 705 bli optimalt fluidumisolert fra området utenfor rørdelen 715. Dette tillater at det indre område av rørdelen 715 nedenfor den ekspanderbare spindel 205 kan bli satt under trykk. The fluid passage 740 allows liquid materials to be transported to and from the area outside the tube portion 715. The fluid passage 740 is preferably connected to and placed within the shoe 720 in fluid communication with the inner region of the tube portion 715 below the expandable spindle 705. The fluid passage 740 preferably has a cross-sectional shape that allows a plug or similar device to be placed in the inlet 830 of the fluid passage 740, thereby blocking further passage of fluid materials. In this way, the inner area of the pipe part 715 below the expandable spindle 705 can be optimally fluid isolated from the area outside the pipe part 715. This allows the inner area of the pipe part 715 below the expandable spindle 205 to be pressurized.

Fluidumpassasjen 740 er fortrinnsvis plassert i hovedsak langs en senterlinje for apparatet 700. Fluidumpassasjen 740 er fortrinnsvis valgt til å lede materialer så som sement, boreslam eller epoksy med strømningsmengder og trykk i området fra omkring 0 til 3000 gallons (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi for optimalt å fylle et ringrom mellom rørdelen 715 og en ny seksjon av et brønnhull med flytende materiale. I en foretrukken utførelse, omfatter fluidumpassasjen 740 en innløpspas-sasje 830 som har en slik geometri at den kan motta en pil- og/eller en kule-tetningsdel. På denne måten, kan fluidumpassasjen 740 bli avstengt ved å innføre en plugg, pil og/eller kule-tetningselement i fluidumpassasjen 230. The fluid passage 740 is preferably located substantially along a centerline of the apparatus 700. The fluid passage 740 is preferably selected to conduct materials such as cement, drilling mud or epoxy at flow rates and pressures in the range of about 0 to 3000 gallons (0 to 11355.9 liters). per minute and 0 to 9000 psi to optimally fill an annulus between tubing 715 and a new section of a wellbore with fluid material. In a preferred embodiment, the fluid passage 740 comprises an inlet passage 830 which has such a geometry that it can receive a dart and/or a ball seal part. In this way, the fluid passage 740 can be closed by inserting a plug, arrow and/or ball sealing element in the fluid passage 230.

I en foretrukken utførelse, omfatter apparatet 700 videre en eller flere pakninger 845 koplet til og understøttet ved endeområdet 820 av rørdelen 715. Pakningene 845 er videre plassert på en ytre overflate av endeområdet 820 av rørdelen 715. Pakningene 845 tillater at overlappingsskjøten mellom et endeområde av et eksisterende foringsrør og endeområdet 820 av rørdelen 715 blir fluidumforseglet. Pakningene 845 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige pakninger, som for eksempel bly, gummi, teflon eller epoksypakninger modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, består pakningene 845 av pakninger støpt av Stratalock epoksy tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å frembringe en hydraulisk tetning og en belastningsbærende interferenstilpasning i overlappingsskjøten mellom rørdelen 715 og det eksisterende foringsrør, med optimal belastningsbærende kapasitet til å understøtte rørdelen 715. In a preferred embodiment, the apparatus 700 further comprises one or more gaskets 845 connected to and supported at the end region 820 of the tube part 715. The gaskets 845 are further placed on an outer surface of the end region 820 of the tube part 715. The gaskets 845 allow the overlap joint between an end region of an existing casing and the end region 820 of the pipe section 715 is fluid sealed. The gaskets 845 may comprise any of a number of conventional, commercially available gaskets, such as lead, rubber, Teflon, or epoxy gaskets modified according to information herein. In a preferred embodiment, the gaskets 845 consist of gaskets molded from Stratalock epoxy available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally produce a hydraulic seal and a load-carrying interference fit in the overlap joint between the pipe section 715 and the existing casing, with optimal load-carrying capacity to to support the pipe part 715.

I en foretrukken utførelse, er pakningene 845 valgt til å gi en tilstrekkelig friksjonskraft til å understøtte den ekspanderte rørdel 715 fra det eksisterende forings-rør. I en foretrukken utførelse, er friksjonskraften som frembringes av pakningene 845 i området fra omkring 1000 til 1.000.000 pund (454 til 454000 kg), for optimalt å understøtte den ekspanderte rørdel 715. In a preferred embodiment, the gaskets 845 are selected to provide a sufficient frictional force to support the expanded pipe portion 715 from the existing casing. In a preferred embodiment, the frictional force produced by the gaskets 845 is in the range of about 1,000 to 1,000,000 pounds (454 to 454,000 kg), to optimally support the expanded tube portion 715.

Støttedelen 745 er fortrinnsvis koplet til den ekspanderte spindel 705 og overskytforbindelsen 755. Støttedelen 745 består fortrinnsvis av en ringformet del med tilstrekkelig styrke til å bære apparatet 700 inn i en ny seksjon av et brønnhull. Støttedelen 745 kan bestå av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige støttedeler, som for eksempel stålborerør, spolet rør eller annen høystyrkerør modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, består støttedelen 745 av konvensjonelt borerør, tilgjengelig fra forskjellige stålverk i USA. The support part 745 is preferably connected to the expanded spindle 705 and the excess connection 755. The support part 745 preferably consists of an annular part with sufficient strength to carry the apparatus 700 into a new section of a wellbore. The support member 745 may consist of any of a number of conventional, commercially available support members, such as steel drill pipe, coiled pipe, or other high strength pipe modified according to information herein. In a preferred embodiment, the support member 745 consists of conventional drill pipe, available from various steel mills in the United States.

I en foretrukken utførelse, er et legeme av smøremiddel 750 anordnet i ringrommet ovenfor den ekspanderbare spindelbeholder 710 inne i det indre av rør-delen 715. På denne måten, blir ekstrusjon av rørdelen 715 fra den ekspanderbare spindel 705 lettet. Smøremidlet 705 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige smøremidler, som for eksempel Lubriplate, klorbaserte smøremidler, oljebaserte smøremidler eller Climax 1500 Antisieze (3100). I en foretrukken utførelse, omfatter smøremidlet 750 Climax 1500 Antisieze (3100) tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Houston Texas, for optimalt å frembringe smøring for å lette ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, a body of lubricant 750 is disposed in the annulus above the expandable spindle container 710 within the interior of the tube portion 715. In this way, extrusion of the tube portion 715 from the expandable spindle 705 is facilitated. The lubricant 705 may comprise any of a number of conventional, commercially available lubricants, such as Lubriplate, chlorine-based lubricants, oil-based lubricants, or Climax 1500 Antisieze (3100). In a preferred embodiment, the lubricant comprises 750 Climax 1500 Antisieze (3100) available from Halliburton Energy Services of Houston Texas, to optimally provide lubrication to facilitate the extrusion process.

Overskytforbindelsen 755 er koplet til støttedelen 745 og støttedelen 760. Overskytforbindelsen 755 tillater fortrinnsvis at støttedelen 745 er fjernbart koplet til støttedelen 760. Overskytforbindelsen 755 kan omfatte hvilken som helst av konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige overskytforbindelser, som for eksempel Innerstring Sealing Adapter, Innerstring Flat-Face Sealing Adapter eller EZ Drill Setting Tool Stinger. I en foretrukken utførelse, omfatter overskytforbindelsen en Innerstring Adapter med en Upper Guide tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas Texas. The overhang connection 755 is coupled to the support portion 745 and the support portion 760. The overhang connection 755 preferably allows the support portion 745 to be removably connected to the support portion 760. The overhang connection 755 may comprise any of conventional, commercially available overhang connections, such as Innerstring Sealing Adapter, Innerstring Flat-Face Sealing Adapter or EZ Drill Setting Tool Stinger. In a preferred embodiment, the overhang connection comprises an Innerstring Adapter with an Upper Guide available from Halliburton Energy Services of Dallas Texas.

Støttedelen 760 er fortrinnsvis koplet til overskytforbindelsen 755 og en over-flatestøttestruktur (ikke vist). Støttedelen 760 omfatter fortrinnsvis en ringformet del som har tilstrekkelig styrke til å bære apparatet 700 inn i en ny seksjon av et borehull. Støttedelen 760 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige støttedeler, som for eksempel stålborerør, spolet rør eller andre høystyrkerør modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter støttedelen 760 et konvensjonelt borerør, tilgjengelig fra stålverk i USA. The support portion 760 is preferably connected to the overshoot connection 755 and a surface support structure (not shown). The support part 760 preferably comprises an annular part which has sufficient strength to carry the apparatus 700 into a new section of a borehole. The support member 760 may comprise any of a number of conventional, commercially available support members, such as steel drill pipe, coiled pipe or other high strength pipe modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the support member 760 comprises a conventional drill pipe, available from steel mills in the United States.

Stabilisatoren 765 er fortrinnsvis koplet til støttedelen 760. Stabilisatoren 765 stabiliserer fortrinnsvis også komponentene i apparatet 700 inne i rørdelen 715. Stabilisatoren 765 omfatter fortrinnsvis en kuleformet del som har en ytre diameter som er omkring 80 til 99% av den indre diameter av rørdelen 715 for optimalt å minimalisere bulking av rørdelen 715. Stabilisatoren 765 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige stabilisatorer, som for eksempel EZ Drill Star Guides, pakningssko eller dragblokker, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken, omfatter stabilisatoren 765 en tettende adapter øvre føring tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas. The stabilizer 765 is preferably connected to the support part 760. The stabilizer 765 preferably also stabilizes the components of the apparatus 700 inside the tube part 715. The stabilizer 765 preferably comprises a spherical part which has an outer diameter which is about 80 to 99% of the inner diameter of the tube part 715 for optimally minimizing buckling of the pipe portion 715. The stabilizer 765 may comprise any of a number of conventional, commercially available stabilizers, such as EZ Drill Star Guides, packing shoes, or drag blocks, modified according to information herein. In a preferred embodiment, the stabilizer 765 comprises a sealing adapter upper guide available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

I en foretrukken utførelse, blir støttedelene 745 og 760 grundig rengjort før sammenmontering med de øvrige deler av apparatet 700. På denne måten, blir innføring av fremmedmaterialer i apparatet 700 minimalisert. Dette minimaliserer muligheten for at fremmedmaterialer tetter de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 700. In a preferred embodiment, the support parts 745 and 760 are thoroughly cleaned before assembly with the other parts of the apparatus 700. In this way, introduction of foreign materials into the apparatus 700 is minimized. This minimizes the possibility of foreign materials clogging the various flow passages and valves in the apparatus 700.

I en foretrukken utførelse, før eller etter plassering av apparatet 700 i en ny seksjon av et brønnhull, blir et par brønnhuUvolumer sirkulert gjennom de forskjellige strømningspassasjer av apparatet 700 for å sikre at ingen fremmedmaterialer befinner seg inne i brønnhullet, som kunne tette de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 700, og for å sikre at ingen fremmedmaterialer påvirker ekspansjonsspindelen 705 under ekspansjonsprosessen. In a preferred embodiment, before or after placing the apparatus 700 in a new section of a wellbore, a pair of wellbore volumes are circulated through the various flow passages of the apparatus 700 to ensure that no foreign materials are inside the wellbore, which could clog the various flow passages and valves in the apparatus 700, and to ensure that no foreign materials affect the expansion spindle 705 during the expansion process.

I en foretrukken utførelse, opereres apparatet 700 i hovedsak som beskrevet ovenfor med henvisning til fig. 1-7 for å utforme en ny seksjon av foringsrør i et brønnhull. In a preferred embodiment, the apparatus 700 is operated essentially as described above with reference to fig. 1-7 to design a new section of casing in a wellbore.

Som illustrert på fig. 8, i en alternativt foretrukken utførelse, er fremgangsmåten og apparatet beskrevet her brukt til å reparere et eksisterende brønnhull-forings-rør 805 ved å utforme en rørformet foring 810 inne i det eksisterende brønnhull-foringsrør 805. I en foretrukken utførelse, er det ikke anordnet en ytre ringformet foring i den reparerte seksjon. I den alternative foretrukne utførelse, kan hvilket som helst av et antall flytende materialer brukes til å ekspandere rørforingen 810 til nær kontakt med den skadede seksjon av brønnhull-foringsrøret, for eksempel sement, epoksy, slagmiks eller boreslam. I den alternative foretrukne utførelse, er tetningsdelene 815 fortrinnsvis anordnet ved begge ender av rørdelen for optimalt å frembringe en fluidumtetning. I en alternativ foretrukken utførelse, er rørforingen 810 utformet inne i en horisontalt plassert rørledningsseksjon, som de som brukes til å transportere hydrokarbon eller vann, med den rørformede foring 810 plassert i et overlappende forhold med den nærliggende rørledningsseksjon. På denne måten, kan underjordiske rørledninger repareres uten å måtte graves ut og erstatte skadede seksjoner. As illustrated in fig. 8, in an alternative preferred embodiment, the method and apparatus described herein is used to repair an existing wellbore casing 805 by forming a tubular casing 810 within the existing wellbore casing 805. In a preferred embodiment, there is no provided an outer annular liner in the repaired section. In the alternative preferred embodiment, any of a number of liquid materials may be used to expand the casing 810 into close contact with the damaged section of the wellbore casing, such as cement, epoxy, slurries, or drilling mud. In the alternative preferred embodiment, the sealing parts 815 are preferably arranged at both ends of the pipe part to optimally produce a fluid seal. In an alternative preferred embodiment, the tubular liner 810 is formed within a horizontally positioned pipeline section, such as those used to transport hydrocarbon or water, with the tubular liner 810 positioned in an overlapping relationship with the adjacent pipeline section. In this way, underground pipelines can be repaired without having to excavate and replace damaged sections.

I en annen alternativ foretrukken utførelse, er fremgangsmåten og apparatet beskrevet her brukt til direkte å fore et brønnhull med en rørformet foring 810. I en foretrukken utførelse, er det ikke anordnet en ytre rørformet foring mellom rørforingen 810 og brønnhullet. I den alternative foretrukne utførelse, kan hvilket som helst av et antall flytende materialer brukes til å ekspandere rørforingen 810 til nær kontakt med brønnhullet, som for eksempel sement, epoksy, slaggblanding eller boreslam. In another alternative preferred embodiment, the method and apparatus described herein is used to directly line a wellbore with a tubular liner 810. In a preferred embodiment, an outer tubular liner is not provided between the tubular liner 810 and the wellbore. In the alternative preferred embodiment, any of a number of liquid materials may be used to expand the casing 810 into close contact with the wellbore, such as cement, epoxy, slag mix, or drilling mud.

Det henvises nå til fig. 9, 9a, 9b og 9c. En foretrukken utførelse av et apparat 900 for å utforme et brønnhull-foringsrør omfatter en ekspanderbar rørformet del 902, en støttedel 904, en ekspanderbar spindel eller pigg 906, og en sko 908. I en foretrukken utførelse, vil design og konstruksjon av spindelen 906 og skoen 908 tillate lett fjerning av disse elementer ved å bore dem ut. På denne måten, kan enheten 900 lett fjernes fra et brønnhull ved bruk av et konvensjonelt boreapparat og tilsvarende boremetoder. Reference is now made to fig. 9, 9a, 9b and 9c. A preferred embodiment of an apparatus 900 for forming a wellbore casing comprises an expandable tubular member 902, a support member 904, an expandable mandrel or spike 906, and a shoe 908. In a preferred embodiment, the design and construction of the mandrel 906 and the shoe 908 allows easy removal of these elements by drilling them out. In this way, the unit 900 can be easily removed from a wellbore using a conventional drilling rig and corresponding drilling methods.

Den ekspanderbare rørformede del 902 omfatter fortrinnsvis et øvre område 910, et mellomområde 912 og et nedre område 914. Under operasjon av apparatet 900, blir den rørformede del 902 fortrinnsvis ekstrudert fra spindelen 906 ved å tilføre trykk til det indre område 966 av rørdelen 902. Rørdelen 902 har fortrinnsvis et i hovedsak rørformet tverrsnitt. The expandable tubular portion 902 preferably comprises an upper region 910, an intermediate region 912, and a lower region 914. During operation of the apparatus 900, the tubular portion 902 is preferably extruded from the spindle 906 by applying pressure to the inner region 966 of the tubular portion 902. The pipe part 902 preferably has an essentially tubular cross-section.

I en spesielt foretrukken utførelse, er en ekspanderbar rørformet del 915 koplet til det øvre område 910 av den ekspanderbare rørformede del 902. Under operasjon av apparatet 900, blir rørdelen 915 fortrinnsvis ekstrudert fra spindelen 906 ved å tilføre trykk til det indre område 966 av rørdelen 902. Rørdelen 915 har fortrinnsvis et i hovedsak rørformet tverrsnitt. I en foretrukken utførelse, er veggtykkelsen av rørdelen 915 større enn veggtykkelsen av rørdelen 902. In a particularly preferred embodiment, an expandable tubular member 915 is coupled to the upper region 910 of the expandable tubular member 902. During operation of the apparatus 900, the tubular member 915 is preferably extruded from the spindle 906 by applying pressure to the inner region 966 of the tubular member 902. The pipe part 915 preferably has an essentially tubular cross-section. In a preferred embodiment, the wall thickness of the pipe part 915 is greater than the wall thickness of the pipe part 902.

Rørdelen 915 kan være fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, så som for eksempel oljefeltrør, lavlegeringsstål, titan eller rustfritt stål. I en foretrukken utførelse, er rørdelen 915 fremstilt av oljefeltrør for optimalt å gi tilnærmet samme mekaniske egenskaper som rørdelen 902. I en spesielt foretrukken utførelse, har rørdelen 915 en plastisk bruddstyrke i området fra omkring 40.000 til 135.000 psi for optimalt å gi tilnærmet samme bruddegenskaper som rørdelen 902. Rørdelen 915 kan omfatte et antall rør-deler koplet ende mot ende. Tubing member 915 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as, for example, oilfield tubing, low alloy steel, titanium, or stainless steel. In a preferred embodiment, the pipe section 915 is manufactured from oilfield pipe to optimally provide approximately the same mechanical properties as the pipe section 902. In a particularly preferred embodiment, the pipe section 915 has a plastic breaking strength in the range of from about 40,000 to 135,000 psi to optimally provide approximately the same breaking characteristics such as pipe part 902. Pipe part 915 can comprise a number of pipe parts connected end to end.

I en foretrukken utførelse, omfatter det øvre endeområde av rørdelen 915 en eller flere tetningsdeler for optimalt å gi fluidum- og/eller gass-tetning med en eksisterende seksjon av et brønnhull-foringsrør. In a preferred embodiment, the upper end region of the tubing portion 915 comprises one or more sealing members to optimally provide a fluid and/or gas seal with an existing section of a wellbore casing.

I en foretrukken utførelse er den kombinerte lengde av rørdelen 902 og 915 begrenset for å minimalisere muligheten for bulking. For typiske rørdelmaterialer, er den kombinerte lengde av rørdelene 902 og 915 begrenset til å være mellom 40 og 20.000 fot (1219,2 til 609600cm) i lengde. In a preferred embodiment, the combined length of tube portion 902 and 915 is limited to minimize the possibility of bulking. For typical pipe member materials, the combined length of pipe members 902 and 915 is limited to be between 40 and 20,000 feet (1219.2 to 609600cm) in length.

Det nedre område 914 av rørdelen 902 er fortrinnsvis koplet til skoen 908 med en gjenget forbindelse 968. Mellomområdet 912 av rørdelen 902 er fortrinnsvis plassert i nær glidende kontakt med spindelen 906. The lower area 914 of the pipe part 902 is preferably connected to the shoe 908 with a threaded connection 968. The intermediate area 912 of the pipe part 902 is preferably placed in close sliding contact with the spindle 906.

Rørdelen 902 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel oljefeltrør, lavlegeringsstål, titan eller rustfritt stål. I en foretrukken utførelse, er rørdelen 902 fremstilt av oljefeltrør for optimalt å gi tilnærmet de samme mekaniske egenskaper som rørdelen 915. I en spesielt foretrukken utførelse, har rørdelen 902 en plastisk bruddstyrke i området fra 40.000 til 135.000 psi for optimalt å gi tilnærmet samme bruddegenskaper som rørdelen 915. Tubing member 902 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as oilfield tubing, low alloy steel, titanium, or stainless steel. In a preferred embodiment, the pipe section 902 is made from oilfield tubing to optimally provide approximately the same mechanical properties as the pipe section 915. In a particularly preferred embodiment, the pipe section 902 has a plastic fracture strength in the range of 40,000 to 135,000 psi to optimally provide approximately the same fracture characteristics like pipe section 915.

Veggtykkelsen av de øvre, mellomliggende og nedre områder 910, 912 og 914 av rørdelen 902 kan være i området fra omkring 1/16 til 1,5 tommer (1,588 til 38,lmm). I en foretrukken utførelse, er veggtykkelsen av de øvre, mellomliggende og nedre områder 910, 912 og 914 av rørdelen 902 i området fra omkring 1/8 til 1,25 tommer (3,175 til 31,75mm), for optimalt for å gi veggtykkelser som er omtrent den samme som or rørdelen 915.1 en foretrukken utførelse, er veggtykkelsen av de nedre område 914 mindre enn eller lik veggtykkelsen av det øvre område 910 for optimalt for å frembringe en geometri som vil passe inn i tette klaringer i et borehull. The wall thickness of the upper, intermediate, and lower regions 910, 912, and 914 of the tube portion 902 may range from about 1/16 to 1.5 inches (1.588 to 38.1mm). In a preferred embodiment, the wall thicknesses of the upper, intermediate, and lower regions 910, 912, and 914 of the tube portion 902 are in the range of about 1/8 to 1.25 inches (3.175 to 31.75 mm), for optimum to provide wall thicknesses that is approximately the same as the pipe portion 915.1 is a preferred embodiment, the wall thickness of the lower region 914 is less than or equal to the wall thickness of the upper region 910 for optimally producing a geometry that will fit into tight clearances in a borehole.

Den ytre diameter av de øvre, mellomliggende og nedre områder 910, 912 og 914 av rørdelen 902 kan være i området, for eksempel fra 1,05 til 48 tommer (26,67 til 1219,2mm). I en foretrukken utførelse, er den ytre diameter av de øvre, mellomliggende og nedre områder 910, 912 og 914 i rørdelen 902 i området fra omkring 3,5 til 19 tommer (88,9 til 482,6mm) for optimalt å frembringe evnen til å ekspandere de mest vanlig brukte oljefeltrør. The outer diameter of the upper, intermediate, and lower regions 910, 912, and 914 of the tube portion 902 may range, for example, from 1.05 to 48 inches (26.67 to 1219.2 mm). In a preferred embodiment, the outer diameter of the upper, intermediate, and lower regions 910, 912, and 914 of the tube portion 902 ranges from about 3.5 to 19 inches (88.9 to 482.6mm) to optimally provide the ability to to expand the most commonly used oil field pipes.

Lengden av rørdelen 902 er fortrinnsvis begrenset til mellom 2 til 5 fot (60,96 til 152,4cm) for optimalt å gi nok lengde til å inneholde spindelen 906 og et legeme av smøremiddel. The length of the tube portion 902 is preferably limited to between 2 to 5 feet (60.96 to 152.4 cm) to optimally provide enough length to contain the spindle 906 and a body of lubricant.

Rørdelen 902 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige rørdeler modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, består rørdelen 902 av Oilfield Country Tubular Goods tilgjengelig fra forskjellige stålverk i USA. Rørdelen 915 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige rørdeler modifisert ifølge opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken ut-førelse, omfatter rørdelen 915 Oilfield Country Tubular Goods tilgjengelig fra forskjellige stålverk i USA. The pipe part 902 may comprise any of a number of conventional, commercially available pipe parts modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the tubular portion 902 consists of Oilfield Country Tubular Goods available from various steel mills in the United States. The pipe part 915 may comprise any of a number of conventional, commercially available pipe parts modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the tubing comprises 915 Oilfield Country Tubular Goods available from various steel mills in the United States.

De forskjellige elementer av rørdelen 902 kan koples ved bruk av hvilket som helst av et antall konvensjonelle prosesser, som for eksempel gjengede forbindelser, sveising eller maskinering fra ett stykke. I en foretrukken utførelse, er de forskjellige elementer av rørdelene 902 koplet ved bruk av sveising. Rørdelen 902 kan omfatte et antall rørelementer som er koplet ende mot ende. De forskjellige elementer av rørdelen 915 kan koples ved bruk av hvilket som helst av et antall konvensjonelle prosesser, som for eksempel gjengede forbindelser, sveising eller maskinering fra ett stykke. I en foretrukken utførelse, er de forskjellige elementer av rørdelen 915 koplet ved bruk av sveising. Rørdelen 915 kan omfatte et antall rørelementer som er koplet ende mot ende. Rørdelene 902 og 915 kan koples ved hvilket som helst av et antall konvensjonelle prosesser, som for eksempel gjengede forbindelser, sveising eller maskinering fra ett stykke. The various elements of the pipe member 902 may be connected using any of a number of conventional processes, such as threaded connections, welding or machining from one piece. In a preferred embodiment, the different elements of the pipe parts 902 are connected using welding. The pipe part 902 can comprise a number of pipe elements which are connected end to end. The various elements of the pipe member 915 may be connected using any of a number of conventional processes, such as threaded connections, welding or machining from one piece. In a preferred embodiment, the different elements of the tube part 915 are connected using welding. The pipe part 915 can comprise a number of pipe elements which are connected end to end. The pipe members 902 and 915 may be connected by any of a number of conventional processes, such as threaded connections, welding or machining from one piece.

Støttedelen 904 omfatter fortrinnsvis en innerstrengadapter 916, en fluidumpassasje 918, en øvre føring 902, og en kopling 922. Under operasjon av apparatet 900, vil støttedelen 904 fortrinnsvis understøtte apparatet 900 under bevegelse av apparatet 900 inne i et brønnhull. Støttedelen 904 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The support part 904 preferably comprises an inner string adapter 916, a fluid passage 918, an upper guide 902, and a coupling 922. During operation of the apparatus 900, the support part 904 will preferably support the apparatus 900 during movement of the apparatus 900 inside a wellbore. The support part 904 preferably has an essentially ring-shaped cross-section.

Støttedelen 904 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel oljefeltrør, lavlegeringsstål, spolet rør eller rustfritt stål. I en foretrukken utførelse, er støttedelen 904 fremstilt av lavlegeringsstål for optimalt å gi høy bruddstyrke. The support member 904 may be fabricated from any of a number of commercially available materials, such as oilfield tubing, low alloy steel, coiled tubing, or stainless steel. In a preferred embodiment, the support part 904 is made of low alloy steel to optimally provide high breaking strength.

Innerstrengadapteren 916 er fortrinnsvis koplet til og understøttet ved en konvensjonell borestrengstøtte fra et sted på overflaten. Innerstrengadapteren 916 kan være koplet til en konvensjonell borestrengstøtte 971 ved en gjenget forbindelse 970. The inner string adapter 916 is preferably connected to and supported by a conventional drill string support from a surface location. The inner string adapter 916 may be connected to a conventional drill string support 971 by a threaded connection 970.

Fluidumpassasjen 918 er fortrinnsvis brukt til å lede fluida og andre materiale til og fra apparatet 900. I en foretrukken utførelse, er fluidumpassasjen 918 fluidumkoplet til fluidumpassasje 952. I en foretrukken utførelse, blir fluidumpassasjen 918 brukt til å lede herdbart flytende tetningsmateriale til og fra apparatet 900.1 en spesielt foretrukken utførelse, kan fluidumpassasjen 918 omfatte en eller flere trykkutløsningspassasjer (ikke illustrert) for å utløse fluidumtrykk ved plassering av apparatet 900 inne i et brønnhull. I en foretrukken utførelse, er fluidumpassasjen 918 plassert langs en langsgående senterlinje for apparatet 900.1 en foretrukken utførelse, er fluidumpassasjen 918 valgt til å tillate en transport av herdbare flytende materialer ved operasjonstrykk i området fra omkring 0 til 9000 psi. The fluid passage 918 is preferably used to conduct fluids and other materials to and from the apparatus 900. In a preferred embodiment, the fluid passage 918 is fluid coupled to fluid passage 952. In a preferred embodiment, the fluid passage 918 is used to conduct curable liquid sealing material to and from the apparatus 900.1 a particularly preferred embodiment, the fluid passage 918 may include one or more pressure release passages (not illustrated) to release fluid pressure upon placement of the apparatus 900 within a wellbore. In a preferred embodiment, the fluid passage 918 is located along a longitudinal centerline of the apparatus 900. In a preferred embodiment, the fluid passage 918 is selected to permit the transport of curable liquid materials at operating pressures in the range of about 0 to 9000 psi.

Den øvre føring 920 er koplet til et øvre område av støttedelen 904. Den øvre føring 920 er fortrinnsvis tilpasset til å sentrere støttedelen 904 inne i rørdelen 915. Den øvre føring 920 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle føringsdeler, modifisert ifølge opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, består føringen 920 av en innerstrengadapter, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å føre apparatet 900 inne i rørdelen 915. The upper guide 920 is coupled to an upper region of the support member 904. The upper guide 920 is preferably adapted to center the support member 904 within the pipe member 915. The upper guide 920 may comprise any of a number of conventional guide members, modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the guide 920 consists of an inner string adapter, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally guide the apparatus 900 within the pipe section 915.

Koplingen 922 kopler støttedelen 904 til spindelen 906. Koplingen 922 omfatter fortrinnsvis en konvensjonelt gjenget forbindelse. The coupling 922 connects the support part 904 to the spindle 906. The coupling 922 preferably comprises a conventional threaded connection.

De forskjellige elementer av støttedelen 904 kan koples ved bruk av hvilket som helst av et antall konvensjonelle prosesser, som for eksempel sveising, gjengede forbindelser eller maskinering fra ett stykke. I en foretrukken utførelse, er de forskjellige elementer av støttedelen 904 koplet ved bruk av gjengede forbindelser. The various elements of the support member 904 may be connected using any of a number of conventional processes, such as welding, threaded connections, or machining from one piece. In a preferred embodiment, the various elements of the support part 904 are connected using threaded connections.

Spindelen 906 omfatter fortrinnsvis en holder 924, en gummikopp 926, en ekspansjonskon 928, en nedre konholder 930, et legeme av sement 932, en nedre føring 934, en forlengelseshylse 936, et avstandsstykke 938, et hus 940, et tetningshylse 942, en øvre konholder 944, en smørespindel 946, en smørehylse 948, en føring 950, og en fluidumpassasje 952. The spindle 906 preferably comprises a holder 924, a rubber cup 926, an expansion cone 928, a lower cone holder 930, a body of cement 932, a lower guide 934, an extension sleeve 936, a spacer 938, a housing 940, a sealing sleeve 942, an upper cone holder 944, a lubrication spindle 946, a lubrication sleeve 948, a guide 950, and a fluid passage 952.

Holderen 924 er koplet til smørespindelen 946, smørehylsen 948, og gummikoppen 926. Holderen 924 kopler gummikoppen 926 til smørehylsen 948. Holderen 924 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. Holderen 924 kan omfatte hvilket som helst av et antall kommersielt tilgjengelige holdere, som for eksempel slissede fjærpinner eller rullepinner. The holder 924 is connected to the lubrication spindle 946, the lubrication sleeve 948, and the rubber cup 926. The holder 924 connects the rubber cup 926 to the lubrication sleeve 948. The holder 924 preferably has an essentially annular cross-section. The holder 924 may comprise any of a number of commercially available holders, such as slotted spring pins or roller pins.

Gummikoppen 926 er koplet til holderen 924, smørespindelen 946 og smørehylsen 948. Gummikoppen 926 hindrer inntrengning av fremmedmaterialer inn i det indre område 972 av rørdelen 902 nedenfor gummikoppen 926. Gummikoppen 926 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige gummikopper, som for eksempel TP-kopper eller Selective Injection Packer (SlP)-kopp. I en foretrukken utførelse, består gummikoppen 926 av en SIP-kopp, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å blokkere fremmedmaterialer. The rubber cup 926 is connected to the holder 924, the lubrication spindle 946 and the lubrication sleeve 948. The rubber cup 926 prevents the ingress of foreign materials into the interior area 972 of the tube portion 902 below the rubber cup 926. The rubber cup 926 may comprise any of a number of conventional, commercially available rubber cups, which for example TP cups or Selective Injection Packer (SlP) cup. In a preferred embodiment, the rubber cup 926 consists of a SIP cup, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally block foreign materials.

I en spesielt foretrukken utførelse, er et legeme av smøremiddel visere anordnet i det indre område 972 av rørdelen 902 for å smøre grensesnittet mellom de ytre overflater av spindelen 902 og den indre overflate av rørdelen 902 og 915. Smøremidlet kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige smøremidler, som for eksempel Lubriplate, klorbaserte smøremidler, oljebaserte smøremidler eller Climax 1500 Antisieze (3100). I en foretrukken ut-førelse, omfatter smøremidlet Climax 1500 Antisieze (3100) tilgjengelig fra Climax Lubricants and Equipment Co. i Houston Texas, for optimalt å frembringe smøring for å lette ekstrusjonsprosessen. In a particularly preferred embodiment, a body of lubricant is preferably disposed in the inner region 972 of the tubular member 902 to lubricate the interface between the outer surfaces of the spindle 902 and the inner surface of the tubular member 902 and 915. The lubricant may comprise any of a number of conventional, commercially available lubricants, such as Lubriplate, chlorine-based lubricants, oil-based lubricants or Climax 1500 Antisieze (3100). In a preferred embodiment, the lubricant comprises Climax 1500 Antisieze (3100) available from Climax Lubricants and Equipment Co. in Houston Texas, to optimally produce lubrication to facilitate the extrusion process.

Ekspansjonskonen 928 er koplet til den nedre konholder 930, legemet av sement 932, den nedre føring 934, forlengelseshylsen 936, huset 940 og den øvre konholder 944.1 en foretrukken utførelse, under operasjon av apparatet 900, blir rør-delene 902 og 915 ekspandert fra den ytre overflate av ekspansjonskonen 928. I en foretrukken utførelse, er aksiell bevegelse av ekspansjonskonen 928 hindret ved den nedre konholder 930, huset 940 og den øvre konholder 944. Indre radiell bevegelse av ekspansjonskonen 928 er hindret ved legemet av sement 932, huset 940 og den øvre konholder 944. The expansion cone 928 is connected to the lower cone holder 930, the body of cement 932, the lower guide 934, the extension sleeve 936, the housing 940 and the upper cone holder 944. In a preferred embodiment, during operation of the apparatus 900, the pipe sections 902 and 915 are expanded from the outer surface of the expansion cone 928. In a preferred embodiment, axial movement of the expansion cone 928 is prevented by the lower cone holder 930, the housing 940 and the upper cone holder 944. Internal radial movement of the expansion cone 928 is prevented by the body of cement 932, the housing 940 and the upper cone holder 944.

Ekspansjonskonen 928 har fortrinnsvis i hovedsak ringformet tverrsnitt. Den ytre diameter av ekspansjonskonen 928 er fortrinnsvis avsmalnet for å frembringe en konisk form. Veggtykkelsen av ekspansjonskonen 928 kan for eksempel være i området fra omkring 0,125 til 3 tommer (3,175 til 76,2 mm). I en foretrukken ut-førelse, er veggtykkelsen av ekspansjonskonen 928 i området fra omkring 0,25 til 0,75 tommer (6,35 til 19,05mm) for optimalt å gi en tilstrekkelig kompresjonsstyrke med et minimum av materiale. Maksimum og minimum ytre diametere av ekspansjonskonen 928 kan for eksempel være i området fra 1 til 47 tommer. I en foretrukken utførelse, er maksimum og minimum ytre diametere av ekspansjonskonen 928 i området fra omkring 3,5 til 19 tommer (88,9 til 482,6 mm) for optimalt og gi ekspansjon av generelt tilgjengelige oljefeltrør. The expansion cone 928 preferably has an essentially annular cross-section. The outer diameter of the expansion cone 928 is preferably tapered to produce a conical shape. For example, the wall thickness of the expansion cone 928 may range from about 0.125 to 3 inches (3.175 to 76.2 mm). In a preferred embodiment, the wall thickness of the expansion cone 928 is in the range of about 0.25 to 0.75 inches (6.35 to 19.05 mm) to optimally provide sufficient compressive strength with a minimum of material. For example, the maximum and minimum outer diameters of the expansion cone 928 may range from 1 to 47 inches. In a preferred embodiment, the maximum and minimum outer diameters of the expansion cone 928 range from about 3.5 to 19 inches (88.9 to 482.6 mm) to optimally provide expansion of generally available oil field tubing.

Ekspansjonskonen 928 kan være fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel keramikk, verktøystål, titan eller lavlegeirngsstål. I en foretrukken utførelse, er ekspansjonskonen 928 fremstilt av verktøystål for optimalt å gi høy styrke og abrasjonsmotstand. Overflatehårdheten av den ytre overflate av ekspansjonskonen 928 kan for eksempel være i området fra omkring 50 Rockwell C til 70 Rockwell C. I en foretrukken ut-førelse, er overflatehårdheten av den ytre overflate av ekspansjonskonen 928 i området fra omkring 58 Rockwell C til 62 Rockwell C for optimalt å gi høy bruddstyrke. I en foretrukken utførelse, er ekspansjonskonen 928 varmebehandlet for optimalt å gi en hard ytre overflate og et elastisk indre legeme for optimalt å gi en abrasjonsmotstand og fraktur-seighet. The expansion cone 928 may be made of any of a number of conventional, commercially available materials, such as ceramic, tool steel, titanium, or low alloy steel. In a preferred embodiment, the expansion cone 928 is manufactured from tool steel to optimally provide high strength and abrasion resistance. For example, the surface hardness of the outer surface of the expansion cone 928 may be in the range of about 50 Rockwell C to 70 Rockwell C. In a preferred embodiment, the surface hardness of the outer surface of the expansion cone 928 is in the range of about 58 Rockwell C to 62 Rockwell C C to optimally provide high breaking strength. In a preferred embodiment, the expansion cone 928 is heat treated to optimally provide a hard outer surface and an elastic inner body to optimally provide abrasion resistance and fracture toughness.

Den nedre konholder 930 er koplet til ekspansjonskonen 928 og huset 940.1 en foretrukken utførelse, blir aksiell bevegelse av ekspansjonskonen 928 hindret ved den nedre konholder 930. Den nedre konholder 930 har fortrinnsvis et i hovedsaken ringformet tverrsnitt. The lower cone holder 930 is connected to the expansion cone 928 and the housing 940. In a preferred embodiment, axial movement of the expansion cone 928 is prevented by the lower cone holder 930. The lower cone holder 930 preferably has an essentially annular cross-section.

Den nedre konholder 930 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel keramikk, verktøystål, titan eller lavlegeringsstål. I en foretrukken utførelse, er den nedre konholder 930 fremstilt av verktøystål for optimalt å gi høy styrke og abrasjonsmotstand. Overflatehårdheten av den ytre overflate av den nedre konholder 930 kan for eksempel være i området fra 50 Rockwell C til 70 Rockwell C. I en foretrukken utførelse, er overflatehårdheten av den ytre overflate av ned nedre konholder 930 i området fra omkring 58 Rockwell C til 62 Rockwell C for optimalt å gi høy bruddstyrke. I en foretrukken utførelse, er den nedre konholder 930 varmebehandlet for optimalt å frembringe en hard ytre overflate og et elastisk indre legeme for optimalt å frembringe abrasjonsmotstand og fraktur-seighet. The lower cone holder 930 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as ceramic, tool steel, titanium, or low alloy steel. In a preferred embodiment, the lower cone holder 930 is manufactured from tool steel to optimally provide high strength and abrasion resistance. For example, the surface hardness of the outer surface of the lower cone holder 930 may be in the range of 50 Rockwell C to 70 Rockwell C. In a preferred embodiment, the surface hardness of the outer surface of the lower cone holder 930 is in the range of about 58 Rockwell C to 62 Rockwell C to optimally provide high breaking strength. In a preferred embodiment, the lower cone holder 930 is heat treated to optimally produce a hard outer surface and a resilient inner body to optimally produce abrasion resistance and fracture toughness.

I en foretrukken utførelse, er den nedre konholder 930 og ekspansjonskonen 928 utformet som et enhetlig element i ett stykke, for å redusere antallet komponenter og å øke apparatets totale styrke. Den ytre overflate av den nedre konholder 930 er fortrinnsvis tilpasset med den indre overflate av rørdelene 902 og 915. In a preferred embodiment, the lower cone holder 930 and the expansion cone 928 are formed as a unitary one-piece element, to reduce the number of components and to increase the overall strength of the apparatus. The outer surface of the lower cone holder 930 is preferably adapted to the inner surface of the pipe parts 902 and 915.

Sementlegemet 932 er plassert inne i det indre av spindelen 906. Sementlegemet 932 danner en indre lagerstruktur for spindelen 906. Sementlegemet 932 kan videre lett bores ut ved bruk av en konvensjonell boreanordning. På denne måten, kan spindelen 906 lett fjernes ved bruk av en konvensjonell boreanordning. The cement body 932 is placed inside the interior of the spindle 906. The cement body 932 forms an internal bearing structure for the spindle 906. The cement body 932 can also be easily drilled out using a conventional drilling device. In this way, the spindle 906 can be easily removed using a conventional drilling device.

Sementlegemet 932 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige sementsammensetninger. Alternativt, kan aluminium, støpejern eller annet borbart materiale, sammensetning eller aggregatmateriale brukes i stedet for sement. Legemet av sement 932 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The cement body 932 may comprise any of a number of conventional, commercially available cement compositions. Alternatively, aluminum, cast iron or other drillable material, composition or aggregate material may be used in place of cement. The body of cement 932 preferably has an essentially ring-shaped cross-section.

Den nedre føring 934 er koplet til forlengelseshylsen 936 og huset 940. Under operasjon av apparatet 900, vil den nedre føring 934 fortrinnsvis hjelpe med å føre bevegelsen av apparatet 906 inn i rørdelen 902. Den nedre føring 934 har fortrinnsvis et i hovedsak et ringformet tverrsnitt. The lower guide 934 is coupled to the extension sleeve 936 and the housing 940. During operation of the apparatus 900, the lower guide 934 will preferably assist in guiding the movement of the apparatus 906 into the tube portion 902. The lower guide 934 preferably has a substantially annular cross section .

Den nedre føring 934 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel oljefeltrør, lavlegeringsstål eller rustfritt stål. I en foretrukken utførelse er den nedre føring 934 fremstilt av lavlegeringsstål for optimalt å frembringe høy bruddstyrke. Den ytre overflate av den nedre føring 934 er fortrinnsvis tilpasset til den indre overflate av rørdelen 902 for å gi en glidende tilpasning. The lower guide 934 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as oilfield tubing, low alloy steel, or stainless steel. In a preferred embodiment, the lower guide 934 is made of low alloy steel to optimally produce high breaking strength. The outer surface of the lower guide 934 is preferably matched to the inner surface of the pipe member 902 to provide a sliding fit.

Forlengelseshylsen 936 er koplet til den nedre føring 934 og huset 940. Under operasjon av apparatet 900, vil forlengelseshylsen 936 fortrinnsvis hjelpe med å føre bevegelsen av spindelen 906 inne i rørdelen 902. Forlengelseshylsen 936 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. Forlengelseshylsen 936 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel oljefeltrør, lavlegeringsstål eller rustfritt stål. I en foretrukken ut-førelse, er forlengelseshylsen 936 fremstilt av lavlegeringsstål for optimalt å gi høy bruddstyrke. Den ytre overflate av forlengelseshylsen 936 er fortrinnsvis tilpasset med en indre overflate av rørdelen 902 for å danne en glidende tilpasning. I en foretrukken utførelse, er forlengelseshylsen 936 og den nedre føring 934 utformet som et enhetlig element i ett stykke, for å minimalisere antallet av komponenter og å øke apparatets styrke. The extension sleeve 936 is connected to the lower guide 934 and the housing 940. During operation of the apparatus 900, the extension sleeve 936 will preferably assist in guiding the movement of the spindle 906 within the tube portion 902. The extension sleeve 936 preferably has a substantially annular cross-section. The extension sleeve 936 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as oilfield tubing, low alloy steel, or stainless steel. In a preferred embodiment, the extension sleeve 936 is manufactured from low alloy steel to optimally provide high breaking strength. The outer surface of the extension sleeve 936 is preferably matched with an inner surface of the pipe member 902 to form a sliding fit. In a preferred embodiment, the extension sleeve 936 and the lower guide 934 are formed as a unitary one-piece element to minimize the number of components and to increase the strength of the apparatus.

Avstandsstykket 938 er koplet til tetningshylsen 942. Avstandsstykket 938 omfatter fortrinnsvis fluidumpassasjen 952, og er tilpasset til å passe sammen med forlengelsesrøret 960 av skoen 908. På denne måten, kan en plugg eller pil overføres fra overflaten gjennom fluidumpassasjene 918 og 952 inn i fluidumpassasjen 962. Avstandsstykket 938 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The spacer 938 is coupled to the sealing sleeve 942. The spacer 938 preferably includes the fluid passage 952, and is adapted to mate with the extension tube 960 of the shoe 908. In this way, a plug or arrow can be transferred from the surface through the fluid passages 918 and 952 into the fluid passage 962 The spacer 938 preferably has a substantially ring-shaped cross-section.

Avstandsstykket 938 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er avstandsstykket 938 fremstilt av aluminium for optimalt å gi borbarhet. Enden på avstandsstykket 938 er fortrinnsvis tilpasset med enden på forlengelsesrøret 960.1 en foretrukken utførelse, er avstandsstykket 938 og tetningshylsen 942 utformet som et enhetlig element i ett stykke, for å redusere antallet komponenter og øke apparatets styrke. The spacer 938 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the spacer 938 is made of aluminum to optimally provide drillability. The end of the spacer 938 is preferably fitted with the end of the extension tube 960. In a preferred embodiment, the spacer 938 and the sealing sleeve 942 are formed as a unitary element in one piece, to reduce the number of components and increase the strength of the apparatus.

Huset 940 er koplet til den nedre føring 934, forlengelseshylsen 936, ekspansjonskonen 928, sementlegemet 932, og den nedre konholder 930. Under operasjon av apparatet 900, vil huset 940 fortrinnsvis hindre indre radiell bevegelse av ekspansjonskonen 928. Huset 940 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The housing 940 is coupled to the lower guide 934, the extension sleeve 936, the expansion cone 928, the cement body 932, and the lower cone holder 930. During operation of the apparatus 900, the housing 940 will preferably prevent inward radial movement of the expansion cone 928. The housing 940 preferably has a substantially annular cross-section.

Huset 940 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel oljefeltrør, lavlegeringsstål eller rustfritt stål. I en foretrukken utførelse, er huset 940 fremstilt av lavlegeringsstål for optimalt å gi høy bruddstyrke. I en foretrukken utførelse, er den nedre føring 934, forlengelseshylsen 936 og huset 940 utformet som et enhetlig element i ett stykke, for å minimalisere antallet komponenter og øke apparatets styrke. The housing 940 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as oil field tubing, low alloy steel, or stainless steel. In a preferred embodiment, the housing 940 is manufactured from low alloy steel to optimally provide high breaking strength. In a preferred embodiment, the lower guide 934, the extension sleeve 936 and the housing 940 are formed as a unitary, one-piece element to minimize the number of components and increase the strength of the apparatus.

I en spesielt foretrukken utførelse, omfatter den indre overflate av huset 940 en eller flere fremspring for å lette forbindelsen mellom huset 940 og sementlegemet 932. In a particularly preferred embodiment, the inner surface of the housing 940 comprises one or more protrusions to facilitate the connection between the housing 940 and the cement body 932.

Tetningshylsen 942 er koplet til støttedelen 904, legemet av sement 932, avstandsstykket 938, og den øvre konholder 944. Under operasjon av apparatet, vil tetningshylsen 942 fortrinnsvis gi understøttelse for spindelen 906. Tetningshylsen 942 er fortrinnsvis koplet til støttedelen 904 ved bruk av koplingen 922. Tetningshylsen 942 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The sealing sleeve 942 is connected to the support part 904, the body of cement 932, the spacer 938, and the upper cone holder 944. During operation of the apparatus, the sealing sleeve 942 will preferably provide support for the spindle 906. The sealing sleeve 942 is preferably connected to the support part 904 using the coupling 922 The sealing sleeve 942 preferably has an essentially ring-shaped cross-section.

Tetningshylsen 942 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er tetningshylsen 942 fremstilt av aluminium for optimalt å gi borbarhet av tetningshylsen 942. The sealing sleeve 942 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the sealing sleeve 942 is made of aluminum to optimally provide drillability of the sealing sleeve 942.

I en spesielt foretrukken utførelse, omfatter den ytre overflate av tetningshylsen 942 en eller flere fremspring for å lette forbindelsen mellom tetningshylsen 942 og sementlegemet 932. In a particularly preferred embodiment, the outer surface of the sealing sleeve 942 comprises one or more protrusions to facilitate the connection between the sealing sleeve 942 and the cement body 932.

I en spesielt foretrukken utførelse, er avstandsstykket 938 og tetningshylsen 942 enhetlig utformet som et element i ett stykke, for å minimalisere antallet komponenter. In a particularly preferred embodiment, spacer 938 and seal sleeve 942 are unitarily formed as a one-piece element to minimize the number of components.

Den øvre konholder 944 er koplet til ekspansjonskonen 928, tetningshylsen 942, og sementlegemet 932. Under operasjon av apparatet 900, vil den øvre konholder 944 fortrinnsvis hindre aksiell bevegelse av ekspansjonskonen 928. Den øvre konholder 944 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The upper cone holder 944 is connected to the expansion cone 928, the sealing sleeve 942, and the cement body 932. During operation of the apparatus 900, the upper cone holder 944 will preferably prevent axial movement of the expansion cone 928. The upper cone holder 944 preferably has an essentially annular cross-section.

Den øvre konholder 944 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er den øvre konholder 944 fremstilt av aluminium for å gi borbarhet til den øvre konholder 944. The upper cone holder 944 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the upper cone holder 944 is made of aluminum to provide drillability to the upper cone holder 944.

I en spesielt foretrukken utførelse, har den øvre konholder 944 en tverrsnittsform designet til å gi øket stivhet. I en spesielt foretrukken utførelse, har den øvre konholder 944 en tverrsnittsform som er i hovedsak l-formet for å gi øket stivhet og minimalisere mengden av materiale som måtte bores ut. In a particularly preferred embodiment, the upper cone holder 944 has a cross-sectional shape designed to provide increased stiffness. In a particularly preferred embodiment, the upper cone holder 944 has a cross-sectional shape that is substantially l-shaped to provide increased rigidity and minimize the amount of material that has to be drilled out.

Smørespindelen 946 er koplet til holderen 924, gummikoppen 926, den øvre konholder 944, smørehylsen 948, og føringen 950. Under operasjon av apparatet 900, inneholder smørespindelen 946 fortrinnsvis legemet av smøremiddel i det ringformede område 972 for å smøre grensesnittet mellom spindelen 906 og rørdelen 902. Smørespindelen 946 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. Lubricating spindle 946 is coupled to holder 924, rubber cup 926, upper cone holder 944, lubrication sleeve 948, and guide 950. During operation of apparatus 900, lubricating spindle 946 preferably contains the body of lubricant in annular region 972 to lubricate the interface between spindle 906 and the pipe member. 902. The lubrication spindle 946 preferably has an essentially ring-shaped cross-section.

Smørespindelen 946 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er smørespindelen 946 fremstilt av aluminium for optimalt å gi borbarhet for smørespindelen 946. The lubricator spindle 946 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the lubrication spindle 946 is manufactured from aluminum to optimally provide drillability for the lubrication spindle 946.

Smørehylsen 948 er koplet til smørespindelen 946, holderen 924, gummikoppen 926, den øvre konholder 944, smørehylsen 948 og føringen 950. Under operasjon av apparatet 900, vil smørehylsen 948 fortrinnsvis understøtte gummikoppen 926. Smørehylsen 948 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The lubrication sleeve 948 is connected to the lubrication spindle 946, the holder 924, the rubber cup 926, the upper cone holder 944, the lubrication sleeve 948 and the guide 950. During operation of the apparatus 900, the lubrication sleeve 948 will preferably support the rubber cup 926. The lubrication sleeve 948 preferably has a substantially annular cross-section.

Smørehylsen 948 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er smørehylsen 948 fremstilt av aluminium for optimalt å gi borbarhet til smørehylsen 948. The grease sleeve 948 can be made from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the lubrication sleeve 948 is manufactured from aluminum to optimally provide drillability to the lubrication sleeve 948.

Som illustrert på fig. 9c, er smørehylsen 948 understøttet av smørespindelen 946. Smørehylsen 948 understøtter i sin tur gummikoppen 926. Holderen 924 kopler gummikoppen 926 til smørehylsen 948.1 en foretrukken utførelse, er pakningen 949a og 949b anordnet mellom smørespindelen 946, smørehylsen 948 og gummikoppen 926 for optimalt å forsegle det indre område 972 av rørdelen 902. As illustrated in fig. 9c, the lubrication sleeve 948 is supported by the lubrication spindle 946. The lubrication sleeve 948 in turn supports the rubber cup 926. The holder 924 connects the rubber cup 926 to the lubrication sleeve 948.1 a preferred embodiment, the gasket 949a and 949b are arranged between the lubrication spindle 946, the lubrication sleeve 948 and the rubber cup 926 to optimally seal the inner region 972 of the tube part 902.

Føringen 950 er koplet til smørespindelen 946, holderen 924, og smørehylsen 948. Under operasjon av apparatet 900, vil føringen 950 fortrinnsvis lede apparatet på støttedelen 904. Føringen 950 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The guide 950 is connected to the lubrication spindle 946, the holder 924, and the lubrication sleeve 948. During operation of the device 900, the guide 950 will preferably guide the device on the support part 904. The guide 950 preferably has an essentially annular cross-section.

Føringen 950 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er føringen 950 fremstilt av aluminium for optimalt å gi borbarhet til føringen 950. The guide 950 may be made of any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the guide 950 is made of aluminum to optimally provide drillability to the guide 950.

Fluidumpassasjen 952 er koplet til spindelen 906. Under operasjon av apparatet 900, vil fluidumpassasjen 952 fortrinnsvis lede herdbare flytende materialer. I en foretrukken utførelse, er fluidumpassasjen 952 plassert rundt en senterlinje for apparatet 900.1 en spesielt foretrukken utførelse, er fluidumpassasjen 952 tilpasset til å lede herdbare flytende materialer ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 9000 psi og 0 til 3000 gallon per minutt for optimalt å gi trykk og strømningsmengder for å forskyve og sirkulere fluida under installasjon av apparatet 900. The fluid passage 952 is connected to the spindle 906. During operation of the apparatus 900, the fluid passage 952 will preferably conduct curable liquid materials. In a preferred embodiment, the fluid passage 952 is located about a centerline of the apparatus 900. In a particularly preferred embodiment, the fluid passage 952 is adapted to conduct curable liquid materials at pressures and flow rates in the range of about 0 to 9000 psi and 0 to 3000 gallons per minute for optimally providing pressure and flow rates to displace and circulate fluids during installation of the apparatus 900.

De forskjellige elementer av spindelen 906 kan være koplet ved bruk av et antall konvensjonelle prosesser, som for eksempel gjengede forbindelser, sveisede forbindelser eller sementering. I en foretrukken utførelse, er de forskjellige elementer av spindelen 906 koplet ved bruk av gjengede forbindelser og sementering. The various elements of spindle 906 may be connected using a number of conventional processes, such as threaded connections, welded connections or cementation. In a preferred embodiment, the various elements of spindle 906 are connected using threaded connections and cementing.

Skoen 908 omfatter fortrinnsvis et hus 954, et legeme av sement 956, en tettende hylse 958, et forlengelsesrør 960, en fluidumpassasje 962, og en eller flere utløpsdyser 964. The shoe 908 preferably comprises a housing 954, a body of cement 956, a sealing sleeve 958, an extension tube 960, a fluid passage 962, and one or more outlet nozzles 964.

Huset 954 er koplet til legemet av sement 956 og det nedre område 914 av rørdelen 902. Under operasjon av apparatet 900, vil huset 954 fortrinnsvis kople det nedre område av rørdelen 904 til skoen 908 for å lette ekstrudering og plassering av rørdelen 902. Huset 954 har fortrinnsvis et i hovedsak ringformet tverrsnitt. The housing 954 is coupled to the body of cement 956 and the lower region 914 of the tubular member 902. During operation of the apparatus 900, the housing 954 will preferably couple the lower region of the tubular member 904 to the shoe 908 to facilitate extrusion and placement of the tubular member 902. The housing 954 preferably has an essentially ring-shaped cross-section.

Huset 954 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål eller aluminium. I en foretrukken utførelse, er huset 954 fremstilt av aluminium for optimalt å gi borbarhet til huset 954. Housing 954 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel or aluminum. In a preferred embodiment, the housing 954 is made of aluminum to optimally provide drillability to the housing 954.

I en spesielt foretrukken utførelse, omfatter den indre overflate av huset 954 en eller flere fremspring for å lette forbindelsen mellom legemet av sement 956 og huset 954. In a particularly preferred embodiment, the inner surface of housing 954 includes one or more protrusions to facilitate connection between the body of cement 956 and housing 954.

Legemet av sement 956 er koplet til huset 954, og tetningshylsen 958. I en foretrukken utførelse, er sammensetningen av sementlegemet 956 valgt til å tillate at legemet av sement lett kan bores ut ved bruk av konvensjonelle boremaskiner og prosesser. The body of cement 956 is coupled to the housing 954, and the sealing sleeve 958. In a preferred embodiment, the composition of the cement body 956 is chosen to allow the body of cement to be easily drilled out using conventional drilling machines and processes.

Sammensetningen av sementlegemet 956 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle sementsammensetninger. I en alternativ utførelse, kan et borbart materiale som for eksempel aluminium eller jern brukes i stedet for sement 956. The composition of the cement body 956 may comprise any of a number of conventional cement compositions. In an alternative embodiment, a drillable material such as aluminum or iron can be used instead of cement 956.

Tetningshylsen 958 er koplet til sementlegemet 956, forlengelsesrøret 960, fluidumpassasjen 962, og en eller flere utløpsdyser 964. Under operasjon av apparatet 900, er tetningshylsen 958 fortrinnsvis tilpasset til å lede et herdbart flytende materiale fra fluidumpassasjen 952 inn i fluidumpassasjen 962 og deretter til utløpsdysene 964 for å injisere det herdbare fluidummateriale inn i et ringformet område utenfor rør-delen 902.1 en foretrukken utførelse, under operasjon av apparatet 900, omfatter tet ningshylsen videre en innløpsgeometri som kan tillate at en konvensjonell plugg eller pil 974 blir festet i innløpet til tetningshylsen 958. På denne måten, kan fluidumpassasjen 962 bli blokkert, og dermed fluidum-isolere det indre område 966 av rørdelen 902. The sealing sleeve 958 is coupled to the cement body 956, the extension tube 960, the fluid passage 962, and one or more outlet nozzles 964. During operation of the apparatus 900, the sealing sleeve 958 is preferably adapted to direct a curable liquid material from the fluid passage 952 into the fluid passage 962 and then to the outlet nozzles 964 to inject the curable fluid material into an annular region outside of the tube portion 902. In a preferred embodiment, during operation of the apparatus 900, the sealing sleeve further comprises an inlet geometry which may allow a conventional plug or arrow 974 to be secured in the inlet of the sealing sleeve 958 In this way, the fluid passage 962 can be blocked, thereby fluid-isolating the inner region 966 of the tube portion 902.

I en foretrukken utførelse, har tetningshylsen 958 et i hovedsak ringformet tverrsnitt. Tetningshylsen 958 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er tetningshylsen 958 fremstilt av aluminium for å gi borbarhet til tetningshylsen 958. In a preferred embodiment, the sealing sleeve 958 has a substantially annular cross-section. The sealing sleeve 958 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the seal sleeve 958 is made of aluminum to provide drillability to the seal sleeve 958.

Forlengelsesrøret 960 er koplet til tetningshylsen 958, fluidumpassasjen 962, og en eller flere utløpsdyser 964. Under operasjon av apparatet 900, er forlengelsesrøret 960 fortrinnsvis tilpasset til å lede et herdbart flytende materiale fra fluidumpassasjen 952 inn i fluidumpassasjen 962 og deretter inn i utløpsdysene 964 for å injisere det herdbare flytende materiale inn i et ringrom utenfor rørdelen 902.1 en foretrukken utførelse, under operasjon av apparatet 900, omfatter tetningshylsen videre en innløpsgeometri som tillater at en konvensjonell plugg eller pil 934 blir festet i innløpet til tetningshylsen 958. På denne måten, blir fluidumpassasjen 962 blokkert, og isolerer dermed det indre område 966 av rørdelen 902. I en foretrukken utførelse, er en ende av forlengelsesrøret 960 tilpasset med en ende av avstandsstykket 938 for optimalt å lette overføringen av materiale mellom de to. The extension tube 960 is connected to the sealing sleeve 958, the fluid passage 962, and one or more outlet nozzles 964. During operation of the apparatus 900, the extension tube 960 is preferably adapted to direct a curable liquid material from the fluid passage 952 into the fluid passage 962 and then into the outlet nozzles 964 for to inject the curable liquid material into an annulus outside the tube portion 902.1 a preferred embodiment, during operation of the apparatus 900, the seal sleeve further comprises an inlet geometry that allows a conventional plug or arrow 934 to be secured in the inlet of the seal sleeve 958. In this way, the fluid passage 962 is blocked, thereby isolating the inner region 966 of the tube portion 902. In a preferred embodiment, one end of the extension tube 960 is matched with one end of the spacer 938 to optimally facilitate the transfer of material between the two.

I en foretrukken utførelse, har forlengelsesrøret 960 i hovedsak ringformet tverrsnitt. Forlengelsesrøret 960 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som for eksempel stål, aluminium eller støpejern. I en foretrukken utførelse, er forlengelsesrøret fremstilt av aluminium for optimalt å gi borbarhet til forlengelsesrøret 960. In a preferred embodiment, the extension tube 960 has a substantially annular cross-section. The extension tube 960 can be made from any of a number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. In a preferred embodiment, the extension tube is made of aluminum to optimally provide drillability to the extension tube 960.

Fluidumpassasjen 962 er koplet til tetningshylsen 958, forlengelsesrøret 960, og en eller flere utløpsdyser 964. Under operasjon av apparatet 900, vil fluidumpassasjen 962 fortrinnsvis lede herdbare flytende materialer. I en foretrukken utførelse, er fluidumpassasjen 962 plassert rundt senterlinjen for apparatet 900. I en spesielt foretrukken utførelse, er fluidumpassasjen 962 tilpasset til å lede herdbare flytende materialer ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 9000 psi og 0 til 3000 gallon per minutt for optimalt å frembringe fluida i operativt effektive mengder. The fluid passage 962 is connected to the sealing sleeve 958, the extension tube 960, and one or more outlet nozzles 964. During operation of the apparatus 900, the fluid passage 962 will preferentially conduct curable liquid materials. In a preferred embodiment, the fluid passage 962 is located about the centerline of the apparatus 900. In a particularly preferred embodiment, the fluid passage 962 is adapted to conduct curable liquid materials at pressures and flow rates in the range of about 0 to 9000 psi and 0 to 3000 gallons per minute. to optimally produce fluids in operationally effective quantities.

Utløpsdysene 964 er koplet til tetningshylsen 958, forlengelsesrøret 960 og fluidumpassasjen 962. Under operasjon av apparatet 900, vil utløpsdysene 964 fortrinnsvis lede herdbare flytende materialer fra fluidumpassasjen 962 til et område utenfor apparatet 900.1 en foretrukken utførelse, omfatter skoen 908 et antall utløps-dyser 964. The outlet nozzles 964 are connected to the sealing sleeve 958, the extension tube 960 and the fluid passage 962. During operation of the apparatus 900, the outlet nozzles 964 will preferably direct curable liquid materials from the fluid passage 962 to an area outside the apparatus 900. In a preferred embodiment, the shoe 908 includes a number of outlet nozzles 964 .

I en foretrukken utførelse, omfatter utløpsdysene passasjer som er boret i huset 954 og legemet av sement 956 for å forenkle konstruksjonen av apparatet 900. In a preferred embodiment, the outlet nozzles include passages drilled in the housing 954 and the body of cement 956 to simplify the construction of the apparatus 900.

De forskjellige elementer av skoen 908 kan koples ved bruk av hvilket som helst av et antall konvensjonelle prosesser, som for eksempel gjengede forbindelser, sement eller maskinering fra et stykke materiale. I en foretrukken utførelse, er de forskjellige elementer av skoen 908 koplet ved bruk av sement. The various elements of the shoe 908 may be connected using any of a number of conventional processes, such as threaded connections, cement, or machining from a piece of material. In a preferred embodiment, the various elements of the shoe 908 are connected using cement.

I en foretrukken utførelse, blir enheten 900 operert i hovedsak som beskrevet ovenfor med henvisning til fig. 1-8, for å skape en ny seksjon av foringsrør i et brønn-hull eller til å reparere et foringsrør eller en rørledning. In a preferred embodiment, the unit 900 is operated substantially as described above with reference to FIG. 1-8, to create a new section of casing in a well hole or to repair a casing or pipeline.

Spesielt, for å forlenge et brønnhull inn i en underjordisk formasjon blir en borestreng brukt på en kjent måte til å bore ut materiale fra den underjordiske formasjon for å utforme en ny seksjon. In particular, to extend a wellbore into an underground formation, a drill string is used in a known manner to drill out material from the underground formation to form a new section.

Apparatet 900 for å utforme et borehull-foringsrør i en underjordisk formasjon blir så plassert i den nye seksjon av borehullet. I en spesielt foretrukken ut-førelse, omfatter apparatet 900 rørdelen 915.1 en foretrukken utførelse, blir et herdbart flytende tetningsmateriale pumpet fra et sted på overflaten inn i fluidumpassasjen 918. Det herdbare flytende tetningsmateriale passerer så fra fluidumpassasjen 918 inn i det indre område 966 av rørdelen 902, nedenfor spindelen 906. Det herdbare flytende tetningsmateriale passerer så fra det indre område 966 og inn i fluidumpassasjen 962. Det herdbare flytende tetningsmateriale kommer så ut av apparatet 900 via utløps-dysene 964, og fyller et ringrom mellom det ytre av rørdelen 902 og den indre veggen av den nye seksjon av brønnhullet. Fortsatt pumping av det herdbare flytende tetningsmateriale forårsaker at materialet fyller opp i det minste en del av ringrommet. The apparatus 900 for forming a borehole casing in a subterranean formation is then placed in the new section of the borehole. In a particularly preferred embodiment, the apparatus 900 comprises the pipe part 915.1 in a preferred embodiment, a curable liquid sealing material is pumped from a location on the surface into the fluid passage 918. The curable liquid sealing material then passes from the fluid passage 918 into the inner region 966 of the pipe part 902, below the spindle 906. The curable liquid sealing material then passes from the inner area 966 into the fluid passage 962. The curable liquid sealing material then exits the apparatus 900 via the outlet nozzles 964, filling an annular space between the outside of the tube part 902 and the inner wall of the new section of the wellbore. Continued pumping of the curable liquid sealant causes the material to fill up at least a portion of the annulus.

Det herdbare flytende tetningsmateriale blir fortrinnsvis pumpet inn i ringrommet ved trykk og strømningsmengder i området på for eksempel 0 til 5000 psi og 0 til 1500 gallon (0 til 5677,95 liter) per minutt. I en foretrukken utførelse, blir det herdbare flytende tetningsmateriale pumpet inn i ringrommet ved trykk og strøm-ningsmengder som er konstruert for den spesifikke brønnhullseksjon for å optimalisere forskyvningen av det herdbare flytende tetningsmateriale, uten å skape høy nok sirkulasjonstrykk til at sirkulasjonen kan bli tapt og at dette kunne forårsake kollaps av brønnhullet. De optimale trykk og strømningsmengder blir fortrinnsvis bestemt ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. The curable liquid sealant is preferably pumped into the annulus at pressures and flow rates in the range of, for example, 0 to 5000 psi and 0 to 1500 gallons (0 to 5677.95 liters) per minute. In a preferred embodiment, the curable liquid sealing material is pumped into the annulus at pressures and flow rates designed for the specific wellbore section to optimize the displacement of the curable liquid sealing material, without creating high enough circulation pressure that circulation may be lost and that this could cause the wellbore to collapse. The optimum pressures and flow rates are preferably determined using conventional empirical methods.

Det herdbare flytende tetningsmateriale kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige herdbare flytende tetningsmaterialer, som for eksempel slaggblanding, sement eller epoksy. I en foretrukken utførelse, omfatter det herdbare flytende tetningsmateriale en blandet sement designet spesifikt for den brønnseksjonen som blir boret, fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å gi understøttelse for den nye rørdel, og samtidig opprettholde optimale strømningskarakteristikker for å minimalisere operative vanskeligheter under forskyvning av sement i ringrommet. Den optimale sammensetning av den blandede sement er fortrinnsvis bestemt ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. The curable liquid sealant may comprise any of a number of conventional, commercially available curable liquid sealants, such as slag mix, cement or epoxy. In a preferred embodiment, the curable liquid sealing material comprises a blended cement designed specifically for the well section being drilled, from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally support the new tubing while maintaining optimal flow characteristics to minimize operational difficulties during displacement of cement in the annulus. The optimum composition of the mixed cement is preferably determined using conventional empirical methods.

Ringrommet blir fortrinnsvis fylt med det herdbare flytende tetningsmateriale i tilstrekkelige mengder til å sikre, at etter radiell ekspansjon av rørdelen 902, vil det ringformede område av den nye seksjon i brønnhullet bli fylt med herdbart materiale. The annular space is preferably filled with the curable liquid sealing material in sufficient quantities to ensure that after radial expansion of the pipe section 902, the annular area of the new section in the wellbore will be filled with curable material.

Så snart ringrommet er tilstrekkelig fylt med herdbart flytende tetningsmateriale, blir en plugg eller pil 974 eller annen liknende anordning, fortrinnsvis innført i fluidumpassasjen 962 for derved å fluidumisolere det indre område 966 av rørdelen 902 fra det ytre ringrom. I en foretrukken utførelse, blir et ikke-herdbart flytende materiale så pumpet inn i det indre område 966, og forårsaker at det indre område 966 blir satt under trykk. I en spesielt foretrukken utførelse, blir pluggen eller pilen 974 eller liknende anordning fortrinnsvis innført i fluidumpassasjen 962 ved å innføre pluggen eller pilen eller liknende anordning i det ikke-herdbare flytende materiale. På denne måten vil mengden av herdet materiale i det indre av rørdelene 902 og 915 bli minimalisert. As soon as the annulus is sufficiently filled with curable liquid sealing material, a plug or arrow 974 or other similar device is preferably introduced into the fluid passage 962 to thereby fluid-isolate the inner region 966 of the pipe section 902 from the outer annulus. In a preferred embodiment, a non-curable liquid material is then pumped into the inner region 966, causing the inner region 966 to be pressurized. In a particularly preferred embodiment, the plug or dart 974 or similar device is preferably introduced into the fluid passage 962 by inserting the plug or dart or similar device into the non-curable fluid material. In this way, the amount of hardened material in the interior of pipe parts 902 and 915 will be minimized.

Så snart det indre område 966 er under tilstrekkelig trykk, blir rørdelene 902 og 915 ekstrudert fra spindelen 906. Spindelen 906 kan være fast eller den kan være ekspanderbar. Under ekstrusjonsprosessen, blir spindelen 906 hevet ut av de ekspanderte områder av rørdelene 902 og 915 ved bruk av støttedelen 904. Under denne ekstrusjonsprosessen, er skoen 908 fortrinnsvis i hovedsak stasjonær. Once the inner region 966 is under sufficient pressure, the tube members 902 and 915 are extruded from the spindle 906. The spindle 906 may be fixed or it may be expandable. During the extrusion process, the spindle 906 is raised out of the expanded regions of the tube members 902 and 915 using the support member 904. During this extrusion process, the shoe 908 is preferably substantially stationary.

Pluggen eller pilen 974 blir fortrinnsvis plassert i fluidumpassasjen 962 ved å innføre pluggen eller pilen 974 i fluidumpassasjen 918 på et sted på overflaten, på konvensjonell måte. Pluggen eller pilen 974 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige anordningen for å plugge en fluidumpassasje, så som for eksempel Multiple Stage Cementer, (MSC) nedlåsningsplugg, Omega nedlåsningsplugg eller treskraper nedlåsningsplugg modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter pluggen eller pilen 974 en MSC-nedlåsningsplugg tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas. The plug or dart 974 is preferably placed in the fluid passage 962 by inserting the plug or dart 974 into the fluid passage 918 at a location on the surface, in a conventional manner. The plug or arrow 974 may comprise any of a number of conventional, commercially available means for plugging a fluid passage, such as, for example, a Multiple Stage Cementer, (MSC) lockout plug, an Omega lockout plug, or a wood scraper lockout plug modified according to information herein . In a preferred embodiment, the plug or arrow 974 comprises an MSC lockout plug available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

Etter plassering av pluggen eller pilen 974 i fluidumpassasjen 962, blir det ikke-herdbare flytende materiale fortrinnsvis pumpet inn i det indre område 966 ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 500 til omkring 9000 psi og 40 til 3000 gallons (151,41 til 11355,9 liter) per minutt for optimalt å ekstrudere rørdelene 902 og 915 fra spindelen 906. After placement of the plug or arrow 974 in the fluid passage 962, the non-curable liquid material is preferably pumped into the interior region 966 at pressures and flow rates in the range of from about 500 to about 9000 psi and 40 to 3000 gallons (151.41 to 11355 .9 liters) per minute to optimally extrude the tube parts 902 and 915 from the spindle 906.

For typiske rørdeler 902 og 915, vil ekstrusjonen av rørdelene 902 og 915 fra den ekspanderbare spindel begynne når trykket i det indre område 966 når omkring 500 til 9000 psi. I en foretrukken utførelse, begynner ekstrusjonen av rørdelene 902 og 915 fra spindelen 906 når trykket i det indre område 966 når omkring 1200 til 8500 psi med en strømningsmengde på omkring 40 til 1250 gallon (151,41 til 4731,625 liter) per minutt. For typical pipe members 902 and 915, the extrusion of pipe members 902 and 915 from the expandable mandrel will begin when the pressure in the inner region 966 reaches about 500 to 9000 psi. In a preferred embodiment, the extrusion of the tube members 902 and 915 from the spindle 906 begins when the pressure in the inner region 966 reaches about 1200 to 8500 psi with a flow rate of about 40 to 1250 gallons (151.41 to 4731.625 liters) per minute.

Under ekstrusjonsprosessen kan spindelen 906 bli hevet ut av de ekspanderte områder av rørdelene 902 og 915 ved en takt i området fra omkring for eksempel 0 til 5 fot (0 til 152,4 cm) per sekund. I en foretrukken utførelse, under ekstrusjonsprosessen, blir spindelen 906 hevet ut av de ekspanderte områder av rørdelene 902 og 915 ved en takt på 0 til 2 fot (0 til 60,96 cm) per sekund for optimalt å gi en trekkhastighet som er hurtig nok til å tillate effektiv operasjon og tillate full ekspansjon av rørdelene 902 og 915 før herding av det herdbare flytende tetningsmateriale, men ikke så hurtig at nødvendig justering av operasjonsparametrene under operasjonen blir hindret. During the extrusion process, the spindle 906 may be raised out of the expanded regions of the tube members 902 and 915 at a rate in the range of, for example, 0 to 5 feet (0 to 152.4 cm) per second. In a preferred embodiment, during the extrusion process, the mandrel 906 is raised out of the expanded regions of the tubular members 902 and 915 at a rate of 0 to 2 feet (0 to 60.96 cm) per second to optimally provide a pull speed that is fast enough to permit efficient operation and to permit full expansion of the pipe members 902 and 915 prior to curing of the curable liquid sealing material, but not so rapidly that necessary adjustment of the operating parameters during the operation is impeded.

Når det øvre endeområde av rørdelen 915 er ekstrudert fra spindelen 906, vil den ytre overflate av det øvre endeområde av rørdelen 915 fortrinnsvis kontakte den indre overflate av det nedre endeområde av det eksisterende foringsrør for å danne en fluidumtett overlappingsskjøt. Kontakttrykket i overlappingsskjøten kan for eksempel være i området fra omkring 50 til omkring 20.000 psi. I en foretrukken utførelse, er kontakttrykket av overlappingsskjøten mellom den øvre ende av rørdelen 915 og den eksisterende seksjon av foringsrør i området fra omkring 400 til 10.000 psi for optimalt å frembringe kontakttrykk for å aktivere tetningsdelene og å frembringe optimal motstand slik at rørdelene 915 og det eksisterende brønnhull-foringsrør vil bære typiske strekk- og kompresjonsbelastninger. When the upper end region of the tubular member 915 is extruded from the spindle 906, the outer surface of the upper end region of the tubular member 915 will preferably contact the inner surface of the lower end region of the existing casing to form a fluid tight lap joint. The contact pressure in the overlap joint may, for example, be in the range from about 50 to about 20,000 psi. In a preferred embodiment, the contact pressure of the lap joint between the upper end of the pipe member 915 and the existing section of casing is in the range of about 400 to 10,000 psi to optimally produce contact pressure to activate the sealing members and to produce optimum resistance so that the pipe members 915 and the existing wellbore casing will carry typical tensile and compressive loads.

I en foretrukken utførelse, vil operasjonstrykket og strømningsmengden av det ikke-herdbare flytende materiale bli styrbart rampet ned når spindelen 906 når det øvre endeområdet av rørdelen 915. På denne måten, kan en plutselig utløsning av trykk forårsaket ved fullført ekstrusjon av rørdelen 915 fra den ekspanderbare spindel 906 bli minimalisert. I en foretrukken utførelse, blir operasjonstrykket redusert på en i hovedsak lineær måte fra 100 % til omkring 10 % under slutten på ekstrusjonsprosessen, som begynner når spindelen 906 har fullført alt unntatt omkring de siste 5 fot av ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, the operating pressure and flow rate of the non-curable liquid material will be controllably ramped down when the spindle 906 reaches the upper end region of the pipe member 915. In this way, a sudden release of pressure caused by the complete extrusion of the pipe member 915 from the expandable spindle 906 be minimized. In a preferred embodiment, the operating pressure is reduced in a substantially linear fashion from 100% to about 10% during the end of the extrusion process, which begins when the spindle 906 has completed all but about the last 5 feet of the extrusion process.

I en alternativ foretrukken utførelse, blir operasjonstrykket og/eller strømningsmengden av det herdbare flytende tetningsmateriale og/eller det ikke-herdbare flytende tetningsmateriale styrt under alle faser av operasjonen av apparatet 900 for å minimalisere sjokk. In an alternative preferred embodiment, the operating pressure and/or flow rate of the curable liquid sealant and/or the non-curable liquid sealant is controlled during all phases of operation of the apparatus 900 to minimize shock.

Alternativt eller i kombinasjon, kan en støtdemper anordnes i støttedelen 904 for å absorbere sjokk forårsaket ved plutselig utløsning av trykk. Alternatively or in combination, a shock absorber may be provided in the support portion 904 to absorb shock caused by sudden release of pressure.

Alternativt eller i kombinasjon, er en spindel-oppfangningsstruktur anordnet ovenfor støttedelen 904 for å fange eller i det minste deselerere spindelen 906. Alternatively or in combination, a spindle capture structure is provided above the support member 904 to capture or at least decelerate the spindle 906.

Så snart ekstrusjonsprosessen er fullført, blir spindelen 906 fjernet fra brønn-hullet. I en foretrukken utførelse, enten før eller etter fjerning av spindelen 906, blir integriteten av fluidumtetningen i overlappingsskjøten mellom det øvre område av rør- delen 915 og det nedre område av det eksisterende foringsrør testet ved bruk av konvensjonelle metoder. Hvis fluidumtetningen har overlappingsskjøtene mellom det øvre område av rørdelen 915 og det nedre område av det eksisterende foringsrør er tilfredsstillende, blir den uherdede del av herdbart flytende tetningsmateriale i den ekspanderte rørdel 915 fjernet på konvensjonell måte. Det herdbare flytende tetningsmateriale i ringrommet mellom den ekspanderte rørdel 915 og det eksisterende foringsrør og den nye seksjon av brønnhullet blir så tillatt å herde. Once the extrusion process is complete, the spindle 906 is removed from the wellbore. In a preferred embodiment, either before or after removal of the spindle 906, the integrity of the fluid seal in the overlap joint between the upper region of the pipe section 915 and the lower region of the existing casing is tested using conventional methods. If the fluid seal has the overlap joints between the upper area of the pipe section 915 and the lower area of the existing casing, the uncured portion of curable liquid sealing material in the expanded pipe section 915 is removed in a conventional manner. The curable liquid sealing material in the annulus between the expanded pipe section 915 and the existing casing and the new section of the wellbore is then allowed to cure.

Eventuelt gjenværende herdet herdbart flytende tetningsmateriale inne i det indre av den ekspanderte rørdel 902 og 915 blir så fortrinnsvis fjernet på konvensjonell måte ved bruk av en konvensjonell borestreng. Den resulterende nye seksjon av foringsrør omfatter fortrinnsvis de ekspanderte rørdeler 902 og 915 og et ytre ringformet lag av herdet herdbart flytende tetningsmateriale. Bunnområdet av apparatet 900, omfattende skoen 908, kan så fjernes ved å bore ut skoen 908 ved bruk av konvensjonelle boremetoder. Any remaining cured curable liquid sealing material within the interior of the expanded pipe section 902 and 915 is then preferably removed in a conventional manner using a conventional drill string. The resulting new section of casing preferably comprises the expanded pipe sections 902 and 915 and an outer annular layer of hardened curable liquid sealing material. The bottom area of the apparatus 900, including the shoe 908, can then be removed by drilling out the shoe 908 using conventional drilling methods.

I en alternativ utførelse, under ekstrusjonsprosessen, kan et være nødvendig å fjerne hele apparatet 900 fra det indre av brønnhullet på grunn av en feilfunksjon. Under disse forhold, blir en konvensjonell borestreng brukt til å bore ut de indre seksjoner av apparatet 900 for å lette fjerning av de resterende seksjoner. I en foretrukken utførelse, er de indre elementer av apparatet 900 fremstilt av slike materialer som for eksempel sement og aluminium, som tillater bruk av en konvensjonell borestreng til å bore ut de indre komponenter. In an alternative embodiment, during the extrusion process, it may be necessary to remove the entire apparatus 900 from the interior of the wellbore due to a malfunction. Under these conditions, a conventional drill string is used to drill out the inner sections of the apparatus 900 to facilitate removal of the remaining sections. In a preferred embodiment, the internal elements of the apparatus 900 are made of such materials as, for example, cement and aluminum, which allow the use of a conventional drill string to drill out the internal components.

Spesielt, i en foretrukken utførelse, omfatter sammensetningen av de indre seksjoner av spindelen 906 og skoen 908, en eller flere av sementlegemet 932, avstandsstykket 938, tetningshylsen 942, den øvre konholder 944, smørespindelen 946, smørehylsen 948, føringen 950, huset 954, sementlegemet 956, tetningshylsen 958 og forlengelsen 960, alt for å tillate at i det minste noen av disse komponentene kan bores ut ved bruk av konvensjonelle boremetoder og apparater. På denne måten, i tilfelle en feilfunksjon i borehullet, kan apparatet 900 lett fjernes fra brønnhullet. Specifically, in a preferred embodiment, the composition of the inner sections of the spindle 906 and the shoe 908 includes one or more of the cement body 932, the spacer 938, the sealing sleeve 942, the upper cone holder 944, the lubrication spindle 946, the lubrication sleeve 948, the guide 950, the housing 954, the cement body 956, the sealing sleeve 958 and the extension 960, all to allow at least some of these components to be drilled out using conventional drilling methods and apparatus. In this way, in the event of a downhole malfunction, the apparatus 900 can be easily removed from the wellbore.

Med henvisning til fig. 10a, 10b, 10c, 10d, 10e, 10f og 10g skal det nå beskrives en fremgangsmåte og et apparat for å skape en plattformforing i et brønn-hull. Som illustrert på fig. 10a, omfatter et brønnhull 1000 plassert i en underjordisk formasjon 1002, et første foringsrør 1004 og et annet foringsrør 1006. With reference to fig. 10a, 10b, 10c, 10d, 10e, 10f and 10g, a method and an apparatus for creating a platform liner in a well hole will now be described. As illustrated in fig. 10a, comprises a wellbore 1000 located in an underground formation 1002, a first casing 1004 and a second casing 1006.

Det første foringsrør 1004 omfatter fortrinnsvis en rørformet foring 1008 og et sementringrom 1010. Det andre foringsrør 1006 omfatter fortrinnsvis en rørformet foring 1012 og et sementringrom 1014.1 en foretrukken utførelse, er det andre forings-rør 1006 utformet ved å ekspandere en rørformet del, i hovedsak som beskrevet ovenfor med henvisning til fig. l-9c eller nedenfor med henvisning til fig. 1 la-1 lf. The first casing 1004 preferably comprises a tubular casing 1008 and a cement ring space 1010. The second casing 1006 preferably comprises a tubular casing 1012 and a cement ring space 1014. In a preferred embodiment, the second casing 1006 is formed by expanding a tubular part, essentially as described above with reference to fig. 1-9c or below with reference to fig. 1 la-1 ch.

I en spesielt foretrukken utførelse, overlapper et øvre område av rørforingen 1012 et nedre område av rørforingen 1008.1 en spesielt foretrukken utførelse, omfatter en ytre overflate av det øvre område av rørforingen 1012 en eller flere tetningsdeler 1016 for å danne en fluidumtetning mellom rørdelene 1008 og 1012. In a particularly preferred embodiment, an upper region of the pipe liner 1012 overlaps a lower region of the pipe liner 1008. In a particularly preferred embodiment, an outer surface of the upper region of the pipe liner 1012 comprises one or more sealing portions 1016 to form a fluid seal between the pipe portions 1008 and 1012 .

Med henvisning til fig. 10b, for å skape en plattformforing som strekker seg fra overlappingen mellom de første og andre foringsrør 1004 og 1006 er fortrinnsvis anordnet et apparat 1100 som omfatter en ekspanderbar spindel eller pigg 1105, en rørdel 1110, en sko 1115, en eller flere kopp-pakninger 1120, en fluidumpassasje 1130, en fluidumpassasje 1135, en eller flere fluidumpassasjer 1140, pakninger 1145, og en støttedel 1150. With reference to fig. 10b, in order to create a platform liner extending from the overlap between the first and second casings 1004 and 1006, an apparatus 1100 is preferably provided which comprises an expandable spindle or spike 1105, a pipe member 1110, a shoe 1115, one or more cup gaskets 1120, a fluid passage 1130, a fluid passage 1135, one or more fluid passages 1140, gaskets 1145, and a support part 1150.

Den ekspanderbare spindel eller pigg 1105 er koplet til og understøttet ved støttedelen 1150. Den ekspanderbare spindel 1105 er fortrinnsvis tilpasset til styrbart å ekspandere i radiell retning. Den ekspanderbare spindel 1105 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige ekspanderbare spindler, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter den ekspanderbare spindel 1105 et hydraulisk ekspansjonsverktøy, i hovedsak som beskrevet i US patent nr. 5 348 095, hvilken beskrivelse er tatt inn her ved referanse, modifisert i henhold til opplysninger i foreliggende beskrivelse. The expandable spindle or spike 1105 is connected to and supported by the support part 1150. The expandable spindle 1105 is preferably adapted to controllably expand in the radial direction. The expandable spindle 1105 may comprise any of a number of conventional, commercially available expandable spindles, modified according to information herein. In a preferred embodiment, the expandable spindle 1105 comprises a hydraulic expansion tool, substantially as described in US Patent No. 5,348,095, which description is incorporated herein by reference, modified according to information in the present description.

Rørdelen 1110 er koplet til og understøttet ved den ekspanderbare spindel 1105. Rørdelen 1105 blir ekspandert i radiell retning, og ekstrudert fra den ekspanderbare spindel 1105. Rørdelen 1110 kan fremstilles av hvilken som helst av et antall materialer, som for eksempel Oilfield Country Tubular Goods, 13 kromrør eller plastrør. I en foretrukken utførelse er rørdelen 1110 fremstilt av Oilfield Country Tubular Goods. De indre og ytre diametere av rørdelen 1110 kan være i området fra for eksempel omkring 0,75 til 47 tommer og 1,05 til 48 tommer. I en foretrukken ut-førelse, er de indre og ytre diametere av rørdelen 1110 i området fra omkring 3 til 15,5 tommer og 3,5 til 16 tommer, for optimalt å gi dekning for typiske oljefelt-forings-rørstørrelser. Rørdelen 1110 omfatter fortrinnsvis en solid del. The tubular member 1110 is connected to and supported by the expandable mandrel 1105. The tubular member 1105 is expanded in the radial direction, and extruded from the expandable mandrel 1105. The tubular member 1110 may be manufactured from any of a number of materials, such as Oilfield Country Tubular Goods, 13 chrome tubes or plastic tubes. In a preferred embodiment, the tubular member 1110 is manufactured by Oilfield Country Tubular Goods. The inner and outer diameters of the tube portion 1110 may range from, for example, about 0.75 to 47 inches and 1.05 to 48 inches. In a preferred embodiment, the inner and outer diameters of the tubing portion 1110 range from about 3 to 15.5 inches and 3.5 to 16 inches, respectively, to optimally provide coverage for typical oil field casing sizes. The pipe part 1110 preferably comprises a solid part.

I en foretrukken utførelse, er det øvre endeområdet av rørdelen 1110 slisset, perforert eller modifisert på annen måte for å fange opp eller forsinke spindelen 1105 når den fullfører ekstrusjonen av rørdelen 1110.1 en foretrukken utførelse, er lengden av rørdelen 1110 begrenset for å minimalisere muligheten for bulking. For typiske materialer i rørdelen 1110, er lengden av rørdelen 1110 fortrinnsvis begrenset til mellom 40 og 20.000 fot (1219,2cm og 609600 cm) i lengde. In a preferred embodiment, the upper end region of the tubular member 1110 is slotted, perforated or otherwise modified to trap or retard the spindle 1105 as it completes the extrusion of the tubular member 1110. In a preferred embodiment, the length of the tubular member 1110 is limited to minimize the possibility of bulking. For typical materials in the pipe section 1110, the length of the pipe section 1110 is preferably limited to between 40 and 20,000 feet (1219.2 cm and 609600 cm) in length.

Skoen 1115 er koplet til den ekspanderbare spindel 1105 og rørdelen 1110. Skoen 1115 omfatter fluidumpassasjen 1135. Skoen 1115 kan omfatte hvilken som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige sko, som for eksempel Super Seal II float shoe, Super Seal II Down-Jet float shoe eller føringssko med en tettende hylse for en nedlåsningsplugg, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 1115 en aluminiumnedspylingsføringssko med en tettende hylse for en nedlåsningsplugg med sideporter som går ut fra utgangs-strømningsporter, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas Texas, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse, for optimalt å føre rørdelen 1100 til overlapping mellom rørdelene 1100 og foringsrøret 1012, og optimalt fluidumisolere det indre av rørdelene 1100 etter at nedlåsningspluggen er plassert, og optimalt tillate utboring av skoen 1115 etter fullføring av ekspansjons- og sementeringsoperasjoner. The shoe 1115 is coupled to the expandable spindle 1105 and the tube member 1110. The shoe 1115 includes the fluid passage 1135. The shoe 1115 may include any of a number of conventional, commercially available shoes, such as Super Seal II float shoe, Super Seal II Down-Jet float shoe or guide shoe with a sealing sleeve for a locking plug, modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, shoe 1115 comprises an aluminum downwash guide shoe with a sealing sleeve for a side-ported lock-down plug exiting exit flow ports, available from Halliburton Energy Services of Dallas Texas, modified according to information herein, to optimally guide the pipe member 1100 to overlap between the pipe members 1100 and the casing 1012, and optimally fluid isolate the interior of the pipe members 1100 after the lock-down plug is placed, and optimally allow drilling of the shoe 1115 after completion of expansion and cementing operations.

I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 1115 en eller flere sideutløpsporter 1140 i fluidumforbindelse med fluidumpassasjen 1135. På denne måten, injiserer skoen 1115 herdbare flytende tetningsmateriale inn i området utenfor skoen 1115 og den ringformede del 1110. I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 1115 en eller flere av fluidumpassasjene 1140 som hver har en innløpsgeometri som kan motta en pil- og/eller kule-tetningsdel. På denne måten, kan fluidumpassasjene 1140 bli avstengt ved å innføre en plugg, pil og/eller kule-tetningselement i fluidumpassasjen 1130. In a preferred embodiment, the shoe 1115 includes one or more side outlet ports 1140 in fluid communication with the fluid passage 1135. In this way, the shoe 1115 injects curable liquid sealant material into the area outside the shoe 1115 and the annular portion 1110. In a preferred embodiment, the shoe 1115 includes a or more of the fluid passages 1140 each having an inlet geometry that can receive a dart and/or ball seal member. In this way, the fluid passages 1140 can be closed off by introducing a plug, arrow and/or ball sealing element in the fluid passage 1130.

Kopp-pakningen 1120 er koplet til og understøttet av støttedelen 1150. Kopp-pakningen 1120 hindrer at fremmedmaterialer entrer det indre område av rørdelen 1110 nær den ekspanderbare spindel 1105. Kopp-pakningen 1120 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige kopp-pakninger, som for eksempel TP-kopper eller Selective Injection Packer (SlP)-kopper modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter kopp-pakningen 1120 en SIP-kopp, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å danne en barriere mot avfall og å inneholde et legeme av smøremiddel. The cup gasket 1120 is coupled to and supported by the support member 1150. The cup gasket 1120 prevents foreign materials from entering the interior region of the tube portion 1110 near the expandable spindle 1105. The cup gasket 1120 may comprise any of a number of conventional, commercially available cups -packers, such as TP cups or Selective Injection Packer (SlP) cups modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the cup gasket 1120 comprises a SIP cup, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally form a barrier against debris and contain a body of lubricant.

Fluidumpassasjen 1130 tillater flytende materialer å bli transportert til og fra det indre område av rørdelen 1110 nedenfor den ekspanderbare spindel 1105. Fluidumpassasjen 1130 er koplet til og plassert inne i støttedelen 1150 og den ekspanderbare spindel 1105. Fluidumpassasjen 1130 strekker seg fortrinnsvis fra en posisjon nær overflaten til bunnen av den ekspanderbare spindel 1105. Fluidumpassasjen 1130 er fortrinnsvis plassert langs en senterlinje for apparatet 1100. The fluid passage 1130 allows liquid materials to be transported to and from the interior region of the tube portion 1110 below the expandable spindle 1105. The fluid passage 1130 is coupled to and located within the support portion 1150 and the expandable spindle 1105. The fluid passage 1130 preferably extends from a position near the surface to the bottom of the expandable spindle 1105. The fluid passage 1130 is preferably located along a centerline of the apparatus 1100.

Fluidumpassasjen 1130 er fortrinnsvis valgt til å transportere materialer så som sement, boreslam eller epoksy hvis strømningsmengder og trykk i området fra 0 til 3000 gallons (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi, for optimalt å frembringe tilstrekkelig operasjonstrykk til å sirkulere fluida til operativt effektive mengder. The fluid passage 1130 is preferably selected to transport materials such as cement, drilling mud, or epoxy whose flow rates and pressures range from 0 to 3,000 gallons (0 to 11,355.9 liters) per minute and 0 to 9,000 psi, to optimally produce sufficient operating pressure to to circulate fluids to operationally effective amounts.

Fluidumpassasjen 1135 tillater at flytende materiale blir overført fra fluidumpassasjen 1130 til det indre av rørdelen 1110 nedenfor spindelen 1105. The fluid passage 1135 allows liquid material to be transferred from the fluid passage 1130 to the interior of the tube portion 1110 below the spindle 1105.

Fluidumpassasjene 1140 tillater at flytende materiale blir transportert til og fra områder utenfor rørdelen 1110 og skoen 1115. Fluidumpassasjene 1140 er koplet til og plassert inne i skoen 1115 i fluidumforbindelse med det indre område av rørdelen 1110 nedenfor den ekspanderbare spindel 1105. Fluidumpassasjene 1140 har fortrinnsvis en tverrsnittsform som tillater at en plugg eller liknende anordning, plasseres i fluidumpassasjene 1140 for dermed å blokkere ytterligere passering av flytende materialer. På denne måten, kan det indre område av rørdelen 1110 nedenfor den ekspanderbare spindel 1105, bli fluidumisolert fra området utenfor rørdelen 1105. Dette tillater at det indre område av rørdelen 1110 nedenfor den ekspanderbare spindel 1105 settes under trykk. The fluid passages 1140 allow liquid material to be transported to and from areas outside of the tube part 1110 and the shoe 1115. The fluid passages 1140 are connected to and placed inside the shoe 1115 in fluid communication with the inner region of the tube part 1110 below the expandable spindle 1105. The fluid passages 1140 preferably have a cross-sectional shape that allows a plug or similar device to be placed in the fluid passages 1140 to thereby block further passage of liquid materials. In this way, the inner area of the pipe part 1110 below the expandable spindle 1105 can be fluid isolated from the area outside the pipe part 1105. This allows the inner area of the pipe part 1110 below the expandable spindle 1105 to be pressurized.

Fluidumpassasjene 1140 er fortrinnsvis plassert langs periferien av skoen 1115. Fluidumpassasjene 1140 er fortrinnsvis valgt til å lede materialer så som sement, boreslam eller epoksy med strømningsmengder og trykk i området fra omkring 0 til 3000 gallons (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi, for optimalt å fylle ringrommet mellom rørdelen 1110 og den rørformede foring 1008 med flytende materiale. I en foretrukken utførelse, omfatter fluidumpassasjen 1140 en innløpsgeometri som kan motta en pil- og/eller kuletetningsdel. På denne måten kan fluidumpassasjene 1140 bli avstengt ved å innføre en plugg, pil og/eller kule-tetningselement i fluidumpassasjen 1130.1 en foretrukken utførelse, omfatter apparatet 1100 et antall fluidumpassasjer 1140. The fluid passages 1140 are preferably located along the periphery of the shoe 1115. The fluid passages 1140 are preferably selected to conduct materials such as cement, drilling mud or epoxy at flow rates and pressures in the range of about 0 to 3000 gallons (0 to 11355.9 liters) per minute and 0 to 9000 psi, to optimally fill the annulus between the tubular member 1110 and the tubular liner 1008 with liquid material. In a preferred embodiment, the fluid passage 1140 comprises an inlet geometry that can receive a dart and/or ball seal member. In this way, the fluid passages 1140 can be closed off by introducing a plug, arrow and/or ball sealing element in the fluid passage 1130. In a preferred embodiment, the apparatus 1100 comprises a number of fluid passages 1140.

I en alternativ utførelse, omfatter basen av skoen 1115 en enkelt innløpspas-sasje koplet til fluidumpassasjene 1140, som er tilpasset til å motta en plugg eller liknende anordning, for å tillate at det indre av rørdelen 1110 blir fluidumisolert fra det ytre av rørdelen 1110. In an alternative embodiment, the base of the shoe 1115 comprises a single inlet passage connected to the fluid passages 1140, which is adapted to receive a plug or similar device, to allow the interior of the pipe member 1110 to be fluid isolated from the exterior of the pipe member 1110.

Pakningen 1145 er koplet til og understøttet ved et nedre endeområde av rør-delen 1110. Pakningene 1145 er videre plassert på en ytre overflate av det nedre endeområdet av rørdelen 1110. Pakningene 1145 tillater at den overlappende skjøt mellom det øvre endeområde av foringsrøret 1112 og det nedre endeområde av rør-delen 1110 blir fluidumforseglet. The gasket 1145 is connected to and supported at a lower end region of the pipe section 1110. The gaskets 1145 are further placed on an outer surface of the lower end area of the pipe section 1110. The gaskets 1145 allow the overlapping joint between the upper end area of the casing pipe 1112 and the lower end area of the tube part 1110 is fluid sealed.

Pakningene 1145 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige pakninger, som for eksempel bly, gummi, teflon eller epoksy-pakninger modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter pakningene 1145 pakninger støpt av Stratalock epoksy tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å danne en hydraulisk tetning i den overlappende skjøt og optimalt å frembringe belastningsbærende kapasitet for å motstå området av typiske strekk- og kompresjonsbelastninger. The gaskets 1145 may comprise any of a number of conventional, commercially available gaskets, such as lead, rubber, Teflon or epoxy gaskets modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the gaskets comprise 1145 gaskets cast from Stratalock epoxy available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally form a hydraulic seal in the overlap joint and optimally provide load-carrying capacity to withstand the range of typical tensile and compressive loads .

I en foretrukken utførelse, er pakningene 1145 valgt til optimalt å frembringe en tilstrekkelig friksjonskraft til å understøtte den ekspanderte rørdel 1110 fra den rør-formede foring 1008.1 en foretrukken utførelse, er friksjonskraften som frembringes ved pakningen 1145 i området fra omkring 1000 til 1.000.000 pund (454 til 454000 kg)i strekk og kompresjon, for optimalt å understøtte den ekspanderte rørdel 1110. In a preferred embodiment, the gaskets 1145 are selected to optimally produce a sufficient frictional force to support the expanded tube portion 1110 from the tubular liner 1008. In a preferred embodiment, the frictional force produced by the gasket 1145 is in the range of about 1000 to 1,000,000 pounds (454 to 454,000 kg) in tension and compression, to optimally support the expanded pipe section 1110.

Støttedelen 1150 er koplet til den ekspanderbare spindel 1105, rørdelen 1110, skoen 1115, og pakningen 1120. Støttedelen 1150 omfatter fortrinnsvis en ringformet del som har tilstrekkelig styrke til å bære apparatet 1100 inn i brønnhullet 1000.1 en foretrukken utførelse, omfatter støttedelen 1150 videre en eller flere konvensjonelle sentreringsanordninger (ikke illustrert) for å hjelpe med å stabilisere rørdelen 1110. The support part 1150 is connected to the expandable spindle 1105, the pipe part 1110, the shoe 1115, and the gasket 1120. The support part 1150 preferably comprises an annular part which has sufficient strength to carry the apparatus 1100 into the wellbore 1000.1 a preferred embodiment, the support part 1150 further comprises one or several conventional centering devices (not illustrated) to help stabilize the pipe member 1110.

I en foretrukken utførelse, er en kvantitet av smøremiddel 1150 anordnet i det ringformede område rundt den ekspanderbare spindel 1105 inne i det indre av rørdelen 1110. På denne måten, blir ekstrusjon av rørdelen 1110 fra den ekspanderbare spindel 1105 lettet. Smøremidlet 1150 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige smøremidler, så som for eksempel Lubriplate, klorbaserte smøremidler eller Climax 1500 Antisieze (3100). I en foretrukken utførelse, omfatter smøremidlet 1150 Climax 1500 Antisieze (3100) tilgjengelig fra Climax Lubricants and Equipment Co. i Houston Texas, for optimalt å frembringe smøring for å lette ekspansjonsprosessen. In a preferred embodiment, a quantity of lubricant 1150 is disposed in the annular region around the expandable spindle 1105 inside the interior of the pipe member 1110. In this way, extrusion of the pipe member 1110 from the expandable spindle 1105 is facilitated. The lubricant 1150 may comprise any of a number of conventional, commercially available lubricants, such as, for example, Lubriplate, chlorine-based lubricants, or Climax 1500 Antisieze (3100). In a preferred embodiment, the lubricant 1150 comprises Climax 1500 Antisieze (3100) available from Climax Lubricants and Equipment Co. in Houston Texas, to optimally produce lubrication to facilitate the expansion process.

I en foretrukken utførelse, blir støttedelen 1150 grundig rengjort før sammenmontering med de øvrige deler av apparatet 1100. På denne måten, blir innføring av fremmedmaterialer i apparatet 1100 minimalisert. Dette minimaliserer muligheten for at fremmedmaterialer tetter de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 1100 og sikrer at ingen fremmedmaterialer påvirker ekspansjonsspindelen 1105 under ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, the support part 1150 is thoroughly cleaned before assembly with the other parts of the apparatus 1100. In this way, the introduction of foreign materials into the apparatus 1100 is minimized. This minimizes the possibility of foreign materials plugging the various flow passages and valves in the apparatus 1100 and ensures that no foreign materials affect the expansion spindle 1105 during the extrusion process.

I en spesielt foretrukken utførelse, omfatter apparatet 1100 en pakning 1155 koplet til bunnseksjonen av skoen 1115 for fluidumisolering av området av brønn-hullet 1000 nedenfor apparatet 1100. På denne måten, blir flytende materialer hindret fra å entre området av brønnhullet 1000 nedenfor apparatet 1100. Pakningen 1155 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige pakninger, som for eksempel EZ Drill Packer, EZ SV Packer eller en borbar sement-holder. I en foretrukken utførelse, omfatter pakningen 1155 EZ Drill Packer tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas Texas. I en alternativ utførelse, kan en høy gelstyrke pille settes nedenfor plattformen istedenfor pakningen 1155.1 en annen alternativ utførelse, kan pakningen 1155 utelates. In a particularly preferred embodiment, the apparatus 1100 comprises a gasket 1155 connected to the bottom section of the shoe 1115 for fluid isolation of the area of the wellbore 1000 below the apparatus 1100. In this way, liquid materials are prevented from entering the area of the wellbore 1000 below the apparatus 1100. The packer 1155 may comprise any of a number of conventional, commercially available packs, such as the EZ Drill Packer, EZ SV Packer, or a drillable cement holder. In a preferred embodiment, the pack comprises the 1155 EZ Drill Packer available from Halliburton Energy Services of Dallas Texas. In an alternative embodiment, a high gel strength pill can be placed below the platform instead of the gasket 1155. In another alternative embodiment, the gasket 1155 can be omitted.

I en foretrukken utførelse, før eller etter plassering av apparatet 1100 i brønn-hullet 1000, blir et par brønnhull-volumer sirkulert for å sikre at ingen fremmedmaterialer befinner seg inne i brønnhullet 1000, som kunne tette de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 1100, og for å sikre at ingen fremmedmaterialer påvirker operasjonen av ekspansjonsspindelen 1105. In a preferred embodiment, before or after placing the apparatus 1100 in the wellbore 1000, a pair of wellbore volumes are circulated to ensure that no foreign materials are inside the wellbore 1000, which could clog the various flow passages and valves in the apparatus 1100, and to ensure that no foreign materials affect the operation of the expansion spindle 1105.

Som illustrert på fig. 10c, blir er herdbart flytende tetningsmateriale 1160 så pumpet fra et sted på overflaten inn i fluidumpassasjen 1130. Materialet 1160 passerer så fra fluidumpassasjen 1130 inn i det indre område av rørdelen 1110 nedenfor den ekspanderbare spindel 1105. Materialet 1160 passerer så fra det indre område av rør- delen 1110 inn i fluidumpassasjen 1140. Materialet 1160 kommer så ut av apparatet 1100 og fyller ringrommet mellom det ytre av rørdelen 1110 og den indre vegg av den rørformede foring 1108. Fortsatt pumping av materialet 1160 forårsaker at materialet 1160 fyller opp i det minste en del av ringrommet. As illustrated in fig. 10c, curable liquid sealing material 1160 is then pumped from a location on the surface into the fluid passage 1130. The material 1160 then passes from the fluid passage 1130 into the inner region of the tube portion 1110 below the expandable spindle 1105. The material 1160 then passes from the inner region of the pipe section 1110 into the fluid passage 1140. The material 1160 then exits the apparatus 1100 and fills the annulus between the exterior of the pipe section 1110 and the inner wall of the tubular liner 1108. Continued pumping of the material 1160 causes the material 1160 to fill up at least part of the annulus.

Materialet 1160 kan pumpes inn i det ringformede område ved trykk og strømningsmengder i området, for eksempel fra 0 til 5000 psi og 0 til 1500 gallons (0 til 5677,95 liter) per minutt. I en foretrukken utførelse, blir materialet 1160 pumpet inn i ringrommet med trykk og strømningsmengder som er spesielt konstruert for forings-røret som blir kjørt, ringrommet som blir fylt, og pumpeutstyret som er tilgjengelig, og egenskapene av det fluidum som blir pumpet. De optimale strømningsmengder og trykk blir fortrinnsvis beregnet ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. The material 1160 may be pumped into the annular region at pressures and flow rates in the region, for example, from 0 to 5000 psi and 0 to 1500 gallons (0 to 5677.95 liters) per minute. In a preferred embodiment, the material 1160 is pumped into the annulus at pressures and flow rates specifically designed for the casing being run, the annulus being filled, and the pumping equipment available, and the characteristics of the fluid being pumped. The optimum flow rates and pressures are preferably calculated using conventional empirical methods.

Det herdbare flytende tetningsmateriale 1160 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige herdbare flytende tetningsmaterialer, så som for eksempel slaggblanding, sement eller epoksy. I en foretrukken utførelse, omfatter det herdbare flytende tetningsmateriale 1160 blandede sementer spesielt konstruert for den aktuelle brønnseksjon, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å frembringe korrekt understøttelse for rørdelen 1110 og samtidig opprettholde optimale strømningskarakteristikker for å minimalisere operative vanskeligheter under forskyvningen av sement inn i det ringformede område. Den optimale blanding av blandede sementer blir fortrinnsvis bestemt ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. The curable liquid sealant 1160 may comprise any of a number of conventional, commercially available curable liquid sealant materials, such as, for example, slag mix, cement, or epoxy. In a preferred embodiment, the curable liquid sealing material 1160 comprises blended cements specifically designed for the particular well section, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally provide proper support for the tubing section 1110 while maintaining optimal flow characteristics to minimize operational difficulties during the displacement of cement into the annular area. The optimum mix of blended cements is preferably determined using conventional empirical methods.

Det ringformede område kan fylles med materiale 1160 i tilstrekkelige mengder til å sikre at, etter radiell ekspansjon av rørdelen 1110, vil det rørformede område være fylt med materiale 1160. The annular region may be filled with material 1160 in sufficient amounts to ensure that, upon radial expansion of the tubular portion 1110, the tubular region will be filled with material 1160.

Som illustrert på fig. 10d, så snart det ringformede område er tilstrekkelig fylt med materiale 1160, blir en eller flere plugger 1165 eller liknende innretninger fortrinnsvis innført i fluidumpassasjen 1140 for dermed å fluidumisolere det indre område av rørdelen 1110 fra ringrommet utenfor rørdelen 1110.1 en foretrukken ut-førelse, blir et ikke-herdbart flytende materiale 1161 så pumpet inn i det indre område av rørdelen 1110 nedenfor spindelen 1105, og forårsaker at det indre område blir satt under trykk. I en spesielt foretrukken utførelse, blir en eller flere plugger 1165 eller andre liknende anordninger, innført i fluidumpassasjen 1140 ved innføringen av det ikke-herdbare flytende materiale. På denne måten, vil mengden av herdbart flytende materiale i det indre av rørdelen 1110 bli minimalisert. As illustrated in fig. 10d, as soon as the annular area is sufficiently filled with material 1160, one or more plugs 1165 or similar devices are preferably introduced into the fluid passage 1140 to thereby fluidically isolate the inner area of the pipe part 1110 from the annulus outside the pipe part 1110.1 is a preferred embodiment, becomes a non-curable liquid material 1161 is then pumped into the inner region of the tube portion 1110 below the spindle 1105, causing the inner region to be pressurized. In a particularly preferred embodiment, one or more plugs 1165 or other similar devices are introduced into the fluid passage 1140 upon introduction of the non-curable liquid material. In this way, the amount of curable liquid material in the interior of the tube part 1110 will be minimized.

Som illustrert på fig. 10e, så snart det indre område kommer under tilstrekkelig trykk, blir rørdelen 1110 ekstrudert fra den ekspanderbare spindel 1105. Under ekstrusjonsprosessen, blir den ekspanderbare spindel 1105 hevet ut av det ekspanderte område av rørdelen 1110. As illustrated in fig. 10e, as soon as the inner region comes under sufficient pressure, the tube part 1110 is extruded from the expandable mandrel 1105. During the extrusion process, the expandable mandrel 1105 is raised out of the expanded region of the tube part 1110.

Pluggene 1105 er fortrinnsvis plassert i fluidumpassasjen 1140 ved å innføre pluggene 1165 inn i fluidumpassasjen 1130 på et sted på overflaten, på konvensjonell måte. Pluggene 1165 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige anordninger for å plugge en fluidumpassasje, som for eksempel messingkuler, plugger, gummikuler eller piler modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. The plugs 1105 are preferably placed in the fluid passage 1140 by inserting the plugs 1165 into the fluid passage 1130 at a location on the surface, in a conventional manner. Plugs 1165 may comprise any of a number of conventional, commercially available devices for plugging a fluid passage, such as brass balls, plugs, rubber balls, or darts modified according to information herein.

I en foretrukken utførelse, omfatter pluggene 1165 lavdensitets gummikuler. I en alternativ utførelse, for en sko 1105 som harr felles sentral innløpspassasje, består pluggene 1165 av en enkel nedlåsningspil. In a preferred embodiment, the plugs comprise 1165 low density rubber balls. In an alternative embodiment, for a shoe 1105 having a common central inlet passage, the plugs 1165 consist of a simple locking arrow.

Etter plassering av pluggene 1165 i fluidumpassasjene 1140, blir et ikke-herdbart flytende materiale 1165 fortrinnsvis pumpet inn i det indre område av rør-delen 1110 nedenfor spindelen 1105 ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 1500 til omkring 10.000 psi og 40 til 3000 gallons (151,41 til 113550,9 liter) per minutt. I en foretrukken utførelse, etter plassering av pluggene 1165 i fluidumpassasjene 1140, blir det ikke-herdbare flytende materiale 1161 fortrinnsvis pumpet inn i det indre område av rørdelen 1110 nedenfor spindelen 1105 ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 1200 til omkring 8500 psi og 40 til 1250 gallons (151,41 til 4731,63 liter) per minutt for å optimalt å frembringe ekstrusjon av typiske rør. After placement of the plugs 1165 in the fluid passages 1140, a non-curable liquid material 1165 is preferably pumped into the inner region of the tube portion 1110 below the spindle 1105 at pressures and flow rates in the range of from about 1500 to about 10,000 psi and 40 to 3000 gallons (151.41 to 113550.9 liters) per minute. In a preferred embodiment, after placement of the plugs 1165 in the fluid passages 1140, the non-curable liquid material 1161 is preferably pumped into the inner region of the tube portion 1110 below the spindle 1105 at pressures and flow rates in the range of about 1200 to about 8500 psi and 40 to 1250 gallons (151.41 to 4731.63 liters) per minute to optimally produce extrusion of typical tubes.

For typiske rørdeler 1110, vil ekstrusjonen av rørdelen 1110 fra den ekspanderbare spindel 1105 begynne når trykket i det indre område av rørdelen 1110 nedenfor spindelen 1105 når for eksempel omkring 1200 til 8500 psi. I en foretrukken utførelse, begynner ekstrusjonen av rørdelen 1110 fra den ekspanderbare spindel 1105 når trykket i det indre område av rørdelen 1110 nedenfor spindelen 1105 når omkring 1200 til 8500 psi. For typical pipe members 1110, the extrusion of the pipe member 1110 from the expandable spindle 1105 will begin when the pressure in the inner region of the pipe member 1110 below the spindle 1105 reaches, for example, about 1200 to 8500 psi. In a preferred embodiment, the extrusion of the pipe member 1110 from the expandable spindle 1105 begins when the pressure in the inner region of the pipe member 1110 below the spindle 1105 reaches about 1200 to 8500 psi.

Under ekstrusjonsprosessen, kan den ekspanderbare spindel 1105 bli hevet ut av det ekspanderte område av rørdelen 1110 i en takt i området fra omkring 0 til 5 fot (0 til 152,4 cm) per sekund. I en foretrukken utførelse, under ekstrusjonsprosessen, blir den ekspanderbare spindel 1105 hevet ut av det ekspanderte område av rørdelen 1110 ved en takt som ligger i området fra 0 til 2 fot (0 til 60,96 cm) per sekund, for optimalt å tillate justering av operasjonsparametre, og optimalt sikre at ekstrusjonsprosessen vil bli fullført før materialet 1160 herder. During the extrusion process, the expandable spindle 1105 may be raised out of the expanded region of the tube portion 1110 at a rate in the range of about 0 to 5 feet (0 to 152.4 cm) per second. In a preferred embodiment, during the extrusion process, the expandable spindle 1105 is raised out of the expanded region of the tube portion 1110 at a rate ranging from 0 to 2 feet (0 to 60.96 cm) per second, to optimally allow for alignment of operating parameters, and optimally ensure that the extrusion process will be completed before the material 1160 hardens.

I en foretrukken utførelse, har i det minste et område 1180 av rørdelen 1110 en innvendig diameter som er mindre enn den utvendige diameter av spindelen 1105. På denne måten, når spindelen 1105 ekspanderer seksjonen 1180 av rørdelen 1110, vil i det minste et område av den ekspanderte seksjon 1180 bevirke en tetning med i det minste brønnhull-foringsrøret 1012.1 en spesielt foretrukken utførelse, blir tetningen frembrakt ved å sammenpresse pakningene 1016 mellom den ekspanderte seksjon 1180 og brønnhull-foringsrøret 1012.1 en foretrukken utførelse, er kontakttrykket av skjøten mellom den ekspanderte seksjon 1180 av den rørformede del 1110 og forings-røret 1012 i området fra omkring 500 til 10.000 psi for optimalt å frembringe trykk til å aktivere tetningsdelene 1145 og å frembringe optimal motstand for å sikre at skjøten vil motstå typiske ekstremiteter av strekk- og kompresjonsbelastninger. In a preferred embodiment, at least a portion 1180 of the tube portion 1110 has an inside diameter that is smaller than the outside diameter of the spindle 1105. Thus, when the spindle 1105 expands the section 1180 of the tube portion 1110, at least a portion of the expanded section 1180 effect a seal with at least the wellbore casing 1012.1 a particularly preferred embodiment, the seal is produced by compressing the gaskets 1016 between the expanded section 1180 and the wellbore casing 1012.1 a preferred embodiment, the contact pressure of the joint between the expanded section is 1180 of the tubular member 1110 and the casing 1012 in the range of about 500 to 10,000 psi to optimally produce pressure to actuate the sealing members 1145 and to produce optimum resistance to ensure that the joint will withstand typical extremes of tensile and compressive loads.

I en alternativ foretrukken utførelse, har i hovedsak hele lengden av rørdelen 1110 en intern diameter som er mindre enn den utvendige diameter av spindelen 1105. På denne måten, vil ekstrusjon av rørdelen 1110 ved spindelen 1105 resultere i kontakt mellom i hovedsak hele den ekspanderte rørdel 1110 og det eksisterende foringsrør 1108.1 en foretrukken utførelse, er kontakttrykket av skjøten mellom den ekspanderte rørdel 1110 og foringsrørene 1008 og 1012 i området fra omkring 500 til 10.000 psi for optimalt å frembringe trykk til å aktivere tetningsdelene 1145 og å gi optimal motstand for å sikre at skjøten vil motstå typiske ekstremiteter av strekk- og kompresjonsbelastninger. In an alternative preferred embodiment, substantially the entire length of the tube portion 1110 has an internal diameter that is smaller than the outside diameter of the spindle 1105. In this manner, extrusion of the tube portion 1110 by the spindle 1105 will result in contact between substantially all of the expanded tube portion 1110 and the existing casing 1108.1 a preferred embodiment, the contact pressure of the joint between the expanded casing 1110 and the casings 1008 and 1012 is in the range of about 500 to 10,000 psi to optimally generate pressure to activate the sealing members 1145 and to provide optimal resistance to ensure that the joint will withstand typical extremes of tension and compression loads.

I en foretrukken utførelse, blir operasjonstrykket strømningsmengden av materialet 1161 styrbart rampet ned når den ekspanderbare spindel 1105 når det øvre endeområdet av rørdelen 1110. På denne måten kan plutselig utløsning av trykk forårsaket ved den fullførte ekstrusjon av rørdelen 1110 fra den ekspanderbare spindel 1105 bli minimalisert. I en foretrukken utførelse, er operasjonstrykket av det flytende materiale 1161 redusert på en i hovedsak lineær måte fra 100 % til omkring 10 % under slutten av ekstrusjonsprosessen, som begynner når spindelen 1105 har fullført alt unntatt omkring 5 fot (152,4 cm) av ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, the operating pressure flow rate of the material 1161 is controllably ramped down when the expandable mandrel 1105 reaches the upper end region of the pipe member 1110. In this way, sudden release of pressure caused by the completed extrusion of the pipe member 1110 from the expandable mandrel 1105 can be minimized . In a preferred embodiment, the operating pressure of the liquid material 1161 is reduced in a substantially linear manner from 100% to about 10% during the end of the extrusion process, which begins when the spindle 1105 has completed all but about 5 feet (152.4 cm) of the extrusion process.

Alternativt eller i kombinasjon, kan en støtdemper anordnes i støttedelen 1150 for å absorbere sjokket som frembringes ved den plutselige utløsning av trykk. Alternatively or in combination, a shock absorber may be provided in the support portion 1150 to absorb the shock produced by the sudden release of pressure.

Alternativt eller i kombinasjon, er en spindel-oppfangningsstruktur anordnet i det øvre endeområde av rørdelen 1110 for å fange eller i det minste deselerere spindelen 1105. Alternatively or in combination, a spindle capture structure is provided in the upper end region of the tube portion 1110 to capture or at least decelerate the spindle 1105.

Det henvises nå til fig. 10f. Så snart ekstrusjonsprosessen er fullført, blir den ekspanderbare spindel 1105 fjernet fra brønnhullet 1000. I en foretrukken utførelse, enten før eller etter fjerning av den ekspanderbare spindelen 1105, blir integriteten av fluidumtetningen av skjøten mellom den øvre del av rørdelen 1110 og den øvre del av foringen 1108 testet ved bruk av konvensjonelle metoder. Hvis fluidumtetningen av skjøten mellom den øvre del av rørdelen 1110 og den øvre del av rørforingen 1008 er tilfredsstillende, blir den uherdede del av materialet 1160 inne i den ekspanderte rørdel 1110 fjernet på konvensjonell måte. Materialet 1160 i det rørformede område mellom rørdelen 1110 og foringen 1108 blir tillatt å herde. Reference is now made to fig. 10 f. Once the extrusion process is complete, the expandable mandrel 1105 is removed from the wellbore 1000. In a preferred embodiment, either before or after removal of the expandable mandrel 1105, the integrity of the fluid seal of the joint between the upper portion of the tubing member 1110 and the upper portion of the liner 1108 tested using conventional methods. If the fluid seal of the joint between the upper portion of the pipe member 1110 and the upper portion of the pipe liner 1008 is satisfactory, the uncured portion of the material 1160 within the expanded pipe member 1110 is removed in a conventional manner. The material 1160 in the tubular region between the tube portion 1110 and the liner 1108 is allowed to harden.

Som illustrert på fig. 10f, blir fortrinnsvis alt gjenværende herdet materiale 1160 i den ekspanderte rørdel 1110 så fjernet på konvensjonell måte ved bruk av en konvensjonell borestreng. Den resulterende plattformforing av foringsrøret 1110 om fatter den ekspanderte rørdel 1110 og et ytre rørformet lag 1175 av herdet materiale 1160. As illustrated in fig. 10f, preferably any remaining hardened material 1160 in the expanded pipe section 1110 is then removed in a conventional manner using a conventional drill string. The resulting platform liner of the casing 1110 comprises the expanded pipe section 1110 and an outer tubular layer 1175 of hardened material 1160.

Som illustrert på fig. 10g, blir det gjenværende bunnområde av apparatet 1100, omfattende skoen 1115 og pakningen 1155 så fortrinnsvis fjernet ved å bore ut skoen 1115 og pakningen 1155 ved bruk av konvensjonelle boremetoder. As illustrated in fig. 10g, the remaining bottom area of the apparatus 1100, comprising the shoe 1115 and gasket 1155 is then preferably removed by drilling out the shoe 1115 and gasket 1155 using conventional drilling methods.

I en spesielt foretrukken utførelse, omfatter apparatet 1100 apparatet 900. In a particularly preferred embodiment, the apparatus 1100 comprises the apparatus 900.

Med henvisning til fig. 11 a-11 f, skal en utførelse av et apparat og en fremgangsmåte for å henge en rørformet foring fra et eksisterende brønnhull-foringsrør nå beskrives. Som illustrert på fig. Ila, blir et brønnhull 1200 plassert i en underjordisk formasjon 1205. Brønnhullet 1200 omfatter en eksisterende foret seksjon 1210 med et foringsrør 1215 og et rørformet ytre lag av sement 1220. With reference to fig. 11 a-11 f, an embodiment of an apparatus and a method for hanging a tubular casing from an existing wellbore casing will now be described. As illustrated in fig. 11a, a wellbore 1200 is placed in an underground formation 1205. The wellbore 1200 comprises an existing lined section 1210 with a casing 1215 and a tubular outer layer of cement 1220.

For å forlenge brønnhullet 1200 inn i den underjordiske formasjon 1205, blir en borestreng 1205 brukt på en velkjent måte til å bore ut materialet fra den underjordiske formasjon 1205 for å utforme en ny seksjon 1230. To extend the wellbore 1200 into the underground formation 1205, a drill string 1205 is used in a well-known manner to drill out the material from the underground formation 1205 to form a new section 1230.

Som illustrert på fig. 11b, blir et apparat 1300 for å utforme et brønnhull-foringsrør i en underjordisk formasjon så plassert i den nye seksjon 1230 av brønn-hullet 100. Apparatet 1300 omfatter fortrinnsvis en ekspanderbar spindel eller pigg 1305, en rørformet del 1310, en sko 1315, en fluidumpassasje 1320, en fluidumpassasje 1130, en fluidumpassasje 1135, pakninger 1140, en støttedel 1145, og en skrapeplugg 1350. As illustrated in fig. 11b, an apparatus 1300 for forming a wellbore casing in a subterranean formation is then placed in the new section 1230 of the wellbore 100. The apparatus 1300 preferably comprises an expandable spindle or spike 1305, a tubular member 1310, a shoe 1315, a fluid passage 1320, a fluid passage 1130, a fluid passage 1135, gaskets 1140, a support part 1145, and a scraper plug 1350.

Den ekspanderbare spindel 1305 er koplet til og understøttet av støttedelen 1345. Den ekspanderbare spindel 1305 er fortrinnsvis tilpasset til styrbart å ekspandere i radiell retning. Den ekspanderbare spindel 1305 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige ekspanderbare spindler, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter den ekspanderbare spindel 1305 et hydraulisk ekspansjonsverktøy, i hovedsak som beskrevet i US patent nr. 5 348 095, hvilken beskrivelse er tatt inn her ved referanse, modifisert i henhold til opplysninger i foreliggende beskrivelse. The expandable spindle 1305 is connected to and supported by the support part 1345. The expandable spindle 1305 is preferably adapted to controllably expand in the radial direction. The expandable spindle 1305 may comprise any of a number of conventional, commercially available expandable spindles, modified according to information herein. In a preferred embodiment, the expandable spindle 1305 comprises a hydraulic expansion tool, substantially as described in US Patent No. 5,348,095, which description is incorporated herein by reference, modified according to information in the present description.

Rørdelen 1310 er koplet til og understøttet ved den ekspanderbare spindel 1305. Rørdelen 1310 er fortrinnsvis ekspandert i radiell retning og ekstrudert fra den ekspanderbare spindel 1305. Rørdelen 1310 kan fremstilles av hvilket som helst av et antall materialer, som for eksempel Oilfield Country Tubular Goods (OCTG), 13 kromstålrør/foringsrør eller plastforingsrør. I en foretrukken utførelse er rørdelen 1310 fremstilt av OCTG. De indre og ytre diametere av rørdelen 1310 kan ligge i området fra for eksempel omkring 0,75 til 47 tommer (19,05mm til 1193,8mm) og (26,67mm til 1219,2mm). I en foretrukken utførelse, er de indre og ytre diametere av rørdelen 1310 i området fra omkring 3 til 15,5 tommer (76,2 til 393,7 mm) og 3,5 til 16 tommer (88,9 til 406,4mm), for optimalt å gi minimum teleskopeffekt i de fleste vanlig brukte brønnhullstørrelser. The tubular member 1310 is connected to and supported by the expandable mandrel 1305. The tubular member 1310 is preferably expanded in the radial direction and extruded from the expandable mandrel 1305. The tubular member 1310 may be manufactured from any of a number of materials, such as Oilfield Country Tubular Goods ( OCTG), 13 chrome steel pipe/casing or plastic casing. In a preferred embodiment, the pipe part 1310 is made of OCTG. The inner and outer diameters of the tube portion 1310 can range from, for example, about 0.75 to 47 inches (19.05mm to 1193.8mm) and (26.67mm to 1219.2mm). In a preferred embodiment, the inner and outer diameters of the tube portion 1310 range from about 3 to 15.5 inches (76.2 to 393.7 mm) and 3.5 to 16 inches (88.9 to 406.4 mm). , to optimally provide minimum telescoping effect in most commonly used wellbore sizes.

I en foretrukken utførelse, omfatter rørdelen 1310 et øvre område 1355, et mellomområde 1360, og et nedre område 1365. I en foretrukken utførelse, er veggtykkelsen og den ytre diameter av det øvre område 1355 av rørdelen 1310 i området fra 3/8 til 1,5 tomme (9,525 til 38,lmm) og 3,5 til 16 tommer (88,9 til 406,4mm). I en foretrukken utførelse, er veggtykkelsen og den ytre diameter av det mellomområdet 1360 av rørdelen 1310 i området fra omkring 0,625 til 0,75 tommer (15,88 til 19,05 mm) og 3 til 19 tommer (76,2 til 482,6 mm). I en foretrukken ut-førelse, er veggtykkelsen av den ytre diameter av det nedre område 1365 av den rør-formede del 1310 i området fra 3/8 til 1,5 tommer (9,525 til 38,lmm) og 3,5 til 16 tommer (88,9 til 406,4mm). In a preferred embodiment, the tube portion 1310 comprises an upper region 1355, an intermediate region 1360, and a lower region 1365. In a preferred embodiment, the wall thickness and outer diameter of the upper region 1355 of the tube portion 1310 is in the range of 3/8 to 1 .5 inch (9.525 to 38.lmm) and 3.5 to 16 inch (88.9 to 406.4mm). In a preferred embodiment, the wall thickness and outer diameter of the intermediate region 1360 of the tube portion 1310 ranges from about 0.625 to 0.75 inches (15.88 to 19.05 mm) and 3 to 19 inches (76.2 to 482, 6 mm). In a preferred embodiment, the wall thickness of the outer diameter of the lower portion 1365 of the tubular portion 1310 ranges from 3/8 to 1.5 inches (9.525 to 38.1mm) and 3.5 to 16 inches (88.9 to 406.4mm).

I en spesielt foretrukken utførelse, er veggtykkelsen av mellomseksjonen 1360 av rørdelen 1310 mindre enn eller lik veggtykkelsen av de øvre og nedre seksjoner 1355 og 1365 av rørdelen 1310, for optimalt å lette startingen av ekstrusjonsprosessen og optimalt å tillate plassering av apparatet i områder av borehullet som har trange klaringer. In a particularly preferred embodiment, the wall thickness of the middle section 1360 of the pipe member 1310 is less than or equal to the wall thickness of the upper and lower sections 1355 and 1365 of the pipe member 1310, to optimally facilitate the start of the extrusion process and optimally to allow placement of the apparatus in areas of the borehole which have narrow clearances.

Rørdelen 1310 omfatter fortrinnsvis en solid del. I en foretrukken utførelse, er det øvre endeområde 1355 av rørdelen 1310 slisset, perforert eller på annen måte modifisert for å fange opp eller forsinke spindelen 1305 mens den fullfører ekstrusjonen av rørdelen 1310.1 en foretrukken utførelse, er lengden av rørdelen 1310 begrenset for å minimalisere muligheten for bulking. For typiske materialer i rørdelen 1310, er lengden av rørdelen 1310 fortrinnsvis begrenset til mellom omkring 40 og 20.000 fot (1219,2cm og 609600 cm) i lengde. The pipe part 1310 preferably comprises a solid part. In a preferred embodiment, the upper end region 1355 of the tubular member 1310 is slotted, perforated or otherwise modified to capture or retard the spindle 1305 as it completes the extrusion of the tubular member 1310. In a preferred embodiment, the length of the tubular member 1310 is limited to minimize the possibility for bulking. For typical materials in the pipe section 1310, the length of the pipe section 1310 is preferably limited to between about 40 and 20,000 feet (1219.2 cm and 609600 cm) in length.

Skoen 1315 er koplet til rørdelen 1310. Skoen 1315 omfatter fortrinnsvis fluidumpassasjen 1330 og 1335. Skoen 1315 kan omfatte hvilken som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige sko, som for eksempel Super Seal II float shoe, Super Seal II Down-Jet float shoe og føringssko med en tetningshylse for en nedlåsningsplugg, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter skoen 1315 en aluminiumnedspylingsføringssko med en tettende hylse for en nedlåsningsplugg tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse, for optimalt å føre den rørformede del 1310 inn i brønnhullet 1200, optimalt å fluidumisolere det indre av rørdelen 1310, og optimalt å tillate full utboring av skoen 1315 etter fullføring av ekstrusjons- og sementeringsoperasjoner. The shoe 1315 is coupled to the tube portion 1310. The shoe 1315 preferably comprises the fluid passages 1330 and 1335. The shoe 1315 may comprise any of a number of conventional, commercially available shoes, such as Super Seal II float shoe, Super Seal II Down-Jet float shoe and guide shoes with a sealing sleeve for a locking plug, modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the shoe 1315 comprises an aluminum flush-down guide shoe with a sealing sleeve for a lock-down plug available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, modified according to information herein, to optimally guide the tubular member 1310 into the wellbore 1200, optimally to fluid isolate the interior of the pipe member 1310, and optimally to allow full boring out of the shoe 1315 after completion of extrusion and cementing operations.

I en foretrukken utførelse, omfatter skoen videre en eller flere sideutløpsporter i fluidumforbindelse med fluidumpassasjen 1330. På denne måten, vil skoen 1315 fortrinnsvis injisere herdbare flytende tetningsmateriale inn i området utenfor skoen 1315 og rørdelen 1310.1 en foretrukken utførelse, omfatter skoen 1315 en fluidumpassasje 1330 som har en innløpsgeometri som kan motta en fluidum-tetningsdel. På denne måten, kan fluidumpassasjene 1330 bli stengt av ved å innføre en plugg, pil og/eller kule-tetningselement i fluidumpassasjen 1330. In a preferred embodiment, the shoe further comprises one or more side outlet ports in fluid communication with the fluid passage 1330. In this way, the shoe 1315 will preferably inject curable liquid sealing material into the area outside the shoe 1315 and the pipe part 1310.1 a preferred embodiment, the shoe 1315 comprises a fluid passage 1330 which has an inlet geometry that can receive a fluid seal member. In this way, the fluid passages 1330 can be closed off by introducing a plug, arrow and/or ball sealing element into the fluid passage 1330.

Fluidumpassasjen 1320 tillater flytende materialer å bli transportert til og fra det indre område av rørdelen 1310 nedenfor den ekspanderbare spindel 1305. Fluidumpassasjen 1320 er koplet til og plassert inne i støttedelen 1315 og den ekspanderbare spindel 1305. Fluidumpassasjen 1320 strekker seg fortrinnsvis fra en posisjon nær overflaten til bunnen av den ekspanderbare spindel 1305. Fluidumpassasjen 1320 er fortrinnsvis plassert langs senterlinjen for apparatet 1300. Fluidumpassasjen 1320 er fortrinnsvis valgt til å transportere materialer så som sement, boreslam eller epoksy, med strømningsmengder og trykk i området fra 0 til 3000 gallon (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi, for optimalt å frembringe tilstrekkelig operasjonstrykk til å sirkulere fluida med operativt effektive mengder. The fluid passage 1320 allows liquid materials to be transported to and from the interior region of the tube portion 1310 below the expandable spindle 1305. The fluid passage 1320 is connected to and located within the support portion 1315 and the expandable spindle 1305. The fluid passage 1320 preferably extends from a position near the surface to the bottom of the expandable spindle 1305. The fluid passage 1320 is preferably located along the centerline of the apparatus 1300. The fluid passage 1320 is preferably selected to transport materials such as cement, drilling mud or epoxy, with flow rates and pressures in the range of 0 to 3000 gallons (0 to 11355.9 liters) per minute and 0 to 9000 psi, to optimally generate sufficient operating pressure to circulate fluids at operationally effective rates.

Fluidumpassasjen 1330 tillater flytende materiale å bli transportert til og fra området utenfor rørdelen 1310 og skoen 1315. Fluidumpassasjen 1330 er koplet til og plassert inne i skoen 1315 i fluidumforbindelse med det indre område 1370 av rør-delen 1310 nedenfor den ekspanderbare spindel 1305. Fluidumpassasjen 1330 har fortrinnsvis en tverrsnittsform som tillater at en plugg eller annen liknende anordning plasseres i fluidumpassasjen 1330 for dermed å blokkere videre passering av flytende materialer. På denne måten, kan det indre område 1370 av rørdelen 1310 nedenfor den ekspanderbare spindel 1305 bli fluidumisolert fra området utenfor rørdelen 1310. Dette tillater at det indre område 1370 av rørdelen 1310 nedenfor den ekspanderbare spindel 1305 settes under trykk. Fluidumpassasjen 1330 er fortrinnsvis plassert i hovedsak langs senterlinjen for apparatet 1300. The fluid passage 1330 allows liquid material to be transported to and from the area outside the tube portion 1310 and the shoe 1315. The fluid passage 1330 is connected to and positioned within the shoe 1315 in fluid communication with the inner region 1370 of the tube portion 1310 below the expandable spindle 1305. The fluid passage 1330 preferably has a cross-sectional shape that allows a plug or other similar device to be placed in the fluid passage 1330 to thereby block further passage of liquid materials. In this way, the inner region 1370 of the tube part 1310 below the expandable spindle 1305 can be fluid isolated from the area outside the tube part 1310. This allows the inner region 1370 of the tube part 1310 below the expandable spindle 1305 to be pressurized. The fluid passage 1330 is preferably located essentially along the center line of the apparatus 1300.

Fluidumpassasjen 1330 er fortrinnsvis valgt til å lede materialer så som sement, boreslam eller epoksy, med strømningsmengder og trykk i området fra omkring 0 til 3000 gallon (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi for optimalt å fylle ringrommet mellom rørdelen 1310 og den nye seksjon 1230 av brønnhullet 1200 med flytende materialer. I en foretrukken utførelse, omfatter fluidumpassasjen 1330 en innløpsgeometri som kan motta en pil- og/eller kuletetningsdel. På denne måten, kan fluidumpassasjen 1330 bli avstengt ved å innføre en plugg, pil og/eller kule-tetningselement i fluidumpassasjen 1320. The fluid passage 1330 is preferably selected to conduct materials such as cement, drilling mud or epoxy, with flow rates and pressures in the range of about 0 to 3000 gallons (0 to 11355.9 liters) per minute and 0 to 9000 psi to optimally fill the annulus between the pipe section 1310 and the new section 1230 of the wellbore 1200 with liquid materials. In a preferred embodiment, the fluid passage 1330 comprises an inlet geometry that can receive a dart and/or ball seal member. In this way, the fluid passage 1330 can be closed by inserting a plug, arrow and/or ball sealing element in the fluid passage 1320.

Fluidumpassasjen 1335 tillater at flytende materialer blir transportert til og fra området utenfor rørdelen 1310 og skoen 1315. Fluidumpassasjen 1335 er koplet til og plassert inne i skoen 1315 i fluidumforbindelse med fluidumpassasjen 1330. Fluidumpassasjen 1335 er fortrinnsvis plassert i hovedsak langs senterlinjen for apparatet 1300. Fluidumpassasjen 1335 er fortrinnsvis valgt til å lede materialer så som sement, boreslam eller epoksy, med strømningsmengder og trykk i området fra 0 til 3000 gallon (0 til 11355,9 liter) per minutt og 0 til 9000 psi, for optimalt å fylle ringrommet mellom rørdelen 1310 og den nye seksjon 1230 av brønnhullet 1200 med flytende materialer. The fluid passage 1335 allows liquid materials to be transported to and from the area outside the tube portion 1310 and the shoe 1315. The fluid passage 1335 is connected to and located within the shoe 1315 in fluid communication with the fluid passage 1330. The fluid passage 1335 is preferably located substantially along the centerline of the apparatus 1300. The fluid passage The 1335 is preferably selected to conduct materials such as cement, drilling mud or epoxy, with flow rates and pressures in the range of 0 to 3000 gallons (0 to 11355.9 liters) per minute and 0 to 9000 psi, to optimally fill the annulus between the pipe section 1310 and the new section 1230 of the wellbore 1200 with liquid materials.

Pakningene 1340 er koplet til og understøttet ved det øvre endeområde 1355 av rørdelen 1310. Pakningene 1340 er videre plassert på en ytre overflate av det øvre endeområdet 1355 av rørdelen 1310. Pakningene 1340 tillater at den overlappende skjøt mellom det nedre endeområde av foringsrøret 1215 og det øvre område 1355 av rørdelen 1310 blir fluidumforseglet. Pakningene 1340 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige pakninger, som for eksempel bly, gummi, teflon eller epoksy-pakninger modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter pakningene 1340 pakninger støpt av Stratalock epoksy tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, for optimalt å frembringe en hydraulisk tetning i ringrommet av den overlappende skjøt mens den også skaper optimalt belastningsbærende evne til å motstå typiske strekk- og kompresjonsbelastninger. The gaskets 1340 are connected to and supported at the upper end region 1355 of the pipe section 1310. The gaskets 1340 are further placed on an outer surface of the upper end area 1355 of the pipe section 1310. The gaskets 1340 allow the overlapping joint between the lower end area of the casing pipe 1215 and the upper area 1355 of pipe part 1310 is fluid sealed. The gaskets 1340 may comprise any of a number of conventional, commercially available gaskets, such as lead, rubber, Teflon or epoxy gaskets modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the gaskets comprise 1340 gaskets cast from Stratalock epoxy available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally produce a hydraulic seal in the annulus of the overlapped joint while also providing optimal load-carrying capability to withstand typical tensile and compression loads.

I en foretrukken utførelse, er pakningene 1340 valgt til optimalt å frembringe tilstrekkelig friksjonskraft til å understøtte den ekspanderte rørdel 1310 fra det eksisterende foringsrør 1215.1 en foretrukken utførelse, er friksjonskraften som frembringes av pakningene 1340 i området fra omkring 1000 til 1.000.000 pund (454 til 454000 kg), for optimalt å understøtte den ekspanderte rørdel 1310. In a preferred embodiment, the gaskets 1340 are selected to optimally produce sufficient frictional force to support the expanded pipe section 1310 from the existing casing 1215.1 a preferred embodiment, the frictional force produced by the gaskets 1340 is in the range of about 1,000 to 1,000,000 pounds (454 to 454,000 kg), to optimally support the expanded pipe part 1310.

Støttedelen 1345 er koplet til den ekspanderte spindel 1305, rørdelen 1310, skoen 1315, og pakningene 1340. Støttedelen 1345 omfatter fortrinnsvis en ringformet del som har tilstrekkelig styrke til å bære apparatet 1300 inn i den nye seksjon 1230 av brønnhullet 1200.1 en foretrukken utførelse, omfatter støttedelen videre en eller flere konvensjonelle sentreringsanordninger (ikke illustrert) for å hjelpe med å stabilisere rørdelen 1310. The support part 1345 is connected to the expanded spindle 1305, the pipe part 1310, the shoe 1315, and the gaskets 1340. The support part 1345 preferably comprises an annular part which has sufficient strength to carry the apparatus 1300 into the new section 1230 of the wellbore 1200.1 a preferred embodiment, comprises the support member further one or more conventional centering devices (not illustrated) to help stabilize the tube member 1310.

I en foretrukken utførelse, blir støttedelen 1345 grundig rengjort før sammenmontering med de øvrige deler av apparatet 1300. På denne måten, blir innføring av fremmedmaterialer i apparatet 1300 minimalisert. Dette minimaliserer muligheten for at fremmedmaterialer tetter de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 1300 og sikrer at intet fremmedmateriale påvirker ekspansjonsprosessen. In a preferred embodiment, the support part 1345 is thoroughly cleaned before assembly with the other parts of the apparatus 1300. In this way, the introduction of foreign materials into the apparatus 1300 is minimized. This minimizes the possibility of foreign material clogging the various flow passages and valves in the apparatus 1300 and ensures that no foreign material affects the expansion process.

Skraperpluggen 1350 er koplet til spindelen 1305 i det indre område 1370 av rørdelen 1310. Skraperpluggen 1350 omfatter en fluidumpassasje 1375 som er koplet til fluidumpassasjen 1320. Skraperpluggen 1350 kan omfatte en eller flere konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige skraperplugger, som for eksempel Multiple Stage Cementer nedlåsningsplugger, Omega nedlåsningsplugger eller treskraper nedlåsningsplugger, modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter skraperpluggen 1350 en Multiple Stage Cementer nedlåsningsplugg, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas, modifisert på konvensjonell måte for utløsbart feste til ekspansjonsspindelen 1305. The scraper plug 1350 is connected to the spindle 1305 in the inner region 1370 of the pipe part 1310. The scraper plug 1350 comprises a fluid passage 1375 which is connected to the fluid passage 1320. The scraper plug 1350 may comprise one or more conventional, commercially available scraper plugs, such as for example Multiple Stage Cementer lock-down plugs, Omega locking plugs or wood scraper locking plugs, modified according to information in this description. In a preferred embodiment, the scraper plug 1350 comprises a Multiple Stage Cementer lockout plug, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, modified in a conventional manner for releasable attachment to the expansion spindle 1305.

I en foretrukken utførelse, før eller etter plassering av apparatet 1300 i den nye seksjon 1230 av brønnhullet 1200, blir et par brønnhull-volumer sirkulert for å sikre at ingen fremmedmaterialer befinner seg inne i brønnhullet 1200, som kunne tette de forskjellige strømningspassasjer og ventiler i apparatet 1300, og for å sikre at ingen fremmedmaterialer påvirker ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, before or after placing the apparatus 1300 in the new section 1230 of the wellbore 1200, a pair of wellbore volumes are circulated to ensure that no foreign materials are inside the wellbore 1200, which could plug the various flow passages and valves in the apparatus 1300, and to ensure that no foreign materials affect the extrusion process.

Som illustrert på fig. lic, blir er herdbart flytende tetningsmateriale 1380 så pumpet fra et sted på overflaten inn i fluidumpassasjen 1320. Materialet 1380 passerer så fra fluidumpassasjen 1320 gjennom fluidumpassasjen 1375, og inn i det indre område 1370 av rørdelen 1310 nedenfor den ekspanderbare spindel 1305. Materialet 1380 passerer så fra det indre område 1370 inn i fluidumpassasjen 1330. Materialet 1380 kommer så ut av apparatet 1300 via fluidumpassasjen 1335, og fyller ringrommet 1390 mellom det ytre av rørdelen 1310 og den indre vegg av den nye seksjon 1230 av brønnhullet 1200. Fortsatt pumping av materialet 1380 forårsaker at materialet 1380 fyller opp i det minste en del av ringrommet 1390. As illustrated in fig. lic, curable liquid sealing material 1380 is then pumped from a location on the surface into the fluid passage 1320. The material 1380 then passes from the fluid passage 1320 through the fluid passage 1375, and into the interior region 1370 of the tube portion 1310 below the expandable spindle 1305. The material 1380 passes then from the inner area 1370 into the fluid passage 1330. The material 1380 then exits the apparatus 1300 via the fluid passage 1335, and fills the annulus 1390 between the outside of the pipe part 1310 and the inner wall of the new section 1230 of the wellbore 1200. Continued pumping of the material 1380 causes the material 1380 to fill up at least part of the annulus 1390.

Materialet 1380 kan pumpes inn i ringrommet 1390 ved trykk og strømningsmengder i området, for eksempel, fra 0 til 5000 psi og 0 til 1500 gallon (0 til 5677,95 liter) per minutt. I en foretrukken utførelse, blir materialet 1380 pumpet inn i ringrommet 1390 ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 5000 psi og 0 til 1500 gallon (0 til 5677,95 liter) per minutt, for optimalt å fylle ringrommet mellom rørdelen 1310 og den nye seksjon 1230 av brønnhullet 1200 ved det herdbare flytende tetningsmateriale 1380. The material 1380 may be pumped into the annulus 1390 at pressures and flow rates in the range of, for example, from 0 to 5000 psi and 0 to 1500 gallons (0 to 5677.95 liters) per minute. In a preferred embodiment, the material 1380 is pumped into the annulus 1390 at pressures and flow rates in the range of about 0 to 5000 psi and 0 to 1500 gallons (0 to 5677.95 liters) per minute, to optimally fill the annulus between the tube portion 1310 and the new section 1230 of the wellbore 1200 by the curable liquid sealing material 1380.

Det herdbare flytende tetningsmateriale 1380 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige herdbare flytende tetningsmaterialer, som for eksempel slaggblanding, sement eller epoksy. I en foretrukken utførelse, omfatter det herdbare flytende tetningsmateriale 1380 blandede sementer, spesielt konstruert for brønnseksjonen som blir boret, og tilgjengelig fra Halliburton Energy Services for optimalt å anordne støtte for rørdelen 1310 under forskyvningen av materialet 1380 inn i ringrommet 1390. Den optimale blanding av sementen blir fortrinnsvis bestemt ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. The curable liquid sealant 1380 may comprise any of a number of conventional, commercially available curable liquid sealant materials, such as slag mix, cement, or epoxy. In a preferred embodiment, the curable liquid sealing material 1380 comprises blended cements specifically designed for the well section being drilled and available from Halliburton Energy Services to optimally provide support for the tubing member 1310 during displacement of the material 1380 into the annulus 1390. The optimal blend of the cement is preferably determined using conventional empirical methods.

Ringrommet 1390 blir fortrinnsvis fylt med materiale 1380 i tilstrekkelige mengder til å sikre at, etter radiell ekspansjon av rørdelen 1310, vil ringrommet 1390 i den nye seksjon 1230 av brønnhullet 1200 bli fylt med materiale 1380. The annulus 1390 is preferably filled with material 1380 in sufficient quantities to ensure that, after radial expansion of the pipe part 1310, the annulus 1390 in the new section 1230 of the wellbore 1200 will be filled with material 1380.

Som illustrert på fig. Ild, så snart ringrommet 1390 er tilstrekkelig fylt med materiale 1380, blir en skraperpil 1395 eller liknende anordning innført i fluidumpassasjen 1320. Skraperpilen 1395 blir fortrinnsvis pumpet gjennom fluidumpassasjen 1320 ved det ikke-herdbare flyende materiale 1381. Skraperpilen 1395 vil så fortrinnsvis engasjere skraperpluggen 1350. As illustrated in fig. Fire, as soon as the annulus 1390 is sufficiently filled with material 1380, a scraper arrow 1395 or similar device is introduced into the fluid passage 1320. The scraper arrow 1395 is preferably pumped through the fluid passage 1320 by the non-curable flying material 1381. The scraper arrow 1395 will then preferably engage the scraper plug 1350 .

Som illustrert på fig. Ile, i en foretrukken utførelse, vil kontakt mellom skraperpilen 1395 og skraperpluggen 1350 forårsake at skraperpluggen 1350 frakoples fra spindelen 1305. Skraperpilen 1305 og skraperpluggen 1350 vil da fortrinnsvis feste seg i fluidumpassasjen 1330, og dermed blokkere fluidumstrøm gjennom fluidumpassasjen 1330, og fluidumisolere det indre område 1370 av rørdelen 1310 fra ringrommet 1390.1 en foretrukken utførelse, blir det ikke-herdbare flytende materiale 1381 så pumpet inn i det indre område 1370 og forårsake at det indre område 1370 kommer under trykk. Så snart det indre område 1370 er under tilstrekkelig trykk, blir rørdelen 1310 ekstrudert fra den ekspanderbare spindel 1305. Under ekstrusjonsprosessen, blir den ekspanderbare spindel 1305 hevet ut av det hevet ut av det ekspanderte område av rørdelen 1310 ved støttedelen 1345. As illustrated in fig. However, in a preferred embodiment, contact between the scraper arrow 1395 and the scraper plug 1350 will cause the scraper plug 1350 to disengage from the spindle 1305. The scraper arrow 1305 and the scraper plug 1350 will then preferably attach to the fluid passage 1330, thereby blocking fluid flow through the fluid passage 1330, and fluid isolating the interior area 1370 of the tube portion 1310 from the annulus 1390.1 a preferred embodiment, the non-curable liquid material 1381 is then pumped into the inner area 1370 and causes the inner area 1370 to come under pressure. As soon as the inner region 1370 is under sufficient pressure, the tube part 1310 is extruded from the expandable spindle 1305. During the extrusion process, the expandable spindle 1305 is raised out of the expanded region of the tube part 1310 by the support part 1345.

Skraperpilen 1395 plasseres fortrinnsvis i fluidumpassasjen 1320 ved å innføre skraperpilen 1395 i fluidumpassasjen 1320 på et sted på overflaten, på konvensjonell måte. Skraperpilen 1395 kan omfatte hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige anordninger for å plugge en fluidumpassasje, så som for eksempel Multiple Stage Cementer nedlåsningsplugger, Omega nedlåsningsplugger eller treskraper nedlåsningsplugg/piler modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukken utførelse, omfatter skraperpilen 1395 en treskraper nedlåsningsplugg, modifisert til å låse og tette Multiple Stage Cementer nedlåsningspluggen 1350. Treskrapernedlåsningspluggen er tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Dallas, Texas. The scraper dart 1395 is preferably placed in the fluid passage 1320 by inserting the scraper dart 1395 into the fluid passage 1320 at a location on the surface, in a conventional manner. The scraper arrow 1395 may comprise any of a number of conventional, commercially available devices for plugging a fluid passage, such as, for example, Multiple Stage Cementer lockout plugs, Omega lockout plugs, or wood scraper lockout plug/arrows modified according to information herein. In a preferred embodiment, the scraper arrow 1395 includes a wood scraper locking plug, modified to lock and seal the Multiple Stage Cementer locking plug 1350. The wood scraper locking plug is available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

Etter blokkering av fluidumpassasjen 1330 ved bruk av skraperpluggen 1330 og skraperpilen 1395, kan det ikke-herdbar flytende materiale 1381 pumpes inn i det indre område 1370 ved trykk og strømningsmengder i området for eksempel fra omkring 0 til 5000 psi og 0 til 1500 gallon (0 til 5677,95 liter) per minutt for optimalt å ekstrudere rørdelen 1310 fra spindelen 1305. På denne måten, blir mengden av herdbart flytende materiale i det indre av rørdelen 1310 minimalisert. After blocking the fluid passage 1330 using the scraper plug 1330 and the scraper arrow 1395, the non-curable liquid material 1381 can be pumped into the interior region 1370 at pressures and flow rates in the range of, for example, from about 0 to 5000 psi and 0 to 1500 gallons (0 to 5677.95 liters) per minute to optimally extrude the pipe member 1310 from the spindle 1305. In this way, the amount of curable liquid material in the interior of the pipe member 1310 is minimized.

I en foretrukken utførelse, etter blokkering av fluidumpassasjen 1330, blir det ikke-herdbare flytende materiale 1381 fortrinnsvis pumpet inn i det indre område 1370 ved trykk og strømningsmengder i området fra omkring 500 til 9000 psi og 40 til 3000 gallon (151,41 til 11355,9 liter) per minutt, for optimalt å frembringe operasjonstrykk til å opprettholde ekspansjonsprosessen med mengder som er tilstrekkelig til å tillate at justeringer blir utført i operasjonsparametrene under ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, after blocking the fluid passage 1330, the non-curable liquid material 1381 is preferably pumped into the interior region 1370 at pressures and flow rates in the range of about 500 to 9000 psi and 40 to 3000 gallons (151.41 to 11355 .9 liters) per minute, to optimally produce operating pressures to maintain the expansion process by amounts sufficient to allow adjustments to be made in the operating parameters during the extrusion process.

For typiske rørdeler 1310, vil ekstrusjonen av rørdelen 1310 fra den ekspanderbare spindel 1305 begynne når trykket i det indre område 1370 når for eksempel omkring 500 til 9000 psi. I en foretrukken utførelse, er ekstrusjonen av rør-delen 1310 fra den ekspanderbare spindel 1305 en funksjon av rørdelens diameter, veggtykkelsen av rørdelen, geometrien av spindelen, typen av smøremiddel, sammensetning av skoen og rørdelen, og bruddstyrken for rørdelen. Den optimale strømningsmengde og operasjonstrykkene blir fortrinnsvis bestemt ved bruk av konvensjonelle empiriske metoder. For typical pipe members 1310, the extrusion of the pipe member 1310 from the expandable spindle 1305 will begin when the pressure in the inner region 1370 reaches, for example, about 500 to 9000 psi. In a preferred embodiment, the extrusion of the tubular member 1310 from the expandable mandrel 1305 is a function of the diameter of the tubular member, the wall thickness of the tubular member, the geometry of the mandrel, the type of lubricant, the composition of the shoe and the tubular member, and the breaking strength of the tubular member. The optimum flow rate and operating pressures are preferably determined using conventional empirical methods.

Under ekstrusjonsprosessen, kan den ekspanderbare spindel 1305 bli hevet ut av det ekspanderte område av rørdelen 1310 ved en takt for eksempel, fra omkring 0 til 5 fot (0 til 152,4 cm) per sekund. I en foretrukken utførelse, under ekstrusjonsprosessen, kan den ekspanderbare spindel 1305 hevet ut av det ekspanderte område av rørdelen 1310 ved en takt i området fra 0 til 2 fot (0 til 60,96 cm) per sekund, for optimalt å frembringe en effektiv prosess, optimalt å tillate operatør-justering av operasjonsparametre, og sikre optimal fullføring av ekstrusjonsprosessen før herding av materialet 1380. During the extrusion process, the expandable spindle 1305 may be raised out of the expanded region of the tube portion 1310 at a rate of, for example, from about 0 to 5 feet (0 to 152.4 cm) per second. In a preferred embodiment, during the extrusion process, the expandable spindle 1305 may be raised out of the expanded region of the tube portion 1310 at a rate in the range of 0 to 2 feet (0 to 60.96 cm) per second, to optimally produce an efficient process , optimally allowing operator adjustment of operating parameters, and ensuring optimal completion of the extrusion process prior to curing of the material 1380.

Når det øvre endeområde 1355 av rørdelen 1310 er ekstrudert fra den ekspanderbare spindel 1305, vil den ytre overflate av det øvre endeområde 1355 av rør-delen 1310 fortrinnsvis kontakte den indre overflate av den nedre ende av foringsrøret 1215 for å danne en fluidumtett overlappende skjøt. Kontakttrykket i den overlappende skjøt kan være i området, for eksempel fra omkring 50 til 20.000 psi. I en foretrukken utførelse, er kontakttrykket av den overlappende skjøt i området fra omkring 400 til 10.000 psi for optimalt å frembringe kontakttrykk som er tilstrekkelig til å sikre ringformet tetning og å frembringe tilstrekkelig motstand til å motstå typiske strekk- og kompresjonsbelastninger. I en spesielt foretrukken utførelse, vil tetningsdelene 1340 sikre en tilstrekkelig fluidum- og gasstetning i den overlappende skjøt. When the upper end region 1355 of the tubular member 1310 is extruded from the expandable mandrel 1305, the outer surface of the upper end region 1355 of the tubular member 1310 will preferably contact the inner surface of the lower end of the casing 1215 to form a fluid-tight overlapping joint. The contact pressure in the overlapping joint may be in the range, for example, from about 50 to 20,000 psi. In a preferred embodiment, the contact pressure of the lap joint is in the range of about 400 to 10,000 psi to optimally produce contact pressure sufficient to ensure annular sealing and to produce sufficient resistance to withstand typical tensile and compressive loads. In a particularly preferred embodiment, the sealing parts 1340 will ensure a sufficient fluid and gas seal in the overlapping joint.

I en foretrukken utførelse, blir operasjonstrykket og strømningsmengden for det ikke-herdbare flytende materiale styrbart rampet ned når den ekspanderbare spindel 1305 når det øvre endeområdet 1355 av rørdelen 1310. På denne måten, kan den plutselige utløsning av trykk forårsaket ved fullført ekstrudering av rørdelen 1310 fra den ekspanderbare spindel 1305 bli minimalisert. I en foretrukken utførelse, bli operasjonstrykket redusert på en i hovedsak lineær måte fra 100 % til omkring 10 % under slutten av ekstrusjonsprosessen, som begynner når spindelen 1305 har fullført alt unntatt omkring 5 fot (152,4 cm) av ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, the operating pressure and flow rate of the non-curable liquid material is controllably ramped down when the expandable spindle 1305 reaches the upper end region 1355 of the pipe member 1310. In this way, the sudden release of pressure caused by the completion of extrusion of the pipe member 1310 can from the expandable spindle 1305 be minimized. In a preferred embodiment, the operating pressure is reduced in a substantially linear manner from 100% to about 10% during the end of the extrusion process, which begins when the spindle 1305 has completed all but about 5 feet (152.4 cm) of the extrusion process.

Alternativt eller i tillegg, er en støtdemper anordnet i støttedelen 1345 for å absorbere sjokket forårsaket ved den plutselige utløsning av trykk. Alternatively or additionally, a shock absorber is provided in the support portion 1345 to absorb the shock caused by the sudden release of pressure.

Alternativt eller i kombinasjon, er en spindel-oppfangningsstruktur anordnet i det øvre endeområde 1355 av rørdelen 1310 for å fange eller i det minste deselerere spindelen 1305. Alternatively or in combination, a spindle capture structure is provided in the upper end region 1355 of the tube portion 1310 to capture or at least decelerate the spindle 1305.

Så snart ekstrusjonsprosessen er fullført, blir den ekspanderbare spindel 1305 fjernet fra brønnhullet 1200.1 en foretrukken utførelse, enten før eller etter fjerning av den ekspanderbare spindelen 1305, blir integriteten av fluidumtetningen i den overlappende skjøt mellom det område 1355 av rørdelen 1310 og det nedre område av foringsrøret 1215, testet ved bruk av konvensjonelle metoder. Hvis fluidumtetningen av den overlappende skjøt mellom det øvre område 1355 av rørdelen 1310 og det nedre område av foringsrøret 1215 er tilfredsstillende, blir den uherdede del av materialet 1380 inne i den ekspanderte rørdel 1310 fjernet på konvensjonell måte. Materialet 1380 i ringrommet 1390 blir så tillatt å herde. Once the extrusion process is complete, the expandable spindle 1305 is removed from the wellbore 1200. In a preferred embodiment, either before or after removal of the expandable spindle 1305, the integrity of the fluid seal in the overlapping joint between the region 1355 of the pipe member 1310 and the lower region of casing 1215, tested using conventional methods. If the fluid seal of the overlapping joint between the upper region 1355 of the pipe section 1310 and the lower region of the casing pipe 1215 is satisfactory, the uncured portion of the material 1380 inside the expanded pipe section 1310 is removed in a conventional manner. The material 1380 in the annulus 1390 is then allowed to harden.

Som illustrert på fig. 11 f, blir så resterende herdet materiale 1380 i det indre av den ekspanderte rørdel 1310 fjernet på konvensjonell måte ved bruk av en konvensjonell borestreng. Den resulterende nye seksjon og foringsrør 1400 omfatter den ekspanderte rørdel 1310 og et ytre rørformet lag 1405 av herdet materiale 1305. Bunnområdet av apparatet 1300 omfattende skoen 1315 kan så bli fjernet ved å bore ut skoen 1315 ved bruk av konvensjonelle boremetoder. As illustrated in fig. 11 f, then residual hardened material 1380 in the interior of the expanded pipe section 1310 is removed in a conventional manner using a conventional drill string. The resulting new section and casing 1400 comprises the expanded pipe section 1310 and an outer tubular layer 1405 of hardened material 1305. The bottom area of the apparatus 1300 comprising the shoe 1315 can then be removed by drilling out the shoe 1315 using conventional drilling methods.

En fremgangsmåte for å skape et foringsrør i et borehull plassert i en underjordisk formasjon er beskrevet, som omfatter installasjon av en rørformet foring og en spindel i borehullet. Et legeme av flytende materiale blir så injisert i borehullet. Rørforingen blir så radielt ekspandert ved å ekstrudere foringen fra spindelen. Injiseringen omfatter fortrinnsvis injisering av et herdbart flytende tetningsmateriale i et ringformet område plassert mellom borehullet og det ytre av rørforingen, og et ikke-herdbart flytende materiale i et indre område av rørforingen nedenfor spindelen. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis å fluidum-isolere ringrommet fra det indre området før injisering av den andre mengden av det ikke-herdbare tetningsmateriale i det indre området. Injisering av det herdbare flytende tetningsmateriale er fortrinnsvis anordnet ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 5000 psi og 0 til 1500 gallon per minutt. Injiseringen av det ikke-herdbare flytende materiale er fortrinnsvis utført ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra 500 til 9000 psi og 40 til 3000 gallon per minutt. Injisering av det ikke-herdbare flytende materiale er fortrinnsvis anordnet ved redusert operasjonstrykk og strømningsmengder under sluttdelen av ekstruderingen. Det ikke-herdbare flytende materiale blir fortrinnsvis injisert nedenfor spindelen. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis trykktilførsel til et område av rørforing nedenfor spindelen. Området av rørforingen nedenfor spindelen er fortrinnsvis tilført trykk i området fra omkring 5000 til 9000 psi. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis fluidumisolering av et indre område av rørforingen fra et ytre område av rørforingen. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre herding av det herdbare tettende materiale, og fjerning av i det minste en del av det herdede tetningsmateriale plassert inne i rørforingen. Fremgangsmåten omfatter videre fortrinnsvis overlapping av rørforingen med et eksisterende brønnhull-foringsrør. Fremgangsmåten omfatter videre fortrinnsvis forsegling av overlappen mellom rørforingen og det eksisterende brønnhull-foringsrør. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre understøttelse av den ekstruderte rør-formede foring ved å bruke overlapping ved det eksisterende brønnhull-foringsrør. Fremgangsmåten omfatter videre fortrinnsvis testing av integriteten av pakningen i overlappen mellom rørforingen og det eksisterende brønnhull-foringsrør. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre fjerning av i det minste en del av det herdbare flytende tetningsmateriale inne i rørforingen før herding. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre smøring av overflaten på spindelen. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre absorbering av sjokk. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre fanging av spindelen etter fullføring av ekstrudering. A method of creating a casing in a borehole located in a subterranean formation is described, which comprises installing a tubular casing and a spindle in the borehole. A body of liquid material is then injected into the borehole. The pipe liner is then radially expanded by extruding the liner from the spindle. The injection preferably comprises injecting a curable liquid sealing material into an annular area located between the borehole and the outside of the pipe liner, and a non-curable liquid material into an inner area of the pipe liner below the spindle. The method preferably comprises fluid-isolating the annulus from the inner region before injecting the second amount of the non-curable sealing material into the inner region. Injection of the curable liquid sealant is preferably arranged at operating pressures and flow rates in the range of about 0 to 5000 psi and 0 to 1500 gallons per minute. The injection of the non-curable liquid material is preferably performed at operating pressures and flow rates in the range of 500 to 9,000 psi and 40 to 3,000 gallons per minute. Injection of the non-curable liquid material is preferably arranged at reduced operating pressure and flow rates during the final part of the extrusion. The non-curable liquid material is preferably injected below the spindle. The method preferably comprises applying pressure to an area of pipe lining below the spindle. The area of the pipe liner below the spindle is preferably pressurized in the range of about 5000 to 9000 psi. The method preferably includes fluid isolation of an inner area of the pipe liner from an outer area of the pipe liner. The method preferably includes further hardening of the hardenable sealing material, and removal of at least part of the hardened sealing material placed inside the pipe liner. The method further preferably includes overlapping the pipe casing with an existing wellbore casing. The method further preferably includes sealing the overlap between the pipe casing and the existing wellbore casing. The method preferably comprises further supporting the extruded tubular casing by using overlap at the existing wellbore casing. The method further preferably includes testing the integrity of the gasket in the overlap between the pipe casing and the existing wellbore casing. The method preferably comprises the further removal of at least part of the curable liquid sealing material inside the pipe lining before curing. The method preferably includes further lubrication of the surface of the spindle. The method preferably includes further absorption of shock. The method preferably comprises further trapping of the spindle after completion of extrusion.

Et apparat for å skape et foringsrør i et borehull plassert i en underjordisk formasjon er beskrevet, og omfatter en støttedel, en spindel, en rørdel, og en sko. Støttedelen omfatter en første fluidumpassasje. Spindelen er koplet til støttedelen og omfatter en annen fluidumpassasje. Rørdelen er koplet til spindelen. Skoen er koplet til rørforingen, og omfatter en tredje fluidumpassasje. De første, andre og tredje fluidumpassasjer er operativt koplet. Støttedelen omfatter fortrinnsvis en trykkutløsningspassasje, og en strømningskontrollventil koplet til den første fluidumpassasje og trykkutløsningspassasjen. Støttedelen omfatter fortrinnsvis videre en støtdemper. Støttedelen omfatter fortrinnsvis en eller flere tetningsdeler tilpasset til å hindre fremmedmaterialer fra å entre et indre område av rørdelen. Spindelen er fortrinnsvis ekspanderbar. Rørdelen er fortrinnsvis fremstilt av materialer valgt fra en gruppe bestående av Oilfield Country Tubular Goods, 13 kromstål rør/foringsrør, og plastforingsrør. Den rørformede del har fortrinnsvis indre og ytre diametere i området fra omkring 3 til 15,5 tommer (76,2 til 393,7 mm) og 3,5 til 16 tommer (88,9 til 406,4 mm). Rørdelen har fortrinnsvis en plastisk bruddstyrke i området fra omkring 40.000 til 135.000 psi. Rørdelen omfatter fortrinnsvis en eller flere tetningsdeler ved et endeområde. Rørdelen omfatter fortrinnsvis en eller flere trykkutløsningshull ved et endeområde. Rørdelen omfatter fortrinnsvis en oppfangningsdel ved et endeområde for å forsinke spindelen. Skoen omfatter fortrinnsvis en innløpsport koplet til en tredje fluidumpassasje, hvor innløpsporten er tilpasset til å motta en plugg for å blokkere innløpsporten. Skoen er fortrinnsvis borbar. An apparatus for creating a casing in a borehole located in an underground formation is described, and comprises a support member, a spindle, a pipe member, and a shoe. The support part comprises a first fluid passage. The spindle is connected to the support part and comprises another fluid passage. The pipe part is connected to the spindle. The shoe is connected to the pipe liner, and includes a third fluid passage. The first, second and third fluid passages are operatively connected. The support part preferably comprises a pressure release passage, and a flow control valve connected to the first fluid passage and the pressure release passage. The support part preferably further comprises a shock absorber. The support part preferably comprises one or more sealing parts adapted to prevent foreign materials from entering an inner area of the pipe part. The spindle is preferably expandable. The tubular portion is preferably made from materials selected from a group consisting of Oilfield Country Tubular Goods, 13 chrome steel tubing/casing, and plastic casing. The tubular portion preferably has inside and outside diameters in the range of about 3 to 15.5 inches (76.2 to 393.7 mm) and 3.5 to 16 inches (88.9 to 406.4 mm). The pipe section preferably has a plastic breaking strength in the range of about 40,000 to 135,000 psi. The pipe part preferably comprises one or more sealing parts at an end area. The pipe part preferably comprises one or more pressure release holes at an end area. The tube part preferably comprises a catch part at an end area to retard the spindle. The shoe preferably comprises an inlet port connected to a third fluid passage, the inlet port being adapted to receive a plug to block the inlet port. The shoe is preferably wearable.

En fremgangsmåte for å sammenføye en annen rørformet del med en første rørformet del, hvor den første rørformede del har en indre diameter som er større enn den ytre diameter av den andre rørformede del, er beskrevet, og omfatter plassering av en spindel inne i et indre område av den andre rørformede del, plassering av den første rørformede del i et overlappende forhold, trykktilførsel til en del av det indre område av den andre rørformede del, og ekstrudering av den andre rørformede del fra spindelen til kontakt med den første rørformede del. Trykktilførselen til delen av det indre område av den andre rørformede del er fortrinnsvis anordnet ved operasjonstrykk i området fra omkring 500 til 9000 psi. Trykktilførselen til en del av det indre område av den andre rørdel er fortrinnsvis anordnet ved redusert operasjonstrykk under en senere del av ekstruderingen. Fremgangsmåten omfatter videre tetning av overlappet mellom den første og andre rørdel. Fremgangsmåten om fatter videre fortrinnsvis understøttelse av den ekstruderte første rørdel ved bruk av overlapp med den andre rørdel. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre smøring av overflaten av spindelen. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre absorbering av sjokk. A method of joining another tubular part to a first tubular part, where the first tubular part has an inner diameter greater than the outer diameter of the second tubular part, is described, and comprises placing a mandrel inside an inner region of the second tubular member, placing the first tubular member in an overlapping relationship, applying pressure to a portion of the inner region of the second tubular member, and extruding the second tubular member from the spindle into contact with the first tubular member. The pressure supply to the part of the inner area of the second tubular part is preferably arranged at operating pressure in the range of from about 500 to 9000 psi. The pressure supply to a part of the inner area of the second tube part is preferably arranged by reduced operating pressure during a later part of the extrusion. The method further comprises sealing the overlap between the first and second pipe part. The method further comprises preferably supporting the extruded first pipe part using an overlap with the second pipe part. The method preferably further comprises lubrication of the surface of the spindle. The method preferably includes further absorption of shock.

En foring for bruk til å skape en ny seksjon av brønnhull-foringsrør i en underjordisk formasjon nær en allerede eksisterende seksjon av brønnhull-foringsrør er beskrevet, omfattende en ringformet del. Den ringformede del omfatter en eller flere tetningsdeler ved et endeområde av den ringformede del, og en eller flere trykkutløsningspassasjer ved et endeområde av den ringformede del. A liner for use in creating a new section of wellbore casing in a subterranean formation adjacent to a pre-existing section of wellbore casing is disclosed, comprising an annular portion. The annular part comprises one or more sealing parts at an end region of the annular part, and one or more pressure release passages at an end region of the annular part.

Et brønnhull-foringsrør er beskrevet, omfattende en rørformet foring og et ringformet legeme av et herdet flytende tetningsmateriale. Rørforingen er utformet ved den prosess å ekstrudere rørforingen fra en spindel. Rørforingen er fortrinnsvis utformet ved den prosess å plassere rørforingen og spindelen inne i brønnhullet, og å tilføre trykk til et indre område av rørforingen. Det ringformede legeme av det herdede flytende tetningsmateriale blir fortrinnsvis utformet ved den prosess å injisere et legeme av herdbar flytende tetningsmateriale inn i et ringformet område utenfor rørforingen. Under trykktilførselen, er det indre område av rørforingen fortrinnsvis fluidumisolert fra det ytre område av foringen. Det indre område av rørforingen er fortrinnsvis satt under trykk i området fra omkring 500 til 9000 psi. Rørforingen overlapper fortrinnsvis et eksisterende brønnhull-foringsrør. Brønnhull-foringsrøret omfatter fortrinnsvis videre en pakning plassert i overlappingen mellom foringsrøret og det eksisterende brønnhull-foringsrør. Den rørformede foring er fortrinnsvis understøttet av overlapping med det eksisterende brønnhull-foringsrør. A wellbore casing is described, comprising a tubular casing and an annular body of a hardened liquid sealing material. The pipe liner is designed by the process of extruding the pipe liner from a spindle. The pipe liner is preferably designed by the process of placing the pipe liner and spindle inside the wellbore, and applying pressure to an inner area of the pipe liner. The annular body of the cured liquid sealant is preferably formed by the process of injecting a body of curable liquid sealant into an annular area outside the pipe liner. During the pressure supply, the inner region of the pipe liner is preferably fluid isolated from the outer region of the liner. The inner region of the pipe liner is preferably pressurized in the range of about 500 to 9000 psi. The casing preferably overlaps an existing wellbore casing. The wellbore casing preferably further comprises a gasket placed in the overlap between the casing and the existing wellbore casing. The tubular casing is preferably supported by overlap with the existing wellbore casing.

En fremgangsmåte for å reparere en eksisterende seksjon av et brønnhull-foringsrør i et borehull er beskrevet, omfattende installering av en rørformet foring og en spindel inne i brønnhull-foringsrøret, injisering av et legeme av et flytende materiale i borehullet, trykktilførsel til en del av det indre område av rørforingen, og radiell ekspandering av foringen inn i borehullet ved å ekstrudere foringen fra spindelen. I en foretrukken utførelse, er det flytende materiale valgt fra en gruppe bestående av slaggblanding, sement, boreslam og epoksy. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåten videre fluidumisolering av et indre område av rørforingen fra et ytre område av rørforingen. I en foretrukken utførelse, blir injisering av legemet av flytende materiale anordnet ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra omkring 500 til 9000 psi og 40 til 3000 gallons (151,41 til 11355,9 liter) per minutt. I en foretrukken utførelse, blir injisering av legemet av flytende materiale utført ved redusert operasjonstrykk og strømningsmengder under en siste del av ekstruderingen. I en foretrukken utførelse, blir det flytende materiale injisert nedenfor spindelen. I en foretrukken utførelse, er et område av rørforingen nedenfor spindelen satt under trykk. I en foretrukken utførelse, er området av rørforingen nedenfor spindelen satt under trykk til et trykk i området fra omkring 500 til 9000 psi. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåten videre overlapping av rørforingen med det eksisterende brønnhull-foringsrør. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåte videre tetning av grensesnittet mellom rørforingen og det eksisterende brønnhull-foringsrør. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåte videre understøttelse av den ekstruderte rørforing ved bruk av det eksisterende brønnhull-foringsrør. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåten videre testing av integriteten av tetningen i grensesnittet mellom den rørformede foring og det eksisterende brønnhull-foringsrør. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåten videre smøring av overflaten på spindelen. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåten videre absorbering av sjokk. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåten videre oppfanging av spindelen etter fullføring av ekstrudering. I en foretrukken utførelse, omfatter fremgangsmåten videre ekspandering av spindelen i radiell retning. A method of repairing an existing section of a wellbore casing in a borehole is disclosed, comprising installing a tubular casing and a mandrel inside the wellbore casing, injecting a body of liquid material into the borehole, pressurizing a portion of the inner region of the casing, and radially expanding the casing into the borehole by extruding the casing from the spindle. In a preferred embodiment, the liquid material is selected from a group consisting of slag mix, cement, drilling mud and epoxy. In a preferred embodiment, the method further comprises fluid isolation of an inner region of the pipe liner from an outer region of the pipe liner. In a preferred embodiment, injection of the body of liquid material is provided at operating pressures and flow rates in the range of about 500 to 9000 psi and 40 to 3000 gallons (151.41 to 11355.9 liters) per minute. In a preferred embodiment, injection of the body of liquid material is performed at reduced operating pressures and flow rates during a final portion of the extrusion. In a preferred embodiment, the liquid material is injected below the spindle. In a preferred embodiment, an area of the pipe lining below the spindle is pressurized. In a preferred embodiment, the area of the casing below the spindle is pressurized to a pressure in the range of about 500 to 9000 psi. In a preferred embodiment, the method further comprises overlapping the casing with the existing wellbore casing. In a preferred embodiment, the method further comprises sealing the interface between the casing and the existing wellbore casing. In a preferred embodiment, the method further comprises supporting the extruded casing using the existing wellbore casing. In a preferred embodiment, the method further comprises testing the integrity of the seal at the interface between the tubular casing and the existing wellbore casing. In a preferred embodiment, the method further comprises lubricating the surface of the spindle. In a preferred embodiment, the method further comprises absorbing shock. In a preferred embodiment, the method further comprises capturing the spindle after completion of extrusion. In a preferred embodiment, the method further comprises expanding the spindle in the radial direction.

En plattformforing for å fore et eksisterende brønnhull-foringsrør er beskrevet, omfattende en rørformet foring og et ringformet legeme av herdet flytende tetningsmateriale. Den rørformede foring utformes ved en prosess for ekstrudering av den rørformede foring fra en spindel. Det ringformede legeme av herdet flytende tetningsmateriale er koplet til den rørformede foring. I en foretrukken utførelse, er den rørformede foring utformet ved en prosess av å plassere den rørformede foring og spindelen inne i brønnhullet, og å sette trykk på en indre del av den rørformede foring. I en foretrukken utførelse, under trykktilførselen, er den indre del av rørforingen fluidumisolert fra den ytre del av rørforingen. I en foretrukken utførelse, er den indre del av den rørformede foring satt under trykk i et område fra omkring 500 til 9000 psi. I en foretrukken utførelse, et ringformet legeme av et herdet flytende tetningsmateriale utformet ved den prosess å injisere et legeme av herdbart flytende tetningsmateriale inn i et ringrom mellom det eksisterende brønnhull-foringsrør og den rørformede foring. I en foretrukken utførelse, overlapper den rørformede foring ved et annet eksisterende brønnhull-foringsrør. I en foretrukken utførelse, omfatter plattformforingen videre en pakning plassert i overlappingen mellom den rørformede foring og det andre eksisterende brønnhull-foringsrør. I en foretrukken utførelse, er den rørformede foring understøttet ved overlappingen med det andre eksisterende brønnhull-foringsrør. A platform liner for lining an existing wellbore casing is described, comprising a tubular liner and an annular body of hardened liquid sealing material. The tubular liner is formed by a process of extruding the tubular liner from a spindle. The annular body of hardened liquid sealing material is connected to the tubular liner. In a preferred embodiment, the tubular liner is formed by a process of placing the tubular liner and spindle inside the wellbore, and pressurizing an inner portion of the tubular liner. In a preferred embodiment, during the pressure supply, the inner part of the pipe liner is fluid-isolated from the outer part of the pipe liner. In a preferred embodiment, the inner portion of the tubular liner is pressurized in a range from about 500 to 9000 psi. In a preferred embodiment, an annular body of hardened liquid sealant formed by the process of injecting a body of curable liquid sealant into an annulus between the existing wellbore casing and the tubular casing. In a preferred embodiment, the tubular casing overlaps another existing wellbore casing. In a preferred embodiment, the platform casing further comprises a gasket placed in the overlap between the tubular casing and the other existing wellbore casing. In a preferred embodiment, the tubular casing is supported at the overlap with the other existing wellbore casing.

Et apparat for å ekspandere en rørformet del er beskrevet, omfattende en støttedel, en spindel, en rørformet del og en sko. Støttedelen omfatter en første fluidumpassasje. Spindelen er koplet til støttedelen. Spindelen omfatter en annen fluidumpassasje som er operativt koplet til den første fluidumpassasjen, et indre område, og et ytre område. Det indre område av spindelen er borbart. Rørdelen er koplet til spindelen. Skoen er koplet til rørdelen. Skoen omfatter en tredje fluidumpassasje operativt koplet til den andre fluidumpassasjen, et indre område, og et ytre område. Det indre område av skoen er borbart. Det indre område av spindelen omfatter fortrinnsvis en rørformet del og en belastningsbærende del. Den belastningsbærende del omfatter fortrinnsvis et borbart legeme. Det indre område av skoen omfatter fortrinnsvis en rørformet del og en belastningsbærende del. Den belastningsbærende del omfatter fortrinnsvis et borbart legeme. Det ytre område av spindelen omfatter fortrinnsvis en ekspansjonskon. Ekspansjonskonen er fortrinnsvis fremstilt av materialer valgt fra gruppen bestående av verktøystål, titan og keramikk. Ekspansjonskonen har fortrinnsvis en overflatehårdhet i området fra omkring 58 til 62 Rockwell C. Fortrinnsvis er i det minste en del av apparatet borbart. An apparatus for expanding a tubular member is described, comprising a support member, a spindle, a tubular member and a shoe. The support part comprises a first fluid passage. The spindle is connected to the support part. The spindle comprises a second fluid passage operatively connected to the first fluid passage, an inner region, and an outer region. The inner area of the spindle is drillable. The pipe part is connected to the spindle. The shoe is connected to the tube part. The shoe comprises a third fluid passage operatively connected to the second fluid passage, an inner area, and an outer area. The inner area of the shoe is wearable. The inner area of the spindle preferably comprises a tubular part and a load-bearing part. The load-bearing part preferably comprises a drillable body. The inner area of the shoe preferably comprises a tubular part and a load-bearing part. The load-bearing part preferably comprises a drillable body. The outer region of the spindle preferably comprises an expansion cone. The expansion cone is preferably made from materials selected from the group consisting of tool steel, titanium and ceramic. The expansion cone preferably has a surface hardness in the range of about 58 to 62 Rockwell C. Preferably, at least a portion of the apparatus is drillable.

Claims (5)

1. Apparat for å ekspandere en rørformet del, omfattende: en støttedel (250), hvor støttedelen omfatter en første fluidpassasje (230), en spindel (205) koplet til støttedelen (250), hvor spindelen (205) omfatter en andre fluidpassasje (230), en rørformet del (210) koplet til spindelen (205), og en sko (215) koplet til den rørformede del (210), hvor skoen (215) omfatter en tredje fluidpassasje (240),karakterisert vedat den første, andre og tredje fluidpassasje er koplet operativt, og at omfatter minst en tetningsdel (220) koplet til støttedelen (250), hvor tetningsdelen er tilpasset til å hindre inntrenging av fremmedmateriale inn i det indre området (275) av den rørformede del (210)..1. Apparatus for expanding a tubular member, comprising: a support member (250), the support member comprising a first fluid passage (230), a spindle (205) coupled to the support member (250), the spindle (205) comprising a second fluid passage ( 230), a tubular part (210) connected to the spindle (205), and a shoe (215) connected to the tubular part (210), where the shoe (215) comprises a third fluid passage (240), characterized in that the first, second and the third fluid passage is operatively connected, and that comprises at least one sealing part (220) connected to the support part (250), where the sealing part is adapted to prevent the penetration of foreign material into the inner area (275) of the tubular part (210). 2. Apparat ifølge krav 1,karakterisert vedat støttedelen (250) videre omfatter: en fjerde fluidpassasje (235), og en strømningskontrollventil koplet til den første og fjerde fluidpassasje.2. Apparatus according to claim 1, characterized in that the support part (250) further comprises: a fourth fluid passage (235), and a flow control valve connected to the first and fourth fluid passage. 3. Apparat ifølge krav 1,karakterisert vedat den rørformede del (210) omfatter en eller flere tetningselementer (245).3. Apparatus according to claim 1, characterized in that the tubular part (210) comprises one or more sealing elements (245). 4. Apparat ifølge krav 1,karakterisert vedat spindelen omfatter: en indre del (932), og en ytre del (928), hvor den indre del av spindelen (205) er borbar.4. Apparatus according to claim 1, characterized in that the spindle comprises: an inner part (932), and an outer part (928), where the inner part of the spindle (205) is drillable. 5. Apparat ifølge krav 1,karakterisert vedat skoen (215) omfatter: en indre del (956), og en ytre del (954), hvor den indre del av skoen er borbar.5. Apparatus according to claim 1, characterized in that the shoe (215) comprises: an inner part (956), and an outer part (954), where the inner part of the shoe is drillable.
NO20053253A 1999-12-06 1999-12-06 Apparatus for expanding a tubular part. NO330541B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20053253A NO330541B1 (en) 1999-12-06 1999-12-06 Apparatus for expanding a tubular part.

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20053253A NO330541B1 (en) 1999-12-06 1999-12-06 Apparatus for expanding a tubular part.

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20053253L NO20053253L (en) 2000-06-08
NO20053253D0 NO20053253D0 (en) 2005-07-01
NO330541B1 true NO330541B1 (en) 2011-05-09

Family

ID=35295131

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20053253A NO330541B1 (en) 1999-12-06 1999-12-06 Apparatus for expanding a tubular part.

Country Status (1)

Country Link
NO (1) NO330541B1 (en)

Also Published As

Publication number Publication date
NO20053253D0 (en) 2005-07-01
NO20053253L (en) 2000-06-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6561227B2 (en) Wellbore casing
NO328541B1 (en) Method of forming a casing in a borehole while drilling the borehole
US6823937B1 (en) Wellhead
CA2298139C (en) Wellhead
US6968618B2 (en) Expandable connector
US6604763B1 (en) Expandable connector
US7845422B2 (en) Method and apparatus for expanding a tubular member
NO326621B1 (en) Apparatus and method for expanding a rudder element
US20020040787A1 (en) Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
GB2380215A (en) A liner for a wellbore
NO330541B1 (en) Apparatus for expanding a tubular part.
CA2536716C (en) Expanded threaded connection with seal at interface
AU2004200248B2 (en) Wellbore Casing

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: EVENTURE GLOBAL TECHNOLOGY LLC, US

MK1K Patent expired