RU2558826C2 - Скважинный направляющий инструмент - Google Patents

Скважинный направляющий инструмент Download PDF

Info

Publication number
RU2558826C2
RU2558826C2 RU2012127112/03A RU2012127112A RU2558826C2 RU 2558826 C2 RU2558826 C2 RU 2558826C2 RU 2012127112/03 A RU2012127112/03 A RU 2012127112/03A RU 2012127112 A RU2012127112 A RU 2012127112A RU 2558826 C2 RU2558826 C2 RU 2558826C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tool
sleeve
downhole tool
downhole
guide
Prior art date
Application number
RU2012127112/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012127112A (ru
Inventor
Йорген ХАЛЛУНДБАЕК
Томас Сьюн АНДЕРСЕН
Original Assignee
Веллтек А/С
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 Веллтек А/С filed Critical Веллтек А/С
Publication of RU2012127112A publication Critical patent/RU2012127112A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2558826C2 publication Critical patent/RU2558826C2/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/18Anchoring or feeding in the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/08Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
    • E21B23/12Tool diverters
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/14Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for displacing a cable or cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B31/00Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
    • E21B31/12Grappling tools, e.g. tongs or grabs
    • E21B31/14Grappling tools, e.g. tongs or grabs with means deflecting the direction of the tool, e.g. by use of knuckle joints
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/0035Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • E21B7/06Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/067Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Marine Sciences & Fisheries (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Gripping On Spindles (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, к скважинной системе, к способу перемещения такого инструмента и к применению такого инструмента для направления устройства в боковой отвод скважины. Технический результат заключается в надежном направлении устройства в боковой отвод скважины и в возможности прохождения кабелей через скважинный инструмент. Скважинный инструмент содержит корпус, подсоединенный к источнику энергии и содержащий направляющий носик для направления инструмента в боковой отвод ствола скважины и соединение для обеспечения вращения и поворота направляющего носика, причем инструмент содержит второе средство, содержащее подвижную в осевом направлении втулку, концентрически расположенную в корпусе инструмента вокруг оси корпуса инструмента, причем подвижная в осевом направлении втулка содержит оконечную поверхность, обращенную к соединению, при этом указанная оконечная поверхность втулки наклонена и образует угол с линией, перпендикулярной центральной оси корпуса инструмента, при этом подвижная в осевом направлении втулка выполнена с возможностью перемещения вдоль оси инструмента для закрепления направляющего носика в положении, в котором носик наклонен относительно оси инструмента, причем скважинный инструмент дополнительно содержит приводной блок, такой как шаговый двигатель, для вращения подвижной в осевом направлении втулки. Соединение скважинного инструмента содержит первую часть и вторую часть, при этом первая часть содержит выемку, зацепляющуюся со шпонкой во второй части. 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 12 ил.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к скважинному инструменту для направления устройства в боковой отвод ствола буровой скважины, причем инструмент имеет ось и содержит корпус инструмента, присоединенный к источнику энергии. Изобретение, кроме того, относится к способу перемещения скважинного инструмента в боковой отвод ствола скважины.
Уровень техники
Устройство для введения бурового снаряда для обслуживания скважины в боковой отвод ствола скважины известно из Патента США №5415238. Описанное в этом патенте устройство содержит направляющий носик для свободного перемещения мимо точки разделения стенки между основной буровой скважиной и боковым отводом и, следовательно, в боковой отвод. Устройство реализуется в одном варианте, содержащем две перемещающиеся области/соединения; одна для вращения устройства вокруг его собственной центральной оси, и другая - в виде шарнира - с помощью которой устройство смещается из положения согласования осей с корпусом.
Эти два подвижных соединения усложняют устройство, и вследствие вращения вокруг оси становится невозможным перемещать кабели мимо этого соединения и далее к следующему соединению - шарниру - поскольку это приводит к скручиванию кабелей. Следовательно, перемещение устройства может происходить только путем использования в устройстве нескольких источников энергии; один для вращения устройства вокруг его центральной оси, а другой для перемещения устройства в боковом направлении. Кроме того, невозможно должным образом расположить различные вспомогательные инструменты относительно направляющего устройства, поскольку эти вспомогательные инструменты также требуют энергии и вследствие этого могут быть установлены только до первого соединения, и не в наконечнике инструмента после достижения соединения, а на большом расстоянии от наконечника направляющего устройства.
Раскрытие изобретения
Особенность настоящего изобретения состоит в преодолении, по меньшей мере частично, недостатков упомянутого выше устройства и создании простого инструмента, позволяющего осуществлять перемещения в трех плоскостях/направлениях (X, Y и Z плоскостях) лишь в одной части конструкции.
Другой особенностью является создание устройства, подходящего для направления инструментов в боковую скважину, которое может быть установлено вблизи наконечника направляющего устройства или даже перед ним.
Дополнительной особенностью является создание направляющего устройства, где устройство для каротажа может быть расположено перед инструментом.
Вышеупомянутые цели, вместе с многочисленными другими целями, преимуществами и особенностями, которые станут очевидными из нижеприведенного описания изобретения, достигаются техническим решением в соответствии с настоящим изобретением с помощью скважинного инструмента для введения устройства в боковой отвод ствола скважины, причем инструмент имеет ось и содержит:
- корпус, подсоединенный к источнику энергии и содержащий:
- направляющий носик для введения инструмента в боковой отвод ствола скважины и
- соединение для обеспечения вращения и поворота направляющего носика,
причем инструмент содержит второе средство, содержащее оконечную поверхность, обращенную к соединению и наклоненную относительно плоскости, перпендикулярной к оси инструмента, и при этом второе средство выполнено с возможностью перемещения вдоль оси инструмента для закрепления направляющего носика в положении, в котором носик наклонен относительно оси инструмента.
Кроме того, настоящее изобретение относится к скважинному инструменту для введения устройства в боковой отвод ствола скважины, причем инструмент имеет ось и содержит:
- корпус, подсоединенный к источнику энергии и содержащий:
- направляющий носик для введения инструмента в боковой отвод ствола скважины и
- соединение для обеспечения вращения и поворота направляющего носика,
причем соединение содержит первую и вторую части, при этом первая часть содержит выемку, зацепляющуюся со шпонкой во второй части.
Скважинный инструмент устанавливают в буровой скважине, и датчик, который вводят в буровую скважину вместе со скважинным инструментом, обнаруживает расположение боковой буровой скважины, также называемой боковым отводом ствола скважины. Затем скважинный инструмент останавливают и двигают назад в некоторое положение до достижения бокового отвода ствола скважины, а соединение активизируют таким образом, чтобы разрешить перемещение направляющего носика в направлении бокового отвода ствола скважины, в котором соединение в состоянии двигаться в двух или трех направлениях, или в их комбинациях, в зависимости от положения бокового отвода ствола скважины относительно направляющего носика. Носик выполнен с возможностью двигаться по конической части шара.
Перемещение в двух направлениях следует понимать как перемещение в Х и Y направлении в системе координат X, Y, в которой продольное направление корпуса инструмента совпадает с направлением Z. Перемещение в трех направлениях следует понимать как перемещение в направлении X, Y и Z в системе координат X, Y, Z и даже как вращение вокруг собственной оси. Поскольку все перемещение направляющего наконечника имеет место в этом единственном соединении, конструкция менее хрупка по сравнению с известными устройствами и подходит, таким образом, для транспортировки кабелей через весь скважинный инструмент или по меньшей мере к месту расположения соединения.
В одном варианте реализации инструмент может, кроме того, содержать приводной блок, приводимый в действие источником энергии, для осуществления по меньшей мере вращения и поворота.
В другом варианте реализации одна часть из первой и второй частей может быть шаровой муфтой, а другая может быть шаровой головкой.
Еще в одном варианте реализации соединение может содержать шаровое шарнирное соединение.
Таким образом, соединение может содержать шаровую муфту.
Кроме того, соединение может содержать шаровую головку.
Кроме того, соединение может быть универсальным шарниром, универсальным переходником, карданным шарниром, соединением Харди-Спайсера или соединением Хука.
Кроме того, направляющий носик может иметь первый конец, обращенный к соединению, а соединение может содержать вспомогательное средство для предотвращения вращения первого конца средств направления вокруг центральной оси направляющего носика.
Если каротажное или измерительное оборудование подсоединено перед инструментом, то эти вспомогательные средства гарантируют, что кабели, присоединенные к этому оборудованию, не будут перекручиваться и что техническое решение в виде подвижного кольца не является обязательным.
В одном варианте реализации соединение может содержать вспомогательное средство, обеспечивающее возможность перемещения только в двух направлениях, Х и Y, направляющего носика.
В другом варианте реализации вспомогательные средства могут содержать по меньшей мере одну выемку, сформированную в шаровой головке, и одну шпонку, расположенную в соединении с шаровой муфтой, причем эта шпонка входит в зацепление с выемкой.
Таким образом, соединение может выполнять перемещение только в Х и Y направлениях, которые располагаются в поперечной плоскости, перпендикулярной продольной оси корпуса инструмента. Однако, поскольку направляющий носик является удлиненным элементом, присоединенным к шаровой головке, он все же в состоянии осуществлять перемещение в трех плоскостях, хотя и не может вращаться вокруг собственной оси.
Еще в одном варианте реализации инструмент может содержать второе средство, содержащее средство для фиксации или определения положения инструмента.
Кроме того, инструмент может содержать приводной блок для перемещения второго средства.
Кроме того, инструмент может содержать приводной блок, например шаговый двигатель для вращения второго средства.
Кроме того, второе средство может содержать подвижную в осевом направлении втулку, концентрически расположенную в корпусе инструмента вокруг оси корпуса инструмента.
Кроме того, подвижная в осевом направлении втулка может содержать оконечную поверхность, направленную к соединению, причем оконечная поверхность втулки наклонена и образует угол относительно линии, перпендикулярной к центральной оси корпуса инструмента.
Корпус инструмента может также содержать втулку с зубчатым ободом для обеспечения вращения второго средства посредством средства взаимодействия, причем втулка с зубчатым ободом может вращаться относительно корпуса и устанавливается концентрически вокруг центральной оси корпуса инструмента.
Кроме того, положение может быть боковым положением направляющего носика, то есть центральная ось направляющего носика может образовывать угол с центральной осью инструмента.
Кроме того, вспомогательные средства могут содержать по меньшей мере одну выемку, сформированную в шаровой муфте, и одну шпонку, расположенную в соединении с шаровой муфтой, причем эта шпонка входит в зацепление с выемкой.
В одном варианте реализации втулка может быть установлена внутри корпуса шаровой муфты, причем корпус шаровой муфты окружает втулку и соединение. Это техническое решение предоставляет однозначные взаимосвязи между различными частями конструкции.
В другом варианте реализации угол может быть равен 10-25°, предпочтительно 15-20°.
Еще в одном варианте реализации втулка с зубчатым ободом может входить в зацепление с зубчатым колесом.
Кроме того, зубчатое колесо может управляться от приводного блока, который может быть шаговым двигателем.
Кроме того, средства зацепления могут представлять собой конфигурацию типа «мама/папа», содержащую приподнятую область, образованную во втором средстве, которое подвижным образом расположено в прилегающей цилиндрической втулке. Это простой способ передачи момента вращения к подвижной в осевом направлении втулке.
Кроме того, перемещение второго средства в осевом направлении может быть обеспечено с помощью по меньшей мере одного штока поршня, толкающего второе средство. Это простой способ передачи осевой силы к подвижной в осевом направлении втулке.
В соответствии с изобретением количество штоков поршня может быть равно по меньшей мере одному, но предпочтительно трем.
В одном варианте реализации шток(-и) поршня может(-ут) перемещаться приводным блоком, управляющим поршнем и присоединенным к поршню.
В другом варианте реализации приводной блок может быть двигателем или гидравлическим насосом.
Еще в одном варианте реализации источник энергии может быть кабельная линия.
Изобретение также относится к способу перемещения скважинного инструмента, как упомянуто выше, в боковой отвод ствола скважины, включающему операции:
- перемещения инструмента в буровую скважину,
- обнаружения бокового отвода ствола скважины,
- установки направляющего носика напротив бокового отвода ствола скважины,
- установки второго средства в стартовое положение, и
- перемещения направляющего носика в определенное положение путем перемещения второго средства по направлению к соединению в осевом направлении корпуса инструмента с помощью средств втулки, посредством чего направляющий носик оказывается перемещен перемещением второго средства.
Способ может, кроме того, включать операцию перемещения инструмента вперед, в результате чего направляющий носик ударяется о стенку бокового отвода ствола скважины, направляя тем самым инструмент в боковой отвод ствола скважины.
Изобретение также относится к скважинной системе, содержащей описанный выше скважинный инструмент, причем система, кроме того, содержит скважинный трактор.
Наконец, настоящее изобретение относится к использование описанного выше скважинного инструмента в комбинации с трактором.
Краткое описание чертежей
Изобретение и многие его преимущества ниже будут описаны более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых с целью иллюстрации показаны некоторые неограничивающие варианты и где:
на фиг.1 показан внешний вид инструмента согласно изобретению,
на фиг.2 показано сечение инструмента по линии АА на фиг.1,
на фиг.3 показано сечение инструмента по линии ЕЕ на фиг.2,
на фиг.4 показано сечение инструмента по линии ВВ на фиг.2,
на фиг.5А и 5В показан перспективный вид части соединения, содержащей шаровую муфту,
на фиг.6 показан перспективный вид части соединения, содержащей шаровую головку,
на фиг.7 показан перспективный вид корпуса шаровой муфты,
на фиг.8А и 8В показан перспективный вид второго средства (подвижной в осевом направлении втулки),
на фиг.9 показан перспективный вид шаровой головки и подвижной в осевом направлении втулки,
на фиг.10 показан перспективный вид шаровой муфты, объединенной с направляющим носиком и подвижной в осевом направлении втулки, при удаленном корпусе,
на фиг.11 показан принципиальный чертеж инструмента в соответствии с изобретением и его связь с трактором и вспомогательными инструментами и
на фиг.12 показан принципиальный чертеж инструмента в соответствии с изобретением и его связь с трактором и вспомогательными инструментами, установленными в буровой скважине, содержащей боковой отвод ствола скважины.
Все эти фигуры чертежей очень схематичны, на них не обязательно соблюдается масштаб, и на них показаны только части, необходимые для объяснения изобретения, а другие части опущены или просто предполагаются.
Подробное описание изобретения
На фиг.1 показан скважинный инструмент 1 в соответствии с изобретением, содержащий внешний корпус 4. В расширении этого корпуса вокруг центральной оси 51 инструмента концентрически располагается корпус 23 шаровой муфты. Корпус 23 шаровой муфты окружает соединение 10, которое обеспечивает вращение и поворот. Соединение содержит первую часть 61 и вторую часть 62. Вращение и поворот должны пониматься как поворот и вращения вокруг центральной точки и даже как вращение вокруг центральной оси 53 направляющего носика 6. В этом варианте реализации соединение 10 построено как шаровое шарнирное соединение 12, однако оно может быть любым видом соединения, например универсальным шарниром, универсальным переходником, карданным шарниром, соединением Харди-Спайсера или соединением Хука, позволяющим перемещаться направляющему носику 6, вызывая тем самым вращение и поворот по меньшей мере в Х и Y плоскостях и также иногда в направлении Z. В продолжении корпуса 23 шаровой муфты и во встроенном соединении с шаровой головкой 14 формируют направляющий носик 6. Этот направляющий носик 6 выполнен с возможностью совершать вращательные и круговые движения по расходящемуся конусу вокруг оси 51 инструмента.
На фиг.2 показано сечение вдоль линии А-А скважинного инструмента 1, показанного на фиг.1. Скважинный инструмент 1 содержит внешнюю цилиндрическую часть, представляющую собой корпус 4 инструмента, расположенный концентрически вокруг центральной оси 51 скважинного инструмента 1. В продолжении корпуса 4 инструмента располагается корпус 23 шаровой муфты, который также содержит часть корпуса 4 инструмента, причем корпус 23 шаровой муфты также представляет собой цилиндрическое устройство или втулку 56 шаровой муфты, расположенную концентрически вокруг центральной оси 51 инструмента 1. В корпусе 23 шаровой муфты цилиндрическая втулка 24 с зубчатым ободом располагается концентрически вокруг центральной оси 51 скважинного инструмента 1. Втулка 24 с зубчатым ободом выполнена с возможностью поворачиваться больше чем на 360° и вращательно располагается вокруг центральной оси 54, 51.
Вращение происходит вследствие того, что зубчатый обод 24' располагается на внутренней части втулки 24 и входит в зацепление с зубчатым колесом 25, которое приводится шаговым двигателем 26, как можно видеть на фиг.2 и 3. Зубчатое колесо 25 соединяется с шаговым двигателем 26 посредством вала 32. Втулка 24 с зубчатым ободом является конфигурацией 27 типа «мама/папа», зацепляющейся с другой втулкой 19, 20, также называемой вторым средством 19. В этом варианте реализации второе средство 19 формируют в виде цилиндрической втулки 19, 20, подвижной в осевом направлении. Подвижная в осевом направлении втулка 19, 20 также выполнена с возможностью вращаться вокруг собственной центральной оси 53, которая совпадает с центральной осью 51 корпуса 4 инструмента.
Вращение второго средства 19 происходит вследствие взаимодействия конфигурации 27 типа «мама/папа» как следствие перемещения втулки 24 с ободом, когда втулка 24 с ободом вращается. Вращение, вызываемое втулкой 24 с ободом, передается второму средству 19 вследствие взаимодействия конфигурации 27 типа «мама/папа». Конфигурация 27 типа «мама/папа» может, как правило, образовываться путем формирования втулки 24 с зубчатым ободом с выемками на ее конце, обращенном к подвижной в осевом направлении втулке 19, 20. Подвижная в осевом направлении втулка 19, 20 формируется с прямоугольными язычками, которые взаимодействуют с соответствующими выемками, сформированными во втулке 24 с зубчатым ободом. Это также показано на фиг.8А, 8В и 9 и более подробно объясняется ниже в связи с описанием фиг.8А и 8В.
Оконечная поверхность 22 подвижной в осевом направлении втулки 19, 20, обращенная к втулке 24 с зубчатым ободом, обрезается в виде плоского сечения, а другая оконечная поверхность 21, обращенная к направляющему носику 6, формируется в виде наклонной оконечной поверхности 21, образующей угол А между плоскостью оконечной поверхности 21 и линией, перпендикулярной к центральной оси 51 инструмента. Значение этого угла А, как правило, попадает в диапазон 10-25°, предпочтительно в диапазон 15-20°.
Наклонная оконечная поверхность 21 втулки 19, 20 обращена к соединению 10, которое является шаровым шарнирным соединением 12. Таким образом, соединение 10 содержит первую часть 61, являющуюся шаровой муфтой 13, которая с возможностью поворота расположена вокруг второй части 62, являющейся шаровой головкой 14. Шаровая головка 14 расположена в корпусе инструмента таким способом, что центральная ось 54 шаровой головки 14 совпадает с центральной осью корпуса инструмента. Шаровая головка 14 расположена неподвижно на вале 45, имеющем круговую выступающую область 44, обеспечивающую правильное положение шаровой головки 14 относительно подвижной в осевом направлении втулки 19, 20. Шаровая головка 14, вал 45 и выступающая область 44 могут быть отлиты в виде единой части. Вал 45 содержит сквозной канал 52, через который могут быть проложены кабели.
Круговая выступающая область 44 прилегает к внутренней поверхности подвижной в осевом направлении втулки 19, 20. Шаровая муфта 13 частично окружает шаровую головку 14 и соединяется (или полностью объединяется) с направляющим носиком 6 на конце шаровой муфты, противоположном поверхности, прилегающей к наклонной оконечной поверхности подвижной в осевом направлении втулки 19, 20. Когда шаровая муфта 13 перемещается, причем такое перемещение может быть поворотом на шарнире или вращением или обоими вместе, или их комбинацией, то направляющий носик 6 будет перемещаться вместе с шаровой муфтой 13 или следовать за ее перемещением. Это происходит вследствие движения подвижной в осевом направлении втулки 19, 20 и образования стыка между наклоненной поверхностью 21 подвижной в осевом направлении втулки 19, 20 и плоской оконечной поверхностью 55 шаровой муфты 13.
Направляющий носик 6 может быть удлинен с помощью другого цилиндра, окружающего направляющий носик 6, который предпочтительно формируют в виде цилиндрической части. Также предпочтительно, чтобы направляющий носик 6 сужался впереди. Кроме того, направляющий носик 6 содержит канал 6', через который можно провести кабели для обеспечения подачи на вспомогательный инструмент 38, такой как каротажное оборудование, перед скважинным инструментом 1.
Торцевая поверхность 55 шаровой муфты 13, обращенная к подвижной в осевом направлении втулке 19, 20, является плоской, чтобы точно следовать за перемещением подвижной в осевом направлении втулки 19, 20. Когда подвижная в осевом направлении втулка 19, 20 смещена в осевом направлении и наклонная поверхность обращена к плоской поверхности шаровой муфты 13, шаровая муфта перемещается в нужное положение, и поэтому направляющий носик 6 будет передвигаться в соответствующее положение.
Перемещение направляющего носика 6 является пространственным перемещением в трех направлениях: по осям X, Y и Z или по их комбинациям, что обеспечивает вращение и поворот. Однако предпочтительно, чтобы шаровое шарнирное соединение 12 содержало в шаровой муфте 13 шпонку/штифт, зацепляющуюся с выемкой 17, расположенной в шаровой головке 14. Таким образом, перемещение шарового шарнирного соединения 12 и тем самым перемещение направляющего носика 6 сводится к перемещению только в направлениях Х и Y и их комбинациях, и вращение направляющего носика 6 вокруг его собственной оси 53 поэтому исключено.
Вращение втулки 24 с зубчатым ободом осуществляется с помощью вращения зубчатого колеса 25, которое установлено на вращающемся вале 32, приводимом во вращение шаговым двигателем 26. Это означает, что, когда зубчатое колесо 25 вращается, втулка 24 с зубчатым ободом вращается и перемещение втулки 24 с зубчатым ободом передается к подвижной в осевом направлении втулке 19, 20 с помощью конфигурации 27 типа «мама/папа». Таким образом, наклоненная под некоторым углом поверхность подвижной в осевом направлении втулки 19, 20 занимает положение, где наклонная поверхность обращена к той стороне обсадной трубы 57, на которой установлен боковой отвод 2 ствола скважины. Затем осевое перемещение подвижной в осевом направлении втулки 19, 20 выполняется с помощью приводного блока 9, например двигателя или гидравлического насоса, гарантирующего, что поршень 30 продвигается вперед в направлении направляющего носика 6, причем двигатель и подвижный поршень 30 устанавливают внутри корпуса 4 инструмента.
Поршень 30 передает усилие к подвижной в осевом направлении втулке 19, 20 посредством по меньшей мере одного штока 31 поршня, а оконечная поверхность штока поршня имеет опорную поверхность на плоской поверхности 22 подвижной в осевом направлении втулки 20. Шток 31 поршня может быть один или их может быть несколько, предпочтительно три. Вследствие осевого перемещения подвижной в осевом направлении втулки 19, 20 наклонная оконечная поверхность 21 втулки 20 давит на плоскую торцевую поверхность 55 шаровой муфты 13, обеспечивая перемещение шаровой муфты 13, и направляющий носик 6, таким образом, перемещается в нужном направлении.
Вследствие этих механических перемещений частей скважинного инструмента 1 имеет место окончательное позиционирование направляющего носика 6, который теперь поворачивается в направлении бокового отвода 2 ствола скважины и ведет скважинный инструмент 1, когда продвигается в обсадной трубе 57. Как правило, датчик располагают в скважинном инструменте 1 с возможностью обнаружения положения бокового отвода 2 ствола скважины, а скважинный инструмент 1 устанавливают в правильном положении в главной обсадной трубе, гарантируя, что направляющий носик 6 помещен напротив бокового отвода 2 ствола скважины. Перемещение направляющего носика 6, происходящее в наконечнике скважинного инструмента 1, гарантирует, что кабели могут быть размещены внутри корпуса 4 инструмента без их скручивания по меньшей мере до точки, где установлено соединение. Кроме того, перемещение носика 6, происходящее по меньшей мере в Х или Y направлении обычной системы координат, где ось 51 инструмента направлена по направлению Z, также позволяет кабелям проходить внутри корпуса 4 инструмента без их скручивания по меньшей мере до точки, где установлено соединение. Если соединение также содержит средства, предотвращающие вращение направляющего носика 6 больше чем на 360° вокруг его оси 54, кабели могут продолжаться мимо двигающегося соединения и во вспомогательный инструмент 38 или устройство для каротажа, которые могут быть установлены на продолжении направляющего носика 6, и кабели не будут, таким образом, перекручиваться, хотя носик и вращается.
На фиг.3 показан подробный вид вдоль сечения Е-Е фиг.2, демонстрирующий корпус 4 инструмента и шаговый двигатель 26, расположенный в корпусе 4 инструмента. Шаговый двигатель 26 приводит в движение вал 32, который присоединен к зубчатому колесу 25, приводящему в движение втулку 24 с зубчатым ободом, поскольку зубчатое колесо 25 зацепляется с ободом 24', расположенным на внутренней поверхности втулки 24 с зубчатым ободом.
На фиг.4 показан вид в разрезе вдоль линии В-В фиг.2 во время зацепления зубчатого колеса 25 и обода 24' втулки 24 с зубчатым ободом. Здесь также показана нижнюю часть подвижной в осевом направлении втулки 19, 20, где содержатся области 41 с повышенным трением. В данном случае имеются три такие области. Эти области обеспечивают хорошее соединение между подвижными в осевом направлении поршнями и оконечной поверхностью 22 подвижной в осевом направлении втулки 20.
Обращаясь к фиг.5А, 5В и 6, теперь можно объяснить, как перемещение может быть сведено к перемещению в Х и Y направлениях. На фиг.5А показана часть, содержащая и шаровую муфту 13, и направляющий носик 6 или часть направляющего носика 6. Эта часть размещена концентрически вокруг шаровой головки 14 и вращается вокруг нее. Оконечная поверхность 55 шаровой муфты является плоской и образует поверхность 43, состыкованную с подвижной в осевом направлении втулкой 20, когда эта поверхность обращена к наклонной оконечной поверхности 21 подвижной втулки 20. В шаровой муфте 13 расположен узел «шпонка/штифт». Он может быть составной частью расположенной на внутренней стороне шаровой муфты, указывающей в радиальном направлении к центру оси, или это может быть просто сменный штифт, расположенный в отверстии в шаровой муфте 13. Этот узел «шпонка/штифт» зацепляется с выемкой, расположенной в шаровом шарнирном соединении 12 (выемка 17 показана на фиг.6). На фиг.5А часть, содержащая и шаровую муфту 13, и направляющий носик 6, показана с одного конца части, а на фиг.5В часть, содержащая и шаровую муфту 13, и направляющий носик 6, показана с другого конца части. Вариант реализации, показанный на фиг.5А и 5В, отличается от варианта реализации на фиг.1 и 2 тем, что направляющий носик 6 содержит несколько выемок в виде канавок с возможностью легкого присоединения других инструментов или устройств, расположенных перед инструментом.
На фиг.6 выемки 17 размещены или сформированы параллельно центральной оси корпуса 4 инструмента. Предпочтительно, чтобы имели место две выемки 17, по одной с каждой стороны шаровой головки 14, гарантирующие, что, когда шпонка зацепляется с выемкой, шаровая муфта 13 может двигаться только в направлениях Х и Y, но не способна вращаться вокруг направления Z. Таким образом избегают перекручивания кабелей в канале 6' и сквозном канале 52, проходящем через соединение 10, поскольку избегают вращения на угол 360°×N (N=1:∞). Эта конфигурация «шпонка/выемка» может, конечно, быть выполнена обратной в том смысле, что шпонку устанавливают в шаровой головке 14, а выемку 17 формируют на внутренней поверхности шаровой муфты 13. Предпочтительным является наличие двух шпонок на обеих сторонах шаровой головки 14.
На фиг.7 приведен подробный вид корпуса 23 шаровой муфты, на котором показан конусообразный конец 46 втулки шаровой муфты, причем этот конец частично окружает шаровую муфту 13 и препятствует части, содержащей шаровую муфту 13 и направляющий носик 6, отодвигаться от шаровой головки 14.
На фиг.8А приведен перспективный вид второго средства 19, образованного в виде подвижной в осевом направлении втулки 19, 20, содержащей корпус в форме цилиндра, который на одном предельном конце является плоским, причем этот конец указывает на втулку 24 с ободом. Другой предельный конец 21 наклонен таким образом, что торцевая поверхность образует угол А с линией, перпендикулярной центральной оси втулки 19, 20, причем эта центральная ось совпадает с центральной осью корпуса 4 инструмента. На фиг.8А второе средство в виде втулки 19, 20 показано с одного конца втулки, и на фиг.8В втулка показана с ее другого конца.
На плоском конце втулка 19, 20 содержит области, взаимодействующие с вращающейся втулкой 24 с ободом, содержащей приподнятые и образующие язычки 28' прямоугольные области, и между этими областями формируются прямоугольные области 28 с уменьшенной толщиной, причем выступ втулки с ободом оказывается перемещен внутрь и посредством этого образует запирающую систему типа «мама/папа».
На фиг.9 показан перспективный вид шаровой головки 14, размещенной на валу 45. Вал 45 окружен подвижной в осевом направлении втулкой 19, 20, а наклоненная оконечная поверхность 21 подвижной в осевом направлении втулки 19, 20 направлена на головку 14.
Другая оконечная поверхность 22 направлена на втулку 24 с ободом и зацепляется с втулкой 24 с зубчатым ободом вследствие описанной выше конфигурации 27 типа «мама/папа». Эта конфигурация зацепления может быть реализована несколькими другими способами, например, это могут быть маленькие штифты, попадающие в малые цилиндрические отверстия. Важно, чтобы стык обеспечивал передачу вращения втулки 24 с ободом к подвижной втулке 19, 20 и возможность смещения втулки 24 с зубчатым ободом и подвижной втулки 19, 20 в осевом направлении относительно друг друга, когда наклонная поверхность 21 подвижной втулки 20 достигает нужного положения.
На фиг.10 показан перспективный вид шаровой муфты, объединенной с направляющим носиком 6 и подвижной в осевом направлении втулкой 19, 20, где корпус 23 шаровой муфты был удален.
Направляющий носик 6 присоединен к шаровой муфте 13, и они могут быть интегральными частями, отлитыми вместе, или носик 6 может быть отдельной частью, прикрепленной к шаровой муфте 13. Длина направляющего носика 6 может также изменяться, и он может быть сформирован телескопическим образом. Телескопическая функция может быть активизирована с помощью того же самого источника энергии, что источник, питающий средства для перемещения направляющего носика 6. Стык, образованный плоской оконечной поверхностью 55 шаровой муфты 13 и наклонной оконечной поверхностью 21 подвижной втулки 20, определяет положение направляющего носика 6.
На фиг.11 показаны схематическое изображение скважинного инструмента 1 в соответствии с изобретением и его связь со скважинным трактором 37 и вспомогательными инструментами 40. Скважинный инструмент 1 в соответствии с изобретением, как правило, управляется скважинным трактором 37. Направляющий инструмент 1 располагают перед скважинным трактором 37, а вспомогательный инструмент 38 обычно располагают между этими двумя элементами или перед инструментом направления/скважинным инструментом 1. Вспомогательный инструмент 38 может быть датчиком давления, который безопасно транспортируют вниз в боковой отвод 2 с помощью инструмента направления/скважинного инструмента 1. Скважинный трактор 37 используют для вытягивания и/или проталкивания всей конструкции в обсадной трубе и приводят в действие энергией от кабельной линии 5. Скважинным трактором может быть любой вид направляющего инструмента, выполненного с возможностью тянуть или толкать инструменты в вентильной скважине, например Well Tractor®.
Перед направляющим инструментом 1 может быть установлено каротажное или измерительное оборудование или другой вспомогательный инструмент 38, например фреза 40 или фильтр. В этом случае энергию на вспомогательный инструмент 38, как правило, подают с помощью кабелей, которые размещаются в сквозном канале 52 и в центральном канале 6' в направляющем носике 6 и проходят через соединение и направляющий носик.
На фиг.12 показано схематическое изображение скважинной системы, содержащей скважинный инструмент 1, скважинный трактор 37 и вспомогательные инструменты 38. Скважинная система расположена в обсадной трубе 57, содержащей боковой отвод 2 ствола скважины, и носик 6 перемещается в положение, чтобы ввести инструмент 1 в боковой отвод 2 ствола скважины.
В соответствии с изобретением скважинный инструмент 1 устанавливают в обсадной трубе 57 буровой скважины 3, закрытой сверху устьем 50 скважины. Перемещение направляющего носика 6 осуществляют приводным блоком 9, таким как двигатель или гидравлический насос, а скважинный инструмент 1 приводится в движение скважинным трактором 37, энергию на который подают кабельной линией 5. Кабельная линия 5 присоединена к источнику энергии, например на нефтяной платформе, расположенном выше поверхности. Этот источник энергии также питает инструмент 1.
Когда направляющий носик 6 находится напротив бокового отвода 2 ствола скважины, носик 6 передвигается в правильное положение и захватывается стенками бокового отвода 2 ствола скважины, когда инструмент 1 продвигается в обсадной трубе 57. По мере того, как весь инструмент 1 толкают далее вниз, носик 6 гарантирует, что инструмент направляется в боковой отвод 2 ствола скважины и далее вниз в этом отводе.
Кабель, изготовленный из стекловолокна, может быть расположен в канале 6' и в сквозном канале 52 и закреплен в поршне 30. Когда направляющий носик 6 не закреплен в наклонном положении с помощью втулки 19, 20, он может свободно провисать из остальной части скважинного инструмента 1. При расположении стекловолоконного кабеля в канале 6' и сквозном канале 52 этот кабель будет приводить направляющий носик 6 в положение, где он наклонен как можно меньше и где центральная ось 53 в большей степени параллельна центральной оси 54 вала. Это происходит вследствие того, что кабель гибкий, когда носик 6 наклонен, но кабель все же достаточно жесткий и будет прогибаться назад в свое уравновешенное положение, заставляя тем самым носик 6 принимать ненаклонное положение.
Под обсадной трубой понимается любой вид трубы, системы труб, трубчатого элемента, хвостовика, колонны труб и т.д., использованный в нисходящей скважине в связи с добычей нефти или природного газа.
Хотя изобретение было выше описано в связи с предпочтительными вариантами реализации изобретения, для специалистов в этой области техники очевидно, что возможны некоторые изменения, не выходящие за пределы изобретения, определенного следующей формулой изобретения.
1 скважинный инструмент 23 2 корпус шаровой муфты
2 боковой отвод ствола скважины 24 втулка с зубчатым ободом
3 буровая скважина 24' зубчатый обод
4 корпус инструмента 25 зубчатое колесо
5 источник энергии 26 шаговый двигатель
6 направляющий носик 27 конфигурация «мама/папа»
6' канал 28' приподнятая область
7 соединение 29 выемки в виде канавки
8 положение 30 поршень
9 приводной блок 31 шток поршня
10 соединение 32 вал
11 второе положение 33 кабельная линия
12 шаровое шарнирное соединение 37 скважинный трактор
13 шаровая муфта 38 вспомогательный инструмент
14 шаровая головка 40 инструмент для фрезеровочных работ
15 центральная ось 41 область трения для штока поршня
16 вспомогательные средства 43 поверхность раздела
17 выемка 44 круговая выступающая область
18 шпонка 45 вал для шаровой головки
19 второе средство 50 буровая установка
20 втулка 51 центральная ось инструмента
21 оконечная поверхность 52 сквозной канал
22 оконечная поверхность 53 центральная ось направляющего носика
55 оконечная поверхность шаровой муфты 57 обсадная труба
56 корпус устройства/шаровой муфты 62 вторая часть
61 первая часть

Claims (17)

1. Скважинный инструмент (1) для направления устройства в боковой отвод (2) буровой скважины (3), причем инструмент имеет ось (51) и содержит корпус (4), подсоединенный к источнику (5) энергии и содержащий направляющий носик для направления инструмента в боковой отвод ствола скважины и соединение (10) для обеспечения вращения и поворота направляющего носика, причем инструмент содержит второе средство (19, 20), содержащее подвижную в осевом направлении втулку (20), концентрически расположенную в корпусе инструмента вокруг оси корпуса инструмента, причем подвижная в осевом направлении втулка содержит оконечную поверхность (21), обращенную к соединению, при этом указанная оконечная поверхность (22) втулки наклонена и образует угол (А) с линией, перпендикулярной центральной оси корпуса инструмента, при этом подвижная в осевом направлении втулка выполнена с возможностью перемещения вдоль оси инструмента для закрепления направляющего носика в положении, в котором носик наклонен относительно оси инструмента, причем скважинный инструмент дополнительно содержит приводной блок (26), такой как шаговый двигатель, для вращения подвижной в осевом направлении втулки.
2. Скважинный инструмент по п. 1, в котором соединение (10) содержит первую часть (61) и вторую часть (62), при этом первая часть содержит выемку (17), зацепляющуюся со шпонкой (18) во второй части.
3. Скважинный инструмент по п. 2, в котором одна часть из первой и второй частей является шаровой муфтой (13), а другая часть является шаровой головкой (14).
4. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, в котором соединение является шаровым шарнирным соединением (12), универсальным шарниром, универсальным переходником, карданным шарниром, соединением Харди-Спайсера или соединением Хука.
5. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, в котором направляющий носик содержит первый конец, обращенный к соединению, и первое средство содержит вспомогательное средство для предотвращения вращения первого конца направляющего средства вокруг центральной оси (15) направляющего носика.
6. Скважинный инструмент по п. 5, в котором вспомогательное средство содержит по меньшей мере одну выемку (17), сформованную в шаровой головке, и одну шпонку (18), связанную с шаровой муфтой и зацепленную с выемкой.
7. Скважинный инструмент по п. 1, кроме того, содержащий приводной блок (9) для перемещения подвижной в осевом направлении втулки.
8. Скважинный инструмент по п. 1, в котором корпус инструмента, кроме того, содержит втулку (24) с зубчатым ободом для обеспечения вращения подвижной в осевом направлении втулки посредством средства зацепления, причем втулка с зубчатым ободом выполнена с возможностью вращения относительно корпуса и установки концентрически вокруг центральной оси корпуса инструмента.
9. Скважинный инструмент (1) для направления устройства в боковой отвод (2) буровой скважины (3), причем инструмент имеет ось (51) и содержит корпус (4), подсоединенный к источнику (5) энергии и содержащий направляющий носик для направления инструмента в боковой отвод ствола скважины и соединение (10) для обеспечения вращения и поворота направляющего носика, причем соединение содержит первую часть (61) и вторую часть (62), при этом первая часть содержит выемку (17), зацепляющуюся со шпонкой (18) во второй части, причем скважинный инструмент дополнительно содержит приводной блок (26), такой как шаговый двигатель, для вращения подвижной в осевом направлении втулки.
10. Скважинный инструмент по п. 9, в котором одна часть из первой и второй частей является шаровой муфтой (13), а другая часть является шаровой головкой (14).
11. Скважинный инструмент по п. 9 или 10, в котором соединение является шаровым шарнирным соединением (12), универсальным шарниром, универсальным переходником, карданным шарниром, соединением Харди-Спайсера или соединением Хука.
12. Скважинный инструмент по п. 9, в котором направляющий носик содержит первый конец, обращенный к соединению, и первое средство содержит вспомогательное средство для предотвращения вращения первого конца направляющего средства вокруг центральной оси (15) направляющего носика.
13. Скважинный инструмент по п. 12, в котором вспомогательное средство содержит по меньшей мере одну выемку (17), сформованную в шаровой головке, и одну шпонку (18), связанную с шаровой муфтой и зацепленную с выемкой.
14. Способ перемещения скважинного инструмента по любому из предшествующих пунктов в боковой отвод ствола скважины, содержащий операции перемещения инструмента в буровую скважину, обнаружения бокового отвода ствола скважины, размещения направляющего носика напротив бокового отвода ствола скважины, размещения подвижной в осевом направлении втулки в стартовом положении и перемещения направляющего носика во второе положение путем перемещения подвижной в осевом направлении втулки к соединению в осевом направлении корпуса инструмента с помощью втулки, посредством чего направляющий носик оказывается перемещен перемещением подвижной в осевом направлении втулки.
15. Способ по п. 14, кроме того, содержащий операцию продвижения инструмента вперед, посредством чего направляющий носик ударяется о стенку бокового отвода ствола скважины и направляет тем самым инструмент в боковой отвод ствола скважины.
16. Скважинная система, содержащая скважинный инструмент по любому из пп. 1-13, причем система, кроме того, содержит скважинный трактор.
17. Применение инструмента по любому из пп. 1-13.
RU2012127112/03A 2009-12-30 2010-12-29 Скважинный направляющий инструмент RU2558826C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP09180926.9 2009-12-30
EP09180926A EP2341211A1 (en) 2009-12-30 2009-12-30 Downhole guiding tool
PCT/EP2010/070835 WO2011080292A1 (en) 2009-12-30 2010-12-29 Downhole guiding tool

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012127112A RU2012127112A (ru) 2014-02-10
RU2558826C2 true RU2558826C2 (ru) 2015-08-10

Family

ID=42199395

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012127112/03A RU2558826C2 (ru) 2009-12-30 2010-12-29 Скважинный направляющий инструмент

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9416607B2 (ru)
EP (2) EP2341211A1 (ru)
CN (1) CN102713138B (ru)
BR (1) BR112012016064B1 (ru)
CA (1) CA2785939C (ru)
DK (1) DK2519707T3 (ru)
ES (1) ES2443318T3 (ru)
MY (1) MY165825A (ru)
RU (1) RU2558826C2 (ru)
WO (1) WO2011080292A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2804483C1 (ru) * 2019-11-26 2023-10-02 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Скважинный инструмент и способ для развертывания трубчатого элемента в боковом стволе многоствольной скважины

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2012392533B2 (en) 2012-10-17 2015-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Drill string constant velocity connection
US9963954B2 (en) * 2012-11-16 2018-05-08 Saudi Arabian Oil Company Caliper steerable tool for lateral sensing and accessing
EP2740886A1 (en) * 2012-12-07 2014-06-11 Welltec A/S A downhole tool and downhole system
WO2014152979A2 (en) * 2013-03-14 2014-09-25 Saudi Arabian Oil Company Prevention of wireline damage at a downhole window
CN105518248B (zh) 2013-07-05 2019-09-24 布鲁斯·A.·通盖特 用于培养井下表面的设备和方法
EP2886790A1 (en) * 2013-12-18 2015-06-24 Welltec A/S Downhole deployment system for ejecting a tracer and/or taking a fluid sample
CN104405318B (zh) * 2014-11-25 2017-12-05 中国石油天然气集团公司 一种井眼选择性重入装置和方法
EP3070258A1 (en) * 2015-03-20 2016-09-21 Welltec A/S Downhole stroking tool
BR112017017663B1 (pt) * 2015-03-03 2022-10-25 Welltec A/S Ferramenta de acesso a fundo de poço, sistema de fundo de poço e uso de uma ferramenta de acesso a fundo de poço
KR101948180B1 (ko) * 2015-04-30 2019-02-14 주식회사 엘지화학 배터리 팩 및 그 제조 방법
CN104912506A (zh) * 2015-06-24 2015-09-16 长江大学 一种可变弯接头
CN104895518A (zh) * 2015-06-24 2015-09-09 长江大学 一种能增加斜向度的可变弯接头
CN106593313A (zh) * 2016-12-20 2017-04-26 中国石油化工股份有限公司 水平井完井管柱导向减阻器
US10927613B2 (en) * 2017-08-16 2021-02-23 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Articulating wireline component
CN107829687B (zh) * 2017-11-13 2019-07-02 长江大学 一种水平钻井造斜钻具
US11072998B2 (en) * 2019-11-26 2021-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tools, multi-lateral intervention systems and methods to deploy a tubular into a lateral borehole of a multi-lateral well
US11236568B2 (en) * 2020-06-17 2022-02-01 Saudi Arabian Oil Company Powered articulated magnetic fishing tool
CN111691841B (zh) * 2020-06-30 2022-03-25 中国石油天然气股份有限公司 一种电磁导向投捞方法
WO2022173441A1 (en) * 2021-02-12 2022-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Lateral locating assembly for lateral intervention
CN113202433B (zh) * 2021-04-30 2022-08-02 中海油田服务股份有限公司 一种旋转换位调整工具

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0394567A1 (en) * 1989-04-28 1990-10-31 Marc Jozef Maria Smet Steerable drilling mole
US5415238A (en) * 1994-04-29 1995-05-16 Western Atlas International, Inc. Borehole sidetrack locator
US5467834A (en) * 1994-08-08 1995-11-21 Maverick Tool Company Method and apparatus for short radius drilling of curved boreholes
AU2005203776A1 (en) * 1999-12-20 2005-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Three dimensional steerable system and method for steering bit to drill borehole
RU2318111C1 (ru) * 2006-07-13 2008-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Гидравлический скважинный отклоняющий узел
RU2318112C1 (ru) * 2006-07-13 2008-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Гидравлический скважинный отклоняющий узел

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2694549A (en) * 1952-01-21 1954-11-16 Eastman Oil Well Survey Co Joint structure between flexible shafting and drill bit structure for drilling lateral bores
FR2641315B1 (fr) 1988-12-30 1996-05-24 Inst Francais Du Petrole Garniture de forage a trajectoire controlee comportant un stabilisateur a geometrie variable et utilisation de cette garniture
US6607044B1 (en) 1997-10-27 2003-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Three dimensional steerable system and method for steering bit to drill borehole
US6216802B1 (en) * 1999-10-18 2001-04-17 Donald M. Sawyer Gravity oriented directional drilling apparatus and method
GB0026315D0 (en) * 2000-10-27 2000-12-13 Antech Ltd Directional drilling
JP3978395B2 (ja) * 2002-01-23 2007-09-19 愛三工業株式会社 流量制御弁
US7287604B2 (en) * 2003-09-15 2007-10-30 Baker Hughes Incorporated Steerable bit assembly and methods
US20060042792A1 (en) * 2004-08-24 2006-03-02 Connell Michael L Methods and apparatus for locating a lateral wellbore
EP1857631A1 (en) * 2006-05-19 2007-11-21 Services Pétroliers Schlumberger Directional control drilling system
US7757782B2 (en) * 2006-12-07 2010-07-20 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for navigating a tool downhole

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0394567A1 (en) * 1989-04-28 1990-10-31 Marc Jozef Maria Smet Steerable drilling mole
US5415238A (en) * 1994-04-29 1995-05-16 Western Atlas International, Inc. Borehole sidetrack locator
US5467834A (en) * 1994-08-08 1995-11-21 Maverick Tool Company Method and apparatus for short radius drilling of curved boreholes
AU2005203776A1 (en) * 1999-12-20 2005-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Three dimensional steerable system and method for steering bit to drill borehole
RU2318111C1 (ru) * 2006-07-13 2008-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Гидравлический скважинный отклоняющий узел
RU2318112C1 (ru) * 2006-07-13 2008-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Гидравлический скважинный отклоняющий узел

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2804483C1 (ru) * 2019-11-26 2023-10-02 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Скважинный инструмент и способ для развертывания трубчатого элемента в боковом стволе многоствольной скважины

Also Published As

Publication number Publication date
CN102713138B (zh) 2015-08-12
CA2785939A1 (en) 2011-07-07
WO2011080292A1 (en) 2011-07-07
RU2012127112A (ru) 2014-02-10
CA2785939C (en) 2018-01-09
ES2443318T3 (es) 2014-02-18
DK2519707T3 (da) 2014-02-03
EP2341211A1 (en) 2011-07-06
BR112012016064B1 (pt) 2020-02-04
US9416607B2 (en) 2016-08-16
EP2519707A1 (en) 2012-11-07
EP2519707B1 (en) 2013-12-04
MY165825A (en) 2018-04-27
CN102713138A (zh) 2012-10-03
US20130014957A1 (en) 2013-01-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2558826C2 (ru) Скважинный направляющий инструмент
CN101999030B (zh) 用于钻探操作中的制动装置和方法
US6516892B2 (en) Method and apparatus for coiled tubing operations
US7882904B2 (en) Adjustable bent housing apparatus and method
US10927618B2 (en) Delivering materials downhole using tools with moveable arms
US20190120008A1 (en) Tubing hanger alignment device
RU2602260C2 (ru) Буровой инструмент и способ бурения грунта
US7730957B2 (en) Well tool with line and installation method
CA2549773C (en) Self-orienting guide shoe
US7128155B2 (en) Cutting tool and method of cutting an object in a well
RU2114273C1 (ru) Способ бурения наклонно направленных скважин и устройство для его осуществления
US10006249B2 (en) Inverted wellbore drilling motor
CN112969840B (zh) 基于扰动的井径重建
CN103362449A (zh) 一种缩入式长冲程水力加压器
US6135215A (en) Tool string apparatus for lateral borehole formation
US20120043132A1 (en) Reamer Assembly
US20210207448A1 (en) Apparatus for Downhole Milling of Material of a Well Wall
BR112020002672A2 (pt) sistema de acoplamento de ferramenta de fundo de poço
CN206158591U (zh) 一种筒式握手钻具
US8281868B2 (en) Torque transmitting load shoulder
CN106437526B (zh) 一种筒式握手钻具
US11549315B2 (en) Method for separating nested well tubulars in gravity contact with each other
WO2018156029A2 (en) Indexing tool for a wellbore string
RU2786962C1 (ru) Устройство для спуска с вращением, расхаживания и бурения на обсадной колонне
CN108798571A (zh) 套管锚

Legal Events

Date Code Title Description
HE9A Changing address for correspondence with an applicant