RU2358087C2 - Бурение бокового ствола из основной скважины - Google Patents

Бурение бокового ствола из основной скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2358087C2
RU2358087C2 RU2006130805/03A RU2006130805A RU2358087C2 RU 2358087 C2 RU2358087 C2 RU 2358087C2 RU 2006130805/03 A RU2006130805/03 A RU 2006130805/03A RU 2006130805 A RU2006130805 A RU 2006130805A RU 2358087 C2 RU2358087 C2 RU 2358087C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drill
drill bit
stabilizer
axial force
cuttings
Prior art date
Application number
RU2006130805/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006130805A (ru
Inventor
Жак ОРБАН (FR)
Жак ОРБАН
Спиро КОТСОНИС (FR)
Спиро КОТСОНИС
Джо АККАВИВА (FR)
Джо АККАВИВА
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2006130805A publication Critical patent/RU2006130805A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2358087C2 publication Critical patent/RU2358087C2/ru

Links

Images

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
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/18—Anchoring or feeding in the borehole
    • 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
    • E21B17/03—Couplings; joints between drilling rod or pipe and drill motor or surface drive, e.g. between drilling rod and hammer
    • 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
    • E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
    • E21B27/005—Collecting means with a strainer
    • 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
    • E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
    • E21B27/04—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits where the collecting or depositing means include helical conveying means
    • 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
    • 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)

Abstract

Изобретение относится к технике для добычи нефти и других полезных ископаемых, в основном для бурения бокового ствола из основной скважины. Система обеспечивает возможность изменения направления бурения криволинейного ствола не извлекая буровой снаряд из скважины. Система содержит узел двигателя, состоящий из двигателя для создания вращательного крутящего момента и осевого движителя для создания осевого усилия, блокировочную систему для крепления двигателя и осевого движителя в скважине. Узел двигателя дополнительно имеет ведущий вал для передачи вращательного крутящего момента. Система дополнительно включает первый и второй соединители для передачи вращательного крутящего момента и осевого усилия от узла двигателя к узлу бурильной колонны. Первый соединитель выполнен с возможностью соединения с узлом бурильной колонны для передачи только осевого усилия на бурильную трубу и для передачи вращательного крутящего момента на дополнительный ведущий вал, расположенный в бурильной трубе. Второй соединитель выполнен с возможностью соединения с узлом бурильной колонны для передачи и осевого усилия и вращательного крутящего момента на бурильную трубу. 2 н. и 47 з.п. ф-лы, 34 ил.

Description

Текст описания приведен в факсимильном виде.
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000004
Figure 00000005
Figure 00000006
Figure 00000007
Figure 00000008
Figure 00000009
Figure 00000010
Figure 00000011
Figure 00000012
Figure 00000013
Figure 00000014
Figure 00000015
Figure 00000016
Figure 00000017
Figure 00000018
Figure 00000019
Figure 00000020
Figure 00000021
Figure 00000022
Figure 00000023
Figure 00000024
Figure 00000025
Figure 00000026
Figure 00000027
Figure 00000028
Figure 00000029
Figure 00000030
Figure 00000031
Figure 00000032
Figure 00000033
Figure 00000034
Figure 00000035
Figure 00000036
Figure 00000037
Figure 00000038
Figure 00000039
Figure 00000040
Figure 00000041
Figure 00000042
Figure 00000043
Figure 00000044
Figure 00000045
Figure 00000046
Figure 00000047
Figure 00000048
Figure 00000049
Figure 00000050
Figure 00000051
Figure 00000052
Figure 00000053
Figure 00000054
Figure 00000055
Figure 00000056
Figure 00000057
Figure 00000058
Figure 00000059
Figure 00000060
Figure 00000061
Figure 00000062
Figure 00000063
Figure 00000064
Figure 00000065
Figure 00000066
Figure 00000067
Figure 00000068
Figure 00000069
Figure 00000070
Figure 00000071
Figure 00000072
Figure 00000073
Figure 00000074
Figure 00000075
Figure 00000076
Figure 00000077

Claims (49)

1. Система для бурения бокового ствола, проходящего от основной скважины, содержащая узел двигателя, включающий в себя двигатель для создания вращательного крутящего момента, осевой движитель для создания осевого усилия, блокировочную систему для крепления двигателя и осевого движителя в скважине, ведущий вал для передачи вращательного крутящего момента и соединитель для передачи вращательного крутящего момента и осевого усилия от узла двигателя к узлу бурильной колонны, причем узел бурильной колонны содержит бурильную трубу и буровое долото, при этом соединитель обеспечивает канал гидравлического сообщения между узлом двигателя и внутренним пространством бурильной трубы и является одним из первого соединителя или второго соединителя, причем первый соединитель выполнен с возможностью соединения с узлом бурильной колонны для передачи только осевого усилия на бурильную трубу и для передачи вращательного крутящего момента на дополнительный ведущий вал, расположенный в бурильной трубе, а второй соединитель выполнен с возможностью соединения с узлом бурильной колонны для передачи и осевого усилия, и вращательного крутящего момента на бурильную трубу.
2. Система по п.1, в которой двигатель расположен в основной скважине.
3. Система по п.2, в которой узел бурильной колонны соединен с соединителем и содержит бурильную трубу для передачи осевого усилия и дополнительный ведущий вал для передачи вращательного крутящего момента, расположенный в бурильной трубе, и буровое долото.
4. Система по п.3, в которой часть бокового ствола содержит криволинейный ствол, имеющий определенный радиус кривизны, а узел бурильной колонны содержит три точки контакта со стенкой пробуренного бокового ствола, которые определяют угол бурильной трубы для обеспечения бурения криволинейного ствола.
5. Система по п.4, дополнительно содержащая нажимной подшипник сцепления для передачи осевого усилия от бурильной трубы к буровому долоту, причем буровое долото расположено на конце дополнительного ведущего вала, систему подшипников скольжения для поддержки изогнутости дополнительного ведущего вала внутри бурильной трубы.
6. Система по п.5, в которой двигатель является электрическим.
7. Система по п.2, в которой узел бурильной колонны соединен с соединителем и содержит бурильную трубу для передачи и осевого усилия, и вращательного крутящего момента и буровое долото.
8. Система по п.1 или 2, дополнительно содержащая, по меньшей мере, один стабилизатор с изменяемым диаметром, предназначенный для расположения бурового долота в пределах участка бокового ствола, управляющие средства для механического управления из удаленного места, по меньшей мере, одним параметром стабилизатора из набора параметров стабилизаторов, при этом набор параметров стабилизаторов содержит размер диаметра некоторого определенного стабилизатора с изменяемым диаметром, расстояние между первым стабилизатором и маркировочным устройством внутри бокового ствола, причем маркировочное устройство является либо отличающимся стабилизатором, либо буровым долотом, параметр координированного отвода, по меньшей мере, двух стабилизаторов с изменяемыми диаметрами и азимутальный радиус определенного стабилизатора с изменяемым диаметром.
9. Система по п.8, дополнительно содержащая один блок управления, предназначенный для управления, по меньшей мере, одним параметром стабилизатора из набора параметров стабилизаторов.
10. Система по п.9, содержащая конфигурационный паз и конфигурационную площадку, выполненную с возможностью перемещения с помощью управляющих средств, причем конфигурационная площадка обеспечивает выбор желаемого настроечного положения среди набора настроечных положений, которые содержат, по меньшей мере, три настроечных положения, и каждое настроечное положение соответствует некоторому определенному значению, по меньшей мере, одного параметра стабилизатора.
11. Система по п.10, содержащая два стабилизатора с изменяемыми диаметрами, выполнена с возможностью установки координированным образом.
12. Система по п.11, дополнительно содержащая датчик Холла для измерения диаметра одного из двух стабилизаторов с изменяемыми диаметрами.
13. Система по п.1, дополнительно содержащая, по меньшей мере, один микродатчик, расположенный вблизи бурового долота и обеспечивающий измерение ориентации бурового долота относительно опорного направления.
14. Система по пп.1, 2 или 7, в которой бурильная труба является гибкой для обеспечения возможности изгиба с одновременной передачей вращательного крутящего момента и осевого усилия и дополнительно имеется направляющая изгиба с вращающимися опорами для поддержки бурильной трубы в месте изгиба.
15. Система по п.14, в которой вращающиеся опоры представляют собой ремни, поддерживаемые шкивом.
16. Система по п.2, дополнительно содержащая насос, размещенный в скважине для перекачивания промывочной жидкости.
17. Система по п.16, в которой промывочная жидкость циркулирует из основной скважины к буровому долоту через кольцевое пространство между пробуренным боковым стволом и узлом бурильной колонны и от бурового долота в основную скважину по каналу гидравлического сообщения.
18. Система по п.17, в которой буровое долото содержит отверстие, обеспечивающее удаление выбуренной породы, образующейся у бурового долота, через буровое долото, и буровое долото содержит основную лопасть для обеспечения режущего действия.
19. Система по п.16, дополнительно содержащая проходной канал, расположенный у выхода из бокового ствола и обеспечивающий направление потока промывочной жидкости из бокового ствола в основную скважину.
20. Система по п.19, дополнительно содержащая уплотнительное устройство для обеспечения циркуляции промывочной жидкости по проходному каналу.
21. Система по п.19 или 20, в которой проходной канал ориентирован книзу.
22. Система по одному из пп.16, 19 и 20, дополнительно содержащая фильтрующее устройство для отделения выбуренной породы от промывочной жидкости, расположенное в скважине.
23. Система по п.22, дополнительно содержащая трамбователь внутри фильтрующего устройства для регулярного обеспечения трамбовки отфильтрованной выбуренной породы.
24. Система по п.23, дополнительно содержащая адаптивную систему внутри фильтрующего устройства для сортировки отфильтрованной выбуренной породы в зависимости от размеров ее частиц во избежание закупоривания фильтрующего устройства отфильтрованной выбуренной породой.
25. Система по любому из пп.16, 19 и 20, дополнительно содержащая контейнер внутри основной скважины для сбора выбуренной породы ниже бокового ствола.
26. Система по п.25, дополнительно содержащая сборник выбуренной породы, содержащий корпус и шнек для проталкивания выбуренной породы в корпус.
27. Система по п.16, дополнительно содержащая поверхностный насос для формирования вспомогательного циркуляционного потока по трубе, обеспечивающий перенос на поверхность выбуренной породы, образовавшейся у бурового долота и переносимой основным циркуляционным потоком от бурового долота во вспомогательный циркуляционный поток.
28. Система по п.26, дополнительно содержащая направляющую потока, обеспечивающую циркуляцию основного циркуляционного потока с относительно высокой скоростью потока между боковым стволом и трубой для предотвращения оседания выбуренной породы.
29. Система по п.1, в которой двигатель расположен в пробуренном боковом стволе.
30. Способ бурения бокового ствола, проходящего от основной скважины, заключающийся в том, что блокируют в скважине двигатель и осевой движитель, соответственно обеспечивающие создание вращательного крутящего момента и осевого усилия, и обеспечивают соединитель для передачи вращательного крутящего момента и осевого усилия от узла двигателя к узлу бурильной колонны, причем узел двигателя включает в себя двигатель, осевой движитель и ведущий вал, а узел бурильной колонны включает в себя бурильную трубу и буровое долото, при этом соединитель обеспечивает канал гидравлического сообщения между узлом двигателя и внутренним пространством бурильной трубы и является одним из первого соединителя или второго соединителя, причем первый соединитель выполнен с возможностью соединения с узлом бурильной колонны для передачи только осевого усилия на бурильную трубу и для передачи вращательного крутящего момента на дополнительный ведущий вал, расположенный внутри бурильной трубы, а второй соединитель выполнен с возможностью соединения с узлом бурильной колонны для передачи и осевого усилия, и вращательного крутящего момента на бурильную трубу.
31. Способ по п.30, в котором двигатель располагают в основной скважине.
32. Способ по п.31, в котором бурильная труба передает осевое усилие, а дополнительный ведущий вал передает вращательный крутящий момент на бурильную трубу.
33. Способ по п.32, в котором дополнительно управляют действительным радиусом криволинейного ствола, являющегося боковым стволом, посредством сочетания углового режима и прямолинейного режима, при этом во время углового режима три точки контакта узла бурильной колонны оказываются в контакте со стенкой пробуренного бокового ствола, обеспечивая бурение криволинейного ствола, а во время прямолинейного режима поворачивают бурильную трубу на первый угол, передают вращательный крутящий момент и осевое усилие на буровое долото в течение первого определенного промежутка времени, отводят узел бурильной колонны назад на заранее определенное расстояние, поворачивают буровое долото на второй угол, передают вращательный крутящий момент и осевое усилие на буровое долото в течение второго определенного промежутка времени.
34. Способ по п.33, в котором управляют действительным радиусом криволинейного ствола посредством сочетания углового режима и прямолинейного режима с получением гидромониторного режима, предусматривающего подачу струи предпочтительно для эрозии пласта в определенном направлении.
35. Способ по п.31, в котором бурильная труба передает и вращательный крутящий момент, и осевое усилие на буровое долото.
36. Способ по п.30 или 31, в котором дополнительно осуществляют механическое управление из удаленного места, по меньшей мере, одним параметром стабилизатора из набора параметров стабилизаторов, содержащих размер диаметра некоторого определенного стабилизатора с изменяемым диаметром, расстояние между первым стабилизатором и маркировочным устройством внутри бокового ствола, причем маркировочное устройство является либо отличающимся стабилизатором, либо буровым долотом, параметр координированного отвода, по меньшей мере, двух стабилизаторов с изменяемыми диаметрами и азимутальный радиус упомянутого определенного стабилизатора с изменяемым диаметром.
37. Способ по п.36, в котором дополнительно перемещают конфигурационную площадку в пределах конфигурационного паза для выбора желаемого настроечного положения среди набора настроечных положений, содержащих, по меньшей мере, три настроечных положения, каждое из которых соответствует некоторому определенному значению, по меньшей мере, одного параметра стабилизатора.
38. Способ по пп.30, 31 или 35, в котором используют бурильную трубу, являющуюся гибкой, обеспечивающей возможность изгиба с одновременной передачей вращательного крутящего момента и осевого усилия и поддерживаемой в месте изгиба направляющей изгиба с вращающимися опорами.
39. Способ по любому из пп.30-35 и 37 в котором дополнительно осуществляют оперативный контроль ориентации бурового долота относительно, по меньшей мере, одного опорного направления с помощью, по меньшей мере, одного микродатчика, размещенного в ближайшей окрестности бурового долота.
40. Способ по п.31, в котором дополнительно создают циркуляцию промывочной жидкости к буровому долоту с помощью насоса, расположенного в скважине.
41. Способ по п.40, в котором осуществляют циркуляцию промывочной жидкости к буровому долоту через кольцевое пространство между пробуренным боковым стволом и узлом бурильной колонны и осуществляют циркуляцию промывочной жидкости от бурового долота по каналу гидравлического сообщения.
42. Способ по п.40, в котором дополнительно направляют промывочную жидкость на выходе из бокового ствола по проходному каналу, имеющему заранее определенную ориентацию.
43. Способ по п.42, в котором промывочную жидкость направляют вниз.
44. Способ по пп.40, 41, 42 или 43, в котором дополнительно проводят в скважине фильтрацию выбуренной породы из промывочной жидкости.
45. Способ по п.44, в котором дополнительно отфильтрованную выбуренную породу трамбуют внутри фильтрующего устройства.
46. Способ по п.45, в котором дополнительно сортируют отфильтрованную выбуренную породу в зависимости от размеров ее частиц во избежание закупоривания фильтрующего устройства отфильтрованной выбуренной породой.
47. Способ по любому из пп.40, 42 и 43, в котором дополнительно собирают выбуренную породу в месте, находящемся ниже бокового ствола.
48. Способ по п.40, в котором дополнительно формируют вспомогательный циркуляционный поток по трубе, который обеспечивает перенос на поверхность выбуренной породы, образовавшейся у бурового долота и переносимой основным циркуляционным потоком от бурового долота во вспомогательный циркуляционный поток.
49. Способ по п.30, в котором двигатель располагают в пробуренном боковом стволе.
RU2006130805/03A 2004-01-27 2005-01-26 Бурение бокового ствола из основной скважины RU2358087C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP04290201A EP1559864B1 (en) 2004-01-27 2004-01-27 Downhole drilling of a lateral hole
EP04290201.5 2004-01-27

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006130805A RU2006130805A (ru) 2008-03-10
RU2358087C2 true RU2358087C2 (ru) 2009-06-10

Family

ID=34639477

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006130805/03A RU2358087C2 (ru) 2004-01-27 2005-01-26 Бурение бокового ствола из основной скважины

Country Status (10)

Country Link
US (1) US7946360B2 (ru)
EP (1) EP1559864B1 (ru)
JP (1) JP2007519839A (ru)
CN (1) CN1926304B (ru)
AT (1) ATE331116T1 (ru)
CA (1) CA2553236C (ru)
DE (1) DE602004001328T2 (ru)
NO (1) NO331861B1 (ru)
RU (1) RU2358087C2 (ru)
WO (1) WO2005071208A1 (ru)

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7401665B2 (en) * 2004-09-01 2008-07-22 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for drilling a branch borehole from an oil well
EP1867831B1 (en) 2006-06-15 2013-07-24 Services Pétroliers Schlumberger Methods and apparatus for wireline drilling on coiled tubing
ATE438020T1 (de) * 2006-12-27 2009-08-15 Prad Res & Dev Nv In bohrlochinjektorsystem für einem gewickelten rohrstrang und drahtloses bohren
US20080271924A1 (en) * 2007-03-02 2008-11-06 Schlumberger Technology Corporation Drilling Method and Apparatus
CN102124180B (zh) * 2007-08-30 2014-05-14 普拉德研究及开发股份有限公司 双bha钻井系统
FR2922254B1 (fr) * 2007-10-16 2009-12-18 Total Sa Systeme de forage autonome d'un trou de drainage
GB2454702A (en) * 2007-11-15 2009-05-20 Schlumberger Holdings Cutting removal with a wireline lateral drilling tool
GB2454907B (en) * 2007-11-23 2011-11-30 Schlumberger Holdings Downhole drilling system
GB2454909B (en) * 2007-11-23 2012-07-25 Schlumberger Holdings Sensor deployment
ATE466162T1 (de) * 2008-04-28 2010-05-15 Bauer Maschinen Gmbh Anschlussvorrichtung zum bilden einer fluidzuführung
US8525690B2 (en) * 2009-02-20 2013-09-03 Aps Technology, Inc. Synchronized telemetry from a rotating element
NO329613B1 (no) * 2009-04-14 2010-11-22 West Production Tech As Anordning ved nedihullsapparat for maskinering av fôringsrør samt framgangsmåte for deponering av maskineringsspon
RU2528318C1 (ru) * 2010-10-12 2014-09-10 Шицзячжуан Чжунмэй Коул Майн Эквипмент Мэнуфэкче Ко., Лтд. Сборный буровой инструмент
US8925652B2 (en) 2011-02-28 2015-01-06 Baker Hughes Incorporated Lateral well drilling apparatus and method
RU2584704C2 (ru) * 2011-07-14 2016-05-20 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Способ и система для управления передачей вращающего момента от вращающегося оборудования
GB2496907B (en) * 2011-11-28 2013-10-23 Innova Drilling And Intervention Ltd Improved wireline drilling system
CN102518407B (zh) * 2012-01-05 2014-05-07 西南石油大学 一种电缆式井下轴向力发生装置
WO2014065814A1 (en) * 2012-10-26 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Mechanically actuated device positioned below mechanically actuated release assembly utilizing j- slot device
EP2992177B1 (en) 2013-04-29 2022-11-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for directional drilling
EP2992176B1 (en) 2013-04-29 2022-12-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for directional drilling
AU2013394383B2 (en) * 2013-07-16 2016-08-11 Halliburton Energy Services Inc. Downhole tool and method to boost fluid pressure and annular velocity
BR112015032815B1 (pt) * 2013-07-31 2021-05-18 Halliburton Energy Services, Inc conjunto configurado para ser disposto dentro de um poço, e, método para completar um poço
US9850710B2 (en) 2013-12-20 2017-12-26 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing torque electric motor drive and control system for rotary steerable system
WO2015142333A1 (en) 2014-03-20 2015-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Automated locking joint in a wellbore tool string
NO337576B1 (no) * 2014-04-03 2016-05-09 Badger Explorer Asa Sonisk/ultrasonisk assistert fremgangsmåte for kompaktering og injeksjon av granulære oppslemminger og masser i undergrunnen
NO341277B1 (no) * 2014-08-21 2017-10-02 International Res Institute Of Stavanger As System og framgangsmåte for suppleringsboring
US9663992B2 (en) * 2014-08-26 2017-05-30 Baker Hughes Incorporated Downhole motor for extended reach applications
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
GB2535219B (en) * 2015-02-13 2017-09-20 Schlumberger Holdings Bottomhole assembly
US10697245B2 (en) 2015-03-24 2020-06-30 Cameron International Corporation Seabed drilling system
CN105064992B (zh) * 2015-09-09 2018-04-20 重庆大学 轴向敲击式钻取采样装置
CN107448158B (zh) * 2016-05-31 2019-10-29 江苏银服智能装备有限公司 一种送钻工具钻井液
GB2565584A (en) * 2017-08-17 2019-02-20 Fibercore Ltd Drilling system
CN110566149A (zh) * 2019-10-15 2019-12-13 北京三叶西蒙科技有限公司 套铣一体化捞砂装置及其捞砂装置的使用方法
CN114352654A (zh) * 2020-10-13 2022-04-15 中国石油天然气集团有限公司 钻具离合装置
CN112523682B (zh) * 2020-11-30 2022-07-19 中国石油天然气集团有限公司 一种过线螺杆钻具及过线方法
US20240093623A1 (en) * 2021-06-16 2024-03-21 Radjet Services Us, Inc. Method and system for reducing friction in radial drilling and jet drilling operations
CN117759162B (zh) * 2024-02-22 2024-04-30 成都希能能源科技有限公司 一种定向钻井的传动装置

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3225843A (en) * 1961-09-14 1965-12-28 Exxon Production Research Co Bit loading apparatus
US3586116A (en) * 1969-04-01 1971-06-22 Turboservice Sa Directional drilling equipment
US3888319A (en) * 1973-11-26 1975-06-10 Continental Oil Co Control system for a drilling apparatus
US4281723A (en) * 1980-02-22 1981-08-04 Conoco, Inc. Control system for a drilling apparatus
JPS5758792A (en) * 1980-09-24 1982-04-08 Kumagai Gumi Co Ltd Method of and apparatus for horizontal excavation from vertical hole
ZA835245B (en) * 1982-07-26 1984-08-29 Dickinson Ben Wade O Iii Earth drilling apparatus and method
US4463814A (en) * 1982-11-26 1984-08-07 Advanced Drilling Corporation Down-hole drilling apparatus
US4616719A (en) * 1983-09-26 1986-10-14 Dismukes Newton B Casing lateral wells
US4715128A (en) * 1985-12-19 1987-12-29 Ben Wade Oakes Dickinson III Curvature probe and method
US5215151A (en) * 1991-09-26 1993-06-01 Cudd Pressure Control, Inc. Method and apparatus for drilling bore holes under pressure
US5311952A (en) * 1992-05-22 1994-05-17 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for directional drilling with downhole motor on coiled tubing
US5316094A (en) * 1992-10-20 1994-05-31 Camco International Inc. Well orienting tool and/or thruster
US5394951A (en) * 1993-12-13 1995-03-07 Camco International Inc. Bottom hole drilling assembly
TNSN95131A1 (fr) * 1994-12-21 1996-02-06 Shell Int Research Forage orientable avec moteur de fond
US6296066B1 (en) * 1997-10-27 2001-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6220372B1 (en) 1997-12-04 2001-04-24 Wenzel Downhole Tools, Ltd. Apparatus for drilling lateral drainholes from a wellbore
JP2000073681A (ja) * 1998-06-19 2000-03-07 Nishitetsu Kenki Kk 枝掘削孔の掘進方法並びに掘進装置
OA11882A (en) * 1999-06-03 2006-03-28 Shell Int Research Method of creating a wellbore.

Also Published As

Publication number Publication date
DE602004001328T2 (de) 2007-05-10
NO20063526L (no) 2006-09-12
ATE331116T1 (de) 2006-07-15
EP1559864A1 (en) 2005-08-03
NO331861B1 (no) 2012-04-23
US20080277166A1 (en) 2008-11-13
WO2005071208A1 (en) 2005-08-04
EP1559864B1 (en) 2006-06-21
DE602004001328D1 (de) 2006-08-03
CA2553236C (en) 2013-05-28
JP2007519839A (ja) 2007-07-19
CN1926304A (zh) 2007-03-07
CA2553236A1 (en) 2005-08-04
RU2006130805A (ru) 2008-03-10
US7946360B2 (en) 2011-05-24
CN1926304B (zh) 2011-08-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2358087C2 (ru) Бурение бокового ствола из основной скважины
US11268337B2 (en) Friction reduction assembly
RU2443844C2 (ru) Система бурения ствола скважины и способ выполнения операций бурения ствола скважины
CN1274939C (zh) 用于水平钻孔的泥浆电动机和底孔总成
US4401170A (en) Apparatus for drilling underground arcuate paths and installing production casings, conduits, or flow pipes therein
NO344893B1 (no) Glattlinetransportert rørkuttersystem
AU2016209731B2 (en) Apparatus and method for drilling a directional borehole in the ground
NO20111458A1 (no) Glattlinetransportert rorskrapesystem
CA1057120A (en) Versatile fluid motor and pump
NO344630B1 (no) System med et skifteverktøy ført av en ståltråd
NO20111465A1 (no) Glattlinetransportert avfallsstyresystem
EP2339110A1 (en) Downhole tool for borehole cleaning or for moving fluid in a borehole
EP1354118B1 (en) Backreamer
EP2886790A1 (en) Downhole deployment system for ejecting a tracer and/or taking a fluid sample
AU2013201543B2 (en) Controllable deflection tool, downhole steering assembly and method of use
CN107217982B (zh) 煤矿井下钻进用多级排渣空气螺杆马达
CN101353952A (zh) 采集井下突出煤层完整煤芯的取芯方法及装置
CN102086755B (zh) 一种基于连续油管的导向高压喷射钻井系统
NO345518B1 (en) Wellbore cleanout tool
US20240044227A1 (en) Apparatus and method for removing debris from a well bore
CN104379864A (zh) 具有铰孔工具的完井系统
RU2114273C1 (ru) Способ бурения наклонно направленных скважин и устройство для его осуществления
CN110005349A (zh) 一种可深度钻孔的复合钻杆
RU2405099C2 (ru) Бурильное устройство и способ бурения ствола
CA3049035C (en) Fluid pressure pulse generator for a telemetry tool

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170127