RU2530952C2 - Гибкий соединитель для бурения с погружным пневмоударником - Google Patents

Гибкий соединитель для бурения с погружным пневмоударником Download PDF

Info

Publication number
RU2530952C2
RU2530952C2 RU2013102304/03A RU2013102304A RU2530952C2 RU 2530952 C2 RU2530952 C2 RU 2530952C2 RU 2013102304/03 A RU2013102304/03 A RU 2013102304/03A RU 2013102304 A RU2013102304 A RU 2013102304A RU 2530952 C2 RU2530952 C2 RU 2530952C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
flexible connector
component
drill string
connector
sensor
Prior art date
Application number
RU2013102304/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013102304A (ru
Inventor
Кристиан МЕНГЕР
Нобуйоси НИИНА
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2013102304A publication Critical patent/RU2013102304A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2530952C2 publication Critical patent/RU2530952C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/067—Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/05—Swivel joints
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
    • F16C11/00—Pivots; Pivotal connections
    • F16C11/04—Pivotal connections
    • F16C11/06—Ball-joints; Other joints having more than one degree of angular freedom, i.e. universal joints
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
    • F16C11/00—Pivots; Pivotal connections
    • F16C11/04—Pivotal connections
    • F16C11/12—Pivotal connections incorporating flexible connections, e.g. leaf springs
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
    • F16C2233/00—Monitoring condition, e.g. temperature, load, vibration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
    • F16C2352/00—Apparatus for drilling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16D—COUPLINGS FOR TRANSMITTING ROTATION; CLUTCHES; BRAKES
    • F16D3/00—Yielding couplings, i.e. with means permitting movement between the connected parts during the drive
    • F16D3/50—Yielding couplings, i.e. with means permitting movement between the connected parts during the drive with the coupling parts connected by one or more intermediate members
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T29/00—Metal working
    • Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
    • Y10T29/49826—Assembling or joining
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T403/00—Joints and connections
    • Y10T403/32—Articulated members
    • Y10T403/32549—Articulated members including limit means
    • Y10T403/32557—Articulated members including limit means for pivotal motion

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Manipulator (AREA)
  • Flexible Shafts (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к области бурения направленных скважин. Система обеспечения изгиба в стволе скважины содержит гибкий соединитель, имеющий первый компонент, образующий угол изгиба относительно второго компонента посредством универсального соединителя, и пружинный узел, регулируемый для изменения изгибной жесткости первого компонента относительно второго компонента. Гибкий соединитель дополнительно содержит датчик для измерения перемещения первого компонента относительно второго компонента. Система обеспечения изгиба дополнительно содержит систему привода, которая получает данные с датчика и реагирует для снижения вибрации. Обеспечивается повышение возможности отклонения скважины. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
При бурении с погружным пневмоударником гибкие соединители иногда используются для облегчения направленного бурения. Гибкие соединители могут быть полезными при управляемом бурении для обеспечения достаточной гибкости компоновки низа бурильной колонны. Традиционные гибкие соединители представляют собой длинные суженные вниз секции трубы, имеющие более низкую изгибную жесткость по сравнению с другими компонентами узла низа бурильной колонны.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В целом настоящее изобретение представляет гибкое соединение, имеющее в основном улучшенные возможности для использования в более широком диапазоне бурильных работ. В одном варианте воплощения гибкий соединитель имеет регулируемую изгибную жесткость и является намного более компактным, чем традиционные гибкие соединители. Гибкий соединитель также может быть предназначен для устранения воздействия изгибающих моментов на бурильные замки и в некоторых применениях может использоваться в качестве активного узла для контроля вибрацией и ударов посредством включения соответствующих датчиков и системы гидравлического привода. Конструкция также позволяет включение других устройств, таких как устройств электрической изоляции, расположенных выше и/или ниже гибкого соединителя. В некоторых применениях, соединитель может быть также оснащен кабелем электропитания, проходящим сквозь него.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Определенные варианты воплощения изобретения будут описаны ниже со ссылкой на соответствующие чертежи, где одинаковые позиции обозначают одинаковые элементы. На чертежах показано следующее:
На Фиг.1 показан схематический вид гибкого соединителя, включенного в бурильную колонну для облегчения направленного бурения в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения;
На Фиг.2 показана блок-схема, иллюстрирующая вариант воплощения осуществления способа использования гибкого соединителя для контроля вредного воздействия бурения в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения; и
На Фиг.3 показан схематический вид буровой системы, включающей гибкий соединитель для облегчения направленного бурения в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
В следующем описании многочисленные детали излагаются для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в этой области должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть использовано без этих деталей и возможны различные изменения и модификации описанных вариантов воплощения.
Настоящее изобретение в целом относится к системе и способу для облегчения направленного бурения путем включения гибкого соединителя в бурильную колонну. Гибкий соединитель может быть использован для обеспечения достаточной гибкости компоновки низа бурильной колонны для повышения возможности отклонения ствола скважины при бурении. Гибкий соединитель также может быть предназначен для обеспечения регулируемой жесткости при компактной конструкции. В некоторых вариантах осуществления гибкий соединитель может регулироваться для изменения допустимого угла отклонения. В других вариантах осуществления гибкий соединитель может включать встроенный стабилизатор. Дополнительно, гибкий соединитель может использоваться в различных применениях роторного управляемого бурения для облегчения направленного бурения.
На фиг.1 показан вариант воплощения гибкого соединителя 20, соединенного с бурильной колонной 22, которая может включать компоновку 24 низа бурильной колонны, расположенную на нижней части гибкого соединителя 20. При выполнении бурения компоновка 24 может включать в себя роторную управляемую систему для управления буровой коронкой. В иллюстрируемом примере гибкий соединитель 20 включает в себя первый компонент 26, соединенный со вторым компонентом 28 через универсальный соединитель 30, такой как универсальный шарнир Гука. Первый компонент 26 может поворачиваться относительно второго компонента 28 вокруг универсального соединителя 30 для создания угла изгиба. Конструкция гибкого соединителя 20 и универсального соединителя 30 обеспечивает сплошной соединитель, который может подвергаться высоким нагрузкам.
В иллюстрируемом варианте воплощения гибкий соединитель 20 включает в себя внутренний регулируемый пружинный узел 32, который может быть отрегулирован для обеспечения переменной изгибной жесткости первого компонента 26 относительно второго компонента 28. Например, пружинный узел 32 может включать в себя несколько рессор 34, которые могут быть избирательно отрегулированы внешним регулировочным механизмом 36 для изменения изгибной жесткости. Однако пружинный узел 32 может также использовать другие типы пружин, например торсионные пружины, спиральные пружины или пружины растяжения.
Гибкий соединитель 20 может дополнительно включать в себя втулку 38, соединенную с одним из компонентов 26, 28 и проходящую за универсальный соединитель 30 для его защиты. В качестве примера, втулка 38 может быть жестко соединена со вторым компонентом 28 в положении, которое позволяет втулке проходить за универсальный соединитель 30 и охватывать часть первого компонента 26. Это позволяет использовать втулку 38 для ограничения максимального смещения/угла изгиба гибкого соединителя. Регулировочный механизм 40, такой как разрезные кольца, может быть установлен на втулку 38 для ограничения поворота первого компонента 26 относительно второго компонента 28 и, таким образом, использоваться для выборочного регулирования максимального смещения/угла изгиба гибкого соединителя 20. Внешняя втулка 38 может быть введена в ствол 42 скважины или она может включать в себя стабилизаторы 44, такие как стабилизирующие лопатки, для облегчения центрирования гибкого соединителя 20 в стволе 42 скважины.
В иллюстрируемом варианте воплощения пружинный узел 32 расположен внутри внешней втулки 38 между внутренней поверхностью втулки и частью первого компонента 26, закрытой внешней втулкой 38. Предварительно нагруженный пружинный узел 32 может выборочно регулироваться для изменения изгибной жесткости гибкого соединителя. Например, если пружинный узел включает в себя рессоры 34, предварительно нагруженные рессоры могут регулироваться снаружи для изменения изгибной жесткости первого компонента 26 относительно второго компонента 28.
В зависимости от особенностей данного применения дополнительные устройства могут быть включены в гибкий соединитель 20, такие как электрический кабель 46, расположенный в гибком соединителе 20. В качестве примера, кабель 46 может включать соединение шины локального инструмента или многоконтактный вращающийся соединитель в верхней и нижней частях узла гибкого соединителя. Дополнительно, изоляционный элемент 48, такой как изоляционное покрытие, может быть использован для первого компонента 26 и второго компонента 28 таким образом, чтобы обеспечивать электрическую изоляцию между инструментами или другими компонентами выше и ниже гибкого соединителя 20.
Конструкция гибкого соединителя 20 имеет относительно короткий профиль, который позволяет снизить изгибающие нагрузки на вращающиеся соединители выше и ниже гибкого соединителя при высокой степени искривленности естественного ствола скважины. Это свойство облегчает опускание инструмента при высоком значении СИС указанной степени искривленности. Дополнительно, гибкий соединитель 20 может быть использован при вращательном и поступательном режимах бурения.
Другим устройством, которое может быть включено в гибкий соединитель 20, является привод или приводы 50, такой как гидравлический привод или приводы, работающий с одним или более датчиками 52. Датчики 52 могут быть предназначены и расположены для контроля ударов и вибрации, а также для передачи информации в систему 54 управления. Например, датчики 52 могут быть расположены для контроля относительного перемещения, например вибраций, между первым компонентом 26 и вторым компонентом 28. Система 54 управления также предназначена для управления гидравлическими приводами 50 таким образом, чтобы активно снижать вибрацию и удары во время, например, бурения. Один или более гидравлических приводов 50 могут быть расположены между внешней втулкой 38 и частью первого компонента 26, закрываемой втулкой 38.
Датчики 52 также могут быть выбраны и использованы для оптимизации условий бурения таким образом, который позволяет проактивно снижать удары, вибрацию и/или другие вредные воздействия. В одном варианте воплощения, например, датчики 52 передают данные в систему 54 управления, расположенную на поверхности. Данные могут передаваться на поверхность с помощью подходящей телеметрической системы, такой как системы измерения во время бурения или проводной системы в бурильной трубе. Данные, поступившие с датчиков 52, затем обрабатываются и оцениваются системой 54 управления для улучшения/оптимизации условий, т.е. снижения ударов и вибрации. Примеры условий, которые могут быть оптимизированы для активного снижения вредных воздействий, включают крутящий момент, частоту вращения при бурении, нагрузку на коронку, скорость потока и/или другие условия.
На фиг.2 представлена блок-схема для иллюстрации одного варианта воплощения способа использования управляемых приводов 50 совместно с гибким соединителем 20 для ограничения или снижения вредных воздействий буровые работы. На стадии 56 бурильная колонна 22 включает и управляется гибким соединителем 20 во время бурения. Один или более датчиков 52 используются для измерения относительного перемещения между компонентами гибкого соединителя, такими как первый компонент 26 и второй компонент 28, на стадии 58. Однако датчики 52 могут быть размещены на, между или в непосредственной близости от дополнительных или альтернативных компонентов, в зависимости от конструкции бурильной колонны и от конкретного параметра или параметров, подвергающихся контролю.
Данные о перемещении с датчиков 52 передаются в систему 54 управления на стадии 60. Система 54 управления может быть расположена в бурильной колонне 22, или на поверхности, или в другом пригодном месте. Независимо от расположения, система управления 54 программируется для обработки данных датчика на стадии 62 для облегчения контроля нежелательных эффектов, например вибрации и/или ударов, вызванных буровыми работами. На основании обработанных данных система 54 управления посылает сигналы на приводы 50 на стадии 64. Сигналы управления предназначены для управления одним или более приводами 50 таким образом, который позволяет оптимизировать бурение путем снижения или устранения нежелательного эффекта, например вибрации и/или ударов, как представлено блоком 66. В некоторых вариантах воплощения приводы 50 включают в себя гидравлические приводы; однако другие типы приводов, например электромеханические приводы, пьезоэлектрические приводы, могут использоваться для данного применения.
Гибкий соединитель 20 может быть использован в различных буровых системах для облегчения выполнения многих видов буровых работ. На фиг.3, например, буровая система включает в себя бурильную колонну 22, используемую для бурения горизонтального или многостороннего ствола скважины. В этом примере бурильная колонна включает в себя компоновку 24 низа бурильной колонны, имеющую роторную управляемую систему 68, предназначенную для облегчения бурения одного или более горизонтальных стволов 70. Роторная управляемая система 68 может быть любого из различных типов, известных специалистам в этой области, и система 68 используется для ориентирования бурильной коронки 72 для бурения горизонтального ствола скважины 70 до требуемого положения.
В данном конкретном примере множество датчиков 52 используется для предоставления данных системе 54 управления, которая, в свою очередь, направляет сигналы управления множеству гидравлических приводов 50 для снижения вибрационных и ударных нагрузок, которые бы в противном случае проявлялись во время бурения горизонтальной скважины. Система 54 управления может быть расположена на поверхности; однако могут быть использованы другие места для расположения системы управления, которые могут быть выбраны в соответствии с конструкцией бурильной системы и параметрами данных буровых работ. Сигналы могут передаваться между гибким соединителем 20 и системой 54 управления через канал 74 связи. Канал 74 связи может включать в себя проводную линию, такую как кабель, или линию беспроводной связи, использующую способ беспроводной связи, такой как гидроимпульсная скважинная телеметрия.
Хотя только несколько вариантов воплощения настоящего изобретения были описаны подробно выше, специалистам в этой области понятно, что множество модификаций возможно в объеме настоящего изобретения, определяемом пунктами формулы изобретения.

Claims (18)

1. Система обеспечения изгиба в стволе скважины, содержащая гибкий соединитель, имеющий первый компонент, образующий угол изгиба относительно второго компонента посредством универсального соединителя, и пружинный узел, регулируемый для изменения изгибной жесткости первого компонента относительно второго компонента, причем гибкий соединитель дополнительно содержит датчик для измерения перемещения первого компонента относительно второго компонента, а упомянутая система дополнительно содержит систему привода, которая получает данные с датчика и реагирует для снижения вибрации.
2. Система по п.1, в которой гибкий соединитель дополнительно содержит втулку, прикрепленную к одному из первого компонента и второго компонента и проходящую за универсальный соединитель для ограничения изгиба.
3. Система по п.1, в которой пружинный узел содержит рессоры.
4. Система по п.1, в которой гибкий соединитель дополнительно содержит кабель электропитания, проходящий через него.
5. Система по п.1, которая дополнительно содержит по меньшей мере один скважинный датчик, способный передавать данные в систему управления, которая способна обрабатывать данные для проактивной оптимизации условий бурения для снижения ударов и вибрации.
6. Система по п.1, которая дополнительно содержит компоновку низа бурильной колонны, соединенную с гибким соединителем в бурильной колонне.
7. Способ, содержащий следующие стадии:
создание гибкого соединителя с регулируемым пружинным узлом;
подсоединение гибкого соединителя в бурильной колонне;
регулировку регулируемого пружинного узла для обеспечения требуемой изгибной жесткости; и
обеспечение электрической изоляции компонентов гибкого соединителя.
8. Способ по п.7, который дополнительно содержит ограничение степени изгиба гибкого соединителя.
9. Способ по п.7, который дополнительно содержит ограничение степени изгиба гибкого соединителя посредством втулки, проходящей за универсальный соединитель.
10. Способ по п.7, который дополнительно содержит размещение электрического кабеля в гибком соединителе.
11. Способ по п.7, который дополнительно содержит использование гидравлического привода в гибком соединителе для снижения вибрации.
12. Способ по п.7, в котором создание гибкого соединителя содержит оснащение гибкого соединителя регулируемым рессорным узлом.
13. Способ по п.7, в котором подсоединение гибкого соединителя содержит соединение гибкого соединителя в бурильной колонне, содержащий компоновку низа бурильной колонны, имеющую роторную управляемую систему для управления бурильной коронкой.
14. Способ снижения вибрации в бурильной колонне, содержащий:
подсоединение гибкого соединителя в бурильной колонне;
оснащение гибкого соединителя одним приводом, расположенным между компонентами гибкого соединителя, которые перемещаются относительно друг друга;
обнаружение относительного перемещения между компонентами гибкого соединителя посредством датчика;
передачу данных с датчика в систему управления; и
обработку данных в системе управления и использование системы управления для передачи сигналов приводу на основании данных для снижения вибрации бурильной колонны.
15. Способ по п.14, который содержит оснащение гибкого соединителя множеством приводов.
16. Способ по п.14, который содержит оснащение гибкого соединителя гидравлическим приводом.
17. Способ по п.14, в котором обнаружение относительного перемещения между компонентами гибкого соединителя содержит размещение по меньшей мере одного датчика на гибком соединителе.
18. Способ по п.14, в котором оснащение гибкого соединителя по меньшей мере одним приводом содержит соединение привода между внешней втулкой гибкого соединителя и компонентом гибкого соединителя, закрываемого втулкой.
RU2013102304/03A 2010-06-18 2011-06-06 Гибкий соединитель для бурения с погружным пневмоударником RU2530952C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US35646210P 2010-06-18 2010-06-18
US61/356,462 2010-06-18
US13/053,415 2011-03-22
US13/053,415 US9803426B2 (en) 2010-06-18 2011-03-22 Flex joint for downhole drilling applications
PCT/IB2011/001972 WO2012014068A2 (en) 2010-06-18 2011-06-06 Flex joint for downhole drilling applications

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013102304A RU2013102304A (ru) 2014-08-10
RU2530952C2 true RU2530952C2 (ru) 2014-10-20

Family

ID=45327674

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013102304/03A RU2530952C2 (ru) 2010-06-18 2011-06-06 Гибкий соединитель для бурения с погружным пневмоударником

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9803426B2 (ru)
CN (1) CN103299021B (ru)
BR (1) BR112012031956A2 (ru)
CA (1) CA2801852C (ru)
GB (1) GB2495235A (ru)
NO (1) NO20121505A1 (ru)
RU (1) RU2530952C2 (ru)
WO (1) WO2012014068A2 (ru)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MX342513B (es) * 2012-05-17 2016-10-03 Halliburton Energy Services Inc Carcasa de herramienta de fondo de pozo de rigidez variable.
US9140114B2 (en) 2012-06-21 2015-09-22 Schlumberger Technology Corporation Instrumented drilling system
GB201214784D0 (en) 2012-08-20 2012-10-03 Smart Stabilizer Systems Ltd Articulating component of a downhole assembly
US9970235B2 (en) * 2012-10-15 2018-05-15 Bertrand Lacour Rotary steerable drilling system for drilling a borehole in an earth formation
US20140284103A1 (en) * 2013-03-25 2014-09-25 Schlumberger Technology Corporation Monitoring System for Drilling Instruments
CN103452498B (zh) * 2013-09-17 2015-06-03 天津大学 旋转导向钻井用万向节
US9587442B2 (en) 2014-03-20 2017-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Automated locking joint in a welbore tool string
US10151154B2 (en) 2014-04-08 2018-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Flexible tool housing
GB2533783B (en) * 2014-12-29 2019-06-05 Cameron Tech Ltd Subsea support
WO2018057696A1 (en) * 2016-09-23 2018-03-29 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Drilling apparatus using a sealed self-adjusting deflection device for drilling directional wells
US11261667B2 (en) 2015-03-24 2022-03-01 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Self-adjusting directional drilling apparatus and methods for drilling directional wells
US10519767B2 (en) 2015-07-29 2019-12-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Adaptive shell module with embedded functionality
WO2017019073A1 (en) * 2015-07-29 2017-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Steering force control mechanism for a downhole drilling tool
NO341556B1 (en) * 2016-02-26 2017-12-04 Fmc Kongsberg Subsea As System and method for reducing bending moments
US10907412B2 (en) 2016-03-31 2021-02-02 Schlumberger Technology Corporation Equipment string communication and steering
CN109844256B (zh) * 2016-09-23 2022-02-18 通用电气(Ge)贝克休斯有限责任公司 使用自调整偏转装置和方向传感器以用于钻出定向井的钻井设备
US11296050B2 (en) 2017-09-29 2022-04-05 Intel Corporation Chip with magnetic interconnect alignment
CA3032620C (en) 2018-02-15 2023-11-14 Avalon Research Ltd. Flexible coupling for downhole drive string
CN108643838B (zh) * 2018-03-29 2019-11-12 西南石油大学 一种井下可调导向钻井工具
CN108952572A (zh) * 2018-08-24 2018-12-07 广州海洋地质调查局 一种连续管钻井井下可调导向钻井工具
US11193331B2 (en) 2019-06-12 2021-12-07 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Self initiating bend motor for coil tubing drilling
CN111005683A (zh) * 2019-09-26 2020-04-14 霍尔果斯弗莱瑟逆向石油科技有限公司 一种分支井逆向钻井装置
US11643883B1 (en) 2022-01-06 2023-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable flex system for directional drilling

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU922263A1 (ru) * 1978-07-11 1982-04-23 Забайкальский комплексный научно-исследовательский институт Снар д дл направленного бурени
SU972033A1 (ru) * 1980-06-16 1982-11-07 Avdeev Leonid A Снар д дл направленного бурени скважин
RU2039188C1 (ru) * 1991-09-24 1995-07-09 Григорьев Михаил Никифорович Устройство для наклонно направленного бурения скважин
RU2055140C1 (ru) * 1991-03-29 1996-02-27 Абдурахманов Марат Темирханович Управляемый отклонитель
US5797453A (en) * 1995-10-12 1998-08-25 Specialty Machine & Supply, Inc. Apparatus for kicking over tool and method
RU2229012C2 (ru) * 1998-12-11 2004-05-20 Шлюмбергер Холдингз Лимитед Способ бурения скважин и одновременного направления бурового долота активно контролируемым вращательным направляемым скважинным буровым устройством и вращательное направляемое скважинное буровое устройство
UA28665U (en) * 2007-02-26 2007-12-25 Volodymyr Hnatiuk Ternopil Nat Cleaning conveyer of root-harvesting machine

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2925251A (en) * 1954-03-05 1960-02-16 Jan J Arps Earth well borehole drilling and logging system
US5139094A (en) * 1991-02-01 1992-08-18 Anadrill, Inc. Directional drilling methods and apparatus
US5769558A (en) 1996-10-17 1998-06-23 Radius Metier, Inc. Flex joint
US5836388A (en) 1997-07-16 1998-11-17 Computalog Limited Flexible joint for downhole tools
US5808191A (en) * 1997-08-28 1998-09-15 Western Atlas International, Inc. Well logging instrument string having flexibly coupled segments and a selectably operable flexible coupling therefor
GB9810321D0 (en) 1998-05-15 1998-07-15 Head Philip Method of downhole drilling and apparatus therefore
US20030127252A1 (en) 2001-12-19 2003-07-10 Geoff Downton Motor Driven Hybrid Rotary Steerable System
US7270198B2 (en) * 2002-12-09 2007-09-18 American Kinetics, Inc. Orienter for drilling tool assembly and method
US20060042792A1 (en) 2004-08-24 2006-03-02 Connell Michael L Methods and apparatus for locating a lateral wellbore
JP5362994B2 (ja) 2004-12-14 2013-12-11 レイセオン ユナイテッド セントラライザベースの測量及び誘導装置及び方法
WO2006083848A2 (en) 2005-02-01 2006-08-10 Tempress Technologies, Inc. Sleeved hose assembly and method for jet drilling of lateral wells
US7748474B2 (en) * 2006-06-20 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Active vibration control for subterranean drilling operations
CN101169031A (zh) * 2007-11-07 2008-04-30 无锡浩安科技发展有限公司 石油钻井钻具球形柔性接头
NO328634B1 (no) 2008-02-13 2010-04-12 Fmc Kongsberg Subsea As Ledd for anvendelse sammen med et stigeror, stigeror med slikt ledd og fremgangsmate for a redusere boyemomenter i et stigeror
CN201318133Y (zh) * 2008-12-10 2009-09-30 抚州市临川白勇海洋工程有限公司 一种海洋钻井立管柔性接头

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU922263A1 (ru) * 1978-07-11 1982-04-23 Забайкальский комплексный научно-исследовательский институт Снар д дл направленного бурени
SU972033A1 (ru) * 1980-06-16 1982-11-07 Avdeev Leonid A Снар д дл направленного бурени скважин
RU2055140C1 (ru) * 1991-03-29 1996-02-27 Абдурахманов Марат Темирханович Управляемый отклонитель
RU2039188C1 (ru) * 1991-09-24 1995-07-09 Григорьев Михаил Никифорович Устройство для наклонно направленного бурения скважин
US5797453A (en) * 1995-10-12 1998-08-25 Specialty Machine & Supply, Inc. Apparatus for kicking over tool and method
RU2229012C2 (ru) * 1998-12-11 2004-05-20 Шлюмбергер Холдингз Лимитед Способ бурения скважин и одновременного направления бурового долота активно контролируемым вращательным направляемым скважинным буровым устройством и вращательное направляемое скважинное буровое устройство
UA28665U (en) * 2007-02-26 2007-12-25 Volodymyr Hnatiuk Ternopil Nat Cleaning conveyer of root-harvesting machine

Also Published As

Publication number Publication date
GB2495235A (en) 2013-04-03
RU2013102304A (ru) 2014-08-10
US9803426B2 (en) 2017-10-31
WO2012014068A2 (en) 2012-02-02
US20110308858A1 (en) 2011-12-22
CA2801852C (en) 2015-06-30
CA2801852A1 (en) 2012-02-02
GB201222132D0 (en) 2013-01-23
CN103299021B (zh) 2016-07-06
CN103299021A (zh) 2013-09-11
NO20121505A1 (no) 2012-12-13
BR112012031956A2 (pt) 2016-11-08
WO2012014068A3 (en) 2013-03-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2530952C2 (ru) Гибкий соединитель для бурения с погружным пневмоударником
US10683710B2 (en) Device for isolating a tool from axial vibration while maintaining conductor connectivity
CN105247164B (zh) 井下电连接器
US20140151122A1 (en) Mitigation of rotational vibration using a torsional tuned mass damper
CN112088240A (zh) 用于减轻井下工具振动的阻尼器及用于井下井底钻具组合的振动隔离设备
WO2016019022A1 (en) Rig telemetry system
EP3596298B1 (en) Strategic flexible section for a rotary steerable system
US11149536B2 (en) Measurement of torque with shear stress sensors
CA2929580C (en) Bi-directional cv-joint for a rotary steerable tool
WO2021011016A1 (en) Measurement of torque with shear stress sensors
CA2944572C (en) Device for isolating a tool from axial vibration while maintaining conductor connectivity
NO20231350A1 (en) Multiple swivels and rotation motor system
AU2014415648A1 (en) Variable stiffness fixed bend housing for directional drilling
WO2020236199A1 (en) Recessed pockets for a drill collar
BR112020018681B1 (pt) Dispositivo e método de transferência de torque para uma broca de perfuração em um poço de exploração

Legal Events

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

Effective date: 20170607