RU2513602C2 - Долото для управляемого направленного бурения, система бурения и способ бурения криволинейных стволов скважин - Google Patents
Долото для управляемого направленного бурения, система бурения и способ бурения криволинейных стволов скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513602C2 RU2513602C2 RU2011105038/03A RU2011105038A RU2513602C2 RU 2513602 C2 RU2513602 C2 RU 2513602C2 RU 2011105038/03 A RU2011105038/03 A RU 2011105038/03A RU 2011105038 A RU2011105038 A RU 2011105038A RU 2513602 C2 RU2513602 C2 RU 2513602C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- section
- guide section
- drill
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 91
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 38
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 36
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 11
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 3
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 abstract description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 241000239290 Araneae Species 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000010942 ceramic carbide Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000001846 repelling effect Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/265—Bi-center drill bits, i.e. an integral bit and eccentric reamer used to simultaneously drill and underream the hole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/064—Deflecting the direction of boreholes specially adapted drill bits therefor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к буровому инструменту и может быть использовано при наклонно-направленном бурении скважин. Предложен корпус долота, содержащий задний конец, направляющую секцию и разбуривающую секцию. При этом задний конец выполнен с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной. Направляющая секция размещена на ведущем, противоположном конце корпуса долота. Разбуривающая секция размещена между ведущим и задним концами. Причем задний конец, направляющая секция и разбуривающая секция соединены в единый корпус долота. При этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота. Кроме того, корпус долота содержит стабилизирующее кольцо, соединенное с разбуривающей секцией для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения. В другом варианте осуществления изобретения создана система оборудования буровой площадки, содержащая бурильную колонну, ведущую бурильную трубу, соединенную с бурильной колонной, и корпус долота, описанный выше. Также предложен способ бурения криволинейного ствола скважины в подземном пласте, с применением указанных выше корпуса долота и системы оборудования буровой площадки. Предложенное изобретение обеспечивает возможность отталкивания всей компоновки долота для отклонения траектории скважины в ограниченном пространстве. 3 н. и 31 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к системам и способам управления направленным бурением, так же известного, как наклонно-направленное бурение в стволе скважины.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способы управления направленным бурением или наклонно-направленного бурения широко используют в отрасли добычи нефти, воды и газа для получения доступа к запасам, не находящимся непосредственно под оборудованием устья скважины. Преимущества наклонно-направленного бурения хорошо известны и включают в себя возможность достижения коллекторов, вертикальный доступ к которым является сложным или невозможным (например, в случае, если нефтяное месторождение располагается под городом, водным объектом или пластом, трудным для бурения), и возможность обеспечения группировки оборудования устья скважин на одной платформе, например, для морского бурения.
С растущей потребностью в нефти, воде и природном газе требуются усовершенствованные и более эффективные устройства и способы извлечения природных ресурсов из земли.
Одной целью данного изобретения является создание решения с роторным управлением с отталкиванием всей компоновки долота в ситуациях, где требуется доступ долота со смещенным центром к зоне, подлежащей бурению, посредством системы заканчивания для бурения скважины большего диаметра, чем позволяет ограничение доступа при использовании обычного долота.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящим изобретением создано устройство и способы наклонно-направленного бурения. Изобретение имеет ряд аспектов и вариантов осуществления, описываемых ниже.
В одном варианте осуществления изобретения создан корпус долота, содержащий задний конец, направляющую секцию и разбуривающую секцию. Задний конец выполнен с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной. Направляющая секция размещена на ведущем, противоположном конце корпуса долота. Разбуривающая секция размещена между ведущим и задним концами. Направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота.
Данный вариант осуществления может иметь несколько признаков. Например, устройство управления может являться прижимным башмаком, таким как подвижный прижимной башмак, таким как приводимый в действие текучей средой прижимной башмак. В некоторых вариантах осуществления устройство управления включает в себя поршень, соединенный с подвижным прижимным башмаком, и исполнительный механизм, соединенный с поршнем. Текучая среда может являться буровым раствором, как понятно специалисту в данной области техники. В другом варианте устройство управления включает в себя стационарный прижимной башмак и дроссельное отверстие, размещенное в стационарном прижимном башмаке для выброса текучей среды.
Корпус долота может также включать в себя блок управления для регулирования перемещения, по меньшей мере, одного устройства управления направлением бурения. Блок управления может включать в себя клапан управления подачей текучей среды в устройство управления, манипулировать клапаном и управлять им. Клапан может иметь электрический и/или механический привод.
Направляющая секция может вращаться независимо от разбуривающей секции. Корпус долота может включать в себя двигатель, такой как двигатель, приводимый в действие текучей средой, для вращения направляющей секции. Скорость вращения направляющей секции может быть выше, ниже или равной скорости вращения разбуривающей секции. Направляющая секция может вращаться в одном направлении с разбуривающей секцией или в противоположном направлении.
Канал направляющей секции может быть меньше, больше или равным каналу разбуривающей секции.
Корпус долота может также включать в себя стабилизирующее кольцо, соединенное с разбуривающей секцией для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения, проходящей от направляющей секции через задний конец.
В другом варианте осуществления изобретения создан способ бурения криволинейного ствола скважины в подземном пласте, включающий в себя установку корпуса долота на бурильной колонне, вращение бурильной колонны и корпус долота и приложение осевой нагрузки к корпусу долота для введения направляющей секции корпуса долота в подземный пласт для проходки направляющей ствола скважины, по существу, одновременную проходку и увеличение направляющего ствола скважины разбуривающей секцией и избирательное приведение в действие устройства управления для перемещения пилотного долота в требуемом направлении и, таким образом, выполнения бурения криволинейного ствола скважины. Корпус долота включает в себя задний конец, выполненный с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной, направляющую секцию, расположенную на ведущем противоположном конце корпуса долота, и разбуривающую секцию, расположенную между ведущим и задним концами. Направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления.
ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для более полного понимания признаков и целей настоящего изобретения приведено следующее подробное описание с прилагаемыми чертежами, на которых одинаковыми позициями указаны соответствующие одинаковые части на разных фигурах.
На фиг.1 показана система буровой площадки, на которой можно использовать настоящее изобретение.
На фиг.2A показан корпус долота с управляемой направляющей секцией согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг.2B показан корпус долота со смещенным центром с управляемой направляющей секцией согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг.2C показано сечение направляющей секции, содержащей приводимый в действие поршнем подвижный прижимной башмак.
На фиг.2D и 2E показаны сечения направляющей секции, содержащей шарнирно закрепленные приводимые в действие поршнем подвижные прижимные башмаки.
На фиг.3 показано сечение корпуса долота, размещенного в стволе скважины согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг.4A и 4B показаны вид сверху и сечение стабилизирующего кольца согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящим изобретением созданы устройство и способы для управления направлением бурения. Более конкретно, настоящим изобретением создан корпус долота, содержащий направляющую секцию, содержащую, по меньшей мере, одно устройство управления, и способы для использования такого корпуса долота. Такая система обеспечивает не только наклонно-направленное бурение, но также улучшенное вертикальное бурение, поскольку способность управления направлением бурения обеспечивает возврат долота на необходимую траекторию, если долото сходит с данной траектории.
Корпус долота приспособлен для использования в бурении нефтяных, водных и газовых скважин и спроектирован для работы в системах оборудования буровой площадки, обычно используемых в отрасли подземной добычи нефти, газа и воды. Пример системы оборудования буровой площадки показан на фиг.1.
Система оборудования буровой площадки
На фиг.1 показана система оборудования буровой площадки, в которой можно использовать настоящее изобретение. Буровая площадка может быть наземной или морской. В данной являющейся примером системе ствол 11 скважины образован в подземных пластах роторным бурением общеизвестным способом. В вариантах осуществления изобретения можно также использовать наклонно-направленное бурение, как описано ниже в данном документе.
Бурильная колонна 12 подвешена в стволе 11 скважины и имеет компоновку 100 низа бурильной колонны, включающую в себя буровое долото 105 на нижнем конце. Наземная система включает в себя компоновку 10 вышки и подвышечного основания, установленную над стволом 11 скважин, причем компоновка 10 включает в себя ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюкоблок 18 и вертлюг 19. Бурильную колонну 12 вращает ротор 16, приводимый в действие не показанным средством, соединенный с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюкоблоке 18, прикрепленном к талевому блоку (также не показано), через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, которые обеспечивают вращение бурильной колонны относительно крюкоблока. Как известно, можно альтернативно использовать систему верхнего привода.
В данном варианте осуществления наземная система дополнительно включает в себя буровой раствор 26, хранящийся в емкостях 27 на буровой площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 во внутренний объем бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, обуславливая проход потока бурового раствора вниз через бурильную колонну 12 в направлении, указанном стрелкой 8. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и затем циркулирует вверх через зону кольцевого пространства между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины в направлении, указанном стрелками 9. В данном хорошо известном способе буровой раствор смазывает буровое долото 105 и уносит вверх на поверхность выбуренную породу пласта, возвращаясь в емкость 27 для повторной циркуляции.
Компоновка 100 низа бурильной колонны показанного варианта осуществления включает в себя модуль 120 каротажа во время бурения, модуль 130 измерений во время бурения, роторную управляемую систему, двигатель и буровое долото 105.
Модуль 120 каротажа во время бурения размещен в утяжеленной бурильной трубе особого типа, известного в технике, и может содержать один или несколько каротажных инструментов известных типов. Также должно быть понятно, что можно использовать несколько модулей каротажа во время бурения и измерений во время бурения, например, модуль 120A. Ссылка на модуль 120 может альтернативно относиться к модулю 120A. Данный модуль каротажа имеет возможность измерения, обработки данных и хранения информации и поддержания связи с наземным оборудованием. В настоящем варианте осуществления, модуль каротажа во время бурения включает в себя манометр.
Модуль 130 измерений во время бурения также размещен в утяжеленной бурильной трубе особого типа, известного в технике, и может содержать одно или несколько устройств для измерения параметров работы бурильной колонны и бурового долота. Инструмент измерений во время бурения дополнительно включает в себя устройство (не показано), вырабатывающее электроэнергию для систем на забое скважины. Устройство может обычно включать в себя турбогенератор, приводимый в действие потоком бурового раствора, понятно, что можно использовать другие системы электропитания и батареи. В настоящем варианте осуществления модуль измерений во время бурения включает в себя одно или несколько следующих типов измерительных устройств: устройство измерения осевой нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента, устройство измерения вибрации, устройство измерения ударной нагрузки, устройство измерения прихвата и проскальзывания, устройство измерения направления и устройство измерения угла наклона.
Особенно предпочтительным является использование такой системы совместно с управлением направления бурения или наклонно-направленным бурением. В данном варианте осуществления создана роторно управляемая подсистема 150 (фиг.1). Наклонно-направленное бурение предполагает преднамеренное отклонение ствола скважины от естественной траектории. Другими словами, наклонно-направленное бурение предполагает управление направлением бурильной колонны для перемещения в нужном направлении.
Наклонно-направленное бурение является, например, предпочтительным в морском бурении, поскольку обеспечивает бурение множества скважин с одной платформы. Наклонно-направленное бурение также обеспечивает горизонтальное бурение через коллектор. Горизонтальное бурение обеспечивает увеличенную длину пересечения коллектора стволом скважины, что увеличивает дебит скважины.
Систему наклонно-направленного бурения можно также использовать в вертикальном бурении. Часто буровое долото отклоняется от проектной траектории бурения вследствие непредсказуемого характера пластов, проходку которых осуществляют, или изменения сил, воспринимаемых буровым долотом. Когда такое отклонение происходит, систему наклонно-направленного бурения можно использовать для возвращения бурового долота на нужный курс.
Известный способ наклонно-направленного бурения включает в себя использование роторных управляемых систем. В этих системах бурильная колонна вращается с поверхности, и устройства, действующие на забое, обеспечивают выполнение буровым долотом бурения в нужном направлении. Вращение бурильной колонны значительно уменьшает возможность застревания или прихвата бурильной колонны во время бурения. Роторные управляемые системы бурения наклонно-направленных стволов скважин можно, в общем, классифицировать, либо как системы «отталкивания всей компоновки» или системы «позиционирования долота».
В системе позиционирования долота, ось вращения бурового долота отклоняется от локальной оси компоновки низа бурильной колонны в общем направлении нового ствола. Проходку ствола выполняют согласно традиционной трехточечной геометрии, образованной верхней и нижней точками касания центратора и буровым долотом. Угол отклонения оси бурового долота, соединенный с определимым расстоянием между буровым долотом и нижним центратором, дает в результате условие неколлинеарности, требуемое для создания кривой. Существует много способов, которыми этого можно достигать, включающих в себя фиксированный кривой переводник в точке компоновки низа бурильной колонны вблизи нижнего центратора или изгиб ведущего вала бурового долота, распределенный между верхним и нижним центраторами. В своей идеализированной форме, от бурового долота не требуется бокового вруба, поскольку ось долота постоянно вращается на направлении криволинейного ствола. Примеры роторных управляемых систем по типу позиционирования долота и их работа описаны в публикациях патентных заявок США №№2002/0011359; 2001/0052428 и патентах США №№6394193; 6364034; 6244361; 6158529; 6092610 и 5113953, включенных в данный документ в виде ссылки.
В роторной управляемой системе отталкивания всей компоновки обычно нет специально идентифицированного механизма отклонения оси долота от локальной оси компоновки низа бурильной колонны; вместо этого, требуемое условие неколлинеарности обуславливается приложением внецентренного усилия или смещения верхним и/или нижним центратором в направлении, предпочтительной ориентации относительно направления проходки ствола. Также, имеется много способов, которыми этого можно достигать, включающих в себя использование не вращающихся (относительно ствола) эксцентрических центраторов (подход на основе смещения) и эксцентрических исполнительных механизмов, прикладывающих усилие к буровому долоту в нужном для управления направлении. Также, управление направлением бурения достигают созданием неколлинеарности между буровым долотом и, по меньшей мере, двумя другими точками касания. В своей идеализированной форме от бурового долота требуется осуществление бокового вруба для создания криволинейного отверстия. Примеры роторных управляемых систем по типу отталкивания всей компоновки и их работа описаны в патентах США №№5265682; 5553678; 5803185; 6089332; 5695015; 5685379; 5706905; 5553679; 5673763; 5520255; 5603385; 5582259; 5778992; 5971085, включенных в данный документ в виде ссылки.
Корпус долота
На фиг.2A показан корпус 200 долота для использования в качестве бурового долота 105 или включения в его состав. Корпус 200 долота включает в себя задний конец 202, направляющую секцию 204 и разбуривающую секцию 206. Задний конец 202 приспособлен для соединения прямо или непрямо с бурильной колонной 12. Направляющая секция 204 размещена на ведущем конце корпуса долота, противоположном заднему концу, и обычно должна являться первой частью корпуса 200 долота, контактирующей с подземными пластами, подлежащими бурению. Разбуривающая секция 206 размещена между направляющей секцией 204 и задним концом 202 и выполнена с возможностью удаления дополнительного материала для образования ствола 11 скважины. Продольная ось 208 показана для иллюстрации симметричного расположения некоторых признаков в некоторых вариантах осуществления относительно продольной оси 208 на фиг.2A, но асимметричного на фиг.2B, где разбуривающая секция имеет лопасть с радиусом больше, чем у пилотного долота.
Направляющая секция 204 и разбуривающая секция 206 включают в себя одну или несколько режущих поверхностей 210 и 209, соответственно. На фиг.2A режущая поверхность показана упрощенно, и изобретение, соответственно, не ограничено показанными гладкими режущими поверхностями. Напротив, во многих вариантах осуществления режущая поверхность должна быть фасонной, включающей в себя множество режущих поверхностей. Различные подходящие режущие поверхности показаны и описаны в патентах США №№1587266; 1758773; 2074951; 3367430; 4408669; 4440244; 4635738; 4706765; 5040621; 5052503; 5765653; 5,992,548; 6298929; 6340064; 6394200; 6926099; 7287605 и 7334649, включенных в данный документ в виде ссылки. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что фасонная форма режущих поверхностей 209 и 210 может иметь одинаковый характер или может отличаться. В некоторых вариантах осуществления режущие поверхности должны содержать материал заданной твердости, такой как поликристаллический алмаз.
Кроме того, режущие поверхности 209 и 210 можно изготавливать из одинаковых материалов или из разных материалов. С учетом изложенного выше, фасонные режущие поверхности различных альтернативных форм и материалов можно использовать в практической реализации настоящего изобретения, так что формы и материалы можно выбирать для соответствия требованиям управления направлением и бурения настоящего изобретения. Например, в одном варианте осуществления изобретения можно использовать агрессивную пилотную режущую поверхность 210 с менее агрессивной разбуривающей режущей поверхностью 209. В другом варианте осуществления можно использовать агрессивную разбуривающую режущую поверхность 209 с менее агрессивным пилотным режущим участком 210.
Посредством выбора, сочетания и конфигурирования различных форм и материалов режущей поверхности корпус 200 долота можно оптимизировать по таким показателям работы, как износоустойчивость, скорость бурения, скорость проходки и т.п. Например, учитывая, что больший радиус разбуривающей секции может давать в результате увеличение нагрузок и окружной скорости разбуривающей режущей поверхности 210 относительно направляющей режущей поверхности 209, разбуривающую режущую поверхность 210 можно спроектировать с менее агрессивным профилем, чем направляющую режущую поверхность 209. Менее агрессивная режущая поверхность может включать в себя режущие кромки или зубки, выступающие на меньшее расстояние от остальной режущей поверхности 209, чем аналогичные режущие кромки или зубки на режущей поверхности 210, так что режущие кромки или зубки на режущей поверхности 209 зацепляют относительно меньше материала, чем режущие кромки или зубки режущей поверхности 210. Корпус 200 долота можно дополнительно оптимизировать для достижения идеальных показателей работы в конкретных геологических условиях и пластах.
Устройства управления
Направляющая секция 204 также включает в себя одно или несколько устройств 212 управления для управления направляющей секцией долота. В некоторых вариантах осуществления, описанных в данном документе, используют систему отталкивания всей компоновки. В такой системе управление направлением бурения выполняется приложением усилия к стенкам ствола 11 скважины (не показано) для перемещения пилотного долота в нужном направлении проходки ствола. Дополнительные датчики и элементы 226 сбора данных могут быть расположены в направляющей секции 204 для проведения измерений в зоне пласта, находящейся в контакте с направляющей секцией 204, или измерения данных динамики бурения.
Два принципиально отличающихся устройства управления рассматриваются в данном документе: подвижные прижимные башмаки и стационарные прижимные башмаки, при этом перемещение осуществляется относительно оси долота. Данные прижимные башмаки могут вращаться с долотом, могут оставаться номинально геостационарными или могут объединять в себе данные признаки. Дополнительные устройства управления, известные в настоящее время и разрабатываемые для применения в перспективе, находятся в объеме данного изобретения, включающего в себя, без ограничения этим, использование давления текучей среды при управлении направлением бурения согласно настоящему изобретению.
Различные устройства являются подходящими для приложения достаточной силы для перемещения направляющей секции 204. Такие устройства включают в себя подвижные прижимные башмаки, такие как описанные в патентах США №№5265682; 5520255; 5553679; 5582259; 5603385; 5673763; 5778992 и 5971085 и патентной публикации США №2007/0251726. Другие подходящие устройства включают в себя поршни и/или кулачки, такие как описанные в патентах США №№5553678 и 6595303 и патентной публикации США №2006/0157283. Каждый из указанных патентов включен в данный документ в виде ссылки.
На фиг.2C показан приводимый в действие поршнем подвижный прижимной башмак, размещенный на направляющей секции 204 корпуса 200 долота. Подвижный прижимной башмак 228 в нормальном состоянии по существу откалиброван с направляющей секцией 204. Исполнительный механизм 230 прикладывает силу к поршню 232, перемещая подвижный прижимной башмак 228 в контакт со стенкой ствола скважины. Приводимый в действие поршнем подвижный прижимной башмак представлен только в качестве иллюстрации, но не ограничения объема изобретения. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что силу для перемещения прижимного башмака можно прикладывать различными устройствами, включающими в себя вышеупомянутое поршневое устройство, а также многочисленные подходящие альтернативные механические, электрические, электромеханические, и/или пневматические/гидравлические устройства.
На фиг.2D показан другой вариант осуществления приводимого в действие поршнем шарнирно закрепленного подвижного прижимного башмака. Подвижный прижимной башмак 228 приводится в действие аналогично системе, показанной на фиг.2C, с отличием в том, что подвижный прижимной башмак 228 соединен с направляющей секцией 204 поворотным шарниром 234. Ось поворота в шарнире 234 необязательно должна быть параллельной оси 208 вращения, но может также быть ортогональной оси 208 вращения, как показано на фиг.2E. Как изложено выше, приводимый в действие поршнем шарнирно закрепленный перемещающийся прижимной башмак не ограничивает объем изобретения и может быть легко заменен подходящим альтернативным устройством, как понятно специалисту в данной области техники.
Кроме того, или альтернативно давление текучей среды можно использовать для перемещения непосредственно направляющей секции 204. Как показано на фиг.2A, некоторые варианты осуществления устройства 212 управления включают в себя стационарный прижимной башмак 214 и одно или несколько дроссельных отверстий 216 для избирательного выпуска текучей среды для управления направляющей секцией 204, при этом движущую силу создает давление между прижимным башмаком и породой, когда буровой раствор выпускается наружу для соединения с обратным потоком к поверхности. Текучая среда, в некоторых вариантах осуществления, буровой раствор, подается через внутренний объем бурильной колонны 12 и корпуса 200 долота, как описано в данном документе. Текучая среда, в общем, находится под высоким давлением и является несжимаемой, но это не исключает использования многофазных текучих сред, где можно достигать требуемого запертого давления. Когда текучая среда выходит из дроссельного отверстия 216, она создает давление между стационарным прижимным башмаком 214 и стенкой ствола 11 скважины.
В некоторых вариантах осуществления стационарные прижимные башмаки 214 имеют размер, близко совпадающий с диаметром режущей поверхности 210 направляющей секции 204. Более крупные стационарные прижимные башмаки 214 должны создавать, в результате, меньший зазор между прижимными башмаками 214 и стенкой ствола 11 скважины, результатом чего является большее давление при избирательном выпуске текучей среды из дроссельного отверстия 216. Также, стационарные прижимные башмаки 214 с большей площадью поверхности должны создавать более высокое давление и увеличенную силу управления направлением бурения. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления изобретения используют непрерывные стационарные прижимные башмаки 214 или стационарные прижимные башмаки 214 исключаются и вместо них выполняются все или некоторые не режущие участки направляющей секции 204 с диаметром, одинаковым с диаметром режущих поверхностей 210.
Стационарные прижимные башмаки 214 и подвижные прижимные башмаки 228 разработаны выдерживающими воздействие значительных усилий и температур. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления стационарные прижимные башмаки 214 и подвижные прижимные башмаки 228 сконструированы из металла, такого как сталь, титан, латунь и т.п. В других вариантах осуществления стационарные прижимные башмаки 214 и подвижные прижимные башмаки 228 включают в себя твердосплавные наплавки или износостойкие покрытия, такие как покрытия, включающие в себя керамические карбидные вставки, для создания увеличенного срока службы. Подходящие покрытия описаны, например, в патентной публикации США №2007/0202350, включенной в данный документ в виде ссылки.
Устройство 212 управления можно приводить в действие различными способами. В некоторых вариантах осуществления, устройство 212 управления приводится в действие электрическими, механическими или электромеханическими устройствами, такими как зубчатые передачи, винтовые передачи, сервомеханизмы, двигатели, магниты и т.п. В других вариантах осуществления, устройство управления имеет гидравлический привод, например, использующий буровой раствор, проходящий через бурильную колонну 12, действующую на поворотный клапан. Подходящие устройства для приведения в действие устройств управления раскрыты, например, в патенте США №5553678, включенном в данный документ в виде ссылки.
Для перемещения корпуса 200 долота в необходимом направлении устройство 212 управления избирательно приводится в действие относительно углового положения устройства управления. На фиг.3 показан ствол 11 скважины в подземном пласте. В поперечном сечении корпуса 200 долота показано размещение устройства 212 управления. В данном примере оператор стремится к перемещению корпуса 212 долота (вращение по часовой стрелке) к точке 302, размещенной в направлении х относительно текущего положения корпуса 200 долота. Хотя устройство управления должно создавать вектор силы с положительным компонентом по х, если устройство управления приведено в действие в любой точке, когда устройство 212 управления размещено на противоположной стороне ствола 11 скважины между точками 304 и 306, оно должно создавать силу максимальной величины в направлении х, если приведено в действие в точке 310. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления приведение в действие устройства 312 управления является приблизительно периодическим или синусоидальным, при этом оно начинает развертывание при прохождении устройством управления точки 306, достигает максимального развертывания в точке 308 и убирается к точке 304.
В некоторых вариантах осуществления поворотный клапан 218 (также именуемый спайдерным клапаном) можно использовать для избирательного приведения в действие устройства 212 управления. Подходящие поворотные клапаны описаны в патентах публикации США №№4630244; 5553678; 7188685 и патентной публикации США №2007/0242565, включенных в данный документ в виде ссылки.
В некоторых вариантах осуществления направляющая секция содержит несколько устройств 212 управления, которые могут размещаться симметрично вокруг направляющей секции 204. Например, устройства 212 управления могут размещаться на фиксированном расстоянии от передней и/или задней кромки корпуса 200 долота и иметь одинаковый разнос, например, 120 градусов на центре для пилотной секции 204 с тремя устройствами 212 управления. В альтернативных вариантах осуществления устройства 212 управления нерегулярно размещены или сгруппированы.
Как также показано на фиг.2A, корпус 200 долота может дополнительно включать в себя блок 220 управления для избирательного приведения в действие устройств 212 управления. Блок 220 управления поддерживает надлежащее угловое положение корпуса 200 долота относительно подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления блок 220 управления установлен на подшипниках, обеспечивающих свободное вращение блока 220 управления вокруг оси 208 бурильной колонны. Блок 220 управления согласно некоторым вариантам осуществления оборудован датчиками, такими как акселерометр с тремя измерительными осями и/или магнетометр для детектирования угла наклона и азимута корпуса 200 долота. Блок 220 управления может дополнительно связываться с датчиками, расположенными в элементах корпуса долота, таких как 209, 210, 212, и т.д., так что датчики могут предоставлять данные параметров пласта или динамики бурения в блок 220 управления. Данные параметров пласта могут включать в себя информацию по примыкающему геологическому пласту, собранную от ультразвуковых или ядерно-резонансных устройств отображения, таких как рассмотренные в патентной публикации США №2007/0154341, содержание которой включено в данный документ в виде ссылки. Данные динамики бурения могут включать в себя измерения вибрации, ускорения, скорости и температуры корпуса долота (таких элементов, как 209, 210, 212 и т.д.). Датчики, описанные в данном документе, могут размещаться в одной или нескольких зонах корпуса 200 долота, включающих в себя, без ограничения этим, направляющую секцию 204 и разбуривающую секцию 206.
В некоторых вариантах осуществления блок 220 управления программируют на поверхности для следования необходимому углу наклона и направлению. Продвижение корпуса 200 долота можно измерять с использованием систем измерений во время бурения и передавать данные на поверхность посредством последовательности импульсов в буровом растворе, посредством акустического способа или другого способа беспроводной связи. Если траекторию требуется изменить, можно передавать новые инструкции. Системы связи через буровой раствор описаны в патентной публикации США №2006/0131030, включенной в данный документ в виде ссылки. Подходящие системы поставляет под торговой маркой POWERPULSE™ компания Schlumberger Technology Corporation, Sugar Land, Texas.
Стабилизирующее кольцо
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения стабилизирующее кольцо может быть просто "глухим стабилизатором", ориентируемым вблизи разбуривающего устройства так, что силы от разбуривающего устройства являются изолированными от пилотного долота. Согласно альтернативному варианту осуществления стабилизирующее кольцо может свободно вращаться. В альтернативном варианте осуществления, как понятно специалистам в данной области техники, стабилизирующее кольцо можно перемещать радиально наружу буровым раствором (сходно с прижимными башмаками) для демпфирования движения вбок при бурении. Наконец, специалист в данной области техники должен учитывать, что вышеупомянутое в отношении прижимных башмаков можно использовать частично или полностью, так что эксцентрические смещения стабилизирующего кольца можно использовать в отталкивании компоновки пилотного долота.
В других вариантах осуществления корпус 200 долота дополнительно содержит стабилизирующее кольцо 222, размещенное между направляющей секцией 204 и разбуривающей секцией 206. Кольцо 222 можно соединять как с направляющей секцией 204, так и с разбуривающей секцией 206, или оно может свободно вращаться между секциями 204 и 206. В некоторых вариантах осуществления, стабилизирующее кольцо регулирует перемещение или уклонение направляющей секции от оси 208 вращения корпуса 200 долота и/или разбуривающей секции 206. В других вариантах осуществления стабилизирующее кольцо демпфирует вибрации, создаваемые работой направляющей секцией.
На фиг.4A и 4B показан вариант стабилизирующего кольца 222. Кольцо 222 имеет отверстие 402 для размещения направляющей секции 204. Некоторые варианты осуществления также включают в себя скошенный участок 404, контактирующий с направляющей секцией 204, и плоский участок, контактирующий с разбуривающей секцией 206 для регулирования отклонения. В других вариантах осуществления скошенный участок 404 является закругленным. В дополнительных вариантах осуществления, кромка 406 между скошенным участком и внутренней поверхностью 408 является закругленной или срезанной.
В некоторых вариантах осуществления стабилизирующее кольцо 222 имеет одно или несколько отверстий между скошенным участком 404 и плоским участком 410. Эти отверстия обеспечивают проход множества шпилек через кольцо 222 для вращательного соединения направляющей секции 204 и разбуривающей секции 206. Такое соединение может быть идеальным в ситуациях, где необходима одинаковая скорость вращения для обеих секций 204 и 206. Соединение обеспечивает вращение обеих секций 204 и 206 без использования забойного гидравлического двигателя.
Кольцо 222 в идеале выполнено с возможностью выдерживания значительных усилий и температур. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления кольцо 222 изготовлено из металлов, таких как сталь, титан, латунь и т.п. В других вариантах осуществления кольцо 222 включает в себя стойкое к абразивному износу покрытие, такое как керамическое или поглощающее ударные воздействия покрытие, содержащее материалы, такие как эластомеры.
Некоторые варианты осуществления изобретения разработаны с возможностью быстрой замены стабилизирующего кольца 222. Например, центрирующее кольцо 222 может состоять из двух или более полукруглых деталей, скрепленных винтами, болтами, фиксаторами и т.п. Такое конструктивное исполнение обеспечивает замену кольца 222 без снятия направляющей секции 204.
При регулировании отклонения секции 204 кольцо 222 передает боковые усилия, приложенные к направляющей секции 204 в результате действия устройства 212 управления, при этом обуславливая отклонение разбуривающей секции 206 и бурение криволинейного ствола скважины. Специалист в данной области техники должен учитывать, что управление направлением пилотного долота можно дополнительно обеспечить или дополнять посредством избирательного изменения крутящего момента или скорости вращения и/или действием противоположно направленного крутящего момента или скорости вращения направляющей секции относительно разбуривающей секции. Кроме того, можно модулировать осевую нагрузку на долото для обеспечения надлежащего соответствия процесса разрушения породы направляющей и разбуривающей секцией.
В дополнительных вариантах осуществления направляющая секция 204 вращается независимо от разбуривающей секции 206. Например, направляющая секция 204 может вращаться быстрее, медленнее или со скоростью, одинаковой с разбуривающей секцией 206. Кроме того, направляющая секция 204 может вращаться в одном или противоположном направлении с разбуривающей секцией 206. Направляющая секция 204 и разбуривающая секция 206 могут быть выполнены для вращения с любой скоростью, являющейся предпочтительной для конкретного варианта осуществления, например между одним оборотом в минуту и 10000 оборотов в минуту.
В некоторых вариантах осуществления, направляющую секцию 204 и/или разбуривающую секцию 206 вращает гидравлический забойный двигатель (не показано). Гидравлическим забойным двигателем является гидравлический двигатель объемного типа, использующий гидравлическую мощность бурового раствора для привода корпуса долота. Являющийся примером гидравлический забойный двигатель описан в патенте США №6527512, включенном в данный документ в виде ссылки. Гидравлические забойные двигатели поставляют под торговыми марками SPERRY FLEX®, SLICKBORE®, и SPERRY DRILL® подразделение Sperry Drilling Services компании Halliburton, Houston, Texas. Кроме того, направляющую секцию 204 и/или разбуривающую секцию 206 можно вращать бурильной колонной 12 или другим средством привода, таким как электродвигатель с аккумуляторной батареей.
В дополнительном варианте осуществления корпус 200 долота включает в себя один или несколько стабилизирующих прижимных башмаков 224, которые действуют аналогично устройству 212 управления для опоры задних участков корпуса 200 долота и/или бурильной колонны 12 и предотвращения нежелательных отклонений.
Как показано на фиг.2A, корпус 200 долота может быть долотом со смещенным центром. Долото со смещенным центром отличается эксцентрической разбуривающей секцией 206a, в которой первая режущая поверхность 209a проходит дальше от оси 208 вращения, чем вторая режущая поверхность 209b.
Приведенное выше подробное описание и чертежи, прилагаемые к нему, являются иллюстративными и демонстрируют некоторые предпочтительные варианты осуществления изобретения. Следует понимать, что описание не следует воспринимать ограничивающим изобретение, поскольку специалисты в данной области техники могут выполнять в нем многие изменения, модификации и замены без отхода, по существу, от объема изобретения.
Claims (34)
1. Корпус долота, содержащий
задний конец, выполненный с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной,
направляющую секцию, расположенную на ведущем, противоположном заднему конце корпуса долота,
разбуривающую секцию, расположенную между ведущим и задним концами, причем задний конец, направляющая секция и разбуривающая секция соединены в единый корпус долота, проходящий по общей продольной оси, и
стабилизирующее кольцо, соединенное с разбуривающей секцией для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения, проходящей от направляющей секции через задний конец,
при этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией единого корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота.
задний конец, выполненный с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной,
направляющую секцию, расположенную на ведущем, противоположном заднему конце корпуса долота,
разбуривающую секцию, расположенную между ведущим и задним концами, причем задний конец, направляющая секция и разбуривающая секция соединены в единый корпус долота, проходящий по общей продольной оси, и
стабилизирующее кольцо, соединенное с разбуривающей секцией для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения, проходящей от направляющей секции через задний конец,
при этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией единого корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота.
2. Корпус долота по п.1, в котором устройство управления содержит подвижный прижимной башмак.
3. Корпус долота по п.2, в котором подвижный прижимной башмак приводится в действие текучей средой.
4. Корпус долота по п.3, в котором текучая среда является буровым раствором.
5. Корпус долота по п.2, в котором устройство управления дополнительно содержит поршень, соединенный с подвижным прижимным башмаком, и исполнительный механизм, соединенный с поршнем.
6. Корпус долота по п.1, в котором устройство управления содержит стационарный прижимной башмак и дроссельное отверстие для выброса текучей среды, размещенное в стационарном прижимном башмаке.
7. Корпус долота по п.6, в котором текучая среда является буровым раствором.
8. Корпус долота по п.1, дополнительно содержащий блок управления для регулирования действия, по меньшей мере, одного устройства управления.
9. Корпус долота по п.1, в котором блок управления содержит клапан регулирования подачи текучей среды в устройство управления.
10. Корпус долота по п.1, в котором клапан имеет электрический исполнительный механизм.
11. Корпус долота по п.1, в котором направляющая секция способна вращаться независимо от разбуривающей секции.
12. Корпус долота по п.11, дополнительно содержащий двигатель для вращения направляющей секции.
13. Корпус долота по п.12, в котором двигатель приводится в действие текучей средой.
14. Корпус долота по п.11, в котором скорость вращения направляющей секции превышает скорость вращения разбуривающей секции.
15. Корпус долота по п.11, в котором скорость вращения направляющей секции меньше скорости вращения разбуривающей секции.
16. Корпус долота по п.11, в котором направляющая секция способна вращаться в направлении, противоположном направлению вращения разбуривающей секции.
17. Корпус долота по п.11, в котором канал направляющей секции меньше канала разбуривающей секции.
18. Корпус долота по п.1, дополнительно содержащий датчик, связанный с, по меньшей мере, направляющей секцией или разбуривающей секцией.
19. Корпус долота по п.1, в котором устройство управления способно вращаться вместе с корпусом долота.
20. Корпус долота по п.1, в котором устройство управления является номинально геостационарным относительно корпуса долота.
21. Система оборудования буровой площадки, содержащая
бурильную колонну,
ведущую бурильную трубу, соединенную с бурильной колонной, и
корпус долота, содержащий
задний конец, выполненный с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной,
направляющую секцию, расположенную на ведущем, противоположном заднему, конце корпуса долота, и
разбуривающую секцию, расположенную между ведущим и задним концами, причем задний конец, направляющая секция и разбуривающая секция соединены в единый корпус долота, проходящий по общей продольной оси,
при этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией единого корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота, причем дополнительно направляющая секция содержит режущую поверхность, и разбуривающая секция содержит режущую поверхность, при этом режущая поверхность разбуривающей секции является менее действенной, чем режущая поверхность направляющей секции.
бурильную колонну,
ведущую бурильную трубу, соединенную с бурильной колонной, и
корпус долота, содержащий
задний конец, выполненный с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной,
направляющую секцию, расположенную на ведущем, противоположном заднему, конце корпуса долота, и
разбуривающую секцию, расположенную между ведущим и задним концами, причем задний конец, направляющая секция и разбуривающая секция соединены в единый корпус долота, проходящий по общей продольной оси,
при этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией единого корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота, причем дополнительно направляющая секция содержит режущую поверхность, и разбуривающая секция содержит режущую поверхность, при этом режущая поверхность разбуривающей секции является менее действенной, чем режущая поверхность направляющей секции.
22. Способ бурения криволинейного ствола скважины в подземном пласте, согласно которому:
устанавливают на бурильной колонне корпус долота, содержащий задний конец, выполненный с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной, направляющую секцию, расположенную на ведущем, противоположном заднему, конце корпуса долота, и разбуривающую секцию, соединенную непосредственно с направляющей секцией между ведущим и задним концами для образования единого корпуса долота, соединенного линейно по общей продольной оси, при этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления;
вращают, по меньшей мере, часть бурильной колонны и корпус долота и прикладывают осевую нагрузку к корпусу долота для введения направляющей секции корпуса долота в подземный пласт для проходки направляющего ствола скважины;
по существу одновременно проходят направляющий ствол скважины и увеличивают его с помощью разбуривающей секции;
избирательно приводят в действие устройство управления для перемещения пилотного долота в требуемом направлении и, таким образом, осуществляют бурение криволинейного ствола скважины, и
используют стабилизирующее кольцо, связанное с разбуривающей секцией, для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения, проходящей от направляющей секции через задний конец.
устанавливают на бурильной колонне корпус долота, содержащий задний конец, выполненный с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной, направляющую секцию, расположенную на ведущем, противоположном заднему, конце корпуса долота, и разбуривающую секцию, соединенную непосредственно с направляющей секцией между ведущим и задним концами для образования единого корпуса долота, соединенного линейно по общей продольной оси, при этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления;
вращают, по меньшей мере, часть бурильной колонны и корпус долота и прикладывают осевую нагрузку к корпусу долота для введения направляющей секции корпуса долота в подземный пласт для проходки направляющего ствола скважины;
по существу одновременно проходят направляющий ствол скважины и увеличивают его с помощью разбуривающей секции;
избирательно приводят в действие устройство управления для перемещения пилотного долота в требуемом направлении и, таким образом, осуществляют бурение криволинейного ствола скважины, и
используют стабилизирующее кольцо, связанное с разбуривающей секцией, для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения, проходящей от направляющей секции через задний конец.
23. Способ по п.22, согласно которому устройство управления содержит подвижный прижимной башмак.
24. Способ по п.23, согласно которому прижимной башмак приводят в действие текучей средой.
25. Способ по п.23, согласно которому устройство управления дополнительно содержит поршень, соединенный с подвижным прижимным башмаком, и исполнительный механизм, соединенный с поршнем.
26. Способ по п.22, согласно которому устройство управления содержит стационарный прижимной башмак и дроссельное отверстие для выброса текучей среды, размещенное в стационарном прижимном башмаке.
27. Способ по п.22, согласно которому дополнительно регулируют действие, по меньшей мере, одного устройства управления с использованием блока управления.
28. Способ по п.27, согласно которому блок управления содержит клапан регулирования подачи текучей среды к устройству управления.
29. Способ по п.22, согласно которому направляющая секция способна вращаться независимо от разбуривающей секции.
30. Способ по п.22, согласно которому дополнительно используют двигатель для вращения, по меньшей мере, направляющей секции.
31. Способ по п.22, согласно которому дополнительно регулируют, по меньшей мере, одно из следующего: окружную скорость, крутящий момент или направление направляющей секции относительно разбуривающей секции.
32. Способ по п.22, согласно которому дополнительно используют датчик, связанный с, по меньшей мере, направляющей секцией или разбуривающей секцией.
33. Способ по п.22, согласно которому устройство управления способно вращаться вместе с корпусом долота.
34. Способ по п.22, согласно которому устройство управления является номинально геостационарным относительно корпуса долота.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/171,459 | 2008-07-11 | ||
| US12/171,459 US8960329B2 (en) | 2008-07-11 | 2008-07-11 | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes |
| PCT/US2009/049645 WO2010005881A1 (en) | 2008-07-11 | 2009-07-03 | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011105038A RU2011105038A (ru) | 2012-08-20 |
| RU2513602C2 true RU2513602C2 (ru) | 2014-04-20 |
Family
ID=41166621
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011105038/03A RU2513602C2 (ru) | 2008-07-11 | 2009-07-03 | Долото для управляемого направленного бурения, система бурения и способ бурения криволинейных стволов скважин |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8960329B2 (ru) |
| CN (1) | CN102149895B (ru) |
| GB (1) | GB2474195B (ru) |
| NO (1) | NO20110130A1 (ru) |
| RU (1) | RU2513602C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010005881A1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2691194C1 (ru) * | 2018-08-02 | 2019-06-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Модульная управляемая система роторного бурения скважин малого диаметра |
| RU2728403C2 (ru) * | 2015-12-08 | 2020-07-29 | Веллтек А/С | Скважинный кабельный обрабатывающий инструментальный снаряд |
| RU2765025C1 (ru) * | 2021-02-01 | 2022-01-24 | Павел Михайлович Ведель | Способ бурения наклонно-направленной скважины и устройство для его осуществления |
| US11852015B2 (en) | 2019-04-15 | 2023-12-26 | Sparrow Downhole Tools Ltd. | Rotary steerable drilling system |
| RU2817301C2 (ru) * | 2019-04-15 | 2024-04-12 | Спарроу Даунхоул Тулз Лтд. | Буровая роторная управляемая система |
Families Citing this family (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8004421B2 (en) | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| US8960329B2 (en) | 2008-07-11 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes |
| BRPI1008353A2 (pt) * | 2009-01-30 | 2016-02-23 | Baker Hughes Inc | métodos, sistemas e conjuntos de ferramentas para distribuição de peso aplicado à broca entre a broca de perfuração rotativa perfuração da terra e o dispositivo escareador |
| US9080387B2 (en) * | 2010-08-03 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Directional wellbore control by pilot hole guidance |
| MX2013002663A (es) | 2010-09-09 | 2013-09-06 | Nat Oilwell Varco Lp | Aparato perforacion giratorio para fondo de pozo con miembros de interfaz de formacion y sistema de control. |
| US8869916B2 (en) | 2010-09-09 | 2014-10-28 | National Oilwell Varco, L.P. | Rotary steerable push-the-bit drilling apparatus with self-cleaning fluid filter |
| US8333254B2 (en) * | 2010-10-01 | 2012-12-18 | Hall David R | Steering mechanism with a ring disposed about an outer diameter of a drill bit and method for drilling |
| US8820440B2 (en) * | 2010-10-01 | 2014-09-02 | David R. Hall | Drill bit steering assembly |
| US9222352B2 (en) | 2010-11-18 | 2015-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Control of a component of a downhole tool |
| US8960330B2 (en) | 2010-12-14 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for directional drilling |
| US9080399B2 (en) | 2011-06-14 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools including retractable pads, cartridges including retractable pads for such tools, and related methods |
| US8757986B2 (en) | 2011-07-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive pump control for positive displacement pump failure modes |
| US9394783B2 (en) | 2011-08-26 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating inflow and outflow in a subterranean wellbore |
| US20130049983A1 (en) | 2011-08-26 | 2013-02-28 | John Rasmus | Method for calibrating a hydraulic model |
| US9228430B2 (en) | 2011-08-26 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating cuttings density while drilling |
| US9140114B2 (en) * | 2012-06-21 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented drilling system |
| US9140074B2 (en) * | 2012-07-30 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with a force application device using a lever device for controlling extension of a pad from a drill bit surface |
| US9181756B2 (en) * | 2012-07-30 | 2015-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with a force application using a motor and screw mechanism for controlling extension of a pad in the drill bit |
| US9206644B2 (en) * | 2012-09-24 | 2015-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Positive displacement motor (PDM) rotary steerable system (RSS) and apparatus |
| US9297251B2 (en) * | 2013-02-20 | 2016-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit systems with temperature sensors and applications using temperature sensor measurements |
| WO2015117151A2 (en) | 2014-02-03 | 2015-08-06 | Aps Technology, Inc. | System, apparatus and method for guiding a drill bit based on forces applied to a drill bit |
| GB2525892B (en) * | 2014-05-07 | 2017-05-24 | Tudor21 Ltd | A hole cutting device |
| US10494871B2 (en) | 2014-10-16 | 2019-12-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Modeling and simulation of drill strings with adaptive systems |
| US10113363B2 (en) | 2014-11-07 | 2018-10-30 | Aps Technology, Inc. | System and related methods for control of a directional drilling operation |
| US10605005B2 (en) | 2014-12-09 | 2020-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Steerable drill bit system |
| US10233700B2 (en) | 2015-03-31 | 2019-03-19 | Aps Technology, Inc. | Downhole drilling motor with an adjustment assembly |
| US10273759B2 (en) | 2015-12-17 | 2019-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting earth-boring tools and related systems and methods |
| US9657561B1 (en) | 2016-01-06 | 2017-05-23 | Isodrill, Inc. | Downhole power conversion and management using a dynamically variable displacement pump |
| US9464482B1 (en) | 2016-01-06 | 2016-10-11 | Isodrill, Llc | Rotary steerable drilling tool |
| US10487589B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-11-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools, depth-of-cut limiters, and methods of forming or servicing a wellbore |
| US10508323B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-12-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus for securing bodies using shape memory materials |
| US10280479B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools and methods for forming earth-boring tools using shape memory materials |
| CA3013075A1 (en) | 2016-02-16 | 2017-08-24 | Extreme Rock Destruction LLC | Drilling machine |
| US10822878B2 (en) * | 2016-04-22 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Directional drilling control system and methods |
| US11255136B2 (en) | 2016-12-28 | 2022-02-22 | Xr Lateral Llc | Bottom hole assemblies for directional drilling |
| US10890030B2 (en) * | 2016-12-28 | 2021-01-12 | Xr Lateral Llc | Method, apparatus by method, and apparatus of guidance positioning members for directional drilling |
| US11208847B2 (en) | 2017-05-05 | 2021-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Stepped downhole tools and methods of use |
| WO2019014142A1 (en) | 2017-07-12 | 2019-01-17 | Extreme Rock Destruction, LLC | LATERALLY ORIENTED CUTTING STRUCTURES |
| US10633929B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-04-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting earth-boring tools and related systems |
| CA3086476C (en) | 2018-02-19 | 2023-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary steerable tool with dump valve |
| US20200208472A1 (en) * | 2018-12-31 | 2020-07-02 | China Petroleum & Chemical Corporation | Steerable downhole drilling tool |
| US11795763B2 (en) | 2020-06-11 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tools having radially extendable elements |
| CN115370348A (zh) * | 2022-08-31 | 2022-11-22 | 西南石油大学 | 一种泥浆驱动旋转导向钻井控制方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU152840A1 (ru) * | ||||
| US5314030A (en) * | 1992-08-12 | 1994-05-24 | Massachusetts Institute Of Technology | System for continuously guided drilling |
| RU2039186C1 (ru) * | 1991-05-06 | 1995-07-09 | Азербайджанский индустриальный университет им.М.Азизбекова | Устройство для бурения наклонных скважин |
| RU94035986A (ru) * | 1994-09-26 | 1996-07-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ бурения наклонно направленных скважин и устройство для его осуществления |
| WO2003008754A1 (en) * | 2001-07-16 | 2003-01-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Steerable rotary drill bit assembly with pilot bit |
| WO2007012858A1 (en) * | 2005-07-27 | 2007-02-01 | Schlumberger Holdings Limited | Steerable drilling system |
Family Cites Families (71)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1587266A (en) | 1922-11-14 | 1926-06-01 | John A Zublin | Means for forming a well bore |
| US1758773A (en) | 1926-03-20 | 1930-05-13 | Universal Engineering Company | Method of and bit for cutting alpha hole larger than the bit |
| US2074951A (en) | 1935-12-14 | 1937-03-23 | John A Zublin | Bit for drilling a hole larger than the bit |
| US3367430A (en) | 1966-08-24 | 1968-02-06 | Christensen Diamond Prod Co | Combination drill and reamer bit |
| SE411139B (sv) | 1977-04-29 | 1979-12-03 | Sandvik Ab | Anordning for borrning |
| US4241796A (en) | 1979-11-15 | 1980-12-30 | Terra Tek, Inc. | Active drill stabilizer assembly |
| SE421551B (sv) | 1980-03-26 | 1982-01-04 | Sandvik Ab | Borrverktyg for rotations- och/eller slagborrning |
| US4630244A (en) | 1984-03-30 | 1986-12-16 | Nl Industries, Inc. | Rotary acting shear valve for drilling fluid telemetry systems |
| DE3414206C1 (de) | 1984-04-14 | 1985-02-21 | Norton Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah | Drehbohrmeissel fuer Tiefbohrungen |
| US4706765A (en) | 1986-08-11 | 1987-11-17 | Four E Inc. | Drill bit assembly |
| CA2002135C (en) | 1988-11-03 | 1999-02-02 | James Bain Noble | Directional drilling apparatus and method |
| SE8901199L (sv) | 1989-04-05 | 1990-10-06 | Uniroc Ab | Excentrisk borrkrona |
| SE8901200L (sv) | 1989-04-05 | 1990-10-06 | Uniroc Ab | Anordning foer spolning av en borrkrona |
| US5265682A (en) | 1991-06-25 | 1993-11-30 | Camco Drilling Group Limited | Steerable rotary drilling systems |
| US5553678A (en) | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
| GB9411228D0 (en) | 1994-06-04 | 1994-07-27 | Camco Drilling Group Ltd | A modulated bias unit for rotary drilling |
| US5706765A (en) * | 1994-11-21 | 1998-01-13 | The Taylor Group, Inc. | Method and apparatus for cooping chickens |
| GB9503828D0 (en) | 1995-02-25 | 1995-04-19 | Camco Drilling Group Ltd | "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems" |
| GB9503827D0 (en) | 1995-02-25 | 1995-04-19 | Camco Drilling Group Ltd | "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems |
| GB9503829D0 (en) | 1995-02-25 | 1995-04-19 | Camco Drilling Group Ltd | "Improvememnts in or relating to steerable rotary drilling systems" |
| GB9503830D0 (en) | 1995-02-25 | 1995-04-19 | Camco Drilling Group Ltd | "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems" |
| US5992548A (en) | 1995-08-15 | 1999-11-30 | Diamond Products International, Inc. | Bi-center bit with oppositely disposed cutting surfaces |
| GB9521972D0 (en) | 1995-10-26 | 1996-01-03 | Camco Drilling Group Ltd | A drilling assembly for drilling holes in subsurface formations |
| US5655609A (en) * | 1996-01-16 | 1997-08-12 | Baroid Technology, Inc. | Extension and retraction mechanism for subsurface drilling equipment |
| 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 |
| GB2322651B (en) | 1996-11-06 | 2000-09-20 | Camco Drilling Group Ltd | A downhole unit for use in boreholes in a subsurface formation |
| US6213226B1 (en) * | 1997-12-04 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling assembly and method |
| US6092610A (en) | 1998-02-05 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells |
| US6237404B1 (en) | 1998-02-27 | 2001-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements |
| US6298929B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-10-09 | Austreberto F. Cobos Rojas | Bi-center bit assembly |
| US6158529A (en) | 1998-12-11 | 2000-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve |
| US6340064B2 (en) | 1999-02-03 | 2002-01-22 | Diamond Products International, Inc. | Bi-center bit adapted to drill casing shoe |
| CA2474232C (en) | 1999-07-12 | 2007-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Anti-rotation device for a steerable rotary drilling device |
| US6394200B1 (en) | 1999-10-28 | 2002-05-28 | Camco International (U.K.) Limited | Drillout bi-center bit |
| US6419033B1 (en) * | 1999-12-10 | 2002-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for simultaneous drilling and casing wellbores |
| US6364034B1 (en) | 2000-02-08 | 2002-04-02 | William N Schoeffler | Directional drilling apparatus |
| US20010052428A1 (en) | 2000-06-15 | 2001-12-20 | Larronde Michael L. | Steerable drilling tool |
| US6394193B1 (en) | 2000-07-19 | 2002-05-28 | Shlumberger Technology Corporation | Downhole adjustable bent housing for directional drilling |
| WO2002010547A1 (en) | 2000-07-28 | 2002-02-07 | Webb Charles T | Directional drilling apparatus with shifting cam |
| CA2345560C (en) | 2000-11-03 | 2010-04-06 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Rotary steerable drilling tool |
| US6527512B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-03-04 | Brush Wellman, Inc. | Mud motor |
| US20030127252A1 (en) | 2001-12-19 | 2003-07-10 | Geoff Downton | Motor Driven Hybrid Rotary Steerable System |
| US7805247B2 (en) | 2002-09-09 | 2010-09-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods for well data compression |
| US7334649B2 (en) | 2002-12-16 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling with casing |
| US6926099B2 (en) | 2003-03-26 | 2005-08-09 | Varel International, L.P. | Drill out bi-center bit and method for using same |
| GB2412388B (en) * | 2004-03-27 | 2006-09-27 | Schlumberger Holdings | Bottom hole assembly |
| US7287605B2 (en) | 2004-11-02 | 2007-10-30 | Scientific Drilling International | Steerable drilling apparatus having a differential displacement side-force exerting mechanism |
| US8517113B2 (en) | 2004-12-21 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Remotely actuating a valve |
| GB2422387A (en) | 2005-01-20 | 2006-07-26 | Schlumberger Holdings | Steerable Drilling System |
| US8004421B2 (en) | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| US8629782B2 (en) | 2006-05-10 | 2014-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using dual telemetry |
| EP1760495B1 (en) | 2005-08-30 | 2009-11-18 | Services Petroliers Schlumberger | A nuclear imaging probe |
| US7464772B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-12-16 | Hall David R | Downhole pressure pulse activated by jack element |
| US7544412B2 (en) | 2006-02-28 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Reducing abrasive wear in wear resistant coatings |
| US8590636B2 (en) | 2006-04-28 | 2013-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable drilling system |
| US7967081B2 (en) | 2006-11-09 | 2011-06-28 | Smith International, Inc. | Closed-loop physical caliper measurements and directional drilling method |
| US7594541B2 (en) | 2006-12-27 | 2009-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pump control for formation testing |
| US8121788B2 (en) | 2007-12-21 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to automatically correct LWD depth measurements |
| US8042387B2 (en) | 2008-05-16 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to control a formation testing operation based on a mudcake leakage |
| US8960329B2 (en) | 2008-07-11 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes |
| MX2013005175A (es) | 2010-11-08 | 2013-07-29 | Schlumberger Technology Bv | Sistema y método para la comunicación de datos entre instrumentos de hoyo y dispositivos de superficie. |
| US9222352B2 (en) | 2010-11-18 | 2015-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Control of a component of a downhole tool |
| US8960330B2 (en) | 2010-12-14 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for directional drilling |
| US8672056B2 (en) | 2010-12-23 | 2014-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling steering in a rotary steerable system |
| US8708064B2 (en) | 2010-12-23 | 2014-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to control steering and additional functionality in a rotary steerable system |
| US8757986B2 (en) | 2011-07-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive pump control for positive displacement pump failure modes |
| US9228430B2 (en) | 2011-08-26 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating cuttings density while drilling |
| US20130049983A1 (en) | 2011-08-26 | 2013-02-28 | John Rasmus | Method for calibrating a hydraulic model |
| US20130048380A1 (en) | 2011-08-26 | 2013-02-28 | John Rasmus | Wellbore interval densities |
| US9394783B2 (en) | 2011-08-26 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating inflow and outflow in a subterranean wellbore |
| US20130204534A1 (en) | 2012-01-27 | 2013-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method Of Estimating A Subterranean Formation Property |
-
2008
- 2008-07-11 US US12/171,459 patent/US8960329B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-07-03 GB GB1101885.0A patent/GB2474195B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-07-03 CN CN200980135488.6A patent/CN102149895B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-07-03 WO PCT/US2009/049645 patent/WO2010005881A1/en active Application Filing
- 2009-07-03 RU RU2011105038/03A patent/RU2513602C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-01-27 NO NO20110130A patent/NO20110130A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU152840A1 (ru) * | ||||
| RU2039186C1 (ru) * | 1991-05-06 | 1995-07-09 | Азербайджанский индустриальный университет им.М.Азизбекова | Устройство для бурения наклонных скважин |
| US5314030A (en) * | 1992-08-12 | 1994-05-24 | Massachusetts Institute Of Technology | System for continuously guided drilling |
| RU94035986A (ru) * | 1994-09-26 | 1996-07-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ бурения наклонно направленных скважин и устройство для его осуществления |
| WO2003008754A1 (en) * | 2001-07-16 | 2003-01-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Steerable rotary drill bit assembly with pilot bit |
| WO2007012858A1 (en) * | 2005-07-27 | 2007-02-01 | Schlumberger Holdings Limited | Steerable drilling system |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| СПИВАК А.И., "Технология бурения нефтяных и газовых скважин", Москва: "Недра", 2003, с.199-200, рис.4.46 * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728403C2 (ru) * | 2015-12-08 | 2020-07-29 | Веллтек А/С | Скважинный кабельный обрабатывающий инструментальный снаряд |
| US10851604B2 (en) | 2015-12-08 | 2020-12-01 | Welltec A/S | Downhole wireline machining tool string |
| RU2691194C1 (ru) * | 2018-08-02 | 2019-06-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Модульная управляемая система роторного бурения скважин малого диаметра |
| US11852015B2 (en) | 2019-04-15 | 2023-12-26 | Sparrow Downhole Tools Ltd. | Rotary steerable drilling system |
| RU2817301C2 (ru) * | 2019-04-15 | 2024-04-12 | Спарроу Даунхоул Тулз Лтд. | Буровая роторная управляемая система |
| RU2765025C1 (ru) * | 2021-02-01 | 2022-01-24 | Павел Михайлович Ведель | Способ бурения наклонно-направленной скважины и устройство для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201101885D0 (en) | 2011-03-23 |
| US20100006341A1 (en) | 2010-01-14 |
| US8960329B2 (en) | 2015-02-24 |
| GB2474195B (en) | 2012-06-06 |
| WO2010005881A1 (en) | 2010-01-14 |
| CN102149895A (zh) | 2011-08-10 |
| NO20110130A1 (no) | 2011-01-27 |
| GB2474195A (en) | 2011-04-06 |
| CN102149895B (zh) | 2015-09-02 |
| RU2011105038A (ru) | 2012-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2513602C2 (ru) | Долото для управляемого направленного бурения, система бурения и способ бурения криволинейных стволов скважин | |
| US8157024B2 (en) | Ball piston steering devices and methods of use | |
| AU2013277645B2 (en) | Directional drilling system | |
| US8307914B2 (en) | Drill bits and methods of drilling curved boreholes | |
| CN104411916A (zh) | 具有流动控制阀的钻井系统 | |
| RU2509862C2 (ru) | Сбалансированные от вибраций долота скважинные системы и способы их использования | |
| US7980328B2 (en) | Rotary steerable devices and methods of use | |
| US8235145B2 (en) | Gauge pads, cutters, rotary components, and methods for directional drilling | |
| US8235146B2 (en) | Actuators, actuatable joints, and methods of directional drilling | |
| WO2016130865A1 (en) | Displacement assembly with a displacement mechanism defining an exhaust path therethrough | |
| RU2509860C2 (ru) | Самостабилизирующиеся и сбалансированные от вибраций буровые долота и компоновки низа бурильных колонн и системы для их использования | |
| RU2574429C2 (ru) | Клапаны, компоновки низа бурильной колонны и способы избирательного приведения в действие двигателя | |
| GB2498657A (en) | Ball piston steering for directional drilling |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170704 |