NO340186B1 - Method of drilling a wellbore in an underground formation - Google Patents
Method of drilling a wellbore in an underground formation Download PDFInfo
- Publication number
- NO340186B1 NO340186B1 NO20070360A NO20070360A NO340186B1 NO 340186 B1 NO340186 B1 NO 340186B1 NO 20070360 A NO20070360 A NO 20070360A NO 20070360 A NO20070360 A NO 20070360A NO 340186 B1 NO340186 B1 NO 340186B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- casing
- pipe
- wellbore
- drilling
- assembly
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 121
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 53
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 20
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 15
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 9
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 9
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 235000019282 butylated hydroxyanisole Nutrition 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000005474 detonation Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 210000000629 knee joint Anatomy 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/14—Casing shoes for the protection of the bottom of the casing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes
- E21B7/208—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes using down-hole drives
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt boring av en underjordisk brønnboring, og, mer spesifikt, sensorer som brukes i forbindelse med nestede rør-sammenstillinger, som kan bore og fore en seksjon av en brønnboring uten å måtte ha en intervenerende tur med en borestreng og en BHA til overflaten. The present invention relates generally to the drilling of an underground wellbore, and, more specifically, to sensors used in conjunction with nested pipe assemblies, which can drill and line a section of a wellbore without having to have an intervening trip with a drill string and a BHA to the surface.
US 2005/152749A1 beskriver en fremgangsmåte for boring av en brønnboring US 2005/152749A1 describes a method for drilling a wellbore
i en underjordisk formasjon, omfattende: føring av en første og en annen rørstreng inn i brønnboringen; boring av en første åpen hullseksjon med en boresammenstilling under kjøring av den første rørstreng inn i den første åpenhullseksjon; boring av en annen åpenhullseksjon med boresammenstillingen under kjøring av den første rør-streng inn i den annen åpne hullseksjon; og forbinding av i det minste én av den første rørstreng og den annen rørstreng til brønnboringen uten trekking av boresammenstillingen ut av brønnboringen. in an underground formation, comprising: guiding a first and a second tubing string into the wellbore; drilling a first open hole section with a drill assembly while driving the first tubing string into the first open hole section; drilling a second open hole section with the drilling assembly while driving the first tubing string into the second open hole section; and connecting at least one of the first pipe string and the second pipe string to the well bore without pulling the drill assembly out of the well bore.
EP 1006260A2 omtaler et boreforingsrør som har en kjerneborkrone ved sin bunnende ført sammen med en pivotborkrone på en indre bunnhullssammenstilling drevet av en brønnslammotor. Motoren kan være drevet at slammet transportert av en indre streng. EP 1006260A2 discloses a drill casing having a core drill bit at its bottom end joined with a pivot drill bit on an internal bottomhole assembly driven by a mud motor. The motor can be driven to transport the sludge by an internal string.
Hydrokarboner, så som olje eller gass fra et oljefelt produseres fra brønnbo-ringer som krysser én eller flere hydrokarbonproduserende reservoarer i et oljefelt. Hydrocarbons, such as oil or gas from an oil field, are produced from well bores that intersect one or more hydrocarbon-producing reservoirs in an oil field.
Den tid og kapitalinvestering som er forbundet med boring av slike brønnboringer har alltid vært betydelig. Faktorer som påvirker den samlede kostnad ved en brønn inkluderer den tid som er påkrevet for å bore en brønnboring, den geografiske tilgjengelig-het for oljefeltet, og kompleksiteten og/eller dybden av brønnboringen. I drøftelsen nedenfor vil det klart fremgå at under mange omstendigheter kan de predikerte kost-nader for boring av en bestemt brønnboring ikke tilstrekkelig oppveies av den forventede produksjon av hydrokarboner fra det reservoar som brønnboringen drenerer, hvilket gjør slike oljefelt uøkonomiske og utvikle. The time and capital investment associated with drilling such wells has always been significant. Factors that affect the overall cost of a well include the time required to drill a well bore, the geographical accessibility of the oil field, and the complexity and/or depth of the well bore. In the discussion below, it will be clear that under many circumstances the predicted costs for drilling a particular well bore cannot be sufficiently offset by the expected production of hydrocarbons from the reservoir that the well bore drains, which makes such oil fields uneconomic to develop.
Som det er velkjent bores oljefeltbrønnboringer ved rotering av en borkrone som føres inn i en brønnboring ved hjelp av en borestreng. Borestrengen inkluderer et borerør (tubing) som ved sin nedre ende har en boresammenstilling (også referert til som «bunnhullssammenstillingen» eller «BHA» («bottom hole assembly»)) som bærer borkronen for boring av brønnboringen. Etter at et valgt parti av brønnboringen har blitt boret, blir denne «åpenhulls» -seksjonene vanligvis forsynt med foringer eller med en streng eller seksjon av foringsrør. I enkelte tilfeller kan det være mulig å bore en brønnboring til brønndybden og deretter forsyne brønnboringen med foringsrør. Oftere vil den planlagte trajektorie for en brønnboring og formasjonens egenskaper kreve at seksjoner av brønnboringen blir forsynt med foringsrør før suksessive seksjoner av brønnboringen kan bores. For eksempel kan brønnboringen krysse en rekke soner, som hver kan ha forskjellige fluider (eksempelvis, vann, gass, olje). For-ingsrør kan således være nødvendig for å tilveiebringe soneisolasjon; eksempelvis hindre en vannsone i å innvadere en oljesone. Dessuten kan boreaktiviteten kreve bruk av borefluid som har trykk som overstiger frakturtrykket for «åpenhulls» - seksjonene. Foringsrøret kan således være nødvendig for å hindre skade på den blottlagte formasjon. Foringsrøret kan også være nødvendig for å opprettholde brønnboringens stabilitet; eksempelvis for å hindre brønnboringen i å falle sammen. Boring og plassering av foringsrør i henhold til den konvensjonelle prosess krever derfor typisk boring av en seksjon av brønnboringen, trekking av borestrengen og borkronen ut av brønnboringen, føring av et foringsrør inn i brønnboringen, sementering av foringsrøret på plass, kjøring av borestrengen tilbake inn i hullet, boring av den neste seksjon av brønnboringen, osv. As is well known, oil field well bores are drilled by rotating a drill bit which is fed into a well bore by means of a drill string. The drill string includes a drill pipe (tubing) which at its lower end has a drill assembly (also referred to as the "bottom hole assembly" or "BHA") which carries the drill bit for drilling the wellbore. After a selected portion of the wellbore has been drilled, these "open hole" sections are usually provided with casings or with a string or section of casing. In some cases, it may be possible to drill a wellbore to the depth of the well and then supply the wellbore with casing. More often, the planned trajectory for a wellbore and the characteristics of the formation will require that sections of the wellbore be supplied with casing before successive sections of the wellbore can be drilled. For example, the wellbore may cross a number of zones, each of which may have different fluids (eg, water, gas, oil). Casing may thus be necessary to provide zone isolation; for example preventing a water zone from invading an oil zone. In addition, the drilling activity may require the use of drilling fluid that has a pressure that exceeds the fracture pressure for the "open hole" sections. The casing may thus be necessary to prevent damage to the exposed formation. Casing may also be required to maintain wellbore stability; for example to prevent the well drilling from collapsing. Drilling and placing casing according to the conventional process therefore typically requires drilling a section of the well bore, pulling the drill string and drill bit out of the well bore, running a casing into the well bore, cementing the casing in place, running the drill string back into the the hole, drilling the next section of the wellbore, etc.
Uheldigvis kan konvensjonelle metoder for boring og plassering av foringsrør være tidkrevende, fordi brønnboringer rutinemessig når dybder på tusener av meter. Den tid som er påkrevet bare for å kjøre borestrengen inn i og ut av brønnboringen kan således kreve dusinvis av timer. Under kjøring/trekking skjer det vanligvis ingen annen meningsfull aktivitet (eksempelvis boring eller plassering av foringsrør i brønn-boringen). Denne uvirksomme tiden kan være særlig ufordelaktig gitt at riggkostnad-ene kan nærme seg og overstige etthundretusen dollar pr. dag. Flere turer er også ufordelaktig fordi de kan forsinke begynnelsen av profitabel produksjon. Videre kan styring av brønnen være vanskelig under den tidsperiode hvor borerøret tas ut og foringsrøret blir anordnet i brønnboringen. Videre, som det er kjent, medfører hver tur inn i og ut av brønnboringen en fare for at borestrengen kan bli fastkjørt i brønnbor-ingen, eller være beheftet med et annet svikttidspunkt som krever en kostbar avhjelp-ende operasjon (eksempelvis fisking, sideboring, osv.). Unfortunately, conventional methods of drilling and placing casing can be time-consuming, because well drilling routinely reaches depths of thousands of meters. The time required just to run the drill string into and out of the wellbore can thus require dozens of hours. During driving/hauling, no other meaningful activity usually takes place (for example, drilling or placing casing in the well bore). This idle time can be particularly disadvantageous given that rig costs can approach and exceed one hundred thousand dollars per rig. day. Multiple trips are also disadvantageous because they can delay the onset of profitable production. Furthermore, control of the well can be difficult during the time period when the drill pipe is taken out and the casing is arranged in the wellbore. Furthermore, as is well known, each trip into and out of the wellbore entails a risk that the drill string may become stuck in the wellbore, or be affected by another point of failure that requires an expensive remedial operation (for example fishing, lateral drilling, etc.).
Den foreliggende oppfinnelse løser disse og andre ulemper ved den kjente teknikk. The present invention solves these and other disadvantages of the known technique.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte for boring av en brønnboring av en underjordisk formasjon, omfattende: festing av en foringsskoborkrone til et første rør og et andre rør; The objectives of the present invention are achieved by a method for drilling a wellbore of an underground formation, comprising: attaching a casing shoe bit to a first pipe and a second pipe;
føring av det første rør og det andre rør inn i brønnboringen; guiding the first pipe and the second pipe into the wellbore;
kjøring av et boreverktøy inn i en av det første og det andre rør; driving a drilling tool into one of the first and second pipes;
boring av et første pilothull med boreverktøyet; og drilling a first pilot hole with the drilling tool; and
utviding av det første pilothull ved å rotere den påfestede foringsskoborkrone idet det første rør kjøres inn i det utvidede første pilothull; expanding the first pilot hole by rotating the attached casing shoe drill bit as the first pipe is driven into the expanded first pilot hole;
fremgangsmåten er kjennetegnet ved: the procedure is characterized by:
forbinding av det første rør til brønnboringen uten trekking av boreverktøyet ut av brønnboringen; connecting the first pipe to the wellbore without pulling the drilling tool out of the wellbore;
boring av et andre pilothull med boreverktøyet; og drilling a second pilot hole with the drilling tool; and
utviding av det andre pilothull ved å rotere den påfestede foringsskoborkronen samtidig med kjøring av det andre røret inn i det utvidede andre pilothullet. enlarging the second pilot hole by rotating the attached casing shoe bit simultaneously with driving the second pipe into the expanded second pilot hole.
Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 2 til og med 7. Preferred embodiments of the method are further elaborated in claims 2 to 7 inclusive.
Det er omtalt i et aspekt systemer, innretninger og fremgangsmåter som gjør det mulig med en borestreng og en tilknyttet bunnhullssammenstilling (bottom hole assembly, BHA) å bore og fore suksessive brønnboringsseksjoner uten at det er nød-vendig med intervenerende turer ut av brønnboringen. I en utførelse blir en nestet rørsammenstilling som er dannet av to eller flere rørstrenger ført inn i en brønnboring ved hjelp av en borestreng som er forsynt med en BHA. Innretninger som brukes i forbindelse med den nestede rørsammenstilling kan inkludere en hullutvidelsesinnretning for utvidelse av diameteren av brønnboringen, en BH inntrekkingsinnretning for selektiv inntrekking av BHA'en inn i den nestede rørsammenstilling, en borestrengforlengelse som forbinder den nestede rørsammenstilling til BHA'en, en nestet foringsskoborkrone for opprømming og/eller boring av brønnboringen, og et nestet forings-hengerverktøy for selektiv sammenlåsing av rørstrengene. Innretninger så som øvre og nedre fluidstrømavledere og en tverrforbindelse kan bruke stil å aktuere de oven for beskrevne komponenter og til å styre strømningsløpene for sement og borefluid. Rørstrengene i rørsammenstillingen kan ha en hvilken som helst struktur som kan være forbundet til brønnboringen, enten permanent eller midlertidig, for å tilveiebringe isolasjon, styrke stabilitet og/eller beskyttelse for en seksjon av en brønnboring. Disse rørstrengene kan være anordnet teleskopisk, på en «nestet» måte, eller på en aksialt stablet måte. It is discussed in one aspect systems, devices and methods that make it possible with a drill string and an associated bottom hole assembly (BHA) to drill and line successive well drilling sections without the need for intervening trips out of the wellbore. In one embodiment, a nested tubing assembly formed by two or more tubing strings is advanced into a wellbore using a drill string equipped with a BHA. Devices used in conjunction with the nested tubing assembly may include a hole expansion device for expanding the diameter of the wellbore, a BH retracting device for selectively retracting the BHA into the nested tubing assembly, a drill string extension connecting the nested tubing assembly to the BHA, a nested casing shoe bit for reaming and/or drilling the wellbore, and a nested casing hanger tool for selective interlocking of the pipe strings. Devices such as upper and lower fluid flow diverters and a cross connection can be used to actuate the above described components and to control the flow paths for cement and drilling fluid. The tubing strings in the tubing assembly may have any structure that may be connected to the wellbore, either permanently or temporarily, to provide isolation, enhance stability and/or protection for a section of a wellbore. These pipe strings can be arranged telescopically, in a "nested" manner, or in an axially stacked manner.
I en eksemplifiserende operasjonsmodus er en nestet rørsammenstilling som er satt sammen av i det minste én indre og en ytre rørstreng midlertidig opphengt eller forankret så vidt over brønnens totale dybde, for å forberede boreoperasjonen. Når den neste seksjon av brønnen bores, føres den nestede rørsammenstilling inn i den borede seksjon under boreoperasjonen ved hjelp av sin kopling til bore-BHA'en. Så snart en valgt dybde er nådd, blir den ytre rørstreng forbundet til brønnboringen. Når den neste brønnboringsseksjon bores, føres den gjenværende indre rørstreng sammen med BHA'en når denne seksjonen bores, og den forbindes til brønnboringen etter at en annen valgt dybde har blitt nådd. Disse trinn, eller variasjoner av disse trinn, fortsetter inntil rørstrengene som utgjør den nestede rørsammenstilling har blitt forbundet, midlertidig eller permanent, til de borede brønnboringingsseksjoner. In an exemplary mode of operation, a nested pipe assembly composed of at least one inner and one outer pipe string is temporarily suspended or anchored just above the total depth of the well, in preparation for the drilling operation. When the next section of the well is drilled, the nested pipe assembly is fed into the drilled section during the drilling operation by means of its coupling to the drilling BHA. As soon as a selected depth is reached, the outer string of tubing is connected to the wellbore. When the next wellbore section is drilled, the remaining inner tubing string is run along with the BHA as this section is drilled, and it is connected to the wellbore after another selected depth has been reached. These steps, or variations of these steps, continue until the tubing strings making up the nested tubing assembly have been connected, temporarily or permanently, to the drilled wellbore sections.
Deretter kan BHA'en trekkes ut av brønnboringen eller den kan etterlates på stedet. I begge tilfeller vil det forstås at reduksjonen av BHA'ens og borestrengens turer inn i og ut av brønnboringen vil tilveiebringe en korresponderende reduksjon i den tid som er nødvendig for å bore og komplettere en brønnboring. The BHA can then be withdrawn from the wellbore or it can be left in place. In both cases, it will be understood that the reduction of the BHA's and the drill string's trips into and out of the wellbore will provide a corresponding reduction in the time required to drill and complete a wellbore.
Det er omtalt et system for boring av en brønnboring som inkluderer én eller flere sensorer som brukes sammen med en rørsammenstilling som er tilpasset til å forbindes til brønnboringen. Rørsammenstillingen inkluderer minst to rørstrenger som anvendes på en måte som tidligere er beskrevet. Formasjonsevalueringsverktøy og andre sensorer er med fordel posisjonert i det minste delvis på rørstrengen i steden for posisjonert i BHA'en. Lengden av BHA'ens utstrekning nedenfor rørsammenstil-lingen er således tilsvarende redusert. Ved posisjonering av formasjons-evalueringsverktøy, så som verktøy for måling av gammastråling, resistivitet, osv., på utsiden av rørsammenstillingen, vil metallet som utgjør rørsammenstillingen ikke inter-ferere med operasjonen av slike verktøy. Videre, sensorer for måling av parametere av interesse som er relatert til brønnboringens fluider eller borefluider kan også være anordnet i rørsammenstillingen. A system for drilling a wellbore is disclosed which includes one or more sensors used in conjunction with a pipe assembly adapted to be connected to the wellbore. The pipe assembly includes at least two pipe strings which are used in a manner previously described. Formation evaluation tools and other sensors are advantageously positioned at least partially on the tubing string rather than positioned in the BHA. The length of the BHA's extent below the pipe assembly is thus correspondingly reduced. When positioning formation evaluation tools, such as tools for measuring gamma radiation, resistivity, etc., on the outside of the pipe assembly, the metal that makes up the pipe assembly will not interfere with the operation of such tools. Furthermore, sensors for measuring parameters of interest that are related to the wellbore fluids or drilling fluids can also be arranged in the pipe assembly.
I enkelte utførelser inkluderer rørsammenstillingen en boremotor for rotering av en borkrone som er anordnet i BHA'en. I slike utførelser kan sensorene være posisjonert på boremotoren eller i en seksjon i umiddelbar nærhet av boremotoren. I tillegg, i utførelser, kan sensorene være adskilt fra brønnboringens vegg under operasjon. Dette kan for eksempel skje der hvor sensoren eller sensorene er posisjonert opphulls for hullutvidelsesinnretningen. Denne adskillelsen kan forringe operasjonen av enkelte formasjonsevalueringsverktøy. Derfor, i slike situasjoner, kan sensoren eller sensorene være posisjonert på utstrekkbare organer som beveger sensorene radialt mot brønnboringens vegg. In some embodiments, the tubing assembly includes a drill motor for rotating a drill bit disposed in the BHA. In such designs, the sensors can be positioned on the drill motor or in a section in the immediate vicinity of the drill motor. Additionally, in embodiments, the sensors may be separated from the wellbore wall during operation. This can happen, for example, where the sensor or sensors are positioned in the hole for the hole expansion device. This separation may impair the operation of some formation evaluation tools. Therefore, in such situations, the sensor or sensors may be positioned on extensible members that move the sensors radially toward the wellbore wall.
Eksempler på mer viktige trekk ved oppfinnelsen har blitt oppsummert (om enn nokså bredt), for at den detaljerte beskrivelse av denne som følger lettere skal kunne forstås, og for at de bidrag til teknikken som de representerer skal kunne verdsettes. Det er selvsagt ytterligere trekk ved oppfinnelsen som heretter vil bli beskrevet, og som vil danne gjenstanden for de krav som her er vedføyd. Examples of more important features of the invention have been summarized (albeit rather broadly), so that the detailed description of this which follows can be more easily understood, and so that the contributions to the technique which they represent can be appreciated. There are, of course, further features of the invention which will be described hereafter, and which will form the subject of the claims appended here.
For detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse skal det nå vises til den følgende detaljerte beskrivelse av de foretrukne utførelser, som sees i sammenheng med de ledsagende tegninger, hvor like elementer har blitt gitt like henvisningstall, og hvor: Fig. 1 skjematisk illustrerer et sideriss av en utførelse av en nestet rørsammen-stilling som er laget i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Fig. 2 illustrerer skjematisk et funksjonelt arrangement av en utførelse av en nestet rørsammenstilling sammen med en bunnhullssammenstilling; Fig. 3 illustrerer et flytskjema over en utførelse av en fremgangsmåte i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Fig. 4 viser et skjematisk tverrsnittsriss av en utførelse av en boresammenstilling som inkluderer tre foringsrørborkroner som er anordnet i en nestet teleskoperende relasjon i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Fig. 5 viser et skjematisk tverrsnittsriss av boresammenstillingen vist på fig. 4 i en utstrukket teleskoperende relasjon; Fig. 6 viser et skjematisk tverrsnittsriss av en boresammenstilling i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, inkludert tre foringsrørseksjoner og en roterende borkrone; Fig. 7 viser et skjematisk tverrsnittsriss av en boresammenstilling i henhold ti en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, inkludert en foringsrørborkrone i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse og tre foringsrørseksjoner; og Fig. 8 viser et skjematisk tverrsnittsriss av sensorer som er posisjonert på en boremotor som er posisjonert i en rørsammenstilling; Fig. 9 viser et skjematisk tverrsnittsriss av sensorer som er posisjonert på utstrekkbare armer i en rørsammenstilling; og Fig. 10 viser et skjematisk tverrsnittsriss av sensorer som er anordnet i en seksjon av en rørsammenstilling i umiddelbar nærhet av en boremotor som er posisjonert i en rørsammenstilling. For a detailed understanding of the present invention, reference should now be made to the following detailed description of the preferred embodiments, which can be seen in conjunction with the accompanying drawings, where like elements have been given like reference numbers, and where: Fig. 1 schematically illustrates a side view of an embodiment of a nested pipe assembly made in accordance with an embodiment of the present invention; Fig. 2 schematically illustrates a functional arrangement of one embodiment of a nested pipe assembly together with a bottom hole assembly; Fig. 3 illustrates a flowchart of an embodiment of a method according to the present invention; Fig. 4 shows a schematic cross-sectional view of an embodiment of a drilling assembly that includes three casing drill bits arranged in a nested telescoping relationship according to the present invention; Fig. 5 shows a schematic cross-sectional view of the drill assembly shown in fig. 4 in an extended telescoping relation; Fig. 6 shows a schematic cross-sectional view of a drilling assembly according to an embodiment of the present invention, including three casing sections and a rotating drill bit; Fig. 7 shows a schematic cross-sectional view of a drilling assembly according to an embodiment of the present invention, including a casing drill bit according to an embodiment of the present invention and three casing sections; and Fig. 8 shows a schematic cross-sectional view of sensors positioned on a drill motor positioned in a pipe assembly; Fig. 9 shows a schematic cross-sectional view of sensors positioned on extendable arms in a pipe assembly; and Fig. 10 shows a schematic cross-sectional view of sensors arranged in a section of a pipe assembly in the immediate vicinity of a drilling motor positioned in a pipe assembly.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer i et aspekt systemer, innretninger og fremgangsmåter for boring og strukturell støtting av to eller flere åpne seksjoner på en enkelt tur inn i brønnboringen. Den foreliggende oppfinnelse kan ha utførelser av forskjellige former. Det er på tegningene vist, og det vil her bli beskrevet i detalj, spesifikke utførelser av den foreliggende oppfinnelse med den forståelse at den foreliggende offentliggjøring skal betraktes som eksemplifisering av prinsippene ved oppfinnelsen, og at det ikke er meningen at den skal begrense oppfinnelsen til det som her er illustrert og beskrevet. The present invention provides in one aspect systems, devices and methods for drilling and structurally supporting two or more open sections in a single trip into the wellbore. The present invention can have embodiments of different forms. Specific embodiments of the present invention are shown in the drawings, and will be described here in detail, with the understanding that the present disclosure is to be regarded as an exemplification of the principles of the invention, and that it is not intended to limit the invention to the which is here illustrated and described.
Det vises nå til fig. 1, hvor det skjematisk vises en utførelse av en forings- eller foringsrørsammenstilling 10 (eller «rørsammenstilling 10») som er anordnet konsentrisk eller på en «nestet» måte. Uttrykkene «foring» og «foringsrør» vil gjennomgå-ende bli brukt ombyttbart for generelt å betegne en rørstruktur for tilveiebringelse av isolasjon, styrke, stabilitet og beskyttelse for en seksjon av en brønnboring. Disse uttrykkene er ikke ment for å identifisere noen bestemt type eller klasse av brønnbor-ingsrør eller spesifisere noen bestemte dimensjoner, veggtykkelser, materialer eller andre slike karakteristika. Dessuten, selv om rør generelt har et sirkulært tverrsnitt, kan andre tverrsnittsformer (eksempelvis ovale) benyttes. I tillegg, selv om foringer og foringsrør ordinært er sementert for å tilveiebringe én eller flere av deres angitte funk sjoner, kan en hvilken som helst fremgangsmåte eller innretning som forbinder, midlertidig eller permanent, disse rør til brønnboringen være adekvat for den foreliggende oppfinnelse (eksempelvis kan pakningen som befinner seg utenfor foringsrøret tilveiebringe adekvat soneisolasjon). Videre, selv om «nestede» arrangementer her vil bli beskrevet, skal det forstås at andre arrangementer (eksempelvis serielt innrettet) også kan være egnede i visse applikasjoner. For eksempel kan to rør være aksialt stablet i brønnboringen. Etter at det nedre rør er forbundet til brønnboringen, kan det øvre rør passere gjennom det nedre rør under boring av den neste seksjon av brønn-boringen. I en utførelse kan gjennompasseringen gjøres lettere ved å lage det nedre rør større i diameter enn det øvre rør eller ved ekspandering av det nedre rør. Reference is now made to fig. 1, schematically shows an embodiment of a casing or casing assembly 10 (or "pipe assembly 10") which is arranged concentrically or in a "nested" manner. The terms "casing" and "casing" will throughout be used interchangeably to generally denote a tubular structure for providing insulation, strength, stability and protection for a section of a wellbore. These terms are not intended to identify any particular type or class of well drill pipe or to specify any particular dimensions, wall thicknesses, materials or other such characteristics. Also, although tubes generally have a circular cross-section, other cross-sectional shapes (for example, oval) may be used. In addition, although casings and casings are ordinarily cemented to provide one or more of their stated functions, any method or device that connects, temporarily or permanently, these pipes to the wellbore may be adequate for the present invention (for example the gasket located outside the casing may provide adequate zone isolation). Furthermore, although "nested" arrangements will be described here, it should be understood that other arrangements (for example, serially arranged) may also be suitable in certain applications. For example, two pipes can be axially stacked in the wellbore. After the lower pipe is connected to the well bore, the upper pipe can pass through the lower pipe while drilling the next section of the well bore. In one embodiment, the passage can be made easier by making the lower tube larger in diameter than the upper tube or by expanding the lower tube.
I utførelsen på fig. 1 inkluderer den nestede rørsammenstilling 10 en flerhet av konsentrisk anordnede rørstrenger 12, 14, 16 som kan føres inn i en brønnboring 18 ved hjelp av en borestreng 20, som er forsynt med en bunnhullssammenstilling (BHA) 100. Disse konsentriske eller nestede rørstrenger 12, 14, 16 kan uavhengig strekke seg fra hverandre på en teleskopisk måte for derved å gå inn i og fore åpne hullseksjoner, eksempelvis seksjon 22, som er dannet av BHA'en 100 i en utførelse inkluderer den nestede rørstreng fluidstrømreguleringsmekanismer, som når de aktueres, selektivt kanaliserer sement inn i et ringrom mellom veggen av den borede brønnbo-ring og det tilstøtende foringsrør. To eller flere borede brønnboringsseksjoner kan således forsynes med foringsrør og sementeres med en tur av borestrengen inn i brønnboringen. I en eksemplifiserende anvendelse blir den uavhengig anvendbare multiple konsentriske rørstrengsammenstilling 10 ført inn i brønnboringen 18 etter at en viss overflatestruktur, så som et overflate rør 24, et brønnhode 26 og en utblå-singssikringsstakk (blowout prevent stack, BOP) 28 har blitt satt. In the embodiment in fig. 1, the nested tubing assembly 10 includes a plurality of concentrically arranged tubing strings 12, 14, 16 that can be fed into a wellbore 18 by means of a drill string 20, which is provided with a bottom hole assembly (BHA) 100. These concentric or nested tubing strings 12, 14, 16 can independently extend apart in a telescopic manner to thereby enter and line open hole sections, for example section 22, which is formed by the BHA 100 in one embodiment the nested tubing string includes fluid flow control mechanisms which, when actuated, selectively channels cement into an annulus between the wall of the drilled wellbore and the adjacent casing. Two or more drilled wellbore sections can thus be supplied with casing and cemented with a trip of the drill string into the wellbore. In an exemplary application, the independently operable multiple concentric tubing string assembly 10 is introduced into the wellbore 18 after some surface structure, such as a surface tubing 24, a wellhead 26, and a blowout prevent stack (BOP) 28 has been set.
Det skal nå vises til fig. 2, hvor det skjematisk vises et funksjonelt arrangement av den nestede rørsammenstilling 10, slik den anvendes sammen med en BHA 100. Den illustrative utførelse på fig. 2 inkluderer en BHA 100, en hullarrangement-innretning 120, en BHA inntrekkingsinnretning 130, øvre og nedre fluidstrømavledere 140, 180, en borestrengforlengelse 150, en nestet foringsskoborkrone 160, et nestet foringshengerverktøy 170, en nestet foringstverrforbindelse 190, og en borestreng 20. For korthets skyld er BHA'en 100 ikke vist i billedlig form, etter som den foreliggende oppfinnelses lære ikke er begrenset til noen bestemt design av en BHA, og den kan anvendes like effektivt med relativt enkle toppdriftssystemer så vel som ved sofistiker-te tredimensjonale roterende styrbare systemer. Reference should now be made to fig. 2, schematically showing a functional arrangement of the nested pipe assembly 10, as used in conjunction with a BHA 100. The illustrative embodiment in fig. 2 includes a BHA 100, a hole arrangement device 120, a BHA retractor 130, upper and lower fluid flow diverters 140, 180, a drill string extension 150, a nested casing shoe drill bit 160, a nested casing hanger tool 170, a nested casing cross connection 190, and a drill string 20. For for the sake of brevity, the BHA 100 is not shown in pictorial form, as the teachings of the present invention are not limited to any particular design of a BHA, and can be applied equally effectively with relatively simple top drive systems as well as with sophisticated three-dimensional rotary steerable systems.
BHA'en kan med fordel være av konvensjonell design og inkludere trekk så som en styreenhet og sensorer for bestemmelse av boreretning, BHA-ytelse og formasjonens egenskaper. Kun som en illustrasjon, en eksemplifiserende BHA 100 kan inkludere en borkrone 102, retningsstyringsinnretninger 104, en boremotor 106 for rotering av borkronen 102 og en innretning 108 for å styre vekten på borkronen eller aksialtrykkraften på borkronen 102. Retningen styres ved styring av retningskontroll (styrings) -innretninger 104, som kan inkludere uavhengig styrte stabilisatorer, nedihulls aktuerte kneledd, bøyde hus og en borkroneorienterings-innretning. BHA 100 inkluderer også sensorer for (i) bestemmelse av boresammenstillingens tilstander under boring (boresammenstillingens eller verktøyets parametere), (ii) bestemmelse av slammotorparametere, (ii) bestemmelse av BHA'ens posisjon, retning, inklinasjon og orientering, (iv) bestemmelse av borehullets tilstand (borehullsparametere; eksempelvis borehullets temperatur og trykk) (v) bestemmelse av boreparametere, så som vekten på borkronen, rotasjonshastighet, og (vi) bestemmelse av borkronens slitasje, borkronens effektivitet og den forventede gjenværende levetid for borkronen 102. Formasjonsevaluerings-sensorer 112 bestemmer beskaffenhet og tilstand for formasjonen som borehullet bores gjennom. Eksemplifiserende FE verktøy inkluderer NMR, nukleære verktøy og verktøy for måling av gammastråler, resistivitet, permeabi-litet, porøsitet, osv. Egnede styreenheter, kraftpåføringsorganer, sensorer og relaterte systemer er omtalt i US patent nr 5.168.941 og 6.513.606, hvis offentliggjøringer innlemmes heri som referanse, og som er overdratt til den inneværende rettsetterfølger. Egnede BHA'er inkluderer de som er rotasjonsdrevne og/eller motordrevne. The BHA may advantageously be of conventional design and include features such as a control unit and sensors for determining drilling direction, BHA performance and formation properties. By way of illustration only, an exemplary BHA 100 may include a drill bit 102, directional control devices 104, a drill motor 106 for rotating the drill bit 102, and a device 108 for controlling the weight of the drill bit or the axial thrust force on the drill bit 102. The direction is controlled by controlling the directional control (steering ) devices 104, which may include independently controlled stabilizers, downhole actuated knee joints, bent housings, and a bit orientation device. The BHA 100 also includes sensors for (i) determination of drill assembly conditions during drilling (drill assembly or tool parameters), (ii) determination of mud motor parameters, (ii) determination of the BHA's position, direction, inclination and orientation, (iv) determination of condition of the borehole (borehole parameters; for example, borehole temperature and pressure) (v) determination of drilling parameters, such as the weight of the drill bit, rotation speed, and (vi) determination of the wear of the drill bit, the efficiency of the drill bit and the expected remaining life of the drill bit 102. Formation evaluation sensors 112 determines the nature and condition of the formation through which the borehole is drilled. Exemplary FE tools include NMR, nuclear tools, and tools for measuring gamma rays, resistivity, permeability, porosity, etc. Suitable controllers, force application means, sensors and related systems are disclosed in US Patent Nos. 5,168,941 and 6,513,606, whose publications is incorporated herein by reference, and which is transferred to the present legal successor. Suitable BHAs include those that are rotary and/or motor driven.
Det skal nå vises til fig. 1 og 2, i en utførelse strekker BHA 100 seg ned i hullet fra den nestede rørsammenstilling 10 ved en lengde som er tilstrekkelig til å blottlegge formasjonsevaluerings-sensorene 112 (hvis de er tilstede) overfor den åpne seksjon 22 i brønnboringen 18. Videre blir borehullets størrelse som er boret av BHA'en 10 optimert for formasjonsevaluering hvis slike verktøy benyttes. Andre konfigura-sjonsparametere og betraktninger avhenger av den bestemte applikasjon. I enkelte utførelser er den utvendige diameter av BHA'en 100 valgt for å tillate at i det minste noe av BHA'en 100 kan trekkes inn i en sentral boring 17 i den innerste foring 16 Reference should now be made to fig. 1 and 2, in one embodiment the BHA 100 extends downhole from the nested tubing assembly 10 by a length sufficient to expose the formation evaluation sensors 112 (if present) to the open section 22 of the wellbore 18. Furthermore, the wellbore size drilled by the BHA 10 optimized for formation evaluation if such tools are used. Other configuration parameters and considerations depend on the particular application. In some embodiments, the outside diameter of the BHA 100 is chosen to allow at least some of the BHA 100 to be retracted into a central bore 17 in the innermost liner 16
(fig. 1). I en operasjonsmodus er borkronen 102 og styresammenstillingen 104 motordrevne, og formasjonsevalueringsverktøyene 112 roteres langsomt ved hjelp av rota-sjonen av hele borestrengen 20 og den nestede rørsammenstilling 10. (Fig. 1). In one mode of operation, the drill bit 102 and control assembly 104 are motor driven, and the formation evaluation tools 112 are slowly rotated by the rotation of the entire drill string 20 and the nested pipe assembly 10.
For å fremme fremdrift av den nestede rørsammenstilling 10 nede i hullet, benytter en utførelse av hullutvidelsesinnretningen 120 en roterende, skjærende virkning for å utvide diameteren av brønnboringen 22. Hullutvidelsesinnretningen 120 kan virke sammen med eller uavhengig av foringsskoborkronen 160 for å knuse formasjonen. Hullutvidelsesinnretningen 120 er lokalisert opphulls for formasjonsevaluer-ingsverktøyene 112 og nedhulls for den nestede foringsskoborkrone 130. Hullutvidelsesinnretningen 120 kan benytte kuttere som er anordnet på utstrekkbare armer eller ribber som kan åpnes til to eller flere valgte og styrte diametre. Den skjærende struktur kan også være tildannet på en krage, stamme eller annen lignende innretning. I andre utførelser kan hullutvidelsesinnretningen være konfigurert til å tilveiebringe en diameter eller et styrt område av skjærende diametre. I applikasjoner hvor hullutvidelsesinnretningen 120 kan trenge mer rotasjonshastighet enn det som gis av rotasjo-nen av borestrengen 20, kan en motor 122 brukes til å drive hullutvidelsesinnretningen 120. Motoren 122 kan for eksempel være en modifisert boremotorsammenstilling (ikke vist) som har et ytre motorhus som driver hullutvidelsesinnretningen 120 og en indre aksel som er forbundet til og som roterer sammen med den primære borestreng 20 og den nestede rørsammenstilling 10. I andre utførelser kan boremotoren 106 drive hullutvidelsesinnretningen 120 via en egnet drivaksel og hylsesammen-stilling (ikke vist). I en utførelse er diameteren som tilveiebringes av hullutvidelsesinnretningen 120 ca 20% større enn diameteren av den største ikke-satte rørstreng opphulls for hullutvidelsesinnretningen 120, og tilnærmet lik diameteren av foringsskoborkronen 160. To promote advancement of the nested tubing assembly 10 downhole, one embodiment of the hole expansion device 120 utilizes a rotary, cutting action to expand the diameter of the wellbore 22. The hole expansion device 120 may act in conjunction with or independently of the casing shoe bit 160 to crush the formation. The hole expansion device 120 is located uphole for the formation evaluation tools 112 and downhole for the nested casing shoe bit 130. The hole expansion device 120 can use cutters that are arranged on extendable arms or ribs that can be opened to two or more selected and controlled diameters. The cutting structure can also be formed on a collar, stem or other similar device. In other embodiments, the hole widening device may be configured to provide a diameter or a controlled range of intersecting diameters. In applications where the hole expander 120 may need more rotational speed than is provided by the rotation of the drill string 20, a motor 122 may be used to drive the hole expander 120. The motor 122 may be, for example, a modified drill motor assembly (not shown) having an outer motor housing which drives the hole expansion device 120 and an internal shaft connected to and rotating with the primary drill string 20 and the nested pipe assembly 10. In other embodiments, the drill motor 106 may drive the hole expansion device 120 via a suitable drive shaft and casing assembly (not shown). In one embodiment, the diameter provided by the hole expansion device 120 is approximately 20% greater than the diameter of the largest unset tubing string drilled for the hole expansion device 120, and approximately equal to the diameter of the casing shoe bit 160.
I visse applikasjoner kan det være fordelaktig å lande den nestede rørsam-menstilling 10 ved bunnen av brønnboringen 18 med et lite eller intet «rottehull» eller åpen hullseksjon nedenfor. I utførelser hvor BHA'en 10 strekker seg vesentlig fra den nestede rørsammenstilling 10 kan BHA inntrekkingsinnretningen 100 brukes til delvis eller fullstendig å trekke BHA'en 100 inn i den nestede rørsammenstilling 10. I en ut-førelse tilveiebringer BHA inntrekkingsinnretningen 130 selektiv inntrekking av BHA'en 100 inn i den innerste boring i den nestede rørsammenstilling 10 (eksempelvis boringen 17) og selektiv utstrekking av BHA'en 100 ut av den nestede rørsam-menstilling 10. BHA inntrekkingsinnretningen 130 kan inkludere samvirkende låser, splines eller andre mekaniske innretninger for å tilkople og frakople BHA'en 100 fra den nestede rørsammenstilling 10. Alternativt kan det benyttes en eksplosivt, pneumatisk, hydraulisk eller elektromekanisk aktuert sammenstilling eller et forankrings-verktøy. Under bruk blir BHA inntrekkingsinnretningen 130 aktuert til å frigjøre BHA'en 100 fra den nestede rørsammenstilling 10. Når den er frigjort på denne måte (kan BHA'en 100 som har dannet en åpen seksjon i brønnboringen (eller «pilothull»), trekkes inn i den nestede rørsammenstilling 10. Dette tillater at den andre ikke-satte foring (eksempelvis foringen 14) av den nestede rørsammenstilling 10 kan teleskop-ere inn i og fore pilothullet. Under enkelte omstendigheter kan det være at foringsskoborkronen og foringen må rømmes ned før den nestede rørsammenstilling 10 settes inn i pilothullet. Etter at denne ytre rørstrengen har blitt sementert og testet, blir BHA'en 100 løsgjort og boret tilbake til en utstrukket posisjon. BHA'en 100 kan trekkes inn ved håndtering av borestrengen 20 eller ved bruk av en nedihullsinnretning. Det skal påpekes at BHA inntrekkingsinnretningen 130 i enkelte konfigurasjoner ikke behøver å være inkludert, eksempelvis der hvor et «rottehull» ikke er av betydning eller der hvor BHA'en 100 ikke strekker seg vesentlig fra den nestede boresammenstilling 10. In certain applications, it may be advantageous to land the nested pipe assembly 10 at the bottom of the wellbore 18 with little or no "rat hole" or open hole section below. In embodiments where the BHA 10 extends substantially from the nested pipe assembly 10, the BHA retractor 100 may be used to partially or fully retract the BHA 100 into the nested pipe assembly 10. In one embodiment, the BHA retractor 130 provides selective retraction of the BHA a 100 into the innermost bore of the nested pipe assembly 10 (for example, the bore 17) and selectively extending the BHA 100 out of the nested pipe assembly 10. The BHA retraction device 130 may include cooperating locks, splines, or other mechanical devices to connect and disconnect the BHA 100 from the nested pipe assembly 10. Alternatively, an explosively, pneumatically, hydraulically or electromechanically actuated assembly or an anchoring tool can be used. In use, the BHA retractor 130 is actuated to release the BHA 100 from the nested tubing assembly 10. Once released in this manner (the BHA 100 which has formed an open section in the wellbore (or "pilot hole"), can be retracted in the nested pipe assembly 10. This allows the other unseated liner (for example, the liner 14) of the nested pipe assembly 10 to telescope into and line the pilot hole. In some circumstances, the casing shoe bit and liner may need to be reamed before the nested tubing assembly 10 is inserted into the pilot hole. After this outer tubing string has been cemented and tested, the BHA 100 is disengaged and drilled back to an extended position. The BHA 100 can be retracted by handling the drill string 20 or by using a It should be pointed out that the BHA draw-in device 130 does not need to be included in some configurations, for example where a "rat hole" is not important or r where the BHA 100 does not extend significantly from the nested drill assembly 10.
Som tidligere påpekt kan utførelser av den nestede rørsammenstilling 10 brukes til å bore og fore/sementere en brønnboringsseksjon uten en intervenerende tur med BHA'en 100 og borestrengen 20 til overflaten. For å innpasse de forskjellige fluider og forskjellige fluidstrømløp som er forbundet med suksessive bore- og sementen ngstri nn, styrer en utførelse av den nedre fluidstrømavledersammenstilling 140 strømningsløpet for de forskjellige fluider (eksempelvis rent boreslam, returslam, sement, osv.) som brukes i bore- og sementeringsprosessen. Sammenstillingen 100 inkluderer ventilsammenstillinger og strømningskanaler som styrer fluidkommunikasjon med den nestede f ori ngsskoborkrone 160. I en konfigurasjon styrer ventilsam- menstillingen returfluidløpet, slik at under boring blir alt returslam og borekaks ledet opp den innerste ringromsboring (eksempelvis ringromsboringen 17), en liten strøm av det rene borefluid ledes opp et ytterste ringrom (eksempelvis ringromsboringen 19), og, under sementering, blir alle eller hovedsakelig alle fluidene ledet opp det ytterste ringrom (eksempelvis ringromsboringen 19). I andre utførelser kan det benyttes forskjellige strømningsreguleringsregimer (eksempelvis, hvis det benyttes reverssirku-lasjon, så kan forskjellige strømningsløp være nødvendige). As previously noted, embodiments of the nested tubing assembly 10 can be used to drill and case/cement a wellbore section without an intervening trip of the BHA 100 and drill string 20 to the surface. To accommodate the different fluids and different fluid flow paths associated with successive drilling and cement lines, one embodiment of the lower fluid flow diverter assembly 140 controls the flow path of the different fluids (eg clean drilling mud, return mud, cement, etc.) used in drilling - and the cementation process. The assembly 100 includes valve assemblies and flow channels that control fluid communication with the nested casing bit 160. In one configuration, the valve assembly controls the flow of return fluid so that during drilling, all return mud and cuttings are directed up the innermost annulus bore (for example, the annulus bore 17), a small stream of the clean drilling fluid is led up an outermost annulus (for example the annulus bore 19), and, during cementing, all or mainly all the fluids are led up the outermost annulus (for example the annulus bore 19). In other embodiments, different flow control regimes may be used (for example, if reverse circulation is used, then different flow rates may be necessary).
I visse utførelser forbinder borestrengforlengelsen 150 den nestede foringshengersammenstilling 10 til BHA'en 100. Mye likt borestrengen 20 kan borestrengforlengelsen 150 virke som en rørformet trykktett fluidleder og et strukturelt støtteele-ment for BHA'en 100. I en utførelse kan borestrengforlengelsen 150 samvirke med BHA inntrekkingsinnretningen 130 og det nestede foringshengerverktøy 170 for å trekke inn BHA'en 100, som nødvendig (eksempelvis under foringens nedadrettede boring og sementeringsoperasjoner). Fordi belastningene (eksempelvis torsjon og strekk) som påføres på borestrengen 20 og borestrengforlengelsen 150 kan være forskjellige, kan disse elementene være dannet av forskjellige materialer og ha forskjellige dimensjoner og konfigurasjoner. I visse andre utførelser kan borestrengforlengelsen 150 strukturelt tilsvare borestrengen 20. I enkelte utførelser kan borestrengen 20 strekke seg gjennom den nestede rørsammenstilling 10 og være direkte forbundet til BHA'en 100 uten et intervenerende forlengelsesstykke. Uttrykket «borestreng» bør fortolkes i sin bredest mulige betydning, som enhver struktur som er tilpasset til å støtte brønnboringsoperasjoner, inkludert organer så som foringsrør-strenger, foringsstrenger, produksjonsrør, osv. In certain embodiments, the drill string extension 150 connects the nested casing hanger assembly 10 to the BHA 100. Much like the drill string 20, the drill string extension 150 can act as a tubular pressure-tight fluid conduit and a structural support element for the BHA 100. In one embodiment, the drill string extension 150 can interact with the BHA the retractor 130 and the nested casing hanger tool 170 to retract the BHA 100, as required (for example, during casing downhole drilling and cementing operations). Because the loads (eg, torsion and tension) applied to the drill string 20 and the drill string extension 150 can be different, these elements can be formed of different materials and have different dimensions and configurations. In certain other embodiments, the drill string extension 150 may structurally correspond to the drill string 20. In some embodiments, the drill string 20 may extend through the nested pipe assembly 10 and be directly connected to the BHA 100 without an intervening extension piece. The term "drill string" should be interpreted in its broadest possible sense, as any structure adapted to support well drilling operations, including bodies such as casing strings, casing strings, production pipes, etc.
I en utførelse er den nestede foringsskoborkrone 160 konfigurert til å rømme opp og/eller bore brønnboringen for å tillate den nestede rørsammenstilling 10 med letthet og gå fremover brønnboringen 18 med BHA'en 100. Den nestede foringsskoborkrone 160 kan være konfigurert som en konsentrisk sko i flere deler, som har radi-ale og i lengderetningen orienterte skjærende elementer 162, 164 posisjonert på et ringformet kragelignende organ ved den nedhulls ende av hver rørstreng 12, 14, 16 av den nestede rørsammenstilling 10. De skjærende elementer 160, 162 går således i inngrep med og skjærer brønnboringens vegg når foringssammenstillingen 10 rote res. De radialt orienterte skjærende elementer 162 kan være konfigurert til å utvide brønnboringen på en bakre underrømmermåte når borkronen 102 og hullutvidelsesinnretningen 120 borer forover. De i lengderetningen orienterte boreelementer 164 er i inngrep med og skjærer en ringformet flate av brønnboringens vegg når BHA'en 100 borer brønnboringen 18, og også etter at BHA'en 100 er trukket tilbake inn i det indre ringrom ved enden av hver seksjon. Foringsskoborkronen 160 kan være konfigurert til å danne grensesnitt med fluidstrømreguleringsrørdelen 140, for å tillate korrekt plassering av sement og for å regulere strømmen av borefluider og borekaks. I enkelte utførelser er foringsskoborkronen 160 utformet som en flerhet av konsentriske ringer 166, 167, 168 som er konfigurert til å skjæres over eller på annen måte løsne fra hverandre for å tillate den nestede rørsammenstilling 10 å bore forover etter at den ytterste seksjon av den nestede foring har blitt sementert eller på annen måte satt på plass. I visse utførelser er skoborkronen 160 tilpasset til å bære og stabilisere den nedre ende av den nestede rørsammenstilling 10. In one embodiment, the nested casing shoe bit 160 is configured to ream and/or drill the wellbore to allow the nested tubing assembly 10 to easily advance the wellbore 18 with the BHA 100. The nested casing shoe bit 160 may be configured as a concentric shoe in several parts, which have radial and longitudinally oriented cutting elements 162, 164 positioned on an annular collar-like member at the downhole end of each pipe string 12, 14, 16 of the nested pipe assembly 10. The cutting elements 160, 162 thus go in engages with and cuts the wall of the wellbore when the casing assembly 10 rotates. The radially oriented cutting elements 162 may be configured to expand the wellbore in a rear undercut manner as the drill bit 102 and hole expansion device 120 drills forward. The longitudinally oriented drill elements 164 engage and cut an annular face of the wellbore wall as the BHA 100 drills the wellbore 18, and also after the BHA 100 is withdrawn into the inner annulus at the end of each section. The casing shoe drill bit 160 may be configured to interface with the fluid flow control tubing portion 140, to allow correct placement of cement and to regulate the flow of drilling fluids and cuttings. In some embodiments, the casing shoe drill bit 160 is formed as a plurality of concentric rings 166, 167, 168 that are configured to be cut across or otherwise disengaged from each other to allow the nested pipe assembly 10 to drill forward after the outermost section of the nested liner has been cemented or otherwise set in place. In certain embodiments, the shoe drill bit 160 is adapted to support and stabilize the lower end of the nested pipe assembly 10.
Som tidligere beskrevet tilveiebringer den nestede rørsammenstilling 10 to eller flere rørorganer som kan brukes til å fore en boret brønnboring. Rørorganene kan være anordnet på en konsentrisk og teleskopisk måte, hvor den nedre ende av den nestede rørsammenstilling 10 er festet til den nestede f ori ngsskoborkrone 160, og den øvre ende er forbundet til den nestede foringshengersammenstiling 170. I visse utførelser er hver av de individuelle foringer 12, 14, 16 dannet av en flerhet av skjøte-de rør, som er satt sammen med overflaten. De individuelle foringer 12, 14, 16 kan enten være anordnet til å ha hovedsakelig ingen ringromsavstand mellom foringene 12, 14, 16 eller være dimensjonert til å tilveiebringe spesifiserte ringromsavstander som for eksempel kan virke som fluidpassasjer. I tillegg kan én eller flere av foringene 12, 14, 16 være ekspanderbare i sin natur, for å øke den tilgjengelige diameter av brønnboringen. Dessuten behøver foringene 12, 14, 16 ikke å være identiske med henblikk på lengde, veggtykkelse eller materialer. Heller ikke behøver foringene 12, 14, 16 å være anordnet på en perfekt konsentrisk og kompakt måte. I steden, i visse utførelser, kan én eller flere av foringene rage ut av en tilstøtende foring. Videre, i enkelte utførelser, er én eller flere av foringene 12, 14, 16 dannet enten fullstendig eller delvis av et materiale, så som et ikke-metallisk materiale, som ikke negativt på virker ytelsen til formasjonsevalueringsverktøyene. Det skal forstås at, selv om tre foringer er vist, foringssammenstillingen 10 kan inkludere så mange individuelle foringer som nødvendig eller som er gjennomførbart for en gitt applikasjon. As previously described, the nested tubing assembly 10 provides two or more tubing members that can be used to line a drilled wellbore. The pipe members may be arranged in a concentric and telescopic manner, where the lower end of the nested pipe assembly 10 is attached to the nested casing shoe drill bit 160, and the upper end is connected to the nested casing hanger assembly 170. In certain embodiments, each of the individual linings 12, 14, 16 formed by a plurality of jointed pipes, which are assembled with the surface. The individual liners 12, 14, 16 can either be arranged to have essentially no annular space distance between the liners 12, 14, 16 or be dimensioned to provide specified annular space distances which can, for example, act as fluid passages. In addition, one or more of the liners 12, 14, 16 may be expandable in nature, in order to increase the available diameter of the wellbore. Furthermore, the liners 12, 14, 16 do not need to be identical in terms of length, wall thickness or materials. Nor do the liners 12, 14, 16 need to be arranged in a perfectly concentric and compact manner. Instead, in certain embodiments, one or more of the liners may protrude from an adjacent liner. Furthermore, in some embodiments, one or more of the liners 12, 14, 16 is formed either completely or partially of a material, such as a non-metallic material, which does not adversely affect the performance of the formation evaluation tools. It should be understood that, although three liners are shown, the liner assembly 10 may include as many individual liners as necessary or feasible for a given application.
I en utførelse tillater foringshengersystemet 170 selektiv sammenlåsing av rør-strengene 12, 14, 16, som utgjør foringssammenstillingen 10. Foringshengersystemet 170 kan være posisjonert ved den opphulls ende av hver nestede foring 12, 14, 16 og kan være konfigurert til selektivt å forankre og løsgjøre de individuelle foringer 12, 14, 16. I en utførelse kan foringshengersammenstillingen 170 være konfigurert til å bære, i det minste midlertidig, vekten av rørstrengene 12, 14, 16, og selektivt løsgjøre den sementerte eller på annen måte satte rørstreng fra den gjenværende foringssammen-stilling 10, slik at den gjenværende nestede rørsammenstilling 10 kan fortsette videre ned i hullet. Ved måldybden for den neste seksjon, kan det ytterste foringshenger-verktøy bli tilbakeført etter at dets foring har blitt sementert. Den innerste foringshenger kan også gjøres ekspanderbar, slik at to eller flere seksjoner av den nestede rørsammenstilling blir monoboring i sin natur. In one embodiment, the casing hanger system 170 allows selective interlocking of the tubing strings 12, 14, 16, which make up the casing assembly 10. The casing hanger system 170 may be positioned at the downhole end of each nested casing 12, 14, 16 and may be configured to selectively anchor and detach the individual casings 12, 14, 16. In one embodiment, the casing hanger assembly 170 may be configured to support, at least temporarily, the weight of the tubing strings 12, 14, 16, and selectively detach the cemented or otherwise set tubing string from the remaining casing assembly 10, so that the remaining nested pipe assembly 10 can continue further down the hole. At the target depth for the next section, the outermost casing hanger tool can be returned after its casing has been cemented. The innermost casing hanger can also be made expandable, so that two or more sections of the nested pipe assembly become monoboring in nature.
Til foringshengersystemet 170 er forbundet den øvre fluidstrømavleder 180, som styrer selektiv setting og løsgjøring av foringshengersammenstillingen, så vel som utførelse av andre funksjoner. I en utførelse inkluderer den øvre fluidstrømavle-der en ventilsammenstilling som er tilpasset til sekvensielt å løsgjøre foringene, idet den begynner med den ytre foring 12. Likeledes tilveiebringer utførelser av den nestede rørstrengtverrforbindelse 190 en mekanisk bro og et fluidomløp over den nestede rørstreng 10, som samvirker med foringshengersystemet 170, den øvre fluidstrøm-avleder 180 og andre systemer som er beskrevet ovenfor, for å aktuere bestand-delskomponenter og regulere fluidstrøm. For eksempel kan tverrforbindelsen 190 inkludere ventilsammenstillinger som kanaliserer rent borefluid til BHA'en 100. Connected to the casing hanger system 170 is the upper fluid flow diverter 180, which controls selective setting and release of the casing hanger assembly, as well as performing other functions. In one embodiment, the upper fluid flow diverter includes a valve assembly adapted to sequentially release the liners, beginning with the outer liner 12. Likewise, embodiments of the nested tubing string interconnect 190 provide a mechanical bridge and a fluid bypass over the nested tubing string 10, which cooperates with the casing hanger system 170, the upper fluid flow diverter 180 and other systems described above to actuate constituent components and regulate fluid flow. For example, the cross connection 190 may include valve assemblies that channel clean drilling fluid to the BHA 100 .
Borerøret 20 støtter og bærer den nestede foringsboresammenstilling 10. I enkelte applikasjoner kan vekten og treghetsbelastningene (både aksiale og rota-sjonsmessige) av den nestede rørsammenstilling 10 være større enn konvensjonelle bore- og foringskjøringsoperasjoner. Borerøret 20 kan således være utformet til å ha større robusthet enn det som kan brukes for konvensjonelle boreoperasjoner ved like dybder. I andre utførelser kan en vaierledningsbærekabel brukes til å transportere BHA'en den nestede rørsammenstilling og annet utstyr ned i hullet. The drill pipe 20 supports and carries the nested casing drill assembly 10. In some applications, the weight and inertia loads (both axial and rotational) of the nested pipe assembly 10 may be greater than conventional drilling and casing driving operations. The drill pipe 20 can thus be designed to have greater robustness than that which can be used for conventional drilling operations at equal depths. In other embodiments, a wireline carrier cable may be used to transport the BHA, the nested tubing assembly and other equipment downhole.
Det skal nå vises til fig. 3, hvor det vises et flytskjema 200 som illustrerer en eksemplifiserende anvendelse av den nestede rørsammenstilling 10, med trinn for (i) sammensetting av rørsammenstillingen og BHA'en (trinn 210), (ii) konfigurering/setting av utstyret for boring (trinn 220), (iii) boring av en seksjon av en brønnbo-ring (trinn 230), (iii) konfigurering/setting av utstyret for sementering og sementering (trinn 240), (vi) konfigurering/setting av utstyret for boring etter sementering (trinn 250), og (vi) boring av en annen seksjon av brønnboringen (trinn 230). Det skal for stås at BHA'en og borestrengen trekkes ut av hullet i trinn 260, hvilket kun er etter kompletteringen av disse beskrevne trinn. Reference should now be made to fig. 3, showing a flowchart 200 illustrating an exemplary application of the nested pipe assembly 10, with steps for (i) assembling the pipe assembly and the BHA (step 210), (ii) configuring/setting the equipment for drilling (step 220 ), (iii) drilling a section of a wellbore (step 230), (iii) configuring/setting the equipment for cementing and cementing (step 240), (vi) configuring/setting the equipment for drilling after cementing (step 250), and (vi) drilling another section of the wellbore (step 230). It should be noted that the BHA and drill string are pulled out of the hole in step 260, which is only after the completion of these described steps.
Ved sammensettingstrinnet 210, blir en første rørstreng og en tilknyttet foringsskoborkrone (eller «første rørdelsammenstilling), eksempelvis den radialt ytterste foring og den tilknyttede foringsskoborkrone, satt sammen og kjørt inn i brønnboringen inntil en valgt lengde for denne første rørdelsammenstilling er oppnådd. Denne første rørdelsammenstilling (inkludert den ytterste foringshenger) er opphengt i brønnbor-ingen fra boreriggens dekk med konvensjonelle foringsrørhåndteringsverktøy (edder-kopper/holdekiler, osv.). Deretter blir en annen rørstreng og tilknyttet foringsskoborkronen («annen rørdelsammenstilling») satt sammen og kjørt inn i den første (eller forrige) rørdelsammenstilling ved bruk av setteverktøy på riggdekket, inntil den annen foringsskoborkrone er umiddelbart over den første foringsskoborkrone. En annen foringshengersammenstilling settes sammen og kjøres inn i boringen i den ytterste foring inntil den første og annen foringsskoborkrone låses sammen, ved hvilket tidspunkt denne foringshengeren er satt midlertidig. Etter at den annen rørstreng er midlertidig satt med en indre henger ved toppen av den første rørdelsammenstilling, blir riggdekkets setteverktøy frakoplet fra den annen rørstreng for å forberede etterfølg-ende sammensettinger av rørdelsammenstillingen, hvis det er nødvendig, for å danne den nestede rørsammenstilling 10 eller tillate kjøring av bore-BHA'en inn i den innerste foringsdelsammenstilling. At assembly step 210, a first pipe string and an associated casing shoe drill bit (or "first pipe part assembly), for example the radially outermost casing and the associated casing shoe drill bit, are assembled and driven into the wellbore until a selected length for this first pipe part assembly is achieved. This first tubing assembly (including the outermost casing hanger) is suspended in the wellbore from the rig's deck with conventional casing handling tools (adder cups/holding wedges, etc.). Then another string of pipe and associated casing shoe bit ("second casing assembly") is assembled and driven into the first (or previous) casing assembly using setting tools on the rig deck, until the second casing shoe bit is immediately above the first casing shoe bit. Another casing hanger assembly is assembled and driven into the borehole in the outermost casing until the first and second casing shoe bits lock together, at which point this casing hanger is temporarily set. After the second pipe string is temporarily set with an internal hanger at the top of the first pipe assembly, the rig deck setting tool is disconnected from the second pipe string to prepare for subsequent assemblies of the pipe assembly, if necessary, to form the nested pipe assembly 10 or allowing driving of the drill BHA into the innermost casing subassembly.
Med den nestede rørsammenstilling 10 satt sammen og hengende fra bore-riggdekket, blir BHA'en og støtteutstyr, så som BHA inntrekkingsinnretningen, og den nedre fluidstrømavleder-rørdel, satt sammen og kjørt inn sammen med setteverktøyet og posisjonert inne i den sentrale boring i den nestede rørsammenstilling 10 (for eksempel er BHA'en 100 så vidt opphulls for foringsskoborkronesammenstillingene). Ytterligere støtteutstyr så som den øvre strømningsavledersammenstilling og den nestede rørstrengtverrforbindelse blir deretter satt sammen og tverrforbindelsen låses inn i den innerste rørstreng. Etter at en første rørlengde av borerøret er innsatt ovenfor tverrforbindelsen blir borerøret løftet for å løfte den nestede rørsammenstilling og BHA'en, slik at holdekilene som forbinder den nestede rørsammenstilling til riggdekket kan løsgjøres. Med den nestede rørsammenstilling nå fri, blir sammenstillingen senket og opphengt ved hjelp av holdekiler på borerøret 20. Ved dette punkt kan den nestede rørsammenstilling løftes ut av holdekilene og kjøres i brønnboringen sammen med borerør på en konvensjonell måte. BHA'en 100 og den nestede rørsammen-stilling 10 kjøres i brønnboringen inntil foringsskoborkronen 160 og BHA'en 100, som er trukket inn i den nestede rørsammenstilling 10, så vidt er ovenfor bunnen i brønn-boringen, eller fremdeles innenfor den siste rørstrengen. With the nested pipe assembly 10 assembled and hanging from the drilling rig deck, the BHA and support equipment, such as the BHA retractor, and the lower fluid flow diverter pipe section, are assembled and driven in with the setting tool and positioned inside the central bore of the nested pipe assembly 10 (for example, the BHA 100 is barely drilled for the casing shoe bit assemblies). Additional support equipment such as the upper flow diverter assembly and the nested pipe string cross connection are then assembled and the cross connection is locked into the innermost pipe string. After a first length of drill pipe is inserted above the cross connection, the drill pipe is lifted to lift the nested pipe assembly and the BHA, so that the retaining wedges connecting the nested pipe assembly to the rig deck can be released. With the nested pipe assembly now free, the assembly is lowered and suspended by means of retaining wedges on the drill pipe 20. At this point, the nested pipe assembly can be lifted out of the retaining wedges and driven into the wellbore together with drill pipe in a conventional manner. The BHA 100 and the nested pipe assembly 10 are driven in the wellbore until the casing shoe drill bit 160 and the BHA 100, which are pulled into the nested pipe assembly 10, as far as they are above the bottom of the wellbore, or still within the last pipe string.
I konfigureringen for boretrinnet 230, løsgjøres BHA'en fra BHA-inntrekkingsinnretningen, og tillates å strekke seg ut av den nestede rørsammenstil-ling inntil hullutvidelsesinnretningen er utenfor foringsskoborkronen. Hullutvidelsesinnretningen blir deretter aktuert, slik at de skjærende elementer kan skjære en diameter for å innpasse diameteren av den ytterste rørstrengen. Borefluid sirkuleres deretter for å tilføre energi til boremotoren og igangsette langsom rotasjon av borkronen. BHA'en går fremover, inn i formasjonen, og BHA'en låses i fullstendig utstrukket posisjon. Ved dette punkt kan BHA'en begynne boring. In the configuration for drilling step 230, the BHA is disengaged from the BHA retractor and allowed to extend out of the nested tubing assembly until the hole expansion device is outside the casing shoe bit. The hole widening device is then actuated so that the cutting elements can cut a diameter to match the diameter of the outermost pipe string. Drilling fluid is then circulated to supply energy to the drill motor and initiate slow rotation of the drill bit. The BHA advances, into the formation, and the BHA locks in the fully extended position. At this point the BHA can begin drilling.
I boretrinnet 230, begynner boring med at sirkulasjon av borefluid opprettholdes ved strømningsmengder som er egnet for drift av nedihullsboremotorer, og foringsskoborkronen roteres av borestrengen. Boring fortsetter inntil måldybden har blitt nådd. Lengden av den seksjon som bores blir i enkelte tilfeller bestemt av lengden av rørstrengen som skal settes i den borede seksjon. I enkelte konfigurasjoner vil de nestede rørstrenger i en grad overlappe hverandre ved sine ender, for å opprettholde strukturell kontinuitet mellom de suksessive rørstrenger. Etter at måldybden har blitt nådd, kan sirkulasjon av borefluid fortsettes eller stoppes mens BHA'en trekkes inn i den sentrale boring i den nestede rørsammenstilling. Før BHA'en trekkes inn, blir hullutvidelsesinnretningen aktuert for å trekke inn borearmene. Avhengig av konfigu-rasjonen av hullutvidelsesinnretningen, kan aktueringen skje ved hjelp av hydraulikk, den kan være mekanisk, elektromekanisk, elektrisk eller pneumatisk. Deretter blir BHA inntrekkingsinnretningen aktuert til å trekke inn BHA'en inntil BHA'en låses i den inntrukne posisjon. Ved dette punkt vil borestrengens rotasjon forårsake at foringsskoborkronen roterer og knuser formasjonen. Den nestede rørsammenstilling borer forover inntil den når måldybden. Sirkulasjon av borefluid fortsettes inntil det borede hull er rent og i egnet tilstand for sementering. In drilling step 230, drilling begins with drilling fluid circulation maintained at flow rates suitable for operation of downhole drilling motors, and the casing shoe bit is rotated by the drill string. Drilling continues until the target depth has been reached. The length of the section being drilled is in some cases determined by the length of the pipe string to be placed in the drilled section. In some configurations, the nested pipe strings will overlap to some extent at their ends, in order to maintain structural continuity between the successive pipe strings. After the target depth has been reached, circulation of drilling fluid can be continued or stopped while the BHA is drawn into the central bore of the nested pipe assembly. Before the BHA is retracted, the hole expansion device is actuated to retract the drill arms. Depending on the configuration of the hole expansion device, the actuation can take place by means of hydraulics, it can be mechanical, electromechanical, electrical or pneumatic. The BHA retractor is then actuated to retract the BHA until the BHA is locked in the retracted position. At this point, the rotation of the drill string will cause the casing shoe bit to rotate and crush the formation. The nested pipe assembly drills forward until it reaches the target depth. Circulation of drilling fluid is continued until the drilled hole is clean and in a suitable condition for cementing.
I sementeringstrinnet 240 blir de nedre og eventuelt de øvre fluidstrømavleder-ventiler først konfigurert til å danne et strømningsløp for å lede sement inn i det ringformede rom mellom brønnboringens vegg og den nestede rørsammenstilling. For eksempel blir ventilene aktuert til å stenge det indre ringformede løp som brukes til å lede returfluid oppover i hullet og åpne fluidløpet for å lede sement opp det ringformede rom. Fluider kan sirkuleres og rør kan betjenes for å rengjøre dette ringformede rom. Etter at klargjøring av brønnboringen er fullført, aktiveres overflatepumper for å pumpe det ønskede volum av sement, hvilket følges av en vaskeprosedyre for å utvikle utpressbare plugger for å sørge for korrekt plassering og rengjøring av BHA'en. Egnede foranstaltninger for å holde sement bak rørstrengen inkluderer å opprettholde sementtrykket og/eller bruk av låseplugger. Etter at sementen er satt, blir fluid-strømavlederventiler operert i syklus for å muliggjøre aktuering av foringssetteinnret-ningen, og for å sette den ytterste foringshengeren. Etter at foringshengeren er satt, blir rørstrengen testet som nødvendig for strukturell og hydraulisk integritet. Det skal forstås at sement kun er et egnet forbindelsesmateriale for å forbinde røret til brønn-boringen. Andre forbindelsesmaterialer inkluderer, men er ikke begrenset til, tetnings-midler, svellende materiale, epoksier, harpikser, polymerer, porøst materiale og ikke-porøst materiale. Det skal også forstås at sement kun er en måte til å forbinde rør-strengen til brønnboringen. Andre metoder inkluderer mekaniske forbindelsesinnret-ninger så som pakninger, og innretninger utenfor foringsrøret, uansett om disse aktueres mekanisk, elektrisk eller hydraulisk, som tilveiebringer styrke, strukturell integritet og tetting kan også anvendes. I enkelte utførelser kan faktisk en mekanisk, kjemisk, termisk eller annen forbindelsesbehandling av rørstrengen benyttes til å forbinde, enten permanent eller midlertidig rørstrengen til brønnboringen. In the cementing step 240, the lower and optionally the upper fluid flow diverter valves are first configured to form a flow path to direct cement into the annular space between the wellbore wall and the nested pipe assembly. For example, the valves are actuated to close the inner annular passage used to direct return fluid up the hole and open the fluid passage to direct cement up the annular space. Fluids can be circulated and pipes can be operated to clean this annular space. After wellbore preparation is complete, surface pumps are activated to pump the desired volume of cement, which is followed by a washing procedure to develop extrudable plugs to ensure correct placement and cleaning of the BHA. Appropriate measures to retain cement behind the pipe string include maintaining cement pressure and/or the use of locking plugs. After the cement is set, fluid flow diverter valves are cycled to enable actuation of the casing setting device, and to set the outermost casing hanger. After the casing hanger is set, the pipe string is tested as necessary for structural and hydraulic integrity. It should be understood that cement is only a suitable connecting material for connecting the pipe to the wellbore. Other bonding materials include, but are not limited to, sealants, intumescent materials, epoxies, resins, polymers, porous materials, and non-porous materials. It should also be understood that cement is only a way to connect the pipe string to the wellbore. Other methods include mechanical connection devices such as gaskets, and devices outside the casing, regardless of whether these are actuated mechanically, electrically or hydraulically, which provide strength, structural integrity and sealing can also be used. In some embodiments, a mechanical, chemical, thermal or other connection treatment of the pipe string can actually be used to connect, either permanently or temporarily, the pipe string to the wellbore.
Ved klargjøringen for boring etter sementeringstrinnet 250, blir de øvre og nedre fluidstrømavlederventiler operert i syklus eller rekonfigurert for å re-etablere borefluidstrømningsløpene. Etter at fluidløpet nedover i hullet og oppover i hullet er etablert og bekreftet, blir BHA'en løsgjort og tilført energi for å bore forover en spesifi-sert avstand (eksempelvis noen få fot). Etter at trykktester viser at den nettopp sementerte sko er adekvat, fortsetter boring inntil hullutvidelsesinnretningen kan åpnes til den valgte diameter. Langsom boring fortsetter inntil BHA'en låses i den utstrukkede posisjon. Deretter, før boring kan fortsette, blir den nettopp sementerte rørstreng løs-gjort fra den tilstøtende indre rørstreng ved aktivering av foringshengerverktøyet. Deretter blir den gjenværende nestede rørsammenstilling og BHA'en trukket bort fra bunnen i brønnboringen, og låsingen mellom foringsskoborkronene på den nettopp sementerte rørstreng og den tilstøtende rørstreng oppheves. Med den nestede rør-sammenstilling og BHA'en nå fri, etableres langsom rotasjon, og BHA'en tillates langsomt å returnere til brønnboringens bunn. In preparing for drilling after cementing step 250, the upper and lower fluid flow diverter valves are cycled or reconfigured to re-establish the drilling fluid flow paths. After the downhole and uphole fluid flow is established and confirmed, the BHA is disengaged and energized to drill forward a specified distance (eg a few feet). After pressure tests show that the newly cemented shoe is adequate, drilling continues until the hole expansion device can be opened to the selected diameter. Slow drilling continues until the BHA locks in the extended position. Then, before drilling can continue, the newly cemented tubing string is detached from the adjacent inner tubing string by activation of the casing hanger tool. Next, the remaining nested tubing assembly and BHA are pulled away from the bottom of the wellbore, and the interlock between the casing shoe bits on the newly cemented tubing string and the adjacent tubing string is released. With the nested tubing assembly and the BHA now free, slow rotation is established and the BHA is allowed to slowly return to the bottom of the wellbore.
Boring fortsetter nå på mye den samme måte som i trinn 230, d.v.s. at sirkulasjon av borefluid opprettholdes ved strømningsmengder som er egnet for å drive nedihulls boremotorer, og at foringsskoborkronen roteres ved hjelp av borestrengen som den er forbundet til. Boring fortsetter inntil måldybden har blitt nådd. Drilling now continues in much the same way as in step 230, i.e. that circulation of drilling fluid is maintained at flow rates suitable for driving downhole drilling motors, and that the casing shoe drill bit is rotated by means of the drill string to which it is connected. Drilling continues until the target depth has been reached.
De ovenstående trinn gjentas inntil den innerste rørsammenstilling har blitt sementert og foringshengeren satt og testet. Forberedelser blir deretter gjort for å trekke BHA'en og borestrengen ut av brønnboringen. Først blir den nedre fluidstrøm-avlederventil konfigurert eller operert i syklus til boreposisjonen, og den øvre fluid-strømavlederventil opereres i syklus til borestrengen. Deretter blir setteverktøyet, som forankrer eller forbinder BHA'en og borestrengen til den sementerte rørstrengen, aktuert for å løsgjøre den sementerte rørstrengen, slik at BHA'en kan trekkes ut av den nederste foringen. Etter at BHA'en er kjørt ut av brønnboringen i trinn 260, blir den neste nestede rørsammenstilling (hvis den er nødvendig) satt sammen og ført inn i brønnboringen. The above steps are repeated until the innermost pipe assembly has been cemented and the casing hanger set and tested. Preparations are then made to pull the BHA and drill string out of the wellbore. First, the lower fluid flow diverter valve is configured or cycled to the drill position, and the upper fluid flow diverter valve is cycled to the drill string. Then the setting tool, which anchors or connects the BHA and the drill string to the cemented pipe string, is actuated to dislodge the cemented pipe string so that the BHA can be pulled out of the lower casing. After the BHA is driven out of the wellbore in step 260, the next nested tubing assembly (if required) is assembled and fed into the wellbore.
I en annen utførelse kan en enkelt foringsstreng kjøres inn i en brønnboring samtidig som boresammenstillingen kjøres. Foreksempel, i en offshorebrønn, etterat toppen av foringen har passert under brønnhodet, kan foringen midlertidig henges nedenfor brønnhodet. Deretter blir borestrengen løsgjort og kjørt til total dybde for å bore den neste seksjon av hullet. Etter at den totale dybde for denne boreseksjonen er nådd, blir borestrengen trukket tilbake inn i nærheten av den opphengte foringen, og låst på ny. Etter låsing blir foringen kjørt til bunnen og sementert. Borestrengen blir deretter trukket og prosessen kan gjentas. Således, generelt sett, en foringsstreng lagres i brønnboringen ved at den henges av i brønnhodet eller fra en undersjøisk stakk. Dette vil eliminere behovet for at foringen blir innfestet til borestrengen under boreoperasjonen, men gjør det mulig for boresammenstillingen å vaske og rømme foringen kort etter at en seksjon har blitt boret. In another embodiment, a single casing string can be driven into a wellbore at the same time as the drilling assembly is driven. For example, in an offshore well, after the top of the casing has passed under the wellhead, the casing can be temporarily suspended below the wellhead. The drill string is then released and driven to full depth to drill the next section of the hole. After the total depth for this drill section is reached, the drill string is pulled back into the vicinity of the suspended casing, and relocked. After locking, the liner is driven to the bottom and cemented. The drill string is then pulled and the process can be repeated. Thus, generally speaking, a casing string is stored in the wellbore by being suspended in the wellhead or from a subsea stack. This will eliminate the need for the liner to be attached to the drill string during the drilling operation, but allows the drill assembly to wash and clear the liner shortly after a section has been drilled.
Den ovenstående anføring av utstyr, innretninger, systemer og trinn, skal ikke forstås som en obligatorisk kombinasjon for å praktisere én eller flere av lærene ifølge den foreliggende oppfinnelse. I steden blir utstyret, innretningene, systemene og trin-nene kun beskrevet for å illustrere ønskelige tilpasninger av lærene ifølge den foreliggende oppfinnelse til situasjoner som kan påtreffes i forskjellige applikasjoner. For eksempel, i visse utførelser, kan en BHA være koplet til et rør, så som en forings-rørstreng, som har en diameter som er tilstrekkelig til å tillate BHA'en å bevege seg derigjennom. I et slikt arrangement kan BHA'en være tilpasset til å hentes opp fra brønnboringen via en vaierledning (eller en annen egnet navlestreng). The above listing of equipment, devices, systems and steps should not be understood as a mandatory combination to practice one or more of the teachings according to the present invention. Instead, the equipment, devices, systems and steps are described only to illustrate desirable adaptations of the teachings of the present invention to situations that may be encountered in various applications. For example, in certain embodiments, a BHA may be connected to a pipe, such as a casing string, having a diameter sufficient to allow the BHA to move therethrough. In such an arrangement, the BHA may be adapted to be retrieved from the wellbore via a wireline (or other suitable umbilical).
På lignende måte kan verktøy og innretninger som ikke er beskrevet ovenfor i visse tilfeller benyttes til å lette boringen og kompletteringsaktiviteten. For eksempel, i enkelte applikasjoner kan brønnboringens fluidtrykkgradienter være slik at den åpne brønnboringsseksjon som er dannet av BHA'en kan ha lett for å brytes i stykker eller å få skade. En innretning for å ta hånd om brønnboringstrykk og for styring av inn-virkningen av ekvivalent sirkulerende tetthet (ekvivalent circulating density (ECD)) er en aktiv differensialtrykkinnretning (active differential pressure device (APD device)), så som en strålepumpe, turbin eller sentrifugalpumpe, i fluidkommunikasjon med det returnerende fluid. ECD-innretningen danner et differensialtrykk over innretningen, hvilket endrer trykket nedenfor eller nedhulls for innretningen. APD-innretningen kan drives ved hjelp av en fortreningsmotor, en turbin, en elektrisk motor eller en hydrau-likkmotor. APD-innretningen kan være posisjonert nær den åpne seksjon av hullet (eksempelvis opphulls eller tilstøtende den nestede rørsammenstilling) for å redusere trykket i den åpne seksjon av hullet. Egnede metoder og innretninger for styring av brønnboringstrykk er beskrevet i US patent nr 6.648.081 og US patent nr 6.415.877 og beskrevet i US søknader med tittel «Active Controlled Bottomhole Pressure System & Method», serienummer 10/783.371 innlevert 20. februar 2004, og US søknad med tittel «Subsea Wellbore Drilling System for Reducing Bottom Hole Pressure», serienummer 10/716.106, innlevert 17. november 2003, hvilke herved innlemmes som referanse for alle formål. In a similar way, tools and devices that are not described above can in certain cases be used to facilitate the drilling and completion activity. For example, in some applications the wellbore fluid pressure gradients may be such that the open wellbore section formed by the BHA may be prone to fracture or damage. A device for managing wellbore pressure and for controlling the effects of equivalent circulating density (ECD) is an active differential pressure device (APD device), such as a jet pump, turbine or centrifugal pump , in fluid communication with the returning fluid. The ECD device creates a differential pressure above the device, which changes the pressure below or downhole for the device. The APD device can be driven by means of a propulsion engine, a turbine, an electric motor or a hydraulic motor. The APD device may be positioned close to the open section of the hole (eg, downhole or adjacent to the nested tubing assembly) to reduce the pressure in the open section of the hole. Suitable methods and devices for controlling wellbore pressure are described in US patent no. 6,648,081 and US patent no. 6,415,877 and described in US applications entitled "Active Controlled Bottomhole Pressure System & Method", serial number 10/783,371 filed on 20 February 2004 , and US application entitled "Subsea Wellbore Drilling System for Reducing Bottom Hole Pressure", serial number 10/716,106, filed November 17, 2003, which are hereby incorporated by reference for all purposes.
I mange tilfeller vil størrelsen av overflaterøret, brønnhodet og BOP'en bestemme den maksimale diameter for den konsentriske rørstrengforingsrørsammen-stilling. Dessuten, lengden av overflaterøret vil trolig bestemme den maksimale lengde av den første konsentriske (eller nestede) sammenstilling som skal kjøres. Ytterligere nestede rørsammenstillinger kan kjøres. Diameteren og lengden av disse suksessive nestede rørsammenstillinger vil bli bestemt av størrelsene av de tidligere for-ingsrør/foringer og den totale dybde av brønnboringen ved det tidspunkt de suksessive nestede rørsammenstillinger kjøres. Det skal forstås at i det minste diameteren av slike nestede rørsammenstillinger er diameteren under innkjøring eller uttrekking i brønnboringen, og ikke nødvendigvis den satte diameter (som for eksempel kan være større på grunn av ekspansjon). In many cases, the size of the surface pipe, wellhead and BOP will determine the maximum diameter for the concentric tubing string casing assembly. Also, the length of the surface pipe will likely determine the maximum length of the first concentric (or nested) assembly to be run. Additional nested pipe assemblies can be run. The diameter and length of these successive nested pipe assemblies will be determined by the sizes of the previous casing/casings and the total depth of the wellbore at the time the successive nested pipe assemblies are run. It should be understood that at least the diameter of such nested pipe assemblies is the diameter during drive-in or withdrawal in the wellbore, and not necessarily the set diameter (which may for example be larger due to expansion).
Det skal forstås at uttrykkene foringsrør og foring skal fortolkes bredt, for å inkludere eventuelle innretninger eller mekanismer som tilveiebringer det ene eller flere av brønnboringens stabilitet, soneisolasjon og beskyttelse mot formasjons-skade/frakturering. Videre skal det forstås at uttrykket «enkelttur» eller «redusert tur» skal fortolkes som å omfatte enhver prosedyre hvor det ikke er fullstendig tur (enten inn i eller ut av brønnen), korresponderende til hvert boretrinn eller hvert sementtrinn. For eksempel omfatter den foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter og innretninger som benytter en tur til å fore to åpne brønnseksjoner og en annen tur til å sementere begge brønnseksjoner, hvilket likevel tilveiebringer en reduksjon og korresponderende innsparing av en full tur. Ytterligere andre tilsvarende permutasjoner kan også be nyttes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse, så som en delvis tur ut av brønnen. It is to be understood that the terms casing and casing are to be interpreted broadly, to include any devices or mechanisms that provide one or more of the wellbore's stability, zone isolation and protection against formation damage/fracturing. Furthermore, it shall be understood that the expression "single trip" or "reduced trip" shall be interpreted as including any procedure where there is not a complete trip (either into or out of the well), corresponding to each drilling stage or each cement stage. For example, the present invention includes methods and devices that use one trip to line two open well sections and another trip to cement both well sections, which nevertheless provides a reduction and corresponding saving of a full trip. Further other corresponding permutations can also be used in connection with the present invention, such as a partial trip out of the well.
Det bør legges merke til at den foreliggende lære kan anvendes både på offshore og landbaserte brønner. Dessuten, differansene i utstyr for applikasjon og land og offshore kan tilveiebringe tilfeller hvor modifikasjoner av de beskrevne utførelser med fordel kan anvendes. For eksempel, hvilket er kjent, blir et stigerør ofte benyttet i en offshore applikasjon for, i form av en navlestreng, og forbinde et undersjøisk brønnhode til en overflatefasilitet (eksempelvis flytende plattform). I visse utførelser kan en nestet rørsammenstilling dannes i stigerøret og deretter transporteres inn i brønnboringen. It should be noted that the present teaching can be applied to both offshore and land-based wells. Moreover, the differences in equipment for application and land and offshore can provide cases where modifications of the described designs can be advantageously used. For example, as is known, a riser is often used in an offshore application to, in the form of an umbilical, connect a subsea wellhead to a surface facility (eg floating platform). In certain embodiments, a nested pipe assembly can be formed in the riser and then transported into the wellbore.
I tillegg, som tidligere påpekt, er sement kun én av flere metoder og innretninger for å forbinde et rør til brønnboringen. Andre innretninger så som oppblåsbare pakninger eller geler kan i enkelte applikasjoner brukes for å forbinde et rør til brønn-boringen. Dessuten, forbindelsen av røret til brønnboringen behøver ikke å være In addition, as previously pointed out, cement is only one of several methods and devices for connecting a pipe to the wellbore. Other devices such as inflatable gaskets or gels can in some applications be used to connect a pipe to the wellbore. Moreover, the connection of the pipe to the wellbore does not have to be
permanent (eksempelvis for brønnens levetid). En forbindelse kan være adekvat hvis den for eksempel fastholder røret for en tid, som er lang nok til at et etterfølgende rør kan forbindes til brønnboringen. En brønnboring kan således ha enkelte seksjoner hvor oppblåsbare pakninger brukes til å forbinde røret til brønnboringen, og andre seksjoner hvor sement brukes til å forbinde røret til brønnboringen. En fordel ved et slikt arrangement er at en sementsøyle ikke behøver å dannes gjennom hele brønn-boringen. permanently (for example for the life of the well). A connection may be adequate if, for example, it holds the pipe for a time long enough for a subsequent pipe to be connected to the wellbore. A wellbore can thus have certain sections where inflatable gaskets are used to connect the pipe to the wellbore, and other sections where cement is used to connect the pipe to the wellbore. An advantage of such an arrangement is that a cement column does not need to be formed throughout the entire well drilling.
I enda et annet aspekt av den foreliggende oppfinnelse kan i det minste to foringsrørborkroner med forskjellig diameter og som har tilknyttede foringsrørseksjo-ner sammenstilles for å danne en boresammenstilling for boring inn i underjordiske formasjoner, hvor radialt tilstøtende foringsrørseksjoner er selektivt løsbart festet til hverandre, og hvor de minst to foringsrørborkroner og foringsrørseksjoner er anordnet i en teleskoperende relasjon. En slik konfigurasjon kan redusere den tid som er nødvendig for å anordne foringsrørseksjonene som er innfestet til hver større og mindre foringsrørborkrone i borehullet. In yet another aspect of the present invention, at least two casing drill bits of different diameters and having associated casing sections may be assembled to form a drill assembly for drilling into subterranean formations, wherein radially adjacent casing sections are selectively releasably attached to each other, and where the at least two casing drill bits and casing sections are arranged in a telescoping relationship. Such a configuration can reduce the time required to arrange the casing sections attached to each major and minor casing bit in the borehole.
For eksempel, som vist på fig. 4 og 5, kan boresammenstillingen 911 inkludere en første foringsrørborkrone 916 og en annen foringsrørborkrone 914, hvor den første foringsrørborkrone 916 er anordnet innen i den første foringsrørborkrone 914. Den første foringsrørborkrone 916 kan være festet til en foringsrørseksjon 908, og den annen foringsrørborkrone 914 kan være festet til en foringsrørseksjon 906. For-ingsrørseksjonene 906 og 908 kan således være konfigurert i en teleskoperende relasjon, dvs. at de kan strekkes ut fra eller inn i hverandre. Som vist på fig. 4, er for-ingsrørseksjonen 908 festet til foringsrørseksjonen 906 ved hjelp av skjøre elementer 918. De skjøre elementer 918 kan være konfigurert til å overføre dreiemoment, aksial kraft eller vekt på borkronen (weight-on-bit (WOB)), eller begge deler mellom forings-rørseksjonene 906 og 908. Andre strukturer for overføring av krefter mellom forings-rørseksjonene 906 og 908 kan selvsagt benyttes. For example, as shown in FIG. 4 and 5, the drilling assembly 911 may include a first casing bit 916 and a second casing bit 914, where the first casing bit 916 is disposed within the first casing bit 914. The first casing bit 916 may be attached to a casing section 908, and the second casing bit 914 may be attached to a casing section 906. The casing sections 906 and 908 can thus be configured in a telescoping relationship, i.e. they can be extended from or into each other. As shown in fig. 4, the casing section 908 is attached to the casing section 906 by brittle members 918. The brittle members 918 may be configured to transmit torque, axial force, or weight-on-bit (WOB), or both between the casing sections 906 and 908. Other structures for transferring forces between the casing sections 906 and 908 can of course be used.
Derfor, under operasjon, kan dreiemoment og WOB påføres på foringsrørbor-kronen 914 gjennom foringsrørseksjonen 906. Alternativt kan dreiemoment og WOB påføres på foringsrørborkronen 914 ved hjelp av foringsrørseksjonen 908 og gjennom skjøre elementer 918. Som det kan forstås, når foringsrørborkronene 914 og 916 er strukturelt koplet til hverandre, kan dreiemoment WOB eller begge deler overføres derimellom. I tillegg kan fluidportene eller åpningene mellom hver av foringsrørbor-kronene 914 og 916 koples, slik at borefluid kan leveres gjennom det indre av forings-rørborkronen 916 til foringsrørborkronen 914. Alternativt kan borefluid leveres gjennom ringrommet 924, mens portene eller åpningene i foringsrørborkronen 916 kan være plugget eller blokkert. Mange alternativer er således mulig for levering av borefluid eller andre fluider (eksempelvis sement) til en hvilken som helst av foringsrørbor-kronene 914 og 916. Therefore, during operation, torque and WOB may be applied to casing bit 914 through casing section 906. Alternatively, torque and WOB may be applied to casing bit 914 by means of casing section 908 and through fragile elements 918. As can be understood, when casing bits 914 and 916 are structurally coupled to each other, torque WOB or both can be transferred between them. In addition, the fluid ports or openings between each of the casing drill bits 914 and 916 can be connected, so that drilling fluid can be delivered through the interior of the casing drill bit 916 to the casing drill bit 914. Alternatively, drilling fluid can be delivered through the annulus 924, while the ports or openings in the casing drill bit 916 can be plugged or blocked. Thus, many options are possible for the delivery of drilling fluid or other fluids (for example, cement) to any of the casing drill bits 914 and 916.
Som vist på fig. 5 kan en foringsrørseksjon 904 være anordnet ved en første dybde. Foringsrørborkronen 914 kan da bringes til å bore forbi foringsrørborkronen 912 og fortsette å bore til en annen dybde. Når den når en annen dybde, kan dreiemoment, WOB eller begge deler påføres for å forårsake at de skjøre elementer 918 svikter eller brytes i stykker. Alternativt kan et skjørt element bringes til å svikte ved hjelp av selektiv detonering av et pyroteknisk middel, et eksplosivt middel eller begge deler. Videre kan det skjøre element være formulert til å være selektivt oppløselig når det utsettes for et kjemisk middel (eksempelvis saltsyre eller flussyre). For eksempel kan et første skjørt element svikte når det utsettes for et første kjemisk middel, og et annet skjørt element, som er relativt immunt mot det første kjemiske middel, kan svikte når det utsettes for et annet kjemisk middel. Foringsrørborkronen 916 kan således anvendes til å bore gjennom foringsrørborkronen 914 og til en tredje dybde. Sagt på en annen måte, fig. 5 viser boresammenstillingen 911 i en utstrukket teleskoperende relasjon. Den foreliggende oppfinnelse er selvsagt ikke begrenset til noe bestemt antall av foringsrørborkroner som er konfigurert i en teleskoperende relasjon. I steden kan en boresammenstilling ifølge den foreliggende oppfinnelse inkludere én eller flere foringsrørborkroner som er anordnet i det minste delvis inne i én eller flere andre foringsrørborkroner i en teleskoperende relasjon. As shown in fig. 5, a casing section 904 may be provided at a first depth. The casing bit 914 can then be brought to drill past the casing bit 912 and continue drilling to a different depth. When it reaches another depth, torque, WOB, or both can be applied to cause the fragile elements 918 to fail or break. Alternatively, a fragile element can be caused to fail by selective detonation of a pyrotechnic agent, an explosive agent, or both. Furthermore, the fragile element may be formulated to be selectively soluble when exposed to a chemical agent (for example, hydrochloric acid or hydrofluoric acid). For example, a first fragile element may fail when exposed to a first chemical agent, and a second fragile element, which is relatively immune to the first chemical agent, may fail when exposed to a second chemical agent. The casing drill bit 916 can thus be used to drill through the casing drill bit 914 and to a third depth. In other words, fig. 5 shows the drill assembly 911 in an extended telescoping relationship. The present invention is of course not limited to any specific number of casing drill bits which are configured in a telescoping relationship. Instead, a drilling assembly according to the present invention may include one or more casing drill bits which are arranged at least partially inside one or more other casing drill bits in a telescoping relationship.
Det skal også forstås at den foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til at en mindre foringsrørborkrone eller foringsrørseksjon posisjoneres i det minste delvis innen i en annen foringsrørborkrone for konfigurering i en teleskoperende relasjon. I steden, mer spesifikt, kan en foringsrørborkrone eller foringsrørseksjon være anordnet inne i en annen foringsrørseksjon, som kan være festet til en annen, større foringsrørborkrone, for konfigurering i en teleskoperende relasjon. It should also be understood that the present invention is not limited to a smaller casing bit or casing section being positioned at least partially within another casing bit for configuration in a telescoping relationship. Instead, more specifically, one casing bit or casing section may be disposed within another casing section, which may be attached to another, larger casing bit, for configuration in a telescoping relationship.
Alternativt kan en sammenstilling av to eller flere foringsrørseksjoner som er konfigurert i en teleskoperende relasjon bores inn i en underjordisk formasjon ved hjelp av et boreverktøy som er anordnet ved dens fremste ende. Spesifikt, som vist på fig. 6, som illustrerer en boresammenstilling 933, kan foringsrørseksjoner 904, 906 og 908 sammenkoples ved hjelp av for eksempel å låse foringsrørseksjoner 904, 906 og 908 sammen for å danne en sammenstilling som kan bores inn i en formasjon ved hjelp av et konvensjonelt boreverktøy 934 som er anordnet ved den fremre ende, i boreretningen, av boresammenstillingen 933, idet boreverktøyet 934 har en diameter som overstiger diameteren av den største foringsrørseksjon 904. Boreverktøyet 934 kan omfatte en roterende borkrone, en rømmer, en opprømmingssammenstilling eller en foringsrørborkrone, uten begrensning. Boreverktøyet 934 kan gå foran inn i formasjonen ved rotasjon og forflytning av foringsrørseksjonene 904, 906 og 908. Det er imidlertid foretrukket at boreverktøyet 934 kan være strukturelt koplet til den innerste foringsrørseksjon 908, slik at boreverktøyet 934 kan fortsette å bore inn i formasjonen til tross for at foringsrørseksjonene 904 eller 906 blir anordnet inne i borehullet. En nedihullsmotor kan valgfritt være posisjonert mellom den innerste foringsrørseksjon 908 og boreverktøyet 934. Alternatively, an assembly of two or more casing sections configured in a telescoping relationship may be drilled into a subterranean formation by means of a drilling tool disposed at its leading end. Specifically, as shown in FIG. 6, which illustrates a drilling assembly 933, casing sections 904, 906 and 908 can be connected together by, for example, locking casing sections 904, 906 and 908 together to form an assembly that can be drilled into a formation using a conventional drilling tool 934 which is arranged at the forward end, in the direction of drilling, of the drilling assembly 933, the drilling tool 934 having a diameter that exceeds the diameter of the largest casing section 904. The drilling tool 934 may comprise a rotary drill bit, a reamer, a reaming assembly, or a casing drill bit, without limitation. The drilling tool 934 can advance into the formation by rotation and displacement of the casing sections 904, 906 and 908. However, it is preferred that the drilling tool 934 can be structurally connected to the innermost casing section 908, so that the drilling tool 934 can continue to drill into the formation despite for the casing sections 904 or 906 to be arranged inside the borehole. A downhole motor may optionally be positioned between the innermost casing section 908 and the drilling tool 934 .
Når boresammenstillingen går videre inn i formasjonen, kan radialt tilstøtende mindre foringsrørseksjoner låses opp fra radialt tilstøtende større foringsrørseksjoner, og strekkes ut derifra. Skjøre elementer (ikke vist) som beskrevet her ovenfor (fig. 4), kan selvsagt strukturelt forbinde foringsrørseksjonene 904, 906 og 908 til hverandre. Krefter kan påføres for å bringe slike skjøre elementer til å svikte, eller brennbare eller eksplosive komponenter kan anvendes for å bringe skjøre elementer til å svikte. Videre kan det skjøre element være formulert til å være selektivt oppløselig når det utsettes for én eller flere valgte kjemiske midler. Den teleskoperende relasjon mellom foringsrørseksjonene 904, 906 og 908 kan imidlertid tilveiebringe fordel ved reduse-ring av innkjørings/uttrekkingsoperasjonene for anordning av foringsrørseksjonene 904, 906 og 908 inne i borehullet. As the drill assembly progresses into the formation, radially adjacent smaller casing sections can be unlocked from radially adjacent larger casing sections, and extended therefrom. Fragile elements (not shown) as described here above (Fig. 4), can of course structurally connect the casing sections 904, 906 and 908 to each other. Forces may be applied to cause such fragile elements to fail, or flammable or explosive components may be used to cause fragile elements to fail. Furthermore, the fragile element may be formulated to be selectively soluble when exposed to one or more selected chemical agents. However, the telescoping relationship between the casing sections 904, 906 and 908 may provide an advantage in reducing the drive-in/withdrawal operations for arranging the casing sections 904, 906 and 908 inside the borehole.
I tillegg kan en sammenstilling av to eller flere foringsrørseksjoner som er konfigurert i en teleskoperende relasjon bores inn i en underjordisk formasjon ved hjelp av en foringsrørborkrone som er anordnet ved dens fremre ende. Som vist på fig. 7 kan en boresammenstilling 944 som inkluderer foringsrørseksjoner 904, 906 og 908 bores inn i en formasjon ved hjelp av en foringsrørborkrone 946 ifølge den foreliggende oppfinnelse. Foringsrørborkronen 946 kan imidlertid primært være koplet til den innerste foringsrørseksjon 908, som vist med flensen 948 med radial utstrekning og festeflaten 947, slik at foringsrørborkronen 946 kan fortsette å bore inn i formasjonen til tross for at foringsrørseksjonene 904 eller 906 blir anordnet inne i borehullet, så vel som å bli adskilt fra foringsrørseksjonen 908. In addition, an assembly of two or more casing sections configured in a telescoping relationship may be drilled into a subterranean formation by means of a casing drill bit disposed at its forward end. As shown in fig. 7, a drill assembly 944 that includes casing sections 904, 906 and 908 can be drilled into a formation using a casing drill bit 946 of the present invention. However, the casing bit 946 may be primarily coupled to the innermost casing section 908, as shown by the radially extending flange 948 and attachment surface 947, so that the casing bit 946 may continue to drill into the formation despite the casing sections 904 or 906 being disposed within the wellbore, as well as being separated from the casing section 908.
Som tidligere omtalt kan formasjonsevaluering (FE) verktøy typisk ikke posisjoneres inne i et foringsrør, fordi metallet i foringsrøret i betydelig grad kan forringe FE-verktøyenes evne til å undersøke den borede formasjon. I tidligere beskrevne ut-førelser er følgelig formasjonsevalueringsverktøy posisjonert i en rørdel i BHA'en, hvilken er nedenfor foringsrørstrengen for å blottlegge FE-verktøyene for formasjonen. Tidligere beskrevne utførelser benyttet også ikke-metalliske foringsrørseksjoner som tillater at FE-verktøyene undersøker den tilstøtende formasjon gjennom veggene av disse ikke-metalliske foringsrørseksjoner. As previously discussed, formation evaluation (FE) tools typically cannot be positioned inside a casing, because the metal in the casing can significantly impair the FE tools' ability to examine the drilled formation. Accordingly, in previously described embodiments, formation evaluation tools are positioned in a pipe section of the BHA, which is below the casing string to expose the FE tools to the formation. Previously described embodiments also utilized non-metallic casing sections which allow the FE tools to examine the adjacent formation through the walls of these non-metallic casing sections.
I enda andre utførelser blir formasjonsevalueringsverktøy boret på utsiden av foringsrørstrengen. FE-verktøy utenfor foringsrøret kan måle forskjellige parametere av interesse som er relatert til formasjonen uten interference fra metallet i foringsrør-strengen. Det skal forstås at lengden av BHA'en som strekker seg ut av foringsrør-strengen blir redusert ved å bære FE-verktøyene i foringsrørsammenstillingen i steden for i BHA'en. Dessuten, i enkelte utførelser, er boremotoren og/eller hullutvidelsesinnretningen også posisjonert i foringsrørsammenstillingen, for enda ytterligere å redusere den lengde av BHA'en som har sin utstrekning nedenfor foringsrørsammen-stillingen. In still other embodiments, formation evaluation tools are drilled on the outside of the casing string. FE tools outside the casing can measure various parameters of interest related to the formation without interference from the metal in the casing string. It should be understood that the length of the BHA extending out of the casing string is reduced by carrying the FE tools in the casing assembly instead of in the BHA. Also, in some embodiments, the drill motor and/or hole expansion device is also positioned within the casing assembly, to further reduce the length of the BHA that extends below the casing assembly.
Eksemplifiserende utførelser er omtalt nedenfor. Det skal nå vises til fig. 8, hvor det vises en foringsrørsko 1000 av en foringsrørstreng 1010, som ved hjelp av en låsesammenstilling 1012 er avtagbart forbundet til en indre rørstøreng 1014, som er teleskopisk anordnet inne i foringsrørstrengen 1010. Den indre rørstreng 1014 er forsynt med en boremotor 1020, formasjonsevaluerings- (FE) -verktøy 1030, som er montert på boremotoren 1020, og en hullutvidelsesinnretning 1050 som er posisjonert opphullsfor FE-verktøyene 1030. En akselsammenstilling 1024 som roterer en borkrone 1026 er forbundet til en rotor 1022 i boremotoren 1020. For å rotere hullutvidelsesinnretningen 1050, kan foringsrørstrengen 1010 roteres, eller det kan brukes en valgfri motor (ikke vist). Ved posisjonering av FE-verktøyene 1030 på boremotoren 1020, blir den lengde av BHA'en som har sin utstrekning nedenfor foringsrørskoen 1000, som generelt er representert av akselsammenstillingen 1024 og borkronen 1026, avkortet. I tillegg, som det skulle forstås, oppnås ytterligere lengdebesparelser ved montering eller integrering av FE-verktøyene 1030 på et hus 1028 av boremotoren 1020 i steden for bruk av en separat rørdel for FE-verktøyene 1030. Exemplary embodiments are discussed below. Reference should now be made to fig. 8, where a casing shoe 1000 of a casing string 1010 is shown, which by means of a locking assembly 1012 is removably connected to an inner casing string 1014, which is telescopically arranged inside the casing string 1010. The inner casing string 1014 is provided with a drilling motor 1020, formation evaluation - (FE) tool 1030, which is mounted on the drilling motor 1020, and a hole expansion device 1050 that is positioned uphole for the FE tools 1030. A shaft assembly 1024 that rotates a drill bit 1026 is connected to a rotor 1022 in the drilling motor 1020. To rotate the hole expansion device 1050, the casing string 1010 may be rotated, or an optional motor (not shown) may be used. By positioning the FE tools 1030 on the drill motor 1020, the length of the BHA that extends below the casing shoe 1000, which is generally represented by the shaft assembly 1024 and the drill bit 1026, is shortened. In addition, as should be appreciated, additional length savings are achieved by mounting or integrating the FE tools 1030 on a housing 1028 of the drill motor 1020 instead of using a separate tubing section for the FE tools 1030.
Det skal nå vises til fig. 9, hvor det vises en foringsrørsko 1100 av en forings-rørstreng 1110, som ved hjelp av en låsesammenstilling 1112 er avtagbart forbundet til en indre rørstreng 1114 som er teleskopisk anordnet inne i foringsrørstrengen 1110. Den indre rørstreng 1114 er forsynt med enn boremotor 1120, FE-verktøy 1130 som er montert på utstrekkbare organer 1140, og en hullutvidelsesinnretning 1150 som er posisjonert nedhulls for FE-verktøyene 1130. Foringsrørstrengen 1110 kan roteres eller det kan brukes en valgfri motor (ikke vist) for å rotere hullutvidelsesinn retningen 1150. En akselsammenstilling 1124 som roterer en borkrone 1126 er forbundet til en rotor 1122 i boremotoren 1120. Fordi FE-verktøyene 1130 er montert opphulls for hullutvidelsesinnretningen 1150, kan et ringformet rom 1152 separere foringsrørstrengen 1110 fra brønnboringens vegg 1154. Fordi mange formasjonsevaluerings-sensorer opererer optimalt når de er posisjonert nær brønnboringens vegg 1154, brukes de utstrekkbare organer 1140 til å bevege FE-verktøyene 1130 radialt utover til brønnboringens vegg 1150. Organene 1140 kan være puter eller armer som kan beveges ved bruk av forbelastende organer, så som fjærer, hydraulisk kraft, eller elektromekaniske innretninger, så som en elektrisk motor. Reference should now be made to fig. 9, where a casing shoe 1100 of a casing string 1110 is shown, which by means of a locking assembly 1112 is removably connected to an inner pipe string 1114 which is telescopically arranged inside the casing string 1110. The inner pipe string 1114 is provided with than a drilling motor 1120, FE tools 1130 mounted on extendable members 1140, and a hole expansion device 1150 positioned downhole for the FE tools 1130. The casing string 1110 can be rotated or an optional motor (not shown) can be used to rotate the hole expansion in direction 1150. A shaft assembly 1124 that rotates a drill bit 1126 is connected to a rotor 1122 in the drill motor 1120. Because the FE tools 1130 are mounted uphole for the hole expansion device 1150, an annular space 1152 can separate the casing string 1110 from the wellbore wall 1154. Because many formation evaluation sensors operate optimally when they is positioned close to the wellbore wall 1154, the extensible members 1140 are used to to move the FE tools 1130 radially outward to the wellbore wall 1150. The means 1140 can be pads or arms that can be moved using preloading means, such as springs, hydraulic power, or electromechanical devices, such as an electric motor.
Det skal nå vises til fig. 10, hvor det vises en foringsrørsko 1200 av en forings-rørstreng 1210, som ved hjelp av en låsesammenstilling 1212 er avtagbart forbundet til en indre rørstreng 1214, som er teleskopisk anordnet inne i foringsrørstrengen 1210. Den indre rørstreng 1214 er forsynt med en boremotor 1220, FE-verktøye1230 som er montert opphulls for boremotoren 1220, og en hullutvidelsesinnretning 1240 er posisjonert opphulls for FE-verktøyene 1230. Foringsrørstrengen 1210 kan roteres, eller det kan brukes en valgfri motor (ikke vist), for å rotere hullutvidelsesinnretningen 1240. Ulikt utførelsen på fig. 8, er FE-verktøyene 1230 posisjonert i en rørdel 1250 separat fra boremotoren 1220. Reference should now be made to fig. 10, where there is shown a casing shoe 1200 of a casing string 1210, which by means of a locking assembly 1212 is removably connected to an inner pipe string 1214, which is telescopically arranged inside the casing pipe string 1210. The inner pipe string 1214 is provided with a drilling motor 1220 , FE tools 1230 mounted uphole for the drilling motor 1220, and a hole expansion device 1240 is positioned uphole for the FE tools 1230. The casing string 1210 can be rotated, or an optional motor (not shown) can be used to rotate the hole expansion device 1240. Unlike the embodiment on fig. 8, the FE tools 1230 are positioned in a pipe section 1250 separately from the drill motor 1220.
Selv om FE-verktøyene, så som FE-verktøyene 1230, er vist posisjonert på en indre streng i den teleskoperende rørsammenstilling, skal det forstås at hvert rør som utgjør en teleskoperende rørsammenstilling kan inkludere et sett av FE-verktøy. For eksempel, på fig. 10, kan et annet FE-verktøy 1300 være posisjonert på foringsrør-strengen 1210 i tillegg til FE-verktøyene 1230 på den indre streng 1214. Although the FE tools, such as the FE tools 1230, are shown positioned on an inner string of the telescoping tube assembly, it should be understood that each tube comprising a telescoping tube assembly may include a set of FE tools. For example, in FIG. 10, another FE tool 1300 may be positioned on the casing string 1210 in addition to the FE tools 1230 on the inner string 1214.
Det skal imidlertid forstås at lærene ifølge den foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til formasjonsevaluerings-sensorer og -verktøy. FE-verktøy er kun eksemplifiserende for de verktøy, innretninger og utstyr som konvensjonelt er posisjonert i en BHA, og kan i visse tilfeller bidra til den samlede lengde av en BHA. I andre utførelser inkluderer innretninger som er posisjonert på foringsrøret verktøy og sensorer som benyttes for adaptiv kontroll nede i hullet og for dannelse av et boresystem med luk-ket sløyfe. Adaptiv kontroll kan inkludere en løsgjøringsmekanisme for det ytterste foringsrøret, strømningsisolasjon, vibrasjonsdemping, osv. I tillegg til sensorer kan innretninger så som aktuatorer være posisjonert på eller i et foringsrørlegeme. Disse aktuatorene, sammen med sensorene, kan brukes til å aktivere innretninger så som en ekspanderbar rømmer som er bygget på det ytterste foringsrøret, så snart forings-røret er på bunnen. However, it should be understood that the teachings of the present invention are not limited to formation evaluation sensors and tools. FE tools are only illustrative of the tools, devices and equipment that are conventionally positioned in a BHA, and can in certain cases contribute to the overall length of a BHA. In other embodiments, devices positioned on the casing include tools and sensors used for adaptive downhole control and for forming a closed-loop drilling system. Adaptive control may include an outermost casing release mechanism, flow isolation, vibration damping, etc. In addition to sensors, devices such as actuators may be positioned on or within a casing body. These actuators, along with the sensors, can be used to activate devices such as an expandable escaper built on the outermost casing as soon as the casing is on the bottom.
Det skal forstås at FE-verktøyene 1030, 1130, 1230 er beskrevet som «på», «utenfor» eller «på utsiden» av foringsrørstrengen kun i funksjonell betydning. Det vil si at FE-verktøyene ikke fysisk behøver å være på utsiden av foringsrørstrengen. I steden kan FE-verktøyene være delvis innebygd eller fullstendig innebygd i en ikke-metallisk seksjon av en foringsrørstreng (eksempelvis en seksjon som er laget av karbonfiber) eller på en måte som tillater at FE-verktøyene kan «se på utsiden» av foringsrørstrengen. Videre skal det forstås at andre sensorer enn FE-verktøy kan benyttes i samsvar med de foreliggende lærer. For eksempel kan foringsrørmonterte sensorer være rettet innover for å måle parametere av interesse som er relatert til brønnboringsfluider, borefluider, produserte formasjonsfluider eller andre gjenstander av interesse. Andre egnede sensorer kan inkludere trykktransdusere, seismiske sensorer, temperatursensorer og andre kjente innretninger som måler parametere av interesse under boring og etter boring, eksempelvis under kompletteringsaktivitet så som sementering og under produksjon. It should be understood that the FE tools 1030, 1130, 1230 are described as "on", "outside" or "outside" the casing string in a functional sense only. This means that the FE tools do not need to be physically on the outside of the casing string. Instead, the FE tools can be partially or fully embedded in a non-metallic section of a casing string (for example, a section made of carbon fiber) or in a way that allows the FE tools to "look outside" the casing string. Furthermore, it must be understood that sensors other than FE tools can be used in accordance with the available teachers. For example, casing-mounted sensors may be directed inward to measure parameters of interest that are related to wellbore fluids, drilling fluids, produced formation fluids, or other items of interest. Other suitable sensors may include pressure transducers, seismic sensors, temperature sensors and other known devices that measure parameters of interest during drilling and after drilling, for example during completion activity such as cementing and during production.
Overføring av effekt og data mellom sensorene utenfor foringsrøret og nedihulls prosessorer og/eller overflateprosessorer og strømforsyninger kan etableres ved bruk av egnet effekt- og databusser (ikke vist). Innretninger så som induktive kopling-er og elektriske slepringer kan brukes til å overføre effekt/data over roterende grensesnitt. I tillegg kan telemetriarrangementer som benytter fast oppkopling gjennom rør, fiberoptiske kabler, elektriske kabler, slampulstelemetri, akustikk, kort hopp, ra-diotelemetri, elektromagnetisme, osv. brukes til å overføre data langs BHA'en og foringsrørstrengen og til og fra overflaten. Transmission of power and data between the sensors outside the casing and downhole processors and/or surface processors and power supplies can be established using suitable power and data buses (not shown). Devices such as inductive couplings and electrical slip rings can be used to transmit power/data over rotating interfaces. In addition, telemetry arrangements using fixed link through pipe, fiber optic cables, electrical cables, mud pulse telemetry, acoustics, short jump, radio telemetry, electromagnetism, etc. can be used to transmit data along the BHA and casing string and to and from the surface.
Selv om den foregående offentliggjøring er rettet mot de foretrukne utførelser av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være åpenbare for de som har fag-kunnskap innen teknikken. Det er meningen at alle variasjoner innenfor omfanget av de vedføyde krav skal omfattes av den foregående offentliggjøring. Although the foregoing disclosure is directed to the preferred embodiments of the invention, various modifications will be apparent to those skilled in the art. It is intended that all variations within the scope of the attached requirements shall be covered by the preceding publication.
Claims (7)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US58312104P | 2004-06-24 | 2004-06-24 | |
PCT/US2005/022200 WO2006012186A1 (en) | 2004-06-24 | 2005-06-22 | Drilling systems and methods utilizing independently deployable multiple tubular strings |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20070360L NO20070360L (en) | 2007-03-23 |
NO340186B1 true NO340186B1 (en) | 2017-03-20 |
Family
ID=34979933
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20070360A NO340186B1 (en) | 2004-06-24 | 2007-01-19 | Method of drilling a wellbore in an underground formation |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
BR (1) | BRPI0512626B1 (en) |
CA (1) | CA2572240C (en) |
GB (1) | GB2430960B (en) |
NO (1) | NO340186B1 (en) |
WO (1) | WO2006012186A1 (en) |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8276689B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
US8757294B2 (en) | 2007-08-15 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation |
US8066085B2 (en) | 2007-08-15 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Stochastic bit noise control |
US8534380B2 (en) | 2007-08-15 | 2013-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for directional drilling a borehole with a rotary drilling system |
US20100038141A1 (en) * | 2007-08-15 | 2010-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Compliantly coupled gauge pad system with movable gauge pads |
US8763726B2 (en) | 2007-08-15 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit gauge pad control |
US8727036B2 (en) | 2007-08-15 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for drilling |
US20090188666A1 (en) * | 2009-04-06 | 2009-07-30 | Rana Khalid Habib | Method And System For Completing A Well |
US8281878B2 (en) | 2009-09-04 | 2012-10-09 | Tesco Corporation | Method of drilling and running casing in large diameter wellbore |
US8186457B2 (en) | 2009-09-17 | 2012-05-29 | Tesco Corporation | Offshore casing drilling method |
MY174341A (en) | 2011-10-25 | 2020-04-09 | Shell Int Research | Combined casing system and method |
NO338510B1 (en) | 2014-10-23 | 2016-08-29 | Wellpartner As | Drainage device for telescopic section in landing string |
RU2660156C1 (en) * | 2014-11-04 | 2018-07-05 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Systems and methods with the locking casing application in the process of drilling |
DE102015105908B4 (en) * | 2015-04-17 | 2024-08-01 | Bauer Maschinen Gmbh | Drilling rig for creating a cased borehole and method for operating a drilling rig |
CN105221072B (en) * | 2015-10-30 | 2017-06-13 | 中海油能源发展股份有限公司 | A kind of construction operation tubing string for being applied to petroleum gas engineering |
CN109357910A (en) * | 2018-12-10 | 2019-02-19 | 中国地质大学(武汉) | A kind of portable multi-function undisturbed soil sampling instrument |
CN109881670B (en) * | 2019-03-26 | 2024-02-02 | 中国石油大学(北京) | Submarine self-disposable recyclable pile shoe of jack-up drilling platform and drilling platform |
CN109868814B (en) * | 2019-03-26 | 2024-02-02 | 中国石油大学(北京) | Degradable self-elevating drilling platform pile shoe and drilling platform |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1981525A (en) * | 1933-12-05 | 1934-11-20 | Bailey E Price | Method of and apparatus for drilling oil wells |
EP1006260A2 (en) * | 1998-12-04 | 2000-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Drilling liner systems |
US20050152749A1 (en) * | 2002-06-19 | 2005-07-14 | Stephane Anres | Telescopic guide pipe for offshore drilling |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4759413A (en) * | 1987-04-13 | 1988-07-26 | Drilex Systems, Inc. | Method and apparatus for setting an underwater drilling system |
DE4432710C1 (en) * | 1994-09-14 | 1996-04-11 | Klemm Bohrtech | Underground horizon boring tool with directional control |
US5957225A (en) * | 1997-07-31 | 1999-09-28 | Bp Amoco Corporation | Drilling assembly and method of drilling for unstable and depleted formations |
US6857487B2 (en) * | 2002-12-30 | 2005-02-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with concentric strings of casing |
CA2311158A1 (en) * | 2000-06-09 | 2001-12-09 | Tesco Corporation | A method for drilling with casing |
US7410013B2 (en) * | 2000-12-09 | 2008-08-12 | Wave Craft Limited | Boring and drilling apparatus |
US6702040B1 (en) * | 2001-04-26 | 2004-03-09 | Floyd R. Sensenig | Telescopic drilling method |
US7234546B2 (en) * | 2002-04-08 | 2007-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Drilling and cementing casing system |
EP1748150A3 (en) * | 2003-04-25 | 2009-06-24 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method of creating a borehole in an earth formation |
-
2005
- 2005-06-22 BR BRPI0512626A patent/BRPI0512626B1/en not_active IP Right Cessation
- 2005-06-22 CA CA2572240A patent/CA2572240C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-22 GB GB0700185A patent/GB2430960B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-22 WO PCT/US2005/022200 patent/WO2006012186A1/en active Application Filing
-
2007
- 2007-01-19 NO NO20070360A patent/NO340186B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1981525A (en) * | 1933-12-05 | 1934-11-20 | Bailey E Price | Method of and apparatus for drilling oil wells |
EP1006260A2 (en) * | 1998-12-04 | 2000-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Drilling liner systems |
US20050152749A1 (en) * | 2002-06-19 | 2005-07-14 | Stephane Anres | Telescopic guide pipe for offshore drilling |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2006012186A1 (en) | 2006-02-02 |
BRPI0512626A (en) | 2008-03-25 |
GB0700185D0 (en) | 2007-02-14 |
CA2572240C (en) | 2010-09-28 |
NO20070360L (en) | 2007-03-23 |
CA2572240A1 (en) | 2006-02-02 |
GB2430960A (en) | 2007-04-11 |
GB2430960B (en) | 2009-01-21 |
BRPI0512626B1 (en) | 2015-12-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7757784B2 (en) | Drilling methods utilizing independently deployable multiple tubular strings | |
NO340186B1 (en) | Method of drilling a wellbore in an underground formation | |
CA2538196C (en) | Deep water drilling with casing | |
CA2589600C (en) | Methods and apparatus for drilling with casing | |
EP2888431B1 (en) | Apparatus and method for drillng a wellbore, setting a liner and cementing the wellbore during a single trip | |
US7647990B2 (en) | Method for drilling with a wellbore liner | |
US8066069B2 (en) | Method and apparatus for wellbore construction and completion | |
CA2651966C (en) | Stage cementing methods used in casing while drilling | |
EP2691595B1 (en) | Single trip liner setting and drilling assembly | |
EP3186466B1 (en) | Directional drilling while conveying a lining member, with latching parking capabilities for multiple trips | |
NO20110538L (en) | Method and apparatus for forming and supplementing wellbores | |
USRE42877E1 (en) | Methods and apparatus for wellbore construction and completion | |
US11473409B2 (en) | Continuous circulation and rotation for liner deployment to prevent stuck | |
US20220268115A1 (en) | Reamer / guide interchangeable tubular shoe | |
CA2760504C (en) | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |