RU2308592C2 - Буровой снаряд (варианты), способ бурения скважины с использованием бурового снаряда и способ изготовления бурового снаряда - Google Patents
Буровой снаряд (варианты), способ бурения скважины с использованием бурового снаряда и способ изготовления бурового снаряда Download PDFInfo
- Publication number
- RU2308592C2 RU2308592C2 RU2005127046/03A RU2005127046A RU2308592C2 RU 2308592 C2 RU2308592 C2 RU 2308592C2 RU 2005127046/03 A RU2005127046/03 A RU 2005127046/03A RU 2005127046 A RU2005127046 A RU 2005127046A RU 2308592 C2 RU2308592 C2 RU 2308592C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill
- outer pipe
- force
- pipe
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 11
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract 8
- 229910001080 W alloy Inorganic materials 0.000 claims abstract 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 4
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 16
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims 15
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims 15
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 6
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims 2
- 150000003658 tungsten compounds Chemical class 0.000 claims 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
Images
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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/16—Drill collars
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/28—Enlarging drilled holes, e.g. by counterboring
Abstract
Группа изобретений относится к бурению скважин для добычи нефти и газа. Снаряд выполнен с возможностью приложения непрерывно действующей силы на буровое долото во время операций бурения для поддерживания бурового долота в контакте с формацией и содержащий первую внешнюю трубу, первый резьбовой соединитель, закрепленный относительно первой внешней трубы, первый передающий силу резьбовой соединительный элемент, установленный с возможностью осевого перемещения в первом резьбовом соединителе и предназначенный для передачи части непрерывно действующей силы через первый резьбовой соединитель, вторую внешнюю трубу, второй резьбовой соединитель, закрепленный относительно первой внешней трубы, второй передающий силу резьбовой соединительный элемент, установленный с возможностью осевого перемещения во втором резьбовом соединителе. Первый резьбовой соединитель и второй резьбовой соединитель выполнены с возможностью резьбового соединения, а после соединения первого резьбового соединителя и второго резьбового соединителя второй передающий силу элемент механически соединен с первым передающим силу элементом, воспринимая часть непрерывно действующей силы. Способ бурения скважины включает соединение множества резьбовых соединительных деталей, связанных с множеством труб, буровой установки для формирования бурового снаряда, обеспечение соответствующей скользящей и передающей силу секции в одной или нескольких трубах, обеспечение передачи силы через каждую соответствующую передающую силу секцию по направлению к буровому долоту через множество резьбовых соединений для приложения ее к буровому долоту во время бурения скважины, поддержание одной или нескольких труб в состоянии растяжения с помощью колонны бурильных труб во время бурения скважины. Тяжелая секция из сплава вольфрама выполнена с возможностью осевого перемещения относительно внешней трубы, создавая условия растяжения для внешней трубы и делая забойный снаряд жестче. Обеспечивает получение долговечного, статически и динамически сбалансированного забойного снаряда, обладающего высокоплотным материалом с высокой пластичностью, позволяющего резко улучшить операцию бурения. 8 н. и 33 з.п. ф-лы, 24 ил.
Description
Текст описания приведен в факсимильном виде
Claims (41)
1. Буровой снаряд в бурильной колонне для бурения подземной формации, выполненный с возможностью приложения, по существу, непрерывно действующей силы на буровом долоте во время операций бурения для поддерживания бурового долота в контакте с формацией, выполненный с возможностью резьбового соединения с буровой установкой и содержащий первую внешнюю трубу, первый резьбовой соединитель, закрепленный относительно первой внешней трубы, первый передающий силу резьбовой соединительный элемент, установленный с возможностью осевого перемещения в первом резьбовом соединителе и предназначенный для передачи, по меньшей мере, части, по существу, непрерывно действующей силы через первый резьбовой соединитель, вторую внешнюю трубу, второй резьбовой соединитель, закрепленный относительно первой внешней трубы, второй передающий силу резьбовой соединительный элемент, установленный с возможностью осевого перемещения во втором резьбовом соединителе, при этом первый резьбовой соединитель и второй резьбовой соединитель выполнены с возможностью резьбового соединения, а после соединения первого резьбового соединителя и второго резьбового соединителя второй передающий силу элемент механически соединен с первым передающим силу элементом, воспринимая, по меньшей мере, часть, по существу, непрерывно действующей силы.
2. Буровой снаряд по п.1, в котором первая труба находится в условиях растяжения, а не сжатия, когда, по существу, непрерывно действующая сила приложена к буровому долоту во время операций бурения.
3. Буровой снаряд по п.1, дополнительно содержащий первый передающий силу элемент, установленный вдоль оси в первой внешней трубе и выполненный с возможностью осевого перемещения относительно первой внешней трубы, и второй передающий силу элемент, установленный вдоль оси во второй внешней трубе и выполненный с возможностью осевого перемещения относительно второй внешней трубы, при этом первый передающий силу элемент, первый передающий силу резьбовой соединительный элемент, второй передающий силу резьбовой соединительный элемент и второй передающий силу элемент способны соединяться после осуществления резьбового соединения первого резьбового элемента и второго резьбового соединения для передачи, по меньшей мере, части, по существу, непрерывно действующей силы.
4. Буровой снаряд по п.3, в котором первый передающий элемент содержит кольцевую тяжелую секцию, имеющую удельный вес, превышающий 10,0, и создающую, по меньшей мере, часть силы для передачи ее через резьбовой соединитель посредством первого передающего силу резьбового соединительного элемента.
5. Буровой снаряд по п.1, дополнительно содержащий первый передающий силу узел, установленный вдоль оси в первой внешней трубе и выполненный с возможностью осевого перемещения относительно первой внешней трубы, при этом, по меньшей мере, часть первого передающего силу узла выполнена чувствительной к температуре для регулирования перемещения первого передающего силу узла в первой внешней трубе.
6. Буровой снаряд по п.1, дополнительно содержащий первый передающий силу элемент, установленный вдоль оси в первой внешней трубе и выполненный с возможностью осевого перемещения относительно первой внешней трубы, при этом, по меньшей мере, часть этого элемента выполнена чувствительной к температуре, и температурно-компенсированный стабилизатор для центровки первого передающего силу элемента в первой внешней трубе.
7. Способ бурения скважины в подземной формации с использованием колонны бурильных труб, содержащей буровой снаряд и буровое долото, включающий следующие операции: соединение множества резьбовых соединительных деталей, связанных с множеством труб, буровой установки для формирования бурового снаряда; обеспечение соответствующей скользящей и передающей силу секции в одной или нескольких трубах; обеспечение передачи силы через каждую соответствующую передающую силу секцию по направлению к буровому долоту через множество резьбовых соединений для приложения ее к буровому долоту во время бурения скважины, поддержание одной или нескольких труб в состоянии растяжения с помощью колонны бурильных труб во время бурения скважины.
8. Способ по п.7, при котором каждая скользящая и передающая силу секция содержит высокоплотный материал с удельным весом, превышающим 10,0, при этом сила, прикладываемая к буровому долоту, включает совокупный вес каждой скользящей и передающей силу секции.
9. Буровой снаряд для использования в качестве забойного бурового снаряда для бурения скважины сквозь пласт грунта с помощью бурового долота, выполненный с возможностью крепления к колонне бурильных труб и приложения веса бурового снаряда к буровому долоту и содержащий первую внешнюю трубу, первый верхний переводник, закрепленный относительно первой внешней трубы, первый нижний переводник, закрепленный относительно первой внешней трубы, первую высокоплотную тяжелую секцию, установленную в первой внешней трубе для приложения, по меньшей мере, части веса бурового снаряда к буровому долоту, содержащую материал с удельным весом, превышающим 10,0, и установленную с возможностью скольжения относительно первой внешней трубы для обеспечения осевого перемещения первой высокоплотной тяжелой секции относительно первой внешней трубы, первого верхнего переводника и первого нижнего переводника.
10. Буровой снаряд по п.9, в котором первая высокоплотная тяжелая секция содержит соединение вольфрама, не содержащее кобальт.
11. Буровой снаряд по п.9, в котором первая высокоплотная тяжелая секция установлена рядом с первой внешней трубой с образованием кольцевого пространства между ними.
12. Буровой снаряд по п.11, дополнительно содержащий центратор, расположенный в кольцевом пространстве для предотвращения радиального перемещения первой высокоплотной тяжелой секции.
13. Буровой снаряд по п.9, дополнительно содержащий вторую внешнюю трубу, выполненную с возможностью закрепления относительно первого нижнего переводника, вторую высокоплотную тяжелую секцию, содержащую материал с удельным весом, превышающим 10,0, и установленную с возможностью скольжения, допускающего осевое перемещение относительно второй внешней трубы, и передающий вес элемент, проходящий сквозь первый нижний переводник, выполненный с возможностью скольжения, допускающего осевое перемещение относительно первого нижнего переводника, и установленный с возможностью создания опоры для первого веса первой высокоплотной тяжелой секции.
14. Буровой снаряд по п.13, в котором передающий вес элемент установлен с возможностью приложения первого веса первой высокоплотной тяжелой секции к второй высокоплотной тяжелой секции.
15. Буровой снаряд по п.9, который статически сбалансирован.
16. Буровой снаряд по п.15, дополнительно содержащий множество тяжелых элементов, способных устанавливаться в выбранном поворотном положении.
17. Буровой снаряд для бурения скважины в подземной формации, содержащий буровое долото, прикрепленный к колонне бурильных труб, выполненный с возможностью приложения веса бурового снаряда к буровому долоту и содержащий первую внешнюю трубу, имеющую толщину стенки, первый верхний переводник, закрепленный относительно первой внешней трубы, первый нижний переводник, закрепленный относительно первой внешней трубы, и первое множество кольцевых высокоплотных тяжелых секций, установленных в первой внешней трубе для приложения, по меньшей мере, части веса бурового снаряда, причем кольцевые тяжелые секции уложены стопой друг относительно друга, обеспечивая толщину трубной стенки тяжелых секций, по меньшей мере, на 25% превышающую толщину стенки внешней трубы, при этом каждая кольцевая высокоплотная тяжелая секция имеет удельный вес, превышающий 10,0.
18. Буровой снаряд по п.17, в котором толщина стенки трубы тяжелой секции, по меньшей мере, на 50% превышает толщину стенки внешней трубы.
19. Буровой снаряд по п.17, в котором каждая кольцевая высокоплотная тяжелая секция содержит соединение вольфрама, не содержащее кобальт.
20. Буровой снаряд по п.17, дополнительно содержащий центратор, расположенный между первым множеством кольцевых высокоплотных тяжелых секций и первой внешней трубой для предотвращения радиального перемещения первого множества кольцевых высокоплотных тяжелых секций относительно первой внешней трубы.
21. Буровой снаряд по п.17, дополнительно содержащий первую внутреннюю трубу, ограничивающую проходящий сквозь нее проточный канал текучей среды.
22. Буровой снаряд по п.21, дополнительно содержащий уплотнение для герметичного уплотнения текучей среды между первой внутренней трубой и первым множеством кольцевых высокоплотных тяжелых секций.
23. Буровой снаряд по п.17, в котором первая кольцевая высокоплотная тяжелая секция установлена с возможностью скольжения, допускающего осевое перемещение первой кольцевой высокоплотной тяжелой секции относительно первой внешней трубы.
24. Буровой снаряд по п.23, дополнительно содержащий вторую внешнюю трубу, выполненную с возможностью закрепления относительно первого нижнего переводника, второе множество высокоплотных тяжелых секций, установленных с возможностью скольжения, допускающего осевое перемещение второй внешней трубы, передающий вес элемент, проходящий сквозь первый нижний переводник и выполненный с возможностью скольжения, допускающего осевое перемещение относительно первого нижнего переводника, и установленный с возможностью передачи веса первого множества кольцевых высокоплотных тяжелых секций на вторую совокупность кольцевых высокоплотных тяжелых секций.
25. Буровой снаряд для бурения скважины, содержащий внешнюю трубу, верхний переводник, нижний переводник, высокоплотную тяжелую секцию из сплава вольфрама, не содержащего кобальт, и установленную во внешней трубе, верхнем переводнике и нижнем переводнике.
26. Буровой снаряд по п.25, в котором содержание вольфрама в сплаве вольфрама составляет более 50%.
27. Буровой снаряд по п.25, в котором сплав вольфрама дополнительно содержит никель, железо и молибден.
28. Забойный буровой снаряд для направленного бурения секции скважины в подземной формации, имеющей изменяющийся угол направления и содержащий буровое долото, гидравлический забойный двигатель для вращения бурового долота, гибкую тяжелую секцию, выполненную с возможностью приложения веса к буровому долоту и содержащую внешнюю трубу, внутреннюю трубу, при этом внешняя и внутренняя трубы образуют между собой отсек и выполнены с возможностью изгиба, который обеспечивает соответствие изменяющемуся углу направления, и изгибаемую тяжелую вольфрамовую секцию, установленную во внутренней трубе и внешней трубе для передачи значительной части веса на буровое долото.
29. Буровой снаряд для направленного бурения по п.28, в котором изгибаемая тяжелая вольфрамовая секция дополнительно содержит порошок или суспензию вольфрама.
30. Буровой снаряд для направленного бурения по п.28, в котором внутренняя труба и внешняя труба состоят из немагнитных материалов.
31. Буровой снаряд для направленного бурения по п.30, в котором изгибаемая тяжелая вольфрамовая секция является, по существу, немагнитной или совершенно немагнитной.
32. Способ изготовления бурового снаряда для бурения скважины в подземной формации, содержащего, по меньшей мере, одну трубу и, по меньшей мере, одну тяжелую вольфрамовую секцию, включающий следующие операции: обеспечение, по меньшей мере, одной трубы и, по меньшей мере, одной тяжелой вольфрамовой секции соответствующими кольцевыми поверхностями сопряжения; обеспечение размера соответствующих поверхностей сопряжения, предотвращающего непосредственное взаимное соединение, по меньшей мере, одной трубы и, по меньшей мере, одной тяжелой вольфрамовой секции, когда, по меньшей мере, одна труба и, по меньшей мере, одна тяжелая вольфрамовая секция имеют приблизительно одинаковую температуру; обеспечение разности температур, превышающей несколько сотен градусов Фаренгейта, между, по меньшей мере, одной трубой и, по меньшей мере, одной тяжелой вольфрамовой секцией, вследствие чего размер обеспечивает взаимное соединение, по меньшей мере, одной трубы и, по меньшей мере, одной тяжелой вольфрамовой секции; осуществление взаимного соединения, по меньшей мере, одной трубы и, по меньшей мере, одной тяжелой вольфрамовой секции при наличии разности температур; обеспечение возможности, по меньшей мере, одной трубы и, по меньшей мере, одной тяжелой вольфрамовой секции достижения приблизительно одинаковой температуры, вследствие чего, по меньшей мере, одна труба и, по меньшей мере, одна тяжелая вольфрамовая секция закреплены относительно друг друга.
33. Способ по п.32, в котором операция взаимного соединения дополнительно включает вставление, по меньшей мере, одной тяжелой вольфрамовой секции в, по меньшей мере, одну трубу.
34. Способ по п.32, в котором операция взаимного соединения дополнительно включает вставление, по меньшей мере, одной трубы в канал, проходящий сквозь, по меньшей мере, одну тяжелую вольфрамовую секцию.
35. Буровой снаряд для бурения скважины в подземной формации посредством бурового долота, содержащий колонну бурильных труб, забойный снаряд, содержащий множество тяжелых секций, прикрепленных к буровому долоту и выполненных с возможностью передачи веса на буровое долото во время бурения, и переходный элемент между колонной бурильных труб и забойным снарядом и содержащий внешнюю трубу, внутреннюю трубу и кольцевую высокоплотную тяжелую секцию, содержащую вольфрам и закрепленную относительно внешней трубы для амортизации вибраций, создаваемых в забойном снаряде.
36. Буровой снаряд в бурильной колонне для бурения подземной формации, выполненный с возможностью приложения, по существу, непрерывно действующей силы на буровом долоте во время операций бурения для поддержания бурового долота в контакте с формацией и содержащий первую внешнюю трубу, первый передающий силу элемент, установленный вдоль оси внутри первой внешней трубы и выполненный с возможностью осевого перемещения внутри первой внешней трубы, первый резьбовой соединитель, закрепленный относительно первой внешней трубы, первый передающий силу резьбовой соединительный элемент, установленный с возможностью осевого перемещения внутри первого резьбового соединителя, проходящий сквозь него, и механически соединенный с первым передающим силу элементом для передачи силы через первый резьбовой соединитель для приложения ее к буровому долоту таким образом, что упомянутая сила включает, по меньшей мере, часть, по существу, непрерывно действующей силы на упомянутом буровом долоте.
37. Буровой снаряд по п.36, в котором первый передающий силу элемент содержит кольцевую тяжелую секцию, имеющую удельный вес, превышающий 10,0, и создающую, по меньшей мере, часть силы для передачи ее через резьбовой соединитель первым передающим силу резьбовым соединительным элементом.
38. Буровой снаряд по п.37, дополнительно содержащий вторую внешнюю трубу, закрепленную относительно первого резьбового соединителя с возможностью ее расположения вблизи бурового долота в буровом снаряде, и второй передающий силу элемент, установленный вдоль оси внутри второй внешней трубы, выполненный с возможностью осевого перемещения внутри второй внешней трубы и механически соединенный с первым передающим силу элементом и первым передающим силу резьбовым соединительным элементом для восприятия упомянутой силы.
39. Буровой снаряд по п.38, дополнительно содержащий второй резьбовой соединитель, закрепленный относительно второй внешней трубы, и второй передающий силу резьбовой соединительный элемент, установленный с возможностью осевого перемещения внутри второго резьбового соединителя, проходящий сквозь него и механически соединенный со вторым передающим силу элементом для передачи упомянутой силы через второй резьбовой соединитель.
40. Буровой снаряд по п.36, в котором первая внешняя труба соединена с бурильной колонной таким образом, что оказывается подвешенной в условиях растяжения, а сила передающего силу элемента направлена вниз к буровому долоту.
41. Буровой снаряд по п.36, в котором первый передающий силу элемент содержит трубчатую конструкцию и дополнительно содержит температурно-компенсированный центратор для центровки первого передающего силу элемента в первой внешней трубе.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US44273703P | 2003-01-27 | 2003-01-27 | |
| US60/442,737 | 2003-01-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005127046A RU2005127046A (ru) | 2006-02-27 |
| RU2308592C2 true RU2308592C2 (ru) | 2007-10-20 |
Family
ID=32850759
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005127046/03A RU2308592C2 (ru) | 2003-01-27 | 2004-01-21 | Буровой снаряд (варианты), способ бурения скважины с использованием бурового снаряда и способ изготовления бурового снаряда |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (5) | US7059429B2 (ru) |
| CN (1) | CN1759228B (ru) |
| CA (1) | CA2514195C (ru) |
| MX (1) | MXPA05008005A (ru) |
| RU (1) | RU2308592C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004070158A2 (ru) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2514195C (en) * | 2003-01-27 | 2010-03-23 | Strataloc Technology Products Llc | Drilling assembly and method |
| GB2415717A (en) * | 2004-06-30 | 2006-01-04 | Schlumberger Holdings | Drill string torsional vibrational damper |
| US7954559B2 (en) * | 2005-04-06 | 2011-06-07 | Smith International, Inc. | Method for optimizing the location of a secondary cutting structure component in a drill string |
| US7748474B2 (en) * | 2006-06-20 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Active vibration control for subterranean drilling operations |
| US7409993B2 (en) * | 2006-08-29 | 2008-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Weight spacer apparatus |
| US7845429B2 (en) * | 2007-12-21 | 2010-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Determining drillstring neutral point based on hydraulic factor |
| US20100258352A1 (en) * | 2009-04-08 | 2010-10-14 | King Saud University | System And Method For Drill String Vibration Control |
| FR2948145B1 (fr) * | 2009-07-20 | 2011-08-26 | Vam Drilling France | Tige de forage et train de tiges de forage correspondant |
| CN102102658A (zh) * | 2009-12-16 | 2011-06-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高温陶瓷泵 |
| US8640795B2 (en) * | 2010-02-01 | 2014-02-04 | Technical Drilling Tools, Ltd. | Shock reduction tool for a downhole electronics package |
| US8875893B2 (en) | 2010-02-05 | 2014-11-04 | Fenwal, Inc. | Medical containers for use in blood collection and processing and medical systems, methods and apparatus for use in blood collection and processing |
| WO2011140016A1 (en) * | 2010-05-03 | 2011-11-10 | Lord Corporation | Computer system and program product for balancing rotating machines |
| WO2012103494A2 (en) * | 2011-01-28 | 2012-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Non-magnetic drill string member with non-magnetic hardfacing and method of making the same |
| US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
| US9091124B2 (en) * | 2011-10-21 | 2015-07-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Wear and buckling resistant drill pipe |
| US9085942B2 (en) | 2011-10-21 | 2015-07-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Repaired wear and buckle resistant drill pipe and related methods |
| CN102536129B (zh) * | 2011-12-30 | 2014-10-01 | 中国地质大学（武汉） | 一种用于智能柔管钻探装置的快速接头 |
| US9534987B2 (en) * | 2012-04-19 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system and method for reducing dead volume in a sample container |
| EP2817662A4 (en) * | 2012-05-17 | 2015-12-02 | Halliburton Energy Services Inc | VARIABLE RIGIDITY BASE TOOL HOUSING |
| US10376627B2 (en) | 2014-03-24 | 2019-08-13 | Fenwal, Inc. | Flexible biological fluid filters |
| US9968738B2 (en) | 2014-03-24 | 2018-05-15 | Fenwal, Inc. | Biological fluid filters with molded frame and methods for making such filters |
| US9796166B2 (en) | 2014-03-24 | 2017-10-24 | Fenwal, Inc. | Flexible biological fluid filters |
| US9782707B2 (en) | 2014-03-24 | 2017-10-10 | Fenwal, Inc. | Biological fluid filters having flexible walls and methods for making such filters |
| US10159778B2 (en) | 2014-03-24 | 2018-12-25 | Fenwal, Inc. | Biological fluid filters having flexible walls and methods for making such filters |
| CN104018787B (zh) * | 2014-05-27 | 2016-09-07 | 南通巨升非晶科技有限公司 | 用于石油开采的螺杆钻具 |
| US10053913B2 (en) | 2014-09-11 | 2018-08-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of determining when tool string parameters should be altered to avoid undesirable effects that would likely occur if the tool string were employed to drill a borehole and method of designing a tool string |
| CN104314481B (zh) * | 2014-10-16 | 2016-04-20 | 中国石油大学(华东) | 钻柱仿生减摩阻方法及自牵引钻具组合 |
| CN107620591B (zh) * | 2015-04-23 | 2020-12-04 | 山东禧龙石油装备有限公司 | 一种钻井工程机械装置的使用方法 |
| CN105350912B (zh) * | 2015-11-12 | 2017-12-22 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种降低滑动定向钻进摩阻的井下工具 |
| US11391091B2 (en) | 2016-08-17 | 2022-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular reaming device |
| WO2018111863A2 (en) * | 2016-12-12 | 2018-06-21 | Lord Corporation | Snubber tool for downhole tool string |
| CN106958419B (zh) * | 2017-05-27 | 2018-08-17 | 河南理工大学 | 矿用锚杆孔螺纹驱动式扩孔钻杆 |
| CN107605410B (zh) * | 2017-07-17 | 2019-04-02 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种增强连续油管钻井水平延伸能力的管柱结构 |
| CN108756754A (zh) * | 2018-04-16 | 2018-11-06 | 中国地质大学（武汉） | 一种柱状岩芯钻取专用钻头 |
| CN108999577B (zh) * | 2018-10-24 | 2024-04-12 | 西南石油大学 | 一种水合物固态流化开采变径双层管连接装置 |
| WO2020172033A1 (en) * | 2019-02-22 | 2020-08-27 | National Oilwell Varco, L.P. | Wear resistant drill pipe |
| CN111980613B (zh) * | 2020-08-31 | 2022-06-03 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | 一种无套管层甲板的海洋钻探工艺 |
| CN114458158B (zh) * | 2022-03-15 | 2023-03-17 | 成都理工大学 | 一种震荡钻井及解卡方法 |
Family Cites Families (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1792941A (en) | 1928-08-27 | 1931-02-17 | Emsco Derrick & Equip Co | Method of placing liners in sleeves for deep-well oil pumps |
| US1792841A (en) * | 1929-10-28 | 1931-02-17 | Bauer Bros Co | Grinding mill |
| US2126075A (en) | 1936-08-24 | 1938-08-09 | Martha H Wright | Drill collar |
| US2814462A (en) | 1954-05-26 | 1957-11-26 | Paul A Medearis | Fluid packed drill collar |
| US2958512A (en) * | 1957-11-21 | 1960-11-01 | Texaco Inc | Weighted drill collar |
| US3062303A (en) | 1960-03-21 | 1962-11-06 | Shell Oil Co | Method and apparatus for controlling hole direction and inclination |
| US3047313A (en) * | 1961-10-27 | 1962-07-31 | Jersey Prod Res Co | Weighted drill collar |
| US3167137A (en) * | 1961-12-19 | 1965-01-26 | Texaco Inc | Weighted drill collar |
| US3195927A (en) | 1962-04-04 | 1965-07-20 | Flexweight Drill Pipe Co Inc | Weight pipe |
| US3179188A (en) * | 1962-09-28 | 1965-04-20 | Jarnett Frank D De | Fluid-packed drill collar |
| US3232638A (en) | 1962-11-26 | 1966-02-01 | American Mach & Foundry | Prestressed tubes and rods |
| US3265091A (en) * | 1962-12-07 | 1966-08-09 | Jarnett Frank D De | Fluid-packed drill pipe |
| US3572771A (en) | 1968-12-31 | 1971-03-30 | United States Steel Corp | Drill-collar construction |
| GB1321302A (en) * | 1970-03-23 | 1973-06-27 | British Iron Steel Research | Skid rail |
| US3706348A (en) | 1971-12-06 | 1972-12-19 | Shell Oil Co | Well deviation control system |
| US3955835A (en) | 1975-02-21 | 1976-05-11 | Farrington Percy L | Gas economizer |
| US4095655A (en) * | 1975-10-14 | 1978-06-20 | Still William L | Earth penetration |
| US4310059A (en) * | 1980-01-21 | 1982-01-12 | Christensen, Inc. | Composite heavy metal drill collar |
| US4278138A (en) | 1980-01-21 | 1981-07-14 | Christensen, Inc. | Composite heavy metal drill collar |
| US4460202A (en) | 1980-11-26 | 1984-07-17 | Chance Glenn G | Intermediate weight drill string member |
| US4771811A (en) | 1984-04-20 | 1988-09-20 | Lor, Inc. | Heavy wall drill pipe and method of manufacture of heavy wall drill pipe |
| US4760889A (en) | 1986-09-19 | 1988-08-02 | Dudman Roy L | High bending strength ratio drill string components |
| SE467366B (sv) | 1987-05-14 | 1992-07-06 | Geologoproutshvatelno Predpr | Stoetabsorberingsanordning vid borrning foer geologiskt prospekteringsarbete |
| US4905776A (en) | 1989-01-17 | 1990-03-06 | Amoco Corporation | Self-balancing drilling assembly and apparatus |
| US6230822B1 (en) | 1995-02-16 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
| US6186249B1 (en) | 1998-01-14 | 2001-02-13 | Thor Bjornstad | Release equipment for a drill string |
| US6145602A (en) | 1999-03-05 | 2000-11-14 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Downhole tool catcher and method |
| US6899187B1 (en) * | 1999-04-30 | 2005-05-31 | Mccarthy Michael Partick | Hollow pole driver |
| US6915875B2 (en) | 1999-06-03 | 2005-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic isolator for downhole applications |
| CA2514195C (en) * | 2003-01-27 | 2010-03-23 | Strataloc Technology Products Llc | Drilling assembly and method |
-
2004
- 2004-01-21 CA CA2514195A patent/CA2514195C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-01-21 MX MXPA05008005A patent/MXPA05008005A/es active IP Right Grant
- 2004-01-21 CN CN200480006755.7A patent/CN1759228B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-01-21 WO PCT/US2004/001538 patent/WO2004070158A2/en active Application Filing
- 2004-01-21 US US10/761,892 patent/US7059429B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-01-21 RU RU2005127046/03A patent/RU2308592C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-06-12 US US11/423,495 patent/US7353888B2/en active Active
-
2008
- 2008-02-25 US US12/036,648 patent/US7730971B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2010
- 2010-05-24 US US12/785,875 patent/US7987926B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2011
- 2011-07-11 US US13/180,013 patent/US20110284291A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005127046A (ru) | 2006-02-27 |
| US20080142266A1 (en) | 2008-06-19 |
| US20110284291A1 (en) | 2011-11-24 |
| WO2004070158A2 (en) | 2004-08-19 |
| WO2004070158A3 (en) | 2005-09-29 |
| CA2514195C (en) | 2010-03-23 |
| US7059429B2 (en) | 2006-06-13 |
| CN1759228B (zh) | 2011-10-05 |
| US7987926B2 (en) | 2011-08-02 |
| US7730971B2 (en) | 2010-06-08 |
| CN1759228A (zh) | 2006-04-12 |
| US20040149492A1 (en) | 2004-08-05 |
| US20070039757A1 (en) | 2007-02-22 |
| CA2514195A1 (en) | 2004-08-19 |
| US7353888B2 (en) | 2008-04-08 |
| MXPA05008005A (es) | 2006-05-31 |
| US20100230167A1 (en) | 2010-09-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2308592C2 (ru) | Буровой снаряд (варианты), способ бурения скважины с использованием бурового снаряда и способ изготовления бурового снаряда | |
| US9376882B2 (en) | Self-energizing annular seal | |
| US4374595A (en) | Metal to metal sealed joint for tubing string | |
| US20050115717A1 (en) | Improved Downhole Tool Liner | |
| US9249632B2 (en) | Vibration damper | |
| BRPI0603277A (pt) | disposição e método de bombeamento alternativo com varetas ocas sem tubulação de produção | |
| WO2013033208A1 (en) | Trapped pressure compensator | |
| US7093654B2 (en) | Downhole component with a pressure equalization passageway | |
| US10077604B2 (en) | Sealing element mounting | |
| US11492853B2 (en) | Tubular string with load transmitting coupling | |
| US9856704B2 (en) | Telescoping slip joint assembly | |
| US10273761B2 (en) | Axial retention connection for a downhole tool | |
| US10724309B2 (en) | Wellbore cement management system | |
| US9988865B2 (en) | Two phase mud flow usage with dual-string drilling system | |
| Dellinger et al. | Directional technology will extend drilling reach | |
| CN106062302B (zh) | 柔性铰刀外壳及钻井系统 | |
| GB2406591A (en) | Centraliser for drill or production strings | |
| CN115698466A (zh) | 流体静力可致动系统及相关方法 | |
| NO20130953A1 (no) | Stigerørskopling |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150122 |