NO854406L

NO854406L - PROCEDURE AND DEVICE FOR DRILLING A DEVICE DRILL

Info

Publication number: NO854406L
Application number: NO854406A
Authority: NO
Inventors: Roy Dennis Beasley; Thomas Baynes Dellinger
Original assignee: Mobil Oil Corp
Priority date: 1984-11-07
Filing date: 1985-11-05
Publication date: 1986-05-09
Also published as: EP0184304A1; CA1245212A

Description

Foreliggende oppfinnelse angår rotasjonsboring, og mer bestemt en retnings-boreteknikk for fremskaffing av avviksborehull med betydelig større skråvinkler og/eller over hori-sontale strekninger som er betydelig større enn det som for tiden kan oppnås med konvensjonelle retnings-boreteknikker. Gunstig resultat av slik retningsboring vil hovedsakelig være The present invention relates to rotary drilling, and more specifically a directional drilling technique for producing deviation boreholes with significantly greater slant angles and/or over horizontal stretches that are significantly larger than what can currently be achieved with conventional directional drilling techniques. Favorable results of such directional drilling will mainly be

av interesse for prosjekter i forbindelse med fralandsboring idet plattformkostnader er en hovedfaktor ved de fleste opera-sjoner tilknyttet fralandsproduksjon. Borehull med stor skråvinkel eller horisontal strekning gir betydelig bedre mulig-heter for (1) utvikling av fralands-reservoarer som ellers ikke ansees å være økonomiske, (2) tapping av deler av reservoarer som på det nåværende tidspunkt ansees å ligge utenfor økonomisk eller teknologisk rekkevidde, (3) fremskynding av produksjon ved lengre intervaller i produksjonsformasjonen som følge av de sterkt avvikende hull, (4) anvendelse av færre plattformer for utvikling av store reservoarer, (5) å gi et alternativ til enkelte undervanns-kompletteringer, og (6) boring under skips-leder eller til andre områder som nå er utilgjengelige. of interest for projects in connection with offshore drilling, as platform costs are a main factor in most operations associated with offshore production. Boreholes with a large inclined angle or horizontal extension provide significantly better possibilities for (1) development of offshore reservoirs that are otherwise not considered to be economic, (2) tapping of parts of reservoirs that are currently considered to be outside economic or technological range, (3) accelerating production at longer intervals in the producing formation due to the highly divergent holes, (4) using fewer platforms for the development of large reservoirs, (5) providing an alternative to some subsea completions, and (6) ) drilling under the ship leader or to other areas which are now inaccessible.

Retningsboring med stor vinkel medfører en rekke problemer. Således vil borehulls-skråvinkler på 60° eller mer, kombinert med lange borehull strekninger eller kompliserte borehullprofiler innebære betydelige problemer som må overvinnes. Tyngdekraften, friksjonskoeffisienter, og slampartikler som avsettes er faktor-er av vesentlig betydning. Directional drilling with a large angle causes a number of problems. Thus, borehole inclination angles of 60° or more, combined with long borehole stretches or complicated borehole profiles, will entail significant problems that must be overcome. Gravity, friction coefficients and sludge particles that are deposited are factors of significant importance.

Ved rotasjonsboring av et sterkt avvikende borehull i jorden, anvendes en borestreng sammensatt av vektrør og borerør for fremføring av en borkrone som er festet til borestrengen for å danne borehullet. Etterhvert som borehullets skråvinkel øker When rotary drilling a strongly diverging borehole in the earth, a drill string composed of weight pipe and drill pipe is used to advance a drill bit which is attached to the drill string to form the borehole. As the angle of inclination of the borehole increases

vil den ønskede tyngde på borkronen for effektiv boring med borestrengen avta med cosinus til skråvinkelen, og tyngden av borestrengen som ligger an mot borehullets nedside øker med the desired weight on the drill bit for efficient drilling with the drill string will decrease with the cosine of the slant angle, and the weight of the drill string that rests against the bottom of the drill hole will increase with

sinus til skråvinkelen. Kraften som motvirker borestrengens bevegelse langs det avvikende borehull er produktet av tilsynelatende friksjonskoeffisient pg summen av de krefter som pres-ser strengen mot veggen. Ved en tilsynelatende friksjonskoeffisient på ca. 0,58 for et vanlig vannbasert slam, er borestrengene tilbøyelige til å gli inn i hullet på grunn av tyngde- sine of the oblique angle. The force that counteracts the movement of the drill string along the deviated borehole is the product of the apparent friction coefficient due to the sum of the forces that press the string against the wall. At an apparent friction coefficient of approx. 0.58 for a common water-based mud, the drill strings are prone to slip into the hole due to gravity

kraften ved skråvinkler på opptil ca. 60°. Ved større skråvinkler vil borestrengene ikke kunne senkes på grunn av tyngdekraften alene, og må mekanisk skyves eller trekkes, eller alternativt kan friksjonskoeffisientene reduseres. the force at slant angles of up to approx. 60°. At larger slant angles, the drill strings will not be able to be lowered due to gravity alone, and must be mechanically pushed or pulled, or alternatively the friction coefficients can be reduced.

I henhold til foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte og et system for boring av et avviksborehul1 i jorden ved rotasjonsboring, der en borestreng anvendes for fremføring av en borkrone gjennom jorden og et borefluid sirkuleres ned gjennom borestrengen og tilbake fra borehullet i ringrommet som dannes rundt borestrengen. According to the present invention, a method and a system is provided for drilling a deviation borehole1 in the earth by rotary drilling, where a drill string is used to advance a drill bit through the earth and a drilling fluid is circulated down through the drill string and back from the bore hole in the annulus formed around the drill string.

Et vertikalt første parti av borehullet bores inn i jorden fra et sted på overflaten til et avvikspunkt ved rotasjon og fremføring av en borestreng og borkrone i jorden. Et avvikende annet parti innledes ved avvikspunktet og bores ved hjelp av et boreverktøy bestående av en borestreng, en borkrone, en boremotor, og et forlengelsesstykke som har både en inntrukket og en utskjøvet stilling for å gi tyngde til borkronen under bevegelse fra dens inntrukkede til dens utskjøvne stilling. A vertical first part of the borehole is drilled into the earth from a location on the surface to a deviation point by rotation and advancement of a drill string and drill bit into the earth. A deviated second lot is initiated at the deviation point and drilled using a drill tool consisting of a drill string, a drill bit, a drill motor, and an extension piece that has both a retracted and an extended position to provide weight to the drill bit during movement from its retracted to its extended position.

Boreverktøyet plasseres slik at borkronen er en forutbestemt strekning over borehullbunnen. Boreverktøyet påføres en hurtig dynamisk nedadbevegelse slik at borkronen støter mot borehullbunnen og bringer forlengelsesstykket i dets inntrukne stilling. Et boreslag av borkronen i jorden under borehullbunnen utføres ved samtidig å holde borestrengen stasjonær, rotere borkronen under styring av boremotoren, og fremføring av borkronen under den tyngde som frembringes av forlengelsesstykket ved dets bevegelse fra inntrukket til utskjøvet stilling. The drilling tool is positioned so that the drill bit is a predetermined stretch above the bottom of the borehole. The drilling tool is subjected to a rapid dynamic downward movement so that the drill bit hits the bottom of the borehole and brings the extension piece into its retracted position. A drill stroke of the drill bit in the soil below the bottom of the borehole is performed by simultaneously keeping the drill string stationary, rotating the drill bit under the control of the drill motor, and advancing the drill bit under the weight produced by the extension piece when it moves from a retracted to an extended position.

Ved fullføring av boreslaget heves boreverktøyet slik at borkronen igjen bringes i stilling i den forutbestemte avstand over borehullbunnen. Deretter innledes et nytt boreslag. On completion of the drilling stroke, the drilling tool is raised so that the drill bit is again brought into position at the predetermined distance above the bottom of the borehole. A new drilling stroke is then initiated.

Frembringelsen av boreverktøyets nedadbevegelse for å bringe "Oorlengelsesstykket i inntrukket stilling innbefatter hurtig rotasjon av borestrengen, i størrelsesorden 150 omdrei- • ninger pr. minutt, for å dra fordel av det sammensatte friksjons-koeffisientprinsipp og den hurtige senking av boreverktøyet fra en strekning på ca. 9,15 meter over borehullbunnen. Producing the downward movement of the drill tool to bring the extension piece into the retracted position involves rapid rotation of the drill string, on the order of 150 revolutions per minute, to take advantage of the compound friction coefficient principle and the rapid lowering of the drill tool from a distance of approx. 9.15 meters above the borehole bottom.

Ifølge et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen blir både borkronen og den aksielle bevegelse av forlengelsesstykket for å bringe tyngde på borkronen rettet i vinkel med borehullets aksialretning slik at der oppnås en endring i borehullretningen. According to a further aspect of the invention, both the drill bit and the axial movement of the extension piece to bring weight to the drill bit are directed at an angle with the axial direction of the borehole so that a change in the borehole direction is achieved.

En ønsket tyngde på borkronen er minst 9080 kg (20000A desired weight of the drill bit is at least 9,080 kg (20,000

pund) når forlengelsesstykket beveges fra inntrukket stilling og minst 7164 kg (16000 pund) i forlengelsesstykkets fullt utskjøvne stilling. I en utføringsform er tyngden under fjær-belastet kontroll. I alternative utføringsformer er tyngden under hydraulisk eller trykkgass-kontroll. pounds) when the extension is moved from the retracted position and at least 7164 kg (16,000 pounds) in the extension's fully extended position. In one embodiment, the weight is under spring-loaded control. In alternative designs, the weight is under hydraulic or compressed gas control.

Figur 1 er en skjematisk tegning av et avviksborehul1 som strekker seg ned i jorden og figuren viser en utføringsform av et rotasjons-boreverktøy som anvendes ved foreliggende oppfinnelse, Figur 2 er en mer detaljert skjematisk tegning av den nedre del av rotasjons-boreverktøyet ifølge figur 1, og Figur 3 er en skjematisk tegning som viser boremønsteret for rotasjons-boreverktøyet på figur 1 og 2. Figure 1 is a schematic drawing of a deviation borehole1 that extends down into the earth and the figure shows an embodiment of a rotary drilling tool used in the present invention, Figure 2 is a more detailed schematic drawing of the lower part of the rotary drilling tool according to Figure 1 , and Figure 3 is a schematic drawing showing the drilling pattern for the rotary drilling tool in Figures 1 and 2.

Denne oppfinnelse er rettet mot en rotasjons-boreteknikk for boring av et avviksborehull i jorden, og nærmere bestemt mot en fremgangsmåte og anordning for å tilføre en ønsket tyngde på borkronen for effektiv boring av det avvikende borehull. This invention is directed to a rotary drilling technique for drilling a deviated borehole in the earth, and more specifically to a method and device for adding a desired weight to the drill bit for efficient drilling of the deviated borehole.

Ved rotasjons-boreoperasjoner anvendes en borestreng som omfatter borerør, vektrør og en borkrone. Borerøret er sammensatt av en rekke rørlengder av sømløst rør som er innbyrdes for-bundet ved koplinger som betegnes som gjengemuffer. Borerøret virker til å overføre dreiemoment og boreslam fra en borerigg til borkronen og til å danne et strekkelement for å trekke opp borstrengen fra borehullet. Ved normal drift er borerøret all-tid strekkbelastet under boreoperasjoner. Borerøret varierer vanligvis fra 8,9 cm (3^") til 12,7 cm (5") i utvendig diaméfcer. VektrøF-"er tykkveggete rør sammenlignet med borerør og er således tyngre pr. lengde-enhet enn borerør. Vektrørene virker som avstivningselementer for borestrengen. Vektrørene er normalt montert i borestrengen umiddelbart over borkronen og virker til å øke vekten på borkronen. In rotary drilling operations, a drill string is used which includes drill pipe, weight pipe and a drill bit. The drill pipe is composed of a number of pipe lengths of seamless pipe which are connected to each other by couplings known as threaded sleeves. The drill pipe acts to transfer torque and drilling mud from a drill rig to the drill bit and to form a tension member to pull the drill string up from the borehole. In normal operation, the drill pipe is always under tension during drilling operations. Drill pipe typically ranges from 8.9 cm (3^") to 12.7 cm (5") in outside diameter. Weight pipes are thick-walled pipes compared to drill pipes and are thus heavier per unit length than drill pipes. The weight pipes act as stiffening elements for the drill string. The weight pipes are normally mounted in the drill string immediately above the drill bit and act to increase the weight of the drill bit.

Ved utførelse av rotasjons-boreteknikker anvendes en borerigg som benytter et rotasjonsbor for påføring av dreiemoment på toppen av borestrengen for rotasjon av borerøret og borkronen. Rotasjonsboret virker også som et basiselement i hvilket alle rørdeler, såsom borerør, vektrør, og foringsrør, When performing rotary drilling techniques, a drilling rig is used which uses a rotary drill to apply torque on top of the drill string to rotate the drill pipe and drill bit. The rotary drill also acts as a basic element in which all pipe parts, such as drill pipe, weight pipe and casing pipe,

er opphengt i hullet fra riggdekket. En kelly anvendes som et øverste rørelement i borestrengen og kellyen passerer gjennom rotasjonsboret og påvirkes av rotasjonsboret for overføring av dreiemoment gjennom borerøret til borkronen. Slampumper anvendes for sirkulering av borefluid eller -slam mellom bore-riggen og bunnen av borehullet. Normalt pumpes borefluidet ned gjennom borestrengen og ut gjennom•borkronen og tilbake-føres til overflaten gjennom ringrommet som dannes rundt bore-røret. Borefluidet har som oppgave å fjerne av borkronen frem-bragt borekaks fra borehullet, avkjøle borkronen, og smøre bore-røret for å minske den nødvendige rotasjonsenergi. Ved komplet-tering av brønnen blir foringsrør normalt nedført i denne og sementeres for avtetting og for å holde foringsrøret på plass. is suspended in the hole from the rigging deck. A kelly is used as an upper pipe element in the drill string and the kelly passes through the rotary drill and is affected by the rotary drill to transfer torque through the drill pipe to the drill bit. Mud pumps are used to circulate drilling fluid or mud between the drilling rig and the bottom of the borehole. Normally, the drilling fluid is pumped down through the drill string and out through the drill bit and returned to the surface through the annulus formed around the drill pipe. The task of the drilling fluid is to remove cuttings produced by the drill bit from the borehole, cool the drill bit, and lubricate the drill pipe to reduce the necessary rotational energy. When completing the well, casing is normally lowered into it and cemented for sealing and to hold the casing in place.

Ved boring av et avviksborehull kan der fortrinnsvis bores et vertikalt første parti av borehullet i jordskorpen fra et sted på overflaten til et avvikspunkt ved omtrent nedre ende av det første parti ved rotasjon og fremføring av en borestreng og borkrone i jordskorpen. Et avvikende annet parti av borehullet innledes ved avvikspunktet. When drilling a deviation borehole, a vertical first part of the borehole can preferably be drilled in the earth's crust from a place on the surface to a deviation point at approximately the lower end of the first part by rotation and advancement of a drill string and drill bit in the earth's crust. A deviating second part of the borehole is started at the deviation point.

På figur 1 er vist et borehull 1 med et vertikalt første parti 3 som strekker seg fra jordoverflaten 5 til et avvikspunkt 7 og et avvikende annet parti 9 av borehullet som strekker seg fra avvikspunktet 7 til borehullbunnen 11. En kort overflate-foringsrørstreng 13 er vist i borehullet omgitt av en sement-kappe 15. En borestreng 17 med en borkrone 19 i nedre ende er vist i borehullet 1. Borestrengen 17 består av borerør 21 og borkronen 19, og vil normalt innbefatte vektrør (ikke vist). Borerøret 21 er sammensatt av rørlengder som er sammenkoplet enten v&i«-konvensjonelle eller eksentriske gjengemuffer 25, i borehullets vertikale første parti 3 som strekker seg i dettes åpne hullparti under foringsrøret 13 såvel som i det avvikende annet parti 9 av borehullet. ^Gjengemuffene 25 i det avvikende annet parti 9 av borehullet hviler på nedsiden 27 av borehullet og understøtter borerøret 21 over borehullets underside 27. Figure 1 shows a borehole 1 with a vertical first part 3 extending from the soil surface 5 to a deviation point 7 and a deviating second part 9 of the borehole which extends from the deviation point 7 to the borehole bottom 11. A short surface casing string 13 is shown in the drill hole surrounded by a cement casing 15. A drill string 17 with a drill bit 19 at the lower end is shown in drill hole 1. The drill string 17 consists of drill pipe 21 and the drill bit 19, and will normally include a weight pipe (not shown). The drill pipe 21 is composed of lengths of pipe which are connected either v&i«-conventional or eccentric threaded sleeves 25, in the vertical first part 3 of the borehole which extends in its open hole part under the casing 13 as well as in the deviated second part 9 of the borehole. ^The threaded sleeves 25 in the deviating second part 9 of the borehole rest on the underside 27 of the borehole and support the drill pipe 21 above the underside 27 of the borehole.

Ved boring av avviksborehullet sirkuleres borefluid (.ikke vist) ned gjennom borestrengen 17,. ut av borkronen 19, og tilbake via ringrommet 29 i borehullet til jordoverflaten 5. Borekaks som dannes ved borkronens 19 oppbryting av jorden føres av det tilbakestrømmende borefluid i ringrommet 29 til jordoverflaten. Dette borekaks (ikke vist) har en tendens til å avsettes langs borehullets nedside 27 rundt borerøret 21. De eksentriske gjengemuffer 25 som hviler på borehullets underside 27 understøtter borerøret 21 over det meste av dette borekaks. Under boreoperasjoner roteres borestrengen 17 og rotasjon av de eksentriske gjengemuffer 25 bevirker at borerøret 21 beveges eksentrisk i borehullet. Denne bevegelse av borerøret 21 søker When drilling the deviation borehole, drilling fluid (.not shown) is circulated down through the drill string 17,. out of the drill bit 19, and back via the annulus 29 in the borehole to the soil surface 5. Drilling cuttings that are formed when the drill bit 19 breaks up the soil are carried by the backflowing drilling fluid in the annulus 29 to the soil surface. This drilling cuttings (not shown) tends to be deposited along the bottom side 27 of the drill hole around the drill pipe 21. The eccentric threaded sleeves 25 which rest on the bottom side 27 of the drill hole support the drill pipe 21 over most of this cuttings. During drilling operations, the drill string 17 is rotated and rotation of the eccentric threaded sleeves 25 causes the drill pipe 21 to be moved eccentrically in the borehole. This movement of the drill pipe 21 seeks

å feie borekakset (ikke vist) fra nedsiden av borehullet 27 inn i hovedstrømmen av det tilbakestrømmende borefluid i ringrommet 29, og særlig inn i den del av ringrommet som ligger rundt øvre side av borerøret 21, der borekakset lettere medføres i det til-bakestrømmende borefluid til jordoverflaten. to sweep the cuttings (not shown) from the underside of the borehole 27 into the main flow of the backflowing drilling fluid in the annulus 29, and in particular into the part of the annulus that lies around the upper side of the drill pipe 21, where the cuttings are more easily entrained in the backflowing drilling fluid to the earth's surface.

Det å opprettholde den ønskede tyngde på borkronen 19 erMaintaining the desired weight on the drill bit 19 is

et alvorlig problem ved boring av sterkt avvikende borehull. F.eks. vil et vektrør som ligger i et 80° avvikende borehull med null friksjonskoeffisient bare ha 17% av sin tyngde tilgjengelig for skyving på borkronen. En friksjonskoeffisient på 0,2% kan forventes med oljeslam på en glatt gliflate. Ved denne friksjonskoeffisient vil vektrøret ikke gli på grunn av tyngdekraften ned a serious problem when drilling strongly deviating boreholes. E.g. a weight pipe located in an 80° deviated borehole with zero friction coefficient will only have 17% of its weight available for pushing on the drill bit. A friction coefficient of 0.2% can be expected with oil sludge on a smooth sliding surface. At this friction coefficient, the neck tube will not slide down due to gravity

i det 80° avvikende borehull og vil ikke tilføre noen tyngde på borkronen. Den virkelige tilsynelatende friksjonskoeffisient i aksialretningen vil sannsynligvis være større enn 0,2 med en ikke-roterende borestreng, og vil, ved prinsippet for sammensatt friksjonskoeffisient, ligge mellom 0,0 og 0,2 for en roterende borestreng. Kantene på de ikke-roterende gjengemuffer og even-tuelle stabiliseringsrør vil grave seg inn i borehullveggen og derved øke den tilsynelatende friksjonskoeffisient i aksialretning--n. Et enda større problem vil være å opprettholde tyngde på borkronen ved retningsboring med en slammmotor uten rotasjon av borestrengen, ettersom borestrengen ikke vil utøve noen tyngde på borkronen. in the 80° deviated drill hole and will not add any weight to the drill bit. The true apparent coefficient of friction in the axial direction is likely to be greater than 0.2 with a non-rotating drill string and, by the principle of composite coefficient of friction, will be between 0.0 and 0.2 for a rotating drill string. The edges of the non-rotating threaded sleeves and any stabilization tubes will dig into the borehole wall and thereby increase the apparent coefficient of friction in the axial direction. An even greater problem will be maintaining weight on the drill bit when directional drilling with a mud motor without rotation of the drill string, as the drill string will not exert any weight on the drill bit.

Det er følgelig et spesielt formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte og en anordning for å frem-skaffe slik tyngde på borkronen ved boring med en slammotor og en stasjonær borestreng. Figur 2 viser en slik anordning i detalj. Mellom det nederste vektrør 26 og borkronen 19 er der anordnet målestykker 30 ("measuring-while-drilling sub") for måling under boring, slammotoren 31 og forlengelsesstykket 32. Forlengelsesstykket 32 er den umiddelbare tyngdekilde på borkronen 19. Den kan økes ved hydraulisk trykk, trykkgass, mekaniske fjærer, It is consequently a special purpose of the present invention to provide a method and a device for producing such weight on the drill bit when drilling with a mud motor and a stationary drill string. Figure 2 shows such a device in detail. Between the lower weight tube 26 and the drill bit 19 are arranged measuring pieces 30 ("measuring-while-drilling sub") for measurement during drilling, the mud motor 31 and the extension piece 32. The extension piece 32 is the immediate source of gravity on the drill bit 19. It can be increased by hydraulic pressure , compressed gas, mechanical springs,

e. l. Forlengelsesstykket er bragt i en tilbaketrukket stilling (dvs. sammentrykket) ved hjelp av en hurtig dynamisk bevegelse nedad av hele borestrengen 17 ved en handling såsom en hurtig rotasjon, en nedadbevegelse fra en hevet stilling, eller begge deler samtidig, inntil borkronen 19 treffer borehullbunnen. Ved begynnelsen av boringen blir borkronen 19 fremført eller anslått under tyngden fra det sammentrykte forlengelsesstykke 32 mens borestrengen forblir stasjonær. Ved slutten av boreslaget, når forlengelsesstykket er helt utskjøvet fra sin inntrukne stilling ved begynnelsen av slaget, er der en "slutt-på-slaget"-indikasjon f. eks. en øking eller minsking av slamtrykket. Hele borestrengen blir da trukket opp i borehullet og borkronen omstilt over borehullbunnen. Operasjonen blir så gjentatt idet borestrengen senkes for sammentrykning av forlengelsesstykket og deretter fullføres igjen boreslaget. I et eksempel trekkes borestrengen opp inntil borkronen er ca. 9,15 m (30 fot) over borehullbunnen. Slamsirkulasjonen avbrytes og borestrengens rotasjon økes til ca. 150 r/min. Deretter innledes en hurtig senking av den roterende borestreng for sammentrykning av forlengelsesstykket 32. Det foretrekkes at det sammentrykte forlengelsesstykket er istand til å fremføre borkronen minst 0,61 - 1,22 m (2 til 4 fot) under hvert boreslag uten at borestrengen fremføres. Dette oppnås ved hjelp av et på en myk fjær basert forlengelsesstykke som leverer 9080 kg(20.000 pund) tyngde til borkronen i sammentrykket tilstand og 7164 kg (16.000 pund i utskjøvet tilstand. Bruk av en trykkgassylinder vil kunne sammenlignes med bruk av den myke fjær i forlengelsesstykket. e. l. The extension piece is brought into a retracted position (i.e. compressed) by means of a rapid dynamic downward movement of the entire drill string 17 by an action such as a rapid rotation, a downward movement from a raised position, or both at the same time, until the drill bit 19 hits the bottom of the borehole . At the start of drilling, the drill bit 19 is advanced or projected under the weight of the compressed extension piece 32 while the drill string remains stationary. At the end of the drilling stroke, when the extension piece is fully extended from its retracted position at the beginning of the stroke, there is an "end-of-stroke" indication, e.g. an increase or decrease in mud pressure. The entire drill string is then pulled up into the borehole and the drill bit adjusted over the bottom of the borehole. The operation is then repeated as the drill string is lowered to compress the extension piece and then the drill stroke is completed again. In one example, the drill string is pulled up until the drill bit is approx. 9.15 m (30 ft) above the borehole bottom. The mud circulation is interrupted and the rotation of the drill string is increased to approx. 150 r/min. A rapid lowering of the rotating drill string is then initiated to compress the extension piece 32. It is preferred that the compressed extension piece is able to advance the drill bit at least 0.61 - 1.22 m (2 to 4 feet) during each drill stroke without advancing the drill string. This is achieved by means of a soft spring based extension piece which delivers 9080 kg (20,000 lb) of weight to the bit in the compressed state and 7164 kg (16,000 lb) in the extended state. Using a compressed gas cylinder would be comparable to using the soft spring in the extension piece.

I en ytterligere utføringsform vil en hydraulisk sylinder, lik det konvensjonelle hydrauliske vektrør, men uten sko-reak-sjonen mot borehullveggen, kunne anvendes som forlengelsesstykke. Pumpetrykk ville da bringe forlengelsesstykket til å legge tyngde på borkronen. In a further embodiment, a hydraulic cylinder, similar to the conventional hydraulic weight tube, but without the shoe reaction against the borehole wall, could be used as an extension piece. Pump pressure would then cause the extension piece to put weight on the drill bit.

For alle utførelsesformene av forlengelsesstykket er den aksiale borehull-reaksjonskraft ved hvert boreslag lik borestrengens friksjonsmotstand mot borehullveggen. Forlengelsesstykket 32 trenger ikke nødvendigvis være plassert mellom slammotoren 31 og borkronen 19 som vist i figur 2. Det kan plasseres mellom slammotoren 31 og målestykket 30, eller det kan plasseres mellom målestykket 30 og det nederste vektrør 26. For all the embodiments of the extension piece, the axial borehole reaction force at each drill stroke is equal to the frictional resistance of the drill string against the borehole wall. The extension piece 32 does not necessarily have to be placed between the mud motor 31 and the drill bit 19 as shown in figure 2. It can be placed between the mud motor 31 and the measuring piece 30, or it can be placed between the measuring piece 30 and the lower weight tube 26.

Bruk av oppfinnelsen vil være særlig fordelaktig ved endring av retningen av et borehull med stor skråvinkel. Det største problem ved slike borehull med stor skråvinkel er å frembringe den ønskede tyngde på borkronen ved rotasjon bare med slammotoren, idet borestrengen forblir stasjonær. I denne situasjon plasseres et bøyd mellomstykke 33 over slammotoren 31 som vist i figur 3. For endring av borehullretningen avbrytes borestrengens 17 rotasjon, det bøyde meilomstykket 33 orien-teres slik at borkronen 19 får den ønskede retningsendring, og rotasjonen av borkronen 19 fortsettes bare ved hjelp av boremotoren 31. Dette bevirker en endring av borehullets retning fra den rette bane. Når den ønskede retningsendring er full-ført, som antydet ved målestykket 30, blir borestrengens 17 rotasjon igangsatt på nytt. Use of the invention will be particularly advantageous when changing the direction of a borehole with a large inclined angle. The biggest problem with such drill holes with a large angle of inclination is to produce the desired weight on the drill bit by rotation only with the mud motor, as the drill string remains stationary. In this situation, a bent intermediate piece 33 is placed over the mud motor 31 as shown in Figure 3. To change the borehole direction, the rotation of the drill string 17 is interrupted, the bent intermediate piece 33 is oriented so that the drill bit 19 gets the desired change of direction, and the rotation of the drill bit 19 is only continued by with the help of the drilling motor 31. This causes a change in the direction of the borehole from the straight path. When the desired change of direction has been completed, as indicated by the measuring piece 30, the rotation of the drill string 17 is restarted.

Figur 3 illustrerer skjematisk en slik retningsendring av det andre avvikende parti 9 av borehullet. Når både borestrengen°,17 og borkronen 19 roteres vil borehullet følge retningen til den rette bane 40, idet borehullets størrelse er vist ved den brutte linje 42. Borestrengen roteres fortrinnsvis med forholdsvis av hastighet, tilstrekkelig til både å opprettholde en rett bane og til å oppnå minst mulig friksjonstap på grunn av at borestrengen ligger an mot borehullets nedside. Slik omdrei-ningshastighet kan f.eks. være i området 10 til 25 r/min. Lav-ere eller høyere hastigheter kan imidlertid også være tilstrekkelig. U*:>der en retningsendring holdes borestrengen stasjonær med det bøyde mellomstykket orientert som antydet ved den brutte linje 43. Tyngde på borkronen frembringes ved hjelp av forlengelsesstykket 32 slik at .'-boring ved hjelp av slammotoren 31 følger banen 41 med den opprinnelige borehullsstørrelse som vist ved den brutte linje 44. Etter en slik retningsendring blir borestrengens 17 rotasjon igjen igangsatt og borehullet av en størrelse som vist ved den brutte linje 42 fortsetter i den nye retning 41. Figure 3 schematically illustrates such a change of direction of the second deviating part 9 of the borehole. When both the drill string 17 and the drill bit 19 are rotated, the drill hole will follow the direction of the straight path 40, the size of the drill hole being shown by the broken line 42. The drill string is preferably rotated at a relatively high speed, sufficient to both maintain a straight path and to achieve the least possible friction loss due to the drill string touching the bottom of the borehole. Such a speed of rotation can e.g. be in the range 10 to 25 r/min. However, lower or higher speeds may also be sufficient. U*:>where there is a change of direction the drill string is held stationary with the bent intermediate piece oriented as indicated by the broken line 43. Weight on the drill bit is produced by means of the extension piece 32 so that .'-drilling by means of the mud motor 31 follows the path 41 with the original borehole size as shown by the broken line 44. After such a change of direction, the rotation of the drill string 17 is started again and the drill hole of a size as shown by the broken line 42 continues in the new direction 41.

Ettersom en slik endring i borehullretningen skal utføres uten rotasjon av borestrengen 17, vil tyngden på borkronen 19 umiddelbart avbores og fremføring av borkronen vil umiddelbart stoppe uten den direkte kraft fra forlengelsesstykket 32 på borkronen 19, ettersom den tilgjengelige tyngde på borkronen fra borestrengen generelt ikke er tilstrekkelig for borehull med stor avviksvinkel. F.eks. vil et alternativ til bruken av det bøyde mellomstykket 33 for vinkelforskyvning av borkronens 19 rotasjonsakse fra borestrengens rotasjonsakse være bruken av et bøyd hus for boremotoren 31. Et ytterligere alternativ er forskyvning av aksen til boremotorens 31 drivaksel. Et annet alternativ er bruk av ikke-konsentriske stabiliseringsrør på boremotoren 31. As such a change in borehole direction is to be carried out without rotation of the drill string 17, the weight on the drill bit 19 will immediately be drilled off and advancement of the drill bit will immediately stop without the direct force of the extension piece 32 on the drill bit 19, as the available weight on the drill bit from the drill string is generally not sufficient for boreholes with a large deviation angle. E.g. an alternative to the use of the bent intermediate piece 33 for angular displacement of the rotation axis of the drill bit 19 from the rotation axis of the drill string would be the use of a bent housing for the drilling motor 31. A further alternative is displacement of the axis of the drilling motor 31 drive shaft. Another option is the use of non-concentric stabilization tubes on the drill motor 31.

Ved bare to grader fra en skråvinkel på 80° til 82° med en effektiv friksjonskoeffisient på 0,1 kan den tilgjengelige borkronetyngde fra et vektrør avta til halvparten J-f r a en faktor på 0,075 til 0,040). I en utføringsform, som vist i figur 3, gir det bøyde mellomstykket 30 en avviksvinkel 0 på 1/4° fra borestrengens 17 vertikalakse og mellomstykkets lengde er i størrelsesorden 1,05 m (3 1/2 fot). Med en avstand på At just two degrees from a bevel angle of 80° to 82° with an effective coefficient of friction of 0.1, the available bit weight from a weight tube can decrease to half J-f r a factor of 0.075 to 0.040). In one embodiment, as shown in figure 3, the bent intermediate piece 30 gives a deviation angle 0 of 1/4° from the vertical axis of the drill string 17 and the length of the intermediate piece is in the order of 1.05 m (3 1/2 feet). With a distance of

ca. 9,15 m (30 fot) fra bunnen av borehullet til det avbøyde mellomstykkets 33 avvikspunkt og en avviksvinkel 0 på 1/4° oppnås en boreforskyvning d på ca. 3,81 cm (1 1/2") fra borehullets senterlinje som vist i figur 3. Andre avviksvinkler kan velges for å gi forskjellige boreforskyvninger. Passende vinkler er fra ca. 1/8° til ca. 1/2° ved avstander på 9,15 m (30 fot) til 3,05 m(10 fot) til det bøyde mellomstykkets 30 avvikspunkt. Borkronen 19 er en 30,12 cm (12 1/4") borkrone. Boremotoren 31 er 19,68 cm (7 3/4") Delta 1000 slammotor som leveres^av Dyne-Drill Co., Irvine, California, og som har en lengde på 7,35 m (24 l/2"fot). Målesystemet 30 kan være av de typer som leveres av The Analyst/Schlumberger of Houston, Texas; Gearhart Industries of Fort Worth, Texas; Teleco oil Field,Services of Meriden, Connecticut; eller Exploration Log-ging of Sacramento, California. about. 9.15 m (30 ft) from the bottom of the borehole to the deviation point of the deflected intermediate piece 33 and a deviation angle 0 of 1/4°, a drilling displacement d of approx. 3.81 cm (1 1/2") from the centerline of the drill hole as shown in Figure 3. Other offset angles can be selected to provide different drill offsets. Suitable angles are from about 1/8° to about 1/2° at distances of 9.15 m (30 ft) to 3.05 m (10 ft) to the offset point of the bent intermediate piece 30. The drill bit 19 is a 30.12 cm (12 1/4") drill bit. Drill motor 31 is a 7 3/4" (19.68 cm) Delta 1000 mud motor supplied by Dyne-Drill Co., Irvine, California, and has a length of 7.35 m (24 1/2" feet). The measurement system 30 may be of the types supplied by The Analyst/Schlumberger of Houston, Texas; Gearhart Industries of Fort Worth, Texas; Teleco oil Field, Services of Meriden, Conn.; or Exploration Logging of Sacramento, California.

Claims

1. Procedure for drilling a deviation borehole in the earth using a rotary drilling technique where a drill string is used to advance a drill bit through the earth and a drilling fluid is circulated down through the drill string and back from the borehole in the annulus formed around the drill string, characterized in that the includes: a) drilling a vertical first part of the borehole in the earth from a place on the surface to a deviation point approximately at the lower end of the first part by rotation and advancement of a drill string and drill bit in the earth, b) introduction of another part of the borehole at the deviation point, c) withdrawal of the drill string and the drill bit from said vertical first part of the borehole, d) introduction into the vertical first part of the borehole of a drilling tool for drilling the deviated second part of the borehole, which special drilling tool comprises a drill string, a drill bit, a motor for rotation of the drill bit, and an extension piece which has both a retracted and an extended position to bring weight to the drill bit during movement from the retracted to the extended position, e) placement of the drilling tool so that the drill bit is a predetermined distance above the bottom of the borehole, f) performing a rapid dynamic downward movement of the drilling tool so that the drill bit strikes the bottom of the borehole and brings the extension piece into a retracted position, g) producing a drill stroke of the drill bit in the soil below the bottom of the drill hole by simultaneously keeping the drill string stationary, rotation of the drill bit under the control of the drill motor, and advancement of the drill bit?' under the weight provided by the extension piece by its movement from the retracted position to the extended position, h) raising the drilling tool at the end of the first drilling stroke to again place the drill bit a predetermined distance above the bottom of the borehole, and i) repetition of steps f) and g) to produce more extreme drill strokes for the drilling of the deviation borehole.

2. Method according to claim 1, characterized in that the step for exercising downward movement on the drilling tool to place the extension piece in a retracted position comprises rapid rotation of the drill string.

3. Method according to claim 2, characterized in that the drill string is rotated at a speed of at least 150 r/minute. t

4. Method according to claim 1, characterized in that the drilling tool is placed in step e) so that the drill bit is at least 9.15 m (30 feet) above the bottom of the borehole.

5. Method according to claim 1, characterized in that it further comprises generating an "end-of-stroke" indication when the extension piece reaches its fully extended position at the end of the drilling stroke.

6. Method according to claim 5, characterized in that the "end-of-stroke" indication is based on a change in the mud pressure at the bottom of the borehole.

7. Method according to claim 1, characterized in that it further comprises angular alignment of both the drill bit and the axial movement of the extension piece to produce weight on the drill bit in relation to the axial direction of the borehole to effect a change in the borehole direction.

8. Method according to claim 1, characterized by "2" the step for advancing the drill bit under the weight provided by the extension piece includes performing a stroke of the extension piece from its retracted position to its extended position under hydraulic pressure control.

9. Method according to claim 1, characterized in that the step for advancing the drill bit under the weight provided by the extension piece. involves performing a stroke of the extension piece from its retracted position to its extended position under pressurized gas control.

10. Method according to claim 1, characterized in that the step for advancing the drill bit under the weight provided from the extension piece includes performing a stroke of the extension piece from its retracted position to its extended position under mechanical spring control.

11. Method according to claim 1, characterized in that the extension piece exerts at least 9080 kg of weight on the drill bit when it is released from its retracted position.

12. Method according to claim 11, characterized in that the extension piece exerts at least 7164 kg of weight on the drill bit in its fully extended position.

13. Method according to claim 1, characterized in that the second part of the deviation borehole is drilled at an oblique angle so that the drill string does not exert any weight on the drill bit during drilling.

14. Method according to claim 1, characterized in that the deviation drill hole is drilled at an inclined angle which is such that the friction coefficient between the drill string and the bottom side of the drill hole in the axial direction of the second part is between 0.0 and 0.2 for a rotating drill string.

15. Method according to claim 1, characterized in that the second part of the deviation borehole is drilled with an oblique angle that is at least 60° from the vertical direction.

16. Method according to claim 15, characterized in that the second part of the deviation borehole is drilled with an oblique angle of at least 80° from the vertical direction.

17. System for rotational drilling of a deviation borehole in the earth, characterized in that it comprises a) a drill string b) ' a drill bit c) a drilling motor for rotation of the drill bit independent of the rotation of the drill string, and d) an extension piece which has both an axially retracted and an axially extended position for producing weight on the drill bit when it is moved from the retracted to the extended position to thereby effect a drill stroke of the drill bit a predetermined distance into the bottom of the borehole when drilling with the drill motor regardless of the drill string.

18. System according to claim 17, characterized in that it further comprises means for aligning the rotation axis of the drill bit and the axial direction of movement of the extension piece between the retracted and extended position so that they are both angularly displaced from the axis of the drill string.

19. System according to claim 18, characterized in that the means for aligning the rotation axis of the drill bit and the axial movement of the extension piece between the retracted and extended position is a bent intermediate piece that attaches the drill string to the drill motor, the extension piece and the drill bit.

20. System according to claim 18, characterized in that the means for aligning the rotation axis of the drill bit comprise a bent housing for the drill motor, which bent housing attaches the drill motor to the extension piece and the drill bit.

21. System according to claim 18, characterized in that the means for aligning the rotation axis of the drill bit comprise displacement of the axis of the drill string from the rotation axis of the drill motor, the rotation axis of the drill pipe and the axial movement of the extension piece between the retracted and extended position.

22. System according to claim 18, characterized in that the extension piece is moved from its retracted position to its extended position during the drilling stroke by means of hydraulic pressure.

23. System according to claim 18, characterized in that the extension piece is moved from its retracted position to its extended position during the drilling stroke by means of compressed gas.

24. System according to claim 18, characterized in that the movement of the extension piece from its retracted position to its extended position during the drilling stroke takes place under spring-loaded influence.

25. System according to claim 18, characterized in that the extension piece exerts at least 9080 kg weight on the drill bit at the start of the drill stroke and at least 8172 kg weight on the drill bit at the end of the drill stroke.

26. System according to claim 18, characterized in that the extension piece provides a predetermined stretch for the drill stroke of at least 0.61 m.

27. Method according to claim 17, characterized in that the second part of the deviation borehole is drilled with an oblique angle which is such that the drill string does not produce any weight on the drill bit during drilling.

28. Method according to claim 17, k£ . characterized in that the second part of the deviation borehole is drilled with an inclined angle which is such that the coefficient of friction between the drill string and the bottom of the borehole in the axial direction of the second part is between 0.0 and 0.2 for a rotating drill string.

29. Method according to claim 17, characterized by -rjt- the second part of the deviation borehole is drilled with an oblique angle of at least 60° from the vertical direction.

30. Method according to claim 29, characterized in that the second part of the deviation borehole is drilled with an inclined angle of at least 80° from the vertical direction.