RU2451152C2 - Фиксатор ограничительного элемента для использования с приводным элементом скважинного устройства и способ его применения - Google Patents
Фиксатор ограничительного элемента для использования с приводным элементом скважинного устройства и способ его применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451152C2 RU2451152C2 RU2009125442/03A RU2009125442A RU2451152C2 RU 2451152 C2 RU2451152 C2 RU 2451152C2 RU 2009125442/03 A RU2009125442/03 A RU 2009125442/03A RU 2009125442 A RU2009125442 A RU 2009125442A RU 2451152 C2 RU2451152 C2 RU 2451152C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubular
- sleeve
- retainer
- fluid
- passage
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 82
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 43
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 23
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 2
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 12
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 5
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 4
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 4
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 2
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N benzene-1,4-diol;bis(4-fluorophenyl)methanone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1.C1=CC(F)=CC=C1C(=O)C1=CC=C(F)C=C1 JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 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
- 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
- E21B10/32—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools
- E21B10/322—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools cutter shifted by fluid pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
Abstract
Предложенная группа изобретений относится к буровому инструменту, в частности к устройствам для приведения в действие и фиксации рабочих элементов скважинного устройства. Техническим результатом является повышение надежности работы устройства. Фиксатор ограничительного элемента скважинного устройства содержит трубчатый элемент, имеющий продольную ось и внутренний канал и установленный с возможностью скольжения в канале трубчатого корпуса инструмента и выборочного удержания исполнительного элемента скважинного устройства в исходном положении внутри прохода для потока промывочной жидкости во внутреннем канале трубчатого элемента. Кроме того, фиксатор содержит втулку трубчатого шарикового фиксатора, неподвижно удерживаемую во внутреннем канале трубчатого элемента для посадки в нее ограничительного элемента, и трубчатую вставку, расположенную коаксиально втулке трубчатого шарикового фиксатора и примыкающую к ней. Причем втулка трубчатого шарикового фиксатора и трубчатая вставка выполнены с возможностью обеспечения посадки с фиксацией ограничительного элемента с предотвращением дальнейшего его перемещения вдоль продольной оси трубчатого корпуса инструмента. Внутренний канал трубчатого элемента имеет расширенную часть, расположенную рядом с частями втулки трубчатого шарикового фиксатора и трубчатой вставки. По меньшей мере, часть втулки трубчатого шарикового фиксатора включает пластичный материал, обеспечивающий смещение части втулки трубчатого шарикового фиксатора наружу в расширенную часть внутреннего канала трубчатого элемента после посадки в нее ограничительного элемента. 2 н.
Description
Изобретение относится в целом к фиксатору (ловушке) ограничительного элемента для использования с приводным (запускающим) элементом скважинного устройства и к способу его использования и, более конкретно, к трубчатому фиксатору в трубчатом приводном элементе для обеспечения при определенных условиях перемещения исполнительных элементов раздвижного расширителя, предназначенного для расширения участка скважины, находящегося ниже обсадной колонны или обшивки скважины.
По настоящей заявке испрашивается конвенционный приоритет по заявке US 60/872744, поданной 4.12.2006 на изобретение "Раздвижной расширитель со скользящими лопастями для расширения скважин", содержание которой полностью включено в данное описание посредством ссылки.
Раздвижные расширители обычно используются для увеличения диаметра скважин. Традиционно при бурении нефтяных, газовых и геотермальных скважин в них устанавливают и цементируют обсадную колонну для защиты от обрушения в скважину ее стенок и обеспечения необходимой опоры для последующего проведения буровых работ с целью углубления скважины. Обсадная колонна также обеспечивает изоляцию от различных пластов, предотвращает переток пластовых флюидов и обеспечивает управление флюидами и давлением в пластах по мере бурения скважины. При углублении существующих скважин внутри уже имеющейся обсадной колонны устанавливают и продолжают вниз новую колонну. Установка в скважине дополнительной обсадной колонны позволяет достичь больших глубин, однако недостатком такого метода является сужение скважины. Такое сужение ограничивает диаметр последующих секций скважины, поскольку буровое долото и обсадная колонна нижних секций скважины должны проходить через ранее установленную обсадную колонну. В связи с тем, что уменьшение диаметра скважины нежелательно, поскольку это снижает дебит нефтяной или газовой скважины, часто возникает необходимость в расширении скважины для увеличения ее диаметра с целью установки дополнительной обсадной колонны ниже уже установленной колонны или для повышения добычи углеводородов из скважины.
Для увеличения диаметра скважины используются различные способы. В одном из традиционных способов, описанном в общем виде в патенте US 7036611 под названием "Раздвижной расширитель для расширения скважин при проведении буровых работ и способы его применения", предусматривается перемещение приводного трубчатого элемента, обеспечивающего подачу давления гидравлической жидкости для привода лопастей, перемещаемых в боковом направлении и обеспечивающих расширение скважины. Приводной трубчатый элемент фиксируется, с возможностью освобождения, во внутреннем канале раздвижного расширителя с помощью срезных штифтов, элементов, входящих в зацепление друг с другом, фрикционных или ломающихся элементов, причем такой элемент содержит проход для потока текучей среды через седло приводного элемента. Этот проход для текучей среды закрывается, когда ограничительный элемент, такой как, например, так называемый "падающий шар", садится в седло приводного элемента, в результате чего давление гидравлической жидкости увеличивается, пока приводной элемент не будет смещен в другое положение. Ограничительный элемент удерживается в седле трубчатого элемента под действием силы тяжести и давления жидкости. Однако известные конструкции раздвижных расширителей не обеспечивают надежного удерживания ограничительного элемента.
В обычном устройстве, используемом для установки гравийных фильтров, который описан в патенте US 6702020 под названием "Пакер с циркуляционным переводником", для фиксации шара предусматривается использование трубчатого элемента (гильзы). Шар сбрасывают в устройство, где он садится на тонкую гильзу, которая выступает в качестве исходного седла для шара. После повышения давления шар проталкивается сквозь тонкую гильзу и садится с уплотнением в седло второй гильзы, которая является продолжением тонкой гильзы, и обе гильзы фиксируются в устройстве. Вторая гильза удерживается в ее исходном положении срезным штифтом. На второй гильзе установлено запорное кольцо, которое может выходить из своей канавки, в результате чего вторая гильза может сдвигаться под действием давления жидкости, приложенного к шару, находящемуся в седле, когда давления жидкости достаточно для срезания срезных штифтов, удерживающих вторую гильзу в ее исходном положении. В результате такого перемещения внутренний диаметр тонкой гильзы, сквозь которую прошел шар, еще больше уменьшается, когда она протягивается через уменьшенный диаметр окружающего корпуса и запирает шар в седле. Шар не может сместиться, особенно в противоположном направлении, пока давление не превысит заданного порогового значения. Недостатком такого устройства является то, что взаимодействие тонкой гильзы и второй гильзы, которое необходимо для фиксации шара, происходит только после того, как давление жидкости повышается настолько, что срезаются срезные штифты и освобождается запорное кольцо. Кроме того, гильза, используемая для фиксации шара в традиционном пакере для засыпки гравийного фильтра, не очень подходит для использования в скважинном устройстве, которое содержит приводной трубчатый элемент, таком как раздвижной расширитель, особенно когда такой элемент выборочно удерживается давлением жидкости, и освобождение приводного элемента необходимо только после того, как ограничительные элементы будут зафиксированы.
Кроме того, скачок уплотнения или повышение давления для фиксации ограничительного элемента может инициировать преждевременное освобождение трубчатого приводного элемента, в результате чего ограничительный элемент может быть зафиксирован в промежуточном или неизвестном положении, и устройство может быть приведено в действие преждевременно.
Соответственно, существует потребность в улучшении характеристик работы скважинного устройства, такого как раздвижной расширитель, путем обеспечения надежной и плотной фиксации ограничительного элемента. Также имеется потребность в четкой фиксации ограничительного элемента внутри приводного элемента, такого как подвижная гильза раздвижного расширителя. Кроме того, имеется потребность в обеспечении четко идентифицируемой фиксации ограничительного элемента, прежде чем приводной элемент может быть приведен в действие. И, наконец, имеется потребность в обеспечении надежной фиксации ограничительного элемента без необходимости использования динамически движущихся частей.
В одном варианте осуществления изобретения предлагается скважинное устройство, взаимодействующее при работе со стенкой скважины, проходящей в подземной породе, в котором обеспечивается плотная и надежная фиксация ограничительного элемента. Скважинное устройство включает: трубчатый корпус, имеющий продольную ось и первый канал; приводной элемент, имеющий второй канал и расположенный внутри первого канала трубчатого элемента; проход для потока промывочной жидкости (бурового раствора), включающий первый и второй каналы; фиксатор ограничительного элемента, расположенный во втором канале приводного элемента. Причем приводной элемент выполнен с возможностью выборочного предотвращения перемещения исполнительного элемента (компонента) скважинного устройства в ответ на действие промывочной жидкости, и фиксатор ограничительного элемента устроен таким образом, чтобы он обеспечивал посадку в нем с фиксацией ограничительного элемента.
В других вариантах осуществления изобретения предлагается фиксатор ограничительного элемента для использования с приводным элементом для обеспечения посадки в нем с фиксацией ограничительного элемента. Фиксатор ограничительного элемента обеспечивает четко идентифицируемую фиксацию ограничительного элемента при использовании, например, с подвижной гильзой раздвижного расширителя.
В других вариантах осуществления изобретения также предлагается раздвижной расширитель для расширения скважины, проходящей в толще подземных пород. Раздвижной расширитель устроен таким образом, чтобы в нем обеспечивалась надежная фиксация ограничительного элемента с помощью пассивных компонентов.
Кроме того, предлагается способ использования скважинного устройства в скважине, проходящей в толще подземных пород. Способ обеспечивает четко идентифицируемую фиксацию ограничительного элемента в скважинном устройстве перед срабатыванием приводного элемента.
В то время как в формуле изобретения конкретно заявляется объем изобретения, различные признаки, особенности и достоинства настоящего изобретения можно будет легче понять из нижеприведенного описания, в котором раскрываются частные варианты осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг.1 - вид сбоку раздвижного расширителя, содержащего фиксирующее устройство ограничительного элемента в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения;
на фиг.2 - вид продольного сечения раздвижного расширителя, показанного на фиг.1;
на фиг.3 - увеличенный вид продольного сечения одной части раздвижного расширителя, показанного на фиг.2;
на фиг.4 - увеличенный вид продольного сечения другой части раздвижного расширителя, показанного на фиг.2;
на фиг.5 - увеличенный вид продольного сечения еще одной части раздвижного расширителя, показанного на фиг.2;
на фиг.6 - вид сечения срезного узла одного из вариантов конструкции раздвижного расширителя;
на фиг.7 - частичный вид продольного сечения одного из вариантов конструкции раздвижного расширителя в закрытом или убранном (исходном) положении инструмента;
на фиг.8 - частичный вид продольного сечения раздвижного расширителя, показанного на фиг.7, в исходном положении, с шаром в проходе для текучей среды;
на фиг.9 - частичный вид продольного сечения раздвижного расширителя, показанного на фиг.7, в исходном положении, когда шар садится в сферическое седло и захватывается;
на фиг.10 - частичный вид продольного сечения раздвижного расширителя, показанного на фиг.7, в котором сработал срезной узел, когда давление увеличилось, и подвижная гильза начинает двигаться внутри расширителя вниз из исходного положения;
на фиг.11 - частичный вид продольного сечения раздвижного расширителя, показанного на фиг.7, в котором подвижная гильза перемещается в нижнее положение фиксации, в то время как лопасть расширителя перемещается толкающей гильзой под действием давления жидкости вперед в выдвинутое положение;
на фиг.12 - частичный вид продольного сечения раздвижного расширителя, показанного на фиг.7, в котором лопасти (только одна лопасть показана на фиг.12) удерживаются в полностью выдвинутом положении толкающей гильзой под действием давления жидкости и подвижная гильза перемещается в положении фиксации;
на фиг.13 - частичный вид продольного сечения раздвижного расширителя, показанного на фиг.7, в котором лопасти (только одна лопасть показана на фиг.13) перемещаются в убранное положение смещающей пружиной, когда давление жидкости сбрасывается.
Иллюстрации, приведенные в настоящем описании, в некоторых случаях не являются действительными видами конкретной конструкции скважинного устройства, фиксатора ограничительного элемента с приводным элементом или другой части скважинного устройства, такого как раздвижной расширитель, а представляют обобщенные виды, которые используются исключительно в целях описания настоящего изобретения. Кроме того, общие для нескольких фигур элементы могут иметь одинаковые ссылочные номера.
На фиг.1 приведен вид раздвижного расширителя 100, содержащего фиксатор ограничительного элемента, обозначенный ссылочным номером 200 на фиг.2, в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения. Раздвижной расширитель 100 может содержать трубчатый корпус 108, имеющий в целом цилиндрическую форму, с продольной осью L8. Трубчатый корпус 108 раздвижного расширителя 100 может иметь нижний конец 190 и верхний конец 191. Термины "нижний" и "верхний", используемые в отношении концов 190, 191, относятся к типичным положениям концов 190, 191 относительно друг друга, когда раздвижной расширитель 100 установлен в скважине. Нижний конец 190 трубчатого корпуса 108 раздвижного расширителя 100 может содержать нитки резьбы, например может представлять собой трубный конец с наружной резьбой для присоединения нижнего конца 190 к другой секции бурильной колонны или к другому элементу нижней части бурильной колонны, такому как, например, пилотное бурильное долото для бурения скважины. Аналогично, верхний конец 191 трубчатого корпуса 108 раздвижного расширителя 100 может содержать нитки резьбы, например может представлять собой охватывающий элемент с внутренней резьбой для присоединения верхнего конца 191 к другой секции бурильной колонны или к другому элементу нижней части бурильной колонны.
В трубчатом корпусе 108 установлены с фиксацией в определенных положениях три скользящих режущих блока или режущих лопасти (будут описаны ниже), которые разнесены по окружности корпуса 108 и могут занимать промежуточное положение между нижним (первым) концом 190 и верхним (вторым) концом 191. Лопасти 101 могут быть изготовлены из стали, карбида вольфрама, композиционного материала с частицами в матрице, например с прочными частицами, распределенными в металлической матрице, или из других подходящих материалов, известных в технике. Лопасти 101 удерживаются в исходном, убранном положении внутри трубчатого корпуса 108 раздвижного расширителя 100, как показано на фиг.7, однако они могут быть переведены в выдвинутое положение (см. фиг.12) с использованием гидравлического давления и при необходимости могут быть отведены обратно в убранное положение (описано ниже). Раздвижной расширитель 100 может быть устроен таким образом, чтобы лопасти 101 взаимодействовали со стенками ствола скважины в подземном пласте, окружающем скважину, в которую введен раздвижной расширитель 100, для удаления породы, когда они находятся в выдвинутом положении, и чтобы лопасти 101 не взаимодействовали со стенками пласта в скважине, когда они находятся в убранном положении. Хотя раздвижной расширитель 100 содержит три лопасти 101, в изобретении предусматривается, что для получения наилучших результатов может использоваться одна лопасть, две лопасти, четыре или более лопастей. Кроме того, хотя лопасти 101 показаны симметрично расположенными по окружности трубчатого корпуса 108, они могут быть также расположены асимметрично, и, кроме того, они могут быть расположены на разной высоте по длине корпуса 108 между концами 190 и 191.
Как показано на фиг.2, трубчатый корпус 108 охватывает канал 192 для текучей среды, который проходит продольно сквозь трубчатый корпус 108. Канал 192 для текучей среды направляет промывочную жидкость по существу через внутренний проход 151 трубчатого корпуса 108 в перепускном режиме, чтобы промывочная жидкость практически не действовала на лопасти 101, особенно в поперечном направлении или перпендикулярно продольной оси L8. Такое устройство, обеспечивающее защиту лопастей 101 от действия промывочной жидкости, обладает тем достоинством, что на лопастях в гораздо меньшей степени будут аккумулироваться твердые частицы, захваченные жидкостью, и меньше будет создаваться помех срабатыванию раздвижного расширителя 100. Однако было обнаружено, что защита лопастей 101 необязательна для обеспечения срабатывания раздвижного расширителя 100, если срабатывание, то есть выдвижение лопастей из исходного положения в выдвинутое положение и обратно в убранное положение, осуществляется под действием продольно направленной силы, которая является результатом сложения давления жидкости и силы действия смещающей пружины (описано ниже). В таком варианте осуществления изобретения продольно направленная сила непосредственно перемещает лопасти 101 путем воздействия на приводное устройство, такое как, например, толкающая гильза 116, подробно описанная ниже.
Раздвижной расширитель 100 может быть устроен таким образом, чтобы наиболее выступающая в радиальном направлении часть каждой лопасти 101 была спрятана в углублении трубчатого корпуса 108, когда лопасть находится в исходном или убранном положении, так чтобы эта часть не выходила за пределы наружного диаметра трубчатого корпуса 108. Такое устройство обеспечивает защиту лопастей 101, когда раздвижной расширитель 100 находится в скважине внутри обсадной колонны, и позволяет продвигать раздвижной расширитель 100 в такой обсадной колонне. В других вариантах осуществления изобретения наиболее выступающая часть каждой лопасти 101 может совпадать или немного выходить за пределы наружного диаметра трубчатого корпуса 108. Как показано на фиг.12, лопасти 101 могут выходить за пределы наружного диаметра трубчатого корпуса 108, когда они находятся в выдвинутом положении для взаимодействия со стенками скважины при ее расширении.
Дальнейшее описание содержит ссылки на фиг.2, а также ссылки на фиг.3-5, на которых показаны увеличенные частичные виды продольного сечения различных частей раздвижного расширителя 100. При необходимости также могут быть сделаны ссылки на фиг.1. Три скользящих режущих блока или режущих лопасти удерживаются в трех направляющих 148 лопастей трубчатого корпуса 108. Каждая лопасть 101 снабжена режущими элементами 104, которые взаимодействуют с породой подземного пласта, формирующей стенку скважины, когда лопасти 101 находятся в выдвинутом положении (см. фигуру 12). Могут использоваться режущие элементы 104 с поликристаллическими синтетическими алмазами или режущие элементы других типов, известные специалистам в данной области техники.
Раздвижной расширитель 100 содержит срезной узел 150, обеспечивающий удерживание расширителя 100 в исходном положении путем удерживания подвижной гильзы 128 от перемещения в направлении верхнего конца 191 расширителя 100. На фиг.6 показан увеличенный вид части срезного узла 150. Срезной узел 150 содержит верхний трубчатый фиксатор 124, несколько срезных винтов 127 и подвижную гильзу 128. Верхний трубчатый фиксатор 124 удерживается во внутреннем канале 151 трубчатого корпуса 108 между кольцевым выступом 152 и стопорным кольцом 132 (показано на фиг.5) и содержит кольцевое уплотнение 135, обеспечивающее герметизацию для жидкости между внешней поверхностью 153 верхнего трубчатого фиксатора 124 и внутренней поверхностью 151 трубчатого корпуса 108. Верхний трубчатый фиксатор 124 снабжен вырезами 154 для удерживания в них срезных винтов 127, причем в рассматриваемом варианте осуществления изобретения каждый срезной винт 127 вворачивается в отверстие 155 с резьбой подвижной гильзы 128. Срезные винты 127 удерживают, при определенных условиях, подвижную гильзу 128 внутри канала 156 верхнего трубчатого фиксатора 124 от продольного перемещения в глубину скважины (направление 157), то есть в направлении нижнего конца 190 раздвижного расширителя 100. Верхний трубчатый фиксатор 124 содержит внутренний кольцевой выступ 158 для предотвращения движения подвижной гильзы 128 вверх в направлении 159, то есть в направлении верхнего конца 191 раздвижного расширителя 100. Кольцевое уплотнение 134 обеспечивает уплотнение между подвижной гильзой 128 и внутренней поверхностью 156 верхнего трубчатого фиксатора 124. Когда срезные винты 127 срезаются, подвижная гильза 128 может перемещаться продольно внутри трубчатого корпуса 108 вниз в направлении 157. Достоинством такого устройства является то, что части срезанных винтов 127 удерживаются внутри верхнего трубчатого фиксатора 124 и подвижной гильзы 128, то есть, предотвращается их выпадение и попадание в другие части раздвижного расширителя 100 при расширении скважины. Хотя на фигурах показаны срезные винты 127, могут использоваться и другие срезные элементы, такие как, например, срезной стержень, срезная проволока или срезной штифт. Другие срезные элементы могут также содержать конструктивные элементы для надежного удерживания срезанных частей внутри содержащих их компонентов, аналогично тому, как удерживаются части срезных винтов 127 в рассматриваемом варианте осуществления изобретения. В этой связи, срезной узел 150 может удерживать во внутреннем канале 156 раздвижного расширителя 100 приводной трубчатый элемент (подвижную гильзу) с возможностью его высвобождения с использованием срезных штифтов, элементов, входящих в зацепление друг с другом, фрикционных или ломающихся элементов.
Как можно видеть на фиг.4, верхний трубчатый фиксатор 124 содержит также замок 160, который запирает трубчатый уплотнительный элемент 126 в продольном направлении между внутренней поверхностью 151 трубчатого корпуса 108 и внешней поверхностью 162 подвижной гильзы 128. Верхний трубчатый фиксатор 124 также содержит одну или несколько лапок 163 и одно или несколько отверстий 161, разнесенных по нему аксиально. Когда подвижная гильза 128 смещается на достаточное расстояние вниз в продольном направлении 157, одна или несколько лапок 163 пружинно смещаются внутрь в радиальном направлении, останавливая движение подвижной гильзы 128 между лапками 163 верхнего трубчатого фиксатора 124 и между амортизирующим элементом 125, установленным на верхнем конце трубчатого уплотнительного элемента 126. Кроме того, когда подвижная гильза 128 смещается на достаточное расстояние вниз в продольном направлении 157, одно или несколько отверстий 161 верхнего трубчатого фиксатора 124 открываются, обеспечивая сообщение для текучей среды с входным отверстием 164 промывочной насадки из канала 192 для текучей среды. Амортизирующий элемент 125 трубчатого уплотнительного элемента 126 обеспечивает пружинное удерживание подвижной гильзы 128 на лапках верхнего трубчатого фиксатора 124, а также ослабляет ударную нагрузку, которая действует на подвижную гильзу 128, когда ее движение останавливается трубчатым уплотнительным элементом 126.
Амортизирующий элемент 125 может содержать эластичный или податливый материал, такой как, например, эластомер или другой полимер. В одном из вариантов осуществления изобретения амортизирующий элемент 126 может содержать нитрильный каучук. Использование амортизирующего элемента 125 между подвижной гильзой 128 и трубчатым уплотнительным элементом 126 может уменьшить или исключить деформацию подвижной гильзы 128 и/или трубчатого уплотнительного элемента 126, которая могла бы возникнуть.
Необходимо отметить, что любой уплотнительный или амортизирующий элемент, указанный в настоящем описании для использования в раздвижном расширителе 100, может содержать любой подходящий материал, известный специалистам в данной области техники, такой как, например, полимер или эластомер. Материал, из которого выполнен уплотнительный элемент, может быть выбран таким образом, чтобы он обеспечивал работу при сравнительно высокой температуре (например, примерно 400°F или выше). Например, уплотнительные элементы могут быть изготовлены из материала Teflon™, полиэфирэфиркетона (РЕЕК™), полимера или эластомера или же для этой цели может использоваться материал, обеспечивающий уплотнение металл-металл для ожидаемых условий в скважине. В частности, любой уплотнительный или амортизирующий элемент, указанный в настоящем описании, такой как, например, амортизирующий элемент 125 или уплотнительные элементы 134 и 135, указанные выше, или уплотнительный элемент 136, указанный ниже, или другие уплотнительные элементы, используемые в раздвижном расширителе в соответствии с изобретением, могут содержать материал, предназначенный для использования при сравнительно высокой температуре, а также в очень агрессивной среде.
Трубчатый уплотнительный элемент 126 включает уплотнительное кольцо 136, обеспечивающее уплотнение между внутренней поверхностью 151 трубчатого корпуса 108 и Т-образным уплотнительным элементом 137, обеспечивающим уплотнение между внешней поверхностью 162 подвижной гильзы 128, как часть системы уплотнения между подвижной гильзой 128 и входным отверстием 164 промывочной насадки. Кроме того, трубчатый уплотнительный элемент 126 выравнивает, поддерживает и направляет подвижную гильзу 128 в продольном направлении внутри трубчатого корпуса 108. Кроме того, уплотнительные элементы 136 и 137 могут также предотвращать вытекание текучей среды из внутренней части раздвижного расширителя 100 наружу через входное отверстие 164 промывочной насадки, пока подвижная гильза 128 не будет освобождена из ее исходного положения.
Нижний конец 165 подвижной гильзы 128 (также см. фиг.3), в котором размещается стопорная втулка 130 седла клапана, выравнивается, поддерживается и направляется в продольном направлении кольцевым поршнем или нижним трубчатым фиксатором 117. Нижний трубчатый фиксатор 117 соединен в продольном направлении с толкающей гильзой 115, которая удерживается между подвижной гильзой 128 и внутренней поверхностью 151 трубчатого корпуса 108. Когда подвижная гильза 128 находится в состоянии "готовности" или в исходном положении при выполнении бурения, гидравлическое давление может действовать на толкающую гильзу 115 и на нижний трубчатый фиксатор 117 между внешней поверхностью 162 подвижной гильзы 128 и внутренней поверхностью 151 трубчатого корпуса 108. Когда раздвижной расширитель 100 находится в исходном положении, то независимо от того, имеется или нет гидравлическое давление, толкающая гильза 115 удерживается от движения вверх в направлении 159 нижним фиксирующим узлом, то есть одной или несколькими скобами 166 нижнего трубчатого фиксатора 117.
Скобы 166 удерживаются между кольцевой канавкой 167 во внутренней поверхности 151 трубчатого корпуса 108 и стопорной втулкой 130 седла клапана. Каждая скоба 166 нижнего трубчатого фиксатора 117 представляет собой запорную защелку с отходящим зубцом, который может входить в канавку 167 трубчатого корпуса 108, когда ее прижимает стопорная втулка 130 седла клапана. Скобы 166 запирают нижний трубчатый фиксатор 117 и удерживают толкающую гильзу 115 от перемещения вверх в направлении 159, пока стопорная втулка 130 седла клапана с ее бóльшим внешним диаметром 169 не переместится за нижний трубчатый фиксатор 117, после чего скобы 166 могут отойти радиально внутрь в направлении меньшего внешнего диаметра 170 подвижной гильзы 128. Когда скобы 166 отходят внутрь в радиальном направлении, они могут выйти из зацепления с канавкой 167 трубчатого корпуса 108, в результате чего толкающая гильза 115 перемещается в ответ на действие гидравлического давления преимущественно продольно вверх в направлении 159.
Достоинством такого устройства является то, что нижний трубчатый фиксатор 117 удерживает вес подвижной гильзы 128, минимизируя силы, действующие на срезной узел 150, которые потенциально могут ослаблять или приводить к преждевременному выходу из строя срезных элементов, а именно срезных винтов 127. Таким образом, для срабатывания срезного узла 150 необходимо выполнить явно выраженное действие, такое как введение в раздвижной расширитель 100 шара или другого ограничительного элемента для обеспечения повышения давления потока гидравлической текучей среды, когда ограничительный элемент будет захвачен предлагаемым в настоящем изобретении фиксатором 200, прежде чем срезные винты 127 будут срезаны, или срезной узел 150 освободит приводной элемент или подвижную гильзу 128.
Фиксатор 200 ограничительного элемента, показанный на фиг.2, 3, расположен на нижнем конце 165 подвижной гильзы 128. Необходимо понимать, что фиксатор 200 ограничительного элемента может быть расположен в средней или верхней части приводного элемента или подвижной гильзы 128. Фиксатор 200 ограничительного элемента содержит внутри внутреннего канала 194 подвижной гильзы 128 втулку 129 шарикового фиксатора (для фиксации ограничительного элемента со сферической поверхностью) и трубчатую вставку 131. Дополнительно в состав фиксатора 200 ограничительного элемента может быть включено уплотнительное кольцо 139 для обеспечения дополнительного уплотнения между внутренней поверхностью 194 подвижной гильзы 128 и трубчатой вставкой 131. Ограничительный элемент в форме шара 147 (см. фиг.8-13) или другого подходящего устройства может быть введен внутрь раздвижного расширителя 100 для инициирования или запуска действия срезного узла 150, происходящего после того, как ограничительный элемент будет надежно зафиксирован в фиксаторе 200. После введения в раздвижной расширитель 100 шара 147 промывочная жидкость транспортирует его в фиксатор 200 ограничительного элемента, где шар 147 будет удержан кольцевой частью 197 втулки 129 шарикового фиксатора, пластично деформирующейся в расширенной части 196 внутреннего канала 194 подвижной гильзы 128, причем шар 147 будет создавать уплотнение в седле 195 трубчатой вставки 131. Дополнительно шар 147 может удерживаться внутри внутреннего канала трубчатой вставки 131, после того как он будет доставлен туда гидравлическим давлением, создаваемым потоком промывочной жидкости. После того как шар 147 перекроет поток жидкости, будучи зафиксированным во втулке 129 шарикового фиксатора, гидравлическое давление внутри раздвижного расширителя 100 будет увеличиваться, пока срезные винты 127 не будут срезаны. После срезания срезных винтов 127 подвижная гильза 128 вместе с коаксиально удерживаемой стопорной втулкой 130 седла клапана будет перемещаться под действием гидравлического давления продольно вниз в направлении 157, пока она не будет снова удержана верхним трубчатым фиксатором 124, как уже было описано, то есть подвижная гильза 128 перемещается в нижнее положение. После этого поток промывочной жидкости может восстановиться через отверстия 173 для текучей среды в подвижной гильзе 128 выше шара 147. Достоинством такого устройства является то, что фиксатор 200 ограничительного элемента состоит из простых неподвижных частей, а именно из втулки 129 шарикового фиксатора и трубчатой вставки 131, для обеспечения надежной посадки и удерживания ограничительного элемента.
Понятно, что ограничительный элемент, а именно шар 147, имеет такой размер, чтобы он садился в фиксаторе 200 ограничительного элемента в седло 195, имеющее соответствующие шару размеры и форму, для перекрытия практически всего потока промывочной жидкости, проходящего через подвижную гильзу 128 и обеспечения в этом случае перемещения подвижной гильзы 128 внутри раздвижного расширителя в такое положение, в котором обеспечивается сообщение для жидкости между внутренним каналом 151 и рабочими (исполнительными) компонентами, такими как приводной механизм толкающей гильзы 115.
Дополнительно шар 147, используемый для активирования раздвижного расширителя 100, может взаимодействовать со втулкой 129 шарикового фиксатора и трубчатой вставкой 131 фиксатора 200 ограничительного элемента, которые достаточно пластичны, так что шар 147 может обжиматься ими, когда он садится в седло, для предотвращения смещений шара, которые могут создавать проблемы для работы раздвижного расширителя 100 или повреждать его. В этой связи, втулка 129 шарикового фиксатора и трубчатая вставка 131 могут быть изготовлены из пластичного материала, такого как металл, эластомер или другой материал, характеризующийся деформируемостью, подходящей для обеспечения посадки с фиксацией шара 147. В рассматриваемом варианте осуществления изобретения кольцевая часть втулки 129 шарикового фиксатора представляет собой тонкостенную кольцевую трубку, изготовленную из металла с низким пределом текучести, подходящего для деформирования в углубление расширенной части 196 подвижной гильзы 128, когда во втулку садится шар 147. Трубчатая вставка 131 может быть изготовлена или покрыта пластичным материалом, таким как тетрафторэтилен, подходящий для обеспечения посадки и удерживания шара 147 после его фиксации.
Также для обеспечения опоры для подвижной гильзы 128 и подавления вибрации, которая может возникать после ее останова в продольном направлении, стопорная втулка 130 седла клапана и нижний конец 165 подвижной гильзы 128 удерживаются муфтой-стабилизатором 122. Это можно видеть также на фиг.3 и 12. Муфта-стабилизатор 122 соединена с внутренней поверхностью 151 трубчатого корпуса 108 и удерживается между фиксирующим кольцом 133 и защитной втулкой 121, которая удерживается круговым выступом 171 на внутренней поверхности 151 трубчатого корпуса 108. Фиксирующее кольцо 133 удерживается в кольцевой канавке 172 во внутренней поверхности 151 трубчатого корпуса 108. Защитная втулка 121 обеспечивает защиту от эрозионного действия гидравлической жидкости на трубчатый корпус 108 за счет того, что жидкость протекает через отверстия 173 для жидкости подвижной гильзы 128, ударяется в защитную втулку 121 и проходит через муфту-стабилизатор 122, когда в ней удерживается подвижная гильза 128.
После того как подвижная гильза 128 перемещается на расстояние, достаточное для того, чтобы скобы 166 нижнего трубчатого фиксатора 117 вышли из канавки 167 трубчатого корпуса 108, скобы 166, соединенные с толкающей гильзой 115, могут перемещаться вверх в направлении 159. Это можно видеть также на фиг.3, 4 и 11. Для того чтобы толкающая гильза 115 перемещалась вверх в направлении 159, перепад давлений жидкости во внутреннем канале 151 и с внешней стороны 183 трубчатого корпуса 108, создаваемый потоком гидравлической жидкости, должен быть достаточным для преодоления возвращающей силы или смещения пружины 116. Пружина 116 сжатия, противодействующая движению толкающей гильзы 115 вверх в направлении 159, удерживается на внешней поверхности 175 толкающей гильзы 115 между кольцом 113, закрепленным в канавке 174 трубчатого корпуса 108, и нижним трубчатым фиксатором 117. Толкающая гильза 115 может перемещаться продольно вверх в направлении 159 под действием гидравлической жидкости, однако ее движение ограничивается верхним выступом кольца 113, и она не может уйти вниз в направлении 157 ниже защитной втулки 184. Толкающая гильза 115 может содержать Т-образное уплотнение 138 относительно трубчатого корпуса 108, Т-образное уплотнение 137 относительно подвижной гильзы 128 и грязесъемную манжету 141 между подвижной гильзой 128 и толкающей гильзой 115.
Толкающая гильза 115 содержит в своей верхней части 176 соединенную с ней вильчатую обойму 114 (см. фиг.4). Вильчатая обойма 114 содержит три рычага 177, каждый из которых соединен с одной из лопастей 101 с помощью штифтового соединителя 178. Рычаги 177 могут иметь фасонную поверхность, обеспечивающую выталкивание частиц породы и другого мусора, когда лопасти 101 перемещаются в убранное положение. Фасонная поверхность рычагов 177 в сочетании с прилегающими стенками полости корпуса 108 может образовывать углы порядка 20°, которые лучше всего подходят для удаления любой уплотненной глинистой породы, и рычаги 177 могут быть выполнены из материала, имеющего поверхность с малым коэффициентом трения, для предотвращения прилипания частиц породы и другого мусора. Штифтовой соединитель 178 содержит соединительное звено 118 для присоединения лопасти к рычагу 177, причем соединительное звено 118 соединяется с лопастью с помощью штифта 119 лопасти, закрепленного стопорным кольцом 142, и соединяется с рычагом 177 с помощью штифта 120 обоймы, который закрепляется с помощью шплинта 144. Штифтовый соединитель 178 обеспечивает поворот лопастей 101 относительно рычагов 177 обоймы 114, в то время как приводное устройство непосредственно воздействует на лопасти 101, перемещая их между убранным и выдвинутым положениями. Достоинством такого устройства является то, что приводное устройство, состоящее из толкающей гильзы 115, вильчатой обоймы 114 и соединителя 178, непосредственно выдвигает и убирает лопасти 101, в то время в известных конструкциях одна часть используется для передачи гидравлического давления на лопасти в поперечном направлении наружу, а другая часть, такая как, например, пружина, используется для втягивания лопастей внутрь корпуса 108.
Для обеспечения перемещения лопастей 101 между убранным и выдвинутым положениями они установлены на направляющих 148 в трубчатом корпусе, как это лучше всего видно на фиг.2 и 4. Направляющие 148 лопастей снабжены пазом 179 соединения "ласточкин хвост", который проходит вдоль трубчатого корпуса 108 под острым углом 180 относительно продольной оси L8. Каждая из лопастей 101 снабжена рельсовым основанием, имеющим форму "ласточкина хвоста", который сопрягается с пазом 179 направляющих 148 для прикрепления лопастей 101 к трубчатому корпусу с возможностью скольжения относительно него. Когда толкающую гильзу 115 перемещают под действием гидравлического давления, лопасти 101 будут выдвигаться вверх и наружу через проход 182 для лопасти в выдвинутое положение для резания породы пласта. Лопасти 101 выталкиваются по направляющим 148, пока движение вперед не будет остановлено трубчатым корпусом 108 или верхним блоком-стабилизатором 105, соединенным с трубчатым корпусом 108. В полностью выдвинутом положении (вверх-наружу) лопости 101 устанавливаются таким образом, чтобы режущие элементы 104 увеличивали диаметр скважины в подземной породе на заданную величину. Когда гидравлическое давление, создаваемое потоком промывочной жидкости через раздвижной расширитель 100, сбрасывается, пружина 116 через толкающую гильзу 115 и соединитель 178 будет возвращать лопасти 101 в убранное положение. Если силы пружины не достаточно для возвращения узла в убранное положение, то расширитель поднимают в скважине до башмака обсадной колонны, так чтобы башмак мог взаимодействовать с лопастями 101, помогая их перемещению по направляющим 148 и, соответственно, извлечению раздвижного расширителя 100 из скважины. В этой связи, раздвижной расширитель 100 содержит конструктивную особенность, улучшающую возможности извлечения расширителя из скважины. Наклон 180 направляющих 148 лопастей составляет 10° относительно продольной оси L8 раздвижного расширителя 100.
В дополнение к верхнему блоку-стабилизатору 105 раздвижной расширитель 100 также содержит средний блок-стабилизатор 106 и нижний блок-стабилизатор 107. Блоки-стабилизаторы 105, 106, 107 способствуют центрированию раздвижного расширителя 100 в скважине при его перемещении в нужное положение в обсадной колонне или в хвостовике обсадной колонны, а также в процессе бурения и расширения скважины. Как уже указывалось, верхний блок-стабилизатор 106 может использоваться для остановки или ограничения движения вперед лопастей 101, определяя величину выхода лопастей 101 в скважину при бурении. Кроме того, что верхний блок-стабилизатор 105 обеспечивает упор для ограничения выдвижения лопастей в поперечном направлении, он может обеспечивать дополнительную устойчивость, когда лопасти 101 убраны, и раздвижной расширитель 100 бурильной колонны находится на таком участке скважины, на котором расширение не требуется, в то время как бурильная колонна вращается.
Раздвижной расширитель 100 может содержать промывочные насадки 110 из карбида вольфрама, как показано на фиг.9. Промывочные насадки 110 предназначены для охлаждения и промывания режущих элементов 104, а также для удаления мусора от лопастей 101 при бурении. Промывочные насадки 110 могут содержать уплотнительные кольца 140 между насадкой и трубчатым корпусом 180, для обеспечения уплотнения между указанными компонентами расширителя. Промывочные насадки 110 устроены таким образом, чтобы они направляли промывочную жидкость на лопасти 101 вниз в направлении 157, однако могут использоваться насадки, которые направляют промывочную жидкость вбок или вверх в направлении 159.
Далее описывается работа раздвижного расширителя 100 с фиксатором 200 ограничительного элемента. Работа раздвижного расширителя 100 описывается, в основном, со ссылками на фиг.7 - 13, и в некоторых случаях даются ссылки на фиг.1-6. Раздвижной расширитель 100 может быть установлен в забойной части бурильной колонны над пилотным долотом и выше или ниже устройства выполнения каротажа в процессе бурения (если такое устройство используется). Перед "включением" раздвижного расширителя 100 он находится в исходном положении с убранными лопастями 101, как показано на фиг.7. Например, подвижная гильза 128 внутри раздвижного расширителя 100 предотвращает случайное выдвижение лопастей 101, как это было описано выше, или активацию и срабатывание других рабочих компонентов и удерживается срезным узлом 150, который прикреплен с помощью срезных винтов 127 к верхнему трубчатому фиксатору 124, прикрепленному к трубчатому корпусу 108. Когда подвижная гильза 128 удерживается в исходном положении, приводное устройство лопастей не может непосредственно перемещать лопасти 101 ни под действием смещающих сил, ни под действием гидравлических сил. Подвижная гильза 128 снабжена на ее нижнем конце увеличенной концевой частью, стопорной втулкой 130 седла клапана. Эта стопорная втулка 130 седла клапана, имеющая увеличенный диаметр, удерживает скобы 166 нижнего трубчатого фиксатора 117 в защелкнутом положении, в результате чего предотвращается движение вверх толкающей гильзы 115 под действием перепада давлений и, соответственно, активация лопастей 101. Отходящие наружу зубцы 163 запирающих скоб 166 защелкиваются в канавке 167 внутренней поверхности 151 трубчатого корпуса 108. Когда возникает необходимость в приведении в действие раздвижного расширителя 100, поток промывочной жидкости на короткое время прерывают, и в бурильную колонну бросают шар 147 или другой ограничительный элемент, после чего возобновляется подача промывочной жидкости. Шар 147 движется вниз в направлении 157 под действием силы тяжести и/или потока промывочной жидкости, как показано на фиг.8. Через некоторое время шар 147 достигает фиксатора 200 ограничительного элемента и вдавливается в него под действием гидравлической жидкости, пока он не будет зафиксирован кольцевой частью 197 втулки 129 шарикового фиксатора в расширенной части 196 внутреннего канала 194 подвижной гильзы 128 с формированием уплотнения на седле 195 трубчатой вставки 131, как это было описано выше (см. фиг.9). Шар 147 после посадки в фиксаторе 200 ограничительного элемента прерывает поток промывочной жидкости, что приводит к повышению давления в колонне выше фиксатора 200. По мере нарастания давления шар может проталкиваться через более узкую часть втулки 129 шарикового фиксатора, пока он не окажется в ее кольцевой части 197, соответствующей увеличенной части 196, для надежной посадки шара 147 на трубчатой вставке 131.
При заданном давлении, которое определяется числом заранее установленных срезных винтов 127, изготовленных из бронзы или другого подходящего материала, и их прочностью на срез, срезные винты 127 срезного узла 150 срезаются, в результате чего подвижная гильза 128 начинает двигаться вниз (см. фиг.10). По мере того как подвижная гильза 128 с расширенной концевой частью стопорной втулки 130 седла клапана движется вниз, защелкивающиеся скобы 166 нижнего трубчатого фиксатора 117 могут свободно перемещаться внутрь и выходят из зацепления с трубчатым корпусом 108.
После этого, как показано на фиг.11, нижний трубчатый фиксатор 117 будет прикреплен к толкающей гильзе 115, активизируемой давлением, которая теперь двигается вверх под действием давления промывочной жидкости, поскольку она протекает через отверстия 173, когда подвижная гильза 128 двигается вниз. По мере роста давления жидкости смещающая сила, создаваемая пружиной, преодолевается, и толкающая гильза 115 может перемещаться вверх в направлении 159. Толкающая гильза 115 прикреплена к вильчатой обойме 114, которая, в свою очередь, с помощью соединителя 178 и штифтов прикреплена к лопастям 101, которые теперь перемещаются вверх толкающей гильзой 115. При движении вверх лопасти 101 могут скользить, например, в пазах 179 (показаны на фиг.2) по наклонным направляющим 148, на которых они установлены.
Как показано на фиг.12, ход лопастей 101 прекращается, когда они полностью выдвигаются, после упора их передних накладок с упрочненной поверхностью, например, в блок-стабилизатор 105. После того как лопасти 101 переведены в выдвинутое положение, можно начинать расширение скважины.
При выполнении операции расширения скважины с использованием раздвижного расширителя 100, нижние и средние накладки 106, 107 с упрочненной поверхностью способствуют стабилизации трубчатого корпуса 108, когда режущие элементы 104 лопастей расширяют скважину, а верхние накладки 105 с упрочненной поверхностью также содействуют стабилизации верхней части раздвижного расширителя 100, когда лопасти 101,102 и 103 находятся в убранном положении.
После того как подвижная гильза 128 с шаром 147 опустится вниз, она останавливается в положении, в котором отверстия 173 перепуска жидкости расположены выше шара 147 в подвижной гильзе 128, и выходящие из них потоки жидкости ударяются в защитную втулку 121 с упрочненной поверхностью, которая предотвращает или вообще исключает эрозионное разрушение, вызываемое падающими потоками промывочной жидкости. Затем поток промывочной жидкости может продолжать течь вниз в нижнюю часть бурильной колонны, и верхний конец подвижной гильзы 128 будет захвачен, то есть зафиксирован между лапками 163 верхнего трубчатого фиксатора 124 и амортизирующим элементом 125 трубчатого уплотнительного элемента 26, а нижний конец подвижной гильзы 128 будет зафиксирован в поперечном направлении муфтой-стабилизатором 122.
После того как давление промывочной жидкости будет сброшено, пружина 116 способствует перемещению нижнего трубчатого фиксатора 117 и толкающей гильзы 115 с прикрепленными лопастями 101 обратно вниз, причем лопасти 101 перемещаются также при этом внутрь трубчатого корпуса 108 практически в их исходное, убранное положение (см. фиг.13). Однако поскольку подвижная гильза 128 переместилась в нижнее фиксированное положение, запорная втулка 130 седла клапана увеличенного диаметра больше не будет больше отжимать скобы 166 в канавку 167 и поэтому нижний трубчатый фиксатор 117 не будет защелкнут и будет подвергаться действию перепадов давления для последующей работы или активации толкающей гильзы 115 или других рабочих компонентов скважинного устройства.
Всякий раз как восстанавливается поток промывочной жидкости в бурильной колонне и внутри раздвижного расширителя 100, толкающая гильза 115 с обоймой 114 и лопастями 101 может перемещаться вверх с лопастями 101, скользящими по наклонным направляющим 148 для выполнения следующей операции расширения скважины. Всякий раз как поток промывочной жидкости прекращается, то есть разность давлений падает ниже величины возвращающей силы пружины 116, лопасти 101 возвращаются в пружиной 116 в убранное положение.
Фиксатор 200 ограничительного элемента обеспечивает плотное и надежное удерживание ограничительного элемента 147 внутри скважинного устройства, такого как раздвижной расширитель 100. Кроме того, фиксатор 200 ограничительного элемента обеспечивает четко идентифицируемую фиксацию ограничительного элемента 147 внутри приводного элемента, такого как подвижная гильза 128, перед или в процессе ее освобождения внутри скважинного устройства. Фиксатор 200 ограничительного элемента обеспечивает также четкую фиксацию ограничительного элемента без необходимости использования быстродвижущихся частей, что может вызывать преждевременное срабатывание или приводить к захвату ограничительного элемента в неопределенном или неизвестном положении.
Раздвижной расширитель 100 может содержать предохранительный переводник 109, показанный на фиг.1 и фиг.2, который присоединяется к нижней соединительной муфте корпуса 108 расширителя. Использование предохранительного переводника 109, который позволяет выполнять корпус 108 в форме конструкции, состоящей из одной части, дает возможность более прочного соединения между ними (имеет более высокий момент свинчивания) по сравнению с традиционным инструментом, состоящим из двух частей и содержащим верхнее и нижнее соединения. Предохранительный переводник 109, хотя и не является обязательным элементом, обеспечивает более эффективное присоединение к другому оборудованию и инструментам нижней части бурильной колонны.
Срезные винты 127 срезного узла 150, удерживающие подвижную гильзу 128 и верхний трубчатый фиксатор 124 в исходном положении, используются для обеспечения или создания спускового устройства, срабатывающего, когда давление повышается до заданной величины. Заданная величина давления промывочной жидкости внутри раздвижного расширителя 100, при котором срезаются срезные винты, может составлять, например, 70 кг/см 111 или даже 140 кг/см. Понятно, что величина давления, при котором срабатывает раздвижной расширитель 100, может быть меньше или больше вышеуказанных значений. Также понятно, что может быть использована более высокая величина давления, при котором срезаются срезные винты 127, для того, чтобы можно было использовать пружинный элемент 116 с большим усилием растяжения для повышения надежности приведения лопастей в исходное (убранное) положение после сброса гидравлического давления. В этой связи, в фиксатор 200 ограничительного элемента может садиться с фиксацией ограничительный элемент, такой как шар 147, когда величина давления существенно меньше, чем давление, необходимое для срабатывания срезного узла 150, в то время как фиксация ограничительного элемента обеспечивается при давлениях, значительно превышающих давление, необходимое для срабатывания срезного узла 150. Кроме того, фиксатор 200 ограничительного элемента может обеспечивать фиксацию этого элемента при обратном давлении. Понятно, что фиксатор 200 ограничительного элемента, может быть устроен таким образом, чтобы ограничительный элемент садился в него с фиксацией при различных гидравлических давлениях, и чтобы характеристики фиксации выбирались в зависимости от срезного узла 150 приводного элемента, такого как подвижная гильза 128.
В других вариантах осуществления изобретения в фиксатор 200 ограничительного элемента внутри приводного элемента может садиться с фиксацией ограничительный элемент для обеспечения срабатывания приводного элемента под действием гидравлического давления после перекрытия канала прохождения жидкости, в результате чего приводной элемент перемещается вниз в продольном направлении для перемещения исполнительного элемента вверх в продольном направлении, вниз в продольном направлении, вбок наружу или в другом направлении. В этой связи приводной элемент может защищать перемещение исполнительного элемента, подвергающегося действию гидравлического давления, от преждевременного срабатывания, пока ограничительный элемент не будет надежно зафиксирован и приводной элемент не переместится на определенное расстояние.
Хотя в описании были рассмотрены конкретные варианты осуществления изобретения, однако специалистам в данной области техники будут очевидны различные изменения и другие варианты. Соответственно, предполагается, что объем изобретения ограничивается только прилагаемыми признаками формулы и их эквивалентами.
Claims (17)
1. Фиксатор ограничительного элемента для использования со скважинным устройством, взаимодействующим при работе со стволом скважины, проходящей в подземной породе, содержащий: трубчатый корпус инструмента; трубчатый элемент, имеющий продольную ось и внутренний канал и установленный с возможностью скольжения в канале трубчатого корпуса инструмента и выборочного удержания исполнительного элемента скважинного устройства в исходном положении внутри прохода для потока промывочной жидкости во внутреннем канале трубчатого элемента и канале трубчатого корпуса инструмента; проход для потока промывочной жидкости во внутреннем канале трубчатого элемента, втулку трубчатого шарикового фиксатора, неподвижно удерживаемую во внутреннем канале трубчатого элемента для посадки в нее ограничительного элемента; и трубчатую вставку, расположенную коаксиально втулке трубчатого шарикового фиксатора и примыкающую к ней, причем втулка трубчатого шарикового фиксатора и трубчатая вставка выполнены с возможностью обеспечения посадки с фиксацией ограничительного элемента с предотвращением дальнейшего его перемещения вдоль продольной оси трубчатого корпуса инструмента, а внутренний канал трубчатого элемента имеет расширенную часть, расположенную рядом с частями втулки трубчатого шарикового фиксатора и трубчатой вставки, и, по меньшей мере, часть втулки трубчатого шарикового фиксатора включает пластичный материал, обеспечивающий смещение части втулки трубчатого шарикового фиксатора наружу в расширенную часть внутреннего канала трубчатого элемента после посадки в нее ограничительного элемента.
2. Фиксатор ограничительного элемента по п.1, дополнительно содержащий уплотнительный элемент, расположенный между внутренним каналом трубчатого элемента и трубчатой вставкой.
3. Фиксатор ограничительного элемента по п.1, в котором втулка трубчатого шарикового фиксатора включает тонкостенную металлическую трубку, а, по меньшей мере, часть трубчатой вставки включает деталь из тетрафторэтилена, имеющую цилиндрическую форму.
4. Фиксатор ограничительного элемента по п.1, в котором втулка трубчатого шарикового фиксатора и трубчатая вставка удерживаются неподвижно относительно трубчатого элемента.
5. Фиксатор ограничительного элемента по п.1, в котором втулка трубчатого шарикового фиксатора и трубчатая вставка расположены на нижнем конце трубчатого элемента.
6. Фиксатор ограничительного элемента по любому из пп.1, 2 и 3-5, в котором скважинное устройство представляет собой раздвижной расширитель, а трубчатый элемент представляет собой подвижную гильзу раздвижного расширителя.
7. Фиксатор ограничительного элемента по любому из пп.1, 2 и 3-5, в котором трубчатый элемент выполнен и установлен внутри канала инструмента с возможностью выборочного изолирования исполнительного элемента скважинного устройства от действия давления промывочной жидкости.
8. Фиксатор ограничительного элемента по любому из пп.1, 2 и 3-5, в котором исполнительный элемент расположен и выполнен с возможностью срабатывания при действии на него давления промывочной жидкости внутри прохода для потока жидкости в результате перемещения трубчатого элемента.
9. Фиксатор ограничительного элемента по п.8, дополнительно содержащий, по меньшей мере, одну промывочную насадку для направления промывочной жидкости, а приводной элемент выполнен с возможностью выборочного изолирования, по меньшей мере, одной промывочной насадки от действия промывочной жидкости, проходящей по проходу для потока промывочной жидкости.
10. Фиксатор ограничительного элемента по п.8, в котором исполнительный элемент представляет собой толкающую гильзу, расположенную внутри канала трубчатого корпуса инструмента и выполненную с возможностью перемещения в продольном направлении под действием давления промывочной жидкости, проходящей по проходу для потока промывочной жидкости.
11. Фиксатор ограничительного элемента по п.10, в котором трубчатый элемент удерживается в продольном направлении в исходном положении внутри канала трубчатого корпуса инструмента срезным узлом.
12. Фиксатор ограничительного элемента по п.11, в котором втулка трубчатого шарикового фиксатора и трубчатая вставка составляют узел шарикового фиксатора, имеющий размеры и устройство, обеспечивающие посадку с фиксацией ограничительного элемента, представляющего собой шар, движущийся вниз по скважине.
13. Фиксатор ограничительного элемента по п.12, в котором узел шарикового фиксатора имеет размеры и устройство, обеспечивающие посадку с фиксацией ограничительного элемента, движущегося вниз по скважине, под действием давления промывочной жидкости внутри прохода для потока этой жидкости, которое имеет меньшую величину по сравнению с величиной давления, необходимой для освобождения трубчатого элемента, в результате которого давление промывочной жидкости внутри прохода для потока этой жидкости будет действовать на исполнительный элемент.
14. Фиксатор ограничительного элемента по п.12, в котором узел шарикового фиксатора имеет размеры и устройство, обеспечивающие посадку с фиксацией ограничительного элемента, движущегося вниз по скважине, под действием давления промывочной жидкости внутри прохода для потока этой жидкости, которое имеет меньшую величину по сравнению с величиной, необходимой для освобождения трубчатого элемента, в результате которого давление промывочной жидкости внутри прохода для потока этой жидкости будет действовать на исполнительный элемент, а узел шарикового фиксатора имеет такие размеры и устройство, обеспечивающие удерживание зафиксированного ограничительного элемента, который двигается вниз по скважине, под действием давления промывочной жидкости внутри прохода для потока этой жидкости, величина которого существенно превышает величину давления, необходимую для освобождения трубчатого элемента.
15. Фиксатор ограничительного элемента по п.12, в котором узел шарикового фиксатора имеет размеры и устройство, обеспечивающие посадку с фиксацией ограничительного элемента, движущегося вниз по скважине, под действием давления промывочной жидкости внутри прохода для потока этой жидкости, и удерживания зафиксированного ограничительного элемента от его перемещения вверх под действием давления, имеющего, по существу, такую же величину.
16. Способ активизации скважинного устройства в скважине, проходящей в подземной породе, включающий: размещение внутри толщи подземных пород скважинного устройства, включающего исполнительный элемент, имеющий канал, сформированный в нем; пропускание потока промывочной жидкости через скважинное устройство по проходу для жидкости, простирающемуся через внутренний канал скважинного устройства и канал исполнительного элемента; помещение ограничительного элемента в промывочную жидкость; осуществление посадки ограничительного элемента, транспортируемого промывочной жидкостью, протекающей по проходу для жидкости, для перекрытия этого прохода; удерживание ограничительного элемента внутри канала исполнительного элемента для частичного перекрытия прохода для потока промывочной жидкости через исполнительный элемент, включающее вдавливание ограничительного элемента в трубчатый шариковый фиксатор, размещенный внутри канала исполнительного элемента с промывочной жидкостью, и частичное деформирование трубчатого шарикового фиксатора ограничительным элементом; и освобождение приводного элемента для его перемещения при перекрытии прохода для потока жидкости или после такого перекрытия.
17. Способ по п.16, в котором вдавливание ограничительного элемента в трубчатый шариковый фиксатор, размещенный внутри канала исполнительного элемента с промывочной жидкостью, осуществляется при давлении промывочной жидкости, величина которого существенно ниже величины давления этой жидкости, необходимой для освобождения приводного элемента.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US87274406P | 2006-12-04 | 2006-12-04 | |
US60/872,744 | 2006-12-04 | ||
PCT/US2007/024795 WO2008070051A2 (en) | 2006-12-04 | 2007-12-04 | Restriction element trap for use with and actuation element of a downhole apparatus and method of use |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009125442A RU2009125442A (ru) | 2011-01-20 |
RU2451152C2 true RU2451152C2 (ru) | 2012-05-20 |
Family
ID=51428975
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009125442/03A RU2451152C2 (ru) | 2006-12-04 | 2007-12-04 | Фиксатор ограничительного элемента для использования с приводным элементом скважинного устройства и способ его применения |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8657039B2 (ru) |
EP (1) | EP2094934B1 (ru) |
CA (1) | CA2671444C (ru) |
RU (1) | RU2451152C2 (ru) |
WO (1) | WO2008070051A2 (ru) |
Families Citing this family (56)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
US8028767B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-10-04 | Baker Hughes, Incorporated | Expandable stabilizer with roller reamer elements |
US7900717B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth boring applications |
US7882905B2 (en) | 2008-03-28 | 2011-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and method of using same |
US8205689B2 (en) * | 2008-05-01 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and method of using same |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
CA2871928C (en) | 2008-05-05 | 2016-09-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations |
US8327954B2 (en) | 2008-07-09 | 2012-12-11 | Smith International, Inc. | Optimized reaming system based upon weight on tool |
US7699120B2 (en) * | 2008-07-09 | 2010-04-20 | Smith International, Inc. | On demand actuation system |
AU2013203056B2 (en) * | 2008-11-10 | 2017-01-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
CA2742767C (en) * | 2008-11-10 | 2014-05-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
US8020639B2 (en) * | 2008-12-22 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Cutting removal system for PDC drill bits |
GB0906211D0 (en) | 2009-04-09 | 2009-05-20 | Andergauge Ltd | Under-reamer |
US8297381B2 (en) | 2009-07-13 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer subs for use with expandable reamer apparatus, expandable reamer apparatus including stabilizer subs and related methods |
US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8485282B2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools having expandable cutting structures and methods of using such earth-boring tools |
CA2775744A1 (en) | 2009-09-30 | 2011-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
US8230951B2 (en) * | 2009-09-30 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools having expandable members and methods of making and using such earth-boring tools |
US8459375B2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Tools for use in drilling or enlarging well bores having expandable structures and methods of making and using such tools |
US9175520B2 (en) * | 2009-09-30 | 2015-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications, components for such apparatus, remote status indication devices for such apparatus, and related methods |
US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
SG189263A1 (en) * | 2010-10-04 | 2013-05-31 | Baker Hughes Inc | Status indicators for use in earth-boring tools having expandable members and methods of making and using such status indicators and earth-boring tools |
CA2817118A1 (en) * | 2010-11-08 | 2012-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Tools for use in subterranean boreholes having expandable members and related methods |
US8820439B2 (en) | 2011-02-11 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Tools for use in subterranean boreholes having expandable members and related methods |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US9267331B2 (en) | 2011-12-15 | 2016-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers and methods of using expandable reamers |
US8960333B2 (en) * | 2011-12-15 | 2015-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Selectively actuating expandable reamers and related methods |
US9493991B2 (en) | 2012-04-02 | 2016-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures, tools for use in subterranean boreholes including cutting structures and related methods |
RU2496962C1 (ru) * | 2012-04-20 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Расширитель скважин |
US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
US9394746B2 (en) | 2012-05-16 | 2016-07-19 | Baker Hughes Incorporated | Utilization of expandable reamer blades in rigid earth-boring tool bodies |
US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US9404331B2 (en) * | 2012-07-31 | 2016-08-02 | Smith International, Inc. | Extended duration section mill and methods of use |
US9428962B2 (en) | 2012-10-12 | 2016-08-30 | Smith International, Inc. | Selective deployment of underreamers and stabilizers |
US9784048B2 (en) | 2012-11-20 | 2017-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drill string stabilizer recovery improvement features |
US9435168B2 (en) | 2013-02-03 | 2016-09-06 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole activation assembly and method of using same |
US9284816B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Actuation assemblies, hydraulically actuated tools for use in subterranean boreholes including actuation assemblies and related methods |
US9341027B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer assemblies, bottom-hole assemblies, and related methods |
US9534461B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-01-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Controller for downhole tool |
US9528324B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-27 | Smith International, Inc. | Underreamer for increasing a wellbore diameter |
CA2912437C (en) | 2013-05-13 | 2019-03-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for operating a downhole tool |
US10041333B2 (en) * | 2013-07-25 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One trip drill and casing scrape method and apparatus |
CA2831496C (en) | 2013-10-02 | 2019-05-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of operating a downhole tool |
CN105723044B (zh) | 2013-10-12 | 2018-10-16 | M·梅 | 用于旋转/可滑动钻探系统和方法的智能扩孔器 |
US9732573B2 (en) | 2014-01-03 | 2017-08-15 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole activation assembly with offset bore and method of using same |
US10214980B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring fluid properties in a downhole tool |
CN104499959A (zh) * | 2014-12-16 | 2015-04-08 | 西南石油大学 | 一种新型垂直钻井受拉防斜钻铤 |
US10174560B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Modular earth-boring tools, modules for such tools and related methods |
US10246971B2 (en) * | 2015-09-24 | 2019-04-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Flow activated valve |
RU2738124C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Расширитель для одновременного бурения и расширения ствола скважины |
US11879307B2 (en) * | 2022-02-10 | 2024-01-23 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Object carrier, tool, method, and system |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1479600A1 (ru) * | 1987-06-02 | 1989-05-15 | Предприятие П/Я Р-6767 | Устройство дл расширени скважин |
RU2024724C1 (ru) * | 1992-07-28 | 1994-12-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Расширитель скважин |
RU2049223C1 (ru) * | 1992-12-08 | 1995-11-27 | Акционерное общество закрытого типа "Научно-производственная фирма "Юкон" | Пакер |
RU2172385C1 (ru) * | 2000-03-21 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Расширитель скважин |
US20030192694A1 (en) * | 2002-04-11 | 2003-10-16 | Zachman James R. | Crossover tool |
Family Cites Families (183)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126065A (en) | 1964-03-24 | Chadderdon | ||
US1678075A (en) | 1928-07-24 | Expansible rotary ttnderreamer | ||
US3123162A (en) | 1964-03-03 | Xsill string stabilizer | ||
US1548578A (en) | 1922-06-09 | 1925-08-04 | Benjamin F Blanchard | Hydraulic rotary underreamer |
US1804850A (en) | 1926-10-18 | 1931-05-12 | Grant John | Underreamer with an hydraulic trigger |
US1772710A (en) | 1928-06-01 | 1930-08-12 | Harvey J Denney | Inside pipe cutter |
US1906427A (en) | 1930-11-20 | 1933-05-02 | Security Invest Company Of Whi | Well reamer |
US2069482A (en) | 1935-04-18 | 1937-02-02 | James I Seay | Well reamer |
US2177721A (en) | 1938-02-23 | 1939-10-31 | Baash Ross Tool Co | Wall scraper |
US2344598A (en) | 1942-01-06 | 1944-03-21 | Walter L Church | Wall scraper and well logging tool |
US2754089A (en) | 1954-02-08 | 1956-07-10 | Rotary Oil Tool Company | Rotary expansible drill bits |
US2758819A (en) | 1954-08-25 | 1956-08-14 | Rotary Oil Tool Company | Hydraulically expansible drill bits |
US2834578A (en) | 1955-09-12 | 1958-05-13 | Charles J Carr | Reamer |
US2799479A (en) * | 1955-11-07 | 1957-07-16 | Archer W Kammerer | Subsurface rotary expansible drilling tools |
US2882019A (en) | 1956-10-19 | 1959-04-14 | Charles J Carr | Self-cleaning collapsible reamer |
US3105562A (en) | 1960-07-15 | 1963-10-01 | Gulf Oil Corp | Underreaming tool |
US3211232A (en) | 1961-03-31 | 1965-10-12 | Otis Eng Co | Pressure operated sleeve valve and operator |
US3220481A (en) * | 1962-01-12 | 1965-11-30 | Baker Oil Tools Inc | Apparatus for automatically filling conduit strings |
US3224507A (en) | 1962-09-07 | 1965-12-21 | Servco Co | Expansible subsurface well bore apparatus |
US3320004A (en) | 1964-06-19 | 1967-05-16 | Drilco Oil Tool Inc | Earth boring apparatus |
US3332498A (en) * | 1964-11-12 | 1967-07-25 | Jr John S Page | Remote automatic control of subsurface valves |
US3433313A (en) | 1966-05-10 | 1969-03-18 | Cicero C Brown | Under-reaming tool |
US3425500A (en) | 1966-11-25 | 1969-02-04 | Benjamin H Fuchs | Expandable underreamer |
US3800891A (en) | 1968-04-18 | 1974-04-02 | Hughes Tool Co | Hardfacing compositions and gage hardfacing on rolling cutter rock bits |
US3528516A (en) | 1968-08-21 | 1970-09-15 | Cicero C Brown | Expansible underreamer for drilling large diameter earth bores |
US3556233A (en) | 1968-10-04 | 1971-01-19 | Lafayette E Gilreath | Well reamer with extensible and retractable reamer elements |
US3753471A (en) * | 1971-04-12 | 1973-08-21 | Baker Oil Tools Inc | Disconnectible torque and drilling weight transmission apparatus for drill bits |
US3851719A (en) | 1973-03-22 | 1974-12-03 | American Coldset Corp | Stabilized under-drilling apparatus |
US3845815A (en) | 1973-08-06 | 1974-11-05 | Otis Eng Corp | Well tools |
US3916998A (en) | 1974-11-05 | 1975-11-04 | Jr Samuel L Bass | Drilling stabilizer and method |
US4055226A (en) | 1976-03-19 | 1977-10-25 | The Servco Company, A Division Of Smith International, Inc. | Underreamer having splined torque transmitting connection between telescoping portions for control of cutter position |
US4111262A (en) | 1977-09-01 | 1978-09-05 | Smith International, Inc. | Junk boot |
US4227586A (en) | 1978-05-08 | 1980-10-14 | Grey Bassinger | Roller reamer apparatus |
US4304311A (en) | 1979-10-29 | 1981-12-08 | Shinn Kim E | Drill string stabilizer having easily removed hard surface inserts |
US4456080A (en) | 1980-09-19 | 1984-06-26 | Holbert Don R | Stabilizer method and apparatus for earth-boring operations |
US4545441A (en) | 1981-02-25 | 1985-10-08 | Williamson Kirk E | Drill bits with polycrystalline diamond cutting elements mounted on serrated supports pressed in drill head |
US4403659A (en) | 1981-04-13 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure controlled reversing valve |
FR2521209A1 (fr) | 1982-02-11 | 1983-08-12 | Suied Joseph | Outil de forage a organe coupant expansible |
US4440222A (en) | 1982-02-24 | 1984-04-03 | Otis Engineering Corporation | Side pocket mandrel with improved orienting means |
US4458761A (en) | 1982-09-09 | 1984-07-10 | Smith International, Inc. | Underreamer with adjustable arm extension |
US4499958A (en) | 1983-04-29 | 1985-02-19 | Strata Bit Corporation | Drag blade bit with diamond cutting elements |
US4540941A (en) | 1983-08-12 | 1985-09-10 | Dresser Industries, Inc. | Casing collar indicator for operation in centralized or decentralized position |
US4565252A (en) * | 1984-03-08 | 1986-01-21 | Lor, Inc. | Borehole operating tool with fluid circulation through arms |
US4665511A (en) | 1984-03-30 | 1987-05-12 | Nl Industries, Inc. | System for acoustic caliper measurements |
DE3414206C1 (de) | 1984-04-14 | 1985-02-21 | Norton Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah | Drehbohrmeissel fuer Tiefbohrungen |
US4589504A (en) | 1984-07-27 | 1986-05-20 | Diamant Boart Societe Anonyme | Well bore enlarger |
US4618009A (en) | 1984-08-08 | 1986-10-21 | Homco International Inc. | Reaming tool |
GB2178088B (en) | 1985-07-25 | 1988-11-09 | Gearhart Tesel Ltd | Improvements in downhole tools |
US4660657A (en) | 1985-10-21 | 1987-04-28 | Smith International, Inc. | Underreamer |
US4690229A (en) | 1986-01-22 | 1987-09-01 | Raney Richard C | Radially stabilized drill bit |
US4842083A (en) | 1986-01-22 | 1989-06-27 | Raney Richard C | Drill bit stabilizer |
US4693328A (en) | 1986-06-09 | 1987-09-15 | Smith International, Inc. | Expandable well drilling tool |
US4711326A (en) | 1986-06-20 | 1987-12-08 | Hughes Tool Company | Slip gripping mechanism |
US4848490A (en) | 1986-07-03 | 1989-07-18 | Anderson Charles A | Downhole stabilizers |
DE3711909C1 (de) | 1987-04-08 | 1988-09-29 | Eastman Christensen Co | Stabilisator fuer Tiefbohrwerkzeuge |
NO164118C (no) | 1987-07-30 | 1990-08-29 | Norsk Hydro As | Hydraulisk operert roemmer. |
US4884477A (en) | 1988-03-31 | 1989-12-05 | Eastman Christensen Company | Rotary drill bit with abrasion and erosion resistant facing |
US4877092A (en) | 1988-04-15 | 1989-10-31 | Teleco Oilfield Services Inc. | Near bit offset stabilizer |
FR2641320B1 (fr) | 1988-12-30 | 1991-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'actionnement a distance d'equipement comportant un systeme duse-aiguille |
US5343963A (en) | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
CA2032022A1 (en) | 1990-12-12 | 1992-06-13 | Paul Lee | Down hole drilling tool control mechanism |
US5211241A (en) | 1991-04-01 | 1993-05-18 | Otis Engineering Corporation | Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor |
US5375662A (en) | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
US5413180A (en) | 1991-08-12 | 1995-05-09 | Halliburton Company | One trip backwash/sand control system with extendable washpipe isolation |
US5175429A (en) | 1991-08-30 | 1992-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Stand-off compensation for nuclear MWD measurement |
US5553678A (en) | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
US5139098A (en) | 1991-09-26 | 1992-08-18 | John Blake | Combined drill and underreamer tool |
US5265684A (en) | 1991-11-27 | 1993-11-30 | Baroid Technology, Inc. | Downhole adjustable stabilizer and method |
US5211541A (en) * | 1991-12-23 | 1993-05-18 | General Electric Company | Turbine support assembly including turbine heat shield and bolt retainer assembly |
GB2270098B (en) | 1992-04-03 | 1995-11-01 | Tiw Corp | Hydraulically actuated liner hanger arrangement and method |
NO178938C (no) | 1992-04-30 | 1996-07-03 | Geir Tandberg | Anordning for utvidelse av borehull |
US5318137A (en) | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Method and apparatus for adjusting the position of stabilizer blades |
US5332048A (en) | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
US5318138A (en) | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Adjustable stabilizer |
US5361859A (en) | 1993-02-12 | 1994-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable gage bit for drilling and method of drilling |
US5560440A (en) | 1993-02-12 | 1996-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components |
US5305833A (en) | 1993-02-16 | 1994-04-26 | Halliburton Company | Shifting tool for sliding sleeve valves |
US5402859A (en) | 1993-04-12 | 1995-04-04 | Chrysler Corporation | Partially sprung differential system for a driving axle independent or deDion suspension system |
US5887655A (en) | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
CA2133286C (en) | 1993-09-30 | 2005-08-09 | Gordon Moake | Apparatus and method for measuring a borehole |
US5402856A (en) | 1993-12-21 | 1995-04-04 | Amoco Corporation | Anti-whirl underreamer |
US5425423A (en) | 1994-03-22 | 1995-06-20 | Bestline Liner Systems | Well completion tool and process |
US5566762A (en) | 1994-04-06 | 1996-10-22 | Tiw Corporation | Thru tubing tool and method |
US5558162A (en) | 1994-05-05 | 1996-09-24 | Halliburton Company | Mechanical lockout for pressure responsive downhole tool |
US5443129A (en) | 1994-07-22 | 1995-08-22 | Smith International, Inc. | Apparatus and method for orienting and setting a hydraulically-actuatable tool in a borehole |
US5492186A (en) | 1994-09-30 | 1996-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Steel tooth bit with a bi-metallic gage hardfacing |
US7040420B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-05-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
ATE181137T1 (de) | 1994-10-31 | 1999-06-15 | Red Baron Oil Tools Rental | Zweistufiger räumer |
US5663512A (en) | 1994-11-21 | 1997-09-02 | Baker Hughes Inc. | Hardfacing composition for earth-boring bits |
US5595246A (en) * | 1995-02-14 | 1997-01-21 | Baker Hughes Incorporated | One trip cement and gravel pack system |
US5582258A (en) | 1995-02-28 | 1996-12-10 | Baker Hughes Inc. | Earth boring drill bit with chip breaker |
US5651420A (en) | 1995-03-17 | 1997-07-29 | Baker Hughes, Inc. | Drilling apparatus with dynamic cuttings removal and cleaning |
USRE36817E (en) | 1995-04-28 | 2000-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for drilling and enlarging a borehole |
US5497842A (en) | 1995-04-28 | 1996-03-12 | Baker Hughes Incorporated | Reamer wing for enlarging a borehole below a smaller-diameter portion therof |
US5495899A (en) | 1995-04-28 | 1996-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Reamer wing with balanced cutting loads |
US5862870A (en) * | 1995-09-22 | 1999-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore section milling |
FR2740508B1 (fr) | 1995-10-31 | 1997-11-21 | Elf Aquitaine | Stabilisateur realeseur pour le forage d'un puits petrolier |
US5740864A (en) | 1996-01-29 | 1998-04-21 | Baker Hughes Incorporated | One-trip packer setting and whipstock-orienting method and apparatus |
US6533050B2 (en) | 1996-02-27 | 2003-03-18 | Anthony Molloy | Excavation bit for a drilling apparatus |
AU722886B2 (en) | 1996-04-18 | 2000-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulating valve responsive to fluid flow rate therethrough and associated methods of servicing a well |
US5735345A (en) | 1996-05-02 | 1998-04-07 | Bestline Liner Systems, Inc. | Shear-out landing adapter |
ID18170A (id) * | 1996-05-09 | 1998-03-12 | Pall Corp | Penyaring untuk penggunaan bawah tanah |
US5954133A (en) * | 1996-09-12 | 1999-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells utilizing wellbore equipment positioning apparatus |
US5743331A (en) | 1996-09-18 | 1998-04-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling system |
US5765653A (en) | 1996-10-09 | 1998-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Reaming apparatus and method with enhanced stability and transition from pilot hole to enlarged bore diameter |
GB9621216D0 (en) | 1996-10-11 | 1996-11-27 | Camco Drilling Group Ltd | Improvements in or relating to cutting structures for rotary drill bits |
GB9621217D0 (en) | 1996-10-11 | 1996-11-27 | Camco Drilling Group Ltd | Improvements in or relating to preform cutting elements for rotary drill bits |
US6059051A (en) | 1996-11-04 | 2000-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Integrated directional under-reamer and stabilizer |
US5957223A (en) | 1997-03-05 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Bi-center drill bit with enhanced stabilizing features |
US6039131A (en) | 1997-08-25 | 2000-03-21 | Smith International, Inc. | Directional drift and drill PDC drill bit |
US5967247A (en) | 1997-09-08 | 1999-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Steerable rotary drag bit with longitudinally variable gage aggressiveness |
US5886303A (en) | 1997-10-20 | 1999-03-23 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools |
US6070677A (en) | 1997-12-02 | 2000-06-06 | I.D.A. Corporation | Method and apparatus for enhancing production from a wellbore hole |
US6213226B1 (en) | 1997-12-04 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling assembly and method |
US6920944B2 (en) | 2000-06-27 | 2005-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for drilling and reaming a borehole |
US6179066B1 (en) | 1997-12-18 | 2001-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilization system for measurement-while-drilling sensors |
US6138779A (en) | 1998-01-16 | 2000-10-31 | Dresser Industries, Inc. | Hardfacing having coated ceramic particles or coated particles of other hard materials placed on a rotary cone cutter |
US6131675A (en) | 1998-09-08 | 2000-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Combination mill and drill bit |
US6378632B1 (en) | 1998-10-30 | 2002-04-30 | Smith International, Inc. | Remotely operable hydraulic underreamer |
US6289999B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-09-18 | Smith International, Inc. | Fluid flow control devices and methods for selective actuation of valves and hydraulic drilling tools |
US6189631B1 (en) | 1998-11-12 | 2001-02-20 | Adel Sheshtawy | Drilling tool with extendable elements |
GB9825425D0 (en) | 1998-11-19 | 1999-01-13 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
GB2347443B (en) | 1999-03-05 | 2003-03-26 | Cutting & Wear Resistant Dev | Adjustable down-hole tool |
BE1012545A3 (fr) | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
US20010017224A1 (en) | 1999-03-18 | 2001-08-30 | Evans Stephen Martin | Method of applying a wear-resistant layer to a surface of a downhole component |
GB9906114D0 (en) | 1999-03-18 | 1999-05-12 | Camco Int Uk Ltd | A method of applying a wear-resistant layer to a surface of a downhole component |
US6234259B1 (en) | 1999-05-06 | 2001-05-22 | Vector Magnetics Inc. | Multiple cam directional controller for steerable rotary drill |
US6499537B1 (en) | 1999-05-19 | 2002-12-31 | Smith International, Inc. | Well reference apparatus and method |
US6460631B2 (en) | 1999-08-26 | 2002-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with reduced exposure of cutters |
US6695080B2 (en) | 1999-09-09 | 2004-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming apparatus and method with enhanced structural protection |
US6668949B1 (en) * | 1999-10-21 | 2003-12-30 | Allen Kent Rives | Underreamer and method of use |
US7251590B2 (en) | 2000-03-13 | 2007-07-31 | Smith International, Inc. | Dynamic vibrational control |
US7464013B2 (en) | 2000-03-13 | 2008-12-09 | Smith International, Inc. | Dynamically balanced cutting tool system |
US6328117B1 (en) | 2000-04-06 | 2001-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having a fluid course with chip breaker |
GB0009834D0 (en) | 2000-04-25 | 2000-06-07 | Brit Bit Limited | Expandable bit |
GB0010378D0 (en) | 2000-04-28 | 2000-06-14 | Bbl Downhole Tools Ltd | Expandable apparatus for drift and reaming a borehole |
US6325151B1 (en) | 2000-04-28 | 2001-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Packer annulus differential pressure valve |
US6651756B1 (en) | 2000-11-17 | 2003-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Steel body drill bits with tailored hardfacing structural elements |
GB0029939D0 (en) | 2000-12-07 | 2001-01-24 | Global Tools Ltd | Reaming tool with radially extending blades |
US7451836B2 (en) | 2001-08-08 | 2008-11-18 | Smith International, Inc. | Advanced expandable reaming tool |
US6732817B2 (en) | 2002-02-19 | 2004-05-11 | Smith International, Inc. | Expandable underreamer/stabilizer |
US7513318B2 (en) | 2002-02-19 | 2009-04-07 | Smith International, Inc. | Steerable underreamer/stabilizer assembly and method |
US6739416B2 (en) | 2002-03-13 | 2004-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Enhanced offset stabilization for eccentric reamers |
US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
US7108067B2 (en) | 2002-08-21 | 2006-09-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
CA2401813C (en) | 2002-09-06 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combined casing expansion/ casing while drilling method and apparatus |
US6886633B2 (en) | 2002-10-04 | 2005-05-03 | Security Dbs Nv/Sa | Bore hole underreamer |
US6920930B2 (en) * | 2002-12-10 | 2005-07-26 | Allamon Interests | Drop ball catcher apparatus |
GB0302121D0 (en) | 2003-01-30 | 2003-03-05 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Improved mechanism for actuation of a downhole tool |
US6883624B2 (en) | 2003-01-31 | 2005-04-26 | Smith International, Inc. | Multi-lobed cutter element for drill bit |
CA2516189C (en) | 2003-02-14 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Downhole measurements during non-drilling operations |
US7021389B2 (en) * | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
RU2234584C1 (ru) | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Расширитель скважин |
GB0309906D0 (en) | 2003-04-30 | 2003-06-04 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
US7493971B2 (en) | 2003-05-08 | 2009-02-24 | Smith International, Inc. | Concentric expandable reamer and method |
GB0312180D0 (en) | 2003-05-28 | 2003-07-02 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Drilling sub |
US6991046B2 (en) | 2003-11-03 | 2006-01-31 | Reedhycalog, L.P. | Expandable eccentric reamer and method of use in drilling |
US7395882B2 (en) | 2004-02-19 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Casing and liner drilling bits |
US7658241B2 (en) | 2004-04-21 | 2010-02-09 | Security Dbs Nv/Sa | Underreaming and stabilizing tool and method for its use |
US20050259512A1 (en) | 2004-05-24 | 2005-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic caliper with transducer array for improved off-center performance |
EP1766179B1 (fr) * | 2004-06-09 | 2007-10-31 | Halliburton Energy Services N.V. | Outil d' elargissement et de stabilisation a mettre en oeuvre dans un trou de forage |
US20050284659A1 (en) | 2004-06-28 | 2005-12-29 | Hall David R | Closed-loop drilling system using a high-speed communications network |
US7069775B2 (en) | 2004-09-30 | 2006-07-04 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole caliper tool using ultrasonic transducer |
GB2421744A (en) | 2005-01-04 | 2006-07-05 | Cutting & Wear Resistant Dev | Under-reamer or stabiliser with hollow, extendable arms and inclined ribs |
GB2438333B (en) | 2005-01-31 | 2008-12-17 | Baker Hughes Inc | Apparatus and method for mechanical caliper measurements during drilling and logging-while-drilling operations |
US7845434B2 (en) | 2005-03-16 | 2010-12-07 | Troy Lee Clayton | Technique for drilling straight bore holes in the earth |
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 |
GB0516214D0 (en) | 2005-08-06 | 2005-09-14 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
US7845436B2 (en) | 2005-10-11 | 2010-12-07 | Us Synthetic Corporation | Cutting element apparatuses, drill bits including same, methods of cutting, and methods of rotating a cutting element |
US7506703B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-03-24 | Smith International, Inc. | Drilling and hole enlargement device |
US7757787B2 (en) | 2006-01-18 | 2010-07-20 | Smith International, Inc. | Drilling and hole enlargement device |
NO325521B1 (no) | 2006-11-23 | 2008-06-02 | Statoil Asa | Sammenstilling for trykkontroll ved boring og fremgangsmate for trykkontroll ved boring i en formasjon med uforutsett hoyt formasjonstrykk |
US7900717B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth boring applications |
US8028767B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-10-04 | Baker Hughes, Incorporated | Expandable stabilizer with roller reamer elements |
US7997354B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth-boring applications and methods of using the same |
US7832506B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-11-16 | Smith International, Inc. | Cutting elements with increased toughness and thermal fatigue resistance for drilling applications |
US20090114448A1 (en) | 2007-11-01 | 2009-05-07 | Smith International, Inc. | Expandable roller reamer |
US7882905B2 (en) | 2008-03-28 | 2011-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and method of using same |
WO2009146062A1 (en) | 2008-04-01 | 2009-12-03 | Baker Hughes Incorporated | Compound engagement profile on a blade of a down-hole stabilizer and methods therefor |
US8205689B2 (en) | 2008-05-01 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and method of using same |
EP2408993A4 (en) | 2009-03-03 | 2014-04-09 | Baker Hughes Inc | CHIP DEFLECTOR ON BACKHOE RAME BLADE AND ASSOCIATED METHODS |
US8297381B2 (en) | 2009-07-13 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer subs for use with expandable reamer apparatus, expandable reamer apparatus including stabilizer subs and related methods |
EP2572070A4 (en) | 2010-05-21 | 2015-11-18 | Smith International | HYDRAULIC ACTUATION OF A DOWNHOLE TOOL ASSEMBLY |
-
2007
- 2007-12-03 US US11/949,405 patent/US8657039B2/en active Active
- 2007-12-04 CA CA2671444A patent/CA2671444C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-04 WO PCT/US2007/024795 patent/WO2008070051A2/en active Application Filing
- 2007-12-04 RU RU2009125442/03A patent/RU2451152C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-12-04 EP EP07862472.3A patent/EP2094934B1/en active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1479600A1 (ru) * | 1987-06-02 | 1989-05-15 | Предприятие П/Я Р-6767 | Устройство дл расширени скважин |
RU2024724C1 (ru) * | 1992-07-28 | 1994-12-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Расширитель скважин |
RU2049223C1 (ru) * | 1992-12-08 | 1995-11-27 | Акционерное общество закрытого типа "Научно-производственная фирма "Юкон" | Пакер |
RU2172385C1 (ru) * | 2000-03-21 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Расширитель скважин |
US20030192694A1 (en) * | 2002-04-11 | 2003-10-16 | Zachman James R. | Crossover tool |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2094934A2 (en) | 2009-09-02 |
CA2671444C (en) | 2013-06-18 |
US8657039B2 (en) | 2014-02-25 |
CA2671444A1 (en) | 2008-06-12 |
US20080128169A1 (en) | 2008-06-05 |
RU2009125442A (ru) | 2011-01-20 |
WO2008070051B1 (en) | 2008-10-16 |
EP2094934B1 (en) | 2021-10-06 |
WO2008070051A3 (en) | 2008-08-21 |
WO2008070051A2 (en) | 2008-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2451152C2 (ru) | Фиксатор ограничительного элемента для использования с приводным элементом скважинного устройства и способ его применения | |
US6467547B2 (en) | Hydraulic running tool with torque dampener | |
US6820697B1 (en) | Downhole bypass valve | |
CN101589205A (zh) | 与井下设备的致动元件一起使用的限制元件捕获装置及其使用方法 | |
US8820418B2 (en) | Differential shifting tool and method of shifting | |
AU2002218415A1 (en) | Hydraulic running tool | |
WO2002068793A1 (en) | Ball activated tool for use in downhole drilling | |
CA2775729A1 (en) | Earth-boring tools having expandable members and related methods | |
NO346877B1 (no) | Ekspanderbare utvidelsesbor og fremgangsmåter for bruk av ekspanderbare utvidelsesbor | |
EP2337924B1 (en) | Downhole tool of high pressure operating cycle capability | |
US5360069A (en) | Failsafe liner installation assembly and method | |
AU2003248421B2 (en) | Internal Pressure Indicator and Locking Mechanism for a Downhole Tool | |
EP3553272B1 (en) | Hydraulic drilling jar with hydraulic lock piston | |
RU2655074C2 (ru) | Скважинное устройство и способ | |
US20090145605A1 (en) | Staged Actuation Shear Sub for Use Downhole | |
EP4144954A1 (en) | Dual flow converted auto-fill float valve | |
US20100084140A1 (en) | Downhole seal and anchor releasing system and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151205 |