RU2317396C2 - Узел бурового долота для вращательного бурения, выполненный с возможностью регулирования направления и оснащенный направляющим долотом - Google Patents
Узел бурового долота для вращательного бурения, выполненный с возможностью регулирования направления и оснащенный направляющим долотом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2317396C2 RU2317396C2 RU2004104367/03A RU2004104367A RU2317396C2 RU 2317396 C2 RU2317396 C2 RU 2317396C2 RU 2004104367/03 A RU2004104367/03 A RU 2004104367/03A RU 2004104367 A RU2004104367 A RU 2004104367A RU 2317396 C2 RU2317396 C2 RU 2317396C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- guide
- axis
- drilling
- drill
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 4
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 3
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/265—Bi-center drill bits, i.e. an integral bit and eccentric reamer used to simultaneously drill and underream the hole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/62—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/067—Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Используется для направленного бурения ствола скважины в подземный пласт. Позволяет упростить конструкцию долота для направленного бурения. Узел содержит корпус долота, проходящий вдоль центральной продольной оси корпуса долота и имеющий переднюю поверхность корпуса долота на своем переднем конце, причем кольцевая часть передней поверхности корпуса долота снабжена дробящими элементами, направляющее долото, проходящее вдоль центральной продольной оси направляющего долота, при этом направляющее долото частично расположено внутри корпуса долота и выступает из центральной части передней поверхности корпуса долота, шарнирное средство, выполненное с возможностью соединения, обеспечивающего поворот, направляющего долота с корпусом долота таким образом, что ось корпуса долота и ось направляющего долота могут образовывать изменяемый угол отклонения, и регулирующее направление средство, выполненное с возможностью поворота направляющего долота, чтобы регулировать его направление. 12 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к узлу бурового долота для вращательного бурения, который пригоден для направленного бурения ствола скважины в подземный пласт.
Уровень техники
В современных буровых операциях, например, когда бурят скважину на нефтяном или газовом месторождении, зачастую желательно изменять направление бурения во время бурения. Обычно хотят осуществить отклонение направления, в котором продвигается буровое долото на нижнем конце бурильной колонны, от центральной продольной оси нижней части бурильной колонны. С этой целью, в прошлом разработаны несколько систем и способов бурения.
В патенте США №4836301 описаны система и способ направленного бурения. В известной системе буровое долото соединено посредством универсального поворотного механизма к нижнему концу бурильной колонны. Буровое долото может наклоняться таким образом, что продольная ось бурового долота может образовывать малый угол отклонения с осью нижней части бурильной колонны. Известная система также содержит регулирующее направление средство для вращения бурового долота в орбитальном режиме относительно нижней части бурильной колонны. Это регулирующее направление средство содержит дефлектор потока для приложения гидродинамического усилия с целью азимутального вращения наклоняемого бурового долота относительно нижней части бурильной колонны, если это необходимо.
При нормальной работе известной системы бурильную колонну с буровым долотом на ее конце приводят во вращение, а буровое долото наклоняется и совершает противоположно направленное вращение в орбитальном режиме относительно нижней части бурильной колонны, так что ось бурового долота остается геостационарной.
Известная система имеет недостаток, заключающийся в том, что она требует приложения больших усилий наклона к долоту, и в том, что для универсального поворотного механизма требуется сложный, но устойчивый к внешним воздействиям (робастный) механизм, чтобы выдерживать одновременное воздействие усилий наклона и бурения.
Другие системы, известные в данной области техники, основаны на изгибе нижней части буровой колонны выше бурового долота, или на проталкивании бурового долота в желаемом направлении путем приложения боковых усилий к валу бурового долота.
Упомянутые другие системы также требуют сложных и робастных механизмов для приложения больших усилий наклона к долоту.
Раскрытие изобретения
Задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы разработать усовершенствованное буровое долото и узел бурового долота, пригодный для направленного бурения ствола скважины, который механически проще известных систем.
Дополнительная задача изобретения заключается в том, чтобы разработать усовершенствованный способ направленного бурения ствола скважины.
С этой целью, в настоящем изобретении предложен узел бурового долота для вращательного бурения, пригодный для направленного бурения ствола скважины в подземный пласт, причем узел бурового долота содержит корпус долота, проходящий вдоль центральной продольной оси корпуса долота, при этом корпус долота имеет переднюю поверхность корпуса долота на своем переднем конце и крепится к бурильной колонне своим противоположным концом, причем кольцевая часть передней поверхности корпуса долота снабжена одним или более дробящими элементами, направляющее долото, проходящее вдоль центральной продольной оси направляющего долота, при этом направляющее долото частично расположено внутри корпуса долота и выступает из центральной части передней поверхности корпуса долота, причем направляющее долото имеет переднюю поверхность направляющего долота на своем переднем конце, снабженную одним или более дробящими элементами, шарнирное средство, выполненное с возможностью соединения, обеспечивающего поворот, направляющего долота с корпусом долота таким образом, что ось корпуса долота и ось направляющего долота могут образовывать изменяемый угол отклонения, и регулирующее направление средство, выполненное с возможностью поворота направляющего долота, чтобы регулировать направление бурения при нормальной работе.
Буровое долото, соответствующее изобретению, содержит корпус долота направляющее долото и шарнирное средство.
Предложен также способ направленного бурения ствола скважины в подземный пласт породы, включающий в себя этапы, на которых
- обеспечивают буровое долото для вращательного бурения, прикрепляемое к нижнему концу бурильной колонны, причем буровое долото для вращательного бурения содержит корпус долота, проходящий вдоль оси корпуса долота соосно с нижней частью бурильной колонны и имеющий переднюю поверхность корпуса долота на своем переднем конце, причем кольцевая часть передней поверхности корпуса долота снабжена одним или более дробящими элементами, и
направляющее долото, проходящее вдоль оси направляющего долота и выступающее из центральной части передней поверхности корпуса долота, причем направляющее долото имеет переднюю поверхность направляющего долота на своем переднем конце, снабженную одним или более дробящими элементами, и направляющее долото выполнено с возможностью поворота относительно корпуса долота таким образом, что ось корпуса долота и ось направляющего долота могут образовывать некоторый угол отклонения,
- устанавливают направляющее долото вдоль оси направляющего долота под выбранным углом отклонения относительно оси корпуса долота,
- одновременно прикладывают крутящий момент бурения вокруг оси направляющего долота к направляющему долоту и крутящий момент бурения вокруг оси корпуса долота к корпусу долота, и
при этом поддерживают ориентацию оси направляющего долота в пространстве, по существу, постоянной во время, по меньшей мере, одного оборота корпуса долота вокруг оси корпуса долота.
При наличии поворачиваемого направляющего долота, передняя поверхность которого расположена на некотором расстоянии впереди передней поверхности корпуса долота, можно бурить наклонный контрольный участок ствола скважины, при этом глубина приблизительно равна расстоянию между передней поверхностью направляющего долота и передней поверхностью корпуса долота. Благодаря меньшему размеру направляющего долота, для направляющего долота необходимо меньшее усилие наклона по сравнению с наклоном непосредственно всего бурового долота в целом. Контрольный участок ствола скважины служит в качестве направляющей для режущего воздействия корпуса долота. Направляющее долото на контрольном участке ствола скважины прикладывает направляющее усилие к корпусу долота и тем самым направляет или воздействует на корпус долота, включая прикрепленную к нему бурильную колонну, в желаемом направлении. Направляющее усилие на корпусе долота действует около передней поверхности корпуса долота, и поэтому скорее тащит, нежели подталкивает корпус долота в желаемом направлении, и это является фундаментальным различием с системами и способами направленного бурения, известными в данной области техники.
Вообще говоря, крутящий момент бурения можно приложить к направляющему долоту независимо от крутящего момента бурения, сообщаемого корпусу долота от бурильной колонны. Соответственно, направляющее долото приводится в движение крутящим моментом бурения, сообщаемым бурильной колонной. В этом случае, если нужно пробурить прямой ствол скважины, то регулирование направления не требуется, и буровое долото сможет работать аналогично обычному буровому долоту для вращательного бурения. Для передачи крутящего момента бурения от бурильной колонны к направляющему долоту можно с выгодой предусмотреть шарнирное средство, неподвижно соединяемое с корпусом долота. В предпочтительном варианте, шарнирное средство синхронизирует по крутящему моменту направляющее долото с корпусом долота, так что один оборот корпуса долота вокруг оси корпуса долота приводит к одному обороту направляющего долота вокруг оси направляющего долота. Вместе с тем, следует понять, что можно предусмотреть механизм зубчатой передачи, под воздействием которого направляющее долото сможет вращаться с иной угловой скоростью, нежели корпус долота. Направляющее долото также можно приводить в движение от другого источника движения, не связанного непосредственно с воздействием вращения бурильной колонны, например это может быть гидравлический забойный двигатель.
В случае совместного вращения каждого из направляющего долота и корпуса долота вокруг своей собственной соответствующей продольной оси направляющее долото надлежащим образом поворачивается, так что ось направляющего долота совершает орбитальное движение относительно оси корпуса долота в противоположном направлении и с такой же угловой скоростью вращения, как корпус долота. Таким образом, ось направляющего долота можно поддерживать, по существу, стационарной в пространстве относительно не вращающейся окружающей среды. Чтобы обеспечить орбитальное движение, шарнирное средство представляет собой сферическое шарнирное средство, которое обеспечивает азимутальное вращение направляющего долота вокруг оси корпуса долота с одновременным поворотом оси направляющего долота при ненулевом угле отклонения.
Ниже приводится более подробное описание изобретения со ссылками на фиг.1.
Осуществление изобретения
На чертеже условно изображен пример узла 1 бурового долота для вращательного бурения, пригодного для направленного бурения ствола скважины в подземный пласт в соответствии с настоящим изобретением. Узел 1 бурового долота содержит буровое долото 2, имеющее корпус 3 бурового долота, который неподвижно соединен с нижним концом бурильной колонны 5 труб. Корпус 3 бурового долота проходит от бурильной колонны 5 вдоль центральной продольной оси 8 корпуса долота и имеет переднюю поверхность 10 корпуса бурового долота на своем переднем конце. Передняя поверхность 10 корпуса долота снабжена дробящими элементами в форме поликристаллических алмазных режущих вставок 12, которые расположены вокруг центрального отверстия 14 в передней поверхности 10 корпуса долота и поэтому образуют кольцевую часть передней поверхности 10 корпуса долота. Эти режущие вставки имеют подходящую конструкцию, обеспечивающую возможность беспрепятственного бокового резания.
Корпус 3 долота снабжен центральным продольным каналом 16, обеспечивающим сообщение посредством текучей среды между внутренним пространством бурильной колонны 5 и отверстием 14 корпуса 3 долота. Канал 16 сбоку от отверстия 14 снабжен рукавом 18, который соединен с корпусом 3 долота. Кроме того, предусмотрены насадки 19 для текучей среды, которые сообщаются посредством текучей среды с каналом 16.
Буровое долото 2 также содержит направляющее долото 20, которое частично расположено внутри корпуса 3 долота и выступает из центрального отверстия 14 передней поверхности 10 корпуса долота. На своем переднем конце направляющее долото 20 имеет переднюю поверхность 25 направляющего долота, которая снабжена дробящими элементами в форме поликристаллических алмазных режущих вставок 27. Направляющее долото также снабжено насадками 28 для текучей среды, которые сообщаются посредством текучей среды с каналом 16. Направляющее долото 20 также имеет калибрующую сторону 29.
Направляющее долото 20 соединено с корпусом 3 долота с помощью сферического шарнирного средства, расположенного на переднем конце рукава 18 и условно обозначенного позицией 30. Это сферическое шарнирное средство 30 обеспечивает поворот направляющего долота 20 относительно корпуса 3 долота таким образом, что центральная продольная ось 32 направляющего долота и ось 8 корпуса долота могут образовывать ненулевой угол отклонения. На чертеже направляющее долото показано поворачиваемым вокруг оси (не показана), перпендикулярной плоскости чертежа, а угол отклонения обозначен символом α. Сферическое шарнирное средство 30 также обеспечивает вращение направляющего долота вокруг оси 8 корпуса долота с одновременным поворотом оси направляющего долота на ненулевой угол отклонения.
Сферическое шарнирное средство 30 также выполнено с возможностью синхронизации по крутящему моменту направляющего долота 20 с корпусом 3 долота, так что один оборот корпуса 3 долота вокруг оси 8 корпуса долота приводит к одному обороту направляющего долота 20 вокруг оси 32 направляющего долота.
Сферическое шарнирное средство можно с удобством сконструировать на основе шарнира, известного в данной области техники как универсальный шарнир. К широко известным типам универсальных шарниров относятся шарниры Гука, Бендикса-Вейса, Рцеппа, Тракта или сдвоенные карданные шарниры (сдвоенные универсальные шарниры с крестовиной). Преимущество карданного шарнира заключается в том, что для направляющего долота не требуется отдельный источник движения и отдельная бурильная колонна, и в том, что направляющее долото и корпус долота вращаются совместно с одинаковой средней угловой скоростью, так что усилия абразивного истирания в шарнирном средстве можно свести к минимуму.
Узел 1 бурового долота также содержит регулирующее направление средство для регулирования направления бурового долота 2, обозначенное как единое целое позицией 40. Регулирующее направление средство 40 выполнено с возможностью поворота направляющего долота 20 для регулирования направления бурового долота 2. С этой целью регулирующее направление средство содержит регулирующий направление рычаг 42, проходящий от контактного средства 45 с шарнирным средством 30 до точки 47 сочленения рычагов в канале 16 корпуса 3 долота. Контактное средство 45 и точка 47 сочленения рычагов расположены вдоль оси 32 направляющего долота. Контактное средство 45 имеет форму подшипника (не показан), который обеспечивает вращение направляющего долота 20 вокруг оси 32 направляющего долота относительно регулирующего направление рычага 42. Путем перемещения точки 47 сочленения рычагов можно поворачивать направляющее долото, а благодаря тому, что контактное средство выполнено в форме подшипника, можно регулировать ориентацию (направление) направляющего долота независимо от вращения направляющего долота.
Чтобы направляющее долото 20 могло бурить в определенном направлении, нужно ориентировать регулирующий направление рычаг 42, а точку 47 сочленения рычагов устанавливать надлежащим образом, чтобы она оставалась геостационарной во время вращения корпуса 3 долота. Такое позиционирование реализуют с помощью позиционирующего рычага 52 регулирующего направление средства, причем этот позиционирующий рычаг 52 соединен одним концом с точкой 47 сочленения рычагов. Для компенсации вращения корпуса 3 долота предусмотрено вращающее средство в форме шагового электродвигателя 55, который соединен с другим концом позиционирующего рычага 52. Кожух шагового электродвигателя 55 расположен с соблюдением фиксированной ориентации относительно бурильной колонны 5 и корпуса 3 долота. Точку 47 сочленения рычагов можно поддерживать в некотором геостационарном положении путем вращения позиционирующего рычага 52 относительно корпуса 3 долота вокруг оси 8 корпуса долота в противоположном направлении и с такой же угловой скоростью, как у вращающегося корпуса 3 долота, с одновременным поддержанием постоянного смещения точки 47 сочленения рычагов от оси 8 корпуса долота.
Регулирующее направление средство также содержит блок 58 датчиков направления для измерения данных с целью определения фактической траектории бурения бурового долота, блок 60 связи с поверхностью, включающий в себя генератор импульсов бурового раствора, и блок 62 управления регулированием направления, предназначенный для управления позиционированием и вращением регулирующего направление рычага 42 в ответ на данные из блока 60 датчиков направления, на данные об угловой скорости бурильной колонны и/или на команды, получаемые с поверхности.
Рукав 18 со сферическим шарнирным средством 30 и прикрепленным направляющим долотом 20 образует ограждающий элемент для канала 16. Как показано на чертеже, этот ограждающий элемент предотвращает доступ из внутреннего пространства бурильной колонны 5 в пространство снаружи корпуса долота в стволе скважины через отверстие 14. Рукав 18 может быть прикреплен с возможностью снятия к корпусу 3 долота, например, с помощью защелочного механизма (не показан), расположенного таким образом, что ограждающий элемент можно избирательно соединять с корпусом долота и отсоединять от него. Когда ограждающий элемент снят, возможен доступ в пространство снаружи корпуса долота в стволе скважины из внутреннего пространства бурильной колонны через отверстие 14.
Ниже приводится описание нормальной работы в конкретном варианте осуществления, показанном на чертеже. Если нужно пробурить прямой ствол скважины, ось 32 направляющего долота выравнивают с осью 8 корпуса долота, а с этой целью перемещают точку 47 сочленения рычагов в некоторое место на оси 8 корпуса долота. Прикладывая крутящий момент бурения и нагрузку бурения к буровому долоту 2, добиваются совместного вращения направляющего долота и корпуса долота ввиду того, что сферический шарнир 30 обеспечивает синхронизацию по крутящему моменту, и буровое долото будет работать аналогично обычному буровому долоту со сходной общей геометрией. В частности, в этой ситуации не нужно вращать регулирующий направление рычаг 42 относительно корпуса 3 долота с помощью шагового электродвигателя 55.
Если затем нужно пробурить искривленный ствол скважины, осуществляют установку оси 32 направляющего долота с отклонением от оси 8 корпуса долота путем отвода точки 47 сочленения рычагов от оси корпуса долота. С этой целью блок управления регулированием направления осуществляет надлежащее регулирование положения позиционирующего рычага 52, так что регулирующий направление рычаг 42 приобретает желаемую ориентацию в пространстве (т.е. угол отклонения и азимутальную ориентацию). Угол отклонения между осью корпуса долота и осью направляющего долота можно задавать, например, в диапазоне от 1 до 5 градусов, но возможны также большие или меньшие значения.
Крутящий момент бурения прикладывается к корпусу 3 долота и одновременно - через сферическое шарнирное средство 30 - к направляющему долоту 20, так что это направляющее долото продвигается в пласт, направляясь регулирующим направление рычагом. Шаговый электродвигатель 55 срабатывает, обеспечивая противодействие вращению корпуса долота за счет вращения позиционирующего рычага 52, так что регулирующий направление рычаг 42 остается, по существу, геостационарным во время, по меньшей мере, одного оборота корпуса 3 долота. Направляющее долото 20 формирует контрольный участок ствола скважины, который отклоняется от оси 8 корпуса долота, вследствие чего корпус 3 долота поворачивается в направлении контрольного участка ствола скважины под воздействием направляющего усилия, прикладываемого направляющим долотом через шарнирное средство. Калибрующая сторона 29 направляющего долота 20, которая подвергается воздействию усилий абразивного истирания, возникающих в результате контакта с пластом на контрольном участке ствола скважины, имеет надлежащую конструкцию, позволяющую минимизировать абразивное истирание. Калибрующая сторона 29 может быть изготовлена, например, из алмаза или может включать в себя калибровочные защитные элементы в форме поликристаллических алмазных режущих вставок (ПАРВ).
Оперативный контроль фактического общего направления бурения осуществляется блоком 58 датчиков направления. Данные, полученные из блока датчиков направления, и/или команды, получаемые с земли посредством блока 60 связи с поверхностью, обрабатываются блоком 62 управления регулированием направления. Затем блок управления регулированием направления управляет регулирующим направление рычагом, обеспечивая совпадение желаемой и фактической траекторий бурения.
Направлением бурения можно управлять путем изменения ориентации направляющего долота (регулирующего направление рычага) в пространстве (величины угла отклонения и азимутальной ориентации), соответственно длящегося больше времени, чем один оборот корпуса долота. Регулирующее направление средство может быть выполнено с возможностью непрерывного задания величины или с возможностью переключения между предварительно определенным ненулевым углом отклонения и нулевым углом отклонения. Предварительно определенный угол отклонения может быть максимальным углом отклонения шарнирного средства.
Claims (13)
1. Узел бурового долота для вращательного бурения, пригодный для направленного бурения ствола скважины в подземный пласт, причем узел бурового долота содержит корпус долота, проходящий вдоль центральной продольной оси корпуса долота, при этом корпус долота имеет переднюю поверхность корпуса долота на своем переднем конце и крепится к бурильной колонне своим противоположным концом, причем кольцевая часть передней поверхности корпуса долота снабжена одним или более дробящими элементами, направляющее долото, проходящее вдоль центральной продольной оси направляющего долота, при этом направляющее долото частично расположено внутри корпуса долота и выступает из центральной части передней поверхности корпуса долота, причем направляющее долото имеет переднюю поверхность направляющего долота на своем переднем конце, снабженную одним или более дробящими элементами, шарнирное средство, выполненное с возможностью соединения, обеспечивающего поворот направляющего долота с корпусом долота таким образом, что ось корпуса долота и ось направляющего долота могут образовывать изменяемый угол отклонения, и регулирующее направление средство, выполненное с возможностью поворота направляющего долота, чтобы регулировать направление бурения при нормальной работе.
2. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.1, в котором шарнирное средство является сферическим шарнирным средством.
3. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.1, в котором шарнирное средство также выполнено с возможностью синхронизации по крутящему моменту направляющего долота с корпусом долота.
4. Узел бурового долота для вращательного бурения по любому из пп.1-3, в котором для бурения с постоянным ненулевым углом отклонения регулирующее направление средство выполнено с возможностью поворота направляющего долота относительно корпуса долота таким образом, что ориентация оси направляющего долота в пространстве остается, по существу, постоянной во время, по меньшей мере, одного оборота корпуса долота вокруг оси корпуса долота.
5. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.4, в котором регулирующее направление средство содержит регулирующий направление рычаг, проходящий, по существу, вдоль оси направляющего долота от контактной конструкции с шарнирным средством до точки сочленения рычагов в пределах внутреннего пространства корпуса долота, и при этом направляющее долото можно поворачивать путем изменения положения точки сочленения рычагов относительно корпуса долота.
6. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.5, в котором регулирующее направление средство также содержит вращающее средство, соединенное с корпусом долота, и при этом точка сочленения рычагов задается таким образом, что остается, по существу, на своем месте в пространстве с помощью вращающего средства, которое выполнено с возможностью вращения точки сочленения рычагов относительно корпуса долота вокруг оси корпуса долота, с постоянным смещением от оси корпуса долота, в противоположном направлении и с той же угловой скоростью, что и вращающийся корпус долота.
7. Узел бурового долота для вращательного бурения по любому из пп.5 и 6, в котором контактная конструкция с шарнирным средством содержит подшипник, выполненный с возможностью обеспечения вращения шарнирного средства вокруг оси направляющего долота относительно регулирующего направление рычага.
8. Узел бурового долота для вращательного бурения по любому из пп.1-3, 5, 6, в котором регулирующее направление средство также содержит средство управления регулированием направления, выполненное с возможностью управления ориентацией регулирующего направление рычага во время нормальной работы.
9. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.4, в котором регулирующее направление средство также содержит средство управления регулированием направления, выполненное с возможностью управления ориентацией регулирующего направление рычага во время нормальной работы.
10. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.7, в котором регулирующее направление средство также содержит средство управления регулированием направления, выполненное с возможностью управления ориентацией регулирующего направление рычага во время нормальной работы.
11. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.8, в котором средство управления регулированием направления содержит один или более таких блоков, как блок датчиков направления, блок связи с поверхностью, вращающее средство для вращения точки сочленения рычагов вокруг оси корпуса долота.
12. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.9 или 10, в котором средство управления регулированием направления содержит один или более таких блоков, как блок датчиков направления, блок связи с поверхностью, вращающее средство для вращения точки сочленения рычагов вокруг оси корпуса долота.
13. Узел бурового долота для вращательного бурения по п.1, в котором корпус долота снабжен каналом, обеспечивающим сообщение посредством текучей среды между внутренним пространством прикрепленного бурового долота и внешним пространством ствола скважины вокруг корпуса долота, и съемным ограждающим элементом, выполненным с возможностью избирательного закрывания канала, причем ограждающий элемент содержит направляющее буровое долото.
Приоритет: 16.07.2001-пп.1-1,3.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP01306106.4 | 2001-07-16 | ||
| EP01306106 | 2001-07-16 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004104367A RU2004104367A (ru) | 2005-06-27 |
| RU2317396C2 true RU2317396C2 (ru) | 2008-02-20 |
Family
ID=8182110
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004104367/03A RU2317396C2 (ru) | 2001-07-16 | 2002-07-16 | Узел бурового долота для вращательного бурения, выполненный с возможностью регулирования направления и оснащенный направляющим долотом |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7207398B2 (ru) |
| EP (1) | EP1407110B1 (ru) |
| CN (1) | CN100347397C (ru) |
| AR (1) | AR034780A1 (ru) |
| CA (1) | CA2453353C (ru) |
| DE (1) | DE60206276T2 (ru) |
| NO (1) | NO20040173L (ru) |
| RU (1) | RU2317396C2 (ru) |
| WO (1) | WO2003008754A1 (ru) |
Families Citing this family (110)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2512833C (en) * | 2003-01-15 | 2011-04-19 | Shell Canada Limited | Wellstring assembly |
| GB2415721B (en) | 2003-01-15 | 2006-12-13 | Baker Hughes Inc | Short radium whipstock system |
| CN1791732B (zh) * | 2003-05-21 | 2010-09-08 | 国际壳牌研究有限公司 | 具有下扩眼部和稳定部的钻头和钻井系统 |
| US7287604B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Steerable bit assembly and methods |
| CN101300400B (zh) * | 2005-10-11 | 2011-02-16 | 罗纳德·乔治·民舒尔 | 自动致动的扩孔器 |
| US8528664B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole mechanism |
| US8225883B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole percussive tool with alternating pressure differentials |
| US7360610B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-04-22 | Hall David R | Drill bit assembly for directional drilling |
| US7753144B2 (en) | 2005-11-21 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit with a retained jack element |
| US8522897B2 (en) * | 2005-11-21 | 2013-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
| US7641003B2 (en) | 2005-11-21 | 2010-01-05 | David R Hall | Downhole hammer assembly |
| US7967082B2 (en) | 2005-11-21 | 2011-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole mechanism |
| US8408336B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Flow guide actuation |
| US8130117B2 (en) | 2006-03-23 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit with an electrically isolated transmitter |
| US8297375B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole turbine |
| US8205688B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-06-26 | Hall David R | Lead the bit rotary steerable system |
| US7549489B2 (en) | 2006-03-23 | 2009-06-23 | Hall David R | Jack element with a stop-off |
| US7571780B2 (en) * | 2006-03-24 | 2009-08-11 | Hall David R | Jack element for a drill bit |
| US8360174B2 (en) * | 2006-03-23 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
| US7730972B2 (en) * | 2005-11-21 | 2010-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole turbine |
| US8297378B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Turbine driven hammer that oscillates at a constant frequency |
| US7506706B2 (en) * | 2005-11-21 | 2009-03-24 | Hall David R | Retaining element for a jack element |
| US8316964B2 (en) | 2006-03-23 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit transducer device |
| US7900720B2 (en) * | 2006-01-18 | 2011-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drive shaft connection |
| US7661487B2 (en) | 2006-03-23 | 2010-02-16 | Hall David R | Downhole percussive tool with alternating pressure differentials |
| US7694756B2 (en) | 2006-03-23 | 2010-04-13 | Hall David R | Indenting member for a drill bit |
| USD620510S1 (en) | 2006-03-23 | 2010-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit |
| US8122980B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary drag bit with pointed cutting elements |
| US9051795B2 (en) | 2006-08-11 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drill bit |
| US9316061B2 (en) | 2006-08-11 | 2016-04-19 | David R. Hall | High impact resistant degradation element |
| US8616305B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fixed bladed bit that shifts weight between an indenter and cutting elements |
| US8215420B2 (en) | 2006-08-11 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | Thermally stable pointed diamond with increased impact resistance |
| US7637574B2 (en) | 2006-08-11 | 2009-12-29 | Hall David R | Pick assembly |
| US8590644B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drill bit |
| US8567532B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Cutting element attached to downhole fixed bladed bit at a positive rake angle |
| US9145742B2 (en) | 2006-08-11 | 2015-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pointed working ends on a drill bit |
| US8622155B2 (en) | 2006-08-11 | 2014-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Pointed diamond working ends on a shear bit |
| US7871133B2 (en) | 2006-08-11 | 2011-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Locking fixture |
| US8240404B2 (en) | 2006-08-11 | 2012-08-14 | Hall David R | Roof bolt bit |
| US8449040B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-05-28 | David R. Hall | Shank for an attack tool |
| US7669674B2 (en) | 2006-08-11 | 2010-03-02 | Hall David R | Degradation assembly |
| US7886851B2 (en) * | 2006-08-11 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit nozzle |
| US8714285B2 (en) | 2006-08-11 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for drilling with a fixed bladed bit |
| US8191651B2 (en) | 2006-08-11 | 2012-06-05 | Hall David R | Sensor on a formation engaging member of a drill bit |
| US20080035389A1 (en) | 2006-08-11 | 2008-02-14 | Hall David R | Roof Mining Drill Bit |
| US8443915B2 (en) * | 2006-09-14 | 2013-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Through drillstring logging systems and methods |
| US8960337B2 (en) | 2006-10-26 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | High impact resistant tool with an apex width between a first and second transitions |
| US9068410B2 (en) | 2006-10-26 | 2015-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Dense diamond body |
| US7954401B2 (en) | 2006-10-27 | 2011-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of assembling a drill bit with a jack element |
| AU2007334141B2 (en) * | 2006-12-15 | 2014-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | System for steering a drill string |
| US8839888B2 (en) | 2010-04-23 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Tracking shearing cutters on a fixed bladed drill bit with pointed cutting elements |
| US20110240369A1 (en) * | 2010-04-01 | 2011-10-06 | Hall David R | Downhole Steerable Hammer Element |
| USD674422S1 (en) | 2007-02-12 | 2013-01-15 | Hall David R | Drill bit with a pointed cutting element and a shearing cutting element |
| USD678368S1 (en) | 2007-02-12 | 2013-03-19 | David R. Hall | Drill bit with a pointed cutting element |
| AU2008237984B2 (en) * | 2007-04-12 | 2011-11-03 | Schlumberger Holdings Limited | Drill bit assembly and method of performing an operation in a wellbore |
| US7866416B2 (en) | 2007-06-04 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Clutch for a jack element |
| GB0710891D0 (en) * | 2007-06-07 | 2007-07-18 | Anderguage Ltd | Drilling apparatus |
| US7721826B2 (en) | 2007-09-06 | 2010-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole jack assembly sensor |
| US7967083B2 (en) | 2007-09-06 | 2011-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Sensor for determining a position of a jack element |
| GB2455731B (en) | 2007-12-19 | 2010-03-10 | Schlumberger Holdings | Directional drilling system |
| US8540037B2 (en) | 2008-04-30 | 2013-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Layered polycrystalline diamond |
| WO2009147072A2 (en) * | 2008-06-02 | 2009-12-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Drill bit and method for inserting, expanding, collapsing, and retrieving drill bit |
| US8960329B2 (en) * | 2008-07-11 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes |
| US9915138B2 (en) | 2008-09-25 | 2018-03-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drill bit with hydraulically adjustable axial pad for controlling torsional fluctuations |
| US7971662B2 (en) * | 2008-09-25 | 2011-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with adjustable steering pads |
| US8205686B2 (en) * | 2008-09-25 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with adjustable axial pad for controlling torsional fluctuations |
| GB2464481B (en) | 2008-10-16 | 2011-11-02 | Dynamic Dinosaurs Bv | Method for installing sensors in a borehole |
| US8061455B2 (en) * | 2009-02-26 | 2011-11-22 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with adjustable cutters |
| GB0906211D0 (en) | 2009-04-09 | 2009-05-20 | Andergauge Ltd | Under-reamer |
| US8701799B2 (en) | 2009-04-29 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit cutter pocket restitution |
| US8087479B2 (en) * | 2009-08-04 | 2012-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with an adjustable steering device |
| US8307914B2 (en) * | 2009-09-09 | 2012-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bits and methods of drilling curved boreholes |
| CN101806196A (zh) * | 2010-03-26 | 2010-08-18 | 毛杰 | 一种复合型旋挖钻机钻孔机构 |
| US8550190B2 (en) | 2010-04-01 | 2013-10-08 | David R. Hall | Inner bit disposed within an outer bit |
| US8418784B2 (en) | 2010-05-11 | 2013-04-16 | David R. Hall | Central cutting region of a drilling head assembly |
| US9080387B2 (en) * | 2010-08-03 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Directional wellbore control by pilot hole guidance |
| WO2012030926A2 (en) * | 2010-08-31 | 2012-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with adjustable side force |
| US8820440B2 (en) * | 2010-10-01 | 2014-09-02 | David R. Hall | Drill bit steering assembly |
| US8333254B2 (en) | 2010-10-01 | 2012-12-18 | Hall David R | Steering mechanism with a ring disposed about an outer diameter of a drill bit and method for drilling |
| GB2486898A (en) | 2010-12-29 | 2012-07-04 | Nov Downhole Eurasia Ltd | A downhole tool with at least one extendable offset cutting member for reaming a bore |
| CN103061671B (zh) * | 2011-10-24 | 2014-12-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 井下减阻降扭器 |
| CN102561951A (zh) * | 2012-01-14 | 2012-07-11 | 中国石油天然气集团公司 | 一种双级双速钻井工具 |
| US9556677B2 (en) | 2012-02-17 | 2017-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
| CA2975908C (en) * | 2012-02-17 | 2019-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
| US9441420B2 (en) * | 2012-04-09 | 2016-09-13 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for forming a lateral wellbore |
| CN102704843A (zh) * | 2012-05-09 | 2012-10-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 领眼高效钻头 |
| CA2875197C (en) * | 2012-06-06 | 2019-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with hydraulically adjustable axial pad for controlling torsional fluctuations |
| US9695641B2 (en) * | 2012-10-25 | 2017-07-04 | National Oilwell DHT, L.P. | Drilling systems and fixed cutter bits with adjustable depth-of-cut to control torque-on-bit |
| CA2920074C (en) * | 2013-08-05 | 2021-03-30 | Geonex Oy | Method for steering a direction of a drilling device drilling a hole into the ground |
| GB2533731B (en) | 2013-11-14 | 2020-08-05 | Halliburton Energy Services Inc | Method and apparatus for ranging to a nearby well from ahead of a drill bit |
| US9782840B2 (en) | 2014-07-01 | 2017-10-10 | James Edwin Funk | Safety drilling tool |
| EP3656969B1 (en) * | 2014-12-29 | 2021-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling assembly having a tilted or offset driveshaft |
| US11261667B2 (en) * | 2015-03-24 | 2022-03-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting directional drilling apparatus and methods for drilling directional wells |
| CN105156039A (zh) * | 2015-07-07 | 2015-12-16 | 西南石油大学 | 一种主动伸缩式复合钻头 |
| US10655394B2 (en) * | 2015-07-09 | 2020-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling apparatus with fixed and variable angular offsets |
| CN105178863B (zh) * | 2015-09-16 | 2018-03-27 | 胜利油田盛辉石油技术开发有限责任公司 | 一种新型石油钻头 |
| CN105317377B (zh) * | 2015-11-17 | 2017-08-04 | 中国石油大学(华东) | 中心差压式钻头 |
| CN106812469A (zh) * | 2015-11-27 | 2017-06-09 | 成都百施特金刚石钻头有限公司 | 双心井下扩眼工具体 |
| CA3013075A1 (en) | 2016-02-16 | 2017-08-24 | Extreme Rock Destruction LLC | Drilling machine |
| US10907412B2 (en) | 2016-03-31 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Equipment string communication and steering |
| US10890030B2 (en) | 2016-12-28 | 2021-01-12 | Xr Lateral Llc | Method, apparatus by method, and apparatus of guidance positioning members for directional drilling |
| US11255136B2 (en) | 2016-12-28 | 2022-02-22 | Xr Lateral Llc | Bottom hole assemblies for directional drilling |
| CN106703701A (zh) | 2017-01-20 | 2017-05-24 | 中国石油大学(华东) | 脉动冲击产生机构及含有该产生机构的中心差压钻头 |
| EP3399138B1 (en) | 2017-05-01 | 2024-02-07 | Vermeer Manufacturing Company | Dual rod directional drilling system |
| WO2019014142A1 (en) | 2017-07-12 | 2019-01-17 | Extreme Rock Destruction, LLC | LATERALLY ORIENTED CUTTING STRUCTURES |
| US11180962B2 (en) | 2018-11-26 | 2021-11-23 | Vermeer Manufacturing Company | Dual rod directional drilling system |
| CN110671050B (zh) * | 2019-09-29 | 2020-12-25 | 北京工业大学 | 指向式旋转导向钻井工具 |
| US11795763B2 (en) | 2020-06-11 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tools having radially extendable elements |
| CN112593859A (zh) * | 2020-11-08 | 2021-04-02 | 张新华 | 一种建筑施工用同心双轴旋转式土石方钻挖装置 |
| CN113846972B (zh) * | 2021-10-26 | 2023-08-11 | 国能神东煤炭集团有限责任公司 | 一种扩孔装置和扩孔方法 |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2018007A (en) * | 1933-12-19 | 1935-10-22 | William G Brewster | Sidetracking tool |
| US2179010A (en) | 1938-06-17 | 1939-11-07 | Martha H Wright | Well bit |
| US2284580A (en) | 1940-02-28 | 1942-05-26 | Archer W Kammerer | Well drilling bit |
| US3052838A (en) | 1957-09-23 | 1962-09-04 | Sun Oil Co | Bore hole logging apparatus |
| US3112442A (en) | 1960-02-19 | 1963-11-26 | Sun Oil Co | Bore hole logging apparatus having separate landing member means to position a recording instrument casing above a drill bit |
| US3429387A (en) | 1967-03-06 | 1969-02-25 | Cicero C Brown | Pump out drill bit |
| US3700049A (en) | 1970-10-02 | 1972-10-24 | Inst Francais Du Petrole | Device for connecting a drill bit to a drill string provided with a penetrometer |
| US4446935A (en) * | 1979-03-28 | 1984-05-08 | Reed Tool Company (Delaware) | Intermittent high-drag oil well drilling bit |
| SU1049647A1 (ru) | 1982-02-10 | 1983-10-23 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Ступенчатый буровой снар д |
| US4932005A (en) | 1983-01-04 | 1990-06-05 | Birdwell J C | Fluid means for data transmission |
| AU2907484A (en) | 1983-06-27 | 1985-01-03 | N L Industries Inc. | Drill stem logging system |
| GB2190411B (en) | 1986-05-16 | 1990-02-21 | Shell Int Research | Apparatus for directional drilling. |
| BE1003502A6 (nl) | 1989-04-28 | 1992-04-07 | Smet Marc Jozef Maria | Stuurbare boormol. |
| US4974688A (en) | 1989-07-11 | 1990-12-04 | Public Service Company Of Indiana, Inc. | Steerable earth boring device |
| DE3927625A1 (de) * | 1989-08-22 | 1991-02-28 | Gerhard Bihler | Bohrkopf fuer meisseldirektantriebe |
| US5103919A (en) * | 1990-10-04 | 1992-04-14 | Amoco Corporation | Method of determining the rotational orientation of a downhole tool |
| US5244050A (en) | 1992-04-06 | 1993-09-14 | Rock Bit International, Inc. | Rock bit with offset tool port |
| US5503236A (en) * | 1993-09-03 | 1996-04-02 | Baker Hughes Incorporated | Swivel/tilting bit crown for earth-boring drills |
| CA2127476C (en) | 1994-07-06 | 1999-12-07 | Daniel G. Pomerleau | Logging or measurement while tripping |
| DE19626589C1 (de) * | 1996-07-02 | 1998-02-12 | Wirth Co Kg Masch Bohr | Verfahren zum Niederbringen von Bohrlöchern im Lockergestein und Bohrwerkzeug zur Anwendung des Verfahrens |
| US6269891B1 (en) | 1998-09-21 | 2001-08-07 | Shell Oil Company | Through-drill string conveyed logging system |
| US6158529A (en) * | 1998-12-11 | 2000-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve |
| US6218446B1 (en) | 1999-01-11 | 2001-04-17 | Dymax Corporation | Radiation curable formulation for producing electrically conductive resinous material, method of use, and article produced |
-
2002
- 2002-07-15 AR ARP020102636A patent/AR034780A1/es unknown
- 2002-07-16 WO PCT/EP2002/007958 patent/WO2003008754A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-07-16 CN CNB028142098A patent/CN100347397C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-16 EP EP02764714A patent/EP1407110B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-16 US US10/483,922 patent/US7207398B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-16 RU RU2004104367/03A patent/RU2317396C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-07-16 CA CA2453353A patent/CA2453353C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-16 DE DE60206276T patent/DE60206276T2/de not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-01-15 NO NO20040173A patent/NO20040173L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7207398B2 (en) | 2007-04-24 |
| WO2003008754A1 (en) | 2003-01-30 |
| EP1407110A1 (en) | 2004-04-14 |
| NO20040173L (no) | 2004-03-15 |
| CA2453353A1 (en) | 2003-01-30 |
| CN100347397C (zh) | 2007-11-07 |
| AR034780A1 (es) | 2004-03-17 |
| CA2453353C (en) | 2010-06-22 |
| DE60206276D1 (de) | 2006-02-02 |
| RU2004104367A (ru) | 2005-06-27 |
| EP1407110B1 (en) | 2005-09-21 |
| US20040238221A1 (en) | 2004-12-02 |
| CN1617973A (zh) | 2005-05-18 |
| DE60206276T2 (de) | 2006-05-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2317396C2 (ru) | Узел бурового долота для вращательного бурения, выполненный с возможностью регулирования направления и оснащенный направляющим долотом | |
| EP1008717B1 (en) | Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve | |
| CA2991486C (en) | Steering assembly for directional drilling of a wellbore | |
| AU734258B2 (en) | Rotary steerable well drilling system utilizing hydraulic servo-loop | |
| US6216802B1 (en) | Gravity oriented directional drilling apparatus and method | |
| CA2586298C (en) | Rotary steerable drilling system | |
| US5582259A (en) | Modulated bias unit for rotary drilling | |
| CA2002135C (en) | Directional drilling apparatus and method | |
| US7004263B2 (en) | Directional casing drilling | |
| EP1106777B1 (en) | Method and apparatus for steering a directional drilling tool | |
| US10731418B2 (en) | Rotary steerable drilling assembly with a rotating steering device for drilling deviated wellbores | |
| AU2011266774B2 (en) | Rotary steerable tool actuator tool face control | |
| CA2909288C (en) | Steering tool with eccentric sleeve and method of use | |
| GB2343470A (en) | Eccentrically weighted drilling apparatus for deviated boreholes | |
| AU6318099A (en) | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells | |
| GB2568408B (en) | Steering assembly for directional drilling of a wellbore | |
| RU2773910C2 (ru) | Роторная управляемая система с резцами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20081120 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090717 |