RU2667542C1 - Направленное бурение с одновременной подачей элемента хвостовика с возможностью крепления защелками для многократных спускоподъемных операций - Google Patents
Направленное бурение с одновременной подачей элемента хвостовика с возможностью крепления защелками для многократных спускоподъемных операций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2667542C1 RU2667542C1 RU2017110858A RU2017110858A RU2667542C1 RU 2667542 C1 RU2667542 C1 RU 2667542C1 RU 2017110858 A RU2017110858 A RU 2017110858A RU 2017110858 A RU2017110858 A RU 2017110858A RU 2667542 C1 RU2667542 C1 RU 2667542C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- specified
- shank
- drill string
- liner
- latch
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 125
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 34
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 claims description 13
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 11
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000003302 ferromagnetic material Substances 0.000 description 2
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- NPRYCHLHHVWLQZ-TURQNECASA-N 2-amino-9-[(2R,3S,4S,5R)-4-fluoro-3-hydroxy-5-(hydroxymethyl)oxolan-2-yl]-7-prop-2-ynylpurin-8-one Chemical compound NC1=NC=C2N(C(N(C2=N1)[C@@H]1O[C@@H]([C@H]([C@H]1O)F)CO)=O)CC#C NPRYCHLHHVWLQZ-TURQNECASA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000599 Cr alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000792 Monel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 229910000963 austenitic stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000000788 chromium alloy Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes
- E21B7/208—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes using down-hole drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/265—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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/64—Drill bits characterised by the whole or part thereof being insertable into or removable from the borehole without withdrawing the drilling pipe
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
- E21B23/0413—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion using means for blocking fluid flow, e.g. drop balls or darts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like for cementing casings into boreholes
- E21B33/16—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like for cementing casings into boreholes using plugs for isolating cement charge; Plugs therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/106—Couplings or joints therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/017—Protecting measuring instruments
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/28—Enlarging drilled holes, e.g. by counterboring
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/02—Core bits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/001—Self-propelling systems or apparatus, e.g. for moving tools within the horizontal portion of a borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/02—Fluid rotary type drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
Abstract
Изобретение предназначено для направленного бурения с одновременной подачей хвостовика с возможностью крепления защелками для многократных спускоподъемных операций. По мере бурения ствола скважины устанавливают каждую обсадную трубу и хвостовик, имеющие верхние и нижние внутренние защелочные соединения. Хвостовик, устанавливаемый под исходной обсадной трубой, содержит внешнее защелочное устройство, имеющее размеры, подходящие для соединения внутренними защелочными соединениями исходной обсадной трубы. Компоновка низа бурильной колонны может содержать верхнее и нижнее внешние защелочные устройства внутренней колонны для соединения с верхними и нижними внутренними защелочными соединениями устанавливаемого хвостовика. Такая организация позволяет подавать и устанавливать хвостовик с помощью компоновки низа бурильной колонны во время направленного бурения и временно подвешивать хвостовик от исходной обсадной трубы для замены компоновки низа бурильной колонны во время бурения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 28 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Настоящая заявка представляет собой международную заявку и испрашивает приоритет на основании предварительной заявки на патент США №62/074460, озаглавленной ʺMETHOD FOR DIRECTIONAL DRILLING WHILE CONVEYING A LINER, WITH LATCHING PARKING CAPABILITIES FOR MULTIPLE TRIPSʺ, поданной 3 ноября 2014 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение, в целом, относится к нефтепромысловому оборудованию и, в частности, к скважинным инструментам, буровым и связанным системам и способам для направленного бурения и заканчивания скважин в земле.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
С точки зрения конструкции скважин, производство нефти сталкивается с увеличением проблем, связанных со снижением давления в пласте. Маленькие карманы в пластовом резервуаре могут требовать сложных траекторий ствола скважины с сопутствующими проблемами. Такие явления, как неустойчивость ствола скважины, потеря зон циркуляции, напластование соли, прихват колонны труб и т. п. могут создавать непроизводительное время в процессе бурения и, что еще хуже, могут полностью заблокировать доступ к целевым залежам углеводородов. Кроме того, проекты разработки месторождений могут содержать более сложные траектории скважины с узкими диапазонами плотности бурового раствора в нестабильных пластах, для чего может быть полезным другой подход к бурению для сокращения незапланированных событий.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Варианты реализации изобретения описаны далее более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг. 1 представлен вертикальный вид парциального сечения системы направленного бурения с одновременной подачей элемента хвостовика согласно варианту реализации изобретения;
на фиг. 2 представлена схема способа для направленного бурения с одновременной подачей элемента хвостовика согласно варианту реализации изобретения;
на фиг. 3 и 4 представлены осевые сечения верхней части скважины, используемой для направленного бурения со способом одновременной подачи элемента хвостовика по фиг. 2, иллюстрирующие операции подготовки ствола скважины и обсадную трубу, смонтированную с помощью внутренних защелочных соединений обсадной трубы;
на фиг. 5 представлен осевой разрез скважины по фиг. 4 с системой направленного бурения с одновременной подачей элемента хвостовика согласно одному из вариантов реализации изобретения, иллюстрирующий начальные операции спуска хвостовика согласно способу по фиг. 2;
на фиг. 6 и 7 представлены осевые сечения скважины и системы направленного бурения с одновременной подачей хвостовика по фиг. 5, иллюстрирующие операции направленного бурения с одновременной подачей элемента хвостовика согласно способу по фиг. 2;
на фиг. 8-12 представлены осевые сечения скважины и системы направленного бурения с одновременной подачей элемента хвостовика по фиг. 7, иллюстрирующие промежуточные изменения компоновки низа бурильной колонны во время крепления элемента хвостовика согласно способу по фиг. 2;
на фиг. 13 представлено осевое сечение скважины и системы направленного бурения с одновременной подачей хвостовика по фиг. 12, иллюстрирующее возобновленные операции направленного бурения с одновременной подачей элемента хвостовика после замены компоновки низа бурильной колонны согласно способу по фиг. 2;
на фиг. 14-17 представлены осевые сечения скважины и системы направленного бурения с одновременной подачей хвостовика по фиг. 13, иллюстрирующие способ для расширения ствола скважины до полной глубины и крепления подаваемого элемента хвостовика согласно варианту реализации изобретения;
на фиг. 18-22 представлены осевые сечения скважины и системы направленного бурения с одновременной подачей хвостовика по фиг. 13, иллюстрирующие способ для расширения ствола скважины до полной глубины и крепления подаваемого элемента хвостовика согласно варианту реализации изобретения;
на фиг. 23 представлен осевой разрез скважины по фиг. 13, расширенной до полной глубины согласно способу по фиг. 2;
на фиг. 24-28 представлены осевые разрезы скважины по фиг. 23 с компоновкой спускного инструмента расширения/цементирования согласно варианту реализации изобретения для операций расширения и цементирования согласно способу по фиг. 2.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В данном описании номера позиций и/или буквенные обозначения могут повторяться в различных примерах. Такое повторение применено для упрощения и большей ясности и само по себе не определяет отношение между различными рассматриваемыми вариантами реализации изобретения и/или конфигурациями. Кроме того, термины пространственного отношения, например, «под», «ниже», «нижний», «над», «выше», «вверх по стволу скважины», «вниз по стволу скважины», «выше по течению», «ниже по течению» и т. п., могут быть применены в данном документе для удобства описания положения одного элемента или связи признака с другим элементом или признаком (другими элементами или признаками), как показано на чертежах. Термины пространственного отношения включают различные ориентации устройства во время его применения или функционирования в дополнение к ориентации, изображенной на чертежах.
На фиг. 1 представлен вертикальный вид парциального сечения системы бурения с одновременной подачей хвостовика 200 согласно одному или более вариантам реализации изобретения. Система направленного бурения с одновременной подачей элемента хвостовика 200, описанная в данном документе, может позволить направленное бурение ствола скважины с одновременной подачей элемента хвостовика 30. Возможности системы направленного бурения могут включать следующее, но не ограничиваются этим: возможность выполнять многократные спускоподъемные операции компоновки низа бурильной колонны (например, для замены долота или компоновки низа бурильной колонны); возможность расширения пилотного ствола скважины; возможность временной подвески хвостовика; возможность обсаживания всего открытого ствола скважины; возможность управления во время бурения и вращения; возможность извлечения компоновки низа бурильной колонны и возможность выполнения обычных операций цементирования.
Как более подробно описано далее, в одном или более вариантах реализации изобретения система направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 может иметь возможность использования как при морском, так и при наземном бурении, обеспечивая точное расположение ствола скважины, если неблагоприятные условия скважины могут требовать наличия обсадной трубы или хвостовиков. Система 200 может иметь возможность многочисленных операций выборочной фиксации и освобождения элемента хвостовика 30 к обсадной трубе 20 во время манипулирования с весом хвостовика, компоновки низа бурильной колонны и колонны труб, соответствуя требованиям вращающего момента при бурении, позволяя использование в длинных боковых секциях, обеспечивая герметизацию верха хвостовика и затрубного пространства, защищая внутренний диаметр хвостовика, допуская наличие обломочной породы, управляя вращением в течение длинных периодов, обеспечивая ловильные работы в скважине и поддерживая совместимость с уже имеющимися инструментами и системами. Система направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 может также иметь возможность подачи и использования направляющего оборудования для цементирования скважин, включая пробки, активируемые сбрасываемыми шарами, нижние пробки со встраиваемыми обратными клапанами и продавочную пробку, крепящуюся защелками сверху нижней пробки. Дополнительно система направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 может иметь возможность разбуривания.
Кроме того, в одном или более вариантах реализации изобретения система направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 может содержать компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 210, которая может содержать два расширителя, позволяющих расширять пилотный ствол скважины до полной глубины. Такие расширители могут быть подключены к контроллеру, связанному с оператором через систему нисходящей телеметрии, например, с помощью поверхностного генератора импульсов давления в столбе бурового раствора, изменений в работе бурового насоса, вращения трубчатого конвейера, сбрасывания шара или стержня в поток бурового раствора или активации с помощью сигнального устройства, такого как устройство радиочастотной идентификации (УРЧИ), расположенного в потоке бурового раствора. Такие расширители также могут быть активированы/деактивированы гидравлически с помощью буровых насосов. КНБК 210 может содержать кабельный забойный двигатель 224. Каждый расширитель может быть независимо приведен в действие или выборочно побужден к приведению в действие синхронно или в противодействие друг другу; например, один расширитель может раздвинуть свои лезвия, в то время как другой расширитель может втянуть свои лезвия.
Система 200 может быть расположена на земле, как проиллюстрировано, или на морской буровой платформе, полупогружной буровой платформе, буровом судне или любой другой платформе, способной выполнить ствол скважины 12 в одном или более подземных пластах 15. Система 200 может быть использована в вертикальных скважинах, невертикальных или отклоненных скважинах, многоствольных скважинах, морских скважинах и т. п. Ствол скважины 12 может содержать обсадную трубу 20 и может содержать одну или более необсаженных частей.
Система 200 может содержать буровую установку 144. Буровая установка 144 может быть расположена, как правило, над устьем скважины 167, которое в случае морского расположения находится на дне моря и может быть соединено с буровой установкой 144 посредством райзера (не показан). Буровая установка 144 может содержать верхний силовой привод 142, поворотный стол 138, подъемник 140 и другое оборудование, связанное с подъемом, спуском и вращением бурильной колонны 152 в стволе скважины 12. Противовыбросовые превенторы (явно не показаны) и другое оборудование, связанное с бурением ствола скважины 12, также может быть расположено в устье скважины 167.
Бурильная колонна 152 может быть собрана из отдельных отрезков обсадной трубы, бурильной трубы, колонны гибких труб или других трубчатых изделий. В одном или более вариантах реализации изобретения бурильная колонна 152 имеет полое внутреннее пространство 153. Затрубное пространство 166 сформировано между внешней частью бурильной колонны 152 и внутренним диаметром ствола скважины 12. Нижний конец бурильной колонны 152 может нести КНБК 210. Дальнее долото 214 может быть обычным буровым долотом, расширителем, керновым буровым долотом или другим подходящим инструментом. КНБК 210 может содержать двигатель 224, вращающий дальнее долото 214. Двигатель 224 может быть гидравлическим забойным двигателем. Однако, например, электродвигатель, питаемый электрогенератором с гидравлическим приводом или электрическим соединением к поверхности, например, может быть использован вместо гидравлического забойного двигателя. Вместо гидравлического забойного двигателя для придания дальнему долоту 214 вращающего момента при бурении может быть использован также гидротурбинный ротационный забойный двигатель или двигательное устройство любого другого типа. Вытяжной роликовый механизм или анкерное приспособление 157 может быть предусмотрено в КНБК 210 для противодействия любой склонности КНБК 210 к вращению в стволе скважины 12 во время вращения дальнего долота 214. КНБК 210 может также содержать различные переходники, центраторы, удлинители, каротажные инструменты или аналогичное оборудование. Бурильная колонна 152 может нести элемент хвостовика 30, как подробно описано далее.
Буровые растворы различных типов 146 могут накачиваться из резервуара 155 через насос 148 и трубу 150 к верхнему концу бурильной колонны 152, идущей от устья скважины 167. Потом буровой раствор 146 может течь через продольный канал 153 бурильной колонны 152 и выходить через сопла (не показаны), сформированные в дальнем долоте 214, или по меньшей мере часть флюида в каком-либо другом месте КНБК 210 или бурильной колонны 152. Буровой раствор 146 может смешиваться с буровым шламом, другими скважинными флюидами и выбуренной породой ближнего бурового долота 214. Затем буровой раствор 146 течет вверх через затрубное пространство 166 и возвращает буровой шлам и выбуренную породу в устье скважины 167. Труба 151 может возвращать буровой раствор в резервуар 155. Экраны, фильтры и/или центрифуги различных типов (явно не показаны) могут быть предусмотрены для удаления бурового шлама и выбуренной породы перед возвращением бурового раствора в резервуар 155. Буровой раствор 146 может также обеспечивать канал связи между КНБК 210 и поверхностью скважины 12, например, при помощи технологии гидроимпульсной скважинной телеметрии.
На фиг. 2 представлена схема способа 100 для направленного бурения с одновременной подачей хвостовика согласно варианту реализации изобретения. Способ 100 может предоставлять возможность направления ствола скважины в предварительно определенном направлении во время подачи хвостовика для крепления вновь пробуренного необсаженного участка скважины с помощью системы направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200. Система направленного бурения 200 может содержать управляемую КНБК 210 и множество бурильных компонентов.
На фиг. 3 представлено осевое сечение скважины 10 с системой направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 согласно этапу подготовки скважины 102 по фиг. 2. Со ссылкой на фиг. 2 и 3 может быть пробурена верхняя часть 14 ствола скважины 12. Согласно одному или более вариантам реализации изобретения, процесс направленной обсадки/бурения требует предварительного планирования, поскольку предыдущая или исходная обсадная труба или элемент хвостовика 20 (далее в тексте просто исходная обсадная труба) содержит внутренние защелочные соединения обсадной трубы 22, позволяющие подвешивать подаваемый системой направленного бурения элемент хвостовика 30 (фиг. 5) для следующего пробуренного участка во время изменения компоновки низа бурильной колонны или при достижении полной глубины. Защелочные соединения 22 могут позволить временное крепление элемента хвостовика 30 при изменении компоновки низа бурильной колонны или при переходе к операциям цементирования.
Соответственно, на разных глубинах внутренние защелочные соединения обсадной трубы 22 могут быть установлены в предыдущую или исходную обсадную трубу 20, в зависимости от длины и буримости пласта в запланированном интервале. Два или более внутренних защелочных соединений обсадной трубы 22a, 22b могут быть установлены на исходную обсадную трубу 20, одно рядом с нижней частью исходной обсадной трубы 20 и другое выше на расстоянии по меньшей мере длины направляющей компоновки низа бурильной колонны. Третье защелочное соединения обсадной трубы 22c может быть предусмотрено для замены промежуточного бурового долота или компоновки низа бурильной колонны. Могут также быть предусмотрены дополнительные защелочные соединения обсадной трубы 22, распределенные вдоль исходной обсадной трубы 20. Когда исходная обсадная труба 20 опущена в ствол скважины 12, исходная обсадная труба 20 может быть зацементирована обычным образом.
На фиг. 4 представлено осевое сечение скважины 10 с системой направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 согласно этапу подготовки ствола скважины 104 по фиг. 2. Со ссылкой на фиг. 2 и 4 после цементирования исходной обсадной трубы 20 может быть запущена очищающая компоновка низа бурильной колонны 202, чтобы выбурить оборудование обсадной трубы, такое как поплавковые клапаны и скребковая пробка, выполнить опрессовку (если необходимо) и, при необходимости, очистить щетками или другим способом внутренние защелочные соединения 22 при подготовке к подвешиванию хвостовика, если это будет необходимо. После очищающего прохода очищающая компоновка низа бурильной колонны 202 может быть поднята из ствола скважины.
На фиг. 5 представлено осевое сечение скважины 10 с системой направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 согласно этапам спуска хвостовика 106, 108, 110 по фиг. 2. Со ссылкой на фиг. 2 и 5, после подготовки ствола скважины может быть запущен подаваемый системой направленного бурения элемент хвостовика 30 следующим образом:
На этапе 106 может быть предоставлен элемент хвостовика 30. Элемент хвостовика 30 может содержать внешнее защелочное устройство хвостовика 34, позволяющий подвесить элемент хвостовика 30 из защелочных соединений 22 в исходной обсадной трубе 20. Внешнее защелочное устройство хвостовика 34 может дополнять и позволять выборочное крепление и освобождение внутренних защелочных соединений 22 исходной обсадной трубы 20. Внешнее защелочное устройство хвостовика 34 может содержать корпус с множеством защелочных сегментов, которые надлежащим образом выравниваются и зацепляются за щели с предварительно определенными размерами и ориентацией во внутренних защелочных соединениях обсадной трубы 22. В одном или более вариантах реализации изобретения пары защелочных соединений 22, 34 могут использовать систему крепления многоствольной скважины Halliburton, которая может быть установлена таким же образом, что и стандартный соединитель обсадной трубы и предусматривать анкерный механизм для точного и повторяемого расположения и ориентации оборудования. Компоненты защелочного соединения 22, 34 могут быть постоянно установлены в обсадной трубе 20 и элементе хвостовика 30 соответственно, удовлетворяя требованиям давления разрыва и смятия, и, при необходимости, не ограничивая внутренний диаметр соответствующей колонны.
В одном или более вариантах реализации изобретения устройство профилей ответной защелки, такие как щели, внутренние планки или внутренние высадки, может быть интегрировано во внутреннюю часть обсадной трубы или самой трубы хвостовика путем прямой модификации хвостовика или обсадной трубы для достижения желаемой возможности фиксации внутреннего элемента хвостовика, расположенного так, чтобы защелкнуться на устройстве профиля ответной защелки с внутренней стороны обсадной трубы или элемента хвостовика 20. Дополнительно отмечается, что защелка или ответные щели, например, могут находиться либо на элементе хвостовика, либо на внутренней бурильной колонне.
Нижний конец элемента хвостовика 30 может содержать башмак хвостовика 36, позволяющий подавать элемент хвостовика 30. В частности, как с исходной обсадной трубой 20, могут быть предусмотрены внутренние защелочные соединения хвостовика 32 с двумя защелочными соединениями хвостовика 32a, 32b, расположенными близко к нижнему концу элемента хвостовика 30, и одним защелочным соединением хвостовика 32c, расположенным выше, установленные ниже подвески хвостовика 310, как обсуждается более подробно далее. Два нижних защелочных соединения хвостовика 32a, 32b могут принимать направляющее оборудование для цементирования хвостовика и пробки для последующих операций. Как и в случае внутренних защелочных соединений обсадной трубы 22, внутренние защелочные соединения хвостовика 32 могут использовать компоненты системы крепления многоствольной скважины Halliburton.
На этапе 108 КНБК направленного бурения 210 может быть спущена через элемент хвостовика 30. В одном или более вариантах реализации изобретения КНБК направленного бурения 210 может содержать буровое долото 214, расширитель полной глубины или нижний расширитель 216, роторную управляемую систему (РУС) 218, вспомогательное устройство измерения во время бурения 220, верхний расширитель 222 и двигатель 224. Управляемая система 218 может иметь возможности управления, чтобы следовать желаемой траектории. Устройство измерения во время бурения 220 может содержать модуль гироскопии в процессе бурения и телеметрический модуль. Часть КНБК направленного бурения 210, выходящая за пределы нижнего конца элемента хвостовика 30, может быть минимизирована с помощью кабельного верхнего расширителя 222 и кабельного двигателя 224 и размещения двигателя 224 и по меньшей мере телеметрической части устройства измерения во время бурения (ИВБ) 220 внутри элемента хвостовика 30, но с расположением выходного вала гидравлического забойного двигателя под нижней защелкой 32a, чтобы вращающий момент при бурении подавался на расширители и буровое долото. Кабельная проводка расширителя и гидравлического забойного двигателя облегчает связь между частью ИВБ, которая может оставаться внутри элемента хвостовика 30 и частью КНБК 210, которая должна оставаться ниже верхнего расширителя 222 для функциональных целей. Такие вспомогательные системы КНБК могут включать системы наблюдения за стволом скважины, системы каротажа во время бурения (КВБ) и части управляемого блока, которая требует команды для управления, такую как исполнительный механизм в роторной управляемой системе.
Положение системы наблюдения за стволом скважины, находящейся внутри системы ИВБ 220, может быть определено на основании типа датчика направления, который она содержит, и возможности намагничивания материала поблизости системы наблюдения, как в случае ферромагнитных материалов типа сплавов железа и хрома, которые обычно применяются в материалах обсадной трубы. Ферромагнитные материалы, например, могут мешать работе прибора магнитной разведки, используемого для измерения магнитного поля Земли. Поэтому может возникнуть необходимость расположения такой системы ниже железного элемента хвостовика или по меньшей мере части элемента хвостовика. Кроме того, другие находящиеся по соседству элементы, в которых датчик расположен в элементе хвостовика, должны быть выполнены из немагнитного материала, такого как аустенитная нержавеющая сталь, монель или композитный материал. Поскольку это дорого, вместо этого в ИВБ 220 может быть использован гироскоп, нечувствительный к воздействию намагничиваемых материалов поблизости, и таким образом позволяющий каротажной части системы находиться внутри элемента хвостовика 30.
Вращающий момент при бурении с вращением может также подаваться с поверхности буровой установкой для помощи или вместо забойного бурового двигателя в КНБК 210 путем вращения бурильной колонны с поверхности.
Расширитель полной глубины 216 может быть расположен прямо над буровым долотом 214 для расширения пилотного ствола скважины, когда достигнута полная глубина. Обычная технология расширения может включать многократные спускоподъемные операции для расширения ствола скважины. В сочетании с традиционными проблемами управления в скважине создание расширенного ствола скважины может оставить оператора с чрезмерно длинным пилотным стволом ствола скважины. Однако расширитель полной глубины 216 может устранить длинный пилотный ствол с минимальным воздействием на управляемость. Расширитель полной глубины 216 может быть коротким интегрированным расширительным инструментом, расположенным между буровым долотом 214 и роторной управляемой системой 218, таким образом сокращая пилотный ствол всего до трех футов, и оптимизируя размер ствола скважины на полной глубине. Устранение длинного пилотного ствола с помощью расширителя полной глубины 216 может обеспечить важное преимущество, поскольку некоторые конструкции скважины могут требовать установки элемента хвостовика 30 в определенной точке изменения давления. В одном или более вариантах реализации изобретения расширитель полной глубины 216 может быть инструментом Halliburton TDReam™.
В одном или более вариантах реализации изобретения верхний расширитель 222 может быть инструментом расширения ствола скважины, спроектированным так, чтобы минимизировать боковые вибрации при одновременных операциях. Чрезмерные боковые вибрации при одновременном бурении и расширении могут привести к сокращению срока службы роторной управляемой системы 218. Верхний расширитель 222 может содержать самостабилизируемый корпус и шарнирную систему развертывания для минимизирования закручивания и боковых нагрузок, передаваемых через КНБК 210 во время промежуточных операций бурения. Верхний расширитель 222 может также предусматривать деактивацию расширителя. После завершения расширения скважины кронштейны/режущие структуры верхнего расширителя 222 могут закрываться и бурение может продолжаться, или верхний расширитель 222 может быть извлечен при одновременной циркуляции с полным потоком и вращении. В одном или более вариантах реализации изобретения верхний расширитель 222 может быть расширительным инструментом Halliburton XR™.
КНБК направленного бурения 210 может также содержать телескопическое соединение 230 и нижнее и верхнее внешние защелочные устройства внутренней колонны 232, 234 для соединения с элементом хвостовика 30. Верхняя внешняя защелка 232 может быть расположена на КНБК направленного бурения 210 или рядом с ней для совершения подвески колонны труб внутри элемента хвостовика 30. Верхнее внешнее защелочное устройство 232 может также обеспечивать стабилизацию вдоль колонны труб внутри элемента хвостовика 30. Нижнее внешнее защелочное устройство 234 может фиксироваться и передавать вращающий момент элементу хвостовика 30. Внешняя поверхность элемента хвостовика 30 может также содержать множество центраторов 240. Наконец, КНБК направленного бурения 210 может содержать бурильную трубу 242, которая может содержать толстостенную бурильную трубу и другие компоненты, такие как яс (не показан).
На этапе 110 буровой спускной инструмент 300 может быть присоединен к КНБК направленного бурения 210 с помощью подвески хвостовика 310. Телескопическое соединение 230 может удлиняться, чтобы адаптироваться к соединению КНБК направленного бурения 210 с буровым спускным инструментом 300. Кроме того, в одном или более вариантах реализации изобретения телескопическое соединение 230 может раздвигаться путем повышения давления во внутренней колонне труб с помощью флюида, чтобы зафиксировать/закрепить нижнее внешнее защелочное устройство 234 с помощью защелочного соединения хвостовика 32.
Подвеска хвостовика 310 может быть гибкой системой подвески хвостовика, которая может содержать встроенный анкерный патрон и расширяемый твердый корпус подвески 311, связанный с множеством эластомерных элементов и обладающий возможностью двунаправленной герметизации затрубного пространства и передачи растягивающего и сжимающего усилия. Зажимное приспособление 312 может быть установлено с возможностью связи между КНБК направленного бурения 210 и корпусом подвески 311 для передачи продольных усилий и вращающего момента между подвеской хвостовика 310 и КНБК направленного бурения 210. В вариантах реализации изобретения подвеска хвостовика 310 может быть системой подвески хвостовика Halliburton VersaFlex®.
На фиг. 6 и 7 представлены осевые сечения скважины 10 с системой направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 согласно этапам бурения скважины 112-116 по фиг. 2, в которых может буриться нижняя часть 16 ствола скважины 12. Со ссылкой на фиг. 2 и 6, на этапе 112 бурение направляющего или пилотного ствола скважины 18 может выполняться, пока верхний расширитель 222 не будет расположен ниже нижнего конца исходной обсадной трубы 20. Зажимное приспособление 312 может выдерживать вес КНБК направленного бурения 210 с элементом хвостовика 30, а также передавать вращающий момент элементу хвостовика 30.
Со ссылкой на фиг. 2 и 7, на этапе 114 верхний расширитель 222 может быть активирован, и направленное бурение до полной глубины или любой промежуточной глубины может продолжаться согласно этапу 116 с бурением пилотного ствола скважины 18 буровым долотом 214 и одновременным расширением пилотного ствола скважины до желаемого диаметра верхний расширителем 222.
Согласно этапу принятия решения 118, если КНБК направленного бурения 210 требует извлечения в любой точке до достижения полной глубины, верхний расширитель 222 может быть деактивирован, как указано на этапе 120 по фиг. 2 и проиллюстрировано на фиг. 8.
Продолжая этап 120 по фиг. 2 и со ссылкой на фиг. 9, элемент хвостовика 30 с КНБК направленного бурения 210 может быть смещен буровым спускным инструментом 300 до ближайшего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы 22, которое может быть верхним или самым верхним внутренним защелочным соединением обсадной трубы 22c, как проиллюстрировано. Там элемент хвостовика 30 может быть временно закреплен с помощью соответствующего внешнего защелочного устройства хвостовика 34 и внутреннего защелочного соединения 22 исходной обсадной трубы 20.
После этого, как отмечено на этапе 120 по фиг. 2 и проиллюстрировано на фиг. 10, КНБК направленного бурения 210 может быть освобождена от элемента хвостовика 30 путем освобождения зажимного приспособления 312 от корпуса 311 подвески хвостовика 310 и расцепления нижнего защелочного устройства внутренней колонны 234 от защелочного соединения хвостовика 32a. Далее, согласно этапу 120 по фиг. 2, как показано на фиг. 11, КНБК направленного бурения 210 может быть поднята на поверхность с помощью спускного инструмента 300.
На этапе 122 по фиг. 2 в КНБК направленного бурения 210 могут быть внесены требуемые изменения на поверхности. После этого КНБК направленного бурения 210 может быть введена в ствол скважины 12 с помощью спускного инструмента 300, а зажимное приспособление 312 подвески хвостовика 310 могут быть сцеплены с корпусом подвески хвостовика 311, как проиллюстрировано на фиг. 12. Далее может быть совершена прокачка через внутреннюю колонну труб, чтобы раздвинуть телескопическое соединение 230 для зацепления/фиксации нижнего защелочного устройства 234 с нижним защелочным соединением хвостовика 32a. Наконец, внешнее защелочное устройство хвостовика 34 может быть отцеплено от защелочного соединения обсадной трубы 22c, чтобы освободить элемент хвостовика 30 от обсадной трубы 20.
На фиг. 13 представлено осевое сечение скважины 10 с системой направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200 согласно этапу направленного бурения 124 по фиг. 2. Со ссылкой на фиг. 2 и 13, КНБК направленного бурения 210 может быть опущена на дно ствола скважины 12, верхний расширитель 222 может быть активирован, и бурение может быть продолжено. Пока не достигнута полная глубина, этапы с 118 по 124 можно повторять при необходимости.
Когда достигнута полная глубина, этапы 126, 128 и 130 по фиг. 2 можно выполнять для расширения пилотного ствола скважины 18 и подвески элемента хвостовика 30 на самом нижнем внутреннем защелочном соединении обсадной трубы 22. В одном или более вариантах реализации изобретения спускной инструмент 300 может быть использован для подъема КНБК направленного бурения 210 из пилотного ствола скважины 18 следующим образом. Со ссылкой на фиг. 2 и 14, верхний расширитель 222 может быть деактивирован. После этого КНБК направленного бурения 210, несущая элемент хвостовика 30, может быть вытянута спускным инструментом 300, пока расширитель полной глубины 216 и буровое долото 214 не будут расположены над пилотным стволом скважины 18. После этого расширитель полной глубины 216 может быть активирован. Со ссылкой на фиг. 15, КНБК направленного бурения 210 с элементом хвостовика 30 может быть опущена с помощью спускного инструмента 300, чтобы расширить пилотный ствол скважины 18 до точки контакта бурового долота с дном пилотного ствола скважины 12. После этого расширитель полной глубины 216 может быть деактивирован.
На фиг. 16 представлено осевое сечение скважины 10 с системой направленного бурения с одновременной подачей хвостовика 200, иллюстрирующее этап перемещения 128 по фиг. 2. Со ссылкой на фиг. 2 и 16, расширитель полной глубины 216 находится в деактивированном состоянии. Элемент хвостовика 30 с КНБК направленного бурения 210 может быть перемещен буровым спускным инструментом 300 до ближайшего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы 22, которое может быть верхним или самым верхним внутренним защелочным соединением обсадной трубы 22b, 22c в обсадной трубе 20. Там элемент хвостовика 30 может быть временно закреплен с помощью соответствующего внешнего защелочного устройства хвостовика 34 и внутреннего защелочного соединения 22 исходной обсадной трубы 20. После этого КНБК направленного бурения 210 может быть освобождена от элемента хвостовика 30 путем освобождения зажимного приспособления 312 от корпуса 311 подвески хвостовика 310 и расцепления нижнего защелочного устройства внутренней колонны 234 от защелочного соединения хвостовика 32. Далее КНБК направленного бурения 210 может быть поднята в положение и защелкнута на верхнем внешнем защелочном устройстве внутренней колонны 232 на самом верхнем внутреннем защелочном соединении хвостовика 32c таким образом, чтобы большая часть КНБК направленного бурения 210 располагалась внутри элемента хвостовика 30.
Как показано на фиг. 17, на этапе 130 по фиг. 2 спускной инструмент 300 после этого может быть опущен до нижнего элемента хвостовика 30 в нижнюю часть 16 ствола скважины 12. Элементом хвостовика 30 можно манипулировать таким образом, чтобы внешнее защелочное устройство хвостовика 34 встала на место и зафиксировалась на самом нижнем защелочном соединении обсадной трубы 22a.
Однако в одном или более вариантах реализации изобретения этапы 126 и 128 могут выполняться в обратном порядке: Со ссылкой на фиг. 2 и 18, КНБК направленного бурения 210 может сначала быть перемещена внутрь элемента хвостовика 30 следующим образом. Верхний расширитель 222 может быть деактивирован. КНБК направленного бурения 210 может быть перемещена буровым спускным инструментом 300, чтобы выровнять внешнее защелочное устройство хвостовика 34 с ближайшим внутренним защелочным соединением обсадной трубы 22, которое может быть верхним или самым верхним внутренним защелочным соединением обсадной трубы 22b, 22c в обсадной трубе 20. Там элемент хвостовика 30 может быть временно закреплен с помощью соответствующего внешнего защелочного устройства хвостовика 34 и внутреннего защелочного соединения 22 исходной обсадной трубы 20. После этого, как показано на фиг. 19, КНБК направленного бурения 210 может быть освобождена от элемента хвостовика 30 путем освобождения зажимного приспособления 312 от корпуса 311 подвески хвостовика 310 и расцепления нижнего защелочного устройства внутренней колонны 234 от защелочного соединения хвостовика 32a. Далее КНБК направленного бурения 210 может быть поднята в положение и защелкнута на верхнем внешнем защелочном устройстве внутренней колонны 232 на самом верхнем внутреннем защелочном соединении хвостовика 32c таким образом, чтобы большая часть КНБК направленного бурения 210, за исключением расширителя полной глубины 216 и бурового долота 218, располагалась внутри элемента хвостовика 30.
Со ссылкой на фиг. 20, внешнее защелочное устройство хвостовика 34 далее может быть отцеплено от внутреннего защелочного устройства обсадной трубы 22, и спускной инструмент 300 может быть использован для подъема расширителя полной глубины 216 из пилотного ствола скважины 18, если это необходимо. После этого расширитель полной глубины 216 может быть активирован. Далее, как показано на фиг. 21, КНБК направленного бурения 210, несущая элемент хвостовика 30, может быть опущена с помощью спускного инструмента 300, чтобы расширить пилотный ствол 18 до точки контакта бурового долота с дном пилотного ствола 12. Верхнее защелочное устройство внутренней колонны 232 и защелочное соединение хвостовика 32c будут удерживать вес и передавать вращающий момент элементу хвостовика 30.
Фиг. 20 также иллюстрирует вариант, содержащий расширитель башмака хвостовика 217, расположенный на нижнем конце элемента хвостовика 30. С буровым долотом 214, расположенным в пилотном стволе скважины 18 и действующим как направляющая, элемент хвостовика 30 может вращаться спускным инструментом 300 для вращения расширителя башмака хвостовика 217, расширяющего пилотный ствол скважины 18. Расширитель башмака хвостовика 217 может использоваться в дополнение к расширителю полной глубины 216 или вместо него.
Как показано на фиг. 22, после завершения расширения скважины расширитель полной глубины 216 может быть деактивирован. Спускной инструмент 300 может быть поднят и/или перемещен иным образом для выравнивания и соединения внешнего защелочного устройства хвостовика 34 с самым нижним защелочным соединением обсадной трубы 22a для фиксации элемента хвостовика 30.
Независимо от порядка выполнения этапов 126 и 128 по фиг. 2, на этапе 130 КНБК направленного бурения 210 может быть отцеплена от элемента хвостовика 30 путем отцепления верхнего защелочного устройства 232 от внутреннего защелочного соединения 32c, и, как проиллюстрировано на фиг. 23, спускной инструмент и КНБК 210 могут быть извлечены из скважины.
Со ссылкой на фиг. 2 и 24, на этапе отцепления 132 компоновка спускного инструмента расширения/цементирования 212, имеющая направляющее оборудование для цементирования, может быть спущена в скважину. Компоновка спускного инструмента расширения/цементирования 212 может содержать расширительный инструмент 400, перемещающуюся скребковую пробку цемента 402, верхнюю и нижнюю направляющие пробки 410, 412. В вариантах реализации изобретения профиль верхней и нижней направляющих пробок 410, 412 может быть таким, чтобы его принимали защелочные соединения хвостовика 32a, 32b. Соответственно, включение защелочных соединений 32a, 32b на нижнем конце элемента хвостовика 30 может увеличить возможность выполнения обычного цементирования хвостовика, как описано далее.
Зажимное приспособление 312 может быть сцеплено с корпусом подвески хвостовика 311, и, как проиллюстрировано на фиг. 25, элемент хвостовика 30 может быть отцеплен от обсадной трубы 20 путем отцепления внешнего защелочного устройства хвостовика 34 от внутреннего защелочного соединения обсадной трубы 22a. Циркуляция может быть обеспечена для удаления бурового шлама и очистки ствола скважины 12.
Со ссылкой на фиг. 2 и 26, на этапе 134 операция цементирования может быть выполнена следующим образом. Первый сбрасываемый шар/стержень (не показан) может быть пропущен через компоновку спускного инструмента расширения/цементирования 212 для освобождения нижней направляющей пробки 412, которая может опуститься на нижнее защелочное соединение хвостовика 32a. Аналогичным образом, второй сбрасываемый шар/стержень (не показан) может быть увлечен потоком через компоновку спускного инструмента расширения/цементирования 212, чтобы освободить верхнюю направляющую пробку 410, которая может опуститься на следующее защелочное соединение хвостовика 32b. Двойные пробки могут служить как резервные обратные клапаны и направляющие башмаки в обычном процессе цементирования. Башмачная зона может избегать загрязнения цементом в затрубном пространстве. После того, как направляющие пробки 410, 412 упали на защелочные соединения 32b, 32a соответственно, цемент 430 может быть закачан через компоновку спускного инструмента расширения/цементирования 212.
Далее, как показано на фиг. 27, этап 134 (фиг. 2) может продолжаться сбрасыванием шара/стержня (не показан) для освобождения перемещающейся скребковой пробки цемента 402. Закачка цемента может продолжаться, смещая перемещающуюся скребковую пробку цемента 402 вниз, пока перемещающаяся скребковая пробка цемента 402 не натолкнется и не опустится на верхний поплавковый клапан 410.
Со ссылкой на фиг. 2 и 28, на этапе расширения 136 подвеска хвостовика 310, которая в вариантах реализации изобретения может быть подвеской хвостовика Halliburton VersaFlex®, может быть расширена гидравлически путем сбрасывания шара с помощью расширительного инструмента 400. После этого зажимное приспособление 312 может быть отцеплено и поднято. Может быть выполнена циркуляция для очистки ствола скважины 12, и расширительный инструмент 400 может быть поднят из скважины с помощью спускного инструмента 300.
Таким образом, был описан способ формирования ствола скважины и системы спуска хвостовика. Варианты реализации способа формирования ствола скважины в целом могут включать: установку обсадной трубы в верхней части ствола скважины, при этом обсадная труба имеет верхние и нижние внутренние защелочные соединения обсадной трубы; предоставление компоновки низа бурильной колонны, имеющее верхнее и нижнее внешние защелочные устройства внутренней колонны; спуск компоновки низа бурильной колонны через элемент хвостовика, при этом элемент хвостовика имеет верхние и нижние внутренние защелочные соединения хвостовика, каждое из которых имеет размеры, подходящие для соединения с верхним и нижним внешними защелочными устройствами внутренней колонны, и внешнее защелочное устройство хвостовика, имеющего размеры, подходящие для соединения с верхними и нижними внутренними защелочными соединениями обсадной трубы; соединение компоновки низа бурильной колонны со спускным инструментом; соединение внешнего защелочного устройства внутренней колонны с нижним внутренним защелочным соединением хвостовика, при этом по меньшей мере нижняя часть компоновки низа бурильной колонны выступает за пределы нижнего края элемента хвостовика; и спуск компоновки низа бурильной колонны с элементом хвостовика в обсадной трубе с помощью спускного инструмента. Варианты реализации системы спуска хвостовика, в целом, могут иметь: компоновку низа бурильной колонны, имеющую верхнее и нижнее внешние защелочные устройства внутренней колонны; и элемент хвостовика, имеющий верхние и нижние внутренние защелочные соединения хвостовика, каждое из которых имеет размеры, подходящие для соединения с верхним и нижним внешними защелочными устройствами внутренней колонны, и внешнее защелочное устройство хвостовика, имеющую размеры, подходящие для соединения с верхними и нижними внутренними защелочными соединениями обсадной трубы; при этом компоновка низа бурильной колонны адаптирована для того, чтобы выборочно нести элемент хвостовика с помощью внешнего защелочного устройства внутренней колонны и нижнего внутреннего защелочного соединения хвостовика.
В каждом из предыдущих вариантов реализации изобретения может содержаться любой из следующих элементов или характеристик, отдельно или в сочетании друг с другом: компоновка низа бурильной колонны представляет собой компоновку низа бурильной колонны направленного бурения; направленное бурение нижней части ствола скважины по траектории скважины с помощью бурового долота и управляемой системы компоновки низа бурильной колонны направленного бурения; нижняя часть компоновки низа бурильной колонны, выступающая за пределы нижнего края элемента хвостовика, содержит расширитель; бурение пилотного ствола нижней части ствола скважины с помощью бурового долота; расширение пилотного ствола скважины ниже обсадной трубы с помощью расширителя; подвеска элемента хвостовика с помощью внешнего защелочного устройства хвостовика от одного из: верхних или нижних внутренних защелочных соединений обсадной трубы; отсоединение нижнего внешнего защелочного устройства внутренней колонны от нижнего внутреннего защелочного соединения хвостовика; удаление компоновки низа бурильной колонны из ствола скважины; повторное помещение компоновки низа бурильной колонны в ствол скважины; соединение нижнего внешнего защелочного устройства внутренней колонны с нижним внутренним защелочным соединением хвостовика; отсоединение внешнего защелочного устройства хвостовика от одного из верхнего и нижнего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы; расширение пилотного ствола скважины почти до полной глубины с помощью расширителя полной глубины компоновки низа бурильной колонны; подъем компоновки низа бурильной колонны и элемента хвостовика; подвеска элемента хвостовика с помощью внешнего защелочного устройства хвостовика от верхнего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы; отсоединение нижнего внешнего защелочного устройства внутренней колонны от нижнего внутреннего защелочного соединения хвостовика; подъем компоновки низа бурильной колонны внутри элемента хвостовика; соединение одного из: верхних и нижних внешних защелок внутренней колонны с верхним внутренним защелочным соединением хвостовика так, чтобы значительная часть компоновки низа бурильной колонны была расположена внутри элемента хвостовика; спуск компоновки низа бурильной колонны и элемента хвостовика; подвеска элемента хвостовика с помощью внешнего защелочного устройства хвостовика от нижнего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы; отсоединение нижнего внешнего защелочного устройства внутренней колонны от верхнего внутреннего защелочного соединения хвостовика; удаление компоновки низа бурильной колонны из ствола скважины; обеспечение подвески хвостовика, имеющего корпус подвески и зажимное приспособление, при этом корпус подвески соединен с элементом хвостовика, зажимное приспособление присоединено между компоновкой низа бурильной колонны и спускным инструментом; передача вращающего момента и осевого усилия зажимным приспособлением между спускным инструментом и компоновкой низа бурильной колонны; обеспечение телескопического соединения внутри компоновки низа бурильной колонны; выборочное зацепление зажимного приспособления с корпусом подвески; выборочное раздвигание телескопического соединения для соединения внешнего защелочного устройства внутренней колонны с нижним внутренним защелочным соединением хвостовика; компоновка низа бурильной колонны представляет собой компоновку спускного инструмента расширения/цементирования, имеющую расширительный инструмент, перемещающуюся скребковую пробку и направляющую пробку; зацепление зажимного приспособления к корпусу подвески, пропускание первого сбрасываемого шара/стержня через компоновку спускного инструмента расширения/цементирования для освобождения направляющей пробки; опускание направляющей пробки на нижнее внутреннее защелочное соединение хвостовика; закачивание цемента через компоновку спускного инструмента расширения/цементирования в ствол скважины; пропускание второго сбрасываемого шара/стержня через компоновку спускного инструмента расширения/цементирования для освобождения скребковой пробки; смещение скребковой пробки вниз по скважине до опускания скребковой пробки на направляющую пробку; расширение расширительного инструмента; отцепление зажимного приспособления от корпуса подвески; удаление зажимного приспособления из ствола скважины с помощью спускного инструмента; компоновка низа бурильной колонны представляет собой очищающую компоновку низа бурильной колонны; очистка ствола скважины с помощью очищающей компоновки низа бурильной колонны; компоновка низа бурильной колонны представляет собой управляемую компоновку низа бурильной колонны направленного бурения, содержащую буровое долото, расширитель, двигатель и устройство измерения во время бурения; компоновка низа бурильной колонны содержит расширитель полной глубины, расположенный смежно с буровым долотом; двигатель и устройство измерения во время бурения выборочно расположены внутри элемента хвостовика; подвеска хвостовика, имеющая корпус подвески и зажимное приспособление, корпус подвески соединен с элементом хвостовика, зажимное приспособление присоединено между компоновкой низа бурильной колонны и спускным инструментом; телескопическое соединение, расположенное внутри компоновки низа бурильной колонны между зажимным приспособлением и нижней внешней защелкой внутренней колонны; компоновка низа бурильной колонны представляет собой компоновку спускного инструмента расширения/цементирования, имеющую расширительный инструмент, перемещающуюся скребковую пробку и направляющую пробку, направляющая пробка имеет размеры, подходящие для соединения с нижней внешней защелкой внутренней колонны; первое и второе нижние внутренние защелочные соединения хвостовика, расположенные внутри элемента хвостовика; первая и вторая направляющие пробки имеющие размеры, подходящие для соединения с первым и вторым нижними внешними защелочными устройствами внутренней колонны, соответственно; и компоновка низа бурильной колонны представляет собой очищающую компоновку низа бурильной колонны.
Реферат изобретения служит исключительно для предоставления способа, с помощью которого при беглом ознакомлении быстро определяют характер и сущность технического описания, и он отображает только один или большее количество вариантов реализации изобретения.
Хотя различные варианты осуществления подробно проиллюстрированы, изобретение не ограничивается представленными вариантами реализации. Для специалистов в данной области техники будут очевидны возможные усовершенствования и доработки представленных выше вариантов реализации изобретения. Эти усовершенствования и доработки не отступают от сущности и входят в объем настоящего изобретения.
Claims (78)
1. Способ формирования ствола скважины, включающий следующие этапы:
устанавливают обсадную трубу в верхней части ствола скважины, причем указанная обсадная труба имеет верхнее и нижнее внутренние защелочные соединения обсадной трубы;
обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, имеющую верхнее и нижнее внешние защелочные устройства внутренней колонны;
пропускают указанную компоновку низа бурильной колонны через элемент хвостовика, причем указанный элемент хвостовика имеет верхние и нижние внутренние защелочные соединения хвостовика, каждое из которых имеет размеры, подходящие для соединения с указанными верхними и нижними внешними защелочными устройствами внутренней колонны, и внешнее защелочное устройство хвостовика, имеющее размеры, подходящие для соединения с указанными верхними и нижними внутренними защелочными соединениями обсадной трубы;
присоединяют указанную компоновку низа бурильной колонны к спускному инструменту;
присоединяют указанное внешнее защелочное устройство внутренней колонны к указанному нижнему внутреннему защелочному соединению хвостовика, причем по меньшей мере нижняя часть указанной компоновки низа бурильной колонны выступает за пределы нижнего края указанного элемента хвостовика; и
спускают указанную компоновку низа бурильной колонны с указанным элементом хвостовика в указанную обсадную трубу с помощью указанного спускного инструмента.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что:
указанная компоновка низа бурильной колонны представляет собой компоновку низа бурильной колонны направленного бурения; и
способ дополнительно включает этап, на котором осуществляют направленное бурение нижней части указанного ствола скважины вдоль траектории скважины с помощью бурового долота и управляемой системы указанной компоновки низа бурильной колонны направленного бурения.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что:
указанная нижняя часть указанной компоновки низа бурильной колонны, выступающая за пределы нижнего края указанного элемента хвостовика, содержит расширитель; и
способ дополнительно включает следующие этапы:
бурят пилотный ствол в нижней части указанного ствола скважины с помощью указанного бурового долота; и
расширяют указанный пилотный ствол ниже указанной обсадной трубы с помощью указанного расширителя.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий следующие этапы:
подвешивают указанный элемент хвостовика с помощью указанного внешнего защелочного устройства хвостовика от одного из: указанных верхних и нижних внутренних защелочных соединений обсадной трубы;
отсоединяют указанное нижнее внешнее защелочное устройство внутренней колонны от указанного нижнего внутреннего защелочного соединения хвостовика; и после этого
удаляют указанную компоновку низа бурильной колонны из указанного ствола скважины.
5. Способ по п. 4, дополнительно включающий следующие этапы:
повторно помещают указанную компоновку низа бурильной колонны в указанный ствол скважины;
присоединяют указанное нижнее внешнее защелочное устройство внутренней колонны к указанному нижнему внутреннему защелочному соединению хвостовика; и после этого
отсоединяют указанное внешнее защелочное устройство хвостовика от одного из: указанных верхнего и нижнего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий следующие этапы:
расширяют пилотный ствол почти до полной глубины с помощью расширителя полной глубины указанной компоновки низа бурильной колонны;
поднимают указанную компоновку низа бурильной колонны и указанный элемент хвостовика;
подвешивают указанный элемент хвостовика с помощью указанного внешнего защелочного устройства хвостовика от указанного верхнего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы;
отсоединяют указанное нижнее внешнее защелочное соединение внутренней колонны от указанного нижнего внутреннего защелочного соединения хвостовика;
поднимают указанную компоновку низа бурильной колонны внутри указанного элемента хвостовика;
присоединяют одно из: указанных верхнего и нижнего внешних защелочных устройств внутренней колонны к указанному верхнему внутреннему защелочному соединению хвостовика таким образом, чтобы существенная часть указанной компоновки низа бурильной колонны была расположена внутри указанного элемента хвостовика;
спускают указанную компоновку низа бурильной колонны и указанный элемент хвостовика;
подвешивают указанный элемент хвостовика с помощью указанного внешнего защелочного устройства хвостовика от указанного нижнего внутреннего защелочного соединения обсадной трубы;
отсоединяют указанное нижнее внешнее защелочное устройство внутренней колонны от указанного верхнего внутреннего защелочного соединения хвостовика; и
удаляют указанную компоновку низа бурильной колонны из указанного ствола скважины.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий следующие этапы:
обеспечивают подвеску хвостовика, имеющую корпус подвески и зажимное приспособление, причем указанный корпус подвески присоединен к указанному элементу хвостовика, а указанное зажимное приспособление присоединено между указанной компоновкой низа бурильной колонны и указанным спускным инструментом.
8. Способ по п. 7, дополнительно включающий следующий этап:
передают вращающий момент и осевое усилие с помощью указанного зажимного приспособления между указанным спускным инструментом и указанной компоновкой низа бурильной колонны.
9. Способ по п. 7, дополнительно включающий следующие этапы:
обеспечивают телескопическое соединение внутри указанной компоновки низа бурильной колонны;
выборочно зацепляют указанное зажимное приспособление с указанным корпусом подвески; и
выборочно раздвигают указанное телескопическое соединение, чтобы присоединить указанное внешнее защелочное устройство внутренней колонны к указанному нижнему внутреннему защелочному соединению хвостовика.
10. Способ по п. 7, отличающийся тем, что:
указанная компоновка низа бурильной колонны представляет собой компоновку спускного инструмента расширения/цементирования, имеющую расширительный инструмент, перемещающуюся скребковую пробку и направляющую пробку; и
способ дополнительно включает следующие этапы:
зацепляют указанное зажимное приспособление к указанному корпусу подвески,
пропускают первый сбрасываемый шар/стержень через указанную компоновку спускного инструмента расширения/цементирования, чтобы освободить указанную направляющую пробку;
опускают указанную направляющую пробку на указанное нижнее внутреннее защелочное соединение хвостовика;
закачивают цемент через указанный спускной инструмент расширения/цементирования в указанный ствол скважины;
пропускают второй сбрасываемый шар/стержень через указанную компоновку спускного инструмента расширения/цементирования, чтобы освободить указанную скребковую пробку;
смещают указанную скребковую пробку вниз по скважине, пока указанная скребковая пробка не опустится на указанную направляющую пробку;
расширяют указанный расширительный инструмент,
отцепляют указанное зажимное приспособление от указанного корпуса подвески и
удаляют указанное зажимное приспособление из указанного ствола скважины с помощью указанного спускного инструмента.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что:
указанная компоновка низа бурильной колонны представляет собой очищающую компоновку низа бурильной колонны; и
способ дополнительно включает этап, на котором очищают указанный ствол скважины с помощью указанной очищающей компоновки низа бурильной колонны.
12. Система спуска хвостовика, содержащая:
компоновку низа бурильной колонны, имеющую верхнее и нижнее внешние защелочные устройства внутренней колонны; и
элемент хвостовика, имеющий верхние и нижние внутренние защелочные соединения хвостовика, каждое из которых имеет размеры, подходящие для соединения с указанными верхним и нижним внешними защелочными устройствами внутренней колонны, и внешнее защелочное устройство хвостовика, имеющее размеры, подходящие для соединения с указанными верхним и нижним внутренними защелочными соединениями обсадной трубы; при этом
указанная компоновка низа бурильной колонны выполнена с возможностью выборочного удерживания указанного элемента хвостовика с помощью указанного внешнего защелочного устройства внутренней колонны и указанного нижнего внутреннего защелочного соединения хвостовика.
13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что:
указанная компоновка низа бурильной колонны представляет собой управляемую компоновку низа бурильной колонны направленного бурения, содержащую буровое долото, расширитель, двигатель и приспособление измерения во время бурения.
14. Система по п. 13, отличающаяся тем, что:
указанная компоновка низа бурильной колонны содержит расширитель полной глубины, расположенный смежно с указанным буровым долотом.
15. Система по п. 13, отличающаяся тем, что:
указанный двигатель и указанное приспособление измерения во время бурения выборочно расположены внутри указанного элемента хвостовика.
16. Система по п. 12, дополнительно содержащая:
подвеску хвостовика, имеющую корпус подвески и зажимное приспособление, причем указанный корпус подвески присоединен к указанному элементу хвостовика, а указанное зажимное приспособление присоединено между указанной компоновкой низа бурильной колонны и указанным спускным инструментом.
17. Система по п. 16, дополнительно содержащая:
телескопическое соединение, расположенное внутри указанной компоновки низа бурильной колонны между указанным зажимным приспособлением и указанным нижним внешним защелочным устройством внутренней колонны.
18. Система по п. 12, отличающаяся тем, что:
указанная компоновка низа бурильной колонны представляет собой компоновку спускного инструмента расширения/цементирования, имеющую расширительный инструмент, перемещающуюся скребковую пробку и направляющую пробку, причем указанная направляющая пробка имеет размеры, подходящие для присоединения к указанному нижнему внешнему защелочному устройству внутренней колонны.
19. Система по п. 18, дополнительно содержащая:
первое и второе нижние внутренние защелочные соединения хвостовика, расположенные внутри указанного элемента хвостовика;
первую и вторую направляющие пробки, имеющие размеры, подходящие для присоединения к указанным первому и второму нижним внешним защелочным устройствам внутренней колоны соответственно.
20. Система по п. 12, отличающаяся тем, что:
указанная компоновка низа бурильной колонны представляет собой очищающую компоновку низа бурильной колонны.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462074460P | 2014-11-03 | 2014-11-03 | |
| US62/074,460 | 2014-11-03 | ||
| PCT/US2015/057385 WO2016073236A1 (en) | 2014-11-03 | 2015-10-26 | Directional drilling while conveying a lining member, with latching parking capabilities for multiple trips |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2667542C1 true RU2667542C1 (ru) | 2018-09-21 |
Family
ID=55909629
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017110858A RU2667542C1 (ru) | 2014-11-03 | 2015-10-26 | Направленное бурение с одновременной подачей элемента хвостовика с возможностью крепления защелками для многократных спускоподъемных операций |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9605483B2 (ru) |
| EP (1) | EP3186466B1 (ru) |
| CN (1) | CN106715821B (ru) |
| BR (1) | BR112017006142A2 (ru) |
| CA (1) | CA2962843C (ru) |
| RU (1) | RU2667542C1 (ru) |
| WO (1) | WO2016073236A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SG11201502694PA (en) | 2012-10-16 | 2015-05-28 | Petrowell Ltd | Flow control assembly |
| US10053960B2 (en) * | 2016-03-04 | 2018-08-21 | Downhole Rental Tools, LLC | Downhole diffuser assembly |
| US10577874B2 (en) * | 2016-10-26 | 2020-03-03 | National Oilwell Dht, Lp | Casing drilling apparatus and system |
| JP6482628B1 (ja) * | 2017-10-18 | 2019-03-13 | 新協地水株式会社 | 地中埋設用パイプ |
| CA3083738A1 (en) | 2017-11-27 | 2019-05-31 | Conocophillips Company | Method and apparatus for washing an upper completion |
| CN111472721B (zh) * | 2020-06-02 | 2022-05-27 | 平顶山天安煤业股份有限公司十矿 | 一种矿井水害防治清淤设备 |
| US11732537B2 (en) * | 2021-09-29 | 2023-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Anchor point device for formation testing relative measurements |
| CN116136151B (zh) * | 2023-04-18 | 2023-06-27 | 山东省地质矿产勘查开发局八〇一水文地质工程地质大队(山东省地矿工程勘察院) | 一种地下水人工观测通道钻孔设备 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1143825A1 (ru) * | 1983-10-26 | 1985-03-07 | Предприятие П/Я В-8948 | Устройство дл бурени в рыхлых и раздробленных породах с одновременной обсадкой скважины |
| RU2017928C1 (ru) * | 1990-01-25 | 1994-08-15 | Лев Николаевич Шадрин | Обсадная колонна для глубоких скважин |
| US20070267221A1 (en) * | 2006-05-22 | 2007-11-22 | Giroux Richard L | Methods and apparatus for drilling with casing |
| RU2336405C1 (ru) * | 2007-03-14 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" | Устройство для закрепления извлекаемого бурового инструмента в обсадной колонне |
| US20090107675A1 (en) * | 2007-10-03 | 2009-04-30 | Tesco Corporation | Liner Drilling and Cementing System Utilizing a Concentric Inner String |
| WO2012134705A3 (en) * | 2011-03-26 | 2013-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip liner setting and drilling assembly |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5271472A (en) | 1991-08-14 | 1993-12-21 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
| US5197553A (en) | 1991-08-14 | 1993-03-30 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
| CA2517978C (en) * | 2003-03-05 | 2009-07-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with casing latch |
| US7757784B2 (en) | 2003-11-17 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Drilling methods utilizing independently deployable multiple tubular strings |
| CA2898244C (en) | 2004-11-19 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for drilling, completing and configuring u-tube boreholes |
| US7428933B2 (en) * | 2005-07-19 | 2008-09-30 | Baker Hughes Incorporated | Latchable hanger assembly and method for liner drilling and completion |
| US7540329B2 (en) | 2007-04-18 | 2009-06-02 | Baker Hughes Incorporated | Casing coupler liner hanger mechanism |
| US7784552B2 (en) * | 2007-10-03 | 2010-08-31 | Tesco Corporation | Liner drilling method |
| US7861781B2 (en) | 2008-12-11 | 2011-01-04 | Tesco Corporation | Pump down cement retaining device |
| US8783368B2 (en) | 2011-01-05 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Well tool with shearable collet |
| US8881814B2 (en) * | 2011-05-02 | 2014-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Liner cementation process and system |
| US20140246239A1 (en) | 2013-03-04 | 2014-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Liner Top Cleaning Method Prior to BHA Removal in Drilling with Advancing Liner Systems |
-
2015
- 2015-10-26 BR BR112017006142A patent/BR112017006142A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2015-10-26 EP EP15857712.2A patent/EP3186466B1/en active Active
- 2015-10-26 CA CA2962843A patent/CA2962843C/en active Active
- 2015-10-26 RU RU2017110858A patent/RU2667542C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-10-26 US US15/029,492 patent/US9605483B2/en active Active
- 2015-10-26 CN CN201580050946.1A patent/CN106715821B/zh active Active
- 2015-10-26 WO PCT/US2015/057385 patent/WO2016073236A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1143825A1 (ru) * | 1983-10-26 | 1985-03-07 | Предприятие П/Я В-8948 | Устройство дл бурени в рыхлых и раздробленных породах с одновременной обсадкой скважины |
| RU2017928C1 (ru) * | 1990-01-25 | 1994-08-15 | Лев Николаевич Шадрин | Обсадная колонна для глубоких скважин |
| US20070267221A1 (en) * | 2006-05-22 | 2007-11-22 | Giroux Richard L | Methods and apparatus for drilling with casing |
| RU2336405C1 (ru) * | 2007-03-14 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" | Устройство для закрепления извлекаемого бурового инструмента в обсадной колонне |
| US20090107675A1 (en) * | 2007-10-03 | 2009-04-30 | Tesco Corporation | Liner Drilling and Cementing System Utilizing a Concentric Inner String |
| WO2012134705A3 (en) * | 2011-03-26 | 2013-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip liner setting and drilling assembly |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2962843C (en) | 2019-07-02 |
| CN106715821B (zh) | 2019-06-11 |
| WO2016073236A1 (en) | 2016-05-12 |
| CA2962843A1 (en) | 2016-05-12 |
| EP3186466A4 (en) | 2018-03-14 |
| BR112017006142A2 (pt) | 2018-02-06 |
| CN106715821A (zh) | 2017-05-24 |
| US9605483B2 (en) | 2017-03-28 |
| EP3186466A1 (en) | 2017-07-05 |
| EP3186466B1 (en) | 2021-08-04 |
| US20160326807A1 (en) | 2016-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2667542C1 (ru) | Направленное бурение с одновременной подачей элемента хвостовика с возможностью крепления защелками для многократных спускоподъемных операций | |
| EP2888431B1 (en) | Apparatus and method for drillng a wellbore, setting a liner and cementing the wellbore during a single trip | |
| US7757784B2 (en) | Drilling methods utilizing independently deployable multiple tubular strings | |
| RU2645044C1 (ru) | Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения | |
| CA2572240C (en) | Drilling systems and methods utilizing independently deployable multiple tubular strings | |
| US20130025850A1 (en) | Method of drilling and running casing in large diameter wellbore | |
| US9845665B2 (en) | Liner drilling using retrievable directional bottom-hole assembly | |
| EP2675985B1 (en) | Travel joint having an infinite slot mechanism for space out operations in a wellbore | |
| AU2021201206B2 (en) | Releasable connection mechanism for use within a well | |
| EP4013939B1 (en) | Downhole apparatus and methods for casing | |
| CA3088600C (en) | Latchable casing while drilling systems and methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201027 |