SA518390929B1 - أدوات ثَقْب أرض عيارية، وحدات نمطية لتلك الأدوات وطرق ذات صلة - Google Patents
أدوات ثَقْب أرض عيارية، وحدات نمطية لتلك الأدوات وطرق ذات صلة Download PDFInfo
- Publication number
- SA518390929B1 SA518390929B1 SA518390929A SA518390929A SA518390929B1 SA 518390929 B1 SA518390929 B1 SA 518390929B1 SA 518390929 A SA518390929 A SA 518390929A SA 518390929 A SA518390929 A SA 518390929A SA 518390929 B1 SA518390929 B1 SA 518390929B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- tool
- downhole tool
- ground
- drive
- module
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 38
- 230000006854 communication Effects 0.000 claims description 26
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 26
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 21
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000004224 protection Effects 0.000 claims description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 5
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 4
- 230000007175 bidirectional communication Effects 0.000 claims description 2
- 241000234435 Lilium Species 0.000 claims 2
- 241001233887 Ania Species 0.000 claims 1
- 241001424309 Arita Species 0.000 claims 1
- 101100094921 Caenorhabditis elegans rft-1 gene Proteins 0.000 claims 1
- 101100203601 Caenorhabditis elegans sor-3 gene Proteins 0.000 claims 1
- 241000511343 Chondrostoma nasus Species 0.000 claims 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 1
- 241000213879 Lyssa Species 0.000 claims 1
- 206010037742 Rabies Diseases 0.000 claims 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims 1
- NARKTLKJPPMFJF-LEJQEAHTSA-N [(2r,3s,4r,5r)-5-(6-aminopurin-9-yl)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]methyl n-[(2s)-2,6-diaminohexanoyl]sulfamate Chemical compound O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](COS(=O)(=O)NC(=O)[C@@H](N)CCCCN)O[C@H]1N1C2=NC=NC(N)=C2N=C1 NARKTLKJPPMFJF-LEJQEAHTSA-N 0.000 claims 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 8
- 102100029801 Calcium-transporting ATPase type 2C member 1 Human genes 0.000 description 5
- 101000728145 Homo sapiens Calcium-transporting ATPase type 2C member 1 Proteins 0.000 description 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000009877 rendering Methods 0.000 description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 240000000146 Agaricus augustus Species 0.000 description 1
- 241000282465 Canis Species 0.000 description 1
- 241001137251 Corvidae Species 0.000 description 1
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 description 1
- 101100504379 Mus musculus Gfral gene Proteins 0.000 description 1
- 244000191761 Sida cordifolia Species 0.000 description 1
- 208000000260 Warts Diseases 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000002266 amputation Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 235000015250 liver sausages Nutrition 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 235000002020 sage Nutrition 0.000 description 1
- 201000010153 skin papilloma Diseases 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/32—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools
- E21B10/322—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools cutter shifted by fluid pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/32—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/32—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools
- E21B10/325—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools the cutter being shifted by a spring mechanism
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
تتضمن وحدة نمطية لمد عناصر أداة ثَقْب أرض earth-boring tool وحدة تدوير مستقلة بها قضيب rod مهيأ لإقرانه بعنصر قابل للمد واحد على الأقل من أداة ثَقْب الأرض. تتم تهيئة وحدة التدوير لإقرانها بأداة ثَقْب الأرض جزئيًا على الأقل داخل حجيرة من جسم أداة ثَقْب الأرض الموضوعة خارج ثقب مركزي لأداة ثَقْب الأرض في اتجاه نصف القطر. تتم تهيئة وحدة التدوير أيضًا لتحريك العنصر القابل للمد الواحد على الأقل من موضع منكمش إلى موضع متمدد أو من موضع متمدد إلى موضع منكمش في اتجاه به مكون موازٍ لمحور طولي لأداة ثَقْب الأرض. تتم تهيئة الوحدة النمطية لكي يتم ربطها بـ وفصلها عن أداة ثَقْب الأرض بشكل متكرر. يمكن ربط هذه الوحدة النمطية بجسم أداة يحمل عناصر قابل للمد لتكوين أداة ثَقْب أرض لتوسيع ثقب حفر أو تثبيته داخل قسم موسع من ثقب الحفر. [الشكل 2]
Description
أدوات if أرض عيارية؛ وحدات نمطية لتلك الأدوات وطرق ذات صلة MODULAR EARTH-BORING TOOLS, MODULES FOR SUCH TOOLS AND RELATED METHODS الوصف الكامل خلفية الاختراع طلب الأسبقية : يستند هذا الطلب في الأسبقية إلى تاريخ إيداع طلب براءة الاختراع المؤقت الأمريكي رقم 62/205491« المودع في 14 أغسطس 2015« بعنوان " MODULAR
EARTH-BORINGTOOLS, MODULES FOR SUCH TOOLS AND RELATED "METHODS. 5 المجال التقني للاختراع : تتعلق تجسيدات الكشف الحالي بوجهٍ عام بتجسيدات لوحدة نمطية للاستخدام في جهاز GE أرض earth-boring apparatus للاستخدام في حفرة بثر جوفية؛ وبشكل أكثر تحديدًا؛ بوحدات نمطية تشتمل IS منها على وحدة تدوير لتسليط قوة على عنصر قابل للمد من جهاز Qi الأرض؛ ويمكن ربط الوحدات النمطية بجسم جهاز Of الأرض وفصلها 0 منه في صورة وحدات مستقلة. الخلفية التقنية للاختراع : تُستخدم موسعات الثقوب expandable reamers والمثبتات القابلة
Olly بشكل نمطي لتوسيع ثقوب الحفر الجوفية. ومن الناحية التقليدية؛ عن حفر آبار النفط» dll والآبار الحرارية الأرضية؛ يتم تركيب تغليف وتثبيته بالأسمنت لمنع تكهف جدران حفرة البثر في ثقب الحفر الجوفي مع توفير الدعم لعملية الحفر اللاحقة لتحقيق أعماق أكبر. يتم تركيب التغليف أيضًا من الناحية التقليدية لعزل التكوينات المختلفة؛ لمنع التدفق العرضي لموائع التكوين؛ وللمساعدة في التحكم في موائع التكوين والضغط عند حفر ثقب الحفر. لزيادة عمق ثقب حفر محفور من JB يتم مد تغليف جديد داخل التغليف السابق ومده تحته. Laing تتيح إضافة التغليف الإضافي وصول ثقب الحفر إلى أعماق ST فيعيبها أنها تضيق ثقب الحفر. إن تضييق ثقب الحفر يقيد قطر أي أقسام لاحقة من Jill نظرًا لضرورة مرور لقمة الحفر (gly drill bit تغليف 0 آخر عبر التغليف الموجود. بما أن الانخفاضات في قطر ثقب الحفر غير مفضلة نظرًا لأنها تقيد
معدل تدفق إنتاج النفط والغاز عبر ثقب الحفرء فغالبًا ما يفضل توسيع ثقب الحفر الجوفي لتوفير قطر ثقب حفر أكبر لتركيب تغليف إضافي بعد تغليف تم تركيبه من قبل وكذلك للمساعدة في تحقيق معدلات تدفق إنتاج أفضل للهيدروكريونات عبر ثقب الحفر. تم استخدام مجموعة من الطرق لتوسيع قطر ثقب حفر. وتتضمن إحدى الطرق التقليدية المستخدمة لتوسيع ثقب حفر جوفي استخدام لقم حفر لا مركزية وثنائية المركز. وتتضمن طريقة تقليدية أخرى مستخدمة لتوسيع ثقب حفر جوفي استخدام ما يطلق عليه 'تجميعة قاع بثر (BHA) "bottom—hole assembly ممتدة مع وجود لقمة حفر pilot drill bit دليلية عند طرفها البعيد وتجميعة موسع ثقوب على مسافة ما فوق لقمة الحفر الدليلية. يسمح هذا الترتيب باستخدام أي نوع تقليدي من لقمة الحفر الدوارة de) سبيل المثال؛ لقمة لحفر الصخور أو لقمة 0 حفر ذات أرياش)؛ حيث تتيح لقمة الحفر الدليلية والطبيعة الممتدة للتجميعة مرونة أكبر عند المرور عبر البقع الضيقة في ثقب الحفر وكذلك تتيح فرصة التثبيت الفعال للقمة الحفر الدليلية بحيث ستستعرض لقمة الحفر الدليلية وموسع الثقوب التالي المسار المنشود لثقب الحفر. إن هذا الجانب لتجميعة قاع البئر الممتدة (BHA) مهم تحديدًا في الحفر الاتجاهي. مثلما تم ذكره coded يمكن استخدام موسعات الثقوب التقليدية القابلة للتمدد لتوسيع ثقب حفر جوفي 5 ويمكن أن تتضمن أنصالاً blades يتم تثبيتها بشكل تمركزي؛ مفصلي أو قابل للانزلاق بجسم أنبوبي وتشغيلها بواسطة مكونات مرسلة للقوة معرضة لمائع حفر عالي الضغط يتدفق داخل ثقب محوري مركزي لجسم أداة موسع الثقوب. يتم سحب الأنصال في موسعات الثقوب المذكورة بشكل مبدئي للسماح بمد الأداة عبر ثقب الحفر على سلسلة أنابيب حفر string 011 ويمجرد مرور الأداة بعد طرف التغليف؛ يتم مد الأنصال بحيث يمكن sab) قطر الثقب تحت التغليف. يتم الإمداد 0 بالقوة الخاصة بتشغيل الأنصال في الموضع الممتد بشكل تقليدي باستخدام سلسلة أنابيب حفر يلحق بها موسع الثقوب Lal للتمدد؛ والضغط الهيدروليكي hydraulic pressure لمائع الحفر داخل الثقب المركزي لجسم أداة موسع الثقوب؛ أو توليفة من حركة سلسلة أنابيب الحفر والضغط الهيدروليكي. في موسعات الثقوب القابلة للتمدد Ally تعمل هيدروليكيًا؛ يتم تصنيع جسم أداة موسع الثقوب بشكل نمطي بسمات و/أو مكونات لتحويل الضغط الهيدروليكي لمائع الحفر داخل ill 5 المحوري المركزي إلى قوة تشغيل مرسلة إلى أنصال موسع الثقوب. تحتاج أجسام أداة موسع
الثقوب إلى تصميمات معقدة بها عددٍ من المكونات المتحركة؛ وكذلك عددٍ من موانع تسرب المائع الترددية ديناميكيًا لمنع التسرب غير المفضل لمائع الحفر في جسم الأداة. وبالتالي؛ يتضمن تجميع؛ إصلاح و/أو صيانة موسعات الثقوب القابلة للتمدد عمليات معقدة ومستهلكة للوقت والتي لا بد من إجراؤها بواسطة فنيين مدريين جيدًا. الوصف العام للاختراع
في بعض التجسيدات؛ تشتمل وحدة نمطية ad عناصر أداة i أرض على وحدة تدوير مستقلة بها قضيب Tage لإقرانه بعنصر قابل للمد واحد على الأقل من أداة i أرض. تتم تهيئة وحدة التدوير لإقرانها بأداة تَقُب الأرض جزئيًا على الأقل داخل حجيرة من جسم أداة i الأرض الموضوعة خارج ثقب مركزي لأداة Gl الأرض في اتجاه نصف القطر. تتم تهيئة Bang التدوير
0 أيضًا لتحريك العنصر القابل للمد الواحد على الأقل من واحدٍ من موضع منكمش وموضع متمدد إلى الموضع المنكمش والموضع المتمدد الآخر في اتجاه به مكون مواز لمحور طولي لجسم أداة dh الأرض. تتم تهيئة الوحدة النمطية لكي يتم ربطها ب وفصلها عن أداة i الأرض بشكل متكرر. في تجسيدات (gal تشتمل أداة OF أرض على جسم أداة به ثقب ممتد من أحد أطراف جسم
5 الأداة إلى الطرف الآخر لجسم الأداة. يحمل جسم الأداة واحدًا أو SST من العناصر القابلة all والتي يتم تعشيقها بشكل متعاون بجسم الأداة لواحدٍ على الأقل من المد إلى والسحب من موضع ممتد. تتضمن أداة ff الأرض وحدة نمطية مستقلة واحدة على الأقل موضوعة داخل حجيرة جسم الأداة. يتم وضع الحجيرة خارج الثقب في اتجاه نصف القطر وتتم تهيئتها لريطها بجسم الأداة وفصلها منه. تشتمل الوحدة النمطية الواحدة على الأقل على وحدة تدوير تتضمن قضيبًا مقتركًا
0 بواحدٍ على الأقل من الواحد أو أكثر من العناصر القابلة للمد. تتم تهيئة وحدة التدوير لتحريك القضيب بشكل يتسبب في تحرك واحد على الأقل من العناصر القابلة للمد بين موضع منكمش والموضع الممتد في اتجاه به مكون مواز لمحور طولي لجسم الأداة. في تجسيدات أخرى (Lal تشتمل طريقة تركيب أداة 8 أرض على ربط وحدة تشغيل نمطية مستقلة بأداة تقب الأرض. تتم تهيئة وحدة التدوير النمطية المستقلة لكي يتم ريطها بأداة of الأرض وفصلها
عنها داخل حجيرة أداة a الأرض التي يمكن الوصول إليها من السطح الجانبي الخارجي لأداة ad الأرض. تتضمن الطريقة إقران وحدة التدوير الخاصة بوحدة التشغيل النمطية المستقلة على نحو فعال بعنصر قابل للمد واحد على الأقل لأداة تكب الأرض. تتم تهيئة وحدة التدوير لإجراء واحدٍ على JAYS من مد وسحب العنصر القابل للمد الواحد على الأقل. شرح مختصر للرسومات بينما ينتهي الكشف بعناصر الحماية التي تحدد على dag التحديد وتطلب حماية ما يتم اعتباره التجسيدات المحددة؛ فيمكن التأكد من العديد من سمات ومميزات تجسيدات الكشف بسهولة من الوصف التالى عند قراءتها مع الرسومات المصاحبة؛ حيث: الشكل 1 عبارة عن رسم تخطيطي لتجميعة قاع بثر (BHA) تتضمن تجميعة حفر تشتمل على موسع تقوب قابل للتمدد. الشكل 2 عبارة عن مسقط منظوري لموسع ثقوب قابل للتمدد يحمل أنصالاً قابلة للمد وقابلة للسحب»؛ وفقًا لأحد تجسيدات الكشف الحالى. الشكل 3 يوضح مسقطًا قطاعيًا عرضيًا جزثئيًا لجز من جسم أداة لموسع الثقوب القابل للتمدد الوارد في الشكل 2 يحمل نصل موسع ثقوب قابل للتمدد والانكماش به قضبان موضوعة داخل 5 الشقوب المناظرة في جدار جانبي لتجويف فى جسم الأداة؛ Gy لأحد تجسيدات الكشف الحالى. الشكل 4 عبارة عن مسقط قطاعي عرضي جزئي تخطيطي طولي لموسع ثقوب قابل للتمدد يحمل وحد ات تشغيل نمطية موضوعة طوليًا تحت أنصال موسع الثقوب (تم عرض وحدة نمطية واحدة ونصل واحد)؛ وفقًا لأحد تجسيدات الكشف call الشكل 5 عبارة عن مسقط قطاعي عرضي جزئي تخطيطي طولي لموسع ثقوب قابل للتمدد يحمل 0 وحدات تشغيل نمطية (تم عرض وحدة نمطية واحدة ونصل واحد) موضوعة lsh فوق أنصال موسع الثقوب»؛ By لأحد تجسيدات الكشف الحالي.
الشكل 6 عبارة عن مسقط قطاعي عرضي جزئي تخطيطي طولي لموسع ثقوب قابل للتمدد يحمل وحد ات تشغيل نمطية (تم عرض وحدة نمطية واحدة ونصل واحد) وبها وصلة 'تثبيت " عند الطرف السفلي لموسع الثقوب؛ وفقًا لأحد تجسيدات الكشف الحالي. الشكل 7 عبارة عن رسم تخطيطي لمجموعة من وحدات التشغيل النمطية لموسع ثقوب قابل للتمدد بأنصال موسع ثقوب مصاحبة؛ وفقًا لأحد تجسيدات الكشف الحالي. الشكل 8 عبارة عن مسقط قطاعي عرضي جزئي لجزء من جسم أداة موسع الثقوب بحجيرة لاستقبال وحدة تشغيل نمطية؛ Bag لأحد تجسيدات الكشف الحالى. الشكل 9 يوضح مسقطًا قطاعيًا عرضيًا Wa لجسم أداة موسع ثقوب به نابض إرجاع مهياً لإمالة واحد أو أكثر من أنصال موسع الثقوب تجاه موضع منكمش؛ By لأحد تجسيدات الكشف الحالي. 0 الوصف التفصيلىي: لا يقصد بالتوضيحات المعروضة هنا أن تكون مساقط فعلية لأية أداة ad أرض محددة؛ موسع ثقوب؛ غاطس أو مكون منه؛ إلا أنها مجرد توضيحات مثالية مستخدمة لوصف التجسيدات التوضيحية. وهكذا؛ ليس بالضرورة تطبيق مقياس الرسم على الواقع. ولا يقصد بالمراجع المذكورة هناء بغض النظر عن كيفية تمييزهاء أن تعد فنا سابقًا بالنسبة للكشف عند استخدامها هنا بالإشارة إلى موقع في حفرة oll فتعني المصطلحات 'فوق"؛ "علوي" "أعلى البثر”» و"أعلى" وتتضمن موضعًا نسبيًا تجاه أو أكثر قربًا من سطح «ill بينما تعني المصطلحات 'اتحت"؛ 'سفلي” "أسفل” "أسفل البتر" "eo وتتضمن موضعًا نسبيًا بعيدًا عن أو JST بعدًا عن سطح البثر. 0 كما هو مستخدم (ls يشير المصطلح 'طولي" إلى اتجاه مواز لمحور طولي لأداة أسفل البثر. كما هو مستخدم (ls يشير المصطلح 'مستعرض”" إلى اتجاه عمودي على المحور الطولي لأداة أسفل البئر.
كما هو مستخدم هناء يشير المصطلح 'وحدة نمطية" إلى وحدة مستقلة يمكن إقرانها بجسم أداة كوحدة واحدة وفك إقرانها عن جسم الأداة في صورة Bang واحدة. كما هو مستخدم هناء يشير المصطلح Bang مستقلة" إلى وحدة تكون وظيفية وهي غير مقترنة بجسم أداة أسفل البثر ويمكن إصلاحهاء اختبارهاء والتحقق من صحتها وهي غير مقترنة بجسم الأداة أسفل البئر.
بالإشارة الآن إلى الشكل 1؛ يتم توضيح تجميعة أسفل بئر. يمكن أن تشتمل تجميعة أسفل Sal على تجميعة قاع بئر (BHA) 10 تتضمن مكونات مستخدمة لتوسيع ثقوب حفرة بثر حتى قطر أكبر من ذلك المحفور (Gia لحفر وتوسيع ثقوب Bia بتر بالتزامن؛ أو لحفر حفرة بثر. تتضمن تجميعة قاع Jill 10؛ Lalla هو موضح؛ لقمة حفر دليلية 12؛ موسع ثقوب قابل للتمدد 14 ومثبت قابل للتمدد 16؛ وبالتالي؛ فهي مناسبة لحفر وتوسيع ثقوب حفرة البئر بالتزامن. ويشكل
0 اختياري؛ قد تتضمن تجميعة قاع J 10 العديد من الأنواع الأخرى لأدوات الحفر مثل؛ على سبيل المثال» وحدة توجيه 18( واحد أو أكثر من المثبتات الإضافية 20( أداة قياس أثناء الحفر (MWD) measurement while drilling 22( واحدة أو أكثر من أدوات نبض الاتصالات ثنائية الاتجاه (BCPM) bi-directional communications pulse tools 24 واحد أو أكثر من الميكانيكا والأدوات الديناميكية 26« واحدة أو أكثر من الوسائل الإلكترونية؛ والتي قد
5 تتضمن؛ على سبيل (JB وسائل أو مستشعرات قياس إضافية 30؛ مثل مقاييس السمك الصوتية ووسائل إدراك RPM يمكن أن تتضمن تجميعة قاع il 10 أيضًا جهاز تحكم رئيسي في BHA 31 مهياً للتحكم في التشغيل الانتقائي لمكونات تجميعة قاع البئثر 10؛ مثل موسع الثقوب القابل للتمدد 14 والمثبت القابل للمد 16؛ مثلما ستتم مناقشته أدناه بمزيدٍ من التفصيل. يمكن إقران جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 كهربائيًا بشكل اختياري ب BOPM واحدة على الأقل
0 24 للاتصال بالقائم بالتشغيل على سطح البثر. يمكن أن تتضمن تجميعة قاع all 10 على نحو إضافي واحدا أو أكثر من أطواق الحفر 32( واحد أو أكثر من مقاطع أنبوب الحفر الموصل للكهرياء 34؛ وواحد أو أكثر من مقاطع أنبوب الحفر ثقيل الوزن heavy weight drill pipe (HWDP) 36. يمكن أن يتصل جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 بأجهزة تحكم و/أو مشغلين آخرين على سطح Jill بمجموعة طرق؛ Ally تتضمن الاتصال الإلكتروني المباشر وإشارات نمط
5 الأمرء مثلما ستتم مناقشته بمزيدٍ من التفصيل أدناه.
يوضح الشكل 2 أداة Qf أرض 40 للاستخدام في تجميعة قاع بثرء Jie مو سع الثقوب القابل للتمدد 14 في تجميعة قاع id) 10 الموضحة في الشكل 1؛ لمد قطر حفرة ull ¢ أو المثبت القابل للمد 16 الموضح في الشكل 1؛ للحفاظ على ثبات BHA في حفرة ll مثلما تم توسيعه بموسع الثقوب القابل للتمدد 14. يمكن أن تتضمن الأداة 40 جسم أداة 42 به ثقب محوري مركزي 44 ممتد من خلاله من طرف علوي 46 لجسم الأداة 42 إلى طرف سفلي 48 لجسم الأداة 42 بطول محور طولي L لجسم الأداة 42. يمكن تهيئة الثقب 44 لنقل مائع الحفر المضغوط عبر جسم الأداة 42 ثم إلى لقمة الحفر 12 (الشكل 1) الموضوعة Jind الأداة 40. lly يمكن وصف جسم الأداة 42 بجسم sl ويجب إدراك أنه في تجسيدات أخرى يمكن إزاحة الثقب 4 عن المحور الطولي L لجسم الأداة 42. مع مواصلة الإشارة إلى الشكل 2؛ يمكن أن يحوي 0 جسم الأداة 42 واحدًا أو أكثر من العناصر القابلة للمد المهيأة لإجراء وظيفة محددة على حفرة البثنر. على سبيل المثال؛ مثلما هو موضح في الشكل 2؛ يمكن أن تشتمل العناصر القابلة للمد على أنصال موسع ثقوب 50 تحمل عناصر قطع 52 لتعشيق وإزالة مادة تكوين جوفي من جدار ils لحفرة ull عند حفرها بواسطة لقمة حفر دليلية لنفس تجميعة قاع ell أو عند حفرها من قبل؛ ومع ذلك؛ في تجسيدات «gal يمكن استخدام عناصر call ALE GAT مثل حشوات تحمل 5 المثبت؛ على سبيل المثال غير الحصري. يتم عرض الأداة 40 بها ثلاثة أنصال 50 (تم عرض اثنين منهما في الشكل 2) موضوعة في تجاويف ممتدة طوليًا وعلى مسافات محيطية 54 في جسم الأداة 42. يجب إدراك إمكانية تثبيت واحد؛ اثنين» AD أريعة؛ خمسة أو أكثر من خمسة أنصال 50 بجسم الأداة 42 داخل تجاويف مناظرة 54. Ble على ذلك؛ بينما يمكن وضع الأنصال 50 بشكل محيطي متماثل بطول جسم 0 الأداة 42؛ مثلما يتضح في التجسيد الوارد في الشكل 2؛ يمكن وضع الأنصال 50 أيضًا بشكل محيطي متماثل حول جسم الأداة 42. بالإضافة إلى ذلك؛ يمكن وضع الأنصال 50 في نفس الموضع الطولي بطول جسم الأداة 42 أو في مواضع طولية مختلفة مزاحة جزثئيًا أو بالكامل. يمكن أن تشتمل الأنصال 50 على قضبان جانبية 56 يتم تركيبها داخل الشقوب المناظرة 55 في الجدران الجانبية للتجاويف 54 الخاصة بجسم الأداة 42؛ مثلما يتم عرضه بمزيدٍ من الوضوح في 5 الشكل 3. بالإشارة إلى الشكل 2 يمكن توجيه القضبان الجانبية 56 والشقوب 55 بزاوية Bala
بالنسبة للمحور الطولي L لجسم الأداة 42. يمكن أن تنزلق القضبان الجانبية 56 للأنصال 50 داخل الشقوب 55؛ مما يتسبب في انتقال الأنصال 50 في اتجاه مجمع طولي وخارجي في اتجاه نصف القطر استجابة لقوة التشغيل بحيث يمكن أن يمتد سطح خارجي لكل نصل من الأنصال 0 للخارج في اتجاه نصف القطر لسطح خارجي 57 لجسم الأداة 42؛ مثلما تم وصفه في براءات الاختراع الأمريكية رقم 8,881,833؛ الصادرة في 11 نوفمبر 2014؛ لصاحبها
0 وآخرين؛ رقم 8,230,951؛ الصادرة في 31 يوليو 2012؛ لصاحبها Radford وآخرين؛ ورقم 7,900,717 الصادرة في 8 مارس 2011؛ لصاحبها «aly Radford والتي تم تضمين الكشف الخاص بكلٍ منها في هذه الوثيقة كمرجع. ومع ذلك؛ سيتم إدراك أن هناك آليات أخرى تقع ضمن مجال الكشف الحالي لتوجيه الأنصال 50 من موضع منكمش لكي تمتد
0 لللخارج في اتجاه نصف القطر بعد السطح الخارجي 57 لجسم الأداة 42. على سبيل Jia) يمكن تهيئة جسم الأداة 42 والأنصال 50 مثلما هو موصوف في أي من براءات الاختراع الأمريكية رقم 5 الصادرة في 20 سبتمبر 2011 لصاحبها tRadford رقم 7,681,666( الصادرة في 23 مارس 2010 لصاحبها Radford وآخرين؛ رقم 7,036,611( الصادرة في 2 مايو 6 لصاحبها Radford وآخرين.
5 مع مواصلة الإشارة إلى الشكل 2؛ يمكن أن يتضمن الطرف العلوي 46 لجسم الأداة 42 موصل صندوقي أنثى ملولب 58 لتوصيله بموصل ذكر ملولب لمكون أعلى البثر من تجميعة قاع all 0 أو سلسلة أنابيب حفر؛ ويمكن أن يتضمن الطرف السفلي 48 لجسم الأداة 42 موصل مسماري ذكر ملولب 60 لتوصيله بموصل أنثى ملولب لمكون أسفل Jill خاص بتجميعة قاع a 10 أو سلسلة أنابيب الحفر. ومع ذلك؛ في تجسيدات أخرى؛ يمكن أن يشتمل جسم الأداة 42
0 على موصل مسماري ذكر ملولب عند الطرف العلوي 46 وموصل صندوقي أنثى ملولب عند الطرف السفلي 48؛ أو يمكن أن يشتمل على موصلات مسمارية ذكر ملولبة عند JS من الطرفين العلوي والسفلي 46 48 أو يمكن أن يشتمل على موصلات صندوقية أنثى ملولبة عند JS من الطرفين العلوي والسفلي 46؛ 48. يمكن أن يحوي جسم الأداة 42 واحدة أو أكثر من وحدات التشغيل النمطية المستقلة 62 وفقًا
5 لتجسيدات الكشف؛ وتحمل كل وحدة نمطية مكونات لمد و/أو سحب واحد أو أكثر من أنصال 50
الأداة 40. يمكن الوصول إلى كل وحدة من وحدات التشغيل النمطية 62 من سطح خارجي 57 لجسم الأداة 42 ويمكن ربطها بسهولة بجسم الأداة 42 وفصلها منه عند التجميع؛ أو الصيانة أو الاستبدال دون إتلاف أو فك جسم الأداة 42 أو إزالة الأنصال 50؛ مثلما سيتم وصفه بمزيدٍ من التفصيل أدناه.
يعرض الشكل 4 مسقطًا Gels عرضيًا لأحد تجسيدات أداة Qf أرض 40 تشتمل على جسم الأداة 42 الموضح في الشكل 2. في التجسيد الوارد في الشكل 4؛ يمكن وضع وحدات التشغيل النمطية 62 طوليًا تحت الأنصال 50 ويمكن أن يشتمل جسم الأداة 42 على موصل صندوقي أنثى ملولب 58 عند الطرف السفلي 48 (gf) هيئة 'تثبيت بطرف أنثى"). مثلما هو موضح؛ يمكن محاذاة وحدات التشغيل النمطية actuation modules 62 محيطيًا بالأنصال المناظرة 50
0 والقضبان الجانبية المصاحبة 56 والشقوب 55 داخل التجاويف 54؛ ومع ذلك؛ في تجسيدات أخرى؛ يمكن dah) وحدات التشغيل النمطية 62 محيطيًا عن الأنصال 50. في التجسيدات التي يتضمن فيها جسم الأداة 42 ثلاثة أنصال 50 وثلاث وحدات تشغيل نمطية 62 موضوعة محيطيًا بشكل متماثل (أي مفصولة ب 120 درجة) حول المحور الطولي ا لجسم الأداة 42؛ مثلما هو مبين في الشكل 4؛ يمكن رؤية نصل واحد فقط 50 في التجويف المناظر 54 ووحدة تشغيل
5 نمطية واحدة فقط 62 في المسقط القطاعي العرضي الوارد. يمكن تهيئة جسم الأداة 42 بحيث لا يمد أي ein من أي من وحدات التشغيل النمطية 62؛ الأنصال 50؛ أو أي مكون أداة آخر (بخلاف جسم الأداة 42 نفسه) داخل أو يكون في اتصال مائعي مباشر مع الثقب المركزي 44 لجسم الأداة 42؛ مما يسمح لجدار الثقب المركزي 44 بأن يكون أملس؛ ومستمر ومتواصل من الطرف العلوي 46 إلى الطرف السفلي 48 لجسم الأداة 42 إلى حدٍ كبير.
0 يمكن وضع كل وحدة تشغيل نمطية 62 داخل حجيرة وحدة نمطية مناظرة وممتدة طوليًا 64 في جسم الأداة 42 ويمكن أن تتضمن كل وحدة نمطية 62 مكونات لتشغيل الأنصال 50 التي يحملها جسم الأداة 42. يمكن أن تتضمن وحدة تدوير 68 لكل وحدة تشغيل نمطية 62 قضيبًا rod 70 Gide ببنية مقرن yoke structure 72 يحملها جسم الأداة 42. يمكن وضع بنية المقرن 72 بشكل قابل للانزلاق داخل جسم الأداة 42؛ المقترن بكل نصل من الأنصال 50 ويمكن أن ترسل
5 إلى كل نصل من الأنتصال 50 قوى تشغيل طولية إلى حدٍ كبير تسلطها كل وحدة تدوير 68 في
وحدات التشغيل النمطية 62. كما يمكن أن تتضمن كل وحدة تشغيل نمطية 62 وحدة إلكترونيات 4 مهيأة للتحكم في تشغيل وحدة التدوير المصاحبة 68 الخاصة بالوحدة النمطية 62 لمد و/أو سحب الأنصال 50؛ مثلما سيتم وصفه بمزيدٍ من التفصيل أدناه. يمكن أن تتضمن كل وحدة إلكترونيات 74 واحدًا أو أكثر من الخطوط أو الأسلاك الكهربائية 76 الممتدة من وحدة توصيل كهربائية طرفية 78 خاصة بوحدة التشغيل النمطية 62. يمكن إقران وحدة التوصيل الكهريائية الطرفية 78 الخاصة بوحدة التشغيل النمطية 62 بوحدة توصيل كهريائية طرفية مناظرة 80 خاصة بناقل أداة القدرة والاتصال 82 الخاص بجسم الأداة 42. يمكن أن يتضمن ناقل أداة القدرة والاتصال 82 واحدًا أو أكثر من الخطوط أو الأسلاك الكهريائية 84 المحمولة بواسطة مد طول جسم الأداة 42 لإرسال إشارات القدرة والأوامر إلى كل وحدة من 0 وحدات التشغيل النمطية 62. يمكن وضع الأسلاك 84 على السطح الخارجي أو السطح الداخلي لجسم الأداة 42؛ أو يمكن أن تقع داخل واحد أو أكثر من ثقوب sale الجسم الخاصة بجسم الأداة 42 يوضح الشكل 5 تجسيدًا لجسم الأداة 42 مع وضع كل وحدة تشغيل نمطية 62؛ بما في ذلك وحدة التدوير 68 ووحدة الإلكترونيات 74 المصاحبتين؛ طوليًا بطول الأنصال 50. كما هو الحال مع 5 الشكل 4؛ يشتمل جسم الأداة 42 في الشكل 5 على وصلة تثبيت عند طرفه السفلي 48. يوضح الشكل 6 تجسيدًا لجسم الأداة 42 مع وضع كل وحدة تشغيل نمطية 62؛ تتضمن Bang التدوير 68 ووحدة الإلكترونيات 74 المصاحبتين؛ طوليًا فوق الأنصال 50 وجسم الأداة 42 المشتمل على موصل مسماري ذكر ملولب 68 عند طرفه السفلي 48 (أي هيئة 'تثبيت بطرف ذكر). Lelie يتضح في كل شكل من الأشكال من 4 إلى 6؛ (Sa تهيئة لوالب التوصيل عند الأطراف 0 العلوية والسفلية 46 48 لجسم الأداة 42 بحشوة أو حلقة تلامس كهربائي 86 مقترنة كهربائيًا بالواحد أو أكثر من أسلاك 84 ناقل أداة القدرة والاتصال 82 الممتدة بطول جسم الأداة 42. يمكن تهيئة حشوة أو حلقة التلامس الكهربائي 86 للتعشيق بحشوة أو حلقة تلامس كهربائي مناظرة في لوالب جزء التعشيق الخاص بمكون موصل للكهرياء في تجميعة قاع البثر 10؛ Jie مقطع أنبوب حفر موصل للكهرباء 34 موضح في الشكل 1. بهذه الطريقة؛ يمكن إقران جسم الأداة 42 كهربائيًا بوسيلة تحكم أسفل die ull جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 الموضح في الشكل 1 والذي
يمكن إقرانه بدوره بأحد مكونات تجميعة قاع jill ¢ مثل واحدة أو أكثر من BCPMs 24 الموضحة في الشكل 1 والمهيأة للاتصال بالقائم بالتشغيل الموجود على سطح حفرة البثر. وهكذاء يمكن أن تكون بعض أو جميع مكونات تجميعة قاع البئثر 10 في اتصال كهربائي مع سطح all أو مع أقسام أخرى من سلسلة أنابيب ial حيث يشتمل جسم الأداة 42 على وصلة في سلسلة المكونات الموصلة للكهرياء في تجميعة قاع ull 10. في تجسيدات أخرى؛ يمكن وضع جهاز تحكم منفصل (غير موضح) في جسم الأداة 42 (Sas أن يتضمن جهاز استقبال لاستقبال الاتصالات الصادرة من القائم بالتشغيل على سطح البئرء وتزويد جسم الأداة 42 بعملية تشغيل 'مستقلة" لأنصال موسع الثقوب 50 بشكل مستقل عن جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31. في تلك التجسيدات؛ يمكن أن يحوي جسم الأداة 42 أيضًا وحدة قدرة نمطية لتوفير القدرة لجهاز التحكم 0 المنفصل وجهاز الاستقبال. مع مواصلة الإشارة إلى التجسيدات الواردة في الأشكال من 4 إلى 6؛ يمكن تهيئة ناقل أداة القدرة والاتصال 82 للاتصال ثنائي الاتجاه بين جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 (الشكل 1) ووحدات التشغيل النمطية 62. في بعض التجسيدات»؛ يمكن أن تشتمل أسلاك 84 ناقل أداة القدرة والاتصال 82 على خط فلطية التيار المباشرء على سبيل المثال غير الحصري. في تلك 5 التجسيدات؛ يمكن تهيئة الأسلاك 84 لإرسال قدرة التيار المباشر وإشارة مضمنة التيار من جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 إلى وحدة الإلكترونيات 74 الخاصة بكل وحدة تشغيل نمطية 62. يمكن أن تستخدم أسلاك 84 ناقل أداة القدرة والاتصال 82 طوق حفر كخط sage (إلى الأرض) أو سلك عودة ثانوي. ويجب إدراك أنه في تجسيدات أخرى يمكن تهيئة أسلاك 84 ناقل أداة القدرة والاتصال 82 لإرسال أنواع القدرة والإشارات الأخرى إلى كل وحدة إلكترونيات 74 في وحدات 0 التشغيل النمطية 62. بالإشارة الآن إلى الشكل 7 يصور الرسم التخطيطي ترتيبًا توضيحيًا لناقل أداة القدرة والاتصال 2 وثلاث وحدات تشغيل نمطية 62. على dag التحديد؛ يمكن وضع كل وحدة من وحدات التشغيل النمطية المنفصلة؛ بما في ذلك وحدة تشغيل نمطية أولى 62أ؛ وحدة تشغيل نمطية ثانية 2ب ووحدة تشغيل نمطية ثالثة 62ج؛ في جسم الأداة 42 sha فوق الأنصال 50 ويمكن إقران 5 كل منها ببنية المقرن العامة 72؛ مثلما هو موصوف من قبل. في التجسيد المحدد الموضح؛ يمكن
تهيئة JS من وحدة التشغيل النمطية الأولى والثانية 162 62ب لمد الأنصال 50 من خلال بذل قوة سحب على بنية المقرن 72 بينما يمكن تهيئة وحدة التشغيل النمطية الثالثة 62ج لسحب الأنصال 50 من خلال بذل قوة دفع على بنية المقرن 72. وهكذاء في التجسيد الموضح في الشكل 7 يمكن أن يطلق على وحدتي التشغيل النمطيتين الأولى والثانية 162 62ب اسم 'وحدات مد نمطية' ويمكن أن يطلق على وحدة التشغيل النمطية الثالثة 62ج اسم 'وحدة سحب نمطية". ويجب
إدراك أنه يمكن استخدام وحدة واحدة فقط من وحدات المد النمطية 662 62ب ad الأنصال 50 عبر الإقران ببنية المقرن 72( بينما يمكن أن توفر وحدة التشغيل النمطية الأخرى وفرة لنظام التشغيل في Alla حدوث فشل مع إحدى وحدات المد النمطية 162 62ب. علاوةً على ذلك؛ مثلما تم وصفه من قبل؛ ففي تجسيدات أخرى؛ يمكن وضع وحدات التشغيل
0 النمطية 662 62ب» 62ج Wek تحت الأنصال 50 ويمكن تهيئتها لمد الأنصال 50 من خلال بذل قوة دفع على بنية المقرن 72 ولسحب الأنصال 50 من خلال بذل قوة سحب على بنية المقرن 12 في تجسيدات أخرى (غير موضحة)؛ يمكن تهيئة واحدة من وحدات التشغيل النمطية الثلاث 162( 62« 62ج ad الأنصال 50 بينما يمكن تهيئة الاثنتين الأخريين من وحدات التشغيل النمطية
5 الثلاث 62 62« 62ج لسحب الأنصال 50 بعد ذلك. في تجسيدات أخرى (Lad يمكن تهيئة واحدة أو أكثر من وحدات التشغيل النمطية 62( 62ب» 62ج لبذل كلٍ من قوة دفع وقوة سحب بشكل انتقائي على بنية المقرن 72 لمد وسحب الأنصال 50؛ على التوالي. مثلما تم وصفه من قبل؛ يمكن أن يتضمن ناقل أداة القدرة والاتصال 82 أسلاكًا 84 تمتد إلى وحدة الإلكترونيات 74 الخاصة بكل Bang من وحدات التشغيل النمطية 62أ؛ 02« 62ج. يمكن
0 أن تتضمن كل وحدة إلكترونيات 74 مودم 87 لإرسال بيانات مضمنة بين وحدة الإلكترونيات المعنية 74 وناقل أداة القدرة والاتصال 82. بهذه الطريقة؛ يمكن أن يتصل ناقل أداة القدرة والاتصال 82 بشكل فردي بكل وحدة إلكترونيات 74 خاصة بوحدات التشغيل النمطية المصاحبة 2 62« 62ج.
يمكن أن يقوم ناقل أداة القدرة والاتصال 82 بتوصيل إشارة أمر إلى كل وحدة إلكترونيات 74( تلك الإشارة التي تم استقبالها من جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 (الشكل 1)؛ والقدرة للتحكم في وتشغيل وحدة التدوير المصاحبة 68. يمكن أن تكون إشارة الأمر إشارة مضمّنة التردد؛ على الرغم من أن هناك أنواع إشارات أخرى تقع ضمن مجال الكشف الحالي. يمكن استخدام القدرة والإشارة dias 5 التردد المرسلة بواسطة ناقل أداة القدرة والاتصال 82 إلى كل وحدة إلكترونيات 74 للتحكم
في قوة التدوير المسلطة بواسطة وحدة التدوير المصاحبة 68 على الأنصال 50؛ وكذلك درجة امتداد الأنصال 50. بهذه الطريقة؛ يمكن مد الأنصال 50 إلى موضع نصف قطري محدد استجابة لإشارة محددة تم استقبالها من جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31. يمكن اختيار إشارات الأمر المرسلة من جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 إلى وحدات الإلكترونيات 74 الخاصة
0 بالوحدات النمطية 62؛ بدورهاء بواسطة القائم بالتشغيل في جهاز الحفر على سطح البئر باستخدام واحد أو أكثر من عدة أنواع من الاتصال بين سطح jill وجهاز التحكم الرئيسي في BHA 31. في بعض التجسيدات؛ يمكن أن يتصل القائم بالتشغيل على سطح البئر بجهاز التحكم الرئيسي في BHA عبر القياس عن بُعد بنبض الطين. في تلك التجسيدات؛ يمكن أن يتحكم القائم بالتشغيل في امتداد الأنصال 50 الخاصة بجسم الأداة 42 من خلال بدء سلسلة من نبضات الضغط
الهيدروليكي في wile الحفرء أو "نبضات طين iad) مثلما هو معروف في المجال؛ بمتغير متنوع؛ مثل المدة؛ السعة و/أو التردد؛ ويمكن الكشف عن تلك النبضات بواسطة مستشعر الضغط في قاع البثر (غير موضح). يمكن وضع مستشعر الضغط في BOPM 24 الموضوعة في تجميعة قاع ull (الموضحة في الشكل 1). يمكن أن تكون BOPM 24 في اتصال كهربائي مع جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 عبر أنبوب حفر موصل للكهرباء أو وسائل اتصال إلكترونية
0 أخرى. يمكن أن تشتمل BCPM 24 على معالج (غير موضح)؛ والذي قد يُحوّلل نمط lag طين الحفر التي تم الكشف عنها إلى إشارة بيانات إلكترونية ويرسل إشارة البيانات الإلكترونية إلى جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31. يمكن أن يفسر جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 إشارة البيانات الإلكترونية ويرسل إشارة أمر مناظرة إلى وحدة الإلكترونيات 74 الخاصة JS وحدة تشغيل نمطية 62 عبر ناقل أداة القدرة والاتصال 82. يمكن أن يتضمن جهاز التحكم الرئيسي في
BHA 5 31 معالجًا (غير موضح) يفك تشفير إشارة البيانات الإلكترونية التي تم استقبالها من
BCPM 24 من خلال مقارنة إشارة البيانات بالأنماط المخزنة في ذاكرة المعالج والمناظرة للمواضع المحددة مسبقًا للأنصال 50 بالنسبة لجسم الأداة 42. عندما يحدد جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 نمطا Bias مناظرًا للنمط الذي تم توصيله في إشارة البيانات من BCPM 24؛ يمكن أن يرسل جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 إشارة أمر إلى وحدات الإلكترونيات 74
الخاصة بوحدات التشغيل النمطية 62؛ والتي قد تقوم بدورها بتشغيل وحدات التدوير المصاحبة 8 لتحربك الأنصال 50 إلى الموضع المناظر المحدد مسبقًا. في تجسيدات أخرى؛ يمكن أن يتصل جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 بالقائم بالتشغيل على سطح (BSL ll بشكل مباشر عبر أنبوب حفر موصل للكهرياء» أو باستخدام 4 طريقة اتصال أخرى. في تجسيدات أخرى؛ يمكن إرسال إشارة الأمر في صورة تنويعات لنمط التدفق؛ ويمكن الكشف عن تلك
0 التنويعات بواسطة pate استشعار التدفق؛ مثل توريين في تجميعة قاع البثرء ومعالجتها بصورة أكبر بواسطة BCPM 24 أو جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31. مع مواصلة الإشارة إلى الشكل 7« يمكن أن تتضمن كل وحدة من وحدات التدوير 68 الخاصة بوحدات التشغيل النمطية 62 نظامًا هيدروليكيًا يشتمل على محرك كهربائي 92 مقترن على نحو فعال بمضخة هيدروليكية 94 وبشكل اختياري تجميعة صمام متحكم فيها إلكترونيًا 96 في اتصال
5 مائعي مع وعاء تدوير drive vessel 98. يمكن أن يكون وعاء التدوير عبارة عن أسطوانة أو أي نوع آخر من الأوعية المتصلة مع مائع هيدروليكي. يمكن أن يكون وعاء التدوير 98 في اتصال مائعي مع خزان 99 يحتوي على مائع هيدروليكي؛ على الرغم من إمكانية استخدام أوساط ضغط أخرى في تجسيدات أخرى. يمكن وضع مكبس تدوير drive piston 100 في وعاء التدوير 98 ويمكن إقرانه بالقضيب (TO المقترن ببنية المقرن 72( المقترنة بدورها بالأنصال 50؛
0 مثما تم وصفه من قبل. يمكن أن يعمل المحرك الكهريائي 92 عند سرعة وعزم دوران استجابة لإشارة القدرة والأمر المرسلة من جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 عبر ناقل أداة القدرة والاتصال 82؛ والتي قد تدير المضخة 94 بطريقة تضبط الضغط داخل وعاء التدوير 98 على جانب محدد من مكبس التدوير 100 لجعل مكبس التدوير 100 يتحرك بمسافة محددة مسبقًا في اتجاه محدد مسبقًا ولبذل قوة محددة مسبقًا على الأنصال 50 عبر القضيب 70 وبنية المقرن 72.
يمكن أن تتحكم تجميعة الصمام المتحكم فيها إلكترونيا 96 لكل وحدة تدوير 68 في نقل المائع الهيدروليكي المضغوط بواسطة المضخة 94 إلى عدة أجزاء من وعاء التدوير 98 على الجوانب المقابلة لمكبس التدوير 100 أثناء شوط تدوير وشوط عودة مكبس التدوير المصاحب 100. على سبيل المثال؛ في التجسيد الموضح في الشكل 7؛ حيث تمد مكابس التدوير 100 الأنصال 50
من خلال سحب بنية المقرن 72 يمكن تحويل تجميعات الصمام 96 الخاصة بوحدات التدوير 68 الخاصة بوحدات التمدد النمطية 62 62ب إلى المواضع التي تنقل؛ أثناء شوط التدوير؛ المائع الهيدروليكي المضغوط إلى جزءٍ وعاء التدوير 98 الموجود على جانب أول؛ أو "جانب القضيب”؛ من مكبس التدوير 100 لجعل مكبس التدوير 100 يتحرك في اتجاه مقابل بنية المقرن 2 محوربًاء مما يسحب بنية المقرن 72 نحو الطرف العلوي لجسم الأداة 42 ويمد الأنصال 50.
0 وفي الوقت canis أثناء شوط التدوير؛ يمكن تحويل تجميعات الصمام 96 الخاصة بوحدات المد النمطية 162( 62ب إلى المواضع التي تسمح بمرور المائع الهيدروليكي من جزءٍ وعاء التدوير 8 على "الجانب الحر” المقابل لمكبس التدوير 100 إلى الخزان 99. لسحب الأنصال 50؛ يمكن تحويل تجميعة الصمام 96 الخاصة بوحدة التدوير 68 الخاصة بوحدات السحب النمطية 2 إلى الموضع الذي ينقل المائع الهيدروليكي المضغوط بواسطة المضخة المصاحبة 94 إلى
جزءٍ slog التدوير 98 الموجود على الجانب all من مكبس التدوير 100 لجعل مكبس التدوير 0 يتحرك في اتجاه نحو بنية المقرن 72 محوريبًا؛ مما يدفع بنية المقرن 72 نحو الطرف السفلي لجسم الأداة 42 ويسحب الأنصال 50. وفي الوقت نفسه؛ يمكن أن تسمح تجميعة الصمام 96 الخاصة بوحدة السحب النمطية 62ج بتصريف المائع الهيدروليكي من جانب القضيب الخاص بمكبس التدوير 100 في الخزان 99. وفي الوقت نفسه أيضًاء أثناء شوط العودة؛ يمكن تحويل
0 تجميعات الصمام 96 الخاصة بوحدات المد النمطية 62 62ب؛ بشكل اختياري؛ إلى المواضع التي تتيح نقل المائع الهيدروليكي المضغوط من sia وعاء التدوير 98 على جانب قضيب مكبس التدوير 100 إلى gia وعاء التدوير 98 على الجانب all من مكبس التدوير 100؛ إلى الخزان 99 أو كليهما. في التجسيدات التي تتسبب فيها واحدة أو أكثر من وحدات التشغيل النمطية 62 في قيام مكابس التدوير المصاحبة 100 JS من دفع وسحب بنية المقرن 72 لمد ثم سحب
5 الأنصال 50؛ على التوالي؛ فيمكن أن تشتمل تجميعة الصمام 96 على صمام إضافي أو صمام
ثلاثي الاتجاهات (غير موضح) لتغيير جانب slog التدوير 98 المنقول ad) المائع الهيدروليكي eda gral والذي قد يتم تصريف المائع الهيدروليكي منه في نفس الوقت. يمكن أن تتضمن كل وحدة تدوير 68 معوؤض ضغط 102 لتسوية الضغط في وعاء التدوير 98 مع الضغط في قاع idl لحفرة البثر. يمكن أن يكون كل معوض ضغط 102 في اتصال مائعي مع وعاء التدوير المصاحب 98 عبر مجرى مائع 104 ممتد بين المعوض 102 والخزان 99. يمكن أن يتضمن معوض الضغط 102 وعاء Lajas 106 يحوي مكبس Layne 108. يمكن أن يكون وعاء المعّؤض 106 عبارة عن أسطوانة أو أي نوع آخر من الأوعية المتصلة مع مائع هيدروليكي. يمكن أن يتعرض جانب أول 110 من مكبس المعوض 108 إلى الضغط في قاع ll بينما يمكن أن يتعرض الجانب الثاني المقابل 112 لمكبس المعوض 108 إلى المائع 0 الهيدروليكي الذي يكون بدوره في اتصال مائعي مع الخزان 99. بهذه الطريقة؛ يمكن أن يضفي مكبس المعوض 108 ضغطًا مرتفعًا نسبيًا في قاع البثر على الخزان 99؛ مما يساوي على نحوٍ فعال بين الضغط في الخزان 99 ووعاء التدوير 98 مع الضغط في قاع البئر. تقلل تسوية الضغط إلى حدٍ كبير من القدرة المطلوية لتشغيل كل محرك كهريائي 92 لجعل مضخة مصاحبة 4 تضغط المائع الهيدروليكي لتحريك مكبس التدوير 100 للتسبب في تحريك الأنصال 50 إلى 5 موضع ممتد. يمكن أن تتضمن وحدات التشغيل النمطية 62 واحدًا أو SST من المستشعرات للتأكد من البيانات الخاصة بالأنصال 50؛ مثل موضع الأنصال 50 بالنسبة لجسم الأداة 42 وقوة المد المسلطة على الأنتصال 50. يمكن التأكد من موضع وقوة الأنصال 50 بواسطة وسيلة غير مباشرة. على سبيل (JE يمكن أن يتضمن الواحد أو أكثر من المستشعرات مستشعرات ضغط 113 موضوعة داخل 0 وعاء التدوير 98. يمكن إرسال بيانات الضغط من مستشعرات الضغط 113 بواسطة المودم 87 الخاص بوحدة الإلكترونيات المصاحبة 74 إلى معالج الناقل 90( والذي قد ask بإدخال بيانات الضغط في خوارزم لاشتقاق قوة المد المسلطة على الأنصال 50. يمكن أن يتضمن الواحد أو أكثر من المستشعرات مستشعرات لتحديد الموضع النسبي للأنصال 50 و/أو دلالة على موضع مكبس التدوير 100؛ مكبس المعوض 108؛ أو أي مكون آخر في وحدة التدوير 68. يمكن أن تتضمن 5 دلالة الموضع موضعًاء مسافة؛ نقطة بدء مجمعة مع سرعة وزمن؛ أو أي قياس موضع آخر غير
مباشر. على سبيل المثال» يمكن وضع محوّل التيار التفاضلي للتغيرات الخطية linear (LVDT) variable differential transformer 114 على مكبس المعوض 108 (Sag تهيئته لقياس موضع الأنصال 50 بشكل غير مباشر من خلال قياس الإزاحة الخطية لمكبس المعوض 108 بشكل مباشر. يمكن وضع LVDT 114 على مكبس المعوض 108 بدلاً من وضعه على مكبس التدوير 100 لتجنب فرض تعقيد وتكتل غير ضروريين على مكبس التدوير
0 أو وعاء التدوير 98 وللحفاظ على التشغيل السلس للمحرك الكهربائي 92؛ المضخة 94 وتجميعة الصمام 96. ومع ذلك؛ يجب إدراك أنه يمكن وضع LVDT 114 بشكل اختياري في cle التدوير 98 لقياس الإزاحة الخطية لمكبس التدوير 100 مباشرةً. يمكن إرسال بيانات الموضع وبيانات الضغط من LVDT 114 ومستشعرات الضغط 113؛ على التوالي من المودم
0 87 الخاص بكل وحدة إلكترونيات 74 عبر ناقل أداة القدرة والاتصال 82 إلى جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31. يمكن أن يستخدم معالج جهاز التحكم الرئيسي في BHA 31 بيانات المستشعر للتأكد من موضع الأنصال 50 والقوة المسلطة على الأنصال 50 (Say استخدامه لتعديل أو ضبط إشارات القدرة والأمر إلى وحدات الإلكترونيات 74 Gag لذلك. في التجسيد الموضح في الشكل 7 يمكن التأكد من العلاقة بين موضع مكابس المعوض 108
5 ومكابس التدوير 100 (ومن ثم الأنصال 50) من خلال إجراء شوط مرجعي؛ أو معايرة لمكابس التدوير 100 الخاصة بوحدات المد النمطية 062 62ب من موضع الأنصال 50 المسحوب بالكامل إلى موضعها الممتد بالكامل. يمكن أن تقيس 1/0015 وترسل البيانات إلى معالج الناقل 0 بخصوص اتجاه ومقدار الإزاحة الخطية لمكابس المعوض 108 أثناء الشوط المرجعي. تسمح العلاقة المباشرة بين الإزاحات الخطية لكل مكبس تدوير 100 وكل مكبس معوض مصاحب 108
0 للمعالج 90 بحساب النسبة بين الإزاحات الخطية لمكابس التدوير 100 ومكابس المعوض 108؛ ويمكن استخدام هذه النسبة بواسطة المعالج 90 لتقدير موضع مكبس التدوير 100 بعد ذلك (وبموجب العلاقة؛ يتم تقدير موضع الأنصال 50) من خلال تفسير بيانات الإزاحة الخطية لمكبس المعوض 108 التي تم استقبالها من LVDT 114 أثناء الأشواط اللاحقة للمكابس 100( 108. في تجسيدات أخرى؛ يمكن أن يتضمن الواحد أو أكثر من المستشعرات أنواعًا أخرى من
5 المستشعرات للتأكد من موضع الأنصال 50؛ بما في ذلك؛ على سبيل المثال غير الحصري؛
مستشعر RPM (غير موضح) لقياس لفات المحرك الكهريائي 92؛ مستشعر لقياس (تيار) سحب القدرة الخاص بمحرك كهريائي 92 محول إزاحة خطي داخلي linear displacement (LDT) transducer موجود Jala وعاء المعوض 106 أو وعاء التدوير 98؛ ومستشعر تأثير Hall موجود خارج وعاء المعوض 106 أو وعاء التدوير 98 ومهياً للكشف عن عنصر مغناطيسي داخل المكبس المصاحب 100؛ 108. يجب إدراك أن استخدام أي مستشعر مناسب
لقياس موضع الأنصال 50 يقع ضمن مجال الكشف الحالي. في تجسيدات إضافية؛ يمكن أن يتضمن الواحد أو أكثر من المستشعرات مستشعرات درجة ha مستشعرات hal أو أي مستشعر آخر للتأكد من حالة وحدة تشغيل نمطية مصاحبة 62. بالإشارة الآن إلى الشكل 8؛ يتم عرض وحدة تشغيل نمطية 62 مفصولة من جسم الأداة 42. في
0 التجسيد الموضح؛ تتم إزاحة وحدة التشغيل النمطية 62 محيطيًا عن أنصال 50 جسم الأداة 42؛ ومن ثم؛ لا يمكن رؤية أي أنصال 52 في المسقط القطاعي العرضي المعروض. يمكن أن يتضمن جسم الأداة 42 لوح بابي متأرجح 116 متصل بشكل دوار به. يتم عرض اللوح البابي swinging hatch plate 116 في موضع مفتوح لإتاحة دخول حجيرة 64 متكونة في جسم الأداة 42؛ مثل حجيرة الوحدة النمطية 64 الموصوفة من قبل بالإشارة إلى الشكل 4. يمكن تحديد
5 حجم حجيرة الوحدة النمطية 64 وتهيئتها لاحتجاز وحدة التشغيل النمطية 62 بها عند تثبيت اللوح البابي 116 بجسم الأداة 42 في الموضع المغلق (غير الموضح). يمكن تثبيت وحدة التشغيل النمطية 62 بإحكام بجسم الأداة 42 داخل حجيرة الوحدة النمطية 64 بواسطة مثبتات ميكانيكية؛ مثل اللوالب؛ المسامير؛ الكتائف؛ آليات الإغلاق؛ المشابك؛ مكونات التوافق التداخلي؛ تكوينات تركيب واستقبال مناظرة على وحدة التشغيل النمطية 62 وعلى جسم الأداة 42 داخل الحجيرة 64؛
0 أو أي نوع آخر من المثبت الميكانيكي. يمكن إقران الطرف البعيد للقضيب 70 ببنية المقرن 72 بواسطة لولب؛ مسمارء أو أي نوع مناسب آخر للمثبت الميكانيكي. يمكن تثبيت اللوح البابي 116 بجسم الأداة 42 في الموضع المغلق عبر واحد أو أكثر من اللوالب 120 الممتدة عبر فتحة 122 في اللوح البابي 116 وفي ثقب حفر مسدود ملولب مصاحب 124 في جزءِ جسم الأداة 42 المهياً لاستقبال اللولب 120. ويجب إدراك أن من ضمن تجسيدات الكشف الحالي أي نوع لمكون أو بنية
التثبيت المستخدمة لتثبيت وحدة التشغيل النمطية 62 بجسم الأداة 42 بطريقة قابلة للربط والفصل بشكل متكرر. مع مواصلة الإشارة إلى الشكل 8؛ لإزالة وحدة التشغيل النمطية 62 من جسم الأداة 42؛ على سبيل المثال؛ لإجراءات الصيانة أو الإصلاح؛ يمكن أن يزيل الفني الواحد أو أكثر من اللوالب 120 من الفتحة 122 وثقب الحفر المسدود المصاحب 124 لجسم الأداة 42 ويرفع الطرف المتأرجح الحر من اللوح البابي 116 لكي يفتحه للدخول إلى وحدة التشغيل النمطية 62 الموجودة داخل حجيرة الوحدة النمطية 64. يمكن أن يزيل الفني بعد ذلك المثبت الذي يقرن الطرف البعيد للقضيب 70 ببنية المقرن 72 وبفك المثبت الميكانيكي الذي يحافظ على وجود وحدة التشغيل النمطية 62 في حجيرة الوحدة النمطية 64. وبعد ذلك؛ يمكن إزالة وحدة التشغيل النمطية 62 من 0 حجيرة 64 جسم الأداة 42 كوحدة واحدة. يمكن أن تحافظ وحدة التشغيل النمطية 62؛ في صورة وحدة (Alfie على وظيفة تدويرها الجوهرية أثناء فصلها من جسم الأداة 42. يمكن بعد ذلك إعادة ربط وحدة التشغيل النمطية 62 بجسم الأداة 42؛ أو على نحو بديل؛ يمكن ربط وحدة تشغيل نمطية مختلفة ولكن متطابقة 62 بجسم الأداة 42( بالطريقة الموصوفة من قبل. بهذه الطريقة؛ يمكن إزالة كل وحدة تشغيل نمطية 62 من جسم الأداة 42؛ لإصلاحها أو صيانتهاء ثم sale] 5 إقرانها بجسم الأداة 42 في موقع الحفر ودون الحاجة لإصلاحات مكثفة في جسم الأداة 42. بنفس الطريقة؛ يمكن إزالة وحدات التشغيل النمطية 62 من جسم الأداة 42 واستبدالها بوحدات تشغيل نمطية جديدة أو مجددة في الموقع. تسمح بساطة التصميم العياري لوحدات التشغيل النمطية 62 بتركيبها في جسم الأداة 42؛ وإزالتها من جسم الأداة 42 وصيانتها من قبل الفنيين غير المدريين Vans مما يقلل من أوقات الصيانة 0 الدورية الخاصة بتجميع الأداة 40 وفكها؛ وإصلاحها ثم sale] تركيبها. على نحو إضافي؛ يتيح التصميم العياري استمرار وحدات التشغيل النمطية 62 أو إصلاحها أو اختبارها أو إدارتها في عدة مواقع خدمة أو في موقع خدمة مركزي واحد بينما يتم تخصيصها بالفعل لجسم أداة 42 في الحقل. كما يتم تحسين بساطة التصميم بحقيقة عدم الحاجة لتفاعل أي من مكونات جسم الأداة 42 مع مائع الحفر المتدفق عبر الثقب المركزي 44 لجسم الأداة 42 بهدف إمداد قوة التشغيل للأنصال 5 50؛ على العكس من تصميمات الفن السابق. Ble على ذلك؛ لا يحتاج تصميم التجسيدات
الحالي إلى مد أي مكون متحرك من الأداة 40 داخل الثقب المركزي 44 أو تفاعله مع مائع الحفر المتدفق داخل الثقب المركزي 44. كما تسمح بساطة التصميم العياري بتكوين جسم الأداة 42 من مكون وحدوي واحد؛ دون الحاجة إلى سمات أو موانع تسرب إضافية مائع داخل الثقب المركزي 44. علاوةً على ذلك؛ يقلل التصميم العياري Lad من عدد المكونات المتحركة التي يحملها جسم الأداة 42 في غياب وحدات التشغيل النمطية 62. يسمح هذا لجسم الأداة 42 بأن يكون ذا تصميم أكثر قوة ودمجًا يساعد على تقليل طول الأداة إلى حدٍ كبير مقارنة بوسائل توسيع الثقوب المستخدمة في الفن السابق. يتيح الطول القليل لجسم الأداة 42 مرونة أكبر بالنسبة لمكان وضع الأداة 40 في تجميعة قاع Jal 10. يسمح التصميم العياري Lal بتجميع الوحدات النمطية 62 واختبارها بعيدًا عن الموقع ثم توصيلها 0 إلى موقع التجميع النهائي؛ أو توصيلها لتجميعها في أو بالقرب من موقع الحفر. بالإشارة الآن إلى الشكل 9؛ يتم عرض تجسيد للجسم الأنبوبي 42 الذي يستخدم عنصر سحب آلي. يمكن أن يشتمل عنصر السحب الآلي على واحد أو أكثر من نوابض الإرجاع 126 المقترنة ببنية المقرن 72 لإمالة الأنصال 50 في الموضع المنكمش. في التجسيد الوارد في الشكل 9؛ يمكن إزاحة وحدة التشغيل النمطية 62 المصورة محيطيًا عن التصل المصاحب 50 الخاص بجسم 5 الأداة 42؛ ومن ثم؛ لا يمكن رؤية أي أنصال 50 في الشكل 9. بالإضافة إلى ذلك؛ يتم عرض وحدة التشغيل النمطية 62 وهي موضوعة أسفل بنية المقرن 72 Gola ومهيأة لمد أنصال موسع sil 50 من خلال دفعها طوليًا تجاه بنية المقرن 72. يمكن أن يشتمل الواحد أو أكثر من نوابض الإرجاع 126 على نابض مد له طرف أول 128 يرتكز على كتيفة جسم الأداة 42 في حجرة مجوفة 132 يوجد فيها sha على الأقل من بنية المقرن 72 وطرف مقابل ثانٍ 130 يرتكز 0 على بنية المقرن 72. يجب إدراك أنه يمكن أيضًا استخدام الواحد أو أكثر من نوابض الإرجاع 6 لإمالة الأنصال 50 نحو الموضع المنكمش في التجسيدات التي يتم فيها وضع وحدات التشغيل النمطية 62 Wola فوق الأنصال 50؛ وكذلك في التجسيدات التي تتم فيها محاذاة وحدات التشغيل النمطية 62 محيطيًا مع الأنصال 50. ويجب إدراك أنه في تجسيدات أخرى يمكن استخدام وحدة تدوير ميكانيكية بدلاً من وحدات 5 اتدوير الهيدروليكية الموصوفة من قبل. على سبيل المثال غير الحصري؛ يمكن أن تتضمن وحدة
التدوير الميكانيكية مشغلاً خطيًا كهروميكانيكيًا. مثل عمود إدارة؛ ترس خطي» آلية إدارة مرفقية؛ أو أي نوع آخر من آليات الإدارة الكهروميكانيكية لتحويل الطاقة الكهربائية إلى تشغيل خطي لنقل بنية المقرن 72 لمد و/أو سحب الأنصال 50. يمكن أن تتضمن التجسيدات العديدة لأداة af الأرض والطرق ذات الصلة الموصوفة من قبل العديد من السمات الأخرى غير الموضحة في الأشكال أو الموصوفة بهاء حيث قد يكون قد تم حذف بعض جوانب أداة i الأرض والطرق ذات الصلة من النص والأشكال بغرض التوضيح وسهولة الفهم. وبالتالي؛ يجب إدراك أن أداة Gd الأرض والطرق ذات الصلبة قد تتضمن العديد من السمات أو الخطوات بالإضافة إلى تلك الموضحة في الأشكال والموصوفة بها. علاوةً على ذلك» يجب أيضًا إدراك أن أداة Gd الأرض والطرق ذات الصلبة قد لا تحتوي على جميع السمات 0 والخطوات الموصوفة هنا. بينما تم وصف تجسيدات توضيحية معينة في الأشكال؛ فسيدرك أصحاب المهارة العادية في المجال أن مجال هذا الكشف لا يقتصر على تلك التجسيدات المعروضة والموصوفة هنا بشكل علني. بالأحرى؛ يمكن إدخال العديد من الإضافات؛ الحذوفات؛ والتعديلات على التجسيدات الموصوفة هنا لإنتاج تجسيدات ضمن مجال هذا الكشف؛ مثل تلك المذكورة في عناصر الحماية Lad يلي؛ بما في 5 ذلك المكافتات القانونية. بالإضافة إلى ذلك؛ يمكن الجمع بين سمات من أحد التجسيدات التي تم الكشف عنها مع سمات من تجسيد AT تم الكشف die بينما لا تزال تقع ضمن مجال هذا الكشف؛ مثلما حدده المخترعون.
Claims (1)
- عناصر الحماية 1 أداة i أرض cdownhole tool تشتمل على: جسم يُحدد حجيرة lily تكون الحجيرة غير متمركزة قطرياً بداخل الجسم وتشتمل على سطح زاوي angled surface عند الطرف الطولي منها؛ وحدة نمطية مستقلة self-contained module واحدة على الأقل مُثبتة بداخل الحجيرة بالجسم ومتصلة بشكل قابل للفصل بالجسم؛ تشتمل الوحدة النمطية المستقلة self-contained module الواحدة على الأقل على: وحدة تدوير drive unit و عنصر قابل actuatable clement ll واحد على الأقل مقترن بشكل قابل للتشغيل بوحدة التدوير actuatable مهيأة لتحريك العنصر القابل للمد drive unit تكون وحدة التدوير edrive unit downhole الأرض di وقطرياً نسبة إلى المحور الطولي لأداة Lyssa الواحد على الأقل element 10 tool من وضع أول إلى وضع ثاني بطول السطح الزاوي angled surface بالحجيرة. 2 أداة تكب الأرض Lig downhole tool لعنصر الحماية 1؛ تشتمل كذلك على وحدة إلكترونيات electronics مهيأة لاستقبال إشارات القدرة power signals والأمر command signals 5 من جهاز تحكم controller مصاحب لأداة تقب الأرض tool ع00»001»؛ حيث تتم تهيئة وحدة الإلكترونئيات electronics أيضًا لتشغيل وحدة التدوير drive unit استجابة لإشارات الأمر.command signals 3 أداة cad الأرض Lig downhole tool لعنصر الحماية 2( حيث تشتمل وحدة التدوير drive unit 0 على نظام هيدروليكي hydraulic system حيث يشتمل النظام الهيدروليكي hydraulic system على: محرك motor في اتصال كهريائي مع وحدة الإلكترونيات telectronics مضخة هيدروليكية hydraulic pump مقترنة على نحو فعال بالمحرك cmotor وتكون المضخة الهيدروليكية hydraulic pump في اتصال مائعي مع خزان reservoir المائع الهيدروليكي thydraulic fluid 5— 4 2 — وعاء vessel أول في اتصال مائعي مع المضخة الهيدروليكية thydraulic pump و مكبس تدوير drive piston موضوع داخل الوعاء vessel الأول حيث تتم تهيئة مكبس التدوير piston ©0117 لكي يتم إقرانه على نحو فعال بعنصر قابل actuatable element all واحد على الأقل؛ و تجميعة صمام valve assembly مهيأة للتحكم في تدفق المائع الهيدروليكي hydraulic fluid بين الخزان reservoir وواحد أو أكثر من shal الوعاء vessel الأول. 4 أداة ثب 1 = | 3a downhole tool لعذ الحماية 3( Jadu Faas النظا رض و 2 مم الهيدروليكي hydraulic system أيضًا على معوض ضغط pressure compensator مهياً لتسوية 0 الضغط جزثيًا على الأقل داخل الوعاء vessel الأول مع ضغط مائع الحفر drilling fluid حفرة .wellbore ull 5 أداة تقب ا لأرض Lad downhole tool لعنصر الحماية 4 SAS Jain على مستشعر Liga sensor لاستشعار واحد على الأقل من ANS موضع مكبس التدوير drive piston وضغط 5 داخل واحد على الأقل من الوعاء ١ vessel لأول وجزءِ من معوض الضغط pressure «compensator ويكون المستشعر sensor في اتصال مع وحدة الإلكترونيات electronics6. أداة ud الأرض dg downhole tool لعنصر الحماية 5؛ حيث يكون المستشعر sensor Ble عن محؤل التيار التفاضلي للتغيرات الخطية linear variable differential transformer (LVDT) 0 المهياً لقياس الإزاحة الخطية linear displacement لواحد على الأقل من مكبس التدوير drive piston drive piston وأحد مكونات معوض الضغط .pressure compensator 7 أداة i الأرض Bag downhole tool لعنصر الحماية 6« حيث تشتمل وحدة الإلكترونيات electronics على مودم modem مهياً لإرسال البيانات من المستشعر sensor إلى جهاز التحكم.controller 5di sla .8 الأرض downhole tool وفقًا لعنصر الحماية 1؛ حيث تتم تهيثة وحدة التدوير drive unit لتحريك العنصر القابل تلمد actuatable element الواحد على الأقل من الموضع الأول إلى الموضع الثاني ومن الموضع الثاني إلى الموضع الأول. 9 أداة cad الأرض Lig downhole tool لعنصر الحماية 1؛ حيث تشتمل وحدة التدوير drive unit على نظام تدوير ميكانيكي cmechanical drive system ويتضمن نظام التدوير الميكانيكي Sie mechanical drive system خطيًا كهروميكانيكيًا clectro-mechanical linear cactuator ويشتمل المشغل الخطي الكهروميكاتيكي clectro-mechanical linear actuator على واحد أو أكثر من عمود إدارة espindle drive ترس خطي clinear gear وآلية إدارة مرفقية crank drive 10 كل منها Lge لتحويل الطاقة الكهربائية إلى قوة وحركة خطية.0. أداة i أرض cdownhole tool تشتمل على: جسم يُحدد حجيرة lily تكون الحجيرة غير متمركزة قطرياً بداخل الجسم وتشتمل على سطح زاوي angled surface عند الطرف الطولي منها؛ و 5 وحدة نمطية مستقلة self-contained module واحدة على الأقل مُثبتة بداخل الحجيرة بالجسم؛ تشتمل الوحدة النمطية الواحدة على الأقل على: وحدة تدوير drive unit تشتمل على عناصر تدوير ¢drive elements و عنصر قابل actuatable element all واحد على الأقل مقترن بشكل قابل للتشغيل بعنصر التدوير edrive element تكون وحدة التدوير drive unit مهيأة لتحريك عنصر التدوير drive element 0 لتحريك العنصر القابل actuatable element doll الواحد على الأقل محورياً وقطرياً نسبة إلى المحور الطولي لأداة ad الأرض downhole tool من موضع أول إلى موضع ثاني بطول السطح الزاوي angled surface للحجيرة؛ حيث تكون حركة عنصر التدوير drive element مختلفة عن حركة العنصر القابل للمد actuatable element الواحد على الأقل. 5 11. أداة تقب الأرض Gig downhole tool لعنصر الحماية 10؛ حيث تشتمل الوحدة النمطية المستقلة self-contained module الواحدة على الأقل كذلك على وحدة إلكترونيات electronicsمهيأة لتشغيل وحدة التدوير drive unit استجابة لإشارات القدرة power signals والأمر command signals التي تم استقبالها من جهاز تحكم controller مصاحب لأداة ١ ad لأرض downhole.tool 5 12. أداة هب الأرض downhole tool وفقًا لعنصر الحماية 11( حيث يشتمل الجسم كذلك على Jib أداة قدرة power tool bus وناقل أداة اتصال communication tool bus به واحد أو أكثر من الأسلاك في اتصال كهربائي مع sang الإلكترونيات celectronics وتتم تهيئة ناقل أداة القدرة power tool bus وناقل أداة الاتصال communication tool bus بحيث يكون في اتصال ثنائي الاتجاه مع جهاز التحكم controller وتتم تهيئة Jal أداة القدرة power tool bus وناقل أداة 0 الاتصال communication tool bus كذلك لإرسال إشارات القدرة power signals والأمر command signals من جهاز التحكم controller إلى وحدة الإلكترونيات -electronics3. أداة تقب الأرض downhole tool وفقًا لعنصر الحماية 12؛ حيث: تحمل الوحدة النمطية المستقلة self-contained module الواحدة على الأقل مجموعة من المستشعرات sensors المهيأة لاستشعار واحدة أو أكثر من حالات وحدة التدوير edrive unit وتتم تهيئة كل مستشعر sensor في مجموعة المستشعرات sensors لإرسال بيانات المستشعر sensor إلى وحدة الإلكترونيات 1660:00126؛ و تشتمل وحدة الإلكترونيات electronics كذلك على جهاز إرسال 000502146 في اتصال إلكتروني electronic communication مع ناقل أداة القدرة power tool bus وناقل أداة الاتصال «communication tool bus 20 وتتم تهيئة جهاز الإرسال transmitter لإرسال بيانات المستشعر sensor عبر تناقل أداة القدرة power tool bus وناقل أداة الاتصال communication tool bus إلى جهاز التحكم .controller 4- أداة تب الأرض Lag downhole tool لعنصر الحماية 10؛ حيث يتم استقبال وحدة 5 التدوير drive unit داخل الحجيرة من السطح الجانبي؛ الخارجي للجسم.— 7 2 —5. أداة تقب الأرض downhole tool وفقًا لعنصر الحماية 10( حيث يتم إقران القضيب rod بمقرن yoke يحمله الجسم» ويتم إقران المقرن yoke بكل عنصر من العناصر القابلة للمد.actuatable element16. أداة ad | لأرض Lad downhole tool لعنصر الحماية 10( Cus يشتمل الواحد أو أكثر من العناصر القابلة actuatable element all على واحد أو أكثر من الأتصال reamer blades أو واحدة أو أكثر من حشوات التحميل .bearing pads7. أداة qd الأرض downhole tool وفقًا لعنصر الحماية 10 حيث يحمل الجسم واحدًا أو أكثر من النوابض springs الموضوعة لإمالة الواحد أو أكثر من العناصر القابلة للمد actuatable element طوليًا نحو الموضع الأول أو الموضع الثاني. 8 أداة cad الأرض Gag downhole tool لعنصر الحماية 10؛ حيث تشتمل الوحدة النمطية المستقلة self-contained module الواحدة على الأقل على ثلاث وحدات نمطية مستقلة self- contained modules 5 على (JY) وتشتمل كل وحدة من الوحدات النمطية المستقلة self- contained modules الثلإثة على الأقل على وحدة تدوير drive unit تتضمن قضيبًا rod مقترئًا بمقرن cyoke وبتم إقران المقرن yoke بكل عنصر من الواحد أو أكثر من العناصر القابلة للمد actuatable element وتتم تهيئة وحدة نمطية أولى وثانية من الوحدات النمطية المستقلة self- ADU contained modules على الأقل لتحريك العناصر القابلة تلمد actuatable element من الموضع الأول إلى الموضع الثاني؛ وتم تهيئة وحدة نمطية ثالثة من الوحدات النمطية الثلاثة على الأقل لإعادة العناصر القابلة للمد actuatable element من الموضع الثاني إلى الموضع الأول. 9- أداة تقب الأرض Gg downhole tool لعنصر الحماية 10( حيث لا يتم وضع أي a من الوحدة النمطية المستقلة self-contained module الواحدة على الأقل أو الواحد أو أكثر من 5 العناصر القابلة Jala actuatable element all الثقب أو لا يكون ملامسًا لمائع الحفر drilling 4120 داخل الثقب.—_ 2 8 —_20 طريقة لتجميع أداة تقب أرض «downhole tool تشتمل على : ربط وحدة تشغيل نمطية مستقلة self-contained module بداخل حجيرة الجسم بأداة cad الأرض cdownhole tool تشتمل الحجيرة على سطح زاوي angled surface عند الطرف الطولي منها تشتمل الوحدة النمطية المستقلة self-contained module على وحدة تدوير drive unit مهيأة لتحريك العنصر القابل للمد actuatable element الواحد على الأقل محورياً وقطرياً نسبة إلى المحور الطولي لأداة ad الأرضdownhole tool من وضع أول إلى وضع ثاني بطول السطح الزاوي angled surface بالحجيرة.— 2 9 — بل 1 _ “ag | 1 الكل ania TR To, 5 داح لا ار ا 8 م LR Sn 00 he FE te TT ا id $ TN م اا I z 0 ¥ TRIN Eig “pe = 1 1, i rs TY i N i] ) TS / u 4 1 / Tn Es = A wy Af / الا .تت ذا / ل ve eM 0: 0 Be ١ كا_— 0 3 _— $e i i \. احج om Y as ¥ خا 0 a EY rae ا -أ eid a * ie 2 i 2 > رد ل د ا سك ان أن ا ليج الم ا ا wd J = وام ا ا النسا | البية تر Si 1 مح ان ا تف ا RAY TTT ro, RR . - 1 3 ب Sel, اس مب اليا سل CITES TT ay EX الي ا رم > i ب 7 § ay ان )£5 on ا Fan § § ¥ = as Whos (3) cc 2%" { 3 4 ai ST { Te .5< 0 5 شكل +—_ 3 1 —_ 2x { إٍ! دج ا ل mpm open Wr fe A TN el AE ESSA ا 8 ey : 7207 gr oo Sy ل د ل 7 CE Ee 5 y i A, SS Lo KE Sy i 7 4 عن ao 2 ب & Sy أ ل ص اي1 . ا ل من ا i Co cy 7 SU NW 2 27 ; ا Zi SN Bh أ كب م تر ال EE ا ل “0 la i x رك كر es A NN NGS SLANT on ل Te, Mo hy Uh, ا ا زد A ٍ : = ey J ب yg ٍ “ hh ‘ % Hh iy x oY Ta og : Sg " a, Sh {oS Fo EN SOR 3 اا الك لايك ال إ لحي 11 0 ا ل J EN i, : { A ANN لح الح َ ا 4 ii fs ney By a 6 N . Ses Kor Seren i 1 ْ / Sri an Po iS +_ 3 2- % ¢ ~ of J يمل ٍٍ ا JS RY | \ . NTR, NN ار ل UF NY لي 5 1 جّ > 1 i oo No \ ض I ٍ ا HS ا 1 ل اق NP | NH <> AW 1 - ne ا يٍِ ب poّ | 1 J \ الل pu J on 2 سا I | صا % الا NE % 8 | Ni واي : | 1 1 =ء. ٍ Hee ¥ 0 I oI Allis NLA CNY Bre 0 | ol i 1 | \ NT NW NEE 0 72 | ب I | i = ex MN (LL— 3 4- Ci J 1 ا 1 wh Fo A CNL بن HL oa oN | 0 بن للج en Hi ll Hs N ض 0 i / = ° \ ا =, \ WW ذ بل 1 - ّم [ 5 a at hs 17 . + د يسن الأ ب 3 | 1 م7 ky rd y ) ع د se , i 1 = ٠١ 4 3 اثلا aa +: يتم : = FH با م 1 2 و اا ااا بجا . Loo i — — REE ees 1 Es i = - ب I i wo IT t 3 » > wae 2 ا ا hot ١ a sr & i ا - = | od Ea | i 3 - ] VY 3 | BENE re اا ١ - | Pe - { i tT | 1 ريسي لي 1 بي ب كبر عيب oF pp orl - | <> - 7 8 I ال ال ام ب حححب 1 ا« rH i i + ا FF ! i ال ! للها ل لها حاط Le. لد دجي الى إٍْ 070 ا i - i i a Ned ! i TT \ ! +L i سر اب ae i سيم | od 5 0 ا ; orf I. 1 } اا for 1 1 i . aes i i ™ 4d a < و pa دق 2 1 i ¥ - bl ~ i 2 تبت RN BTN جما hot I 1 = i = با ٠ اا ل Nem Fp ol re pos ا 1) . El wid i ST Som IY Nw ا ] en i 8 لل 1 ب أ 1 ال FN ig. : 5 “ewe LH ae : 5 ا 5: << اله ام سك 2: 1 BEN ed 5 الاح اد الا ايلا | [ * >CE . I iH col تح م ال | oe vl : i i 7 1 i { 74 {nd 3 ls ل لإا RFT 1 ا | ‘ ied : Ic 1 : < را rad” = { ل بد—_ 3 6 —_YY. بدي 5 \ Wg ! ’ wo أأر| oe REN 0 ا م 0 ف ب i 0 NAY صر ّم أ الم Nd ا 0 AY ف LR 3 ! يي Pp % i 3 د “ 4 + fe “oT A oi i a, Sa Fis NAS اسم ا سي سسا اا 3 جه AA ب = SSN , Btwn tm rin if sis eis ض ْ \ / : PON EN, PONS OO ARITA ! / ] 000004 LYE 1 wy AY A شكل£Y \ ب Ye 85 a | . Y ; 5 ا t ¥ 8 h ¥ % { ¥ + 0 7 i ¥ C0 1١0١ | i | إٍْ 1 { i NS ES ESTES TTT رلا ماكر ل كر رار و Nn عن ال اص اا اا الا ان NH ES IE اك را ايت زم يوب قلسي peed ا i) ار Lo SX حم A ny OH AVN A c——— | | 7 SE أ قد قد الب يسيس أ ْ" م ال أ ب Fy TE Tn NCES = i = RS Sy ا ل ال تح ا \ Ley qsالحاضهة الهيلة السعودية الملضية الفكرية Swed Authority for intallentual Property pW RE .¥ + \ ا 0 § ام 5 + < Ne ge ”بن اج > عي كي الج دا لي ايام TEE ببح ةا Nase eg + Ed - 2 - 3 .++ .* وذلك بشرط تسديد المقابل المالي السنوي للبراءة وعدم بطلانها of سقوطها لمخالفتها ع لأي من أحكام نظام براءات الاختراع والتصميمات التخطيطية للدارات المتكاملة والأصناف ع النباتية والنماذج الصناعية أو لائحته التنفيذية. »> صادرة عن + ب ب ٠. ب الهيئة السعودية للملكية الفكرية > > > ”+ ص ب 101١ .| لريا 1*١ uo ؛ المملكة | لعربية | لسعودية SAIP@SAIP.GOV.SA
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562205491P | 2015-08-14 | 2015-08-14 | |
PCT/US2016/046739 WO2017030944A1 (en) | 2015-08-14 | 2016-08-12 | Modular earth-boring tools, modules for such tools and related methods |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SA518390929B1 true SA518390929B1 (ar) | 2022-11-09 |
Family
ID=57995326
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SA518390929A SA518390929B1 (ar) | 2015-08-14 | 2018-02-13 | أدوات ثَقْب أرض عيارية، وحدات نمطية لتلك الأدوات وطرق ذات صلة |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US10174560B2 (ar) |
BR (1) | BR112018002896B1 (ar) |
GB (1) | GB2557138B (ar) |
NO (1) | NO20180315A1 (ar) |
SA (1) | SA518390929B1 (ar) |
WO (1) | WO2017030944A1 (ar) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10731418B2 (en) | 2016-07-14 | 2020-08-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotary steerable drilling assembly with a rotating steering device for drilling deviated wellbores |
US10267091B2 (en) | 2016-07-14 | 2019-04-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling assembly utilizing tilted disintegrating device for drilling deviated wellbores |
US11396775B2 (en) | 2016-07-14 | 2022-07-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotary steerable drilling assembly with a rotating steering device for drilling deviated wellbores |
US10378283B2 (en) | 2016-07-14 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotary steerable system with a steering device around a drive coupled to a disintegrating device for forming deviated wellbores |
US10221640B2 (en) * | 2016-10-28 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and system for abandoning a cased borehole |
US10954772B2 (en) * | 2017-09-14 | 2021-03-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Automated optimization of downhole tools during underreaming while drilling operations |
US10273795B1 (en) * | 2018-02-22 | 2019-04-30 | Jianying Chu | Intelligent tool bus network for a bottom hole assembly |
US10858934B2 (en) | 2018-03-05 | 2020-12-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Enclosed module for a downhole system |
US11230887B2 (en) * | 2018-03-05 | 2022-01-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Enclosed module for a downhole system |
US10689914B2 (en) * | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Opening a wellbore with a smart hole-opener |
US10689913B2 (en) * | 2018-03-21 | 2020-06-23 | Saudi Arabian Oil Company | Supporting a string within a wellbore with a smart stabilizer |
CN109322618B (zh) * | 2018-10-19 | 2020-04-07 | 成都科盛石油科技有限公司 | 非均质页岩气井储层段完钻方法 |
CN110470507B (zh) * | 2019-09-28 | 2020-03-20 | 江苏韵沣检测有限公司 | 一种土壤采集用自动扩孔装置 |
CN110656888B (zh) * | 2019-09-30 | 2020-07-28 | 西南石油大学 | 一种水力激发伸缩可控式随钻扩眼器 |
US11299968B2 (en) | 2020-04-06 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing wellbore annular pressure with a release system |
BR112022017306A2 (pt) * | 2020-04-30 | 2022-11-16 | Halliburton Energy Services Inc | Broca de perfuração para penetrar formações subterrâneas, sistema de monitoramento de penetração para uma broca de perfuração subterrânea e método de perfuração de um poço em uma formação subterrânea |
US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
Family Cites Families (166)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1678075A (en) | 1928-07-24 | Expansible rotary ttnderreamer | ||
US3126065A (en) | 1964-03-24 | Chadderdon | ||
US3123162A (en) | 1964-03-03 | Xsill string stabilizer | ||
US2069482A (en) | 1935-04-18 | 1937-02-02 | James I Seay | Well reamer |
US2136518A (en) | 1936-09-19 | 1938-11-15 | Nixon Joe | Pipe cutter |
US2177721A (en) | 1938-02-23 | 1939-10-31 | Baash Ross Tool Co | Wall scraper |
US2344598A (en) | 1942-01-06 | 1944-03-21 | Walter L Church | Wall scraper and well logging tool |
US2532418A (en) * | 1947-04-21 | 1950-12-05 | Page Oil Tools Inc | Hydraulically operated anchor for tubing or the like |
US2638988A (en) | 1951-02-12 | 1953-05-19 | Welton J Williams | Well drilling apparatus |
US2754089A (en) | 1954-02-08 | 1956-07-10 | Rotary Oil Tool Company | Rotary expansible drill bits |
US2758819A (en) | 1954-08-25 | 1956-08-14 | Rotary Oil Tool Company | Hydraulically expansible drill bits |
US2834578A (en) | 1955-09-12 | 1958-05-13 | Charles J Carr | Reamer |
US2874784A (en) | 1955-10-17 | 1959-02-24 | Baker Oil Tools Inc | Tubing anchor |
US2882019A (en) | 1956-10-19 | 1959-04-14 | Charles J Carr | Self-cleaning collapsible reamer |
US3105562A (en) | 1960-07-15 | 1963-10-01 | Gulf Oil Corp | Underreaming tool |
US3083765A (en) | 1960-10-28 | 1963-04-02 | Archer W Kammerer | Method and apparatus for conditioning bore holes |
US3211232A (en) | 1961-03-31 | 1965-10-12 | Otis Eng Co | Pressure operated sleeve valve and operator |
US3171502A (en) | 1962-07-26 | 1965-03-02 | Jean K Kamphere | Expansible rotary drill bits |
US3224507A (en) | 1962-09-07 | 1965-12-21 | Servco Co | Expansible subsurface well bore apparatus |
US3208540A (en) | 1963-03-21 | 1965-09-28 | Baker Oil Tools Inc | Expansible rotary well drilling bit |
DE1457700B1 (de) | 1963-08-20 | 1970-08-20 | Kloeckner Humboldt Deutz Ag | Vorrichtung zum Regeln der Arbeitstiefe von an Schleppern mit hydraulischen Kraftheber und Dreipunktanbaugestänge angebauten landwirtschaftlichen Geräten |
US3289760A (en) | 1964-02-10 | 1966-12-06 | Kammerer Jr Archer W | Method and apparatus for cementing and conditioning bore holes |
US3283834A (en) | 1964-02-10 | 1966-11-08 | Kammerer Jr Archer W | Rotary expansible drill bits |
US3433313A (en) | 1966-05-10 | 1969-03-18 | Cicero C Brown | Under-reaming tool |
US3425500A (en) | 1966-11-25 | 1969-02-04 | Benjamin H Fuchs | Expandable underreamer |
US3472533A (en) | 1968-07-03 | 1969-10-14 | John W Turner | Coupling seal for lined tubular arrangement |
US3556233A (en) | 1968-10-04 | 1971-01-19 | Lafayette E Gilreath | Well reamer with extensible and retractable reamer elements |
US4055226A (en) | 1976-03-19 | 1977-10-25 | The Servco Company, A Division Of Smith International, Inc. | Underreamer having splined torque transmitting connection between telescoping portions for control of cutter position |
US4231437A (en) | 1979-02-16 | 1980-11-04 | Christensen, Inc. | Combined stabilizer and reamer for drilling well bores |
US4366971A (en) | 1980-09-17 | 1983-01-04 | Allegheny Ludlum Steel Corporation | Corrosion resistant tube assembly |
US4545441A (en) | 1981-02-25 | 1985-10-08 | Williamson Kirk E | Drill bits with polycrystalline diamond cutting elements mounted on serrated supports pressed in drill head |
US4403659A (en) | 1981-04-13 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure controlled reversing valve |
US4458761A (en) | 1982-09-09 | 1984-07-10 | Smith International, Inc. | Underreamer with adjustable arm extension |
US4589504A (en) | 1984-07-27 | 1986-05-20 | Diamant Boart Societe Anonyme | Well bore enlarger |
DE3428931C1 (de) | 1984-08-06 | 1985-06-05 | Norton Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah | Vorrichtung zur Fernuebertragung von Informationen aus einem Bohrloch zur Erdoberflaeche waehrend des Betriebs eines Bohrgeraetes |
FR2588915B1 (fr) | 1985-10-18 | 1988-03-18 | Flopetrol | Outil d'obturation de la colonne de production d'un puits |
US4660657A (en) | 1985-10-21 | 1987-04-28 | Smith International, Inc. | Underreamer |
US4690229A (en) | 1986-01-22 | 1987-09-01 | Raney Richard C | Radially stabilized drill bit |
US4842083A (en) | 1986-01-22 | 1989-06-27 | Raney Richard C | Drill bit stabilizer |
GB8612012D0 (en) | 1986-05-16 | 1986-06-25 | Nl Petroleum Prod | Rotary drill bits |
US4693328A (en) | 1986-06-09 | 1987-09-15 | Smith International, Inc. | Expandable well drilling tool |
ES2022895B3 (es) | 1986-07-03 | 1991-12-16 | Charles Abernethy Anderson | Estabilizadores de perforacion. |
DE3711909C1 (de) | 1987-04-08 | 1988-09-29 | Eastman Christensen Co | Stabilisator fuer Tiefbohrwerkzeuge |
NO164118C (no) | 1987-07-30 | 1990-08-29 | Norsk Hydro As | Hydraulisk operert roemmer. |
US4856828A (en) | 1987-12-08 | 1989-08-15 | Tuboscope Inc. | Coupling assembly for tubular articles |
US4884477A (en) | 1988-03-31 | 1989-12-05 | Eastman Christensen Company | Rotary drill bit with abrasion and erosion resistant facing |
US4893678A (en) | 1988-06-08 | 1990-01-16 | Tam International | Multiple-set downhole tool and method |
FR2641387B1 (fr) | 1988-12-30 | 1991-05-31 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de telecommande d'equipement de train de tiges par sequence d'information |
FR2641320B1 (fr) | 1988-12-30 | 1991-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'actionnement a distance d'equipement comportant un systeme duse-aiguille |
GB8908014D0 (en) | 1989-04-10 | 1989-05-24 | Smith Int North Sea | A milling tool stabiliser |
US5343963A (en) | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
US5129689A (en) | 1990-12-10 | 1992-07-14 | Intevep, S.A. | Threaded tubular connection with outer threaded ring |
CA2032022A1 (en) | 1990-12-12 | 1992-06-13 | Paul Lee | Down hole drilling tool control mechanism |
US5211241A (en) | 1991-04-01 | 1993-05-18 | Otis Engineering Corporation | Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor |
US5375662A (en) | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
US5553678A (en) | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
US5139098A (en) | 1991-09-26 | 1992-08-18 | John Blake | Combined drill and underreamer tool |
US5265684A (en) | 1991-11-27 | 1993-11-30 | Baroid Technology, Inc. | Downhole adjustable stabilizer and method |
AU2256992A (en) | 1992-04-03 | 1993-11-08 | Tiw Corporation | Hydraulically actuated liner hanger arrangement and method |
NO178938C (no) | 1992-04-30 | 1996-07-03 | Geir Tandberg | Anordning for utvidelse av borehull |
US5318138A (en) | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Adjustable stabilizer |
US5318137A (en) | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Method and apparatus for adjusting the position of stabilizer blades |
US5332048A (en) | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
CA2148498A1 (en) | 1992-11-13 | 1994-05-26 | Michael Roy Chambers | Corrosion resistant connection for use with tubular members |
US5560440A (en) | 1993-02-12 | 1996-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components |
US5361859A (en) | 1993-02-12 | 1994-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable gage bit for drilling and method of drilling |
US5305833A (en) | 1993-02-16 | 1994-04-26 | Halliburton Company | Shifting tool for sliding sleeve valves |
US5887655A (en) | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
US5402856A (en) | 1993-12-21 | 1995-04-04 | Amoco Corporation | Anti-whirl underreamer |
US5415243A (en) | 1994-01-24 | 1995-05-16 | Smith International, Inc. | Rock bit borhole back reaming method |
US5425423A (en) | 1994-03-22 | 1995-06-20 | Bestline Liner Systems | Well completion tool and process |
US5443129A (en) | 1994-07-22 | 1995-08-22 | Smith International, Inc. | Apparatus and method for orienting and setting a hydraulically-actuatable tool in a borehole |
US5862870A (en) | 1995-09-22 | 1999-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore section milling |
FR2740508B1 (fr) | 1995-10-31 | 1997-11-21 | Elf Aquitaine | Stabilisateur realeseur pour le forage d'un puits petrolier |
US5740864A (en) | 1996-01-29 | 1998-04-21 | Baker Hughes Incorporated | One-trip packer setting and whipstock-orienting method and apparatus |
AU722886B2 (en) | 1996-04-18 | 2000-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulating valve responsive to fluid flow rate therethrough and associated methods of servicing a well |
US5735345A (en) | 1996-05-02 | 1998-04-07 | Bestline Liner Systems, Inc. | Shear-out landing adapter |
US5735359A (en) | 1996-06-10 | 1998-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore cutting tool |
GB2314106B (en) | 1996-06-11 | 2000-06-14 | Red Baron | Multi-cycle circulating sub |
US5743331A (en) | 1996-09-18 | 1998-04-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling system |
US5765653A (en) | 1996-10-09 | 1998-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Reaming apparatus and method with enhanced stability and transition from pilot hole to enlarged bore diameter |
US6059051A (en) | 1996-11-04 | 2000-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Integrated directional under-reamer and stabilizer |
US5826652A (en) | 1997-04-08 | 1998-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic setting tool |
US6039131A (en) | 1997-08-25 | 2000-03-21 | Smith International, Inc. | Directional drift and drill PDC drill bit |
US5967247A (en) | 1997-09-08 | 1999-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Steerable rotary drag bit with longitudinally variable gage aggressiveness |
US6070677A (en) | 1997-12-02 | 2000-06-06 | I.D.A. Corporation | Method and apparatus for enhancing production from a wellbore hole |
US6213226B1 (en) | 1997-12-04 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling assembly and method |
US6131675A (en) | 1998-09-08 | 2000-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Combination mill and drill bit |
US6378632B1 (en) | 1998-10-30 | 2002-04-30 | Smith International, Inc. | Remotely operable hydraulic underreamer |
US6289999B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-09-18 | Smith International, Inc. | Fluid flow control devices and methods for selective actuation of valves and hydraulic drilling tools |
US6189631B1 (en) | 1998-11-12 | 2001-02-20 | Adel Sheshtawy | Drilling tool with extendable elements |
GB9825425D0 (en) | 1998-11-19 | 1999-01-13 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
GB2347443B (en) | 1999-03-05 | 2003-03-26 | Cutting & Wear Resistant Dev | Adjustable down-hole tool |
BE1012545A3 (fr) | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
GB9906114D0 (en) | 1999-03-18 | 1999-05-12 | Camco Int Uk Ltd | A method of applying a wear-resistant layer to a surface of a downhole component |
US6668949B1 (en) | 1999-10-21 | 2003-12-30 | Allen Kent Rives | Underreamer and method of use |
US6325151B1 (en) | 2000-04-28 | 2001-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Packer annulus differential pressure valve |
US6668936B2 (en) | 2000-09-07 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control system for downhole tools |
GB0029939D0 (en) | 2000-12-07 | 2001-01-24 | Global Tools Ltd | Reaming tool with radially extending blades |
US6655456B1 (en) | 2001-05-18 | 2003-12-02 | Dril-Quip, Inc. | Liner hanger system |
US20030026167A1 (en) | 2001-07-25 | 2003-02-06 | Baker Hughes Incorporated | System and methods for detecting pressure signals generated by a downhole actuator |
US7451836B2 (en) | 2001-08-08 | 2008-11-18 | Smith International, Inc. | Advanced expandable reaming tool |
US6732817B2 (en) | 2002-02-19 | 2004-05-11 | Smith International, Inc. | Expandable underreamer/stabilizer |
US7513318B2 (en) | 2002-02-19 | 2009-04-07 | Smith International, Inc. | Steerable underreamer/stabilizer assembly and method |
US6702020B2 (en) | 2002-04-11 | 2004-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Crossover Tool |
US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
GB2428719B (en) | 2003-04-01 | 2007-08-29 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Method of Circulating Fluid in a Borehole |
GB0309906D0 (en) | 2003-04-30 | 2003-06-04 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
US7493971B2 (en) | 2003-05-08 | 2009-02-24 | Smith International, Inc. | Concentric expandable reamer and method |
US7104318B2 (en) * | 2004-04-07 | 2006-09-12 | Plexus Ocean Systems, Ltd. | Self-contained centralizer system |
US7243737B2 (en) | 2004-09-22 | 2007-07-17 | Vermeer Manufacturing Company | Interchangeable reamer |
GB2421744A (en) | 2005-01-04 | 2006-07-05 | Cutting & Wear Resistant Dev | Under-reamer or stabiliser with hollow, extendable arms and inclined ribs |
GB0516214D0 (en) | 2005-08-06 | 2005-09-14 | Andergauge Ltd | Downhole tool |
US7757787B2 (en) | 2006-01-18 | 2010-07-20 | Smith International, Inc. | Drilling and hole enlargement device |
US8875810B2 (en) | 2006-03-02 | 2014-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Hole enlargement drilling device and methods for using same |
US7661478B2 (en) | 2006-10-19 | 2010-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Ball drop circulation valve |
US7997354B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth-boring applications and methods of using the same |
US7900717B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth boring applications |
US8657039B2 (en) | 2006-12-04 | 2014-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Restriction element trap for use with an actuation element of a downhole apparatus and method of use |
GB2447225B (en) | 2007-03-08 | 2011-08-17 | Nat Oilwell Varco Lp | Downhole tool |
US8056649B2 (en) | 2007-08-30 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for drilling wellbores that utilize a detachable reamer |
US8286716B2 (en) * | 2007-09-19 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Low stress traction system |
WO2009146190A1 (en) * | 2008-04-16 | 2009-12-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for drilling a borehole |
EP2294279A4 (en) | 2008-04-29 | 2015-11-18 | Packers Plus Energy Serv Inc | BOHRLOCH-SUB WITH HYDRAULICALLY OPERATED SHIFT VALVE |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
US7699120B2 (en) | 2008-07-09 | 2010-04-20 | Smith International, Inc. | On demand actuation system |
WO2010088489A1 (en) | 2009-01-30 | 2010-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Methods, systems, and tool assemblies for distributing weight-on-bit between a pilot earth-boring rotary drill bit and a reamer device |
US8074747B2 (en) | 2009-02-20 | 2011-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer assemblies with bearing pad locking structures and tools incorporating same |
US20100224414A1 (en) | 2009-03-03 | 2010-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Chip deflector on a blade of a downhole reamer and methods therefore |
GB0906211D0 (en) | 2009-04-09 | 2009-05-20 | Andergauge Ltd | Under-reamer |
WO2010127457A1 (en) | 2009-05-07 | 2010-11-11 | Packers Plus Energy Services Inc. | Sliding sleeve sub and method and apparatus for wellbore fluid treatment |
EP2256521A1 (de) | 2009-05-25 | 2010-12-01 | Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V. | Verfahren und Anordnung zur magnetischen Positionsbestimmung |
US8297381B2 (en) | 2009-07-13 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer subs for use with expandable reamer apparatus, expandable reamer apparatus including stabilizer subs and related methods |
US8118101B2 (en) | 2009-07-29 | 2012-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Ball catcher with retention capability |
US9175520B2 (en) | 2009-09-30 | 2015-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications, components for such apparatus, remote status indication devices for such apparatus, and related methods |
EP2483507A2 (en) | 2009-09-30 | 2012-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools having expandable cutting structures and methods of using such earth-boring tools |
US8881833B2 (en) * | 2009-09-30 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
US8230951B2 (en) | 2009-09-30 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools having expandable members and methods of making and using such earth-boring tools |
US20110198096A1 (en) | 2010-02-15 | 2011-08-18 | Tejas Research And Engineering, Lp | Unlimited Downhole Fracture Zone System |
US9279311B2 (en) | 2010-03-23 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporation | System, assembly and method for port control |
EA028447B1 (ru) | 2010-05-21 | 2017-11-30 | Смит Интернэшнл, Инк. | Гидравлическая активация сборки скважинного инструмента |
SA111320627B1 (ar) | 2010-07-21 | 2014-08-06 | Baker Hughes Inc | أداة حفرة بئر ذات أنصال قابلة للاستبدال |
SA111320712B1 (ar) | 2010-08-26 | 2014-10-22 | Baker Hughes Inc | اداة تعمل عن بعد وطريقة للتشغيل اسفل البئر |
EP2619403A4 (en) | 2010-09-22 | 2017-05-31 | Packers Plus Energy Services Inc. | Delayed opening wellbore tubular port closure |
AU2011305004A1 (en) | 2010-09-22 | 2013-04-04 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore frac tool with inflow control |
DK2505768T3 (en) * | 2011-03-30 | 2016-06-27 | Welltec As | Modular well tool |
US8844635B2 (en) | 2011-05-26 | 2014-09-30 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible triggering elements for use with subterranean borehole tools having expandable members and related methods |
US20130206401A1 (en) | 2012-02-13 | 2013-08-15 | Smith International, Inc. | Actuation system and method for a downhole tool |
US9068407B2 (en) | 2012-05-03 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assemblies including expandable reamers and expandable stabilizers, and related methods |
BR112014031031A2 (pt) * | 2012-06-12 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services Inc | atuador modular, ferramenta de direção e sistema de perfuração direcionável giratório |
US9441433B2 (en) * | 2012-07-27 | 2016-09-13 | Avalon Sciences, Ltd | Remotely actuated clamping devices for borehole seismic sensing systems and methods of operating the same |
US8986028B2 (en) | 2012-11-28 | 2015-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
US9052043B2 (en) | 2012-11-28 | 2015-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
US9228686B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Transmission line for drill pipes and downhole tools |
US9810806B2 (en) | 2012-12-21 | 2017-11-07 | Baker Hughes Incorporated | Electronic frame for use with coupled conduit segments |
US9284816B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Actuation assemblies, hydraulically actuated tools for use in subterranean boreholes including actuation assemblies and related methods |
US9341027B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer assemblies, bottom-hole assemblies, and related methods |
US9303464B2 (en) | 2013-03-26 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
US9598951B2 (en) | 2013-05-08 | 2017-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Coupled electronic and power supply frames for use with borehole conduit connections |
US9915103B2 (en) | 2013-05-29 | 2018-03-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Transmission line for wired pipe |
US9534455B2 (en) | 2013-07-23 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Shoulder ring for transmission line and transmission devices |
US20150041215A1 (en) | 2013-08-07 | 2015-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for drill pipe transmission line connections |
US9771791B2 (en) | 2013-08-07 | 2017-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for drill pipe transmission line connections |
US9644433B2 (en) | 2013-08-28 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Electronic frame having conductive and bypass paths for electrical inputs for use with coupled conduit segments |
US9587454B1 (en) * | 2014-01-22 | 2017-03-07 | PacSeal Group, Inc. PacSeal | Modular actuator and hydraulic valve assemblies and control apparatus for oil well blow-out preventers |
US20180252043A9 (en) * | 2014-07-31 | 2018-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulically locked tool |
-
2015
- 2015-09-18 US US14/858,063 patent/US10174560B2/en active Active
-
2016
- 2016-08-12 WO PCT/US2016/046739 patent/WO2017030944A1/en active Application Filing
- 2016-08-12 BR BR112018002896-7A patent/BR112018002896B1/pt active IP Right Grant
- 2016-08-12 GB GB1803659.0A patent/GB2557138B/en active Active
-
2018
- 2018-02-13 SA SA518390929A patent/SA518390929B1/ar unknown
- 2018-03-02 NO NO20180315A patent/NO20180315A1/en unknown
-
2019
- 2019-01-08 US US16/242,794 patent/US10829998B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB201803659D0 (en) | 2018-04-25 |
US20170044834A1 (en) | 2017-02-16 |
GB2557138B (en) | 2021-07-28 |
WO2017030944A1 (en) | 2017-02-23 |
NO20180315A1 (en) | 2018-03-02 |
BR112018002896B1 (pt) | 2022-11-01 |
US20190145177A1 (en) | 2019-05-16 |
US10829998B2 (en) | 2020-11-10 |
US10174560B2 (en) | 2019-01-08 |
GB2557138A (en) | 2018-06-13 |
BR112018002896A2 (ar) | 2018-10-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SA518390929B1 (ar) | أدوات ثَقْب أرض عيارية، وحدات نمطية لتلك الأدوات وطرق ذات صلة | |
AU2012382465B2 (en) | Modular rotary steerable actuators, steering tools, and rotary steerable drilling systems with modular actuators | |
US9068407B2 (en) | Drilling assemblies including expandable reamers and expandable stabilizers, and related methods | |
AU2011203712B2 (en) | Pressure release encoding system for communicating downhole information through a wellbore to a surface location | |
CA2811309C (en) | Method and apparatus for precise control of wellbore fluid flow | |
NO20111005A1 (no) | Hullutvidelses-boreanordning og fremgangsmater for anvendelse av denne | |
US11142955B2 (en) | Steerable drill bit system | |
NO340545B1 (no) | Anordning, fremgangsmåte og system for mekanisk kaliber-måling under boreoperasjoner og LWD-operasjoner | |
GB2427632A (en) | Transmitting MWD signals through a mud motor | |
NO324447B1 (no) | Lukket sloyfe-boringsenhet med elektronikk utenfor en ikke-roterende hylse | |
US9828853B2 (en) | Apparatus and method for drilling fluid telemetry | |
RU2622574C2 (ru) | Скважинный буровой двигатель и способ использования | |
CA2932871C (en) | Steerable drilling method and system | |
US10655393B2 (en) | Rotary steerable system | |
AU2017355273B2 (en) | Flexible collar for a rotary steerable system | |
CA3091690C (en) | Drilling component coupler for reinforcement | |
CN107109898A (zh) | 用于定向钻井的可变刚度固定弯曲壳体 |