RU2005105068A - Способ бурения - Google Patents
Способ бурения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2005105068A RU2005105068A RU2005105068/03A RU2005105068A RU2005105068A RU 2005105068 A RU2005105068 A RU 2005105068A RU 2005105068/03 A RU2005105068/03 A RU 2005105068/03A RU 2005105068 A RU2005105068 A RU 2005105068A RU 2005105068 A RU2005105068 A RU 2005105068A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling device
- casing
- drilling
- actuating
- pipe string
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims 62
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 35
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 32
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims 25
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims 20
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/001—Self-propelling systems or apparatus, e.g. for moving tools within the horizontal portion of a borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
Claims (36)
1. Способ бурения отверстия от выбранного места в существующей буровой скважине, проходящей через подземный пласт земли, имеющий, по меньшей мере, одну несущую углеводородную текучую среду зону, и снабженной обсадной колонной, при этом труба для добычи углеводородной текучей среды расположена в существующей скважине и уплотнена относительно стенки обсадной колонны, причем способ включает следующие операции:
перемещение бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды к выбранному месту в существующей скважине;
приведение в действие бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности на бурильном устройстве бурили отверстие от выбранного места в существующей скважине, создавая буровой шлам, при этом во время работы бурильного устройства первый поток добываемой текучей среды проходит прямо к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды, и второй поток добываемой текучей среды нагнетается над режущими поверхностями бурильного устройства посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, и буровой шлам переносится от бурильного устройства, будучи захваченным вторым потоком добываемой текучей среды.
2. Способ по п.1, в котором существующая скважина имеет верхний обсаженный интервал и нижний необсаженный интервал.
3. Способ по п.1 или 2, в котором режущие поверхности бурильного устройства расположены на буровом долоте или фрезе, расположенной на нижнем конце или рядом с нижним концом бурильного устройства, и выборочно на буровом долоте или фрезе, расположенной на верхнем конце или рядом с верхним концом бурильного устройства.
4. Способ по п.3, в котором буровое долото или фреза является раздвижной для обеспечения того, что отверстие, которое бурят от выбранного места, имеет больший диаметр по сравнению с внутренним диаметром трубы для добычи.
5. Способ по п.3, в котором бурильное устройство снабжено средством с электроприводом для регулирования направления бурового долота или фрезы.
6. Способ по п.3, в котором бурильное устройство снабжено электродвигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота или фрезы.
7. Способ по п.1, в котором бурильное устройство снабжено нагнетательным средством с электроприводом.
8. Способ по п.1, в котором бурильное устройство снабжено тяговым средством с электроприводом.
9. Способ по п.1, в котором отверстие, которое бурят от выбранного места, представляет собой новый интервал скважины; окно в обсадной колонне существующей скважины или окно в трубе для добычи и в обсадной колонне существующей скважины; перфорационный канал в обсадной колонне и цементе существующей скважины или увеличенное выбуренное отверстие, по меньшей мере, на интервале существующей скважины, имеющем минеральное отложение, осажденное на его стенке.
10. Способ по п.1, в котором бурильное устройство подвешено к кабелю, который включает, по меньшей мере, один провод и/или сегментированный провод для передачи электрической энергии или электрических сигналов.
11. Способ по п.10, в котором бурильное устройство подвешено к кабелю посредством разъемного соединительного средства.
12. Способ по п.10, в котором выбуриваемое отверстие, которое бурят от выбранного места, представляет собой новый интервал ствола скважины, и в котором, по меньшей мере, нижний участок кабеля, к которому подвешено бурильное устройство, находится в пределах длины колонны труб, имеющей первый конец, сообщенный по текучей среде с каналом для прохода текучей среды в бурильном устройстве, и второй конец, проходящий в трубу для добычи углеводородной текучей среды.
13. Способ по п.12, в котором колонна труб представляет собой колонну стальных труб или колонну пластмассовых труб.
14. Способ по п.13, в котором второй поток добываемой текучей среды проходит к бурильному устройству через кольцевое пространство, образованное между колонной труб и стенкой нового интервала ствола скважины, и поток с захваченным буровым шламом перемещается от бурильного устройства через внутреннее пространство колонны труб (режим "обратной промывки").
15. Способ по п.13, в котором колонна труб представляет собой колонну стальных труб, и второй поток добываемой текучей среды проходит к бурильному устройству через внутреннее пространство колонны стальных труб, и поток с захваченным буровым шламом перемещается от бурильного устройства через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала ствола скважины (режим "обычной промывки").
16. Способ по п.12, в котором бурильное устройство снабжено тяговым средством с электроприводом, предназначенным для продвижения бурильного устройства и колонны труб вперед по новому интервалу скважины в процессе его бурения и/или для вытягивания бурильного устройства из нового интервала скважины и существующей скважины после завершения бурения нового интервала скважины.
17. Способ по п.12, в котором колонна труб представляет собой колонну стальных труб, и кожух присоединен непосредственно или косвенно ко второму концу колонны стальных труб, и внутреннее пространство колонны стальных труб сообщено по текучей среде с каналом в кожухе.
18. Способ по п.17, в котором максимальный наружный диаметр кожуха меньше внутреннего диаметра трубы для добычи.
19. Способ по п.17, в котором кожух, прикрепленный ко второму концу колонны стальных труб, снабжен нагнетательным средством с электроприводом, предназначенным для пропускания второго потока добываемого углеводорода через внутреннее пространство колонны стальных труб к бурильному устройству (режим "обычной промывки") или для всасывания ["отвода"] потока с захваченным буровым шламом из бурильного устройства через внутреннее пространство колонны стальных труб (режим "обратной промывки").
20. Способ по п.17, в котором кожух, прикрепленный ко второму концу колонны стальных труб, снабжен электродвигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения во вращение колонны стальных труб, тем самым для приведения во вращение бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности на бурильном устройстве бурили новый интервал скважины.
21. Способ по п.17, в котором кожух, присоединенный ко второму концу колонны стальных труб, снабжен тяговым средством с электроприводом, которое предназначено для продвижения колонны стальных труб и, следовательно, бурильного устройства вперед по новому интервалу ствола скважины в процессе его бурения и, возможно, для вытягивания колонны стальных труб и, следовательно, бурильного устройства из нового интервала ствола скважины.
22. Способ по п.13, в котором колонна стальных труб выполнена с, по меньшей мере, одним радиально расширяющимся пакером, и после завершения бурения нового интервала ствола скважины колонну стальных труб фиксируют на месте в новом интервале ствола скважины путем расширения, по меньшей мере, одного радиально расширяющегося пакера так, что колонна стальных труб образует герметизированный хвостовик для нового интервала ствола скважины.
23. Способ по п.13, в котором колонна стальных труб представляет собой расширяющуюся колонну труб и выполнена с возможностью перемещения ее по трубе для добычи углеводородной текучей среды в ее нерасширенном состоянии, и после завершения бурения нового интервала скважины может быть расширена для образования хвостовика для нового интервала скважины.
24. Способ по п.22, в котором колонну стальных труб впоследствии перфорируют для обеспечения возможности прохода текучей среды из несущей углеводород зоны пласта во внутреннее пространство хвостовика и в трубу для добычи углеводородной текучей среды.
25. Способ по п.12, в котором датчики расположены вдоль кабеля и вдоль наружной стороны колонны труб для передачи данных на поверхность посредством электрического соединительного провода или проводов и/или сегментированного электрического провода или проводов в кабеле.
26. Способ по п.1, в котором бурильное устройство подвешено к колонне труб, имеющей, по меньшей мере, один электрический соединительный провод и/или сегментированный электрический провод, заделанный в стенку колонны труб, называемый в дальнейшем "гибридный кабель", и в котором внутреннее пространство колонны труб сообщается по текучей среде с каналом для прохода текучей среды в бурильном устройстве.
27. Способ по п.26, в котором гибридный кабель содержит внутреннюю металлическую трубу, промежуточный гибкий изолирующий слой, имеющий электрический соединительный провод или провода и/или сегментированный электрический провод или провода, заделанные в него, наружный слой, образующий барьер для текучих сред, и гибкую защитную оболочку.
28. Способ по п.26, предназначенный для бурения нового интервала скважины, в котором второй поток добываемой текучей среды проходит к бурильному устройству через кольцевое пространство, образованное между гибридным кабелем и стенкой нового интервала ствола скважины, и поток с захваченным буровым шламом перемещается от бурильного устройства по внутренней металлической трубе гибридного кабеля (режим "обратной промывки"); или второй поток добываемой текучей среды проходит к бурильному устройству по внутренней металлической трубе гибридного кабеля, и поток с захваченным буровым шламом перемещается от бурильного устройства через кольцевое пространство, образованное между гибридным кабелем и стенкой нового интервала ствола скважины (режим "обычной промывки").
29. Способ по п.26, в котором датчики расположены вдоль наружной стороны гибридного кабеля для передачи данных о пласте на поверхность посредством электрического провода или проводов и/или сегментированного электрического провода или проводов.
30. Способ по п. 9, предназначенный для бурения обходной или боковой скважины, включающий следующие операции:
перемещение скважинного отклонителя, имеющего раздвижные в радиальном направлении зажимные средства, от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места в обсадной колонне или в трубе для добычи в существующем стволе скважины;
фиксация скважинного отклонителя на месте в обсадной колонне существующей скважины или в трубе для добычи путем раздвигания зажимных средств в радиальном направлении;
спуск подвешенного к кабелю первого бурильного устройства, содержащего фрезу, по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места;
отклонение первого бурильного устройства к скважинному отклонителю так, чтобы режущие поверхности фрезы вошли в контакт с обсадной колонной или трубой для добычи;
приведение в действие первого бурильного устройства так, чтобы окно было прорезано в обсадной колонне скважины или в трубе для добычи и в обсадной колонне скважины;
извлечение первого бурильного устройства из скважины;
спуск подвешенного к кабелю второго бурильного устройства, содержащего буровое долото, по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места;
отклонение второго бурильного устройства к скважинному отклонителю и в окно в обсадной колонне или окно в трубе для добычи и в обсадной колонне;
приведение в действие второго бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности бурового долота бурили обходную или боковую скважину сквозь несущую углеводород зону пласта.
31. Способ по п.30, в котором скважинный отклонитель перемещают до выбранного места подвешенным к первому бурильному устройству.
32. Способ по п.9, предназначенный для удаления обломков из существующего перфорационного канала или расширения существующего перфорационного канала, образованного в обсадной колонне и цементе обсаженной скважины, включающий следующие операции:
подвешивание устройства для микробурения к кабелю или гибридному кабелю, причем устройство для микробурения содержит корпус, выполненный с первым и вторым каналом для прохода текучей среды, по меньшей мере, одно раздвижное в радиальном направлении зажимное средство с электроприводом или гидроприводом, нагнетательное средство с электроприводом, электродвигатель для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота, смонтированного на толкающем средстве с электроприводом или гидроприводом и имеющего режущие поверхности, выполненные с размерами, позволяющими образовать выбуриваемое отверстие, имеющее диаметр в интервале от 0,2 до 3 дюймов;
перемещение устройства для микробурения от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места в существующей обсаженной скважине, имеющей перфорационный канал, из которого обломки должны быть удалены, или который должен быть расширен;
ориентирование устройства для микробурения рядом с перфорационным отверстием с выравниванием бурового долота относительно перфорационного канала;
фиксация устройства для микробурения на месте в обсаженной скважине путем раздвигания зажимного средства в радиальном направлении для ввода его в контакт со стенкой обсадной колонны;
приведение в действие электродвигателя для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота при одновременном нагнетании второго потока добываемой текучей среды по первому каналу в устройстве для микробурения и наружу над режущими поверхностями бурового долота посредством нагнетательного средства и перемещении потока с захваченным буровым шламом от режущих поверхностей бурового долота по второму каналу в устройстве для микробурения;
приведение в действие толкающего средства для сообщения толкающего усилия буровому долоту так, что устройство для микробурения будет бурить перфорационный канал, проходящий сквозь цемент и в пласт.
33. Способ по п.9, предназначенный для образования перфорационного канала в обсадной колонне и цементе обсаженного ствола скважины, включающий следующие операции:
подвешивание устройства для микробурения к кабелю или гибридному кабелю, причем устройство для микробурения содержит корпус, выполненный с первым и вторым каналами для прохода текучей среды, по меньшей мере, одно раздвижное в радиальном направлении зажимное средство с электроприводом или гидроприводом, нагнетательное средство с электроприводом, электродвигатель для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие фрезы, электродвигатель для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота, причем фреза и буровое долото смонтированы соответственно на первом и втором толкающих средствах с электроприводом или гидроприводом, фреза выполнена с размерами, позволяющими образовать перфорационное отверстие, имеющее диаметр в интервале от 1 до 3 дюймов, и буровое долото выполнено с размерами, позволяющими образовать выбуриваемое отверстие, имеющее диаметр в интервале от 0,2 до 3 дюймов;
перемещение устройства для микробурения от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места в существующей обсаженной скважине, где желательно образовать перфорационный канал;
ориентирование устройства для микробурения таким образом, чтобы режущие поверхности фрезы оказались рядом с обсадной колонной;
фиксация устройства для микробурения на месте в обсаженной скважине путем раздвигания зажимного средства в радиальном направлении для ввода его в контакт со стенкой обсадной колонны;
приведение в действие электродвигателя для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие фрезы при одновременном нагнетании второго потока добываемой текучей среды по первому каналу в устройстве для микробурения и наружу над режущими поверхностями фрезы посредством нагнетательного средства и перемещении потока с захваченным буровым шламом от режущих поверхностей по второму каналу в устройстве для микробурения;
приведение в действие первого толкающего средства для сообщения толкающего усилия фрезе так, что перфорационное отверстие будет прорезаться в обсадной колонне существующего ствола скважины в заданном месте;
ориентация бурового долота в перфорационном отверстии обсадной колонны;
приведение в действие электродвигателя для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота при одновременном нагнетании второго потока добываемой текучей среды по первому каналу в устройстве для микробурения и наружу над режущими поверхностями бурового долота посредством нагнетательного средства и перемещении потока с захваченным буровым шламом от режущих поверхностей бурового долота по второму каналу в устройстве для микробурения;
приведение в действие второго толкающего средства для сообщения толкающего усилия буровому долоту так, что устройство для микробурения будет бурить перфорационный канал, проходящий сквозь цемент и в пласт.
34. Устройство для микробурения, содержащее корпус, выполненный с первым и вторым каналом для прохода текучей среды, по меньшей мере, одно раздвижное в радиальном направлении зажимное средство с электроприводом или гидроприводом, нагнетательное средство с электроприводом, электродвигатель для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота, смонтированного на толкающем средстве с электроприводом или гидроприводом и имеющего режущие поверхности, имеющие размеры, позволяющие образовать выбуриваемое отверстие, имеющее диаметр в интервале от 0,2 до 3 дюймов.
35. Устройство по п.34, содержащее электродвигатель для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие фрезы, смонтированной на втором электрически или гидравлически приводимом в действие толкающем средстве и имеющей размеры, обеспечивающие выполнение перфораций, имеющих диаметр от 1 до 3 дюймов.
36. Гибридный кабель, содержащий внутреннюю металлическую трубу, промежуточный гибкий изолирующий слой, имеющий электрический соединительный провод или провода и/или сегментированный электрический провод или провода, заделанные в него, наружный слой, образующий барьер для текучих сред, и гибкую защитную оболочку.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0217288.0 | 2002-07-25 | ||
GB0217288A GB0217288D0 (en) | 2002-07-25 | 2002-07-25 | method |
GB0305811.2 | 2003-03-13 | ||
GB0305811A GB0305811D0 (en) | 2003-03-13 | 2003-03-13 | Method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005105068A true RU2005105068A (ru) | 2005-08-27 |
RU2320840C2 RU2320840C2 (ru) | 2008-03-27 |
Family
ID=31189603
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005105068/03A RU2320840C2 (ru) | 2002-07-25 | 2003-07-16 | Способ бурения |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7487846B2 (ru) |
EP (1) | EP1537291B1 (ru) |
CN (1) | CN1330845C (ru) |
AU (1) | AU2003251337A1 (ru) |
CA (1) | CA2508852C (ru) |
DE (1) | DE60315041T2 (ru) |
DK (1) | DK1537291T3 (ru) |
MX (1) | MXPA05000884A (ru) |
NO (1) | NO327102B1 (ru) |
RU (1) | RU2320840C2 (ru) |
WO (1) | WO2004011766A1 (ru) |
Families Citing this family (55)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9284780B2 (en) * | 2001-08-19 | 2016-03-15 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Drilling apparatus |
US20050045340A1 (en) * | 2003-09-01 | 2005-03-03 | Hewson James Adam | Method of forming a bore |
US9366086B2 (en) | 2002-08-30 | 2016-06-14 | Technology Ventures International Limited | Method of forming a bore |
US9347272B2 (en) | 2002-08-30 | 2016-05-24 | Technology Ventures International Limited | Method and assembly for forming a supported bore using a first and second drill bit |
WO2004079150A2 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Full bore lined wellbores |
GB2416550B (en) * | 2004-07-24 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method for drilling wellbores |
US7753139B2 (en) * | 2005-07-06 | 2010-07-13 | Smith International, Inc. | Cutting device with multiple cutting structures |
US8186458B2 (en) | 2005-07-06 | 2012-05-29 | Smith International, Inc. | Expandable window milling bit and methods of milling a window in casing |
GB0519287D0 (en) * | 2005-09-21 | 2005-11-02 | Bp Exploration Operating | Sub-surface deployment value |
JP2007192803A (ja) * | 2005-12-19 | 2007-08-02 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | 腐食評価装置及び腐食評価方法 |
EP1847679A1 (en) * | 2006-04-20 | 2007-10-24 | Bp Exploration Operating Company Limited | Underbalanced drilling method into a gas-bearing formation |
EP1867831B1 (en) | 2006-06-15 | 2013-07-24 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and apparatus for wireline drilling on coiled tubing |
GB2440815B (en) * | 2006-08-07 | 2011-07-13 | Weatherford Lamb | Downhole tool retrieval and setting system |
MX2009009221A (es) * | 2007-02-28 | 2009-09-11 | Welltec As | Herramienta de perforacion con limpiador de fluido. |
US20080271924A1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling Method and Apparatus |
EP2195506B1 (en) | 2007-08-30 | 2018-03-14 | Services Petroliers Schlumberger | Dual bha drilling system |
EP2039878B1 (en) | 2007-09-20 | 2010-08-11 | PRAD Research and Development N.V. | Subsea lateral drilling |
FR2922254B1 (fr) * | 2007-10-16 | 2009-12-18 | Total Sa | Systeme de forage autonome d'un trou de drainage |
GB2454701B (en) | 2007-11-15 | 2012-02-29 | Schlumberger Holdings | Methods of drilling with a downhole drilling machine |
GB2454702A (en) * | 2007-11-15 | 2009-05-20 | Schlumberger Holdings | Cutting removal with a wireline lateral drilling tool |
GB2454698B (en) * | 2007-11-15 | 2013-04-10 | Schlumberger Holdings | Gas cutting borehole drilling apparatus |
GB2454909B (en) * | 2007-11-23 | 2012-07-25 | Schlumberger Holdings | Sensor deployment |
US20100018770A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Moriarty Keith A | System and Method for Drilling a Borehole |
US7997336B2 (en) * | 2008-08-01 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for retrieving an assembly from a wellbore |
GB0911672D0 (en) * | 2009-07-06 | 2009-08-12 | Tunget Bruce A | Through tubing cable rotary system |
NO333280B1 (no) | 2009-05-06 | 2013-04-29 | Norwegian Hard Rock Drilling As | Styreanordning for bergboremaskin. |
US8887838B2 (en) * | 2010-02-05 | 2014-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Cutting element and method of orienting |
US9284799B2 (en) | 2010-05-19 | 2016-03-15 | Smith International, Inc. | Method for drilling through nuisance hydrocarbon bearing formations |
US8915311B2 (en) * | 2010-12-22 | 2014-12-23 | David Belew | Method and apparatus for drilling a zero-radius lateral |
CN102097179B (zh) * | 2011-02-16 | 2012-07-04 | 国家海洋局第一海洋研究所 | 高压低波阻抗同轴水电缆 |
US8925652B2 (en) | 2011-02-28 | 2015-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Lateral well drilling apparatus and method |
US20130056277A1 (en) * | 2011-09-06 | 2013-03-07 | Fishbones AS | Method and Device for Producing an Opening from a Motherbore and into a Formation |
CN103917736A (zh) * | 2011-11-08 | 2014-07-09 | 雪佛龙美国公司 | 用于在地层中钻井眼的装置和方法 |
GB2496907B (en) | 2011-11-28 | 2013-10-23 | Innova Drilling And Intervention Ltd | Improved wireline drilling system |
WO2014031098A1 (en) * | 2012-08-20 | 2014-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slow drilling assembly and method |
US9206644B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Positive displacement motor (PDM) rotary steerable system (RSS) and apparatus |
US9217299B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling bottom hole assembly having wireless power and data connection |
US9217323B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanical caliper system for a logging while drilling (LWD) borehole caliper |
US9217289B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Casing drilling bottom hole assembly having wireless power and data connection |
CN103711457A (zh) * | 2012-09-29 | 2014-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种六开次井身结构的设计方法 |
CN103015894B (zh) * | 2013-01-21 | 2014-12-24 | 西南石油大学 | 一种具有轴向爬行功能的减摩降阻工具 |
EP2845995A1 (en) | 2013-09-10 | 2015-03-11 | Welltec A/S | Drilling tool |
NO20141020A1 (no) * | 2014-08-21 | 2016-02-22 | Agat Tech As | Forankringsanordning for brønnverktøy |
CN104400914B (zh) * | 2014-09-26 | 2016-09-28 | 重庆大学 | 一种在小直径深孔中实现侧向钻盲孔的装置 |
CN105672903A (zh) * | 2016-03-09 | 2016-06-15 | 成都聚智工业设计有限公司 | 石油钻杆结构 |
RU2642194C2 (ru) * | 2016-05-16 | 2018-01-24 | Павел Иванович Попов | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта |
WO2018078591A1 (en) * | 2016-10-26 | 2018-05-03 | Davis Jimmy L | Method of drilling vertical and horizontal pathways to mine for solid natural resources |
US11384625B2 (en) * | 2017-11-21 | 2022-07-12 | Geodynamics, Inc. | Device and method for angularly orientating wellbore perforating guns |
GB2569330B (en) | 2017-12-13 | 2021-01-06 | Nov Downhole Eurasia Ltd | Downhole devices and associated apparatus and methods |
CN109630023A (zh) * | 2018-12-01 | 2019-04-16 | 谭雄卫 | 在软弱地层敷设水平管道的方法及地面调向装置 |
RU2703064C1 (ru) * | 2019-02-07 | 2019-10-15 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и система для его осуществления |
CA3191574A1 (en) | 2020-12-16 | 2022-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Whipstock with hinged taperface |
CN113338800A (zh) * | 2021-06-07 | 2021-09-03 | 德仕能源科技集团股份有限公司 | 一种钻井方法及装置 |
US11697988B2 (en) * | 2021-09-21 | 2023-07-11 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for generating artificial permeability during completion phase |
CN115637926B (zh) * | 2022-12-23 | 2023-02-28 | 东营市昆昆科技有限责任公司 | 一种用斜直井钻机钻出u型油井的钻井和完井方法 |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4051908A (en) * | 1976-11-05 | 1977-10-04 | Driver W B | Downhole drilling system |
US5655602A (en) * | 1992-08-28 | 1997-08-12 | Marathon Oil Company | Apparatus and process for drilling and completing multiple wells |
US5921285A (en) * | 1995-09-28 | 1999-07-13 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube |
US5720356A (en) * | 1996-02-01 | 1998-02-24 | Gardes; Robert | Method and system for drilling underbalanced radial wells utilizing a dual string technique in a live well |
MY122241A (en) * | 1997-08-01 | 2006-04-29 | Shell Int Research | Creating zonal isolation between the interior and exterior of a well system |
UA72920C2 (ru) * | 1999-06-03 | 2005-05-16 | Шелл Інтернаціонале Рісерч Маатшаппідж Б.В. | Способ бурения скважины |
US6578630B2 (en) | 1999-12-22 | 2003-06-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for expanding tubulars in a wellbore |
US6454007B1 (en) * | 2000-06-30 | 2002-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for casing exit system using coiled tubing |
-
2003
- 2003-07-16 WO PCT/GB2003/003090 patent/WO2004011766A1/en active IP Right Grant
- 2003-07-16 AU AU2003251337A patent/AU2003251337A1/en not_active Abandoned
- 2003-07-16 US US10/522,116 patent/US7487846B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-16 RU RU2005105068/03A patent/RU2320840C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-07-16 DE DE60315041T patent/DE60315041T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-16 EP EP03771142A patent/EP1537291B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-16 CN CNB038218704A patent/CN1330845C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-16 CA CA2508852A patent/CA2508852C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-16 MX MXPA05000884A patent/MXPA05000884A/es active IP Right Grant
- 2003-07-16 DK DK03771142T patent/DK1537291T3/da active
-
2005
- 2005-01-26 NO NO20050454A patent/NO327102B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7487846B2 (en) | 2009-02-10 |
DK1537291T3 (da) | 2007-11-19 |
WO2004011766A1 (en) | 2004-02-05 |
CA2508852A1 (en) | 2004-02-05 |
AU2003251337A8 (en) | 2004-02-16 |
AU2003251337A1 (en) | 2004-02-16 |
NO327102B1 (no) | 2009-04-20 |
EP1537291B1 (en) | 2007-07-18 |
CN1682007A (zh) | 2005-10-12 |
NO20050454L (no) | 2005-03-15 |
CA2508852C (en) | 2011-03-22 |
MXPA05000884A (es) | 2005-09-08 |
DE60315041T2 (de) | 2008-04-10 |
RU2320840C2 (ru) | 2008-03-27 |
DE60315041D1 (de) | 2007-08-30 |
CN1330845C (zh) | 2007-08-08 |
US20050252688A1 (en) | 2005-11-17 |
EP1537291A1 (en) | 2005-06-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2005105068A (ru) | Способ бурения | |
AU714721B2 (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
EP1297240B1 (en) | A method for drilling with casing | |
US7475742B2 (en) | Method for drilling with casing | |
EP1618279B1 (en) | Method of creating a borehole in an earth formation | |
RU2655517C2 (ru) | Образование многоствольных скважин | |
AU719919B2 (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
CA2373152C (en) | In-tubing wellbore sidetracking operations | |
EP0819823B1 (en) | Apparatus for completing a subterranean well and method of using same | |
EP1702133B1 (en) | Method for drilling and lining a wellbore | |
WO2008107142A1 (en) | Drilling method and apparatus | |
EP3538739B1 (en) | Production tubing conversion device and methods of use | |
EP1847679A1 (en) | Underbalanced drilling method into a gas-bearing formation | |
CA3058132C (en) | Mills with swarf disposal in wellbores | |
AU2012259271B2 (en) | Window joint for lateral wellbore construction and method for opening same | |
Carpenter | Reservoir Stimulation Technique Combines Radial Drilling Technology With Acid Jetting | |
AU1758800A (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170717 |