DE10005799A1

DE10005799A1 - Well headboard

Info

Publication number: DE10005799A1
Application number: DE2000105799
Authority: DE
Inventors: Cook Robert Lance; David Paul Brisco; R Bruce Stewart; Lev Ring; Richard Carl Haut; Robert Donald Mack
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 1999-02-11
Filing date: 2000-02-10
Publication date: 2000-11-02
Also published as: AU771884B2; CA2298139A1; AU1349200A; BR0000327B1; GB0003251D0; BR0000327A; GB2347950A; GB2347950B; NO20000677D0; NO20000677L; CA2298139C

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Brunnen-Kopfende, das ausgebildet wird durch Pressen von mehreren rohrförmigen Auskleidungen weg von einem Dorn in Kontakt mit einer äußeren Einfassung. Die erste rohrförmige Auskleidung und der Dorn werden in der Brunnenbohrung positioniert, wobei die rohrförmige Auskleidung sich in überlappender Beziehung mit der äußeren Einfassung befindet. Zumindest ein Teil der rohrförmigen Auskleidung wird von dem Dorn weg in Kontakt mit der Innenseite der äußeren Einfassung aufgeweitet. Die erste rohrförmige Auskleidung wird von dem Dorn durch unter Druck setzen eines inneren Teils der ersten rohrförmigen Auskleidung weggepreßt. Nachfolgende rohrförmige Auskleidungen werden in konzentrisch überlappender Beziehung positioniert und in ähnlicher Weise von einem Dorn in zumindest teilweisen Kontakt mit der Innenseite der äußeren Einfassung weggepreßt.The invention relates to a well head end that is formed by pressing a plurality of tubular liners away from a mandrel in contact with an outer casing. The first tubular liner and mandrel are positioned in the well bore with the tubular liner in overlapping relationship with the outer casing. At least a portion of the tubular liner is expanded away from the mandrel in contact with the inside of the outer skirt. The first tubular liner is pressed away from the mandrel by pressurizing an inner portion of the first tubular liner. Subsequent tubular liners are positioned in a concentrically overlapping relationship and similarly pressed away from a mandrel in at least partial contact with the inside of the outer skirt.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft allgemein Brunnenbohrungs einfassungen, die insbesondere unter Verwendung von aufweit barem Rohrwerk gebildet sind.The present invention relates generally to well drilling bezels especially using widened barem pipe work are formed.

Bei der Erstellung einer Brunnenbohrung wird herkömmlicher weise eine Anzahl von Einfassungen in dem Bohrloch instal liert, um das Einbrechen der Bohrlochwand zu verhindern und um ein unerwünschtes Ausströmen von Bohrfluid in die Forma tion zu verhindern oder den Zustrom von Fluid aus der Forma tion in das Bohrloch. Das Bohrloch wird in Intervallen ge bohrt, wobei ein Einfassungsring (vorliegend auch als "Ein fassung" bezeichnet), der in einem unteren Bohrlochintervall installiert werden soll, durch einen vorausgehend installier ten Einfassungsring eines weiter oben liegenden Bohrlochin tervalls abgesenkt wird. Infolge dieser Prozedur besitzt der Einfassungsring des unteren Intervalls einen kleineren Durch messer als der Einfassungsring des oberen Intervalls. Die Einfassungsringe befinden sich in ineinander gesteckter An ordnung mit Einfassungsringdurchmessern, die in Abwärtsrich tung abnehmen. Zementringe sind zwischen den Außenseiten der Einfassungsringe und der Bohrlochwandung vorgesehen, um die Einfassungsringe gegenüber der Bohrlochwandung abzudichten. Infolge dieser ineinander gesteckten Anordnung ist ein rela tiv großer Bohrlochdurchmesser am oberen Teil der Brunnenboh rung erforderlich. Ein derartiger großer Bohrlochdurchmesser führt zu erhöhten Kosten aufgrund der schweren Einfassungs ring-Handhabungseinrichtung, großer Bohrspitzen und erhöhte Volumina von Bohrfluid und Bohrabraum. Außerdem ist eine er höhte Bohrausrüstungseinsatzzeit erforderlich aufgrund des benötigten Zementpumpens, Zementaushärtens, benötigter Anla genänderungen aufgrund großer Unterschiede von Lochdurchmes sern, die im Verlaufe des Brunnens gebohrt werden, und auf grund des großen Volumens von Abraum, der durch Bohren ent steht und entfernt werden muß.When drilling a well, it becomes more conventional install a number of casings in the borehole to prevent collapse of the borehole wall and to prevent drilling fluid from flowing into the forma tion or to prevent the inflow of fluid from the forma tion in the borehole. The borehole is ge at intervals drills with a bezel (also known as "A version "referred to) in a lower borehole interval to be installed by a previous installer th casing ring of a hole located higher up tervalls is lowered. As a result of this procedure, the Lower interval bezel a smaller through knife than the bezel ring of the upper interval. The Binding rings are located in one another order with bezel diameters in downward direction remove weight. Cement rings are between the outside of the Mount rings and the borehole wall provided to the Seal bezel rings against the borehole wall. As a result of this nested arrangement, a rela tiv large borehole diameter on the upper part of the wellbore required. Such a large borehole diameter leads to increased costs due to the heavy edging ring handling device, large drill bits and raised Volumes of drilling fluid and overburden. Besides, he is increased drilling equipment operating time required due to the required cement pumping, cement hardening, required system changes due to large differences in hole diameters holes drilled in the course of the well and on due to the large volume of overburden created by drilling stands and must be removed.

Am Oberflächenende der Brunnenbohrung wird herkömmlicherweise ein Brunnen-Kopfende gebildet, welches typischerweise einen Oberflächeneinfassungsring, eine Anzahl von Produktions- und/oder Bohrspulen, eine Ventilanordnung und einen Weih nachtsbaum umfaßt. Typischerweise umfaßt das Brunnen-Kopfende außerdem eine konzentrische Anordnung von Einfassungsringen, enthaltend einen Produktionseinfassungsring und einen oder mehrere Zwischeneinfassungsringe. Die Einfassungsringe werden typischerweise getragen unter Verwendung von Lastlagerungs schlechten, die über dem Untergrund positioniert sind. Die herkömmliche Auslegung und die herkömmliche Konstruktion von Brunnen-Kopfenden ist teuer und komplex.At the surface end of the well bore is conventional a well head end is formed, which is typically one Surface mount ring, a number of production and / or drilling coils, a valve arrangement and a holy includes night tree. Typically, the well head includes also a concentric arrangement of bezel rings, containing a production bezel and or several intermediate bezel rings. The bezel rings will be typically worn using load bearing bad ones that are positioned above the ground. The conventional design and construction of Well headboards are expensive and complex.

Die vorliegende Erfindung zielt darauf ab, zumindest einen Teil der vorstehend genannten Nachteile zu überwinden, die bei existierenden Prozeduren zum Ausbilden von Brunnenbohrun gen und Brunnen-Kopfenden angetroffen werden.The present invention aims at least one To overcome some of the disadvantages mentioned above in existing procedures for drilling wells and the head of the fountain.

In Übereinstimmung mit einem Aspekt der vorliegenden Erfin dung wird ein Verfahren zum Ausbilden einer Brunnenbohrungs einfassung bereitgestellt, welches es vorsieht, eine rohrför mige Auskleidung und einen Dorn in dem Bohrloch zu installie ren, Fluidmaterial in das Bohrloch einzuspritzen und die Aus kleidung in dem Bohrloch radial aufzuweiten, indem die Aus kleidung von dem Dorn weggepreßt wird.In accordance with one aspect of the present invention a method of forming a well bore Mount provided, which provides for a pipe conveyor liner and a mandrel in the borehole Ren, inject fluid material into the borehole and the Aus radially expand clothing in the borehole by pulling out clothing is pressed away from the mandrel.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zum Ausbilden einer Brunnenboh rungseinfassung bereitgestellt, welches das Ausbohren eines neuen Abschnitts des Bohrlochs benachbart zu dem bereits exi stierenden Einfassungsring vorsieht. Eine rohrförmige Aus kleidung und ein Dorn werden in den neuen Abschnitt des Bohr lochs so plaziert, daß die rohrförmige Auskleidung einen be reits existierenden Verkleidungsring überlappt. Ein aushärt bares (flüssiges) Fluiddichtungsmaterial wird in den Ringbe reich zwischen der rohrförmigen Auskleidung und dem neuen Ab schnitt des Bohrlochs gespritzt. Der ringförmige Bereich zwi schen der rohrförmigen Auskleidung und dem neuen Abschnitt des Bohrlochs wird daraufhin fluidmäßig vom Innenbereich der rohrförmigen Auskleidung unter dem Dorn isoliert. Ein nicht aushärtbares Fluidmaterial wird daraufhin in den Innenbereich der rohrförmigen Auskleidung unter dem Dorn gespritzt. Die rohrförmige Auskleidung wird von dem Dorn weggepreßt. Die Überlappung zwischen der rohrförmigen Auskleidung und dem be reits existierenden Einfasssungsring wird abgedichtet. Die rohrförmige Auskleidung wird durch die Überlappung mit dem bereits existierenden Einfassungsring getragen bzw. gestützt. Der Dorn wird aus dem Bohrloch entfernt. Die Unversehrtheit der Dichtung der Überlappung zwischen der rohrförmigen Aus kleidung und dem bereits existierenden Einfassungsring wird getestet. Zumindest ein Teil der zweiten Menge des aushärtba ren Fluiddichtungsmaterials wird aus dem Innern der rohrför migen Auskleidung entfernt. Die verbleibenden Teile des flüs sigen aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials werden ausgehär tet. Zumindest ein Teil des ausgehärteten aushärtbaren Fluid dichtungsmaterials in der rohrförmigen Auskleidung wird ent fernt.In accordance with another aspect of the present Invention becomes a method for forming a well boho tion enclosure provided, which the drilling a new section of the borehole adjacent to the already exi provides constant bezel. A tubular Aus clothes and a thorn are in the new section of the drill holes placed so that the tubular lining be a already existing cladding ring overlaps. One hardens cash (liquid) fluid sealing material is in the ring rich between the tubular liner and the new Ab cut of the borehole sprayed. The annular area between the tubular liner and the new section the borehole is then fluidized from the interior of the tubular lining insulated under the mandrel. A not curable fluid material is then in the interior the tubular lining is injected under the mandrel. The tubular liner is pressed away from the mandrel. The Overlap between the tubular liner and the be Existing bezel is sealed. The tubular liner is formed by the overlap with the already existing edging ring worn or supported. The mandrel is removed from the borehole. The integrity the seal of the overlap between the tubular off clothing and the existing bezel tested. At least part of the second amount of curable Ren fluid sealing material is from the inside of the pipe liner removed. The remaining parts of the river Our curable fluid sealing material are cured tet. At least part of the cured curable fluid sealing material in the tubular lining is removed distant.

Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird eine Vorrichtung zum Aufweiten eines rohrförmigen Elements bereitgestellt, die ein Tragelement, einen Dorn, ein rohrför miges Element und einen Schuh enthält. Das Tragelement umfaßt einen ersten Fluiddurchlaß. Der Dorn ist mit dem Tragelement verbunden und enthält einen zweiten Fluiddurchlaß. Das rohr förmige Element ist mit dem Dorn verbunden bzw. an diesen ge koppelt. Der Schuh ist mit der rohrförmigen Auskleidung ver bunden bzw. an diese gekoppelt und umfaßt einen dritten Fluiddurchlaß. Die ersten, zweiten und dritten Fluiddurchläs se sind betriebsmäßig verbunden.According to another aspect of the present invention a device for expanding a tubular element provided that a support member, a mandrel, a tubular element and a shoe. The support element comprises a first fluid passage. The mandrel is with the support element connected and contains a second fluid passage. The pipe shaped element is connected to the mandrel or to these ge couples. The shoe is ver with the tubular lining bound or coupled to it and comprises a third Fluid passage. The first, second and third fluid passages They are operationally linked.

Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird eine Vorrichtung zum Aufweiten eines rohrförmigen Elements bereitgestellt, welches ein Tragelement, einen aufweitbaren Dorn, ein rohrförmiges Element, einen Schuh und zumindest ein Dichtungselement enthält. Das Tragelement enthält einen er sten Fluiddurchlaß, einen zweiten Fluiddurchlaß und ein Durchsatzsteuerventil, welches mit den ersten und zweiten Fluiddurchlässen verbunden ist. Der aufweitbare Dorn ist mit dem Tragelement verbunden und enthält einen dritten Fluid durchlaß. Das rohrförmige Element ist mit dem Dorn verbunden und enthält ein Dichtungselement oder mehrere Dichtungsele mente. Der Schuh ist mit dem rohrförmigen Element verbunden und enthält einen vierten Fluiddurchlaß. Das zumindest eine Dichteelement ist dazu ausgelegt, daß Eindringen von Fremdma terial in einen Innenbereich des rohrförmigen Elements zu verhindern.According to another aspect of the present invention a device for expanding a tubular element provided which has a support element, an expandable Thorn, a tubular element, a shoe and at least one Contains sealing element. The support element contains a he most fluid passage, a second fluid passage and one Flow control valve, which with the first and second Fluid passages is connected. The expandable mandrel is included connected to the support element and contains a third fluid passage. The tubular element is connected to the mandrel and contains one or more sealing elements ment. The shoe is connected to the tubular element and contains a fourth fluid passage. At least one Sealing element is designed to prevent the ingress of foreign matter material into an inner region of the tubular element prevent.

Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zum Verbinden bzw. Vereinigen eines zweiten rohrförmigen Elements mit einem ersten rohrförmigen Element bereitgestellt, wobei das erste rohrförmige Element einen In nendurchmesser größer als der Außendurchmesser des zweiten rohrförmigen Elements aufweist, wobei das Verfahren vorsieht, einen Dorn in einem Innenbereich des zweiten rohrförmigen Elements zu positioneren. Ein Teil eines Innenbereichs des zweiten rohrförmigen Elements wird unter Druck gesetzt, und das zweite rohrförmige Element wird von dem Dorn weg in Ein griff mit dem ersten rohrförmigen Element gepreßt. According to another aspect of the present invention a method of connecting a second tubular element with a first tubular element provided, the first tubular member having an In diameter larger than the outer diameter of the second having tubular element, the method providing a mandrel in an interior of the second tubular Position elements. Part of an interior of the second tubular member is pressurized, and the second tubular member is turned into one away from the mandrel handle pressed with the first tubular member.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird eine rohrförmige Auskleidung bereitgestellt, welche ein rohrförmiges Element mit einem Dichtungselement oder mehreren Dichtungselementen an einem Endabschnitt des ringförmigen Elements enthält, und einen Druckentlastungs durchlaß bzw. mehrere Druckentlastungsdurchlässe an einem En dabschnitt des rohrförmigen Elements.In accordance with another aspect of the present Invention is provided a tubular liner which is a tubular element with a sealing element or more sealing elements at an end portion of the contains annular element, and a pressure relief passage or several pressure relief passages on one En d section of the tubular element.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird eine Brunnenbohrungseinfassung bereitgestellt, die eine rohrförmige Auskleidung und einen ringförmigen Kör per aus ausgehärtetem Fluiddichtungsmaterial enthält. Die rohrförmige Auskleidung wird durch den Prozeß gebildet, die rohrförmige Auskleidung vom Dorn wegzupressen.In accordance with another aspect of the present Invention is provided a wellbore casing which is a tubular liner and an annular body contains from hardened fluid sealing material. The tubular liner is formed by the process that to press the tubular lining away from the mandrel.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird eine Rückbindungsauskleidung zum Auskleidung einer existierenden Brunnenbohrungseinfassung bereitgestellt, die eine rohrförmige Auskleidung und einen ringförmigen Kör per aus ausgehärtetem Fluiddichtungsmaterial enthält. Die rohrförmige Auskleidung wird durch den Prozeß gebildet, die rohrförmige Auskleidung von einem Dorn wegzupressen. Der ringförmige Körper des ausgehärteten Fluiddichtungsmaterials ist mit der rohrförmigen Auskleidung verbunden.In accordance with another aspect of the present Invention becomes a tie back liner for lining provided an existing wellbore casing, which is a tubular liner and an annular body contains from hardened fluid sealing material. The tubular liner is formed by the process that to press tubular liner away from a mandrel. The annular body of the cured fluid sealing material is connected to the tubular liner.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird eine Vorrichtung zum Aufweiten eines rohrför migen Elements bereitgestellt, die ein Tragelement, einen Dorn, ein rohrförmiges Element und einen Schuh enthält. Das Tragelement enthält einen ersten Fluiddurchlaß. Der Dorn ist mit dem Tragelement verbunden. Der Dorn enthält einen zweiten Fluiddurchlaß, der mit dem ersten Fluiddurchlaß betriebsmäßig verbunden ist, einen Innenabschnitt und einen Außenabschnitt. In accordance with another aspect of the present Invention is a device for expanding a pipe Migen elements provided that a support member, a Includes mandrel, a tubular element and a shoe. The Support member includes a first fluid passage. The thorn is connected to the support element. The thorn contains a second Fluid passage that operates with the first fluid passage is connected, an inner portion and an outer portion.

Der Innenabschnitt des Dorns ist bohrbar bzw. aufbohrbar. Das rohrförmige Element ist mit dem Dorn verbunden. Der Schuh ist mit dem rohrförmigen Element verbunden. Der Schuh enthält ei nen dritten Fluiddurchlaß, der betriebsmäßig mit dem zweiten Fluiddurchlaß verbunden ist, einen Innenabschnitt und einen Außenabschnitt. Der Innenabschnitt des Schuhs ist bohrbar bzw. aufbohrbar.The inner section of the mandrel can be drilled or drilled. The tubular element is connected to the mandrel. The shoe is connected to the tubular element. The shoe contains egg NEN third fluid passage that is operatively connected to the second Fluid passage is connected, an inner portion and a Outer section. The inner section of the shoe can be drilled or drillable.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Brunnen-Kopfende bereitgestellt, welches einen äußeren Einfassungsring und mehrere konzentrische inne re Einfassungsringe umfaßt, die mit dem äußeren Einfassungs ring verbunden sind. Der innere Einfassungsring ist durch Kontaktdruck zwischen einer Außenseite des inneren Einfas sungsrings und einer Innenseite des äußeren Einfassungsring getragen. (Einfassungsring ist nachfolgend auch als "Einfas sung" bezeichnet.)In accordance with another aspect of the present Invention is provided a fountain headboard which an outer bezel and several concentric inner ones re surround rings that mate with the outer bezel ring are connected. The inner bezel ring is through Contact pressure between an outside of the inner bezel ring and an inside of the outer bezel ring carried. (The bezel is also called "bezel solution ".)

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung ist ein Brunnen-Kopfende bereitgestellt, das einen äußeren Einfassungsring enthält, der zumindest teilweise in einer Brunnenbohrung positioniert ist, und mehrere im wesent lichen konzentrische innere Einfassungsringe, die mit der In nenseite des äußeren Einfassungsrings verbunden sind. Ein in nerer Einfassungsring oder mehrere innere Einfassungsringe sind mit dem äußeren Einfassungsring durch Aufweiten von ei nem oder mehreren der inneren Einfassungsringe in Kontakt mit zumindest einem Teil der Innenseite des äußeren Einfassungs rings verbunden.In accordance with another aspect of the present Invention is provided a fountain headboard that has a contains outer bezel, which is at least partially in a wellbore is positioned, and several in essence lichen concentric inner bezel rings, which with the In are connected to the outside of the outer bezel. An in outer bezel or multiple inner bezels are with the outer bezel by expanding egg nem or more of the inner bezel rings in contact with at least part of the inside of the outer skirt connected around.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zum Ausbilden eines Brunnen- Kopfendes bereitgestellt, welches das Bohren einer Brunnen bohrung umfaßt. Ein äußerer Einfassungsring ist zumindest teilweise in einem oberen Teil der Brunnenbohrung positio niert. Ein erstes rohrförmiges Element ist in dem äußeren Einfassungsring positioniert. Zumindest ein Teil des ersten rohrförmigen Elements wird in Kontakt mit einer Innenseite des äußeren Einfassungsrings aufgeweitet. Ein zweites rohr förmiges Element ist in dem äußeren Einfassungsring und dem ersten rohrförmigen Element positioniert. Zumindest ein Teil des zweiten rohrförmigen Elements wird in Kontakt mit dem in neren Abschnitt des äußeren Einfassungsrings aufgeweitet.In accordance with another aspect of the present Invention is a method of forming a well Headboard provided which is drilling a well hole includes. An outer bezel is at least partly in an upper part of the well bore positio kidney. A first tubular element is in the outer Mount ring positioned. At least part of the first tubular element is in contact with an inside of the outer bezel. A second pipe shaped element is in the outer bezel and the positioned first tubular member. At least part of it of the second tubular member is in contact with the one in expanded portion of the outer bezel ring.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung wird eine Vorrichtung bereitgestellt, die ein äuße res rohrförmiges Element und mehrere im wesentlichen konzen trische sowie überlappende innere rohrförmige Elemente ent hält, die mit dem äußeren rohrförmigen Element verbunden sind. Jedes innere rohrförmige Element ist durch Kontaktdruck zwischen einer Außenseite des inneren Gehäuses und einer In nenseite des äußeren rohrförmigen Elements getragen.In accordance with another aspect of the present Invention is provided an apparatus that an res tubular element and several substantially concave trical and overlapping inner tubular elements ent holds that connected to the outer tubular member are. Each inner tubular element is by contact pressure between an outside of the inner housing and an in worn outside of the outer tubular member.

In Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der Erfindung wird eine Vorrichtung bereitgestellt, die ein äußeres rohr förmiges Element und mehrere im wesentlichen konzentrische innere rohrförmige Elemente enthält, die mit einer Innenseite des äußeren rohrförmigen Elements durch den Prozeß verbunden sind, eines oder mehrere der inneren rohrförmigen Elemente in Kontakt mit zumindest einem Teil der Innenseite des äußeren rohrförmigen Elements aufzuweiten.In accordance with another aspect of the invention An apparatus is provided that has an outer tube shaped element and several substantially concentric contains inner tubular elements with an inside of the outer tubular member connected by the process are one or more of the inner tubular members in Contact with at least part of the inside of the outside expand tubular element.

Nachfolgend wird die Erfindung anhand der Zeichnung beispiel haft näher erläutert; es zeigen:The invention is illustrated below with reference to the drawing explained in detail; show it:

Fig. 1 eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung des Bohrens eines neuen Abschnitts eines Brunnenbohrlochs, Fig. 1 is a fragmentary cross-sectional view Erläu tate drilling of a new portion of a well borehole,

Fig. 2 eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung der Plazierung einer Ausführungsform einer Vorrichtung zum Erstellen einer Einfassung in den neuen Abschnitt des Brunnenbohrlochs, Fig. 2 is a fragmentary cross-sectional view Erläu esterification of placing an embodiment of a device for creating an enclosure in the new section of the well borehole,

Fig. 3 eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung des Einspritzens einer ersten Menge eines aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials in den neuen Abschnitts des Brunnenbohrlochs, Fig. 3 is a fragmentary cross-sectional view Erläu esterification of injecting a first amount of a curable fluidic sealing material in the new section of the well borehole,

Fig. 3a eine weitere fragmentarische Querschnittsansicht des Einspritzens einer ersten Menge eines aushärt baren Fluiddichtungsmaterials in den neuen Ab schnitt des Brunnenbohrlochs, Fig. 3a shows a further fragmentary cross-sectional view of the injection of a first quantity of cash aushärt fluidic sealing material in the new cut from the well borehole,

Fig. 4 eine fragmentarische Querschnittsansicht des Ein spritzens einer zweiten Menge eines aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials in den neuen Abschnitt ei nes Brunnenbohrlochs, Fig. 4 is a fragmentary cross-sectional view of a spraying a second amount of a curable fluidic sealing material in the new section ei nes well borehole,

Fig. 5 eine fragmentarische Querschnittsansicht des Boh rens eines Teils des ausgehärteten aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials aus dem neuen Abschnitt des Brunnenbohrlochs, Fig. 5 is a fragmentary cross-sectional view of the Boh proceedings of a portion of the cured hardenable fluidic sealing material from the new section of the well borehole,

Fig. 6 eine Querschnittsansicht einer Ausführungsform der Überlappungsverbindung zwischen zwei benachbarten rohrförmigen Elementen, Fig. 6 is a cross-sectional view of an embodiment of the lap joint between two adjacent tubular elements,

Fig. 7 eine fragmentarische Querschnittsansicht einer be vorzugten Ausführungsform der Vorrichtung zum Er stellen eines Gehäuses in einem Brunnenbohrloch, Fig. 7 is a fragmentary cross-sectional view of an embodiment of apparatus for vorzugten be He provide a casing in a well borehole,

Fig. 8 eine fragmentarische Querschnittsansicht des Pla zierens eines aufgeweiteten rohrförmigen Elements in einem weiteren rohrförmigen Element, Fig. 8 is a fragmentary cross-sectional view of the Pla zierens of an expanded tubular element in a further tubular member,

Fig. 9 eine Querschnittsansicht zur Erläuterung einer be vorzugten Ausführungsform einer Vorrichtung zur Ausbildung einer Einfassung, enthaltend einen auf bohrbaren Dorn und einen Schuh, Fig. 9 is a cross-sectional view for explaining be vorzugten embodiment of an apparatus for forming an enclosure containing a drillable on the mandrel and a shoe,

Fig. 9a eine weitere Querschnittsansicht der Vorrichtung von Fig. 9, Fig. 9a shows a further cross-sectional view of the apparatus of FIG. 9,

Fig. 9b eine weitere Querschnittsansicht der Vorrichtung von Fig. 9, Fig. 9b is a further cross-sectional view of the apparatus of FIG. 9,

Fig. 9c eine weitere Querschnittsansicht der Vorrichtung von Fig. 9, Fig. 9c is a further cross-sectional view of the apparatus of FIG. 9,

Fig. 10a eine Querschnittsansicht einer Brunnenbohrung, ent haltend ein Paar von benachbarten sich überlappen den Einfassungsringen, FIG. 10a is a cross-sectional view of a well bore, ent holding a pair of adjacent rings overlap the skirt,

Fig. 10b eine Querschnittsansicht einer Vorrichtung und ei nes Verfahrens zur Erstellung einer rückbindbaren Auskleidung unter Verwendung eines aufweitbaren rohrförmigen Elements, Fig. 10b is a cross-sectional view of an apparatus and method for creating an egg nes rückbindbaren liner using an expandable tubular member,

Fig. 10c eine Querschnittsansicht zur Erläuterung des Pum pens von Fluiddichtungsmaterial in den Ringbereich zwischen dem rohrförmigen Element und dem existie renden Einfassungsring, Fig. 10c is a cross-sectional view for explaining the Pum pens, fluid sealing material in the annular area between the tubular element and the surround ring existie leaders

Fig. 10d eine Querschnittsansicht zur Erläuterung des Unter drucksetzens des Innern des rohrförmigen Elements unter dem Dorn, Fig. 10d is a cross-sectional view for explaining the pressurizing of the interior of the tubular member below the mandrel,

Fig. 10e eine Querschnittsansicht zur Erläuterung des Pres sens des rohrförmigen Elements weg von dem Dorn, FIG. 10e is a cross-sectional view for explaining the Pres sens of the tubular member away from the mandrel,

Fig. 10f eine Querschnittsansicht zur Erläuterung der Rück bindungsauskleidung vor dem Ausbohren des Schuhs und eines Dichtungsstücks, FIG. 10f is a cross-sectional view for explaining the back bond liner before the drilling out of the shoe and a sealing piece,

Fig. 10g eine Querschnittsansicht zur Erläuterung der fer tiggestellten Rückbindungsauskleidung, die unter Verwendung eines aufweitbaren rohrförmigen Elements erstellt ist, Fig. 10g is a cross-sectional view for explaining the fer tiggestellten backbonding liner created using an expandable tubular member,

Fig. 11a eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung des Bohrens eines neuen Abschnitts eines Brunnenbohrlochs, FIG. 11a is a fragmentary cross-sectional view Erläu drilling esterification of a new section of a well borehole,

Fig. 11b eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung der Plazierung einer Ausführungsform einer Vorrichtung zum Aufhängen einer rohrförmigen Aus kleidung in einem neuen Abschnitt des Brunnenbohr lochs, Fig. 11b is a fragmentary cross-sectional view of the placement Erläu esterification of an embodiment of an apparatus for suspending a tubular from clothing in a new portion of the Brunnenbohr hole,

Fig. 11c eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung des Einspritzens einer ersten Menge eines Fluidmaterials in den neuen Abschnitt des Brunnen bohrlochs, Fig. 11c is a fragmentary cross-sectional view of the injection-esterification Erläu a first quantity of fluid material in the new section of the well borehole,

Fig. 11d eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung des Einführens eines Schleifankers in den neuen Abschnitt des neuen Brunnenbohrlochs, Fig. 11d is a fragmentary cross-sectional view Erläu esterification of introducing an abrasive armature in the new portion of the new well borehole,

Fig. 11e eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung des Einspritzens einer zweiten Menge eines Fluidmaterials in den neuen Abschnitt eines Brun nenbohrlochs, FIG. 11e is a fragmentary cross-sectional view Erläu esterification of injecting a second amount of fluid material in the new section nenbohrlochs a Brun,

Fig. 11f eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung der Fertigstellung der rohrförmigen Ausklei dung, FIG. 11f is a fragmentary cross-sectional view for the completion of the esterification Erläu tubular Ausklei dung,

Fig. 12 eine Querschnittsansicht zur Erläuterung einer be vorzugten Ausführungsform eines Brunnen-Kopfende- Systems unter Verwendung von aufweitbaren rohrför migen Elementen, und Fig. 12 is a cross-sectional view for explaining a preferred embodiment of a well-headend system using expandable tubular elements, and

Fig. 13 eine fragmentarische Querschnittsansicht zur Erläu terung einer bevorzugten Ausführungsform des Brun nen-Kopfende-Systems von Fig. 12. Fig. 13 is a fragmentary cross-sectional view of a preferred embodiment of the esterification Erläu Brun NEN head-end system of FIG. 12.

Eine Vorrichtung und ein Verfahren zum Ausbilden einer Brun nenbohrungseinfassung in einer unterirdischen Formation sind nachfolgend erläutert. Die Vorrichtung und das Verfahren er lauben die Ausbildung einer Brunnenbohrungseinfassung in ei ner unterirdischen Formation durch Plazieren eines rohrförmi gen Elements und eines Dorns in einem neuen Abschnitt einer Brunnenbohrung, gefolgt vom Pressen des rohrförmigen Elements weg von dem Dorn durch Unterdrucksetzen eines inneren Teils des rohrförmigen Elements. Die Vorrichtung und das Verfahren erlauben es, benachbarte rohrförmige Elemente in einer Brun nenbohrung zu verbinden bzw. zu vereinigen, und zwar unter Verwendung einer Überlappungsverbindung, die einen Fluid- oder Gasdurchlaß verhindert. Die Vorrichtung und das Verfah ren erlauben außerdem das Abstützen eines rohrförmigen Ele ments durch ein existierendes rohrförmiges Element, indem das neue rohrförmige Element in Eingriff mit dem existierenden rohrförmigen Element aufgeweitet wird. Die Vorrichtung und das Verfahren minimieren außerdem die Verringerung der Boh rungs- bzw. Lochgröße der Brunnenbohrungeinfassung, die er forderlich ist durch Hinzufügen neuer Abschnitte einer Brun nenbohrungseinfassung.An apparatus and method for forming a brun are in a subterranean formation explained below. The device and the method he allow the formation of a well bore enclosure in egg a subterranean formation by placing a tubular gen elements and a thorn in a new section of a Well drilling followed by pressing the tubular element away from the mandrel by pressurizing an inner part of the tubular element. The device and the method allow adjacent tubular elements in a brun to connect or unite the inner bore, namely under Using an overlap joint that provides a fluid or gas leakage prevented. The device and the procedure ren also allow the support of a tubular Ele by an existing tubular element by the new tubular element engaging with the existing one tubular element is expanded. The device and the process also minimize the reduction in Boh Hole or hole size of the well bore surround that he is required by adding new sections of a brun inner bore bezel.

Außerdem werden eine Vorrichtung und ein Verfahren zum Aus bilden einer Rückbindungsauskleidung unter Verwendung eines aufweitbaren rohrförmigen Elements bereitgestellt. Die Vor richtung und das Verfahren erlauben es, eine Rückbindungsaus kleidung durch Pressen eines rohrförmigen Elements weg von einem Dorn zu erstellen, indem ein innerer Teil des rohrför migen Elements unter Druck gesetzt wird. Auf diese Weise wird eine Rückbindungsauskleidung hergestellt. Die Vorrichtung und das Verfahren erlauben außerdem, daß benachbarte rohrförmige Elemente in der Brunnenbohrung verbunden bzw. vereinigt wer den, und zwar unter Verwendung einer Überlappungsverbindung, die einen Fluid- und/oder Gasdurchlaß verhindert. Die Vor richtung und das Verfahren erlauben außerdem, daß ein neues rohrförmiges Element durch ein existierendes rohrförmiges Element abgestützt wird, indem das neue rohrförmige Element in Eingriff mit dem existerenden rohrförmigen Element aufge weitet wird.In addition, an apparatus and a method for form a tie back liner using a expandable tubular member provided. The before direction and the procedure allow a tie back clothing by pressing a tubular member away from to create a mandrel by inserting an inner part of the pipe element is put under pressure. That way a tie back liner is made. The device and the method also allow adjacent tubular Who connects or unites elements in the well bore using a lap joint, which prevents fluid and / or gas passage. The before direction and procedure also allow a new one tubular element through an existing tubular Element is supported by the new tubular element engaged with the existing tubular member is expanded.

Außerdem werden ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Auf weiten des rohrförmigen Elements bereitgestellt, aufweisend ein aufweitbares rohrförmiges Element, einen Dorn und einen Schuh. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform bestehen die inneren Teile der Vorrichtung aus Materialien, welche es er lauben, daß die inneren Teile unter Verwendung einer herkömm lichen Bohrvorrichtung entfernt werden. Auf diese Weise kann im Falle einer Fehlfunktion in einem tiefliegenden Lochbe reich die Vorrichtung problemlos entfernt werden. In addition, a method and an apparatus for Widths of the tubular member provided an expandable tubular member, a mandrel and one Shoe. According to a preferred embodiment, the inner parts of the device made of materials which it leave the inner parts using a conventional Liche drilling device are removed. That way in the event of a malfunction in a deep hole rich the device can be easily removed.

Eine Vorrichtung und ein Verfahren zum Aufhängen einer auf weitbaren rohrförmigen Auskleidung in einer Brunnenbohrung werden außerdem bereitgestellt. Das Verfahren und die Vor richtung erlauben es, eine rohrförmige Auskleidung an einem existierenden Abschnitt einer Einfassung anzubringen. Die Vorrichtung und das Verfahren sind außerdem anwendbar auf das Verbinden bzw. Vereinigen von rohrförmigen Elementen im all gemeinen.An apparatus and method for hanging one up expandable tubular lining in a well bore are also provided. The procedure and the pre direction allow a tubular liner on one to attach an existing section of a bezel. The The device and the method are also applicable to the Connecting or joining tubular elements in space mean.

Eine Vorrichtung und ein Verfahren zum Ausbilden eines Brun nen-Kopfende-Systems werden außerdem bereitgestellt. Die Vor richtung und das Verfahren erlauben es, daß ein Brunnen- Kopfende ausgebildet wird, enthaltend eine Anzahl von auf weitbaren rohrförmigen Elementen, die in konzentrischer An ordnung positioniert sind. Das Brunnen-Kopfende umfaßt bevor zugt einen äußeren Einfassungsring, der mehrere konzentrische Einfassungsringe unter Verwendung von Kontaktdruck zwischen den inneren Einfassungsringen und dem äußeren Einfassungsring trägt. Das resultierende Brunnen-Kopfende-System macht viele der üblicherweise erforderlichen Spulen unnötig, verringert die Höhe des Weihnachtsbaums unter Erleichterung der Bedie nung, verringert die Lasttragebereiche des Brunnen-Kopfendes, was zu einem stabileren System führt, und beseitigt teure und aufwendige Aufhängungssysteme.An apparatus and method for forming a brun Headend systems are also provided. The before direction and the method allow a well Head end is formed containing a number of on expandable tubular elements that are concentric order are positioned. The fountain headboard covers before pulls an outer bezel ring that is several concentric Mount rings using contact pressure between the inner bezel rings and the outer bezel ring wearing. The resulting fountain headend system makes many of the coils usually required unnecessarily reduced the height of the Christmas tree with ease of use voltage, reduces the load bearing areas of the well head end, which leads to a more stable system and eliminates expensive and elaborate suspension systems.

Zunächst unter Bezug auf Fig. 1 bis 5 wird eine Ausführungs form einer Vorrichtung und eines Verfahrens zum Bilden einer Brunnenbohrungeinfassung in einer unterirdischen Formation erläutert. Wie in Fig. 1 gezeigt, ist die Brunnenbohrung 100 in einer unterirdischen Formation 105 angeordnet. Die Brun nenbohrung 100 umfaßt einen existierenden Einfassungsab schnitt 110 mit einer ringförmigen Einfassung bzw. einem ringförmigen Einfassungsring 115 und einer äußeren Ze mentringschicht 120.First, with reference to FIGS. 1 through 5, an embodiment of an apparatus and method for forming a wellbore casing in an underground formation will be explained. As shown in FIG. 1, the well bore 100 is located in an underground formation 105 . The well bore 100 includes an existing bezel portion 110 having an annular bezel 115 and an outer core ring layer 120 .

Um die Brunnenbohrung 100 in die unterirdische Formation 105 einzubringen bzw. zu vertiefen, wird eine Bohrstange 125 in bekannter Weise verwendet, um Material aus der unterirdischen Formation 105 zur Bildung eines neuen Abschnitts 130 zu boh ren.In order to introduce or deepen the well bore 100 into the underground formation 105 , a boring bar 125 is used in a known manner to bore material from the underground formation 105 to form a new section 130 .

Wie in Fig. 2 gezeigt, wird daraufhin eine Vorrichtung 200 zum Ausbilden einer Brunnenbohrungseinfassung in einer unter irdischen Formation in den neuen Abschnitt 130 der Brunnen bohrung 100 positioniert. Die Vorrichtung 200 umfaßt bevor zugt einen aufweitbaren Dorn bzw. einen (aufweitbaren) Molch 205, ein rohrförmiges Element 210, einen Schuh 215, eine un tere Becherdichtung 220, eine obere Becherdichtung 225, einen Fluiddurchlaß 230, einen Fluiddurchlaß 235, einen Fluiddurch laß 240, Dichtungen 245 und ein Tragelement 250.As shown in FIG. 2, a device 200 for forming a wellbore casing in an underground formation is then positioned in the new section 130 of the wellbore 100 . The device 200 preferably includes an expandable mandrel or a (expandable) pig 205 , a tubular element 210 , a shoe 215 , a lower cup seal 220 , an upper cup seal 225 , a fluid passage 230 , a fluid passage 235 , a fluid passage 240 , Seals 245 and a support element 250 .

Der aufweitbare Dorn 205 wird mit dem Trag- bzw. Stützelement 250 verbunden und durch dieses getragen. Der aufweitbare Dorn 205 ist bevorzugt dazu ausgelegt, in radialer Richtung steu erbar aufzuweiten. Der aufweitbare Dorn 205 kann eine belie bige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen auf weitbaren Dornen umfassen, die in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung modifiziert sind. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der aufweitbare Dorn 205 ein hydraulisches Aufweitungswerkzeug, das im US-Patent Nr. 5 348 095 offenbart ist, dessen Inhalt unter Bezugnahme zum Inhalt vorliegender Anmeldung erklärt wird, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenba rung. The expandable mandrel 205 is connected to and supported by the support element 250 . The expandable mandrel 205 is preferably designed to expand in a controllable manner in the radial direction. Expandable mandrel 205 may include any number of conventional, commercially available expandable mandrels that are modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the expandable mandrel 205 includes a hydraulic expansion tool disclosed in U.S. Patent No. 5,348,095, the contents of which are explained with reference to the content of the present application, modified in accordance with the teachings of the present disclosure.

Das rohrförmige Element 210 wird durch den aufweitbaren Dorn 205 getragen. Das rohrförmige Element 210 wird in radialer Richtung aufgeweitet und von dem aufweitbaren Dorn 205 wegge preßt. Das rohrförmige Element 210 kann aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerzielle erhältlichen Materia lien hergestellt sein, wie beispielsweise aus Oilfield Coun try Tubular Goods (OCTG), Chrom-13-Stahl-Rohr/Einfassung, oder Kunststoff-Rohr/Einfassung. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform ist das rohrförmige Element 210 aus OCTG herge stellt, um die Festigkeit nach dem Aufweiten zu maximieren. Die Innen- und Außendurchmesser des rohrförmigen Elements 210 können beispielsweise von ungefähr von 0,75 bis 47 Inch bzw. von 1,05 bis 48 Inch reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform reichen die Innen- und Außendurchmesser des rohr förmigen Elements 210 von etwa 3 bis 15,5 Inch bzw. 3,5 bis 16 Inch, um in optimaler Weise einen minimalen Teleskopieref fekt bei den meisten üblicherweise gebohrten Brunnenbohrungs größen zu bewirken. Das rohrförmige Element 210 umfaßt bevor zugt ein massives Element.The tubular member 210 is carried by the expandable mandrel 205 . The tubular element 210 is expanded in the radial direction and pressed away by the expandable mandrel 205 . The tubular member 210 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as oilfield counters tubular goods (OCTG), chrome 13 steel tubing / casing, or plastic tubing / casing. In a preferred embodiment, the tubular member 210 is made of OCTG to maximize strength after expansion. The inner and outer diameters of tubular member 210 may range, for example, from about 0.75 to 47 inches and from 1.05 to 48 inches, respectively. According to a preferred embodiment, the inside and outside diameters of the tubular member 210 range from about 3 to 15.5 inches and 3.5 to 16 inches, respectively, to optimally effect a minimal telescopic effect on most commonly drilled well sizes . The tubular member 210 preferably includes a solid member.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der Endabschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 geschlitzt, perforiert oder anderweitig modifiziert, um den Dorn 205 einzufangen oder zu verzögern bzw. abzubremsen, wenn er das Wegpressen des rohr förmigen Elements 210 beendet. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform ist die Länge des rohrförmigen Elements 210 be grenzt, um die Möglichkeit von Knickverformen zu vermeiden. Für typische Materialien des rohrförmigen Elements 210 ist die Länge des rohrförmigen Elements 210 bevorzugt begrenzt auf zwischen etwa 40 und 20.000 Fuß Länge.In a preferred embodiment, the end portion 260 of the tubular member 210 is slotted, perforated, or otherwise modified to capture or retard or slow down the mandrel 205 when it stops pressing the tubular member 210 . According to a preferred embodiment, the length of the tubular element 210 is limited in order to avoid the possibility of kinking. For typical materials of tubular member 210 , the length of tubular member 210 is preferably limited to between about 40 and 20,000 feet in length.

Der Schuh 215 ist mit dem aufweitbaren Dorn 205 und dem rohr förmigen Element 210 verbunden. Der Schuh 215 umfaßt einen Fluiddurchlaß 240. Der Schuh 215 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Schuhen umfassen, wie etwa beispielsweise einen Super-Seal-II-Schwimmschuh, ei nen Super-Seal-II-Down-Jet-Schwimmschuh oder einen Führungs schuh mit einer Dichtungsbuchse für einen in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Erfindung offenbarten Ein schnappstopfen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform um faßt der Schuh 215 einen Aluminium-Down-Jet-Führungsschuh mit einer Dichtungsbuchse für einen Einschnappstopfen, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenba rung, um das rohrförmige Element 210 in der Brunnenbohrung optimal zu führen, um eine adäquate Dichtung zwischen den In nen- und Außendurchmessern der Überlappungsverbindung zwi schen den rohrförmigen Elementen optimal bereitzustellen, und um eine vollständige Ausbohrung des Schuhs und Stopfens nach Beendigung der Zementierungs- und Wegpreßvorgänge zu erlau ben.The shoe 215 is connected to the expandable mandrel 205 and the tubular element 210 . The shoe 215 includes a fluid passage 240 . The shoe 215 can include any number of conventional, commercially available shoes, such as a Super Seal II swim shoe, a Super Seal II down jet swim shoe, or a guide shoe with a sealing sleeve for an in A snap stopper disclosed in accordance with the teachings of the present invention. In a preferred embodiment, shoe 215 includes an aluminum down-jet guide shoe with a snap-in sealing bushing available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, modified around tubular member 210 in accordance with the teachings of the present disclosure in the well bore in order to optimally provide an adequate seal between the inner and outer diameters of the overlap connection between the tubular elements, and to allow complete drilling of the shoe and plug after completion of the cementing and pressing operations.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schuh 215 eine oder mehrere Durchgangs- und Seitenauslaßöffnungen in Fluidverbindung mit dem Fluiddurchlaß 240. Auf diese Weise spritzt der Schuh 215 aushärtbares Fluiddichtungsmaterial op timal in den Bereich außerhalb des Schuhs 215 und des rohr förmigen Elements 210. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form umfaßt der Schuh 215 den Fluiddurchlaß 240, der eine Einlaßgeometrie aufweist, die es ihm erlaubt, einen Anker und/oder ein Kugeldichtungselement aufzunehmen. Auf diese Weise kann der Fluiddurchlaß 240 durch Einführen eines Stop fens, Ankers und/oder von Kugeldichtungselementen in den Fluiddurchlaß 230 optimal abgedichtet werden.In a preferred embodiment, shoe 215 includes one or more through and side outlet openings in fluid communication with fluid passage 240 . In this way, the shoe 215 optimally injects curable fluid sealing material into the area outside the shoe 215 and the tubular element 210 . In a preferred embodiment, shoe 215 includes fluid passage 240 , which has an inlet geometry that allows it to receive an anchor and / or a ball seal member. In this way, the fluid passage 240 can be optimally sealed by inserting a stopper, anchor and / or ball sealing elements into the fluid passage 230 .

Die untere Becherdichtung 220 ist mit dem Trag- bzw. Stütze lement 250 verbunden und wird durch dieses getragen. Die un tere Becherdichtung 220 verhindert, daß Fremdmaterial in den Innenbereich des rohrförmigen Elements 210 benachbart zu dem aufweitbaren Dorn 205 eindringt. Die untere Becherdichtung 220 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Becherdichtungen umfassen, wie etwa beispiels weise TP-Becher, oder Selective-Injection-Packer(SIP)-Becher, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegen den Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform um faßt die untere Becherdichtung 220 eine SIP-Becherdichtung, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, um Fremdmaterial in optimaler Weise abzublocken und Schmieröl bzw. ein Körper aus Schmieröl aufzunehmen.The lower cup seal 220 is connected to the support element 250 and is supported by this. The lower cup seal 220 prevents foreign material from entering the interior of the tubular member 210 adjacent to the expandable mandrel 205 . Bottom cup seal 220 may include any number of conventional, commercially available cup seals, such as TP cups or selective injection packer (SIP) cups, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the lower cup seal 220 includes a SIP cup seal, available from Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, to optimally block foreign material and to accommodate lubricating oil or a body of lubricating oil.

Die obere Becherdichtung 225 ist mit dem Tragelement 250 ver bunden und durch dieses getragen. Die obere Becherdichtung 225 verhindert, daß Fremdmaterial in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 210 eindringt. Die obere Becherdichtung 225 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Becherdichtungen umfassen, wie etwa beispiels weise TP-Becher oder SIP-Becher, modifiziert in Übereinstim mung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die obere Becherdichtung 225 einen SIP-Becher, erhältlich von Halliburton Energy Ser vices in Dallas, Texas, um in optimaler Weise das Eindringen von Fremdmaterial zu verhindern und einen Schmiermittelkörper aufzunehmen.The upper cup seal 225 is connected to and carried by the support element 250 . The upper cup seal 225 prevents foreign matter from entering the interior of the tubular member 210 . Upper cup seal 225 may include any number of conventional, commercially available cup seals, such as TP cups or SIP cups, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the upper cup seal 225 comprises a SIP cup, available from Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, to optimally prevent the ingress of foreign matter and to accommodate a lubricant body.

Der Fluiddurchlaß 230 erlaubt es, daß Fluidmaterialien in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 210 sowie aus die sem heraus unter dem aufweitbaren Dorn 205 gefördert werden können. Der Fluiddurchlaß 230 ist mit dem Tragelement 250 und dem aufweitbaren Dorn 205 verbunden und darin positioniert. Der Fluiddurchlaß 230 erstreckt sich bevorzugt ausgehend von einer Position benachbart zu der Oberfläche zu dem Boden des aufweitbaren Dorns 205. Der Fluiddurchlaß 230 ist bevorzugt entlang einer Mittenlinie der Vorrichtung 200 positioniert.The fluid passage 230 allows fluid materials to be conveyed into and out of the inner portion of the tubular member 210 under the expandable mandrel 205 . Fluid passage 230 is connected to and positioned within support member 250 and expandable mandrel 205 . The fluid passage 230 preferably extends from a position adjacent the surface to the bottom of the expandable mandrel 205 . The fluid passage 230 is preferably positioned along a center line of the device 200 .

Der Fluiddurchlaß 230 dient in der Einfassungsregelungsbe triebsart bevorzugt dazu, Materialien zu fördern, wie etwa Bohrschlamm oder Formationsfluide, und zwar mit Durchsätzen und Drücken im Bereich von etwa 0 bis 3.000 Gallonen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi, um den Schleppwiderstand auf das rohr förmige Element, welches verlegt wird, zu minimieren, und um auf die Brunnenbohrung ausgeübte Stoßdrücke zu minimieren, die zu einem Verlust an Brunnenbohrungsfluiden und zu einem Einbrechen des Lochs führen könnten.Fluid passage 230 in the skirting control mode is preferably used to convey materials, such as drilling mud or formation fluids, with flow rates and pressures in the range of about 0 to 3,000 gallons / minute or 0 to 9,000 psi, respectively, for drag resistance on the pipe to minimize the shape of the element being misplaced and to minimize shock pressures applied to the wellbore that could result in loss of wellbore fluids and collapse of the hole.

Der Fluiddurchlaß 235 erlaubt es, daß Fluidmaterial aus dem Fluiddurchlaß 230 freigegeben wird. Auf diese Weise können während des Plazierens der Vorrichtung 200 innerhalb des neu en Abschnitts 130 der Brunnenbohrung 100 Fluidmaterialien 255, die den Fluiddurchlaß 230 nach oben gedrängt und in die Brunnenbohrung 100 über dem rohrförmigen Element 210 freige geben werden, wodurch Druckstöße auf den Brunnenbohrungsab schnitt 130 minimiert werden. Der Fluiddurchlaß 235 ist mit dem Tragelement 250 verbunden und in diesem positioniert. Der Fluiddurchlaß ist außerdem fluidmäßig mit dem Fluiddurchlaß 230 verbunden.The fluid passage 235 allows fluid material to be released from the fluid passage 230 . In this way, during the placement of the device 200 within the new section 130 of the well bore 100, fluid materials 255 that urge the fluid passage 230 upward and into the well bore 100 over the tubular member 210 can be released, thereby causing pressure surges on the well bore section 130 be minimized. The fluid passage 235 is connected to the support element 250 and positioned therein. The fluid passage is also fluidly connected to the fluid passage 230 .

Der Fluiddurchlaß 235 enthält bevorzugt ein Steuerventil zum steuerbaren Öffnen und Schließen des Fluiddurchlasses 235. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Steuerventil durch Druck aktiviert, um in steuerbarer Weise Stößdrücke zu minimieren. Der Fluiddurchlaß 235 ist bevorzugt im wesentli chen senkrecht zu der Mittenlinie der Vorrichtung 200 posi tioniert. The fluid passage 235 preferably includes a control valve for controllably opening and closing the fluid passage 235 . According to a preferred embodiment, the control valve is activated by pressure in a controllable manner to minimize impact pressures. The fluid passage 235 is preferably positioned substantially perpendicular to the center line of the device 200 .

Der Fluiddurchlaß 235 ist bevorzugt gewählt, um Fluidmateria lien mit Strömungsgeschwindigkeiten und Drücken zu fördern, die von etwa 0 bis 3.000 Gallonen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi reichen, um den Schleppwiderstand auf die Vorrichtung 200 während der Einführung in den neuen Abschnitt 130 der Brun nenbohrung 100 zu verringern, und um Stößdrücke auf den neuen Brunnenbohrungsabschnitt 130 zu minimieren.Fluid passage 235 is preferably selected to convey fluid materials at flow rates and pressures ranging from about 0 to 3,000 gallons / minute and 0 to 9,000 psi, respectively, to provide drag drag to device 200 during insertion into new section 130 of FIG Well bore 100 to reduce, and to minimize shock pressures on the new well bore section 130 .

Der Fluiddurchlaß 240 erlaubt es, daß Fluidmaterialien zu dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 210 und des Schuhs 215 sowie in diesen gefördert werden. Der Fluiddurch laß 240, der mit dem Schuh 215 verbunden und in diesem posi tioniert ist, der sich in Fluidverbindung mit dem inneren Be reich des rohrförmigen Elements 210 unterhalb des aufweitba ren Dorns 205 befindet. Der Fluiddurchlaß 240 hat bevorzugt eine Querschnittsform, die es einem Stopfen oder einer ähnli chen Vorrichtung erlaubt, in dem Fluiddurchlaß 240 plaziert zu werden, um dadurch den weiteren Hindurchtritt von Fluidma terialien zu versperren. Auf diese Weise kann der innere Be reich des rohrförmigen Elements 210 unter dem aufweitbaren Dorn 205 fluidmäßig vom Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 210 isoliert werden. Dies erlaubt es, daß der innere Bereich des rohrförmigen Elements 210 unter dem aufweitbaren Dorn 205 unter Druck gesetzt wird. Der Fluiddurchlaß 214 ist bevorzugt im wesentlichen entlang der Mittenlinie der Vor richtung 200 positioniert.Fluid passage 240 allows fluid materials to be conveyed to and within the area outside of tubular member 210 and shoe 215 . The fluid passage 240 , which is connected to and positioned in the shoe 215 , is in fluid communication with the inner region of the tubular member 210 below the expandable mandrel 205 . The fluid passage 240 preferably has a cross-sectional shape that allows a stopper or similar device to be placed in the fluid passage 240 , thereby blocking further passage of fluid materials. In this way, the inner region of the tubular member 210 under the expandable mandrel 205 can be fluidly isolated from the region outside the tubular member 210 . This allows the inner portion of the tubular member 210 to be pressurized under the expandable mandrel 205 . The fluid passage 214 is preferably positioned substantially along the center line of the device 200 .

Der Fluiddurchlaß 240 ist bevorzugt gewählt, um Materialien, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxid(harze), mit hohen Geschwindigkeiten und Drücken zu fördern, die von etwa 0 bis 3.000 Gallonen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi reichen, um in op timaler Weise den ringförmigen Bereich zwischen dem rohrför migen Element 210 und dem neuen Abschnitt 130 der Brunnenboh rung 100 mit Fluidmaterialien zu füllen. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform besitzt der Fluiddurchlaß 240 eine Einlaßgeometrie, die es ihm erlaubt, einen Anker und/oder ein Kugeldichtungselement aufzunehmen. Auf diese Weise kann der Fluiddurchlaß 240 durch Einführen eines Stopfens, eines An kers und/oder von Kugeldichtungselementen in den Fluiddurch laß 230 abgedichtet werden.Fluid passage 240 is preferably selected to convey materials such as cement, drilling mud, or epoxy (resins) at high speeds and pressures ranging from about 0 to 3,000 gallons / minute or 0 to 9,000 psi, respectively, in an optimal manner Way to fill the annular region between the tubular element 210 and the new section 130 of the well bore 100 with fluid materials. According to a preferred embodiment, the fluid passage 240 has an inlet geometry that allows it to receive an anchor and / or a ball seal member. In this way, the fluid passage 240 can be sealed by inserting a plug, an anchor and / or ball sealing elements into the fluid passage 230 .

Die Dichtungen 245 sind mit einem Endabschnitt 260 des rohr förmigen Elements 210 verbunden und werden durch diesen ge tragen. Die Dichtungen 245 sind auf einer Außenfläche bzw. Außenseite 265 des Endabschnitts 260 des rohrförmigen Ele ments 210 positioniert. Die Dichtungen 245 erlauben es, daß die Überlappungsverbindung zwischen dem Endabschnitt 270 der Einfassung 115 und dem Abschnitt 260 des rohrförmigen Ele ments 210 fluidmäßig abgedichtet wird. Die Dichtungen 245 können eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Dichtungen umfassen, wie etwa beispielsweise Blei-, Gummi-, Teflon- oder Epoxidharzdichtungen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenba rung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Dich tungen 245 aus Stratalock-Epoxidharz, erhältlich von Halli burton Energy Services in Dallas, Texas, geformt, um in opti maler Weise einen Lasttragegrenzflächensitz zwischen dem Ende 260 des rohrförmigen Elements 210 und dem Ende 270 der exi stierenden Einfassung 115 bereitzustellen.The seals 245 are connected to an end portion 260 of the tubular member 210 and are carried by this ge. The seals 245 are positioned on an outer surface 265 of the end portion 260 of the tubular member 210 . The seals 245 allow the overlap connection between the end portion 270 of the skirt 115 and the portion 260 of the tubular member 210 to be fluidly sealed. The seals 245 may include any number of conventional, commercially available seals, such as lead, rubber, Teflon, or epoxy seals, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, seals 245 are molded from Stratalock epoxy, available from Halli Burton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally fit a load bearing interface between end 260 of tubular member 210 and end 270 of the existing skirt 115 to provide.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Dichtungen 245 ausgewählt, um in optimaler Weise eine ausreichende Rei bungskraft bereitzustellen, um das aufgeweitete rohrförmige Element 210 von der existierenden Einfassung 215 zu tragen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht die Reibungs kraft, die in optimaler Weise durch die Dichtungen 245 be reitgestellt wird, von etwa 1.000 bis 1.000.000 lbf, um in optimaler Weise das aufgeweitete Rohrelement 210 zu tragen. In a preferred embodiment, the seals 245 are selected to optimally provide sufficient frictional force to support the expanded tubular member 210 from the existing casing 215 . According to a preferred embodiment, the frictional force, which is optimally provided by the seals 245, ranges from approximately 1,000 to 1,000,000 lbf in order to optimally carry the expanded tubular element 210 .

Das Tragelement 250 ist mit dem aufweitbaren Dorn 205, dem rohrförmigen Element 210, dem Schuh 215 und den Dichtungen 220 und 225 getragen. Das Tragelement 250 umfaßt bevorzugt ein ringförmiges Element ausreichender Festigkeit, um die Vorrichtung 200 in den neuen Abschnitt 130 der Brunnenbohrung 100 zu überführen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Tragelement 250 außerdem einen oder mehrere her kömmliche Zentrierer (nicht gezeigt), um zum Stabilisieren der Vorrichtung 200 beizutragen.The support member 250 is carried with the expandable mandrel 205 , the tubular member 210 , the shoe 215 and the seals 220 and 225 . The support element 250 preferably comprises an annular element of sufficient strength to transfer the device 200 into the new section 130 of the well bore 100 . In a preferred embodiment, support member 250 also includes one or more conventional centerers (not shown) to help stabilize device 200 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist eine Menge an Schmiermittel 275 in dem ringförmigen Bereich über dem auf weitbaren Dorn 205 im Innern des rohrförmigen Elements 210 vorgesehen. Auf diese Weise wird das Pressen des rohrförmigen Elements 210 weg von dem aufweitbaren Dorn 205 erleichtert. Das Schmiermittel 275 kann eine beliebige Anzahl von herkömm lichen, kommerziell erhältlichen Schmiermitteln umfassen, wie etwa beispielsweise Lubriplate, auf Chlor basierende Schmier mittel, auf Öl basierende Schmiermittel oder Climax 1500 An tiseize (3100). Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform um faßt das Schmiermittel 275 Climax 1500 Antiseize (3100), er hältlich von Climax Lubricants and Equipment Co. in Houston, Texas, um in optimaler Weise Schmierung bereitzustellen, um den Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozeß zu erleichtern.According to a preferred embodiment, a quantity of lubricant 275 is provided in the annular region above the expandable mandrel 205 inside the tubular element 210 . In this way, the pressing of the tubular element 210 away from the expandable mandrel 205 is facilitated. Lubricant 275 may include any number of conventional, commercially available lubricants such as, for example, Lubriplate, chlorine-based lubricants, oil-based lubricants, or Climax 1500 antiseize ( 3100 ). In a preferred embodiment, the 275 Climax 1500 Antiseize ( 3100 ) lubricant, available from Climax Lubricants and Equipment Co. of Houston, Texas, is provided to optimally provide lubrication to facilitate the expansion or compression process.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Tragelement 250 sorgfältig gereinigt, bevor es an den verbleibenden Ab schnitten der Vorrichtung 200 montiert wird. Auf diese Weise wird das Eindringen von Fremdmaterial in die Vorrichtung 200 minimiert. Dies wiederum minimiert die Möglichkeit, daß Fremdmaterial die verschiedenen Strömungsdurchlässe und Ven tile der Vorrichtung 200 verstopft. According to a preferred embodiment, the supporting element 250 is carefully cleaned before it is mounted on the remaining sections of the device 200 . In this way, the penetration of foreign material into the device 200 is minimized. This in turn minimizes the possibility of foreign material clogging the various flow passages and valves of the device 200 .

Vor oder nach dem Positionieren der Vorrichtung 200 in dem neuen Abschnitt 130 der Brunnenbohrung 100 werden gemäß einer bevorzugten Ausführungsform mehrere Brunnenbohrungsvolumina umgewälzt, um sicherzustellen, daß kein Fremdmaterial in der Brunnenbohrung 100 zurückbleibt, welches die verschiedenen Strömungsdurchlässe und Ventile der Vorrichtung 200 verstop fen könnte, und um sicherzustellen, daß störender Eingriff mit Fremdmaterial beim Aufweitungsprozeß bzw. Wegpreßprozeß keinen störenden Eingriff verursacht.Before or after the device 200 is positioned in the new section 130 of the well bore 100 , in accordance with a preferred embodiment, a plurality of well bore volumes are circulated to ensure that no foreign material remains in the well bore 100 , which could block the various flow passages and valves of the device 200 , and to ensure that disruptive interference with foreign material during the expansion process or pressing away process does not cause disruptive interference.

Wie in Fig. 3 gezeigt, wird der Fluiddurchlaß 235 daraufhin geschlossen und ein aushärtbares Fluiddichtungsmaterial 305 wird ausgehend von einer Oberflächenstelle in den Fluiddurch laß 230 gepumpt. Das Material 305 gelangt daraufhin von dem Fluiddurchlaß 230 in den Innenbereich 310 des rohrförmigen Elements 210 unterhalb des aufweitbaren Dorns 205. Das Mate rial 305 gelangt daraufhin vom Innenbereich 310 in den Fluid durchlaß 240. Das Material 305 verläßt daraufhin die Vorrich tung 200 und füllt den ringförmigen Bereich 315 zwischen dem Äußeren des rohrförmigen Elements 210 und der Innenwand des neuen Abschnitts 130 der Brunnenbohrung 100. Fortgesetztes Pumpen des Materials 305 führt dazu, daß das Material 305 zu mindest einen Teil des ringförmigen Elements 315 auffüllt.As shown in Fig. 3, the fluid passage 235 is then closed and a hardenable fluidic sealing material 305 is pumped let 230 from a surface location into the fluid. The material 305 then passes from the fluid passage 230 into the interior 310 of the tubular member 210 below the expandable mandrel 205 . The material 305 then passes from the inner region 310 into the fluid passage 240 . The material 305 then leaves the device 200 and fills the annular region 315 between the exterior of the tubular element 210 and the interior wall of the new section 130 of the well bore 100 . Continued pumping of the material 305 causes the material 305 to fill up at least part of the annular element 315 .

Das Material 305 wird bevorzugt in den ringförmigen Bereich 315 mit Drücken und Strömungsgeschwindigkeiten gepumpt, die beispielsweise von etwa 0 bis 5.000 psi bzw. 0 bis 1.500 Gal lonen/Minute reichen. Die optimale Strömungsgeschwindigkeit und die optimalen Betriebsdrücke können als Funktion der Ein fassung und der Brunnenbohrungsgrößen, der Brunnenbohrungs querschnittslänge, der verfügbaren Pumpeinrichtung und den Fluideigenschaften des gepumpten Fluidmaterials variieren. Die optimale Strömungsgeschwindigkeit und der optimale Be triebsdruck werden bevorzugt unter Verwendung herkömmlicher empirischer Methoden ermittelt.Material 305 is preferably pumped into annular region 315 at pressures and flow rates ranging, for example, from about 0 to 5,000 psi and 0 to 1,500 gal / minute, respectively. The optimal flow rate and operating pressures may vary as a function of the bezel and wellbore sizes, wellbore cross-sectional length, available pumping equipment, and the fluid properties of the fluid material being pumped. The optimal flow rate and the optimal operating pressure are preferably determined using conventional empirical methods.

Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial 305 kann eine beliebi ge Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen aus härtbaren Fluiddichtungsmaterialien umfassen, wie etwa bei spielsweise Schlackengemisch, Zement oder Epoxidharz. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial 305 gemischten Zement, zubereitet ins besondere für den speziellen Brunnenabschnitt, der gebohrt wird, von Halliburten Energy Services in Dallas, Texas, um eine optimale Abstützung für das rohrförmige Element 210 be reitzustellen, während optimale Strömungs- bzw. Durchsatzei genschaften beibehalten werden, um Schwierigkeiten während der Verschiebung von Zement in den ringförmigen Bereich 315 zu minimieren. Die optimale Mischung des gemischten Zements wird bevorzugt ermittelt unter Verwendung herkömmlicher empi rischer Methoden.The curable fluid sealant material 305 may include any number of conventional, commercially available curable fluid sealant materials, such as slag mix, cement, or epoxy. According to a preferred embodiment, the curable fluid sealant material 305 includes mixed cement, specially prepared for the particular well section being drilled, by Halliburten Energy Services of Dallas, Texas, to provide optimal support for the tubular member 210 while maintaining optimal flow Throughput characteristics are maintained to minimize difficulties during the movement of cement into the annular region 315 . The optimal mixture of the mixed cement is preferably determined using conventional empirical methods.

Der ringförmige Bereich 315 wird bevorzugt mit dem Material 305 in ausreichenden Mengen gefüllt, um sicherzustellen, daß bei radialer Aufweitung des rohrförmigen Elements 210 der ringförmige Bereich 315 des neuen Abschnitts 130 der Brunnen bohrung 100 mit Material 305 gefüllt wird.The annular region 315 is preferably filled with the material 305 in sufficient quantities to ensure that when the tubular element 210 is expanded radially, the annular region 315 of the new section 130 of the well bore 100 is filled with material 305 .

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform und wie in Fig. 3a gezeigt, werden die Wanddicke und/oder der Außen durchmesser des rohrförmigen Elements 210 in dem Bereich be nachbart zu dem Dorn 205 verringert, um in optimaler Weise das Plazieren der Vorrichtung 200 in Positionen in der Brun nenbohrung mit engen Toleranzen bzw. Freiräumen zu ermögli chen. In derselben Weise wird der Beginn der radialen Aufwei tung des rohrförmigen Elements 210 während des Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozesses in optimaler Weise erleichtert. According to a particularly preferred embodiment and as shown in Fig. 3a, the wall thickness and / or the outer diameter of the tubular element 210 in the area adjacent to the mandrel 205 are reduced in order to optimally place the device 200 in positions in the Well drilling with tight tolerances or clearances. In the same way, the beginning of the radial expansion of the tubular element 210 is optimally facilitated during the expansion or pressing process.

Sobald, wie in Fig. 4 gezeigt, der ringförmige Bereich 315 angemessen mit Material 305 gefüllt ist, wird ein Stopfen 405 oder eine ähnliche. Einrichtung in den Fluiddurchlaß 240 ein geführt, um dadurch den inneren Bereich 310 von dem ringför migen Bereich 305 fluidmäßig zu isolieren. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird das nicht aushärtbare Fluidmate rial 306 daraufhin in den inneren Bereich 310 gepumpt, wo durch der innere Bereich veranlaßt wird, unter Druck gesetzt zu werden. Auf diese Weise enthält das Innere des aufweitba ren rohrförmigen Elements 210 eine ausreichende Menge von ausgehärtetem Material 305. Dies verringert und vereinfacht die Kosten des gesamten Prozesses. Alternativ kann das Mate rial 305 während dieser Phase des Prozesses verwendet werden.As shown in FIG. 4, once the annular portion 315 is adequately filled with material 305 , a plug 405 or the like becomes. Means in the fluid passage 240 a to thereby fluidly isolate the inner region 310 from the ring-shaped region 305 . According to a preferred embodiment, the non-curable fluid material 306 is then pumped into the inner region 310 , where the inner region is caused to be pressurized. In this way, the interior of the expandable tubular member 210 contains a sufficient amount of cured material 305 . This reduces and simplifies the cost of the entire process. Alternatively, material 305 can be used during this phase of the process.

Sobald der innere Bereich 310 ausreichend unter Druck gesetzt ist, wird das rohrförmige Element 210 von dem aufweitbaren Dorn 205 weggepreßt. Während des Wegpreß- bzw. Aufweitungs prozesses wird der aufweitbare Dorn 205 aus dem aufgeweiteten Abschnitt des rohrförmigen Elements 210 herausgehoben. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Dorn 205 während des Wegpreßprozesses ungefähr mit derselben Geschwindigkeit angehoben, wenn das rohrförmige Element 210 aufgeweitet wird, um das rohrförmige Element 210 relativ zu dem neuen Brunnen bohrungsabschnitt 130 stationär zu halten. Gemäß einer alter nativen bevorzugten Ausführungsform wird der Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozeß begonnen, wenn das rohrförmige Element 210 über dem Boden des neuen Brunnenbohrungsabschnitts 130 posi tioniert ist, während der Dorn 205 stationär gehalten wird, wodurch das rohrförmige Element 210 vom Dorn 205 weggepreßt wird und unter Schwerkraft den neuen Brunnenbohrungsabschnitt 130 hinunterfallen kann. Once the inner region 310 is pressurized sufficiently, the tubular member 210 is pressed away from the expandable mandrel 205 . During the extrusion or expansion process, the expandable mandrel 205 is lifted out of the expanded section of the tubular element 210 . According to a preferred embodiment, the mandrel 205 is raised at approximately the same speed during the pressing process when the tubular member 210 is expanded to hold the tubular member 210 stationary relative to the new well bore section 130 . According to an alternative alternative preferred embodiment, the expansion process is started when the tubular member 210 is positioned above the bottom of the new wellbore section 130 while holding the mandrel 205 stationary, thereby pressing the tubular member 210 away from the mandrel 205 and can fall down under gravity the new well bore section 130 .

Der Stopfen 405 wird bevorzugt in dem Fluiddurchlaß 240 durch Einführen des Stopfens 405 in den Fluiddurchlaß 230 an einer Oberflächenstelle in herkömmlicher Weise eingeführt. Der Stopfen 405 wirkt bevorzugt dahingehend, das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial von dem nicht aushärtbaren Fluidmate rial 306 fluidmäßig zu isolieren.The plug 405 is preferably inserted into the fluid passage 240 by inserting the plug 405 into the fluid passage 230 at a surface location in a conventional manner. The plug 405 preferably acts to fluidly isolate the curable fluid sealing material from the non-curable fluid material 306 .

Der Stopfen 405 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Einrichtungen zum Versperren eines Fluiddurchlasses umfassen, wie etwa beispielsweise von einem Multiple-Stage-Cementer(MSC)-Einschnappstopfen bis zu einem Omega-Einschnappstopfen oder einem Drei- Schleifelementeinschnappstopfen, modifiziert in Übereinstim mung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Stopfen 405 einen MSC- Einschnappstopfen, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas.The plug 405 may include any number of conventional, commercially available fluid passage blocking devices, such as, for example, from a multiple-stage cementer (MSC) snap plug to an omega snap plug or a three-grinding element snap plug, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, plug 405 includes an MSC snap plug available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

Nach der Plazierung des Stopfens 405 in den Fluiddurchlaß 240 wird ein nicht aushärtbares Fluidmaterial 306 in den inneren Bereich 310 mit Drücken und Strömungsgeschwindigkeiten ge pumpt, die beispielsweise von ungefähr 400 bis 10.000 psi bzw. 30 bis 4.000 Gallonen/Minute reichen. Auf diese Weise wird die Menge an aushärtbarem Fluiddichtungsmaterial im In nern 310 des rohrförmigen Elements 210 minimiert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird nach der Plazierung des Stopfens 405 in dem Fluiddurchlaß 240 das nicht aushärtbare Material 306 bevorzugt in den Bereich 310 mit Drücken und Strömungsgeschwindigkeiten gepumpt, die von ungefähr 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gallonen/Minute reichen, um die Wegpreßgeschwindigkeit zu maximieren.After the plug 405 is placed in the fluid passage 240 , a non-curable fluid material 306 is pumped into the inner region 310 at pressures and flow rates ranging, for example, from approximately 400 to 10,000 psi or 30 to 4,000 gallons / minute. In this way, the amount of curable fluid sealing material in the interior 310 of the tubular element 210 is minimized. According to a preferred embodiment, after the plug 405 is placed in the fluid passage 240, the non-curable material 306 is preferably pumped into the region 310 at pressures and flow rates ranging from approximately 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gallons / minute around that Maximize extrusion speed.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Vorrichtung 200 dazu ausgelegt, Spannungs-, Berst- und Reibungseffekte auf das rohrförmige Element 210 während des Aufweitungspro zesses zu minimieren. Diese Effekte hängen ab von der Geome trie des Aufweitungsdorns 205, der Materialzusammensetzung des rohrförmigen Elements 210 und des Aufweitungsdorns 205, dem Innendurchmesser des rohrförmigen Elements 210, der Wand dicke des rohrförmigen Elements 210, dem Schmiermittel-Typ und der Dehnfestigkeit des rohrförmigen Elements 210. Übli cherweise gilt, je dicker die Wanddicke, desto kleiner der Innendurchmesser, und je größer die Dehnfestigkeit des rohr förmigen Elements 210, desto größer sind die Betätigungsdrüc ke, die erforderlich sind, das rohrförmige Element 210 vom Dorn 205 wegzupressen.In accordance with a preferred embodiment, the device 200 is designed to minimize stress, burst and friction effects on the tubular element 210 during the expansion process. These effects depend on the geometry of the expansion mandrel 205 , the material composition of the tubular element 210 and the expansion mandrel 205 , the inner diameter of the tubular element 210 , the wall thickness of the tubular element 210 , the type of lubricant and the tensile strength of the tubular element 210 . Usually, the thicker the wall thickness, the smaller the inner diameter, and the greater the tensile strength of the tubular element 210 , the greater the actuation pressures that are required to press the tubular element 210 away from the mandrel 205 .

Für typische rohrförmige Elemente 210 beginnt das Pressen des rohrförmigen Elements 210 weg von dem aufweitbaren Dorn dann, wenn der Druck des Innenbereichs 310 beispielsweise ungefähr 500 bis 9.000 psi erreicht.For typical tubular members 210, the pressing of the tubular member 210 begins away from the expandable mandrel then, when the pressure of the interior region 310 reaches, for example, about 500 psi to 9,000.

Während des Aufweitungsprozesses kann der aufweitbare Dorn 205 aus dem aufgeweiteten Abschnitt des rohrförmigen Elements 210 mit Geschwindigkeiten angehoben werden, die beispielswei se von etwa 0 bis 5 Fuß/Sekunde reichen. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird der aufweitbare Dorn 205 während des Aufweitungsprozesses aus dem aufgeweiteten Abschnitt des rohrförmigen Elements 210 mit Geschwindigkeiten herausgeho ben, die von etwa 0 bis 2 Fuß/Sekunde reichen, um die Zeit zu minimieren, die für den Aufweitungsprozeß erforderlich ist, während außerdem eine problemlose Steuerung des Aufweitungs prozesses ermöglicht wird.During the expansion process, the expandable mandrel 205 can be raised from the expanded portion of the tubular member 210 at speeds ranging, for example, from about 0 to 5 feet / second. According to a preferred embodiment, the expandable mandrel 205 is lifted out of the expanded portion of the tubular member 210 during the expansion process at speeds ranging from about 0 to 2 feet / second to minimize the time required for the expansion process, while also allowing easy control of the expansion process.

Wenn der Endabschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 von dem aufweitbaren Dorn 205 weggepreßt ist, befindet sich die Außenseite 265 des Endabschnitts 260 des rohrförmigen Ele ments 210 bevorzugt im Kontakt mit der Innenfläche bzw. In nenseite 410 des Endabschnitts 270 der Einfassung 115, um ei ne fluiddichte Überlappungsverbindung auszubilden. Der Kon taktdruck der Überlappungsverbindung kann beispielsweise von ungefähr 50 bis 20.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontaktdruck der Überlappungsver bindung von etwa 400 bis 10.000 psi, um einen optimalen Druck bereitzustellen, um die ringförmigen Dichtungselemente 245 zu aktivieren und der axialen Bewegung in optimaler Weise Wider stand entgegenzusetzen, um typische Zug- und Drucklasten auf zunehmen.When the end portion 260 of the tubular member 210 is pressed away from the expandable mandrel 205 , the outer surface 265 of the end portion 260 of the tubular member 210 is preferably in contact with the inner surface 410 of the end portion 270 of the skirt 115 to ei ne to form a fluid-tight overlap connection. The contact pressure of the lap joint can range, for example, from about 50 to 20,000 psi. In a preferred embodiment, the contact pressure of the overlap connection ranges from about 400 to 10,000 psi to provide an optimal pressure to activate the annular sealing members 245 and optimally resist axial movement to accommodate typical tensile and compressive loads.

Die Überlappungsverbindung zwischen dem Abschnitt 410 der existierenden Einfassung 115 und dem Abschnitt 265 des aufge weiteten rohrförmigen Elements 210 ergibt bevorzugt eine Gas- und Fluiddichtung. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausfüh rungsform stellen die Dichtungselemente 245 in optimaler Wei se eine Fluid- und Gasdichtung in der Überlappungsverbindung bereit.The overlap connection between section 410 of the existing enclosure 115 and section 265 of the expanded tubular member 210 preferably provides a gas and fluid seal. According to a particularly preferred form exporting approximately represent the sealing elements 245 in an optimal Wei se a fluid and gas seal in the seam ready.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden der Betäti gungsdruck und die Strömungsgeschwindigkeit des nicht aus härtbaren Fluidmaterials 306 in gesteuerter Weise stufenweise abgesenkt, wenn der aufweitbare Dorn 205 den Endabschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 erreicht. Auf diese Weise kann eine plötzliche Druckfreigabe, verursacht durch vollständiges Pressen des rohrförmigen Elements 210 weg von dem aufweitba ren Dorn 205 minimiert werden. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform wird der Betriebsdruck im wesentlichen in linea rer Weise ausgehend von 100% bis etwa 10% während des Endes des Wegpreßprozesses verringert, beginnend dann, wenn der Dorn 205 sich etwa 5 Fuß vor Beendigung des Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozesses befindet. According to a preferred embodiment, when the expandable mandrel 205 reaches the end portion 260 of the tubular member 210 , the actuation pressure and flow rate of the non-curable fluid material 306 are gradually reduced in a controlled manner. In this way, a sudden release of pressure caused by completely pressing the tubular member 210 away from the expandable mandrel 205 can be minimized. In a preferred embodiment, the operating pressure is reduced substantially linearly from 100% to about 10% during the end of the press process, starting when the mandrel 205 is approximately 5 feet before the press process is completed.

Alternativ oder in Kombination kann ein Stoßabsorber in dem Tragelement 250 vorgesehen sein, um den Stoß zu absorbieren, der durch eine plötzliche Druckfreisetzung verursacht ist. Der Stoßabsorber kann beispielsweise einen beliebigen her kömmlichen, kommerziell erhältlichen Stoßabsorber umfassen, der zur Verwendung bei Brunnenbohrungsvorgängen geeignet ist.Alternatively or in combination, a shock absorber may be provided in the support member 250 to absorb the shock caused by a sudden release of pressure. The shock absorber can include, for example, any conventional, commercially available shock absorber suitable for use in well drilling operations.

Alternativ oder in Kombination ist eine Dorneinfangstruktur in dem Endabschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 vorge sehen, um den Dorn 205 einzufangen oder zumindest seine Bewe gung zu verzögern.Alternatively or in combination, a mandrel capture structure is provided in the end portion 260 of the tubular member 210 to capture the mandrel 205 or at least to delay its movement.

Sobald der Aufweitungsprozeß bzw. der Wegpreßprozeß beendet ist, wird der aufweitbare Dorn 205 aus der Brunnenbohrung 100 entfernt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird entwe der vor oder nach Entfernung des aufweitbaren Dorns 205 die Unversehrtheit der Fluiddichtung der Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Abschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 und dem unteren Abschnitt 270 der Einfassung 115 unter Verwendung herkömmlicher Methoden getestet.As soon as the expansion process or the pressing process has ended, the expandable mandrel 205 is removed from the well bore 100 . In a preferred embodiment, either before or after the expandable mandrel 205 is removed, the integrity of the fluid seal of the lap joint between the upper portion 260 of the tubular member 210 and the lower portion 270 of the skirt 115 is tested using conventional methods.

Wenn die Fluiddichtung der Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Abschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 und dem unteren Abschnitt 270 der Einfassung 115 zufriedenstel lend ist, wird jeglicher nicht ausgehärtete Teil des Materi als 305 in dem aufgeweiteten rohrförmigen Element 210 in her kömmlicher Weise entfernt, wie beispielsweise durch Umwälzen des nicht ausgehärteten Materials aus dem Innern des aufge weiteten rohrförmigen Elements 210 heraus. Der Dorn 205 wird daraufhin aus dem Brunnenbohrungsabschnitt 130 herausgezogen und eine Bohrspitze oder eine Fräse wird in Kombination mit einer herkömmlichen Bohranordnung 505 verwendet, um jegliches ausgehärtete Material 305 innerhalb des rohrförmigen Elements 210 auszubohren. Das Material 305 in dem ringförmigen Bereich 315 wird daraufhin aushärten gelassen.If the fluid seal of the lap joint between the upper portion 260 of the tubular member 210 and the lower portion 270 of the skirt 115 is satisfactory, any uncured portion of the material as 305 in the expanded tubular member 210 is removed in a conventional manner, such as by Circulating the uncured material out of the interior of the expanded tubular member 210 . The mandrel 205 is then withdrawn from the wellbore section 130 and a drill bit or mill is used in combination with a conventional drilling assembly 505 to drill out any cured material 305 within the tubular member 210 . The material 305 in the annular region 315 is then allowed to harden.

Wie in Fig. 5 gezeigt, wird daraufhin bevorzugt jegliches verbleibende ausgehärtete Material 305 im Innern des aufge weiteten rohrförmigen Elements 210 in herkömmlicher Weise un ter Verwendung eines herkömmlichen Bohrgestänges 505 ent fernt. Der resultierende neue Abschnitt der Einfassung 510 umfaßt das aufgeweitete rohrförmige Element 210 und eine äu ßere ringförmige Schicht 515 aus ausgehärtetem Material 305. Der Bodenabschnitt der Vorrichtung 200 mit dem Schuh 215 und dem Anker 405 kann daraufhin durch Ausbohren des Schuhs 215 und des Ankers 405 unter Verwendung herkömmlicher Bohrverfah ren entfernt werden.As shown in Fig. 5, is then preferably any remaining cured material 305 positioned inside the expanded tubular member 210 in a conventional manner using a conventional drill string un ter 505 ent removed. The resulting new portion of the bezel 510 includes the expanded tubular member 210 and an outer annular layer 515 of hardened material 305 . The bottom portion of the device 200 with the shoe 215 and anchor 405 can then be removed by drilling out the shoe 215 and anchor 405 using conventional drilling methods.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform und wie in Fig. 6 ge zeigt, umfaßt der obere Abschnitt 260 des rohrförmigen Ele ments 210 ein oder mehrere Dichtungselemente 605 und ein oder mehrere Druckfreigabe- bzw. -entlastungslöcher 610. Auf diese Weise wird die Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Ab schnitt 270 der Einfassung 115 und dem oberen Abschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 druckdicht gemacht, und der Druck auf die Innen- und Außenseiten des rohrförmigen Ele ments 210 wird während des Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozesses vergleichmäßigt.According to a preferred embodiment, and as shown in FIG. 6, the upper portion 260 of the tubular member 210 includes one or more sealing elements 605 and one or more pressure release or relief holes 610 . In this way, the overlap connection between the upper portion 270 of the skirt 115 and the upper portion 260 of the tubular member 210 is made pressure-tight, and the pressure on the inner and outer sides of the tubular member 210 is evened out during the expansion or compression process .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die Dichtungs elemente 605 in die Vertiefung 615 eingesetzt, die in einer Außenseite 265 des oberen Abschnitts 260 des rohrförmigen Elements 210 gebildet sind. Gemäß einer alternativen bevor zugten Ausführungsform werden die Dichtungselemente 605 auf die Außenseite 265 des oberen Abschnitts 260 des rohrförmigen Elements 210 geklebt oder mit diesem verbunden oder auf die sen geformt. Die Druckfreigabelöcher 610 sind bevorzugt in den letzten wenigen Fuß des rohrförmigen Elements 210 posi tioniert. Die Druckfreigabelöcher verringern die Betriebs drücke, die erforderlich sind, den oberen Abschnitt 260 des rohrförmigen Elements 210 aufzuweiten. Diese Verringerung des erforderlichen Betriebsdrucks verringert wiederum die Ge schwindigkeit des Dorns 205 bei Beendigung des Aufweitungs prozesses. Diese Verringerung der Geschwindigkeit ihrerseits minimiert den mechanischen Stoß auf die gesamte Vorrichtung 200 bei Beendigung des Aufweitungsprozesses.According to a preferred embodiment, the sealing elements 605 are inserted into the recess 615 , which are formed in an outer side 265 of the upper section 260 of the tubular element 210 . According to an alternative preferred embodiment, the sealing elements 605 are adhesively bonded to the outer side 265 of the upper section 260 of the tubular element 210 or are connected thereto or molded thereon. The pressure release holes 610 are preferably positioned in the last few feet of the tubular member 210 . The pressure release holes reduce the operating pressures required to expand the upper portion 260 of the tubular member 210 . This reduction in the required operating pressure in turn reduces the speed of the mandrel 205 upon completion of the expansion process. This reduction in speed in turn minimizes the mechanical shock to the entire device 200 upon completion of the expansion process.

In Fig. 7 ist eine besonders bevorzugte Ausführungsform einer Vorrichtung 700 zur Ausbildung einer Einfassung in einer Brunnenbohrung gezeigt, die bevorzugt einen aufweitbaren Dorn oder einen aufweitbaren Molch 705, einen Behälter 710 für den aufweitbaren Dorn bzw. den Molch, ein rohrförmiges Element 715, einen flachen Schuh 720, eine untere Becherdichtung 725, eine obere Becherdichtung 730, einen Fluiddurchlaß 735, einen Fluiddurchlaß 740, ein Tragelement 745, einen Körper aus ei nem Schmiermittel 750, eine Überlaufverbindung 755, ein wei teres Tragelement 760 und einen Stabilisator 755 umfaßt. FIG. 7 shows a particularly preferred embodiment of a device 700 for forming an enclosure in a well bore, which preferably comprises an expandable mandrel or an expandable pig 705 , a container 710 for the expandable mandrel or the pig, a tubular element 715 flat shoe 720 , a lower cup seal 725 , an upper cup seal 730 , a fluid passage 735 , a fluid passage 740 , a support member 745 , a body of egg nem lubricant 750 , an overflow connection 755 , a further support member 760 and a stabilizer 755 .

Der aufweitbare Dorn 750 ist mit dem Tragelement 745 verbun den und durch diesen getragen. Der aufweitbare Dorn 705 ist außerdem mit dem Behälter 710 für den aufweitbaren Dorn ver bunden. Der aufweitbare Dorn 705 ist bevorzugt dazu ausge legt, in radialer Richtung in gesteuerter Weise aufgeweitet zu werden. Der aufweitbare Dorn 705 kann eine beliebige An zahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen aufweitbaren Dornen umfassen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Leh ren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der aufweitbare Dorn 705 ein aufweit bares Hydraulikwerkzeug, welches im wesentlichen im US-Patent Nr. 5 348 095 offenbart ist, deren Inhalt zum Inhalt der vor liegenden Anmeldung erklärt wird, modifiziert in Übereinstim mung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung.The expandable mandrel 750 is connected to and carried by the support element 745 . The expandable mandrel 705 is also connected to the expandable mandrel container 710 . The expandable mandrel 705 is preferably designed to be expanded in a controlled manner in the radial direction. The expandable mandrel 705 may include any number of conventional, commercially available expandable mandrels modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the expandable mandrel 705 comprises an expandable hydraulic tool, which is substantially disclosed in U.S. Patent No. 5,348,095, the contents of which are hereby incorporated by reference, modified in accordance with the teachings of the present disclosure .

Der Behälter 710 für den aufweitbaren Dorn ist mit dem Trage lement 745 verbunden und durch dieses getragen. Der Behälter 710 für den aufweitbaren Dorn ist außerdem mit dem aufweitba ren Dorn 705 verbunden. Der Behälter 710 für den aufweitbaren Dorn kann aus einer beliebigen Anzahl herkömmlicher, kommer ziell erhältlicher Materialien erstellt sein, beispielsweise aus Oilfield Country Tubular Goods, Edelstahl, Titan oder aus hochfesten Stählen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der Behälter 710 für den aufweitbaren Dorn aus Material hergestellt, das eine größere Festigkeit besitzt als das Ma terial, aus welchem das rohrförmige Element 715 hergestellt ist. Auf diese Weise kann der Behälter 710 aus einem rohrför migen Material mit einer geringeren Wanddicke hergestellt werden als das rohrförmige Element 210. Dies erlaubt es dem Behälter 710, durch enge Freiräume hindurchzutreten, wodurch seine Plazierung in der Brunnenbohrung erleichtert wird.The expandable mandrel container 710 is connected to and carried by the support member 745 . The expandable mandrel container 710 is also connected to the expandable mandrel 705 . The expandable mandrel container 710 can be constructed from any number of conventional, commercially available materials, such as oilfield country tubular goods, stainless steel, titanium, or high strength steels. In a preferred embodiment, the expandable mandrel container 710 is made of material that is stronger than the material from which the tubular member 715 is made. In this way, the container 710 can be made of a tubular material with a smaller wall thickness than the tubular element 210 . This allows the container 710 to pass through narrow spaces, thereby facilitating its placement in the well bore.

Sobald der Aufweitungsprozeß beginnt und das dickere Material geringerer Festigkeit des rohrförmigen Elements 715 aufgewei tet wird, ist der Außendurchmesser des rohrförmigen Elements 715 gemäß einer bevorzugten Ausführungsform größer als der Außendurchmesser des Behälters 710.According to a preferred embodiment, once the expansion process begins and the thicker, lower strength material of the tubular member 715 is expanded, the outer diameter of the tubular member 715 is larger than the outer diameter of the container 710 .

Das rohrförmige Element 715 ist mit dem aufweitbaren Dorn 705 verbunden und durch diesen getragen. Das rohrförmige Element 715 wird bevorzugt in radialer Richtung aufgeweitet und von dem aufweitbaren Dorn 705 weggepreßt, wie im wesentlichen un ter bezug auf Fig. 1 bis 6 vorstehend erläutert. Das rohrför mige Element 715 kann hergestellt sein aus einer beliebigen Anzahl von Materialien, wie etwa beispielsweise aus Oilfield Country Tubular Goods (OCTG), aus Stahl von Fahrzeugqualität oder Kunststoff. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist das rohrförmige Element 715 aus OCTG hergestellt.The tubular member 715 is connected to and supported by the expandable mandrel 705 . The tubular element 715 is preferably expanded in the radial direction and pressed away from the expandable mandrel 705 , as explained above in relation to FIGS. 1 to 6. The tubular member 715 can be made from any number of materials, such as Oilfield Country Tubular Goods (OCTG), vehicle grade steel, or plastic. According to a preferred embodiment, the tubular element 715 is made of OCTG.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt das rohrför mige Element 715 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform hat das rohrförmige Element 715 einen im wesentlichen kreisringförmi gen Querschnitt.According to a preferred embodiment, the tubular element 715 has a substantially annular cross section. According to a particularly preferred embodiment, the tubular element 715 has a substantially circular cross-section.

Das rohrförmige Element 715 umfaßt bevorzugt einen oberen Ab schnitt 805, einen Zwischenabschnitt 810 und einen unteren Abschnitt 815. Der obere Abschnitt 805 des rohrförmigen Ele ments 715 ist bevorzugt festgelegt durch denjenigen Bereich, der in der Nähe des Dornbehälters 710 beginnt und mit dem oberen Abschnitt 820 des rohrförmigen Elements 715 endet. Der Zwischenabschnitt 810 des rohrförmigen Elements 715 ist be vorzugt festgelegt durch den Bereich, der in der Nähe der Oberseite des Dornbehälters 710 beginnt und mit dem Bereich in der Nähe des Dorns 705 endet. Der untere Abschnitt des rohrförmigen Elements 715 ist bevorzugt festgelegt durch den Bereich, der in der Nähe des Dorns 705 beginnt und am Boden 825 des rohrförmigen Elements 715 endet.The tubular member 715 preferably includes an upper portion 805 , an intermediate portion 810 and a lower portion 815 . The upper section 805 of the tubular element 715 is preferably defined by the region that begins in the vicinity of the mandrel container 710 and ends with the upper section 820 of the tubular element 715 . The intermediate portion 810 of the tubular member 715 is preferably defined by the area that begins near the top of the mandrel container 710 and ends with the area near the mandrel 705 . The lower portion of the tubular member 715 is preferably defined by the area that begins near the mandrel 705 and ends at the bottom 825 of the tubular member 715 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Wanddicke des oberen Abschnitts 805 des rohrförmigen Elements 715 größer als die Wanddicken der Zwischen- und unteren Abschnitte 810 und 815 des rohrförmigen Elements 715, um in optimaler Weise die Einleitung des Aufweitungsprozesses zu erleichtern, und um in optimaler Weise das Positionieren der Vorrichtung 700 in Stellen der Brunnenbohrung mit engen Freiräumen zu ermög lichen.In a preferred embodiment, the wall thickness of the upper portion 805 of the tubular member 715 is greater than the wall thicknesses of the intermediate and lower portions 810 and 815 of the tubular member 715 to optimally facilitate the initiation of the expansion process and to optimally do so Positioning of the device 700 in places of the well bore with narrow free spaces to permit.

Der Außendurchmesser und die Wanddicke des oberen Abschnitts 805 des rohrförmigen Elements 715 können von beispielsweise etwa 1,05 bis 48 Inch bzs. 1/8 bis 2 Inch reichen. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform reichen der Außendurchmesser und die Wanddicke des oberen Abschnitts 805 des rohrförmigen Elements 715 von etwa 3,5 bis 16 Inch bzw. 3/8 bis 1,5 Inch.The outer diameter and wall thickness of the upper portion 805 of the tubular member 715 can range, for example, from about 1.05 to 48 inches. Reach 1/8 to 2 inches. In a preferred embodiment, the outer diameter and wall thickness of the upper portion 805 of the tubular member 715 range from about 3.5 to 16 inches and 3/8 to 1.5 inches, respectively.

Der Außendurchmesser und die Wanddicke des Zwischenabschnitts 810 des rohrförmigen Elements 715 können beispielsweise von etwa 2,5 bis 50 Inch bzw. 1/16 bis 1,5 Inch reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reichen der Außendurchmes ser und die Wanddicke des Zwischenabschnitts 810 des rohrför migen Elements 715 von etwa 3,5 bis 19 Inch bzw. 1/8 bis 1,25 Inch.The outer diameter and wall thickness of the intermediate portion 810 of the tubular member 715 can range, for example, from about 2.5 to 50 inches and 1/16 to 1.5 inches, respectively. According to a preferred embodiment, the outer diameter and the wall thickness of the intermediate section 810 of the tubular element 715 range from about 3.5 to 19 inches and 1/8 to 1.25 inches, respectively.

Der Außendurchmesser und die Wanddicke des unteren Abschnitts 815 des rohrförmigen Elements 715 kann beispielsweise von et wa 2,5 bis 50 Inch bzw. 1/16 bis 1,25 Inch reichen. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform reichen der Außendurchmesser und die Wanddicke des unteren Abschnitts 810 des rohrförmigen Elements 715 von etwa 3,5 bis 19 Inch bzw. 1/8 bis 1,25 Inch. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform wird die Wanddicke des unteren Abschnitts 815 des rohrförmigen Ele ments 715 zusätzlich vergrößert, um die Festigkeit des Schuhs 720 zu verbessern, wenn bohrbare Materialien, wie etwa bei spielsweise Aluminium, verwendet werden.The outer diameter and wall thickness of the lower portion 815 of the tubular member 715 can range, for example, from 2.5 to 50 inches and 1/16 to 1.25 inches, for example. In a preferred embodiment, the outer diameter and wall thickness of the lower portion 810 of the tubular member 715 range from about 3.5 to 19 inches and 1/8 to 1.25 inches, respectively. According to a particularly preferred embodiment, the wall thickness of the lower section 815 of the tubular element 715 is additionally increased in order to improve the strength of the shoe 720 when drillable materials, such as for example aluminum, are used.

Das rohrförmige Element 715 umfaßt bevorzugt ein massives rohrförmiges Element. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der Endabschnitt 820 des rohrförmigen Elements 715 ge schlitzt, perforiert oder anderweitig modifiziert, um den Dorn 705 einzufangen oder abzubremsen, wenn er das Aufweiten des rohrförmigen Elements 715 beendet. Gemäß einer bevorzug ten Ausführungsform ist die Länge des rohrförmigen Elements 715 begrenzt, um die Möglichkeit einer Knickverformung zu mi nimieren. Für typische Materialien des rohrförmigen Elements 715 ist die Länge des rohrförmigen Elements 715 bevorzugt be grenzt auf zwischen etwa 40 bis 20.000 Fuß Länge.The tubular member 715 preferably comprises a solid tubular member. In a preferred embodiment, end portion 820 of tubular member 715 is slotted, perforated, or otherwise modified to capture or slow down mandrel 705 when it stops expanding tubular member 715 . According to a preferred embodiment, the length of the tubular element 715 is limited in order to minimize the possibility of kink deformation. For typical materials of tubular member 715 , the length of tubular member 715 is preferably limited to between about 40 to 20,000 feet in length.

Der Schuh 720 ist mit dem aufweitbaren Dorn 705 und dem rohr förmigen Element 715 verbunden. Der Schuh 720 umfaßt einen Fluiddurchlaß 740. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schuh 720 einen Einlaßdurchlaß 830 und eine oder mehrere Düsenöffnungen 835. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist die Querschnittsform des Einlaßdurchlas ses 830 dazu ausgelegt, einen Einschnappanker oder andere ähnliche Element zum Blockieren bzw. Sperren des Einlaßdurch lasses 830 aufzunehmen. Das Innere des Schuhs 720 umfaßt be vorzugt einen Körper aus massivem Material 840 zur Erhöhung der Festigkeit des Schuhs 720. Gemäß einer besonders bevor zugten Ausführungsform umfaßt der Körper aus massivem Materi al 840 Aluminium.Shoe 720 is connected to expandable mandrel 705 and tubular member 715 . The shoe 720 includes a fluid passage 740 . In a preferred embodiment, shoe 720 includes an inlet passage 830 and one or more nozzle openings 835 . According to a particularly preferred embodiment, the cross-sectional shape of the inlet passage 830 is designed to accommodate a snap anchor or other similar element for blocking or blocking the inlet passage 830 . The interior of the shoe 720 preferably includes a body made of solid material 840 to increase the strength of the shoe 720 . According to a particularly preferred embodiment, the body consists of solid material 840 aluminum.

Der Schuh 720 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Schuhen umfassen, wie beispielsweise einen Super-Seal-II-Down-Jet-Schwimmschuh, einen Führungs schuh mit einer Dichtungsbuchse für einen Einschnappstopfen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegen den Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform um faßt der Schuh 720 einen Aluminium-Down-Jet-Führungsschuh mit einer Dichtungsbuchse für einen Einschnappstopfen, der ver fügbar ist von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegen den Offenbarung, um das Führen des rohrförmigen Elements 715 in der Brunnenbohrung zu optimieren, um die Dichtung zwischen dem rohrförmigen Element 715 und einer existierenden Brunnen bohrungseinfassung zu optimieren und um ihn optimalerweise die Entfernung des Schuhs 720 zu erleichtern, indem er nach Beendigung des Aufweitungsvorgangs ausgebohrt wird. The shoe 720 may include any number of conventional, commercially available shoes, such as a Super Seal II down-jet swimming shoe, a guide shoe with a sealing sleeve for a snap-in plug, modified in accordance with the teachings of the present disclosure . In a preferred embodiment, shoe 720 includes an aluminum down-jet guide shoe with a snap-plug seal bushing available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, modified in accordance with the teachings of the present disclosure to accomplish this Guiding the tubular member 715 in the well bore to optimize the seal between the tubular member 715 and an existing well bore casing and optimally to facilitate the removal of the shoe 720 by drilling it out after the expansion process is complete.

Die unter Becherdichtung 725 ist mit dem Tragelement 745 ver bunden und durch dieses getragen. Die untere Becherdichtung 725 verhindert, daß Fremdmaterialien in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 715 über dem aufweitbaren Dorn 705 eindringen. Die untere Becherdichtung 725 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Becher dichtungen umfassen, wie etwa beispielsweise TP-Becher oder Selective-Injection-Packer(SIP)-Becher, modifiziert in Über einstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Ge mäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die untere Be cherdichtung 725 einen SIP-Becher, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, um in optimaler Weise eine Schmutzbarriere bereitzustellen und einen Schmiermittelkörper zu halten bzw. rückzuhalten.The under cup seal 725 is connected to and carried by the support element 745 . The lower cup seal 725 prevents foreign matter from entering the interior of the tubular member 715 over the expandable mandrel 705 . Bottom cup seal 725 may include any number of conventional, commercially available cup seals, such as TP cups or Selective Injection Packer (SIP) cups, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the lower cup seal 725 includes a SIP cup available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas to optimally provide a dirt barrier and to retain or retain a lubricant body.

Die obere Becherdichtung 730 ist mit dem Tragelement 760 ver bunden und durch dieses getragen. Die obere Becherdichtung 730 verhindert, daß Fremdmaterialien in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 715 eindringen. Die obere Becher dichtung 730 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Becherdichtungen umfassen, wie bei spielsweise TP-Becher oder einen Selective-Injection- Packer(SIP)-Becher, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die obere Becherdichtung 730 einen SIP-Becher, der erhältlich ist von Halliburton Energy Servi ces in Dallas, Texas, um in optimaler Weise eine Schmutzbar riere bereitzustellen und einen Schmiermittelkörper aufzuneh men.The upper cup seal 730 is connected to and carried by the support element 760 . The upper cup seal 730 prevents foreign matter from entering the interior of the tubular member 715 . The upper cup seal 730 may include any number of conventional, commercially available cup seals, such as TP cups or a selective injection packer (SIP) cup, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the upper cup seal 730 includes a SIP cup available from Halliburton Energy Services in Dallas, Texas to optimally provide a dirt barrier and to house a lubricant body.

Der Fluiddurchlaß 735 erlaubt es, daß Fluidmaterialien zum inneren Bereich des rohrförmigen Elements 715 unterhalb des aufweitbaren Dorns 705 sowie von diesem weg gefördert werden. Der Fluiddurchlaß 735 ist fluidmäßig mit dem Fluiddurchlaß 740 verbunden. Der Fluiddurchlaß 735 ist bevorzugt mit dem Tragelement 760, dem Tragelement 745, dem Dornbehälter 710 und dem aufweitbaren Dorn 705 verbunden und in diesem posi tioniert. Der Fluiddurchlaß 715 erstreckt sich bevorzugt aus gehend von einer Position benachbart zu der Oberfläche zu dem Boden des aufweitbaren Dorns 705. Der Fluiddurchlaß 735 ist bevorzugt entlang einer Mittenlinie der Vorrichtung 700 posi tioniert. Der Fluiddurchlaß 735 ist bevorzugt dazu ausge wählt, Materialien, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxid harze, mit Strömungsgeschwindigkeiten und Drücken zu fördern, die von etwa 40 bis 3.000 Gallonen/Minute bzw. 500 bis 9.000 psi, reichen, um in optimaler Weise ausreichende Betriebs drücke bereitzustellen, um das rohrförmige Element 715 von dem aufweitbaren Dorn 705 wegzupressen.The fluid passage 735 allows fluid materials to be conveyed to and from the interior of the tubular member 715 below the expandable mandrel 705 . The fluid passage 735 is fluidly connected to the fluid passage 740 . The fluid passage 735 is preferably connected to the support element 760 , the support element 745 , the mandrel container 710 and the expandable mandrel 705 and is positioned therein. The fluid passage 715 preferably extends from a position adjacent the surface to the bottom of the expandable mandrel 705 . The fluid passage 735 is preferably positioned along a center line of the device 700 . Fluid passage 735 is preferably selected to convey materials such as cement, drilling mud or epoxy resins at flow rates and pressures ranging from about 40 to 3,000 gallons / minute or 500 to 9,000 psi, respectively, to optimally suffice Provide operating pressures to press tubular member 715 away from expandable mandrel 705 .

Wie vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 6 erläutert, können während der Plazierung der Vorrichtung 700 in einem neuen Ab schnitt einer Brunnenbohrung Fluidmaterialien, die den Fluid durchlaß 735 hinaufgedrängt werden, in die Brunnenbohrung über dem rohrförmigen Element 715 freigegeben werden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Vorrichtung 700 außerdem einen Druckfreigabedurchlaß, der mit dem Tragelement 760 verbunden und in diesem positioniert ist. Der Druckfrei gabedurchlaß ist außerdem fluidmäßig mit dem Fluilddurchlaß 735 verbunden. Der Druckfreigabedurchlaß umfaßt bevorzugt ein Steuerventil zum steuerbaren Öffnen und Schließen des Fluid durchlasses. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist das Steuerventil druckaktiviert, um in steuerbarer Weise Stoß drücke zu minimieren. Der Druckfreigabedurchlaß ist bevorzugt im wesentlichen senkrecht zu der Mittenlinie der Vorrichtung 700 positiniert. Der Druckfreigabedurchlaß ist bevorzugt ge wählt, Materialien, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxid harze, mit Strömungsgeschwindigkeiten und Drücken zu fördern, die von etwa 0 bis 500 Gallonen/Minute bzw. 0 bis 1.000 psi, reichen, um die Verzögerung auf der Vorrichtung 700 während der Einführung in einen neuen Abschnitt einer Brunnenbohrung zu verringern und Stoßdrücke auf den neuen Brunnenbohrungsab schnitt zu minimieren.As explained above with reference to FIGS. 1 to 6, during the placement of the device 700 in a new section from a wellbore, fluid materials that force the fluid passage 735 upward can be released into the wellbore above the tubular member 715 . In a preferred embodiment, device 700 also includes a pressure release passage connected to and positioned within support member 760 . The pressure release passage is also fluidly connected to the fluid passage 735 . The pressure release passage preferably includes a control valve for controllably opening and closing the fluid passage. According to a preferred embodiment, the control valve is pressure activated in order to minimize shock pressures in a controllable manner. The pressure release passage is preferably positioned substantially perpendicular to the center line of device 700 . The pressure release passage is preferably selected to convey materials such as cement, drilling mud, or epoxy resins at flow rates and pressures ranging from about 0 to 500 gallons / minute or 0 to 1,000 psi, respectively, to delay the on device 700 during the introduction of a new section of a well bore and to minimize impact pressures on the new well bore section.

Der Fluiddurchlaß 740 erlaubt es, daß Fluidmaterialien zu dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 715 und ausgehend von diesem gefördert werden. Der Fluiddurchlaß 740 ist bevor zugt mit dem Schuh 720 in Fluidverbindung mit dem Innenbe reich des rohrförmigen Elements 715 unter dem aufweitbaren Dorn 715 verbunden und innerhalb dieses Schuhs positioniert. Der Fluiddurchlaß 740 besitzt bevorzugt Querschnittsform, die es erlaubt, daß ein Stopfen oder eine ähnliche Einrichtung in dem Einlaß 830 des Fluiddurchlasses 740 plaziert wird, um da durch den weiteren Hindurchtritt von Fluidmaterialien zu blockieren. Auf diese Weise kann der innere Bereich des rohr förmigen Elements 715 unter dem aufweitbaren Dorn 705 in op timaler Weise von dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Ele ments 715 fluidmäßig isoliert werden. Dies erlaubt, daß der innere Bereich des rohrförmigen Elements 715 unterhalb des aufweitbaren Dorns 205 unter Druck gesetzt wird.The fluid passage 740 allows fluid materials to be conveyed to and from the area outside the tubular member 715 . The fluid passage 740 is connected to the shoe 720 in fluid communication with the interior of the tubular member 715 under the expandable mandrel 715 and is positioned within this shoe. The fluid passage 740 preferably has a cross-sectional shape that allows a plug or similar device to be placed in the inlet 830 of the fluid passage 740 so as to block fluid materials from continuing to pass therethrough. In this way, the inner region of the tubular element 715 under the expandable mandrel 705 can be optimally fluidly isolated from the region outside of the tubular element 715 . This allows the interior of tubular member 715 to be pressurized below expandable mandrel 205 .

Der Fluiddurchlaß 740 ist bevorzugt im wesentlichen entlang der Mittenlinie der Vorrichtung 700 positioniert. Der Fluid durchlaß 740 ist bevorzugt gewählt, Materialien, wie etwa Ze ment, Bohrschlamm oder Epoxidharze, mit Strömungsgeschwindig keiten und Drücken zu fördern, die von etwa 0 bis 3.000 Gal lonen/Minute bzw. von 0 bis 9.000 psi reichen, um in optima ler Weise einen ringförmigen Bereich zwischen dem rohrförmi gen Element 715 und einem neuen Abschnitt der Brunnenbohrung mit Fluidmaterialien zu befüllen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Fluiddurchlaß 740 einen Einlaß durchlaß 830 mit einer Geometrie, die geeignet ist, einen An ker und/oder ein Kugeldichtungselement aufzunehmen. Auf diese Weise kann der Fluiddurchlaß 740 abgedichtet werden, indem ein Stopfen, ein Anker und/oder Kugeldichtungselemente in den Fluiddurchlaß 230 eingeführt werden.The fluid passage 740 is preferably positioned substantially along the center line of the device 700 . The fluid passage 740 is preferably selected to convey materials such as cement, drilling mud or epoxy resins at flow rates and pressures ranging from about 0 to 3,000 gal ions / minute or from 0 to 9,000 psi to be more optimal Way to fill an annular area between the tubular element 715 and a new section of the well bore with fluid materials. According to a preferred embodiment, the fluid passage 740 includes an inlet passage 830 having a geometry suitable for receiving an anchor and / or a ball seal member. In this manner, the fluid passage 740 can be sealed by inserting a plug, an anchor, and / or ball sealing elements into the fluid passage 230 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Vorrich tung 700 außerdem eine oder mehrere Dichtungen 845, die mit dem Endabschnitt 820 des rohrförmigen Elements 715 verbunden und durch diesen getragen sind. Die Dichtungen 845 sind au ßerdem auf einer Außenseite des Endabschnitts 820 des rohr förmigen Elements 715 positioniert. Die Dichtungen 845 erlau ben es, daß die Überlappungsverbindung zwischen einem Endab schnitt der bereits existierenden Einfassung und dem Endab schnitt 820 des rohrförmigen Elements 715 fluidmäßig abge dichtet wird. Die Dichtungen 845 können eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Dichtungen umfas sen, wie beispielsweise Blei, Gummi, Teflon, oder Epoxiddich tungen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform umfassen die Dichtungen 845 Dichtungen, die aus StrataLock-Epoxidharz geformt sind, das erhältlich ist von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, um in optimaler Weise eine hydraulische Dichtung und einen Lasttragegrenzflä chensitz in der Überlappungsverbindung zwischen dem rohrför migen Element 715 und einer existierenden Einfassung mit op timaler Lasttragefähigkeit bereitzustellen, um das rohrförmi ge Element 715 zu tragen.According to a preferred embodiment, device 700 also includes one or more seals 845 connected to and carried by end portion 820 of tubular member 715 . The seals 845 are also positioned on an outside of the end portion 820 of the tubular member 715 . The seals 845 allow the overlap connection between an end portion of the existing enclosure and the end portion 820 of the tubular member 715 to be fluidly sealed. The seals 845 can include any number of conventional, commercially available seals, such as lead, rubber, Teflon, or epoxy seals, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the seals 845 include seals molded from StrataLock epoxy resin available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas to optimally include a hydraulic seal and a load bearing seat in the overlap connection between the tubular member 715 and an existing enclosure with optimal load bearing capacity to support the tubular member 715 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Dichtungen 845 ausgewählt, eine ausreichende Reibungskraft bereitzustel len, um das aufgeweitete rohrförmige Element 715 von der exi stierenden Einfassung zu tragen. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform reicht die Reibungskraft, welche durch die Dich tungen 845 bereitgestellt wird, von etwa 1.000 bis 1.000.000 lbf, um in optimaler Weise das aufgeweitete rohrförmige Ele ment 715 zu tragen.In a preferred embodiment, the seals 845 are selected to provide sufficient frictional force to support the expanded tubular member 715 from the existing casing. According to a preferred embodiment, the frictional force provided by the seals 845 ranges from approximately 1,000 to 1,000,000 lbf in order to optimally carry the expanded tubular element 715 .

Das Tragelement 745 ist bevorzugt mit dem aufweitbaren Dorn 705 und der Überlaufverbindung 755 verbunden. Das Tragelement 745 kann bevorzugt ein ringförmiges Element ausreichender Fe stigkeit umfassen, um die Vorrichtung 700 in einen neuen Ab schnitt einer Brunnenbohrung zu überführen. Das Tragelement 745 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Tragelementen umfassen, wie beispielsweise ein Stahlbohrrohr, ein Spiralschlauchwerk oder ein anderes hoch festes Rohr, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform umfaßt das Tragelement 745 ein herkömmliches Bohr rohr, verfügbar von verschiedenen Stahlwerken in den Verei nigten Staaten.The support element 745 is preferably connected to the expandable mandrel 705 and the overflow connection 755 . The support element 745 may preferably comprise an annular element of sufficient strength to transfer the device 700 into a new section of a well bore. The support member 745 can include any number of conventional, commercially available support members, such as a steel drill pipe, spiral tubing, or other high strength pipe, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred form exporting approximately 745 comprises the support member a conventional drill pipe, available from various steel mills-adjusted in the foiled States.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist ein Schmiermit telkörper 750 in dem ringförmigen Bereich über dem Behälter 710 für den aufweitbaren Dorn im Innern des rohrförmigen Ele ments 715 vorgesehen. Auf diese Weise wird das Pressen des rohrförmigen Elements 715 weg von dem aufweitbaren Dorn 705 erleichtert. Das Schmiermittel 750 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Schmiermitteln umfassen, wie beispielsweise Lubriplate, auf Chlor basierende Schmiermittel, auf Öl basierende Schmiermittel oder Climax 1500 Antiseize (3100). Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form umfaßt das Schmiermittel 750 Climax 1500 Antiseize (3100), erhältlich von Halliburton Energy Services in Hou ston, Texas, um in optimaler Weise eine Schmierung bereitzu stellen, um den Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozeß zu erleich tern. According to a preferred embodiment, a lubricant body 750 is provided in the annular region above the container 710 for the expandable mandrel inside the tubular element 715 . In this way, the pressing of the tubular member 715 away from the expandable mandrel 705 is facilitated. Lubricant 750 may include any number of conventional, commercially available lubricants, such as Lubriplate, chlorine-based lubricants, oil-based lubricants, or Climax 1500 antiseize ( 3100 ). According to a preferred embodiment, the lubricant comprises 750 Climax 1500 antiseize ( 3100 ), available from Halliburton Energy Services in Houston, Texas, to optimally provide lubrication to facilitate the expansion or compression process.

Die Überlaufverbindung 755 ist mit dem Tragelement 745 und dem Tragelement 760 verbunden. Die Überlaufverbindung 755 er laubt bevorzugt, daß das Tragelement 745 lösbar mit dem Tra gelement 760 verbunden ist. Die Überlaufverbindung 755 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhält lichen Überlaufverbindungen umfassen, wie beispielsweise In nerstring Sealilng Adapter, Innerstring Flat-Face Sealing Ad apter oder EZ Drill Setting Tool Stinger. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform umfaßt die Überlaufverbindung 755 ei nen Innerstring-Adapter mit einer Upper Guide, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas.The overflow connection 755 is connected to the support element 745 and the support element 760 . The overflow connection 755 he preferably allows that the support member 745 is releasably connected to the tra gelement 760 . Overflow connection 755 may include any number of conventional, commercially available overflow connections, such as inner string sealing adapter, inner string flat face sealing adapter, or EZ Drill Setting Tool Stinger. According to a preferred embodiment, the overflow connection 755 includes an inner string adapter with an upper guide available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

Das Tragelement 760 ist bevorzugt mit der Überlaufverbindung 755 und einer (nicht gezeigten) Oberflächentragstruktur ver bunden. Das Tragelement 760 umfaßt bevorzugt ein ringförmiges Element ausreichender Festigkeit, um die Vorrichtung 700 in einen neuen Abschnitt einer Brunnenbohrung tragen zu können. Das Tragelement 760 kann eine beliebige Anzahl von herkömmli chen, kommerziell erhältlichen Tragelementen umfassen, wie beispielsweise Stahlbohrrohr, Spiralschlauchwerk oder andere hochfeste Rohrwerke, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Tragelement 760 ein herkömmliches Bohrrohr, verfügbar von Stahlwerken in den Vereinigten Staa ten.The support element 760 is preferably connected to the overflow connection 755 and a surface support structure (not shown). The support element 760 preferably comprises an annular element of sufficient strength to be able to carry the device 700 into a new section of a well bore. The support member 760 may include any number of conventional, commercially available support members, such as steel drill pipe, spiral tubing, or other high strength pipe works modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, support member 760 comprises a conventional drill pipe available from steel mills in the United States.

Der Stabilisator 765 kann bevorzugt mit dem Tragelement 760 verbunden sein. Der Stabilisator 765 stabilisiert außerdem bevorzugt die Bestandteile der Vorrichtung 700 in dem rohr förmigen Element 715. Der Stabilisator 765 umfaßt bevorzugt ein kugelförmiges Element mit einem Außendurchmesser, der et wa 80 bis 99% des Innendurchmessers des rohrförmigen Elements 715 entspricht, um in optimaler Weise Knickverformen des rohrförmigen Elements 715 zu minimieren. Der Stabilisator 765 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell er hältlichen Stabilisatoren umfassen, wie beispielsweise EZ Drill Star Guides, Dichtungsschuhe oder Schleppblöcke, modi fiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Stabilisator 765 eine obere Dichtungsadapterführung, er hältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas.The stabilizer 765 can preferably be connected to the support element 760 . Stabilizer 765 also preferably stabilizes the components of device 700 in tubular member 715 . The stabilizer 765 preferably comprises a spherical element with an outer diameter which corresponds approximately to 80 to 99% of the inner diameter of the tubular element 715 in order to optimally minimize buckling of the tubular element 715 . Stabilizer 765 can include any number of conventional, commercially available stabilizers, such as EZ Drill Star Guides, sealing shoes, or drag blocks, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, stabilizer 765 includes an upper seal adapter guide available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die Tragele ment 745 und 760 sorgfältig vor dem Zusammenbau mit den rest lichen Teilen der Vorrichtung 700 gereinigt. Auf diese Weise wird der Eintrag von Fremdmaterial in die Vorrichtung 700 mi nimiert. Dies minimiert die Möglichkeit, daß Fremdmaterial die verschiedenen Strömungsdurchlässe und Ventile der Vor richtung 700 verstopft.According to a preferred embodiment, the carrying elements 745 and 760 are carefully cleaned before assembly with the remaining parts of the device 700 . In this way, the entry of foreign material into the device 700 is minimized. This minimizes the possibility that foreign material clogs the various flow passages and valves of the device 700 before.

Vor oder nach dem Positionieren der Vorrichtung 700 innerhalb eines neuen Abschnitts der Brunnenbohrung werden gemäß einer bevorzugten Ausführungsform mehrere Brunnenbohrungsvolumina durch die verschiedenen Strömungsdurchlässe der Vorrichtung 700 umgewält, um sicherzustellen, daß keine Fremdmaterialien in der Brunnenbohrung angeordnet sind, welche die verschiede nen Strömungsdurchlässe und Ventile der Vorrichtung 700 ver stopfen könnten, und um sicherzustellen, daß kein Fremdmate rial in störenden Eingriff mit dem Aufweitungsdorn 705 wäh rend des Aufweitungsprozesses gelangt.Before or after the device 700 is positioned within a new section of the well bore, in accordance with a preferred embodiment, multiple well bore volumes are circulated through the various flow passages of the device 700 to ensure that no foreign materials are arranged in the well bore that would cause the various flow passages and valves of the device Device 700 could clog and to ensure that no foreign material interferes with the expansion mandrel 705 during the expansion process.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird die Vorrichtung 700 im wesentlichen so betrieben, wie vorstehend unter bezug auf Fig. 1-7 erläutert, um einen neuen Einfassungsabschnitt innerhalb einer Brunnenbohrung zu bilden.According to a preferred embodiment, the device 700 is operated essentially as explained above with reference to FIGS. 1-7 in order to form a new enclosure section within a well bore.

Wie in Fig. 8 gezeigt, werden gemäß einer alternativen bevor zugten Ausführungsform das Verfahren und die Vorrichtung, die vorstehend erläutert sind, verwendet, um eine existierende Brunnenbohrungseinfassung 805 zu reparieren, indem eine rohr förmige Auskleidung 810 innerhalb der existierenden Brunnen bohrungseinfassung 805 gebildet wird. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist eine äußere ringförmige Auskleidung aus Zement in dem reparierten Abschnitt weggelassen. Gemäß einer alternativen bevorzugten Ausführungsform kann eine beliebige Anzahl von Fluidmaterialien verwendet werden, um die rohrför mige Auskleidung 810 in innigen Kontakt mit dem beschädigten Abschnitt der Brunnenbohrungseinfassung aufzuweiten, wie bei spielsweise Zement, Epoxidharz, Schlackengemisch oder Bohr schlamm. Gemäß einer alternativen bevorzugten Ausführungsform sind Dichtungselemente 815 bevorzugt an beiden Enden des rohrförmigen Elements vorgesehen, um in optimaler Weise eine Fluiddichtung bereitzustellen. Gemäß einer alternativen be vorzugten Ausführungsform ist die rohrförmige Auskleidung 810 innerhalb eines horizontal positionierten Rohrleitungsab schnitt gebildet, so daß diejenigen, die zum Transportieren von Kohlenwasserstoffen oder Wasser verwendet werden, wobei die rohrförmige Auskleidung 810 in überlappender Beziehung mit dem benachbarten Rohrleitungsabschnitt angeordnet wird. Auf diese Weise können unterirdische Rohrleitungen repariert werden, ohne daß sie ausgegraben werden müssen, und ohne daß die beschädigten Abschnitte ersetzt werden müssen.As shown in Fig. 8, according to an alternative before ferred embodiment, the method and apparatus, which are explained above can be used to repair an existing wellbore enclosure 805 by a tubular liner 810 bore enclosure within the existing well is formed 805. According to a preferred embodiment, an outer annular cement lining is omitted in the repaired section. In an alternative preferred embodiment, any number of fluid materials can be used to expand the tubular liner 810 into intimate contact with the damaged portion of the wellbore casing, such as cement, epoxy, slag mix, or drilling mud. According to an alternative preferred embodiment, sealing elements 815 are preferably provided at both ends of the tubular element in order to optimally provide a fluid seal. According to an alternative preferred embodiment, the tubular liner 810 is formed within a horizontally positioned pipe section so that those used to transport hydrocarbons or water are placed in an overlapping relationship with the adjacent pipe section, the tubular liner 810 . In this way, underground pipelines can be repaired without having to be dug up and without having to replace the damaged sections.

Gemäß einer weiteren alternativen bevorzugten Ausführungsform werden die Vorrichtung und das Verfahren, die vorstehend er läutert sind, verwendet, um eine Brunnenbohrung mit einer rohrförmigen Auskleidung 810 direkt auszukleiden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die äußere ringförmige Aus kleidung aus Zement nicht zwischen der rohrförmigen Ausklei dung 810 und der Brunnenbohrung vorgesehen. Gemäß einer al ternativen bevorzugten Ausführungsform kann eine beliebige Anzahl von Fluidmaterialien verwendet werden, um die rohrför mige Auskleidung 810 in innigen Kontakt mit der Brunnenboh rung aufzuweiten, wie beispielsweise Zement, Epoxidharz, Schlackengemisch oder Bohrschlamm.According to a further alternative preferred embodiment, the device and the method explained above are used to directly line a well bore with a tubular lining 810 . According to a preferred embodiment, the outer annular cement lining is not provided between the tubular lining 810 and the well bore. According to an alternative preferred embodiment, any number of fluid materials can be used to expand the tubular liner 810 into intimate contact with the well bore, such as cement, epoxy, slag mix, or drilling mud.

Wie in Fig. 9, 9a, 9b und 9c gezeigt, umfaßt eine bevorzugte Ausführungsform einer Vorrichtung 900 zur Ausbildung einer Brunnenbohrungseinfassung ein aufweitbares rohrförmiges Ele ment 902, ein Tragelement 904, einen aufweitbaren Dorn bzw. einen aufweitbaren Molch 906 und einen Schuh 908. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform erlauben die Auslegung und Kon struktion des Dorns 906 und des Schuhs eine problemlose Ent fernung dieser Elemente, indem sie ausgebohrt werden. Auf diese Weise kann die Anordnung 900 problemlos aus der Brun nenbohrung unter Verwendung einer herkömmlichen Bohrvorrich tung und entsprechender Bohrmethoden entfernt werden.As shown in FIGS. 9, 9a, 9b and 9c, a preferred embodiment of a device 900 for forming a wellbore casing includes an expandable tubular member 902 , a support member 904 , an expandable spike 906, and a shoe 908 . According to a preferred embodiment, the design and construction of the mandrel 906 and the shoe allow these elements to be easily removed by drilling them out. In this way, the assembly 900 can be easily removed from the well bore using a conventional Bohrvorrich device and appropriate drilling methods.

Das aufweitbare rohrförmige Element 902 umfaßt bevorzugt ei nen oberen Abschnitt 910, einen Zwischenabschnitt 912 und ei nen unteren Abschnitt 914. Während des Betriebs der Vorrich tung 900 wird das rohrförmige Element 902 bevorzugt von dem Dorn 906 weg durch Unterdrucksetzen eines inneren Bereichs 966 des rohrförmigen Elements 902 weggepreßt. Das rohrförmige Element 902 besitzt bevorzugt im wesentlichen ringförmigen Querschnitt.The expandable tubular member 902 preferably includes an upper portion 910 , an intermediate portion 912, and a lower portion 914 . During operation of device 900 , tubular member 902 is preferably pressed away from mandrel 906 by pressurizing an inner portion 966 of tubular member 902 . The tubular element 902 preferably has a substantially annular cross section.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist ein aufweitbares rohrförmiges Element 915 mit dem oberen Ab schnitt 910 des aufweitbaren Elements 902 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 wird das rohrförmige Element 915 bevorzugt von dem Dorn 906 durch Unterdrucksetzen des in neren Bereichs 966 des rohrförmigen Elements 902 weggepreßt. Das rohrförmige Element 915 besitzt bevorzugt im wesentlichen ringförmigen Querschnitt. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform ist die Wanddicke des rohrförmigen Elements 915 größer als die Wanddicke des rohrförmigen Elements 902.According to a particularly preferred embodiment, an expandable tubular element 915 is connected to the upper portion 910 of the expandable element 902 . During operation of the device 900 , the tubular member 915 is preferably pressed away from the mandrel 906 by pressurizing the inner portion 966 of the tubular member 902 . The tubular element 915 preferably has a substantially annular cross section. According to a preferred embodiment, the wall thickness of the tubular element 915 is greater than the wall thickness of the tubular element 902 .

Das rohrförmige Element 915 kann aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien her gestellt sein, wie beispielsweise aus Ölfeld-Rohrwerk, Weich legierungsstählen, Titan oder Edelstählen. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird das rohrförmige Elementen 915 aus Ölfeld-Rohrwerken hergestellt, um in optimaler Weise ungefähr dieselben mechanischen Eigenschaften wie diejenigen des rohr förmigen Elements 902 bereitzustellen. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform besitzt das rohrförmige Element 915 einen plastischen Verformungspunkt, der von etwa 40.000 bis 135 psi reicht, um in optimaler Weise ungefähr dieselben Verformungseigenschaften wie für das rohrförmige Element 902 in optimaler Weise bereitzustellen. Das rohrförmige Element 915 kann mehrere rohrförmige Elemente umfassen, die über ihre Enden verbunden sind.The tubular member 915 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as oilfield tubing, soft alloy steels, titanium, or stainless steels. According to a preferred embodiment, the tubular member 915 is made from oilfield tubing to optimally provide approximately the same mechanical properties as those of the tubular member 902 . According to a particularly preferred embodiment, the tubular member 915 has a plastic deformation point ranging from about 40,000 to 135 psi to optimally optimally provide approximately the same deformation properties as for the tubular member 902 . The tubular member 915 may include a plurality of tubular members connected at their ends.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der obere En dabschnitt des rohrförmigen Elements 915 ein oder mehrere Dichtungselemente zum optimalen Bereitstellen einer Fluid- und/oder Gasdichtung mit einem existierenden Abschnitt einer Brunnenbohrungseinfassung.In a preferred embodiment, the upper end portion of tubular member 915 includes one or more sealing members for optimally providing a fluid and / or gas seal with an existing portion of a wellbore casing.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die kombinierte Länge der rohrförmigen Elemente 902 und 915 begrenzt, um die Möglichkeit von Knickverformung zu minimieren. Für typische Materialien für das rohrförmige Element ist die kombinierte Länge der rohrförmigen Elemente 902 und 915 begrenzt auf zwi schen etwa 40 bis 20.000 Fuß Länge.In a preferred embodiment, the combined length of tubular members 902 and 915 are limited to minimize the possibility of buckling. For typical materials for the tubular member, the combined length of tubular members 902 and 915 is limited to between about 40 to 20,000 feet.

Der untere Abschnitt 914 des rohrförmigen Elements 902 ist bevorzugt mit dem Schuh 908 durch eine Gewindeverbindung 968 verbunden. Der Zwischenabschnitt 912 des rohrförmigen Ele ments 902 ist bevorzugt in innigem Gleitkontakt mit dem Dorn 906 angeordnet.The lower portion 914 of the tubular member 902 is preferably connected to the shoe 908 by a threaded connection 968 . The intermediate section 912 of the tubular element 902 is preferably arranged in intimate sliding contact with the mandrel 906 .

Das rohrförmige Element 902 kann aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien her gestellt sein, wie beispielsweise Ölfeld-Rohr(werk), Weichle gierungsstählen, Titan oder Edelstählen. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform ist das rohrförmige Element 902 aus Ölfeld-Rohr(werk) hergestellt, um in optimaler Weise ungefähr dieselben mechanischen Eigenschaften wie für das rohrförmige Element 915 bereitzustellen. Gemäß einer besonders bevorzug ten Ausführungsform besitzt das rohrförmige Element 902 einen plastischen Verformungspunkt im Bereich von etwa 40.000 bis 135.000 psi, um in optimaler Weise ungefähr dieselben Verfor mungseigenschaften wie für das rohrförmige Element 915 be reitzustellen.The tubular member 902 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as oilfield pipe (mill), soft alloy steels, titanium, or stainless steels. According to a preferred embodiment, the tubular member 902 is made from an oilfield pipe (factory) to optimally provide approximately the same mechanical properties as for the tubular member 915 . According to a particularly preferred embodiment, the tubular member 902 has a plastic deformation point in the range of about 40,000 to 135,000 psi in order to optimally provide approximately the same deformation properties as for the tubular member 915 .

Die Wanddicke der oberen, der sich in Zwischenlage befinden den und der unteren Abschnitte 910, 912 und 914 des rohrför migen Elements 902 reicht beispielsweise von etwa 1/16 bis 1,5 Inch. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht die Wanddicke der oberen, der sich in Zwischenlage befindlichen und der unteren Abschnitte 910, 912 und 914 des rohrförmigen Elements 902 von etwa 1/8 bis 1,25 Inch, um in optimaler Wei se eine Wanddicke bereitzustellen, die in etwa derjenigen des rohrförmigen Elements 915 entspricht. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Wanddicke des unteren Abschnitts 914 geringer oder gleich der Wanddicke des oberen Abschnitts 910, um in optimaler Weise eine Geometrie bereitzustellen, welche in enge Freiräume bzw. enge Spielräume lochabwärts paßt.The wall thickness of the upper, the intermediate and the lower portions 910 , 912 and 914 of the tubular element 902 ranges, for example, from about 1/16 to 1.5 inches. In a preferred embodiment, the wall thickness of the top, liner and bottom portions 910 , 912 and 914 of tubular member 902 ranges from about 1/8 to 1.25 inches to optimally provide a wall thickness that is in corresponds approximately to that of the tubular element 915 . According to a preferred embodiment, the wall thickness of the lower section 914 is less than or equal to the wall thickness of the upper section 910 , in order to optimally provide a geometry which fits into narrow spaces or narrow spaces downhole.

Der Außendurchmesser der oberen, sich in Zwischenlage befind lichen und der unteren Abschnitte 910, 912 und 914 des rohr förmigen Elements 902 kann beispielsweise von etwa 1,05 bis 48 Inch reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Außendurchmesser der oberen, der sich in Zwischen lage befindlichen und der unteren Abschnitte 910, 912 und 914 des rohrförmigen Elements 902 von etwa 3 1/2 bis 19 Inch, um in optimaler Weise die Möglichkeit bereitzustellen, diejeni gen Ölfeld-Rohrwerke bzw. -rohre aufzuweiten, die am stärk sten verbreitet sind.The outer diameter of the upper, interposed and lower portions 910 , 912, and 914 of the tubular member 902 may range, for example, from about 1.05 to 48 inches. According to a preferred embodiment, the outer diameter of the intermediate and lower portions 910 , 912 and 914 of the tubular member 902 ranges from approximately 3 1/2 to 19 inches to optimally provide the ability to provide those oil field -Widen the most widely used pipe mills or pipes.

Die Länge des rohrförmigen Elements 902 ist bevorzugt be grenzt auf zwischen etwa 2 bis 5 Fuß, um in optimaler Weise genug Länge bereitzustellen, um den Dorn 906 und einen Schmiermittelkörper aufnehmen zu können.The length of tubular member 902 is preferably limited to between about 2 to 5 feet to optimally provide enough length to accommodate mandrel 906 and a lubricant body.

Das rohrförmige Element 902 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen rohrförmigen Elemen ten aufweisen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform umfaßt das rohrförmige Element 902 Oilfield Country Tubular Goods, erhältlich von verschiedenen US-Stahlwerken. Das rohrförmige Element 915 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen rohrförmigen Elemen ten umfassen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform umfaßt das rohrförmige Element 915 Oildfield Coun try Tubular Goods, erhältlich von verschiedenen US- Stahlwerken.The tubular member 902 may include any number of conventional, commercially available tubular members, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the tubular member comprises 902 Oilfield Country Tubular Goods, available from various US steel plants. The tubular member 915 can include any number of conventional, commercially available tubular members modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the tubular member 915 comprises Oildfield Coun try Tubular Goods, available from various US steel plants.

Die verschiedenen Elemente des rohrförmigen Elements 902 kön nen unter Verwendung einer beliebigen Anzahl von herkömmli chen Prozessen verbunden werden, beispielsweise durch Schraubverbindungen, durch Schweißen oder durch maschinelles einstückiges Herstellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form sind die verschiedenen Elemente des rohrförmigen Ele ments 902 unter Einsatz von Schweißen verbunden. Das rohrför mige Element 902 kann mehrere rohrförmige Elemente umfassen, die endweise verbunden sind. Die verschiedenen Elemente des rohrförmigen Elements 915 können unter Verwendung einer be liebigen Anzahl von herkömmlichen Prozesses verbunden werden, beispielsweise durch Schraubverbindungen, durch Schweißen oder durch maschinelles einstückiges Herstellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die verschiedenen Elemente des rohrförmigen Elements 915 unter Einsatz von Schweißen verbunden. Das rohrförmige Element 915 kann mehrere rohrför mige Elemente umfassen, die endweise verbunden sind. Die rohrförmigen Elemente 902 und 915 können Einsatz einer belie bigen Anzahl von herkömmlichen Prozessen verbunden sein, wie beispielsweise durch Schraubverbindungen, Schweißen oder durch maschinelles einstückiges Herstellen.The various elements of the tubular element 902 can be connected using any number of conventional processes, for example, by screw connections, by welding, or by one-piece machining. According to a preferred embodiment, the various elements of the tubular element 902 are connected using welding. The tubular member 902 may include a plurality of tubular members that are end-to-end connected. The various elements of the tubular element 915 can be connected using any number of conventional processes, for example by screw connections, by welding or by machine integral manufacture. According to a preferred embodiment, the various elements of the tubular element 915 are connected using welding. The tubular element 915 can comprise a plurality of tubular elements which are connected end-to-end. The tubular members 902 and 915 can be connected using any number of conventional processes, such as, for example, by screw connections, welding, or by one-piece machining.

Das Tragelement 904 umfaßt bevorzugt einen Innengestängeadap ter 916, einen Fluiddurchlaß 918, eine obere Führung 920 und eine Kupplung bzw. ein Verbindungselement 922. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 trägt das Tragelement 904 bevor zugt die Vorrichtung 900 während der Bewegung der Vorrichtung 900 innerhalb eines Bohrlochs. Das Tragelement 904 weist be vorzugt im wesentlichen ringförmigen Querschnitt auf.The support member 904 preferably includes an inner rod adapter 916 , a fluid passage 918 , an upper guide 920 and a coupling or a connecting element 922 . During operation of device 900 , support member 904 supports device 900 while moving device 900 within a borehole. The support element 904 preferably has an essentially annular cross section.

Das Tragelement 904 kann hergestellt sein aus einer beliebi gen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Mate rialien, wie beispielsweise aus Ölfeldrohren, Weichlegie rungsstahl, Spiralrohren und Edelstahl. Gemäß einer bevorzug ten Ausführungsform ist das Tragelement 904 hergestellt aus Weichlegierungsstahl, um in optimaler Weise hohe Dehnfestig keit bereitzustellen.The support member 904 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as oil field tubes, mild steel, spiral tubes, and stainless steel. According to a preferred embodiment, the support element 904 is made of soft alloy steel in order to optimally provide high tensile strength.

Der Innengestängeadapter 916 ist bevorzugt mit einem herkömm lichen Bohrgestängeträger, ausgehend von einem Oberflächenort aus verbunden, und durch diesen getragen. Der Innengestänge adapter 916 kann mit einem herkömmlichen Bohrgestängeträger 971 durch eine Schraubverbindung 970 verbunden sein.The inner rod adapter 916 is preferably connected to and carried by a conventional drill rod carrier, starting from a surface location. The inner rod adapter 916 can be connected to a conventional drill rod carrier 971 by a screw connection 970 .

Der Fluiddurchlaß 918 wird bevorzugt eingesetzt, um Fluide und andere Materialien zu der Vorrichtung 900 und ausgehend von dieser zu fördern. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form ist der Fluiddurchlaß 918 fluidmäßig mit dem Fluiddurch laß 952 verbunden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Fluiddurchlaß 918 verwendet, um aushärtbare Fluid dichtungsmaterialien zu der Vorrichtung 900 und von dieser weg zu fördern. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausfüh rungsform kann der Fluiddurchlaß 918 einen oder mehrere Druc kentlastungs- bzw. Freigabedurchlässe (nicht gezeigt) umfas sen, um Fluiddruck während der Positionierung der Vorrichtung 900 innerhalb eines Bohrlochs freizugeben. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform ist der Fluiddurchlaß 918 entlang der gesamten Mittenlinie der Vorrichtung 900 positioniert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der Fluiddurchlaß 918 gewählt, um das Fördern von aushärtbaren Fluidmaterialien mit Betriebsdrücken zu ermöglichen, die von etwa 0 bis 9.000 psi reichen.Fluid passage 918 is preferably used to deliver fluids and other materials to and from device 900 . According to a preferred embodiment, the fluid passage 918 is fluidly connected to the fluid passage 952 . In a preferred embodiment, the fluid passage 918 is used to convey curable fluid sealing materials to and from the device 900 . In a particularly preferred embodiment, the fluid passage 918 may include one or more pressure relief passages (not shown) to release fluid pressure during the positioning of the device 900 within a borehole. According to a preferred embodiment, the fluid passage 918 is positioned along the entire center line of the device 900 . In a preferred embodiment, fluid passage 918 is selected to enable the delivery of curable fluid materials at operating pressures ranging from about 0 to 9,000 psi.

Die obere Führung 920 ist mit einem oberen Abschnitt des Tra gelements 904 verbunden. Die obere Führung 920 ist bevorzugt an das Zentrum bzw. die Mitte des Tragelements 904 innerhalb des rohrförmigen Elements 915 angepaßt. Die obere Führung 920 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen Führungselemen ten umfassen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform umfaßt die obere Führung 920 einen Innengestänge adapter, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dal las, Texas, um in optimaler Weise die Vorrichtung 900 in dem rohrförmigen Element 915 zu führen. The upper guide 920 is connected to an upper portion of the support member 904 . The upper guide 920 is preferably adapted to the center of the support element 904 within the tubular element 915 . Upper guide 920 may include any number of conventional guide elements, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the upper guide 920 includes an inner linkage adapter available from Halliburton Energy Services of Dal las, Texas to optimally guide the device 900 within the tubular member 915 .

Die Kupplung 922 verbindet das Tragelement 904 mit dem Dorn 906. Die Kupplung 922 umfaßt bevorzugt eine herkömmliche Schraubverbindung.The coupling 922 connects the support element 904 to the mandrel 906 . Coupling 922 preferably comprises a conventional screw connection.

Die verschiedenen Elemente des Tragelements 904 können unter Verwendung einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen Prozes sen verbunden werden, wie beispielsweise durch Schweißen, Schraubverbinden oder durch maschinelles einstückiges Her stellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die verschiedenen Elemente des Tragelements 904 unter Verwendung von Schraubverbindungen verbunden.The various elements of the support member 904 can be connected using any number of conventional processes, such as welding, bolting, or one-piece machining. According to a preferred embodiment, the various elements of the support element 904 are connected using screw connections.

Der Dorn 906 umfaßt bevorzugt einen Halter 924, einen Gummi becher 926, einen Expansionskonus 928, einen unteren Konus halter 930, einen Zementkörper 932, eine untere Führung 934, eine Aufweitungsbuchse 926, einen Abstandhalter 938, ein Ge häuse 940, eine Dichtungsbuchse 942, einen oberen Konushalter 944, einen Schmierdorn 946, eine Schmierbuchse 948, eine Füh rung 950 und einen Fluiddurchlaß 952.The mandrel 906 preferably comprises a holder 924 , a rubber cup 926 , an expansion cone 928 , a lower cone holder 930 , a cement body 932 , a lower guide 934 , an expansion bushing 926 , a spacer 938 , a housing 940 , a sealing bushing 942 , an upper cone holder 944 , a lubricating pin 946 , a lubricating bush 948 , a guide 950 and a fluid passage 952 .

Der Halter 924 ist mit dem Schmierdorn 946, der Schmierbuchse 948 und dem Gummibecher 926 verbunden. Der Halter 924 verbin det den Gummibecher 926 mit der Schmierbuchse 948. Der Halter 924 weist bevorzugt im wesentlichen ringförmigen Querschnitt auf. Der Halter 924 kann eine beliebige Anzahl von herkömmli chen, kommerziell erhältlichen Haltern umfassen, wie bei spielsweise geschlitzte Federstifte oder Rollstifte.The holder 924 is connected to the lubricating mandrel 946 , the lubricating bush 948 and the rubber cup 926 . The holder 924 connects the rubber cup 926 to the lubricating bush 948 . The holder 924 preferably has an essentially annular cross section. The holder 924 may include any number of conventional, commercially available holders, such as slotted spring pins or rolling pins.

Der Gummibecher 926 ist mit dem Halter 924, dem Schmierdorn 946 und der Schmierbuchse 948 verbunden. Der Gummibecher 926 erlaubt es, das Eindringen von Fremdmaterial in den inneren Bereich 972 des rohrförmigen Elements 902 unter dem Gummibe cher 926 zu verhindern. Der Gummibecher 926 kann beispiels weise TP-Becher oder Selective-Injection-Packer(SIP)-Becher umfassen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Gummibecher 926 einen SIP-Becher, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, um in optimaler Weise Fremdmaterial auszusperren.The rubber cup 926 is connected to the holder 924 , the lubricating mandrel 946 and the lubricating bush 948 . The rubber cup 926 makes it possible to prevent foreign material from entering the inner region 972 of the tubular element 902 under the rubber cup 926 . The rubber cup 926 can include, for example, TP cups or selective injection packers (SIP) cups. In a preferred embodiment, the rubber cup 926 comprises a SIP cup, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally lock out foreign material.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist ein Schmiermittelkörper außerdem im inneren Bereich 972 des rohr förmigen Elements 902 vorgesehen, um die Grenzfläche zwischen der Außenseite des Dorns 902 und 99999 00070 552 001000280000000200012000285919988800040 0002010005799 00004 99880 der Innenseite der rohrför migen Elemente 902 und 915 zu schmieren. Das Schmiermittel kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell er hältlichen Schmiermitteln umfassen, wie beispielsweise Lubri plate, auf Chlor basierende Schmiermittel, auf Öl basierende Schmiermittel oder Climax 1500 Antiseize (3100). Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Schmiermittel Climax 1500 Antiseize (3100), erhältlich von Climax Lubricants and Equipment Co. in Houston, Texas, um in optimaler Weise eine Schmierung bereitzustellen, um den Aufweitungs- bzw. Wegpreß prozeß zu erleichtern.According to a particularly preferred embodiment, a lubricant body is also provided in the inner region 972 of the tubular element 902 in order to lubricate the interface between the outside of the mandrel 902 and 99999 00070 552 001000280000000200012000285919988800040 0002010005799 00004 99880 of the inside of the tubular elements 902 and 915 . The lubricant can include any number of conventional, commercially available lubricants, such as Lubri plate, chlorine-based lubricants, oil-based lubricants, or Climax 1500 antiseize ( 3100 ). In a preferred embodiment, the lubricant includes Climax 1500 Antiseize ( 3100 ), available from Climax Lubricants and Equipment Co. of Houston, Texas, to optimally provide lubrication to facilitate the expansion process.

Der Aufweitungskonus 928 ist mit dem unteren Konushalter 930, dem Zementkörper 932, der unteren Führung 934, der Aufwei tungsbuchse 936, dem Gehäuse 940 und dem oberen Konushalter 944 verbunden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden während des Betriebs der Vorrichtung 900 die rohrförmigen Elemente 902 und 915 von der Außenseite bzw. Außenfläche des Aufweitungsdorns 928 weggepreßt. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform wird eine axiale Bewegung des Aufweitungskonus 928 verhindert durch den unteren Konushalter 930, das Gehäuse 940 und den oberen Konushalter 944. Eine innere radiale Bewe gung des Aufweitungskonus 928 wird verhindert durch den Ze mentkörper 932, das Gehäuse 940 und den oberen Konushalter 994. The expansion cone 928 is connected to the lower cone holder 930 , the cement body 932 , the lower guide 934 , the expansion bushing 936 , the housing 940 and the upper cone holder 944 . According to a preferred embodiment, the tubular elements 902 and 915 are pressed away from the outside or outside surface of the expansion mandrel 928 during the operation of the device 900 . According to a preferred embodiment, an axial movement of the expansion cone 928 is prevented by the lower cone holder 930 , the housing 940 and the upper cone holder 944 . An inner radial movement of the expansion cone 928 is prevented by the cement body 932 , the housing 940 and the upper cone holder 994 .

Der Aufweitungskonus 928 besitzt bevorzugt im wesentlichen ringförmigen Querschnitt. Der Außendurchmesser des Aufwei tungskonus 928 verläuft bevorzugt verjüngt, um Konusform be reitzustellen. Die Wanddicke des Aufweitungskonus 928 kann beispielsweise von etwa 0,125 bis 3 Inch reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht die Wanddicke des Aufwei tungskonus 928 von etwa 0,25 bis 0,75 Inch, um in optimaler Weise angemessene Druckfestigkeit bei minimalem Material be reitzustellen. Die maximalen und minimalen Außendurchmesser des Aufweitungskonus 928 können beispielsweise von etwa 1 bis 47 Inch reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform rei chen die maximalen und minimalen Außendurchmesser des Aufwei tungskonus 928 von etwa 3,5 bis 19 Inch, um in optimaler Wei se die Aufweitung des üblicherweise erhältlichen Ölfeld- Rohrwerks zu ermöglichen.The expansion cone 928 preferably has an essentially annular cross section. The outer diameter of the expansion cone 928 is preferably tapered to provide the cone shape. For example, the wall thickness of expansion cone 928 can range from about 0.125 to 3 inches. According to a preferred embodiment, the wall thickness of the expansion cone 928 ranges from approximately 0.25 to 0.75 inches in order to optimally provide adequate compressive strength with minimal material. The maximum and minimum outer diameters of expansion cone 928 can range, for example, from about 1 to 47 inches. According to a preferred embodiment, the maximum and minimum outer diameters of the expansion cone 928 range from approximately 3.5 to 19 inches, in order to enable the expansion of the commonly available oil field tube works in an optimal manner.

Der Aufweitungskonus 928 kann hergestellt sein aus einer be liebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien, wie etwa beispielsweise Keramik, Werkzeugstahl, Titan oder Weichlegierungsstahl. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform ist der Aufweitungskonus 928 hergestellt aus Werkzeugstahl, um in optimaler Weise hohe Festigkeit und Ver schleißbeständigkeit bereitzustellen. Die Oberflächenhärte der Außenseite des Aufweitungskonus 928 kann beispielsweise von etwa 50 Rockwell C bis 70 Rockwell C reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht die Oberflächenhärte der Außenseite des Aufweitungskonus 928 von etwa 58 Rockwell C bis 82 Rockwell C, um in optimaler Weise hohe Dehnfestigkeit bereitzustellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Aufweitungskonus 928 wärmebehandelt, um in optimaler Wei se eine harte Außenfläche bereitzustellen und einen elasti schen bzw. federnden Innekörper, um in optimaler Weise Ab riebbeständigkeit und Bruchzähigkeit bereitzustellen. The expansion cone 928 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as, for example, ceramic, tool steel, titanium, or soft alloy steel. According to a preferred embodiment, the expansion cone 928 is made of tool steel in order to optimally provide high strength and wear resistance. The surface hardness of the outside of the expansion cone 928 can range, for example, from about 50 Rockwell C to 70 Rockwell C. According to a preferred embodiment, the surface hardness of the outside of the expansion cone 928 ranges from approximately 58 Rockwell C to 82 Rockwell C in order to optimally provide high tensile strength. According to a preferred embodiment, the expansion cone 928 is heat-treated in order to optimally provide a hard outer surface and an elastic or resilient inner body to optimally provide abrasion resistance and fracture toughness.

Der untere Konushalter 930 ist mit dem Aufweitungskonus 928 und dem Gehäuse 940 verbunden. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform wird die axiale Bewegung des Aufweitungskonus 928 durch den unteren Konushalter 930 verhindert. Bevorzugt besitzt der untere Konushalter 930 im wesentlichen ringförmi gen Querschnitt.The lower cone holder 930 is connected to the expansion cone 928 and the housing 940 . According to a preferred embodiment, the axial movement of the expansion cone 928 is prevented by the lower cone holder 930 . The lower cone holder 930 preferably has a substantially ring-shaped cross section.

Der untere Konushalter 930 kann aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien her gestellt sein, beispielsweise aus Keramik, Werkzeugstahl, Ti tan oder Weichlegierungsstahl. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform ist der untere Konushalter 39 hergestellt aus Werkzeugstahl, um in optimaler Weise hohe Festigkeit und Ver schleißbeständigkeit bereitzustellen. Die Oberflächenhärte der Außenseite des unteren Konushalters 930 kann beispiels weise von etwa 50 Rockwell C bis 70 Rockwell C reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht die Oberflächenhärte der Außenseite des unteren Konushalters 930 von etwa 58 Rockwell C bis 62 Rockwell C, um in optimaler Weise hohe Dehnfestigkeit bereitzustellen. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform wird der untere Konushalter 930 wärmebehandelt, um in optimaler Weise eine harte Außenseite und einen elasti schen Innenkörper bereitzustellen, um in optimaler Weise Ver schleißbeständigkeit und Bruchzähigkeit bereitzustellen.The lower cone holder 930 can be made from any number of conventional, commercially available materials, for example ceramic, tool steel, titanium or soft alloy steel. According to a preferred embodiment, the lower cone holder 39 is made of tool steel in order to optimally provide high strength and wear resistance. The surface hardness of the outside of the lower cone holder 930 can range, for example, from about 50 Rockwell C to 70 Rockwell C. According to a preferred embodiment, the surface hardness of the outside of the lower cone holder 930 ranges from approximately 58 Rockwell C to 62 Rockwell C in order to optimally provide high tensile strength. According to a preferred embodiment, the lower cone holder 930 is heat-treated in order to optimally provide a hard outside and an elastic inner body in order to optimally provide wear resistance and fracture toughness.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind der unteren Ko nushalter 930 und der Aufweitungskonus 928 gebildet als inte grales einstückiges Element, um die Anzahl von Bauteilen zu verringern und die Gesamtfestigkeit der Vorrichtung zu erhö hen. Die Außenseite des unteren Konushalters 930 paßt bevor zugt zusammen mit den Innenseiten der rohrförmigen Elemente 902 und 915. According to a preferred embodiment, the lower cone holder 930 and the expansion cone 928 are formed as an integral integral element in order to reduce the number of components and to increase the overall strength of the device. The outside of the lower cone holder 930 fits together with the inside of the tubular members 902 and 915 .

Der Zementkörper 932 ist im Innern des Dorns 906 angeordnet. Der Zementkörper 932 stellt eine innere Tragstruktur für den Dorn 906 bereit. Der Zementkörper 932 kann außerdem problem los unter Verwendung einer herkömmlichen Bohreinrichtung aus gebohrt werden. Auf diese Weise kann der Dorn 906 unter Ver wendung einer herkömmlichen Bohreinrichtung problemlos ent fernt werden.The cement body 932 is arranged inside the mandrel 906 . The cement body 932 provides an internal support structure for the mandrel 906 . The cement body 932 can also be easily drilled using conventional drilling equipment. In this way, the mandrel 906 can be easily removed using a conventional drilling device.

Der Zementkörper 932 kann eine beliebige Anzahl von herkömm lichen, kommerziell erhältlichen Zementverbindungen umfassen. Alternativ können als Ersatz für den Zement Aluminium, Gußei sen oder anderen bohrbare Metalle, Verbundstoffe oder Aggre gatmaterialien eingesetzt werden. Der Zementkörper 932 be sitzt bevorzugt im wesentlichen ringförmigen Querschnitt.The cement body 932 can comprise any number of conventional, commercially available cement compounds. Alternatively, aluminum, cast iron or other drillable metals, composites or aggregate materials can be used as a replacement for the cement. The cement body 932 preferably sits essentially in the form of an annular cross section.

Die untere Führung 934 ist mit der Aufweitungsbuchse 936 und dem Gehäuse 940 verbunden. Während des Betriebs der Vorrich tung 900 unterstützt die untere Führung 934 bevorzugt die Führung der Bewegung des Dorns 906 in dem rohrförmigen Ele ment 902. Die untere Führung 934 besitzt im wesentlichen ringförmigen Querschnitt.The lower guide 934 is connected to the expansion bushing 936 and the housing 940 . During operation of the device 900 , the lower guide 934 preferably aids in guiding the movement of the mandrel 906 in the tubular member 902 . The lower guide 934 has an essentially annular cross section.

Die untere Führung 934 kann aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien herge stellt sein, wie etwa beispielsweise aus Ölfeldrohren, Weich legierungsstahl oder Edelstahl. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform ist die untere Führung 934 hergestellt aus Weichlegierungsstahl, um in optimaler Weise hohe Dehnfestig keit bereitzustellen. Die Außenseite der unteren Führung 934 paßt bevorzugt mit der Innenseite des rohrförmigen Elements 902 zusammen, um einen Gleitsitz bereitzustellen.The lower guide 934 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as oilfield pipes, mild steel, or stainless steel. According to a preferred embodiment, the lower guide 934 is made of soft alloy steel in order to optimally provide high tensile strength. The outside of lower guide 934 preferably mates with the inside of tubular member 902 to provide a sliding fit.

Die Aufweitungsbuchse 936 ist mit der unteren Führung 934 und dem Gehäuse 940 verbunden. Während des Betriebs der Vorrich tung 900 unterstützt die Aufweitungsbuchse 936 bevorzugt die Führung der Bewegung des Dorns 906 in dem rohrförmigen Ele ment 902. Die Aufweitungsbuchse 936 besitzt bevorzugt im we sentlichen ringförmigen Querschnitt.The expansion sleeve 936 is connected to the lower guide 934 and the housing 940 . During operation of the device 900 , the expansion sleeve 936 preferably assists in guiding the movement of the mandrel 906 in the tubular element 902 . The expansion bushing 936 preferably has a substantially annular cross section.

Die Aufweitungsbuchse 936 kann hergestellt sein aus einer be liebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien, wie beispielsweise Ölfeldrohren, Weichlegie rungsstahl oder Edelstahl. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform ist die Aufweitungsbuchse 906 hergestellt aus Weichlegierungsstahl, um in optimaler Weise hohe Dehnfestig keit bereitzustellen. Die Außenseite der Aufweitungsbuchse 936 paßt bevorzugt mit der Innenseite des rohrförmigen Ele ments 902 zusammen, um einen Gleitsitz bereitzustellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Aufweitungsbuchse 936 und die untere Führung 934 als integrales einstückiges Element gebildet, um die Anzahl von Bauteilen zu minimieren und die Festigkeit der Vorrichtung zu erhöhen.The expansion sleeve 936 can be made from any number of conventional, commercially available materials such as oilfield pipes, mild steel or stainless steel. According to a preferred embodiment, the expansion bushing 906 is made of soft alloy steel in order to optimally provide high tensile strength. The outside of expansion sleeve 936 preferably mates with the inside of tubular member 902 to provide a sliding fit. According to a preferred embodiment, the expansion bushing 936 and the lower guide 934 are formed as an integral one-piece element in order to minimize the number of components and increase the strength of the device.

Der Abstandhalter 938 ist mit der Dichtungsbuchse 942 verbun den. Der Abstandhalter 938 umfaßt bevorzugt einen Fluiddurch laß 952 und ist dazu ausgelegt, mit dem Aufweitungsrohr 960 des Schuhs 908 zusammenzupassen. Auf diese Weise kann ein Stopfen oder Anker ausgehend von der Oberfläche durch die Fluiddurchlässe 918 und 952 in den Fluiddurchlaß 962 geför dert werden. Bevorzugt weist der Abstandhalter 938 im wesent lichen ringförmigen Querschnitt auf. Der Abstandhalter 938 kann hergestellt sein aus einer beliebigen Anzahl von her kömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien, wie etwa beispielsweise Stahl, Aluminium oder Gußeisen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der Abstandhalter 938 herge stellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit be reitzustellen. Das Ende des Abstandhalters 938 paßt bevorzugt mit dem Ende des Aufweitungsrohrs 960 zusammen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind der Abstandhalter 938 und die Dichtungsbuchse 942 als integrales einstückiges Element gebildet, um die Anzahl von Bauteilen zu verringern und die Festigkeit der Vorrichtung zu erhöhen.The spacer 938 is connected to the sealing bush 942 . Spacer 938 preferably includes a fluid passage 952 and is configured to mate with expansion tube 960 of shoe 908 . In this way, a plug or anchor can be conveyed from the surface through the fluid passages 918 and 952 into the fluid passage 962 . The spacer 938 preferably has an essentially annular cross-section. Spacer 938 can be made from any number of commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. According to a preferred embodiment, the spacer 938 is made of aluminum, in order to provide reusability in an optimal manner. The end of the spacer 938 preferably mates with the end of the expansion tube 960 . In a preferred embodiment, the spacer 938 and the sealing sleeve 942 are formed as an integral one-piece member to reduce the number of components and increase the strength of the device.

Das Gehäuse 940 ist mit der unteren Führung 934, der Aufwei tungsbuchse 936, dem Aufweitungskonus 928, dem Zementkörper 932 und dem unteren Konushalter 930 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 verhindert das Gehäuse 940 be vorzugt eine innere radiale Bewegung des Aufweitungskonus 938. Bevorzugt besitzt das Gehäuse 940 im wesentlichen ring förmigen Querschnitt.The housing 940 is connected to the lower guide 934 , the expansion bushing 936 , the expansion cone 928 , the cement body 932 and the lower cone holder 930 . During operation of device 900 , housing 940 preferably prevents internal radial movement of expansion cone 938 . The housing 940 preferably has a substantially ring-shaped cross section.

Das Gehäuse 940 kann hergestellt sein aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materiali en, wie etwa beispielsweise Ölfeldrohren, Weichlegierungs stahl oder Edelstahl. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist das Gehäuse 940 hergestellt aus Weichlegierungsstahl, um in optimaler Weise hohe Dehnfestigkeit bereitzustellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die untere Führung 934, die Aufweitungsbuchse 936 und das Gehäuse 940 herge stellt als integrales einstückiges Element, um die Anzahl von Bauteilen zu minimieren und die Festigkeit der Vorrichtung zu erhöhen.The housing 940 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as, for example, oilfield pipes, soft alloy steel, or stainless steel. According to a preferred embodiment, the housing 940 is made of soft alloy steel in order to optimally provide high tensile strength. According to a preferred embodiment, the lower guide 934 , the expansion bushing 936 and the housing 940 are manufactured as an integral one-piece element in order to minimize the number of components and to increase the strength of the device.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Innenfläche bzw. Innenseite des Gehäuses 940 einen oder meh rere Vorsprünge, um die Verbindung zwischen dem Gehäuse 940 und dem Zementkörper 932 zu erleichtern. Die Dichtungsbuchse 942 ist mit dem Tragelement 904, dem Zementkörper 932, dem Abstandhalter 938 und dem oberen Konushalter 944 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung stellt die Dichtungs buchse 942 bevorzugt eine Abstützung für den Dorn 906 bereit. Die Dichtungsbuchse 942 ist bevorzugt mit dem Tragelement 904 unter Verwendung der Kupplung 922 verbunden. Bevorzugt be sitzt die Dichtungsbuchse 942 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt.According to a particularly preferred embodiment, the inner surface or inside of the housing 940 comprises one or more projections in order to facilitate the connection between the housing 940 and the cement body 932 . The sealing bush 942 is connected to the support element 904 , the cement body 932 , the spacer 938 and the upper cone holder 944 . During operation of the device, the sealing bushing 942 preferably provides support for the mandrel 906 . The sealing bush 942 is preferably connected to the support element 904 using the coupling 922 . Preferably, the sealing bush 942 sits in a substantially annular cross section.

Die Dichtungsbuchse 942 kann hergestellt sein aus einer be liebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien, wie beispielsweise Stahl, Aluminium oder Gußei sen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Dich tungsbuchse 942 hergestellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit bzw. Aufbohrbarkeit der Dichtungsbuchse 942 bereitzustellen.The sealing sleeve 942 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum or cast iron. According to a preferred embodiment, the sealing bushing 942 is made of aluminum in order to provide the sealing bushing 942 with the ability to be drilled or drilled in an optimal manner.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Außenseite der Dichtungsbuchse 942 einen oder mehrere Vor sprünge, um die Verbindung zwischen der Dichtungsbuchse 942 und dem Zementkörper 932 zu erleichtern.According to a particularly preferred embodiment, the outside of the sealing bush 942 comprises one or more cracks before to facilitate the connection between the sealing bush 942 and the cement body 932 .

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform sind der Abstandhalter 938 und die Dichtungsbuchse 942 integral als einstückiges Element gebildet, um die Anzahl von Bauteilen zu minimieren.According to a particularly preferred embodiment, the spacer 938 and the sealing bush 942 are integrally formed as a one-piece element in order to minimize the number of components.

Der obere Konushalter 944 ist mit dem Aufweitungskonus 928, der Dichtungsbuchse 942 und dem Zementkörper 932 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 verhindert der obere Konushalter 944 bevorzugt eine axiale Bewegung des Aufwei tungskonus 928. Bevorzugt besitzt der obere Konushalter 944 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt.The upper cone holder 944 is connected to the expansion cone 928 , the sealing bush 942 and the cement body 932 . During the operation of the device 900 , the upper cone holder 944 preferably prevents the cone 928 from moving axially. The upper cone holder 944 preferably has an essentially annular cross section.

Der obere Konushalter 944 ist hergestellt aus einer beliebi gen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Mate rialien, wie beispielsweise Stahl, Aluminium oder Gußeisen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der obere Konus halter 944 hergestellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit des oberen Konushalters 944 bereitzustellen.The upper cone holder 944 is made from any number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum or cast iron. According to a preferred embodiment, the upper cone holder 944 is made of aluminum in order to optimally provide drillability of the upper cone holder 944 .

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform besitzt der obere Konushalter 944 Querschnittsform, um erhöhte Festigkeit bereitzustellen. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausfüh rungsform besitzt der obere Konushalter 944 eine Quer schnittsform, die im wesentlichen i-förmig ist, um eine er höhte Festigkeit bereitzustellen, und um die Materialmenge zu minimieren, die ausgebohrt werden muß.In a particularly preferred embodiment, the upper cone holder 944 has a cross-sectional shape to provide increased strength. According to a particularly preferred embodiment, the upper cone holder 944 has a cross-sectional shape that is substantially i-shaped to provide increased strength and to minimize the amount of material that must be drilled out.

Der Schmierdorn 946 ist mit dem Halter 924, dem Gummibecher 926, dem oberen Konushalter 944, der Schmierbuchse 948 und der Führung 950 verbunden. Während des Betriebs der Vorrich tung 900 enthält der Schmierdorn 946 bevorzugt den Schmier mittelkörper im ringförmigen Bereich 972 zum Schmieren der Grenzfläche zwischen dem Dorn 906 und dem rohrförmigen Ele ment 902. Bevorzugt besitzt der Schmierdorn 946 im wesentli chen ringförmigen Querschnitt.The lubricating mandrel 946 is connected to the holder 924 , the rubber cup 926 , the upper cone holder 944 , the lubricating bush 948 and the guide 950 . During operation of the device 900 , the lubricating mandrel 946 preferably contains the lubricant body in the annular region 972 for lubricating the interface between the mandrel 906 and the tubular element 902 . Preferably, the lubricating mandrel 946 has a substantially annular cross-section.

Der Schmierdorn 946 kann hergestellt sein aus einer beliebi gen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Mate rialien, wie beispielsweise Stahl, Aluminium oder Gußeisen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der Schmiermit teldorn 946 hergestellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit des Schmierdorns 946 bereitzustellen.Lubricating mandrel 946 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. According to a preferred embodiment, the lubricating mandrel 946 is made of aluminum in order to optimally provide drillability of the lubricating mandrel 946 .

Die Schmierbuchse 948 ist mit dem Schmierdorn 946, dem Halter 924, dem Gummibecher 926, dem oberen Konushalter 944, der Schmierbuchse 948 und der Führung 950 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 trägt die Schmierbuchse 948 be vorzugt den Gummibecher 926. Bevorzugt besitzt die Schmier buchse 948 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt. The lubricating bush 948 is connected to the lubricating mandrel 946 , the holder 924 , the rubber cup 926 , the upper cone holder 944 , the lubricating bush 948 and the guide 950 . During operation of the device 900 , the lubricating bush 948 preferably carries the rubber cup 926 . The lubricating bushing 948 preferably has a substantially annular cross section.

Die Schmierbuchse 948 kann hergestellt sein aus einer belie bigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Ma terialien, wie beispielsweise Stahl, Aluminium oder Gußeisen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Schmierbuchse 948 hergestellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbar keit bzw. Aufbohrbarkeit der Schmierbuchse 948 bereitzustel len.The grease sleeve 948 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. According to a preferred embodiment, the lubricating bushing 948 is made of aluminum in order to provide the lubricating bushing 948 with the ability to be drilled or drilled in an optimal manner.

Wie in Fig. 9c gezeigt, ist die Schmierbuchse 948 durch den Schmierdorn 946 getragen bzw. gestützt. Die Schmierbuchse 948 ihrerseits trägt den Gummibecher 926. Der Halter 924 verbin det den Gummibecher 926 mit der Schmierbuchse 948. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform sind Dichtungen 949a und 949b zwischen dem Schmierdorn 946, der Schmierbuchse 948 und dem Gummibecher 946 vorgesehen, um in optimaler Weise den inneren Bereich 972 des rohrförmigen Elements 902 abzudichten.As shown in FIG. 9c, the lubricating bush 948 is supported by the lubricating mandrel 946 . The lubricating bush 948 in turn carries the rubber cup 926 . The holder 924 connects the rubber cup 926 to the lubricating bush 948 . According to a preferred embodiment, seals 949 a and 949 b are provided between the lubricating mandrel 946 , the lubricating bush 948 and the rubber cup 946 in order to optimally seal the inner region 972 of the tubular element 902 .

Die Führung 950 ist mit dem Schmierdorn 946, dem Halter 924 und der Schmierbuchse 948 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 führt die Führung 950 bevorzugt die Vorrich tung auf dem Tragelement 904. Bevorzugt besitzt die Führung 950 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt.The guide 950 is connected to the lubricating mandrel 946 , the holder 924 and the lubricating bush 948 . During the operation of the device 900 , the guide 950 preferably guides the device on the support element 904 . The guide 950 preferably has an essentially annular cross section.

Die Führung 950 kann hergestellt sein aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materiali en, wie beispielsweise Stahl, Aluminium oder Gußeisen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Führung 950 herge stellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit bzw. Aufbohrbarkeit der Führung 950 bereitzustellen.The guide 950 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. According to a preferred embodiment, the guide 950 is made of aluminum in order to provide the ability for the guide 950 to be drilled or drilled in an optimal manner.

Der Fluiddurchlaß 952 ist mit dem Dorn 906 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung fördert der Fluiddurchlaß 952 bevorzugt aushärtbare Fluidmaterialien. Gemäß einer bevorzug ten Ausführungsform ist der Fluiddurchlaß 952 um die Mitten linie der Vorrichtung 900 positioniert. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist der Fluiddurchlaß 952 dazu ausgelegt, aushärtbare Fluidmaterialien mit Drücken und Strö mungsgeschwindigkeiten zu fördern, die von etwa 0 bis 9.000 psi bzw. 0 bis 3.000 Gallonen/Minute reichen, um in optimaler Weise Drücke und Durchsätze bzw. Strömungsgeschwindigkeiten bereitzustellen, um Fluide während der Installation der Vor richtung 900 zu verschieben und umzuwälzen.Fluid passage 952 is connected to mandrel 906 . During operation of the device, fluid passage 952 preferably conveys curable fluid materials. According to a preferred embodiment, the fluid passage 952 is positioned about the center line of the device 900 . In a particularly preferred embodiment, the fluid passage 952 is designed to convey curable fluid materials at pressures and flow rates ranging from about 0 to 9,000 psi and 0 to 3,000 gallons / minute, respectively, to optimally provide pressures and flow rates to displace and circulate fluids during installation of device 900 .

Die verschiedenen Elemente des Dorns 906 können unter Verwen dung einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen Prozessen ver bunden sein, wie beispielsweise durch Schraubverbindungen, Schweißverbindungen oder durch Zementieren. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform sind die verschiedenen Elemente des Dorns 906 unter Verwendung von Schraubverbindungen und Zemen tierung verbunden.The various elements of mandrel 906 can be connected using any number of conventional processes, such as by bolting, welding, or cementing. According to a preferred embodiment, the various elements of the mandrel 906 are connected using screw connections and cementing.

Der Schuh 908 umfaßt bevorzugt ein Gehäuse 954, einen Zement körper 956, eine Dichtungsbuchse 958, ein Aufweitungsrohr 960, einen Fluiddurchlaß 962 und eine oder mehrere Aus laß(strahl)düsen 964.The shoe 908 preferably comprises a housing 954 , a cement body 956 , a sealing bush 958 , an expansion pipe 960 , a fluid passage 962 and one or more outlet (jet) nozzles 964 .

Das Gehäuse 954 ist mit dem Zementkörper 956 und dem unteren Abschnitt 914 des rohrförmigen Elements 902 verbunden. Wäh rend des Betriebs der Vorrichtung 900 verbindet das Gehäuse 954 bevorzugt den unteren Abschnitt des rohrförmigen Elements 902 mit dem Schuh 908, um die Aufweitungspositionierung des rohrförmigen Elements 902 zu erleichtern. Bevorzugt besitzt das Gehäuse 954 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt.The housing 954 is connected to the cement body 956 and the lower portion 914 of the tubular member 902 . During operation of device 900 , housing 954 preferably connects the lower portion of tubular member 902 to shoe 908 to facilitate expansion positioning of tubular member 902 . The housing 954 preferably has an essentially annular cross section.

Das Gehäuse 954 kann hergestellt sein aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Materiali en, wie beispielsweise Stahl oder Aluminium. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform ist das Gehäuse 954 hergestellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit bzw. Aufbohrbar keit des Gehäuses 954 bereitzustellen.Housing 954 can be made from any number of conventional, commercially available materials, such as steel or aluminum. According to a preferred embodiment, the housing 954 is made of aluminum in order to provide the ability to drill or drill the housing 954 in an optimal manner.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Innenseite des Gehäuses 954 einen oder mehrere Vorsprünge, um die Verbindung zwischen dem Zementkörper 956 und dem Gehäuse 954 zu erleichtern.According to a particularly preferred embodiment, the inside of the housing 954 includes one or more protrusions to facilitate the connection between the cement body 956 and the housing 954 .

Der Zementkörper 956 ist mit dem Gehäuse 954 und der Dich tungsbuchse 958 verbunden. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform ist die Zusammensetzung des Zementkörpers 956 so gewählt, daß der Zementkörper problemlos unter Verwendung herkömmlicher Bohrmaschinen und -prozesse ausgebohrt werden kann.The cement body 956 is connected to the housing 954 and the sealing bush 958 . According to a preferred embodiment, the composition of the cement body 956 is selected so that the cement body can be easily drilled out using conventional drilling machines and processes.

Die Zusammensetzung des Zementkörpers 956 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen Zementzusammensetzungen umfassen. Gemäß einer alternativen Ausführungsform kann der Zementkör per 956 ersetzt sein durch bohrbares Material, wie beispiels weise Aluminium oder Eisen.The cement body 956 composition may include any number of conventional cement compositions. According to an alternative embodiment, the cement body can be replaced by 956 with drillable material, such as aluminum or iron.

Die Dichtungsbuchse 958 ist mit dem Zementkörper 956, dem Aufweitungsrohr 960, dem Fluiddurchlaß 962 und einen oder mehreren Auslaßdüsen 964 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 ist die Dichtungsbuchse 958 bevorzugt dazu ausgelegt, ein aushärtbares Fluidmaterial aus dem Fluiddurch laß 952 in den Fluiddurchlaß 962 und daraufhin in die Auslaß düsen 964 zu fördern, um das aushärtbare Fluidmaterial in ei nen Ringbereich außerhalb des rohrförmigen Elements 902 ein zuspritzen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Dichtungsbuchse 958 während des Betriebs der Vorrichtung 900 eine Einlaßgeometrie, die es erlaubt, daß ein herkömmli cher Stopfen oder Anker 954 im Einlaß der Dichtungsbuchse 958 angeordnet werden kann. Auf diese Weise kann der Fluiddurch laß 962 blockiert bzw. versperrt werden, wodurch der innere Bereich 966 des rohrförmigen Elements 902 fluidmäßig isoliert wird.The sealing sleeve 958 is connected to the cement body 956 , the expansion tube 960 , the fluid passage 962 and one or more outlet nozzles 964 . During operation of the device 900 , the seal bushing 958 is preferably configured to deliver a curable fluid material from the fluid passageway 952 into the fluid passage 962 and then into the outlet nozzles 964 to enter the curable fluid material into an annular region outside the tubular member 902 inject. In a preferred embodiment, the seal bushing 958 includes, during operation of the device 900, an inlet geometry that allows a conventional plug or anchor 954 to be placed in the inlet of the seal bushing 958 . In this way, the fluid passage 962 can be blocked or blocked, whereby the inner region 966 of the tubular element 902 is fluidly isolated.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt die Dich tungsbuchse 958 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt. Die Dichtungsbuchse 958 kann aus einer beliebigen Anzahl von her kömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien hergestellt sein, wie beispielsweise aus Stahl, Aluminium oder Gußeisen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Dichtungs buchse 958 hergestellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit bzw. Aufbohrbarkeit der Dichtungsbuchse 958 be reitzustellen.According to a preferred embodiment, the sealing bushing 958 has a substantially annular cross section. The seal bushing 958 can be made from any number of commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. According to a preferred embodiment, the sealing bushing 958 is made of aluminum, riding observed to be in an optimal manner drillability or Aufbohrbarkeit the sealing bush 958th

Das Aufweitungsrohr 960 ist mit der Dichtungsbuchse 958, dem Fluiddurchlaß 962 und einer oder mehreren Auslaßdüsen 964 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 ist das Aufweitungsrohr 960 bevorzugt dazu ausgelegt, aushärtbares Fluidmaterial aus dem Fluiddurchlaß 952 in den Fluiddurchlaß 962 und daraufhin in die Auslaßdüsen 964 zu fördern, um das aushärtbare Fluidmaterial in den Ringbereich außerhalb vom rohrförmigen Element 902 einzuspritzen. Gemäß einer bevorzug ten Ausführungsform umfaßt die Dichtungsbuchse 960 während des Betriebs der Vorrichtung 900 außerdem eine Einlaßgeome trie, die es erlaubt, daß ein herkömmlicher Stopfen oder An ker 974 im Einlaß der Dichtungsbuchse 958 angeordnet wird. Auf diese Weise wird der Fluiddurchlaß 962 blockiert bzw. versperrt, um dadurch den inneren Bereich 966 des rohrförmi gen Elements 902 fluidmäßig zu isolieren. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform paßt ein Ende des Aufweitungsrohrs 960 zusammen mit einem Ende des Abstandhalters 938, um in optima ler Weise die Übertragung von Material zwischen diesen beiden zu erleichtern. The expansion tube 960 is connected to the sealing sleeve 958 , the fluid passage 962 and one or more outlet nozzles 964 . During operation of the device 900 , the expansion tube 960 is preferably configured to convey curable fluid material from the fluid passage 952 into the fluid passage 962 and then into the outlet nozzles 964 to inject the curable fluid material into the ring area outside of the tubular member 902 . According to a Favor th embodiment, the sealing sleeve 960 during operation of the apparatus 900 also includes a trie Einlaßgeome which allows that a conventional plug or to ker is arranged in the inlet 974 of the sealing bush 958th In this way, the fluid passage 962 is blocked to thereby fluidly isolate the inner portion 966 of the tubular member 902 . According to a preferred embodiment, one end of the expansion tube 960 fits together with one end of the spacer 938 in order to optimally facilitate the transfer of material between the two.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt das Aufwei tungsrohr 960 im wesentlichen ringförmigen Querschnitt. Das Aufweitungsrohr 960 kann aus einer beliebigen Anzahl von her kömmlichen, kommerziell erhältlichen Materialien hergestellt sein, wie beispielsweise aus Stahl, Aluminium oder Gußeisen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist das Aufweitungs rohr 960 hergestellt aus Aluminium, um in optimaler Weise Bohrbarkeit bzw. Aufbohrbarkeit des Aufweitungsrohrs 960 be reitzustellen.According to a preferred embodiment, the expansion pipe 960 has a substantially annular cross section. The expansion tube 960 can be made from any number of commercially available materials, such as steel, aluminum, or cast iron. According to a preferred embodiment, the expansion tube 960 is made of aluminum in order to provide the expandability tube 960 with the ability to be drilled or drilled in an optimal manner.

Der Fluiddurchlaß 962 ist mit der Dichtungsbuchse 958, dem Aufweitungsrohr 960 und einer mehreren Auslaßdüsen 964 ver bunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 fördert der Fluiddurchlaß 962 bevorzugt aushärtbare Fluidmaterialien. Ge mäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der Fluiddurchlaß 962 über der Mittenlinie der Vorrichtung 900 positioniert. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist der Fluiddurchlaß 962 dazu ausgelegt, aushärtbares Fluidmaterial mit Drücken und Durchsätzen zu fördern, die von etwa 0 bis 900 psi bzw. 0 bis 3.000 Gallonen/Minute reichen, um in opti maler Weise Fluide mit betriebsmäßieg effizienten Durchsätzen bereitzustellen.The fluid passage 962 is connected to the sealing bush 958 , the expansion tube 960 and a plurality of outlet nozzles 964 . During operation of the device 900 , the fluid passage 962 preferably conveys curable fluid materials. In a preferred embodiment, fluid passage 962 is positioned over the center line of device 900 . In a particularly preferred embodiment, the fluid passage 962 is configured to deliver curable fluid material at pressures and flow rates ranging from about 0 to 900 psi and 0 to 3,000 gallons / minute, respectively, to optimally provide fluids with operationally efficient flow rates.

Die Fluiddüsen 964 sind mit der Dichtungsbuchse 958, dem Auf weitungsrohr 960 und dem Fluiddurchlaß 962 verbunden. Während des Betriebs der Vorrichtung 900 fördern die Auslaßdüsen 964 bevorzugt aushärtbares Fluidmaterial von bzw. aus dem Durch laß 962 zu dem Bereich außerhalb der Vorrichtung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsfirn umfaßt der Schuh 908 mehrere Aus laßdüsen 964.The fluid nozzles 964 are connected to the sealing bush 958 , the expansion tube 960 and the fluid passage 962 . During operation of the device 900 , the outlet nozzles 964 preferably convey curable fluid material from or through the passage 962 to the area outside the device. According to a preferred embodiment, the shoe 908 comprises a plurality of outlet nozzles 964 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfassen die Auslaß düsen 964 Durchlässe, die indem Gehäuse 954 und dem Zement körper 956 durch Bohren gebildet sind, um den Aufbau der Vor richtung 900 zu vereinfachen.According to a preferred embodiment, the outlet nozzles 964 comprise passages which are formed in the housing 954 and the cement body 956 by drilling in order to simplify the construction of the device 900 .

Die verschiedenen Elemente des Schuhs 908 können verbunden sein unter Verwendung einer beliebigen Anzahl herkömmlicher Prozesse, wie beispielsweise Schraubverbindungen, durch Ze ment oder dadurch, daß sie einstückig aus einem Material ma schinell hergestellt sind. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform sind die verschiedenen Elemente des Schuhs 908 un ter Verwendung von Zement verbunden.The various elements of the shoe 908 can be connected using any number of conventional processes, such as screw connections, by cement, or by being made in one piece from a material machinely. According to a preferred embodiment, the various elements of the shoe 908 are connected using cement.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird die Anordnung 900 im wesentlichen so betrieben, wie vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 8 erläutert, um einen neuen Einfassungsab schnitt in einer Brunnenbohrung auszubilden, oder um eine Brunnenbohrungseinfassung oder eine Rohrleitung zu reparie ren.According to a preferred embodiment, the assembly 900 is operated essentially as explained above with reference to FIGS. 1 to 8 in order to form a new casing section in a well bore, or to repair a well bore casing or a pipeline.

Um die Brunnenbohrung in eine unterirdische Formation auszu weiten, wird insbesondere ein Bohrgestänge in an sich bekann ter Weise verwendet, um Material aus der unterirdischen For mation zu bohren, um einen neuen Abschnitt zu bilden.To dig the well into an underground formation widen, in particular a drill pipe in itself is known ter used to extract material from the underground For mation to form a new section.

Die Vorrichtung 900 zum Ausbilden einer Brunnenbohrungsein fassung in einer unterirdischen Formation wird daraufhin in dem neuen Abschnitt der Brunnenbohrung positioniert. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Vor richtung 900 das rohrförmige Element 915. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird ein aushärtbares Fluiddichtungs material daraufhin ausgehend von einer Oberflächenstelle bzw. einem Oberflächenort in den Fluiddurchlaß 918 gepumpt. Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial breitet sich daraufhin ausgehend vom Fluiddurchlaß 918 in den inneren Bereich 966 des rohrförmigen Elements 902 unterhalb des Dorns 906 aus. The device 900 for forming a wellbore casing in an underground formation is then positioned in the new section of the wellbore. According to a particularly preferred embodiment, the device 900 comprises the tubular element 915 . According to a preferred embodiment, a curable fluid sealing material is then pumped into the fluid passage 918 from a surface location or location. The curable fluid sealing material then spreads from the fluid passage 918 into the inner region 966 of the tubular member 902 below the mandrel 906 .

Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial durchsetzt daraufhin den inneren Bereich 966 in den Fluiddurchlaß 962 hinein. Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial verläßt daraufhin die Vor richtung 900 über die Ausstrahldüsen 964 und füllt einen ringförmigen Bereich zwischen der Außenseite des rohrförmigen Elements 902 und der Innenwand des neuen Abschnitts der Brun nenbohrung. Fortgesetztes Pumpen des aushärtbaren Fluiddich tungsmaterials führt dazu, daß das Material zumindest einen Teil des ringförmigen Bereichs füllt.The curable fluid sealing material then penetrates the inner region 966 into the fluid passage 962 . The curable fluid sealant material then exits device 900 via ejection nozzles 964 and fills an annular area between the outside of tubular member 902 and the inner wall of the new section of the well bore. Continued pumping of the curable fluid sealing material causes the material to fill at least a portion of the annular region.

Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial wird bevorzugt in den ringförmigen Bereich mit Drücken und Durchsätzen gepumpt, die beispielsweise von etwa 0 bis 5.000 psi bzw. 0 bis 1.500 Gal lonen/Minute reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial in den ringförmi gen Bereich mit Drücken und Durchsätzen gepumpt, die für den speziellen Brunnenbohrungsabschnitt geeignet sind, um die Verschiebung des aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials zu op timieren, während ausreichend hohe Umwälzdrücke erzeugt wer den, so daß die Umwälzung nicht erstirbt, was dazu führen würde, daß die Brunnenbohrung einbricht. Die optimale Drücke und Durchsätze werden bevorzugt unter Verwendung herkömmli cher empirischer Methoden ermittelt.The curable fluid sealing material is preferred in the annular area is pumped with pressures and flow rates that for example from about 0 to 5,000 psi or 0 to 1,500 gal Ions / minute are enough. According to a preferred embodiment the curable fluid sealing material is in the annular pumped to the area with pressures and flow rates necessary for the special wellbore section are suitable to the Shift of the curable fluid sealing material to op time while generating sufficiently high circulation pressures so that the upheaval does not die, which lead to it would cause the well to collapse. The optimal pressures and throughputs are preferred using conventional empirical methods determined.

Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen aushärtba ren Fluiddichtungsmaterialien enthalten, wie beispielsweise Schlackengemisch, Zement oder Epoxid. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial gemischte Zemente, die speziell für denjenigen Bohrungsab schnitt ausgelegt sind, der ausgekleidet werden soll, wobei die Zemente erhältlich sind von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, um in optimaler Weise eine Abstützung für das neue rohrförmige Element bereitzustellen, während außer dem optimale Strömungseigenschaften aufrechterhalten werden, um Betriebsprobleme während der Verschiebung des Zements in dem ringförmigen Bereich zu minimieren. Die optimale Zusam mensetzung der gemischten Zemente wird bevorzugt unter Ver wendung empirischer Methoden ermittelt.The curable fluid seal material can be any Number of conventional, commercially available curable contain fluid sealing materials such as Slag mixture, cement or epoxy. According to a preferred Embodiment comprises the curable fluid seal material mixed cements specially for those from are designed to be lined, whereby the cements are available from Halliburton Energy Services in Dallas, Texas to provide optimal support for to provide the new tubular element while except where optimal flow characteristics are maintained, to deal with operational problems during the movement of the cement in to minimize the annular area. The optimal combination Mixing the mixed cements is preferred under Ver using empirical methods.

Der ringförmige Bereich wird bevorzugt mit dem aushärtbaren Fluiddichtungsmaterial in ausreichenden Mengen befüllt, um sicherzustellen, daß bei radialer Aufweitung des rohrförmigen Elements 902 der ringförmige Bereich des neuen Abschnitts der Brunnenbohrung mit dem aushärtbaren Material gefüllt ist.The annular area is preferably filled with the curable fluid sealing material in sufficient quantities to ensure that when the tubular member 902 is radially expanded, the annular area of the new section of the well bore is filled with the curable material.

Sobald der ringförmige Bereich in angemessener Weise mit aus härtbarem Fluiddichtungsmaterial gefüllt ist, wird ein Stop fen oder Anker 974 oder eine ähnliche Einrichtung bevorzugt in den Fluiddurchlaß 962 eingeführt, um dadurch den inneren Bereich 966 des rohrförmigen Elements 902 von dem äußeren ringförmigen Bereich fluidmäßig zu isolieren. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform wird ein nicht aushärtbares Fluid material daraufhin in den inneren Bereich 966 gepumpt, um den inneren Bereich 966 unter Druck zu setzen. Gemäß einer beson ders bevorzugten Ausführungsform wird der Stopfen oder Anker 974 oder die andere ähnliche Einrichtung bevorzugt in den Fluiddurchlaß 262 durch Einführen des Stopfens oder Ankers 974 oder der anderen ähnlichen Einrichtung in das nicht aus härtbare Fluidmaterial eingeführt. Auf diese Weise wird die Menge an ausgehärtetem Material im Innern der rohrförmigen Elemente 902 und 915 minimiert.Once the annular region is adequately filled with curable fluid sealing material, a plug or anchor 974 or similar device is preferably inserted into the fluid passage 962 to thereby fluidly isolate the inner region 966 of the tubular member 902 from the outer annular region . According to one embodiment vorzugten be a non-curable fluid is then pumped material into the inner portion 966, to set the interior region 966 under pressure. According to a particularly preferred embodiment, the plug or anchor 974 or other similar device is preferably inserted into the fluid passage 262 by inserting the plug or anchor 974 or other similar device into the non-curable fluid material. In this way, the amount of cured material inside the tubular members 902 and 915 is minimized.

Sobald der innere Bereich 966 ausreichend unter Druck gesetzt ist, werden die rohrförmigen Elemente 902 und 915 von dem Dorn 906 weggepreßt. Der Dorn 906 kann daraufhin stationär verbleiben oder er kann aufgeweitet werden. Während des Auf weitungsprozesses wird der Dorn 906 aus den aufgeweiteten Ab schnitten der rohrförmigen Elemente 902 und 915 unter Verwen dung des Tragelements 904 angehoben. Während dieses Aufwei tungsprozesses verbleibt der Schuh 908 bevorzugt im wesentli chen stationär.Once the inner region 966 is pressurized sufficiently, the tubular members 902 and 915 are pressed away from the mandrel 906 . The mandrel 906 can then remain stationary or it can be expanded. During the expansion process, the mandrel 906 is cut from the expanded sections of the tubular elements 902 and 915 using the support element 904 . During this expansion process, shoe 908 preferably remains substantially stationary.

Der Stopfen oder Anker 974 wird bevorzugt in den Fluiddurch laß 962 durch Einführen des Stopfens oder des Ankers 974 in den Fluiddurchlaß 918 an einer Oberflächenstelle in herkömm licher Weise plaziert. Der Stopfen oder Anker 974 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Einrichtungen umfassen, um einen Fluiddurchlaß zu verstopfen bzw. zu versperren, wie beispielsweise einen Multiple-Stage- Cementer(MSC)-Einschnappstopfen, einen Omega- Einschnappstopfen oder einen Drei-Wischer-Einschnappstopfen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der Offenba rung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Stopfen oder Anker 974 einen MSC-Einschnappstopfen, erhält lich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas.The plug or anchor 974 is preferably placed in the fluid passage 962 by inserting the plug or anchor 974 into the fluid passage 918 at a surface location in a conventional manner. The plug or anchor 974 may include any number of conventional, commercially available devices to plug or block a fluid passage, such as a multiple-stage cementer (MSC) snap plug, an omega snap plug, or a three-wiper Snap-in plugs modified in accordance with the teachings of the revelation. In a preferred embodiment, the plug or anchor 974 includes an MSC snap plug, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas.

Nach der Plazierung des Stopfens oder Ankers 974 in dem Fluiddurchlaß 962 wird das nicht aushärtbare Fluidmaterial bevorzugt in den inneren Bereich 966 mit Drücken und Durch sätzen gepumpt, die von ungefähr 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gallonen/Minute reichen, um in optimaler Weise die rohrförmigen Elemente 902 und 915 von dem Dorn 906 wegzupres sen.After the plug or anchor 974 is placed in the fluid passage 962 , the non-curable fluid material is preferably pumped into the inner region 966 at pressures and rates ranging from approximately 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gallons / minute to more optimally Way to push the tubular members 902 and 915 away from the mandrel 906 .

Für typische rohrförmige Elemente 902 und 915 beginnt das Pressen der rohrförmigen Elemente 902 und 915 weg von dem aufweitbaren Dorn dann, wenn der Druck des inneren Bereichs 966 ungefähr 500 bis 9.000 psi erreicht. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform beginnt das Pressen der rohrförmigen Elemente 902 und 915 weg von dem Dorn 906, wenn der Druck des inneren Bereichs 966 ungefähr 1.200 bis 8.500 psi bei einem Durchsatz von etwa 40 bis 1.250 Gallonen/Minute erreicht.For typical tubular members 902 and 915 , the pressing of tubular members 902 and 915 away from the expandable mandrel begins when the pressure of inner region 966 reaches approximately 500 to 9,000 psi. According to a preferred embodiment, the tubular members 902 and 915 begin to press away from the mandrel 906 when the pressure of the inner region 966 reaches approximately 1,200 to 8,500 psi at a throughput of approximately 40 to 1,250 gallons / minute.

Während des Wegpreßprozesses bzw. Aufweitungsprozesses kann der Dorn 906 aus den aufgeweiteten Abschnitten der rohrförmi gen Elemente 902 und 915 mit Geschwindigkeiten angehoben wer den von beispielsweise etwa 0 bis 5 Fuß/s. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird während des Aufweitungsprozesses der Dorn 906 aus den aufgeweiteten Abschnitten der rohrförmi gen Elemente 902 und 915 mit Geschwindigkeiten hochgehoben bzw. angehoben, die von etwa 0 bis 2 Fuß/s reichen, um in op timaler Weise Ziehgeschwindigkeiten bereitzustellen, die aus reichend hoch sind, um einen effizienten Betrieb zu gewähr leisten, und ein vollständiges Aufweiten bzw. Wegpressen der rohrförmigen Elemente 902 und 915 vor Aushärten des aushärt baren Fluiddichtungsmaterials zu ermöglichen; die Geschwin digkeiten sollen jedoch nicht so hoch sein, daß die zeitliche Einstellung der Betriebsparameter während des Betriebs ver hindert wird.During the pressing process or expansion process, the mandrel 906 can be raised from the expanded sections of the tubular elements 902 and 915 at speeds of, for example, approximately 0 to 5 feet / s. According to a preferred embodiment, during the expansion process, the mandrel 906 is raised from the expanded portions of the tubular members 902 and 915 at speeds ranging from about 0 to 2 feet / s to optimally provide pulling speeds that are high enough to ensure efficient operation and to allow the tubular members 902 and 915 to be fully expanded or pressed away prior to curing the curable fluid sealing material; however, the speeds should not be so high that the temporal setting of the operating parameters is prevented during operation.

Wenn der obere Endabschnitt des rohrförmigen Elements 915 von dem Dorn 906 weggepreßt wird, kontaktiert die Außenseite des oberen Endabschnitts des rohrförmigen Elements 915 bevorzugt die Innenseite des unteren Endabschnitts der existierenden Einfassung, um eine fluiddichte Überlappungsverbindung be reitzustellen. Der Kontaktdruck der Überlappungsverbindung kann beispielsweise von ungefähr 50 bis 20.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontakt druck der Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Ende des rohrförmigen Elements 915 und dem existierenden Abschnitt der Brunnenbohrungseinfassung von ungefähr 400 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise einen Kontaktdruck bereitzustellen, um die Dichtungselemente zu aktivieren, und optimale Festigkeit be reitzustellen, so daß das rohrförmige Element 915 und die existierende Brunnenbohrungseinfassung typische Zug- und Drucklasten aufzunehmen vermögen.When the upper end portion of the tubular member 915 is pressed away from the mandrel 906 , the outside of the upper end portion of the tubular member 915 preferably contacts the inside of the lower end portion of the existing casing to provide a fluid-tight overlap connection. The contact pressure of the lap joint can range, for example, from about 50 to 20,000 psi. In a preferred embodiment, the contact pressure of the overlap connection between the top of tubular member 915 and the existing portion of the wellbore casing ranges from approximately 400 to 10,000 psi to optimally provide contact pressure to activate the sealing elements and provide optimum strength , so that the tubular member 915 and the existing wellbore casing are capable of absorbing typical tensile and compressive loads.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden der Betriebs druck und der Durchsatz des nicht aushärtbaren Fluidmaterials in gesteuerter Weise stufenweise verringert, wenn der Dorn 906 den oberen Endabschnitt des rohrförmigen Elements 915 er reicht. Auf diese Weise kann eine schlagartige Druckfreigabe, verursacht durch das vollständige Pressen des rohrförmigen Elements 915 weg von dem aufweitbaren Dorn 906 minimiert wer den. Gemäß der bevorzugten Ausführungsform wird der Betriebs druck in im wesentlichen linearer Weise von 100% bis etwa 10% während des Endes des Wegpreßprozesses verringert, beginnend dann, wenn der Dorn 906 nahezu vollständig aufgeweitet ist, bis auf die letzten fünf Fuß des Aufweitungs- bzw. Wegpreß prozesses.According to a preferred embodiment, the operating pressure and throughput of the non-curable fluid material are gradually reduced in a controlled manner when the mandrel 906 reaches the upper end portion of the tubular member 915 . In this way, a sudden pressure release caused by the complete pressing of the tubular element 915 away from the expandable mandrel 906 can be minimized. According to the preferred embodiment, the operating pressure is reduced in a substantially linear manner from 100% to about 10% during the end of the pressing process, starting when the mandrel 906 is almost fully expanded to the last five feet of the expansion or Extrusion process.

Gemäß einer alternativen bevorzugten Ausführungsform werden der Betriebsdruck und/oder der Durchsatz des aushärtbaren Fluidmaterials und/oder des nicht aushärtbaren Fluidmaterials während sämtlicher Phasen des Betriebs der Vorrichtung 900 gesteuert, um Stöße zu minimieren.According to an alternative preferred embodiment, the operating pressure and / or the throughput of the curable fluid material and / or the non-curable fluid material are controlled during all phases of the operation of the device 900 to minimize shocks.

Alternativ oder in Kombination ist ein Stoßabsorber in dem Tragelement 904 vorgesehen, um den Stoß zu absorbieren, der durch die plötzliche Druckfreigabe hervorgerufen ist.Alternatively or in combination, a shock absorber is provided in the support member 904 to absorb the shock caused by the sudden pressure release.

Alternativ oder in Kombination ist eine Dorneinfangstruktur über dem Tragelement 904 vorgesehen, um den Dorn 906 einzu fangen oder zumindest abzubremsen.Alternatively or in combination, a mandrel capture structure is provided over the support member 904 to capture or at least brake the mandrel 906 .

Sobald der Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozeß beendet ist, wird der Dorn 906 aus der Brunnenbohrung entfernt. Entweder vor oder nach der Entfernung des Dorns 906 wird gemäß einer be vorzugten Ausführungsform die Unversehrtheit der Fluiddich tung der Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Teil des rohrförmigen Elements 915 und dem unteren Teil der existie renden Einfassung unter Verwendung herkömmlicher Methoden ge testet. Wenn die Fluiddichtung der Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Teil des rohrförmigen Elements 915 und dem unteren Teil der existierenden Einfassung zufriedenstel lend ist, wird der nicht ausgehärtete Teil des aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials, wie dieses auch beschaffen sein mag, innerhalb des aufgeweiteten rohrförmigen Elements 915 in her kömmlicher Weise entfernt. Das aushärtbare Fluiddichtungsma terial in dem ringförmigen Bereich zwischen dem aufgeweiteten rohrförmigen Element 915 und der existierenden Einfassung und dem neuen Abschnitt der Brunnenbohrung wird daraufhin aushär ten gelassen.As soon as the expansion or pressing process has ended, the mandrel 906 is removed from the well bore. Either before or after removal of mandrel 906 , in accordance with a preferred embodiment, the integrity of the fluid seal of the overlap connection between the upper portion of tubular member 915 and the lower portion of the existing skirt is tested using conventional methods. If the fluid seal of the overlap connection between the upper portion of the tubular member 915 and the lower portion of the existing enclosure is satisfactory, the uncured portion of the curable fluid sealant material, however it is designed, will be within the expanded tubular member 915 in a conventional manner away. The curable fluid sealing material in the annular region between the expanded tubular member 915 and the existing casing and the new section of the well bore is then allowed to harden.

Bevorzugt wird daraufhin jegliches verbleibendes ausgehärte tes aushärtbares Fluiddichtungsmaterial im Innern der aufge weiteten Rohrelemente 902 und 915 in herkömmlicher Weise un ter Verwendung eines herkömmlichen Bohrgestänges entfernt. Der resultierende neue Abschnitt der Einfassung umfaßt bevor zugt die rohrförmigen Elemente 902 und 915 und eine äußere ringförmige Schicht aus ausgehärtetem aushärtbaren Fluiddich tungsmaterial. Der Bodenteil der Vorrichtung 900, umfassend den Schuh 908, kann daraufhin durch Ausbohren des Schuhs 908 unter Verwendung herkömmlicher Bohrmethoden entfernt werden.Preferably, any remaining cured curable fluid sealing material inside the expanded tube members 902 and 915 is then removed in a conventional manner using a conventional drill string. The resulting new portion of the skirt preferably includes tubular members 902 and 915 and an outer annular layer of cured curable fluid sealing material. The bottom portion of the device 900 , including the shoe 908 , can then be removed by drilling out the shoe 908 using conventional drilling methods.

Gemäß einer alternativen Ausführungsform kann es während des Aufweitungsprozesses erforderlich sein, die gesamte Vorrich tung 900 aus dem Innern der Brunnenbohrung aufgrund einer Störung zu entfernen. Unter diesen Umständen wird ein her kömmliches Bohrgestänge verwendet, um die inneren Abschnitte der Vorrichtung 900 auszubohren, um die Entfernung der ver bleibenden Abschnitte zu erleichtern. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die inneren Elemente der Vorrichtung 900 aus Materialien hergestellt, wie beispielsweise Zement und Aluminium, die es erlauben, daß ein herkömmliches Bohrge stänge verwendet wird, um die innenliegenden Bauteile auszu bohren.According to an alternative embodiment, it may be necessary during the expansion process to remove the entire device 900 from the inside of the well bore due to a fault. Under these circumstances, a conventional drill string is used to drill the inner portions of the device 900 to facilitate removal of the remaining portions. According to a preferred embodiment, the inner elements of the device 900 are made of materials, such as cement and aluminum, which allow a conventional Bohrge rod to be used to drill out the internal components.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die Zusammen setzung der inneren Abschnitte des Dorns 906 und des Schuhs 908, umfassend einen oder mehrere Zementkörper 932, den Ab standhalter 938, die Dichtungsbuchse 942, den oberen Konus halter 944, den Schmierdorn 946, die Schmierbuchse 948, die Führung 950, das Gehäuse 954, der Zementkörper 956, die Dich tungsbuchse 958 und das Aufweitungsrohr 960 so gewählt, daß zumindest einige dieser Bauteile unter Verwendung herkömmli cher Bohrmethoden und -vorrichtungen ausgebohrt werden kön nen. Auf diese Weise kann im Fall einer Störung im unteren Teil der Brunnenbohrung die Vorrichtung 900 problemlos aus der Brunnenbohrung entfernt werden.According to a preferred embodiment, the composition of the inner portions of the mandrel 906 and the shoe 908 , comprising one or more cement bodies 932 , the spacer 938 , the sealing bush 942 , the upper cone holder 944 , the lubricating mandrel 946 , the lubricating bush 948 , the Guide 950 , the housing 954 , the cement body 956 , the sealing bushing 958 and the expansion tube 960 are chosen so that at least some of these components can be drilled using conventional drilling methods and devices. In this way, in the event of a fault in the lower part of the well bore, the device 900 can be removed from the well bore without problems.

Unter bezug auf Fig. 10a, 10b, 10c, 10d, 10e, 10f und 10g werden nunmehr ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Erzeu gen einer Rückbindungseinfassung in einer Brunnenbohrung er läutert. Wie in Fig. 10a gezeigt, umfaßt eine Brunnenbohrung 1000, die in einer unterirdischen Formation 1002 positioniert ist, eine erste Einfassung 1004 und eine zweite Einfassung 1006.With reference to FIGS. 10a, 10b, 10c, 10d, 10e, 10f and 10g, a method and an apparatus for generating a backbinding casing in a well bore will now be explained. As shown in FIG. 10a, a well bore 1000 positioned in an underground formation 1002 includes a first casing 1004 and a second casing 1006 .

Die erste Einfassung 1004 umfaßt bevorzugt eine rohrförmige Einfassung 1008 und einen Zementring 1010. Die zweite Einfas sung 1006 umfaßt bevorzugt eine rohrförmige Einfassung 1012 und einen Zementring 1014. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform ist die zweite Einfassung 1006 gebildet durch Auf weiten des rohrförmigen Elements im wesentlichen so wie unter bezug auf Fig. 1 bis 9c vorstehend erläutert, oder wie nach folgend unter bezug auf Fig. 11a-11f erläutert.The first skirt 1004 preferably includes a tubular skirt 1008 and a cement ring 1010 . The second bezel solution 1006 preferably includes a tubular bezel 1012 and a cement ring 1014 . According to a preferred embodiment, the second skirt 1006 is formed by expanding the tubular element substantially as explained above with reference to FIGS. 1 to 9c, or as explained below with reference to FIGS. 11a-11f.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform überlappt der obere Teil der rohrförmigen Einfassung 1012 den unteren Teil der rohrförmigen Einfassung 1008. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Außenseite des oberen Teils der rohrförmigen Einfassung 1012 ein oder mehrere Dich tungselemente 1016 zum Bereitstellen einer Fluiddichtung zwi schen den rohrförmigen Einfassungen 1008 und 1012.According to a particularly preferred embodiment, the upper part of the tubular casing 1012 overlaps the lower part of the tubular casing 1008 . According to a particularly preferred embodiment, the outside of the upper part of the tubular casing 1012 comprises one or more sealing elements 1016 for providing a fluid seal between the tubular casing 1008 and 1012 .

Um unter bezug auf Fig. 10b eine Rückbindungseinfassung zu erzeugen, die sich ausgehend von der Überlappung zwischen den ersten und zweiten Einfassungen 1004 und 1006 erstreckt, ist bevorzugt eine Vorrichtung 1100 vorgesehen, welche einen auf weitbaren Dorn oder einen Molch 1105, ein rohrförmiges Ele ment 1110, einen Schuh 1115, eine oder mehrere Becherdichtun gen 1120, einen Fluiddurchlaß 1130, einen Fluiddurchlaß 1135, einen oder mehrere Fluiddurchlässe 1140, Dichtungen 1145 und ein Tragelement 1150 umfaßt.In order to produce a back binding bezel with reference to FIG. 10b, which extends from the overlap between the first and second bezels 1004 and 1006 , a device 1100 is preferably provided which comprises an expandable mandrel or pig 1105 , a tubular element 1110 , a shoe 1115 , one or more cup seals 1120 , a fluid passage 1130 , a fluid passage 1135 , one or more fluid passages 1140 , seals 1145 and a support member 1150 .

Der aufweitbare Dorn bzw. der Molch 1105 sind mit dem Trage lement 1150 verbunden und durch dieses getragen. Der aufweit bare Dorn 1105 ist bevorzugt dazu ausgelegt, sich in radialer Richtung in gesteuerter Weise aufzuweiten. Der aufweitbare Dorn 1105 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kom merziell erhältlichen aufweitbaren Dornen umfassen, modifi ziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Of fenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der aufweitbare Dorn 1105 ein Hyraulik-Aufweitungswerkzeug, wie im wesentlichen im US-Patent Nr. 5 348 095 offenbart, dessen Offenbarung unter Bezugnahme zum Gegenstand vorliegende An meldung erklärt wird, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. The expandable mandrel or the pig 1105 are connected to the carrying element 1150 and carried by this. The expandable mandrel 1105 is preferably designed to expand in a controlled manner in the radial direction. Expandable mandrel 1105 may include any number of conventional, commercially available expandable mandrels, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, expandable mandrel 1105 includes a hydraulic expansion tool, as disclosed substantially in US Patent No. 5,348,095, the disclosure of which is explained with reference to the subject application, modified in accordance with the teachings of the present disclosure.

Das rohrförmige Element 1110 ist mit dem aufweitbaren Dorn 1105 verbunden und durch diesen getragen. Das rohrförmige Element 1105 wird in radialer Richtung aufgeweitet und von dem aufweitbaren Dorn 1105 weggepreßt. Das rohrförmige Ele ment 1110 kann aus einer beliebigen Anzahl von Materialien hergestellt sein, beispielsweise aus Oilfield Country Tubular Goods, aus Chrom-13-Rohren oder aus Kunststoffrohren. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist das rohrförmige Element 1110 hergestellt aus Oilfield Country Tubular Goods.The tubular member 1110 is connected to and supported by the expandable mandrel 1105 . The tubular element 1105 is expanded in the radial direction and pressed away from the expandable mandrel 1105 . The tubular element 1110 can be made from any number of materials, such as oilfield country tubular goods, chrome 13 tubes, or plastic tubes. In a preferred embodiment, tubular member 1110 is made from Oilfield Country Tubular Goods.

Die Innen- und Außendurchmesser des rohrförmigen Elements 1110 können beispielsweise von ungefähr 0,75 bis 47 Inch bzw. 1,05 bis 48 Inch reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform reichen die Innen- und Außendurchmesser des rohr förmigen Elements 1110 von etwa 3 bis 15,5 Inch bzw. 3,5 bis 16 Inch, um in optimaler Weise eine Abdeckung für typische Ölfeld-Einfassungsgrößen bereitzustellen. Das rohrförmige Element 1110 umfaßt bevorzugt ein massives Element.For example, the inside and outside diameters of tubular member 1110 can range from about 0.75 to 47 inches and 1.05 to 48 inches, respectively. In a preferred embodiment, the inner and outer diameters of tubular member 1110 range from about 3 to 15.5 inches and 3.5 to 16 inches, respectively, to optimally provide coverage for typical oilfield edging sizes. The tubular member 1110 preferably comprises a solid member.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der obere Endbe reich des rohrförmigen Elements 1110 geschlitzt, perforiert oder anderweitig modifiziert, um den Dorn 1105 einzufangen oder abzubremsen, wenn er das Aufweiten des rohrförmigen Ele ments 1110 beendet hat. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form ist die Länge des rohrförmigen Elements 1110 begrenzt, um die Möglichkeit einer Knickverformung zu minimieren. Für typische Materialien für das rohrförmige Element 1110 ist dessen Länge bevorzugt begrenzt auf zwischen etwa 40 bis 20.000 Fuß Länge.In a preferred embodiment, the upper end portion of the tubular member 1110 is slotted, perforated, or otherwise modified to capture or brake the mandrel 1105 when it has finished expanding the tubular member 1110 . According to a preferred embodiment, the length of the tubular element 1110 is limited in order to minimize the possibility of kinking. For typical materials for tubular member 1110 , its length is preferably limited to between about 40 to 20,000 feet in length.

Der Schuh 1115 ist mit dem aufweitbaren Dorn 1105 und dem rohrförmigen Element 1110 verbunden. Der Schuh 1115 umfaßt den Fluiddurchlaß 1135. Der Schuh 1115 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Schuhe, beispielsweise einen Super-Seal-II-Schwimmschuh, einen Super- Seal-II-Down-Jet-Schwimmschuh oder einen Führungsschuh mit einer Dichtungsbuchse für einen Einschnappstopfen umfassen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegen den Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform um faßt der Schuh 1115 einen Aluminium-Down-Jet-Führungsschuh mit einer Dichtungsbuchse für einen Einschnappstopfen mit seitlichen Öffnungen, welche radial auswärts ausgehend von der Auslaßströmungsöffnung verlaufen, erhältlich von Halli burton Energy Services in Dallas, Texas, modifiziert in Über einstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung, um in optimaler Weise das rohrförmige Element 1100 zu führen, damit es zwischen dem rohrförmigen Element 1100 und dem Ge häuse 1012 überlappt, um fluidmäßig das Innere des rohrförmi gen Elements 1100 optimal zu isolieren, nachdem der Ein schnappstopfen eingesetzt wurde, und um in optimaler Weise das Ausbohren des Schuhs 1115 nach Beendigung der Aufwei tungs- und Zementierungsvorgänge zu ermöglichen.Shoe 1115 is connected to expandable mandrel 1105 and tubular member 1110 . Shoe 1115 includes fluid passage 1135 . The shoe 1115 can include any number of conventional, commercially available shoes, such as a Super Seal II swim shoe, a Super Seal II down jet swim shoe, or a guide shoe with a snap plug sealing sleeve modified in accordance with the teachings of this revelation. In a preferred embodiment, shoe 1115 includes an aluminum down-jet guide shoe with a snap-in sealing bushing with side openings that extend radially outward from the outlet flow opening, available from Halli Burton Energy Services of Dallas, Texas, modified in U. in accordance with the teachings of the present disclosure to optimally guide the tubular member 1100 to overlap between the tubular member 1100 and the housing 1012 to optimally fluidly isolate the interior of the tubular member 1100 after the snap plug was used, and to optimally allow the drilling of the shoe 1115 after completion of the expansion and cementing operations.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schuh 1115 eine oder mehrere seitliche Auslaßöffnungen 1140 in Fluidver bindung mit dem Fluiddurchlaß 1135. Auf diese Weise spritzt der Schuh 1115 aushärtbares Fluiddichtungsmaterial in den Be reich außerhalb des Schuhs 1115 und des rohrförmigen Elements 1110 ein. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schuh 1115 einen oder mehrere der Fluiddurchlässe 1140, die jeweils eine Einlaßgeometrie aufweisen, die es gestattet, ei nen Anker und/oder eine Kugeldichtungselement aufzunehmen. Auf diese Weise können die Fluiddurchlässe 1140 abgedichtet werden durch Einführen eines Stopfens, Ankers und/oder von Kugeldichtungselementen in den Fluiddurchlaß 1130. In a preferred embodiment, the shoe 1115 includes one or more side outlet openings 1140 in fluid communication with the fluid passage 1135 . In this way, the shoe 1115 injects curable fluid sealing material into the area outside the shoe 1115 and the tubular member 1110 . In a preferred embodiment, the shoe 1115 includes one or more of the fluid passages 1140 , each having an inlet geometry that allows an anchor and / or a ball seal member to be received. In this way, the fluid passages 1140 can be sealed by inserting a plug, anchor, and / or ball sealing elements into the fluid passage 1130 .

Die Becherdichtung 1120 ist mit dem Tragelement 1150 verbun den und durch dieses getragen. Die Becherdichtung 1120 ver hindert, daß Fremdmaterialien in den Innenbereich des rohr förmigen Elements 1110 benachbart zu dem aufweitbaren Dorn 1105 eindringen. Die Becherdichtung 1120 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Becher dichtungen umfassen, wie beispielsweise TP-Becher oder Selec tive-Injection-Packer(SIP)-Becher, modifiziert in Überein stimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die BEcherdichtung 1120 einen SIP-Becher, erhältlich von Halliburton Energy Ser vices in Dallas, Texas, um in optimaler Weise eine Barriere für Schmutz bereitzustellen und einen Schmiermittelkörper aufzunehmen.The cup seal 1120 is connected to and carried by the support element 1150 . The cup seal 1120 prevents foreign matter from entering the interior of the tubular member 1110 adjacent to the expandable mandrel 1105 . Cup seal 1120 may include any number of conventional, commercially available cup seals, such as TP cups or selective injection packer (SIP) cups, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, cup gasket 1120 includes a SIP cup, available from Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, to optimally provide a barrier to dirt and to house a lubricant body.

Der Fluiddurchlaß 1130 erlaubt es, daß Fluidmaterial zum in neren Bereich des rohrförmigen Elements 1110 und von diesem weg unterhalb des aufweitbaren Dorns 1105 gefördert werden kann. Der Fluiddurchlaß 1130 ist mit dem Tragelement 1150 und dem aufweitbaren Dorn 1105 verbunden und darin positioniert. Der Fluiddurchlaß 1130 erstreckt sich bevorzugt aus einer Po sition benachbart zu der Oberfläche des Bodens des aufweitba ren Dorns 1105. Der Fluiddurchlaß 1130 ist bevorzugt entlang der Mittenlinie der Vorrichtung 1100 positioniert. Der Fluid durchlaß 1130 ist bevorzugt gewählt, Materialien zu fördern, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxide, mit Durchsatzraten bzw. Durchsätzen und Drücken, die von etwa 0 bis 3.000 Gallo nen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi reichen, um in optimaler Wei se ausreichende Betriebsdrücke bereitzustellen, um Fluide mit betriebsmäßig effizienten Geschwindigkeiten bzw. Durchsätzen umzuwälzen. The fluid passage 1130 allows fluid material to be conveyed to and away from the tubular member 1110 below the expandable mandrel 1105 . Fluid passage 1130 is connected to and positioned within support member 1150 and expandable mandrel 1105 . The fluid passage 1130 preferably extends from a position adjacent to the surface of the bottom of the expandable mandrel 1105 . The fluid passage 1130 is preferably positioned along the center line of the device 1100 . The fluid passage 1130 is preferably chosen to convey materials, such as cement, drilling mud or epoxies, with flow rates or pressures and pressures ranging from about 0 to 3,000 gallons / minute or 0 to 9,000 psi, respectively, in an optimal manner provide sufficient operating pressures to circulate fluids at operationally efficient speeds or throughputs.

Der Fluiddurchlaß 1135 erlaubt es, daß Fluidmaterialien vom Fluiddurchlaß 1130 in das Innere des rohrförmigen Elements 1110 unter dem Dorn übertragen werden.The fluid passage 1135 allows fluid materials to be transferred from the fluid passage 1130 into the interior of the tubular member 1110 under the mandrel.

Die Fluiddurchlässe 1140 erlauben es, daß Fluidmaterialien zu dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 1110 und des Schuhs 1115 und von diesem weg übertragen werden. Die Fluid durchlässe 1140 sind mit dem Schuh 1115 in Fluidbindung mit dem inneren Bereich des rohrförmigen Elements 1110 unter dem aufweitbaren Dorn 1105 verbunden und darin positioniert. Die Fluiddurchlässe 1140 besitzen bevorzugt eine Querschnitts form, die es einem Stopfen oder einer ähnlichen Vorrichtung erlauben, in den Fluiddurchlässen 1140 plaziert zu werden, um dadurch einen weiteren Hindurchtritt von Fluidmaterialien zu blockieren bzw. zu sperren. Auf diese Weise kann der innere Bereich des rohrförmigen Elements 1110 unterhalb des aufweit baren Dorns 1105 von dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 1105 isoliert werden. Dies ermöglicht es, daß der innere Bereich des rohrförmigen Elements 1110 unterhalb des aufweitbaren Dorns 1105 unter Druck gesetzt wird.The fluid passages 1140 allow fluid materials to be transferred to and from the area outside the tubular member 1110 and the shoe 1115 . The fluid passages 1140 are connected to and positioned within the shoe 1115 in fluid communication with the interior of the tubular member 1110 under the expandable mandrel 1105 . The fluid passages 1140 preferably have a cross-sectional shape that allow a plug or similar device to be placed in the fluid passages 1140 to thereby block or block further passage of fluid materials. In this way, the inner region can be of the tubular member 1110 below the expander isolated cash mandrel 1105 of the area outside of the tubular element 1105th This allows the inner portion of tubular member 1110 to be pressurized below expandable mandrel 1105 .

Die Fluiddurchlässe 1140 sind bevorzugt entlang der Periphe rie bzw. dem Umfang des Schuhs 1115 positioniert. Die Fluid durchlässe 1140 sind bevorzugt so gewählt, daß sie Materiali en, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxide, mit Durchsät zen und Drücken fördern, die von etwa 0 bis 3.000 Gallo nen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi reichen, um in optimaler Wei se den ringförmigen Bereich zwischen dem rohrförmigen Element 1110 und der rohrförmigen Einfassung 1008 mit Fluidmateriali en zu füllen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfas sen die Fluiddurchlässe 1140 eine Einlaßgeometrie, welche ge eignet ist, einen Anker und/oder ein Kugeldichtungselement aufzunehmen. Auf diese Weise können die Fluiddurchlässe 1140 durch Einführen eines Stopfens, Ankers und/oder von Kugel dichtungselementen in den Fluiddurchlaß 1130 abgedichtet wer den. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Vor richtung 1100 mehrere Fluiddurchlässe 1140.The fluid passages 1140 are preferably positioned along the periphery or circumference of the shoe 1115 . The fluid passages 1140 are preferably selected to promote materials such as cement, drilling mud, or epoxies with throughputs and pressures ranging from about 0 to 3,000 gallons / minute or 0 to 9,000 psi, respectively, in an optimal manner White fill the annular area between the tubular member 1110 and the tubular skirt 1008 with fluid materials. According to a preferred embodiment, the fluid passages 1140 comprise an inlet geometry which is suitable for receiving an armature and / or a ball sealing element. In this way, the fluid passages 1140 can be sealed by inserting a plug, anchor and / or ball sealing elements into the fluid passage 1130 . According to a preferred embodiment, the device 1100 comprises a plurality of fluid passages 1140 .

Gemäß einer alternativen Ausführungsform umfaßt die Basis des Schuhs 1115 einen einzigen Einlaßdurchlaß, der mit den Fluid durchlässen 1140 verbunden ist, der dazu ausgelegt ist, einen Stopfen oder eine andere ähnliche Vorrichtung aufzunehmen, damit der innere Bereich des rohrförmigen Elements 1110 vom Äußeren des rohrförmigen Elements 1110 fluidmäßig isoliert werden kann.According to an alternative embodiment, the base of the shoe 1115 includes a single inlet passage connected to the fluid passages 1140 which is adapted to receive a plug or other similar device so that the inner portion of the tubular member 1110 from the outside of the tubular member 1110 can be fluidly isolated.

Die Dichtungen 1145 sind mit einem unteren Endabschnitt des rohrförmigen Elements 1110 verbunden und durch diesen getra gen. Die Dichtungen 1145 sind außerdem auf einer Außenseite des unteren Endabschnitts des rohrförmigen Elements 1110 po sitioniert. Die Dichtungen 1145 ermöglichen eine Überlap pungsverbindung zwischen dem oberen Endbereich des Gehäuses 1012 und dem unteren Endbereich des rohrförmigen Elements 1110, um fluidmäßig abgedichtet zu werden.The seals 1145 are connected to and carried by a lower end portion of the tubular member 1110. The seals 1145 are also positioned on an outside of the lower end portion of the tubular member 1110 . The seals 1145 allow an overlap connection between the upper end portion of the housing 1012 and the lower end portion of the tubular member 1110 to be fluidly sealed.

Die Dichtungen 1145 können eine beliebige Anzahl von herkömm lichen, kommerziell erhältlichen Dichtungen umfassen, wie beispielsweise Blei-, Gummi-, Teflon- oder Epoxiddichtungen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegen den Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform um fassen die Dichtungen 1145 Dichtungen, die aus Stratalock- Epoxid-(Harz) geformt sind, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, um in optimaler Weise eine hydrau lische Dichtung in der Überlappungsverbindung bereitzustel len, und um in optimaler Weise Lasttragekapazität bereitzu stellen, die dem Bereich typischer Spannungs- und Drucklasten zu widerstehen vermag. The seals 1145 can include any number of conventional, commercially available seals, such as lead, rubber, teflon, or epoxy seals, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, seals 1145 include seals molded from Stratalock epoxy (resin) available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas to optimally provide a hydraulic seal in the lap joint and to provide optimally to provide load-bearing capacity that can withstand the range of typical stress and pressure loads.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Dichtungen 1145 gewählt, um in optimaler Weise eine ausreichende Rei bungskraft bereitzustellen, um das aufgeweitete rohrförmige Element 1110 durch die rohrförmige Einfassung 1008 zu tragen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht die durch die Dichtungen 1145 bereitgestellte Reibungskraft von etwa 1.000 bis 1.000.000 lbf bezüglich Spannung und Druck, um in optima ler Weise das aufgeweitete rohrförmige Element 1110 zu tra gen.According to a preferred embodiment, the seals 1145 are selected to optimally provide sufficient frictional force to support the expanded tubular member 1110 through the tubular skirt 1008 . According to a preferred embodiment, the frictional force provided by the seals 1145 ranges from approximately 1,000 to 1,000,000 lbf in terms of tension and pressure in order to optimally support the expanded tubular element 1110 .

Das Tragelement 1150 ist mit dem aufweitbaren Dorn 1005, dem rohrförmigen Element 1110, dem Schuh 1115 und der Dichtung 1120 verbunden. Das Tragelement 1150 umfaßt bevorzugt ein ringförmiges Element ausreichender Festigkeit, um die Vor richtung 1100 in der Brunnenbohrung 1000 zu tragen. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Tragelement 1150 außerdem einen oder mehrere herkömmliche Zentrierer (nicht gezeigt), um die Stabilisierung des rohrförmigen Elements 1110 zu unterstützen.The support member 1150 is connected to the expandable mandrel 1005 , the tubular member 1110 , the shoe 1115 and the seal 1120 . The support member 1150 preferably comprises an annular element of sufficient strength to support the device 1100 in the well bore 1000 . In a preferred embodiment, support member 1150 also includes one or more conventional centerers (not shown) to aid in stabilizing tubular member 1110 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist eine Schmiermit telmenge 1150 im ringförmigen Bereich um den aufweitbaren Dorn 1105 im Innern des rohrförmigen Elements 1110 vorgese hen. Auf diese Weise wird das Pressen des rohrförmigen Ele ments 1110 weg von dem aufweitbaren Dorn 1105 erleichtert. Das Schmiermittel 1150 kann eine beliebige Anzahl von her kömmlichen, kommerziell erhältlichen Schmiermitteln umfassen, wie beispielsweise Lubriplate, auf Chlor basierende Schmier mittel oder Climax 1500 Antiseize (3100). Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform umfaßt das Schmiermittel 1150 Climax 1500 Antiseize (3100), erhältlich von Climax Lubricants and Equipment Co. in Houston, Texas, um in optimaler Weise Schmierung für den Aufweitungsprozeß bereitzustellen. According to a preferred embodiment, a quantity of lubricant 1150 is provided in the annular region around the expandable mandrel 1105 in the interior of the tubular element 1110 . In this way, pressing the tubular member 1110 away from the expandable mandrel 1105 is facilitated. Lubricant 1150 can include any number of commercially available lubricants, such as Lubriplate, chlorine-based lubricants, or Climax 1500 antiseize ( 3100 ). According to a preferred embodiment, the lubricant comprises 1150 Climax 1500 antiseize ( 3100 ) available from Climax Lubricants and Equipment Co. of Houston, Texas to optimally provide lubrication for the expansion process.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Tragelement 1150 vor dem Anbau an die verbleibenden Teile der Vorrichtung 1100 sorgfältig gereinigt. Auf diese Weise wird das Eindrin gen von Fremdmaterial in die Vorrichtung 1100 minimiert. Dies minimiert die Möglichkeit, daß Fremdmaterial die verschiede nen Strömungsdurchlässe und Ventile der Vorrichtung 1100 ver stopft und es wird sichergestellt, daß kein Fremdmaterial mit dem Aufweitungsdorn 1105 während des Aufweitungsprozesses in störenden Eingriff gelangt.According to a preferred embodiment, the support element 1150 is carefully cleaned before being attached to the remaining parts of the device 1100 . In this way, the intrusion of foreign material into the device 1100 is minimized. This minimizes the possibility that foreign material clogs the various flow passages and valves of the device 1100 and ensures that no foreign material interferes with the expansion mandrel 1105 during the expansion process.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Vorrichtung 1100 eine Dichtung 1155, die mit dem Bodenab schnitt des Schuhs 1115 zur fluidmäßigen Isolierung des Be reichs der Brunnenbohrung 1000 unter der Vorrichtung 1100 verbunden ist. Auf diese Weise werden Fluidmaterialien daran gehindert, in den Bereich der Brunnenbohrung 1000 unter der Vorrichtung 1100 einzudringen. Die Dichtung 1155 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Dichtungen umfassen, wie beispielsweise EZ-Bohr-Packer, er hältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas. Gemäß einer alternativen Ausführungsform kann unter der Rück bindung anstelle der Dichtung 1155 eine Pille bzw. Platte aus hochfestem Gel angeordnet werden. Gemäß einer weiteren alter nativen Ausführungsform kann die Dichtung 1155 weggelassen sein.According to a particularly preferred embodiment, the device 1100 comprises a seal 1155 , which is connected to the bottom portion of the shoe 1115 for fluid isolation of the loading area of the well bore 1000 under the device 1100 . In this way, fluid materials are prevented from entering the area of the well bore 1000 below the device 1100 . Seal 1155 can include any number of conventional, commercially available seals, such as EZ-drill packers, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas. According to an alternative embodiment, a pill or plate made of high-strength gel can be arranged under the back binding instead of the seal 1155 . According to another old native embodiment, the seal 1155 may be omitted.

Vor oder nach der Positionierung der Vorrichtung 1100 in der Brunnenbohrung 1100 werden gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform mehrere Brunnenbohrungsvolumina umgewälzt, um si cherzustellen, daß keine Fremdmaterialien in der Brunnenboh rung 1000 vorhanden sind, welche die verschiedenen Strömungs durchlässe und Ventile der Vorrichtung 1100 verstopfen könn ten, und um sicherzustellen, daß kein Fremdmaterial in stö renden Eingriff mit dem Betrieb des Aufweitungsdorns 1105 ge langt.Before or after the positioning of the device 1100 in the well bore 1100 , a plurality of well bore volumes are circulated in accordance with a preferred embodiment in order to ensure that no foreign materials are present in the well bore 1000 , which could clog the various flow passages and valves of the device 1100 , and to ensure that no foreign material interferes with the operation of the expanding mandrel 1105 .

Wie in Fig. 10c gezeigt, wird daraufhin ein aushärtbares Fluiddichtungsmaterial 1160 ausgehend von einer Oberflächen stelle bzw. einem Oberflächenort in den Fluiddurchlaß 1130 gepumpt. Das Material 1160 gelangt daraufhin aus dem Fluid durchlaß 1130 in den inneren Bereich des rohrförmigen Ele ments 1110 unter dem aufweitbaren Dorn 1105. Das Material 1160 gelangt daraufhin von dem inneren Bereich des rohrförmi gen Elements 1110 in die Fluiddurchlässe 1140. Das Material verläßt daraufhin die Vorrichtung 1100 und füllt den ringför migen Bereich zwischen dem Äußeren des rohrförmigen Elements 1110 und der Innenwand der rohrförmigen Einfassung 1008. Fortgesetztes Pumpen des Materials 1160 veranlaßt das Materi al 1160 dazu, zumindest einen Teil des ringförmigen Bereichs aufzufüllen.As shown in Fig. 10c, a curable fluid seal material 1160 is then pumped from a surface location into the fluid passage 1130 . The material 1160 then passes from the fluid passage 1130 into the inner region of the tubular element 1110 under the expandable mandrel 1105 . The material 1160 then passes from the inner region of the tubular element 1110 into the fluid passages 1140 . The material then exits the device 1100 and fills the annular region between the exterior of the tubular member 1110 and the interior wall of the tubular skirt 1008 . Continued pumping of the material 1160 causes the Materi al 1160 to replenish at least a portion of the annular region.

Das Material 1160 kann in den ringförmigen Bereich mit Drüc ken und Durchsätzen gepumpt werden, die beispielsweise von etwa 0 bis 5.000 psi bzw. 0 bis 1.500 Gallonen/Minute reich ten. Gemäß einer bevorzugten Ausführungform wird das Material 1160 in den ringförmigen Bereich mit Drücken und Durchsätzen gepumpt, die speziell ausgelegt sind für die aktuellen Ein fassungsgrößen, die zu füllenden ringförmigen Räume, die zur Verfügung stehende Pumpeinrichtung und die Eigenschaften des gepumpten Fluids. Die optimalen Durchsätze und Drücke werden bevorzugt berechnet unter Verwendung herkömmlicher empiri scher Methoden.Material 1160 can be pumped into the annular area with pressures and flow rates ranging, for example, from about 0 to 5,000 psi or 0 to 1,500 gallons / minute. In a preferred embodiment, material 1160 is pumped into the annular area with pressures and Pumped throughputs that are specially designed for the current frame sizes, the annular spaces to be filled, the available pumping device and the properties of the pumped fluid. The optimal flow rates and pressures are preferably calculated using conventional empirical methods.

Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial 1160 kann eine belie bige Anzahl herkömmlicher, kommerziell erhältlicher aushärt barer Fluiddichtungsmaterialien umfassen, wie beispielsweise Schlackengemisch, Zement oder Epoxid(harz). Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform umfaßt das aushärtbare Fluiddich tungsmaterial 1160 gemischte Zemente, die speziell ausgelegt sind für den zu rückzubindenden Bereich, erhältlich von Hal liburton Energy Services in Dallas, um in optimaler Weise ei ne geeignete Abstützung für das rohrförmige Element 1110 be reitzustellen, während optimale Strömungs- bzw. Durchsatzei genschaften derart aufrechterhalten werden, daß Betriebsge schwindigkeiten während der Verschiebung des Zements in dem ringförmigen Bereich minimiert werden. Die optimale Mischung der gemischten Zemente wird bevorzugt ermittelt unter Verwen dung herkömmlicher empirischer Methoden.The curable fluid sealant 1160 may include any number of conventional, commercially available curable fluid sealants, such as slag mix, cement, or epoxy (resin). According to a preferred embodiment, the curable fluid sealing material 1160 comprises mixed cements that are specially designed for the area to be tied back, available from Hal liburton Energy Services in Dallas, to optimally provide suitable support for the tubular member 1110 while optimal flow or throughput properties are maintained in such a way that operating speeds are minimized during the displacement of the cement in the annular region. The optimal mixture of the mixed cements is preferably determined using conventional empirical methods.

Der Ringbereich kann mit dem Material 1160 in ausreichenden Mengen gefüllt werden, um sicherzustellen, daß bei radialer Aufweitung des rohrförmigen Elements 1110 der ringförmige Be reich mit Material 1160 gefüllt wird.The ring area can be filled with the material 1160 in sufficient quantities to ensure that when the tubular element 1110 is radially expanded, the annular loading area is filled with material 1160 .

Sobald der ringförmige Bereich, wie in Fig. 10d gezeigt, an gemessen mit Material 1160 gefüllt ist, werden ein oder meh rere Stopfen 1165 oder ähnliche Einrichtungen bevorzugt in die Fluiddurchlässe 1140 eingeführt, um dadurch den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 1110 von dem ringförmigen Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 1110 fluidmäßig zu isolieren. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird daraufhin nicht aushärtbares Fluidmaterial 1161 in den inne ren Bereich des rohrförmigen Elements 11c unter dem Dorn 1105 gepumpt, wodurch der innere Bereich veranlaßt wird, unter Druck gesetzt zu werden. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform werden ein oder mehrere Stopfen 1165 oder ähnliche Einrichtungen in den Fluiddurchlaß 1140 mit Einfüh ren des nicht aushärtbaren Fluidmaterials eingeführt. Auf diese Weise wird die Menge an aushärtbarem Fluidmaterial im Innern des rohrförmigen Elements 11, 10 minimiert. Sobald der innere Bereich ausreichend unter Druck gesetzt ist, wie in Fig. 10e gezeigt, wird das rohrförmige Element 1110 von dem aufweitbaren Dorn 1105 weggepreßt.Once the annular region, as shown in FIG. 10d, is filled with material 1160 , one or more plugs 1165 or similar devices are preferably inserted into the fluid passages 1140 , thereby thereby removing the inner region of the tubular member 1110 from the annular region fluidly isolate outside of tubular member 1110 . According to a preferred embodiment, then non-curable fluid material 1161 is pumped under c the mandrel 1105 in the hold ren portion of the tubular member 11, thereby causing the inner region to be put under pressure. According to a particularly preferred embodiment, one or more plugs 1165 or similar devices are inserted into the fluid passage 1140 with the introduction of the non-curable fluid material. In this way, the amount of curable fluid material inside the tubular element 11 , 10 is minimized. Once the inner region is pressurized sufficiently, as shown in FIG. 10e, the tubular member 1110 is pressed away from the expandable mandrel 1105 .

Die Stopfen 1165 werden bevorzugt in die Fluiddurchlässe 1140 durch Einführen der Stopfen 1165 in den Fluiddurchlaß 1130 an bzw. ausgehend von einer Oberflächenstelle in herkömmlicher Weise plaziert. Die Stopfen 1165 können eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Einrichtungen zum Verstopfen eines Fluiddurchlasses umfassen, wie beispielswei se Messingkugeln, Stopfen, Gummikugeln oder Anker, modifi ziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Of fenbarung.The plugs 1165 are preferably placed in the fluid passages 1140 by inserting the plugs 1165 into the fluid passage 1130 at a surface location in a conventional manner. The plugs 1165 may include any number of conventional, commercially available fluid passage plugging devices, such as brass balls, plugs, rubber balls or anchors, modified in accordance with the teachings of the present disclosure.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfassen die Stopfen 1165 Gummikugeln niedriger Dichte. Gemäß einer alternativen Ausführungsform umfassen die Stopfen 1165 für einen Schuh 1105 mit gemeinsamem zentralen Einlaßdurchlaß einen einzigen Einschnappanker.In a preferred embodiment, the plugs 1165 comprise low density rubber balls. According to an alternative embodiment, the plugs 1165 for a shoe 1105 with a common central inlet passage comprise a single snap anchor.

Nach der Plazierung der Stopfen 1165 in den Fluiddurchlässen 1140 wird das nicht aushärtbare Fluidmaterial 1161 bevorzugt in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 1110 unter dem Dorn 1105 mit Drücken und Durchsätzen gepumpt, die von etwa 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gallonen/Minute rei chen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das nicht aushärtbare Fluidmaterial 1161 nach Plazierung der Stopfen 1165 in den Fluiddurchlässen 1140 bevorzugt in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 1110 unter dem Dorn 1105 mit Drücken und Durchsätzen plaziert, die von ungefähr 1.200 bis 8.500 psi bzw. 40 bis 1.250 Gallonen/Minute reichen, um in optimaler Weise ein Aufweiten typischer Rohre bereitzu stellen. After the plugs 1165 are placed in the fluid passages 1140 , the non-curable fluid material 1161 is preferably pumped into the interior of the tubular member 1110 under the mandrel 1105 at pressures and flow rates ranging from about 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gallons / minute pass. According to a preferred embodiment, after the plugs 1165 are placed in the fluid passages 1140 , the non-curable fluid material 1161 is preferably placed in the inner region of the tubular member 1110 under the mandrel 1105 with pressures and flow rates ranging from approximately 1,200 to 8,500 psi or 40 to 1,250 Gallons / minute are sufficient to optimally provide a widening of typical pipes.

Für typische rohrförmige Elemente 1110 beginnt das Aufweiten bzw. Wegpressen des rohrförmigen Elements 1110 weg von dem aufweitbaren Dorn 1105, wenn der Druck des inneren Bereichs des rohrförmigen Elements 1110 unter dem Dorn 1105 beispiels weise ungefähr 1.200 bis 8.500 psi erreicht. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform beginnt das Pressen des rohrförmi gen Elements 1110 weg von dem aufweitbaren Dorn 1105, wenn der Druck des inneren Bereichs des rohrförmigen Elements 1110 unter dem Dorn 1105 ungefähr 1.200 bis 8.500 psi erreicht.For typical tubular members 1110, the expansion or Wegpressen of the tubular member 1110 begins away from the expandable mandrel 1105 when the pressure of the inner portion of the tubular member 1110 below the mandrel 1105 psi example, approximately reaches 1200-8500. In a preferred embodiment, the tubular member 1110 begins to press away from the expandable mandrel 1105 when the pressure of the inner region of the tubular member 1110 under the mandrel 1105 reaches approximately 1200 to 8,500 psi.

Während des Aufweitungsvorgangs kann der aufweitbare Dorn 1105 aus dem aufgeweiteten Bereich des rohrförmigen Elements 1110 mit Geschwindigkeiten herausgehoben werden von bei spielsweise von etwa 0 bis 500 Fuß/Sekunde. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform wird während des Aufweitungsprozes ses der aufweitbare Dorn 1105 aus dem aufgeweiteten Bereich des rohrförmigen Elements 1110 mit Geschwindigkeiten heraus gehoben, die von etwa 0 bis 2 Fuß/Sekunde reichen, um in op timaler Weise eine Einstellung der Betriebsparameter bereit zustellen, und um in optimaler Weise sicherzustellen, daß der Aufweitungsprozeß beendet ist, bevor das Material 1160 aus härtet.During the expansion process, the expandable mandrel 1105 can be lifted out of the expanded area of the tubular member 1110 at speeds of, for example, from about 0 to 500 feet / second. According to a preferred embodiment, during the expansion process, the expandable mandrel 1105 is lifted out of the expanded area of the tubular element 1110 at speeds ranging from approximately 0 to 2 feet / second in order to provide an optimal setting of the operating parameters, and to optimally ensure that the expansion process is complete before material 1160 cures.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform weist zumindest ein Abschnitt 1180 eines rohrförmigen Elements 1110 einen Innen durchmesser auf, der kleiner ist als der Außendurchmesser des Dorns 1105. Wenn auf diese Weise der Dorn 1105 den Abschnitt 1180 des rohrförmigen Elements 1110 aufweitet, bewirkt zumin dest ein Teil des aufgeweiteten Abschnitts 1180 eine Abdich tung mit zumindest der Brunnenbohrungseinfassung 1012. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform wird die Abdich tung bewirkt durch Zusammendrücken der Dichtungen 1016 zwi schen dem aufgeweiteten Abschnitt 1180 und der Brunnenboh rungseinfassung 1012. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontaktdruck der Verbindung zwischen dem aufgewei teten Abschnitt 1180 des rohrförmigen Elements 1110 und der Einfassung 1012 von etwa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise einen Druck bereitzustellen, um die Dichtungselemente 1145 zu aktivieren, und um eine optimale Festigkeit bereitzu stellen, um sicherzustellen, daß die Verbindung typischen Spannungs- und Drucklast-Extremwerten zu widerstehen vermag.According to a preferred embodiment, at least a section 1180 of a tubular element 1110 has an inner diameter that is smaller than the outer diameter of the mandrel 1105 . In this way, when the mandrel 1105 expands the portion 1180 of the tubular member 1110 , at least a portion of the expanded portion 1180 provides a seal with at least the well bore bezel 1012 . According to a particularly preferred embodiment, the sealing device is brought about by compressing the seals 1016 between the widened section 1180 and the well bore casing 1012 . In a preferred embodiment, the contact pressure of the connection between the expanded portion 1180 of the tubular member 1110 and the skirt 1012 ranges from about 500 to 10,000 psi to optimally provide pressure to activate the sealing members 1145 and for optimum strength to ensure that the connection can withstand typical stress and pressure load extremes.

Gemäß einer alternativen bevorzugten Ausführungsform weist im wesentlichen die gesamte Länge des rohrförmigen Elements 1110 einen Innendurchmesser kleiner als der Außendurchmesser des Dorns 1105 auf. Auf diese Weise führt die Aufweitung des rohrförmigen Elements 1110 durch den Dorn 1105 zu einem Kon takt zwischen im wesentlichen den gesamten aufgeweiteten rohrförmigen Element 1110 und der existierenden Einfassung 1008. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kon taktdruck der Verbindung zwischen dem aufgeweiteten rohrför migen Element 1110 und den Einfassungen 1008 und 1012 von et wa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise einen Druck be reitzustellen, um die Dichtungselemente 1145 zu aktivieren, und um optimale Festigkeit bereitzustellen, um sicherzustel len, daß die Verbindung typischen Spannungs- und Drucklast- Extremwerten zu widerstehen vermag.According to an alternative preferred embodiment, substantially the entire length of the tubular element 1110 has an inside diameter smaller than the outside diameter of the mandrel 1105 . In this way, the expansion of the tubular member 1110 by the mandrel 1105 results in a contact between substantially all of the expanded tubular member 1110 and the existing bezel 1008 . According to a preferred embodiment, the contact pressure of the connection between the expanded tubular member 1110 and the bezels 1008 and 1012 ranges from about 500 to 10,000 psi to optimally provide pressure to activate the sealing members 1145 and optimal Provide strength to ensure that the connection can withstand typical stress and pressure extreme values.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden der Betriebs druck und der Durchsatz des Materials 1161 in gesteuerter Weise stufenweise erniedrigt, wenn der aufweitbare Dorn 1105 den oberen Endabschnitt des rohrförmigen Elements 1110 er reicht. Auf diese Weise kann ein plötzlicher Druckanstieg, verursacht durch das vollständige Aufweiten des rohrförmigen Elements 1110 bzw. des Pressens weg von dem aufweitbaren Dorn 1105 minimiert werden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form wird der Betriebsdruck des Fluidmaterials 1161 in im we sentlichen linearer Weise verringert von 100% auf etwa 10% während des Endes des Aufweitungsprozesses, beginnend dann, wenn der Dorn 1105 ungefähr die gesamte Aufweitung bis auf etwa 5 Fuß im Laufe des Aufweitungsprozesses beendet hat.According to a preferred embodiment, the operating pressure and the throughput of the material 1161 are gradually reduced in a controlled manner when the expandable mandrel 1105 reaches the upper end portion of the tubular member 1110 . In this way, a sudden increase in pressure caused by the complete expansion of the tubular element 1110 or the pressing away from the expandable mandrel 1105 can be minimized. According to a preferred embodiment, the operating pressure of the fluid material 1161 is reduced in a substantially linear manner from 100% to about 10% during the end of the expansion process, starting when the mandrel 1105 is approximately all of the expansion down to about 5 feet in the course of the Expansion process has ended.

Alternativ oder in Kombination ist ein Stoßabsorber in dem Tragelement 1150 vorgesehen, um den Stoß zu absorbieren, der durch die plötzliche Druckfreigabe verursacht ist.Alternatively or in combination, a shock absorber is provided in the support member 1150 to absorb the shock caused by the sudden pressure release.

Alternativ oder in Kombination ist eine Dorneinfangstruktur im oberen Endabschnitt des rohrförmigen Elements 1110 vorge sehen, um den Dorn 1105 einzufangen oder zu verzögern.Alternatively or in combination, a mandrel capture structure is provided in the upper end portion of the tubular member 1110 to capture or retard the mandrel 1105 .

Sobald der Aufweitungsprozeß beendet ist, wird, wie in Fig. 10f gezeigt, der aufweitbare Dorn 1105 aus der Brunnenbohrung 1000 entfernt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird entweder vor oder nach Entfernung des aufweitbaren Dorns 1105 die Unversehrtheit der Fluiddichtung der Verbindung zwischen dem oberen Teil des rohrförmigen Elements 1110 und dem oberen Teil der rohrförmigen Einfassung 1108 und Verwendung herkömm licher Methoden getestet. Wenn die Fluiddichtung der Verbin dung zwischen dem oberen Teil des rohrförmigen Elements 1110 und dem oberen Teil der rohrförmigen Einfassung 1008 zufrie denstellend ist, wird der nicht ausgehärtete Teil des Materi als 1160 in dem aufweiteten rohrförmigen Element 1110 in her kömmlicher Weise entfernt. Das Material 1160 innerhalb des ringförmigen Bereichs zwischen dem rohrförmigen Element 1110 und der rohrförmigen Einfassung 1008 wird daraufhin aushärten gelassen.Once the expansion process is complete, the expandable mandrel 1105 is removed from the well bore 1000 , as shown in FIG. 10f. According to a preferred embodiment, the integrity of the fluid seal of the connection between the upper part of the tubular member 1110 and the upper part of the tubular collar 1108 and use herkömm specified methods tested either before or after removal of the expandable mandrel 1105th When the fluid seal of the connection between the upper portion of the tubular member 1110 and the upper portion of the tubular skirt 1008 is satisfactory, the uncured portion of the material as 1160 in the expanded tubular member 1110 is removed in a conventional manner. The material 1160 within the annular area between the tubular member 1110 and the tubular skirt 1008 is then allowed to cure.

Wie in Fig. 10f gezeigt, wird daraufhin jegliches Verbleiben des ausgehärteten Materials 1160 im Innern des aufgeweiteten rohrförmigen Elements 1110 in herkömmlicher Weise unter Ver wendung eines herkömmlichen Bohrgestänges entfernt. Die re sultierende Rückbindungsauskleidung der Einfassung 1170 um faßt das aufgeweitete rohrförmige Element 1110 und eine äuße re ringförmige Schicht 1175 aus ausgehärtetem Material 1160.As shown in FIG. 10f, any remaining hardened material 1160 inside the expanded tubular member 1110 is then removed in a conventional manner using a conventional drill string. The resultant back liner of the skirt 1170 includes the expanded tubular member 1110 and an outer annular layer 1175 of hardened material 1160 .

Wie in Fig. 10g gezeigt, wird daraufhin der verbleibende Bo denteil der Vorrichtung 1100 mit dem Schuh 1115 und dem Dich tungsteil 1145 durch Ausbohren des Schuhs 1115 und des Dich tungsteils 1155 unter Verwendung herkömmlicher Bohrmethoden entfernt.As shown in FIG. 10g, the remaining bottom portion of the device 1100 with the shoe 1115 and the sealing portion 1145 is then removed by drilling out the shoe 1115 and the sealing portion 1155 using conventional drilling methods.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Vorrichtung 1100 die Vorrichtung 900.According to a particularly preferred embodiment, device 1100 comprises device 900 .

Anhand von Fig. 11a-11f wird nunmehr eine Ausführungsform ei ner Vorrichtung und eines Verfahrens zum Aufhängen einer rohrförmigen Auskleidung an der Brunnenbohrungseinfassung er läutert. Wie in Fig. 11a gezeigt, ist eine Brunnenbohrung 1200 in einer unterirdischen Formation 1205 angeordnet. Die Brunnenbohrung 1200 umfaßt einen existierenden Einfassungsab schnitt 1210 mit einer rohrförmigen Einfassung 1215 und einer ringförmigen äußeren Zementschicht 1220.An embodiment ei ner apparatus and method will now be for suspending a tubular liner to the wellbore enclosure he explained with reference to FIG. 11a-11f. As shown in FIG. 11 a, a well bore 1200 is located in an underground formation 1205 . The well bore 1200 includes an existing bezel portion 1210 with a tubular bezel 1215 and an annular outer cement layer 1220 .

Um die Brunnenbohrung 1200 in die unterirdische Formation 1205 auszuweiten, wird ein Bohrgestänge 1225 in an sich be kannter Weise verwendet, um Material aus der unterirdischen Formation 1205 zu bohren, um einen neuen Abschnitt 1230 zu bilden.In order to expand well bore 1200 into underground formation 1205 , a drill string 1225 is used in a manner known per se to drill material from underground formation 1205 to form a new section 1230 .

Wie in Fig. 11b gezeigt, wird daraufhin eine Vorrichtung 1300 zum Ausbilden einer Brunnenbohrungseinfassung in einer unter irdischen Formation in dem neuen Abschnitt 1230 der Brunnen bohrung 100 positioniert. Die Vorrichtung 1300 umfaßt bevor zugt einen aufweitbaren Dorn oder einen Molch 1305, ein rohr förmiges Element 1310, einen Schuh 1315, einen Fluiddurchlaß 1320, einen Fluiddurchlaß 1330, einen Fluiddurchlaß 1335, Dichtungen 1340, ein Tragelement 1345 und einen Schleifstop fen 1350.Then, as shown in FIG. 11b, a device 1300 for forming a wellbore casing in an underground formation is positioned in the new section 1230 of the wellbore 100 . The device 1300 preferably includes an expandable mandrel or pig 1305 , a tubular member 1310 , a shoe 1315 , a fluid passage 1320 , a fluid passage 1330 , a fluid passage 1335 , seals 1340 , a support member 1345 and a grinding stopper 1350 .

Der aufweitbare Dorn 1305 ist mit dem Tragelement 1345 ver bunden und durch dieses getragen. Der aufweitbare Dorn 1305 ist bevorzugt dazu ausgelegt, in radialer Richtung in gesteu erter Weise aufgeweitet zu werden. Der aufweitbare Dorn 1305 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell er hältlichen aufweitbaren Dornen umfassen, modifiziert in Über einstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Ge mäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der aufweitbare Dorn 1305 ein hydraulisches Aufweitungswerkzeug, das im we sentlichen im US-Patent Nr. 5 348 095 beschrieben ist, dessen Offenbarung unter Bezugnahme zum Gegenstand vorliegender An meldung erklärt wird, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung.The expandable mandrel 1305 is connected to and carried by the support element 1345 . The expandable mandrel 1305 is preferably designed to be expanded in a controlled manner in the radial direction. Expandable mandrel 1305 may include any number of conventional, commercially available expandable mandrels, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the expandable mandrel 1305 includes a hydraulic expansion tool, which is substantially described in US Patent No. 5,348,095, the disclosure of which is explained with reference to the subject matter of the application, modified in accordance with the teachings of the present invention Epiphany.

Das rohrförmige Element 1310 ist mit dem aufweitbaren Dorn 1305 verbunden und durch diesen getragen. Das rohrförmige Element 1310 wird bevorzugt in radialer Richtung aufgeweitet und von dem aufweitbaren Dorn 1305 weggepreßt. Das rohrförmi ge Element 1310 kann hergestellt werden aus einer Anzahl von Materialien, wie beispielsweise Oilfield Country Tubular Goods (OCTG), Chrom-13-Stahl-Rohr/Einfassungsrohrwerk oder einer Kunststoffeinfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform wird das rohrförmige Element 1310 hergestellt aus OCTG. Die Innen- und Außendurchmesser des rohrförmigen Ele ments 1310 können beispielsweise von ungefähr 0,75 bis 47 Inch bzw. 1,05 bis 48 Inch reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reichen die Innen- und Außendurchmesser des unteren Abschnitts 1365 des rohrförmigen Elements 1310 von etwa 3/8 bis 1,5 Inch bzw. 3,5 bis 16 Inch. The tubular member 1310 is connected to and supported by the expandable mandrel 1305 . The tubular element 1310 is preferably expanded in the radial direction and pressed away from the expandable mandrel 1305 . The tubular member 1310 can be made from a number of materials, such as oilfield country tubular goods (OCTG), chrome 13 steel pipe / bezel tubing, or a plastic bezel. According to a preferred embodiment, the tubular member 1310 is made from OCTG. For example, the inner and outer diameters of tubular member 1310 can range from about 0.75 to 47 inches and 1.05 to 48 inches, respectively. In a preferred embodiment, the inner and outer diameters of the lower portion 1365 of the tubular member 1310 range from about 3/8 to 1.5 inches and 3.5 to 16 inches, respectively.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist der Au ßendurchmesser des unteren Abschnitts 1365 des rohrförmigen Elements 1310 deutlich kleiner als die Außendurchmesser der oberen und Zwischenabschnitte 1355 und 1360 des rohrförmigen Elements 1310, um die Ausbildung einer konzentrischen und überlappenden Anordnung von Brunnenbohrungseinfassungen zu optimieren. Auf diese Weise und wie in Fig. 12 und 13 nach folgend erläutert, wird ein Brunnen-Kopfende-System in opti maler Weise bereitgestellt. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform umfaßt die Ausbildung eines Brunnen-Kopfende- Systems nicht die Verwendung eines aushärtbaren Fluidmateri als.According to a particularly preferred embodiment, the outer diameter of the lower section 1365 of the tubular element 1310 is significantly smaller than the outer diameter of the upper and intermediate sections 1355 and 1360 of the tubular element 1310 in order to optimize the formation of a concentric and overlapping arrangement of wellbore mounts. In this way, and as explained in FIGS. 12 and 13 below, a fountain head-end system is provided in an optimal manner. According to a preferred embodiment, the formation of a well head-end system does not include the use of a curable fluid material.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist die Wanddichte des Zwischenabschnitts 1360 des rohrförmigen Ele ments 1310 kleiner oder gleich der Wanddicke der oberen und unteren Abschnitte 1355 und 1365 des rohrförmigen Elements 1310, um in optimaler Weise die Einleitung des Aufweitungs prozesses zu erleichtern, und um in optimaler Weise das Pla zieren der Vorrichtung in Bereichen der Brunnenbohrung mit geringen Freiräumen zu ermöglichen.According to a particularly preferred embodiment, the wall density of the intermediate section 1360 of the tubular element 1310 is less than or equal to the wall thickness of the upper and lower sections 1355 and 1365 of the tubular element 1310 in order to optimally facilitate the initiation of the expansion process and to optimize the process Way to allow the placement of the device in areas of the well bore with little free space.

Das rohrförmige Element 1310 umfaßt bevorzugt ein massives Element. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist der obe re Endabschnitt 1355 des rohrförmigen Elements 1310 ge schlitzt, perforiert oder anderweitig modifiziert, um den Dorn 1305 einzufangen oder zu verzögern, wenn er das Aufwei ten des rohrförmigen Elements 1310 beendet. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform ist die Länge des rohrförmigen Ele ments 1310 begrenzt, um die Möglichkeit einer Knickverformung zu minimieren. Für typische Materialien des rohrförmigen Ele ments 1310 ist die Länge des rohrförmigen Elements 1310 be vorzugt begrenzt auf zwischen etwa 40 bis 20.000 Fuß Länge. The tubular member 1310 preferably comprises a solid member. In a preferred embodiment, the upper end portion 1355 of the tubular member 1310 is slit, perforated, or otherwise modified to capture or retard the mandrel 1305 when it finishes expanding the tubular member 1310 . According to a preferred embodiment, the length of the tubular member 1310 is limited to minimize the possibility of buckling. For typical materials of tubular member 1310 , the length of tubular member 1310 is preferably limited to between about 40 to 20,000 feet in length.

Der Schuh 1315 ist mit dem rohrförmigen Element 1310 verbun den. Der Schuh 1315 umfaßt bevorzugt Fluiddurchlässe 1330 und 1335. Der Schuh 1315 kann eine beliebige Anzahl von herkömm lichen, kommerziell erhältlichen Schuhen umfassen, wie bei spielsweise einen Super-Seal-II-Schwimmschuh, einen Super- Seal-II-Down-Jet-Schwimmschuh oder einen -Führungsschuh mit einer Dichtungsbuchse für einen Einschnappstopfen, modifi ziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Of fenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schuh 1315 einen Aluminium-Down-Jet-Führungsschuh mit einer Dichtungsbuchse für einen Einschnappstopfen, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung, um in optimaler Weise das rohrförmige Element 1310 in die Brunnenbohrung 1200 zu führen, um in optimaler Weise das in nere des rohrförmigen Elements 1310 fluidmäßig zu isolieren, und um in optimaler Weise ein vollständiges Ausbohren des Schuhs 1315 bei Beendigung der Aufweitungs- und Zementie rungsvorgänge zu ermöglichen.The shoe 1315 is connected to the tubular member 1310 . Shoe 1315 preferably includes fluid passages 1330 and 1335 . The shoe 1315 can include any number of conventional, commercially available shoes, such as a Super Seal II swim shoe, a Super Seal II down jet swim shoe, or a guide shoe with a sealing sleeve for a snap plug , modified in accordance with the teachings of this disclosure. In a preferred embodiment, shoe 1315 includes an aluminum down-jet guide shoe with a snap plug sealing bushing, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, modified in accordance with the teachings of the present disclosure to optimally fit the tubular member lead 1310 in the wellbore 1200 in order to isolate fluidly nere in the tubular member 1310 and to allow a complete drilling of the shoe 1315 approximately processes in an optimum manner upon completion of the Aufweitungs- and Zementie in an optimum manner.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schuh 1315 eine oder mehrere seitliche Auslaßöffnungen in Fluidverbin dung mit dem Fluiddurchlaß 1330. Auf diese Weise spritzt der Schuh 1315 bevorzugt aushärtbares Fluiddichtungsmaterial in den Bereich außerhalb des Schuhs 1315 und des rohrförmigen Elements 1310 ein. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schuh 1315 den Fluiddurchlaß 1330 mit einer Ein laßgeometrie, welcher ein Fluiddichtungselement aufzunehmen vermag. Auf diese Weise kann der Fluiddurchlaß 1330 durch Einführen eines Stopfens, Ankers und/oder von Dichtungsele menten in den Fluiddurchlaß 1330 abgedichtet werden.In a preferred embodiment, the shoe 1315 includes one or more side outlet openings in fluid communication with the fluid passage 1330 . In this way, the shoe 1315 preferably injects curable fluid sealing material into the area outside the shoe 1315 and the tubular element 1310 . According to a preferred embodiment, the shoe 1315 comprises the fluid passage 1330 with an inlet geometry which is able to accommodate a fluid sealing element. In this way, the fluid passage 1330 can be sealed by inserting a plug, anchor, and / or sealing elements into the fluid passage 1330 .

Der Fluiddurchlaß 1320 erlaubt es, daß Fluidmaterialien in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 1310 unterhalb des aufweitbaren Dorns 1305 und von diesem weg gefördert wer den können. Der Fluiddurchlaß 1320 ist mit dem Tragelement 1345 und dem aufweitbaren Dorn 1305 verbunden und in diesem positioniert. Der Fluiddurchlaß 1320 erstreckt sich bevorzugt von eine r Position benachbart zu der Oberfläche zu dem Boden des aufweitbaren Dorns 1305. Der Fluiddurchlaß 1320 ist be vorzugt entlang einer Mittenlinie der Vorrichtung 1300 posi tioniert. Der Fluiddurchlaß 1320 ist bevorzugt gewählt, um Materialien, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxide, mit Durchsätzen und Drücken zu fördern, die von etwa 0 bis 3.000 Gallonen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi reichen, um in optimaler Weise ausreichende Betriebsdrücke bereitzustellen, um Fluide mit betriebsmäßig effizienten Durchsätzen umzuwälzen.The fluid passage 1320 allows fluid materials to be conveyed into and out of the inner region of the tubular member 1310 below the expandable mandrel 1305 . Fluid passage 1320 is connected to and positioned within support member 1345 and expandable mandrel 1305 . The fluid passage 1320 preferably extends from a position adjacent the surface to the bottom of the expandable mandrel 1305 . The fluid passage 1320 is preferably positioned along a center line of the device 1300 . Fluid passage 1320 is preferably selected to convey materials such as cement, drilling mud, or epoxies with flow rates and pressures ranging from about 0 to 3,000 gallons / minute or 0 to 9,000 psi, respectively, to optimally provide sufficient operating pressures. to circulate fluids with operationally efficient throughputs.

Der Fluiddurchlaß 1330 erlaubt es, daß Fluidmaterialien zu dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 1310 und des Schuhs 1315 sowie in diesen gefördert werden. Der Fluiddurch laß 1330 ist mit dem Schuh 1315 in Fluidverbindung mit dem inneren Bereich 1370 des rohrförmigen Elements 1310 unterhalb des aufweitbaren Dorns 1305 verbunden und innerhalb desselben positioniert. Der Fluiddurchlaß 1330 besitzt bevorzugt eine Querschnittsform, die es erlaubt, daß ein Stopfen oder eine ähnliche Einrichtung in dem Fluiddurchlaß 1330 positioniert werden, um dadurch einen weiteren Hindurchtritt von Fluidma terialien zu versperren. Auf diese Weise kann der innere Be reich 1370 des rohrförmigen Elements 1310 unter dem aufweit baren Dorn 1305 fluidmäßig von dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 1310 isoliert werden. Dies erlaubt es, daß der innere Bereich 1370 des rohrförmigen Elements 1310 unter dem aufweitbaren Dorn 1305 unter Druck gesetzt wird. Der Fluiddurchlaß 1330 ist bevorzugt im wesentlichen entlang der Mittenlinie der Vorrichtung 1300 positioniert. Fluid passage 1330 allows fluid materials to be conveyed to and within the area outside of tubular member 1310 and shoe 1315 . The fluid passage 1330 is connected to the shoe 1315 in fluid communication with the inner region 1370 of the tubular member 1310 below the expandable mandrel 1305 and positioned within the same. The fluid passage 1330 preferably has a cross-sectional shape that allows a plug or similar device to be positioned in the fluid passage 1330 , thereby blocking further passage of fluid materials. In this way, the inner region 1370 of the tubular member 1310 can be fluidly isolated from the area outside the tubular member 1310 under the expandable mandrel 1305 . This allows the inner portion 1370 of the tubular member 1310 to be pressurized under the expandable mandrel 1305 . The fluid passage 1330 is preferably positioned substantially along the center line of the device 1300 .

Der Fluiddurchlaß 1330 ist bevorzugt gewählt, um Materialien, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxidharze, mit Durchsät zen und Drücken zu fördern, die von etwa 0 bis 3.000 Gallo nen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi reichen, um in optimaler Wei se den ringförmigen Bereich zwischen dem rohrförmigen Element 1310 und dem neuen Abschnitt 1230 der Brunnenbohrung 1200 mit Fluidmaterialien zu füllen. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform besitzt der Fluiddurchlaß 1330 eine Einlaßgeome trie, welche einen Anker und/oder ein Kugeldichtungselement aufzunehmen vermag. Auf diese Weise kann der Fluiddurchlaß 1330 durch Einführen eines Stopfens, Ankers und/oder von Ku geldichtungselementen in dem Fluiddurchlaß 1320 abgedichtet werden.The fluid passage 1330 is preferably chosen to convey materials such as cement, drilling mud or epoxy resins with throughputs and pressures ranging from about 0 to 3,000 gallons / minute and 0 to 9,000 psi, respectively, in an optimal manner to fill the annular area between the tubular element 1310 and the new section 1230 of the well bore 1200 with fluid materials. According to a preferred embodiment, the fluid passage 1330 has an inlet geometry which can accommodate an armature and / or a ball sealing element. In this way, the fluid passage 1330 can be sealed by inserting a plug, anchor, and / or sealing member into the fluid passage 1320 .

Der Fluiddurchlaß 1335 erlaubt es, daß Fluidmaterialien zu dem Bereich außerhalb des rohrförmigen Elements 1310 und des Schuhs 1315 und von diesem weg gefördert werden. Der Fluid durchlaß 1335 ist mit dem Schuh 1315 verbunden und in diesem positioniert, der sich in Fluidverbindung mit dem Fluiddurch laß 1330 befindet. Der Fluiddurchlaß 1335 ist bevorzugt im wesentlichen entlang der Mittenlinie der Vorrichtung 1300 po sitioniert. Der Fluiddurchlaß 1335 ist bevorzugt gewählt, um Materialien, wie etwa Zement, Bohrschlamm oder Epoxidharze, mit Durchsätzen und Drücken zu fördern, die von etwa 0 bis 3.000 Gallonen/Minute bzw. 0 bis 9.000 psi reichen, um in op timaler Weise den ringförmigen Bereich zwischen dem rohrför migen Element 1310 und dem neuen Abschnitt 1230 der Brunnen bohrung 1200 mit Fluidmaterialien zu füllen.Fluid passage 1335 allows fluid materials to be conveyed to and from the area outside of tubular member 1310 and shoe 1315 . The fluid passage 1335 is connected to and positioned in the shoe 1315 which is in fluid communication with the fluid passage 1330 . The fluid passage 1335 is preferably positioned substantially along the center line of the device 1300 . Fluid passage 1335 is preferably selected to convey materials such as cement, drilling mud, or epoxy with flow rates and pressures ranging from about 0 to 3,000 gallons / minute and 0 to 9,000 psi, respectively, to optimally circulate the annular area fill between the tubular element 1310 and the new section 1230 of the well bore 1200 with fluid materials.

Die Dichtungen 1340 sind mit dem oberen Endabschnitt 1355 des rohrförmigen Elements 1310 verbunden und durch diesen getra gen. Die Dichtungen 1340 sind außerdem auf einer Außenseite des oberen Endabschnitts 1355 des rohrförmigen Elements 1310 positioniert. Die Dichtungen 1340 erlauben eine fluiddichte Abdichtung der Überlappungsverbindung zwischen dem unteren Endteil der Einfassung 1215 und dem oberen Abschnitt 1355 des rohrförmigen Elements 1310. Die Dichtungen 1340 umfassen eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Dichtungen, wie beispielsweise Blei-, Gummi-, Teflon- oder Epoxid(harz)dichtungen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß der bevorzug ten Ausführungsform umfassen die Dichtungen 1340 Dichtungen, die aus Stratalock-Epoxidharz geformt sind, das erhältlich ist von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, um in optimaler Weise eine Hydraulikdichtung in dem Ring der Über lappungsverbindung bereitzustellen, während eine optimale Lasttragefähigkeit erzeugt wird, um typischen Spannungs- und Drucklasten widerstehen zu können.The seals 1340 are connected to and carried by the upper end portion 1355 of the tubular member 1310. The seals 1340 are also positioned on an outside of the upper end portion 1355 of the tubular member 1310 . The seals 1340 allow a fluid tight seal of the overlap connection between the lower end portion of the skirt 1215 and the upper portion 1355 of the tubular member 1310 . The seals 1340 include any number of conventional, commercially available seals, such as lead, rubber, Teflon, or epoxy (resin) seals, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In accordance with the preferred embodiment, seals 1340 include seals molded from Stratalock epoxy resin available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, to optimally provide a hydraulic seal in the ring of the overlap joint while providing optimum load-bearing capacity to withstand typical stress and pressure loads.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Dichtungen 1340 gewählt, um in optimaler Weise ausreichende Reibungs kraft bereitzustellen, um das aufgeweitete rohrförmige Ele ment 1310 von der existierenden Einfassung 1215 wegzupressen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht die durch die Dichtungen 1340 bereitgestellte Reibungskraft von etwa 1.000 bis 1.000.000 lbf, um in optimaler Weise das aufgeweitete rohrförmige Element 1310 zu tragen.In a preferred embodiment, the seals 1340 are selected to optimally provide sufficient frictional force to press the expanded tubular member 1310 away from the existing bezel 1215 . In a preferred embodiment, the frictional force provided by the seals 1340 ranges from about 1,000 to 1,000,000 lbf to optimally support the expanded tubular member 1310 .

Das Tragelement 1345 ist mit dem aufweitbaren Dorn 1305, dem rohrförmigen Element 1310, dem Schuh 1315 und den Dichtungen 1340 verbunden. Das Tragelement 1345 umfaßt bevorzugt ein ringförmiges Element mit ausreichender Festigkeit, um die Vorrichtung 1300 in den neuen Abschnitt 1230 der Brunnenboh rung 1200 zu überführen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form umfaßt das Tragelement 1345 außerdem einen oder mehrere herkömmliche Zentrierer (nicht gezeigt), um das rohrförmige Element 1310 bezüglich der Stabilisierung zu unterstützen. The support member 1345 is connected to the expandable mandrel 1305 , the tubular member 1310 , the shoe 1315 and the seals 1340 . The support element 1345 preferably comprises an annular element with sufficient strength to transfer the device 1300 into the new section 1230 of the well bore 1200 . In a preferred embodiment, support member 1345 also includes one or more conventional centerers (not shown) to assist tubular member 1310 with stabilization.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Tragelement 1345 sorgfältig gereinigt, bevor es mit den übrigen Teilen der Vorrichtung 1300 zusammengebaut wird. Auf diese Weise ist das Eindringen von Fremdmaterialien in die Vorrichtung 1300 minimiert. Dies minimiert die Möglichkeit, daß Fremdmaterial die verschiedenen Strömungsdurchlässe und Ventile der Vor richtung 1300 verstopft, und es trägt dazu bei, sicherzustel len, daß kein Fremdmaterial in störenden Eingriff mit dem Aufweitungsprozeß gelangt.According to a preferred embodiment, the support element 1345 is carefully cleaned before it is assembled with the other parts of the device 1300 . In this way, the intrusion of foreign materials into the device 1300 is minimized. This minimizes the possibility of foreign material clogging the various flow passages and valves of the device 1300 , and it helps to ensure that no foreign material interferes with the expansion process.

Der Schleifstopfen 1350 ist mit dem Dorn 1305 innerhalb des inneren Bereichs 1370 des rohrförmigen Elements 1310 verbun den. Der Schleifstopfen 1350 umfaßt einen Fluiddurchlaß 1375, der mit dem Durchlaß 1320 verbunden ist. Der Schleifstopfen 1350 kann einen oder mehrere herkömmliche, kommerziell er hältliche Schleifstopfen umfassen, wie beispielsweise Multi ple-Stage-Cementer-Einschnappstopfen, Omega-Einschnappstopfen oder einen Drei-Schleifelemente-Einschnappstopfen, modifi ziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Of fenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schleifstopfen 1350 einen Multiple-Stage-Cementer- Einschnappstopfen, erhältlich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas, modifiziert in herkömmlicher Weise, zur lösbaren Anbringung an dem Aufweitungsdorn 1305.The grinding plug 1350 is connected to the mandrel 1305 within the inner region 1370 of the tubular member 1310 . The grinding plug 1350 includes a fluid passage 1375 which is connected to the passage 1320 . The abrasive plug 1350 may include one or more conventional, commercially available abrasive plugs, such as multiple stage cementer snap plug, omega snap plug, or a three-grinding element snap plug, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, abrasive plug 1350 includes a multiple-stage cementer snap plug, available from Halliburton Energy Services of Dallas, Texas, modified in a conventional manner for releasable attachment to expansion mandrel 1305 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden vor oder nach dem Positionieren der Vorrichtung 1300 innerhalb des neuen Abschnitts 1230 der Brunnenbohrung 1200 einige Brunnenboh rungsvolumina umgewälzt, um sicherzustellen, daß keine Fremd materialien innerhalb der Brunnenbohrung 1200 vorhanden sind, welche die verschiedenen Strömungsdurchlässe und Ventile der Vorrichtung 1300 verstopfen könnten, und um sicherzustellen, daß kein Fremdmaterial in störenden Eingriff mit dem Aufwei tungsprozeß gelangt. According to a preferred embodiment, before or after positioning the device 1300 within the new section 1230 of the well bore 1200, some wellbore volumes are circulated to ensure that there are no foreign materials within the well bore 1200 that clog the various flow passages and valves of the device 1300 could, and to ensure that no foreign material interferes with the expansion process.

Wie in Fig. 11c gezeigt, wird daraufhin ein aushärtbares Fluiddichtungsmaterial 1380 von einer Oberflächenstelle in den Fluiddurchlaß 1320 gepumpt. Das Material 1380 gelangt von dem Fluiddurchlaß 1320 durch den Fluiddurchlaß 1375 und in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements 1310 unter dem aufweitbaren Dorn 1305. Das Material 1380 gelangt daraufhin aus dem inneren Bereich 1370 in den Fluiddurchlaß 1330. Das Material 1380 verläßt daraufhin die Vorrichtung 1300 über den Fluiddurchlaß 1375 und füllt den ringförmigen Bereich 1390 zwischen dem Äußeren des rohrförmigen Elements 1310 und der Innenwandung des neuen Abschnitts 1230 der Brunnenbohrung 1200. Fortgesetztes Pumpen des Materials 1380 veranlaßt das Material 1380 dazu, zumindest einen Teil des ringförmigen Be reichs 1390 zu füllen.As shown in Figure 11c, a curable fluid sealant 1380 is then pumped into the fluid passage 1320 from a surface location. The material 1380 passes from the fluid passage 1320 through the fluid passage 1375 and into the interior of the tubular member 1310 under the expandable mandrel 1305 . The material 1380 then passes from the inner region 1370 into the fluid passage 1330 . The material 1380 then exits the device 1300 via the fluid passage 1375 and fills the annular area 1390 between the exterior of the tubular member 1310 and the interior wall of the new section 1230 of the well bore 1200 . Continued pumping of the material 1380 causes the material 1380 to fill at least a portion of the annular region 1390 .

Das Material 1380 kann in den ringförmigen Bereich 1390 mit Drücken und Durchsätzen gepumpt werden, die beispielsweise von etwa 0 bis 5.000 psi bzw. 0 bis 1.500 Gallonen/Minute reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Ma terial 1380 in den ringförmigen Bereich 1390 mit Drücken und Durchsätzen gepumpt, die von etwa 0 bis 5.000 psi bzw. 0 bis 1.500 Gallonen/Minute reichen, um in optimaler Weise den ringförmigen Bereich zwischen dem rohrförmigen Element 1310 und dem neuen Abschnitt 1230 der Brunnenbohrung 1200 mit dem aushärtbaren Fluiddichtungsmaterial 1380 zu füllen.The material 1380 can be pumped into the annular region 1390 at pressures and flow rates ranging, for example, from about 0 to 5,000 psi or 0 to 1,500 gallons / minute. In a preferred embodiment, the material 1380 is pumped into the annular area 1390 at pressures and flow rates ranging from about 0 to 5,000 psi and 0 to 1,500 gallons / minute, respectively, to optimally define the annular area between the tubular member 1310 and fill the new section 1230 of the well bore 1200 with the curable fluid sealing material 1380 .

Das aushärtbare Fluiddichtungsmaterial 1380 kann eine belie bige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen aus härtbaren Fluiddichtungsmaterialien umfassen, wie beispiels weise Schlackengemisch, Zement oder Epoxid(harz). Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das aushärtbare Fluiddich tungsmaterial 1380 gemischte Zemente, die speziell für den zu bohrenden Brunnenabschnitt ausgelegt und erhältlich sind von Halliburton Energy Services, um in optimaler Weise eine Ab stützung für das rohrförmige Element 1310 während der Ver schiebung des Materials 1380 in dem ringförmigen Bereich 1390 bereitzustellen. Die optimale Mischung des Zements wird be vorzugt ermittelt unter Verwendung herkömmlicher empirischer Methoden.The curable fluid sealant 1380 may include any number of conventional, commercially available curable fluid sealant materials, such as slag mix, cement, or epoxy (resin). According to a preferred embodiment, the curable fluid sealing material 1380 comprises mixed cements that are specially designed and available for the well section to be drilled and available from Halliburton Energy Services in order to optimally provide support for the tubular element 1310 during the displacement of the material 1380 in the United to provide annular region 1390 . The optimal mix of cement is preferably determined using conventional empirical methods.

Der ringförmige Bereich 1390 wird bevorzugt mit dem Material 1380 in ausreichenden Mengen gefüllt, um sicherzustellen, daß bei radialer Aufweitung des rohrförmigen Elements 1310 der ringförmige Bereich 1390 des Abschnitts 1230 der Brunnenboh rung 1200 mit Material 1380 gefüllt wird.The annular region 1390 is preferably filled with the material 1380 in sufficient quantities to ensure that when the tubular element 1310 is radially expanded, the annular region 1390 of the section 1230 of the well bore 1200 is filled with material 1380 .

Sobald der ringförmige Bereich 1390, wie in Fig. 11d gezeigt, angemessen mit dem Material 1380 gefüllt wird, wird der Schleifanker 1395 oder eine andere ähnliche Einrichtung in den Fluiddurchlaß 1320 eingeführt. Der Schleifanker 1395 wird bevorzugt durch den Fluiddurchlaß 1320 durch ein nicht aus härtbares Fluidmaterial 1381 gepumpt. Der Schleifanker 1395 gelangt daraufhin bevorzugt in Eingriff mit dem Schleifstop fen 1350.Once the annular region 1390 is adequately filled with the material 1380 , as shown in FIG. 11d, the grinding anchor 1395 or other similar device is inserted into the fluid passage 1320 . The grinding anchor 1395 is preferably pumped through the fluid passage 1320 through a non-curable fluid material 1381 . The grinding anchor 1395 then preferably engages with the grinding plug 1350 .

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform und wie in Fig. 11e gezeigt, veranlaßt der Eingriff des Schleifankers 1395 mit dem Schleifstopfen 1350 den Schleifstopfen 1350 dazu, von dem Dorn 1305 abzukoppeln. Der Schleifanker 1395 und der Schleifstopfen 1350 sind darauf bevorzugt in dem Fluiddurch laß 1330 angeordnet bzw. aufgenommen und versperren eine wei tere Fluidströmung durch den Fluiddurchlaß 1330 und isolieren fluidmäßig den inneren Bereich 1370 des rohrförmigen Elements 1310 von dem ringförmigen Bereich 1390. Gemäß einer bevorzug ten Ausführungsform wird daraufhin das nicht aushärtbare Fluidmaterial 1381 in den inneren Bereich 1370 gepumpt, wo durch der innere Bereich 1370 veranlaßt wird, unter Druck ge setzt zu werden. Sobald der innere Bereich 1370 ausreichend unter Druck gesetzt ist, wird das rohrförmige Element 1310 von dem aufweitbaren Dorn 1305 weggepreßt. Während des Auf weitungsprozesses wird der aufweitbare Dorn 1305 aus dem auf geweiteten Teil des rohrförmigen Elements 1310 durch das Tra gelement 1345 herausgehoben.According to a preferred embodiment and as shown in Fig. 11e, the engagement of the grinding armature 1395 causes the grinding plug 1350 the grinding plug 1350 to decouple from the mandrel 1305th The grinding armature 1395 and the grinding plug 1350 are preferably arranged or received thereon in the fluid passage 1330 and block a further fluid flow through the fluid passage 1330 and fluidly isolate the inner region 1370 of the tubular element 1310 from the annular region 1390 . According to a preferred embodiment, the non-curable fluid material 1381 is then pumped into the inner region 1370 , where the inner region 1370 causes it to be pressurized. Once the inner region 1370 is pressurized sufficiently, the tubular member 1310 is pressed away from the expandable mandrel 1305 . During the expansion process, the expandable mandrel 1305 is lifted out of the expanded part of the tubular element 1310 by the trael element 1345 .

Der Schleifanker 1395 wird bevorzugt in dem Fluiddurchlaß 1320 durch Einführen des Schleifankers 1395 in dem Fluid durchlaß 1320 an einer Oberflächenstelle in herkömmlicher Weise plaziert. Der Schleifanker 1395 kann eine beliebige An zahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Einrichtun gen zum Versperren eines Fluiddurchlasses umfassen, wie bei spielsweise Multiple-Stage-Cementer-Einschnappstopfen, Omega- Einschnappstopfen oder einen Drei-Schleifelemente- Einschnappstopfen/anker, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung.The grinding anchor 1395 is preferably placed in the fluid passage 1320 by inserting the grinding anchor 1395 into the fluid passage 1320 at a surface location in a conventional manner. The abrasive anchor 1395 can include any number of conventional, commercially available fluid passage blocking devices, such as multiple-stage cementer snap-in plugs, omega snap-in plugs, or a three-grinding element snap-in plug / anchor, modified in accordance with the Teach the present disclosure.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt der Schleifan ker 1395 einen Drei-Schleifelemente-Einschnappstopfen, der so modifiziert ist, daß er in dem Multiple-Stage-Cementer- Einschnappstopfen 1350 verriegelt wird und zur Abdichtung ge langt. Der Drei-Schleifelemente-Einschnappstopfen ist erhält lich von Halliburton Energy Services in Dallas, Texas.According to a preferred embodiment, the grinding anchor 1395 comprises a three-grinding element snap-in plug, which is modified so that it is locked in the multiple-stage cementing snap-in plug 1350 and reaches for sealing. The three grinding element snap plug is available from Halliburton Energy Services in Dallas, Texas.

Nach Versperren des Fluiddurchlasses 1330 unter Verwendung des Schleifstopfens 1330 und des Schleifankers 1395 kann das nicht aushärtbare Fluidmaterial 1381 in den inneren Bereich 1370 mit Drücken und Durchsätzen gepumpt werden, die bei spielsweise von ungefähr 0 bis 5.000 psi bzw. 0 bis 1.500 Gallonen/Minute reichen, um in optimaler Weise das rohrförmi ge Element 1310 von dem Dorn 1305 wegzupressen. Auf diese Weise wird die Menge an aushärtbarem Fluidmaterial im Innern des rohrförmigen Elements 1310 minimiert. After blocking of the fluid passage 1330 using the abrasive stopper 1330 and the grinding anchor 1395, the non-hardenable fluidic material 1381 may be 1370 pumped at pressures and flow rates in the inner region ranging psi at play, from about 0 to 5000 and 0 to 1,500 gallons / minute to optimally press the tubular member 1310 away from the mandrel 1305 . In this way, the amount of curable fluid material inside the tubular member 1310 is minimized.

Nach Versperren des Fluiddurchlasses 1330 wird gemäß einer bevorzugten Ausführungsform das nicht aushärtbare Fluidmate rial 1381 bevorzugt in den inneren Bereich 1370 mit Drücken und Durchsätzen gepumpt, die von ungefähr 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gallonen/Minute reichen, um in optimaler Weise Betriebsdrücke bereitzustellen, um den Aufweitungspro zeß mit Geschwindigkeiten aufrechtzuerhalten, die ausreichen, daß Einstellungen der Betriebsparameter während des Aufwei tungsprozesses vorgenommen werden können.After blocking the fluid passage 1330 , in a preferred embodiment, the non-curable fluid material 1381 is preferably pumped into the inner region 1370 at pressures and flow rates ranging from about 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gallons / minute to optimally operate pressures To provide to maintain the expansion process at speeds sufficient to allow operating parameter adjustments to be made during the expansion process.

Für typische rohrförmige Elemente 1310 beginnt das Pressen des rohrförmigen Elements 1310 weg von dem aufweitbaren Dorn 1305, wenn der Druck des inneren Bereichs 1370 beispielsweise etwa 500 bis 9.000 psi erreicht. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform ist das Pressen des rohrförmigen Elements 1310 weg von dem aufweitbaren Dorn 1305 eine Funktion des Durch messers des rohrförmigen Elements, der Wanddicke des rohrför migen Elements, der Geometrie des Dorns, des Typs des Schmiermittels, der Zusammensetzung des Schuhs und des rohr förmigen Elements und der Dehnfestigkeit des rohrförmigen Elements. Der optimale Durchsatz und die optimalen Betriebs drücke werden bevorzugt unter Verwendung herkömmlicher empi rischer Methoden ermittelt.For typical tubular members 1310 , pressing tubular member 1310 away from expandable mandrel 1305 begins when the pressure of inner region 1370 reaches, for example, about 500 to 9,000 psi. According to a preferred embodiment, pressing the tubular member 1310 away from the expandable mandrel 1305 is a function of the diameter of the tubular member, the wall thickness of the tubular member, the geometry of the mandrel, the type of lubricant, the composition of the shoe and the tubular element and the tensile strength of the tubular element. The optimal throughput and the optimal operating pressures are preferably determined using conventional empirical methods.

Während des Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozesses kann der auf weitbare Dorn 1305 aus dem aufgeweiteten Abschnitt des rohr förmigen Elements 1310 mit Geschwindigkeiten herausgehoben werden, die beispielsweise von 0 bis 5 Fuß/Sekunde reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform kann der aufweitbare Dorn 1305 während des Aufweitungsprozesses aus dem aufgewei teten Teil des rohrförmigen Elements 1310 mit Geschwindigkei ten herausgehoben werden, die von etwa 0 bis 2 Fuß/Sekunde reichen, um in optimaler Weise einen effizienten Prozeß be reitzustellen, um einer Bedienperson in optimaler Weise die Einstellung von Betriebsparametern zu erlauben, und um eine optimale Beendigung des Aufweitungsprozesses sicherzustellen, bevor das Material 1380 aushärtet.During the expansion process, the expandable mandrel 1305 may be lifted out of the expanded portion of the tubular member 1310 at speeds ranging, for example, from 0 to 5 feet / second. According to a preferred embodiment, the expandable mandrel 1305 can be lifted out of the expanded portion of the tubular member 1310 during the expansion process at speeds ranging from about 0 to 2 feet / second to optimally provide an efficient process to one To allow the operator to optimally set operating parameters and to ensure an optimal completion of the expansion process before the material 1380 hardens.

Wenn der obere Endabschnitt 1355 des rohrförmigen Elements 1310 von dem aufweitbaren Dorn 1305 weggepreßt wird, kontak tiert die Außenseite des oberen Endabschnitts 1355 des rohr förmigen Elements 1310 bevorzugt die Innenseite des unteren Endabschnitts der Einfassung 1215, um eine fluiddichte Über lappungsverbindung bereitzustellen. Der Kontaktdruck der Überlappungsverbindung kann beispielsweise von ungefähr 50 bis 20.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form reicht der Kontaktdruck der Überlappungsverbindung von ungefähr 400 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise einen Kon taktdruck bereitzustellen, der ausreicht, um eine ringförmige Dichtung bereitzustellen, und um eine ausreichende Beständig keit gegenüber Spannungs- und Drucklasten bereitzustellen. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform stellen die Dichtungselemente 1340 eine adäquate Fluid- und Gasdichtung in der Überlappungsverbindung bereit.When the upper end portion 1355 of the tubular member 1310 is pressed away from the expandable mandrel 1305 , the outside of the upper end portion 1355 of the tubular member 1310 preferably contacts the inside of the lower end portion of the skirt 1215 to provide a fluid-tight overlap connection. The contact pressure of the lap joint can range, for example, from about 50 to 20,000 psi. According to a preferred embodiment, the contact pressure of the lap joint ranges from approximately 400 to 10,000 psi in order to optimally provide a contact pressure sufficient to provide an annular seal and to provide sufficient resistance to stress and pressure loads. According to a particularly preferred embodiment, the sealing elements 1340 provide an adequate fluid and gas seal in the overlap connection.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden der Betriebs druck und der Durchsatz des nicht aushärtbaren Fluidmaterials 1381 stufenweise erniedrigt, wenn der aufweitbare Dorn 1305 den oberen Endabschnitt 1355 des rohrförmigen Elements 1310 erreicht. Auf diese Weise kann die plötzliche Freisetzung des Drucks, verursacht durch vollständiges Pressen des rohrförmi gen Elements 1310 weg von dem aufweitbaren Dorn 1305 mini miert werden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Betriebsdruck im wesentlichen in linearer Weise ausgehend von 100% auf etwa 10% während des Endes des Wegpreßprozesses verringert, beginnend dann, wenn der Dorn 1305 ungefähr den gesamten Aufweitungsprozeß bis auf etwa 5 Fuß beendet hat. According to a preferred embodiment, the operating pressure and throughput of the non-curable fluid material 1381 are gradually reduced when the expandable mandrel 1305 reaches the upper end portion 1355 of the tubular member 1310 . In this way, the sudden release of pressure caused by completely pressing the tubular member 1310 away from the expandable mandrel 1305 can be minimized. In a preferred embodiment, the operating pressure is reduced substantially linearly from 100% to about 10% during the end of the squeezing process, starting when the mandrel 1305 has completed approximately the entire expansion process down to about 5 feet.

Alternativ oder in Kombination kann ein Stoßabsorber in dem Tragelement 1345 vorgesehen sein, um den Stoß zu absorbieren, der durch plötzliche Freisetzung des Drucks verursacht ist.Alternatively or in combination, a shock absorber may be provided in the support member 1345 to absorb the shock caused by the sudden release of the pressure.

Alternativ oder in Kombination ist eine Dorneinfangstruktur in dem oberen Endabschnitt 1355 des rohrförmigen Elements 1310 vorgesehen, um den Dorn 1305 einzufangen oder zumindest abzubremsen.Alternatively or in combination, a mandrel capture structure is provided in the upper end portion 1355 of the tubular member 1310 to capture or at least brake the mandrel 1305 .

Sobald der Aufweitungs- bzw. Wegpreßprozeß beendet ist, wird der aufweitbare Dorn 1305 aus der Brunnenbohrung 1200 ent fernt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird entweder vor oder nach Entfernung des aufweitbaren Dorns 1305 die Un versehrtheit der Fluiddichtung der Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Abschnitt 1355 des rohrförmigen Elements 1310 und dem unteren Abschnitt der Einfassung 1215 unter Ver wendung herkömmlicher Methoden getestet. Wenn die Fluiddich tung der Überlappungsverbindung zwischen dem oberen Abschnitt 1355 des rohrförmigen Elements und dem unteren Abschnitt der Einfassung 1215 zufriedenstellend ist, wird der nicht ausge härtete Teil des Materials 1380 in dem aufgeweiteten rohrför migen Element 1310 herkömmlicherweise entfernt. Das Material 1380 in dem ringförmigen Bereich 1390 wird daraufhin aushär ten gelassen.As soon as the expansion or pressing process has ended, the expandable mandrel 1305 is removed from the well bore 1200 . In a preferred embodiment, either before or after removal of the expandable mandrel 1305, the integrity of the fluid seal of the lap joint between the upper portion 1355 of the tubular member 1310 and the lower portion of the skirt 1215 is tested using conventional methods. If the fluid seal of the lap joint between the upper portion 1355 of the tubular member and the lower portion of the skirt 1215 is satisfactory, the uncured portion of the material 1380 in the expanded tubular member 1310 is removed conventionally. The material 1380 in the annular region 1390 is then allowed to harden.

Wie in Fig. 11f gezeigt, wird bevorzugt jegliches verbleiben de ausgehärtete Material 1380 im Innern des aufgeweiteten rohrförmigen Elements 1310 daraufhin in herkömmlicher Weise unter Verwendung eines herkömmlichen Bohrgestänges entfernt. Der resultierende neue Einfassungsabschnitt 1400 umfaßt das aufgeweitete rohrförmige 45304 00070 552 001000280000000200012000285914519300040 0002010005799 00004 45185 Element 1310 und eine äußere ring förmige Schicht 1405 aus ausgehärtetem Material 305. Der Bo denteil der Vorrichtung 1300 mit dem Schuh 1315 kann darauf hin entfernt werden, indem der Schuh 1315 unter Verwendung herkömmlicher Bohrmethoden ausgebohrt wird.As shown in FIG. 11f, any remaining cured material 1380 inside the expanded tubular member 1310 is then preferably removed in a conventional manner using a conventional drill string. The resulting new skirt portion 1400 includes the expanded tubular 45304 00070 552 001000280000000200012000285914519300040 0002010005799 00004 45185 element 1310 and an outer annular layer 1405 of hardened material 305 . The bottom portion of the device 1300 with the shoe 1315 can then be removed by drilling out the shoe 1315 using conventional drilling methods.

Anhand von Fig. 12 und 13 wird nunmehr eine bevorzugte Aus führungsform eines Brunnen-Kopfende-Systems 1500 erläutert, das ausgebildet wird unter Verwendung von einer oder mehreren Ausführungsformen der vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 11f erläuterten Verfahren und Prozesse. Das Brunnen-Kopfende- System 1500 umfaßt bevorzugt eine herkömmliche Weihnachts baum/Bohrspulenanordnung 1505, eine Einfassung 1510 mit dic ker Wandung, einen ringförmigen Zementkörper 1515, eine äuße re Einfassung 1520, einen ringförmigen Zementkörper 1525, ei ne Zwischeneinfassung 1530 und eine innere Einfassung 1535.Referring to Fig. 12 and 13 will now a preferred from of a well-head-end system guide shape explained 1500 that is formed using one or more embodiments of the methods and processes explained above with reference to FIGS. 1 to 11f. The well headend system 1500 preferably includes a conventional Christmas tree / drilling coil assembly 1505 , a casing 1510 with thick wall, an annular cement body 1515 , an outer casing 1520 , an annular cement body 1525 , an intermediate casing 1530 and an inner casing 1535 .

Die Weihnachtsbaum/Bohrspulenanordnung 1505 kann eine belie bige Anzahl von herkömmlichen Weihnachts baum/Bohrspulenanordnungen umfassen, wie beispielsweise das SS-15-Subsea-Wellhead-System, das Spool-Tree-Subsea- Production-System oder das Compact-Wellhead-System, erhält lich von speziellen Vertrieben, wie beispielsweise Dril-Quip, Cameron oder Breda, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Die Bohrspulenanordnung 1505 ist bevorzugt betriebsmäßig mit der Einfassung 1510 gro ßer Wandungsdicke und/oder der äußeren Einfassung 1520 ver bunden. Die Anordnung 1505 kann mit der Einfassung 1510 gro ßer Wandungsdicke und/oder der äußeren Einfassung 1520 bei spielsweise durch Schweißen, Schraubverbindung, oder dadurch verbunden sein, daß sie einstückig gebildet sind. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Anordnung 1505 mit der Einfassung 1510 dicker Wandung und/oder der äußeren Einfas sung 1520 durch Schweißen verbunden.The Christmas tree / drill spool assembly 1505 may include any number of conventional Christmas tree / drill spool assemblies, such as the SS-15 subsea wellhead system, the spool tree subsea production system, or the compact wellhead system Special distributors, such as Dril-Quip, Cameron, or Breda, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. The drilling coil assembly 1505 is preferably operatively connected to the casing 1510 of great wall thickness and / or the outer casing 1520 . The arrangement 1505 can be connected to the border 1510 of large wall thickness and / or the outer border 1520, for example by welding, screw connection, or by being formed in one piece. According to a preferred embodiment, the arrangement 1505 is connected to the thick wall edging 1510 and / or the outer edging 1520 by welding.

Die dickwandige Einfassung 1510 ist in dem oberen Ende der Brunnenbohrung 1540 positioniert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform erstreckt sich zumindest ein Teil der Einfas sung 1510 großer Wandungsdicke über der Oberfläche 1545, um in optimaler Weise problemlosen Zugang und Anbringung an der Weihnachtsbaum/Bohrspulenanordnung 1505 bereitzustellen. Die dickwandige Einfassung 1510 ist bevorzugt mit der Weihnachts baum/Bohrspulenanordnung 1505, dem ringförmigen Zementkörper 1515 und der äußeren Einfassung 1520 verbunden.The thick-walled bezel 1510 is positioned in the upper end of the well bore 1540 . According to a preferred embodiment, at least a portion of the wall thickness 1510 extends over the surface 1545 to optimally provide easy access and attachment to the Christmas tree / drill coil assembly 1505 . The thick-walled bezel 1510 is preferably connected to the Christmas tree / drill coil assembly 1505 , the annular cement body 1515, and the outer bezel 1520 .

Die dickwandige Einfassung 1510 kann eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen, hochfesten Brun nenbohrungseinfassungen umfassen, wie beispielsweise Oilfield Country Tubular Goods, Titanrohre oder Edelstahlrohre. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Einfassung 1510 großer Wandungsdicke Oilfield Country Tubular Goods, erhält lich von verschiedenen ausländischen und inländischen Stahl werken. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt die dickwandige Einfassung 1510 eine Dehnfestigkeit von etwa 40.000 bis 135.000 psi, um in optimaler Weise Berstfestig keit, Einbruchfestigkeit und Spannungsfestigkeit bereitzu stellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt die Einfassung 1510 dicker Wandung eine Störfestigkeit größer als etwa 5.000 bis 20.000 psi, um in optimaler Weise eine maxima le Betriebskapazität und eine Beständigkeit gegenüber einer Verschlechterung der Kapazität nach Bohren über eine ausge streckte Zeitdauer bereitzustellen.The thick-walled bezel 1510 can include any number of conventional, commercially available, high strength, well bore bezels, such as oilfield country tubular goods, titanium tubing, or stainless steel tubing. According to a preferred embodiment, the 1510 thick wall surround includes Oilfield Country Tubular Goods, available from various foreign and domestic steel plants. In a preferred embodiment, the thick-walled bezel 1510 has a tensile strength of about 40,000 to 135,000 psi to optimally provide burst strength, burglar resistance, and dielectric strength. In a preferred embodiment, the thick walled enclosure 1510 has an immunity greater than about 5,000 to 20,000 psi to optimally provide maximum operating capacity and resistance to deterioration in capacity after drilling over an extended period of time.

Der ringförmige Zementkörper 1515 stellt eine Abstützung für die Einfassung 1510 großer Wandungsdicke bereit. Der ringför mige Zementkörper 1515 kann unter Verwendung einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen Prozessen bereitgestellt werden, um einen ringförmigen Zementkörper in einer Brunnenbohrung aus zubilden. Der ringförmige Zementkörper 1515 kann eine belie bige Anzahl von herkömmlichen Zementmischungen enthalten. The annular cement body 1515 provides a support for the casing 1510 with a large wall thickness. Annular cement body 1515 can be provided using any number of conventional processes to form an annular cement body in a well bore. The annular cement body 1515 can contain any number of conventional cement mixes.

Die äußere Einfassung 1520 ist mit der dickwandigen Einfas sung 1510 verbunden. Die äußere Einfassung 1520 kann aus ei ner beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhält lichen rohrförmigen Elementen hergestellt sein, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenba rung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die äu ßere Einfassung 1520 eines der aufweitbaren rohrförmigen Ele mente, welche vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 11f er läutert sind.The outer bezel 1520 is connected to the thick-walled bezel solution 1510 . Outer bezel 1520 may be made from any number of conventional, commercially available tubular members modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the outer casing 1520 comprises one of the expandable tubular elements which are explained above with reference to FIGS. 1 to 11f.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die äußere Ein fassung 1520 mit dem dickwandigen Gehäuse 1510 durch Aufwei ten der äußeren Einfassung 1520 in Kontakt mit zumindest ei nem Teil der Innenseite des dickwandigen Gehäuses 1510 ver bunden unter Verwendung von einer der Ausführungsformen der Prozesse und Vorrichtungen, die vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 11f erläutert sind. Gemäß einer alternativen Aus führungsform steht im wesentlichen die gesamte Überlappung der äußeren Einfassung 1520 in Kontakt mit dem dickwandigen Gehäuse 1510 die Innenseite des dickwandigen Gehäuses 1510.According to a preferred embodiment, the outer casing 1520 is connected to the thick-walled housing 1510 by exposing the outer casing 1520 to contact at least a portion of the inside of the thick-walled housing 1510 using one of the embodiments of the processes and devices described above are explained with reference to FIGS. 1 to 11f. According to an alternative embodiment, essentially the entire overlap of the outer casing 1520 is in contact with the thick-walled housing 1510, the inside of the thick-walled housing 1510 .

Der Kontaktdruck der Grenzfläche zwischen der äußeren Einfas sung 1520 und der dickwandigen Einfassung 1510 kann bei spielsweise von etwa 500 bis 10.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontaktdruck zwischen der äußeren Einfassung 1520 und dem dickwandigen Gehäuse 1510 von etwa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise die durch Druck aktivierbaren Dichtungselemente zu aktivieren, und um sicherzustellen, daß die Überlappungsverbindung optimal typi schen Spannungs- und Drucklast-Extremwerten zu widerstehen vermag, die während Bohr- und Herstellungsvorgängen auftre ten. The contact pressure of the interface between the outer bezel solution 1520 and the thick-walled bezel 1510 can range, for example, from about 500 to 10,000 psi. According to a preferred embodiment, the contact pressure between the outer casing 1520 and the thick-walled housing 1510 ranges from about 500 to 10,000 psi in order to optimally activate the sealing elements that can be activated by pressure and to ensure that the overlap connection is optimally typical voltage and pressure load -Ability to withstand extreme values that occur during drilling and manufacturing operations.

Wie in Fig. 13 gezeigt, umfaßt in einer besonders bevorzugten Ausführungsform das obere Ende der äußeren Einfassung 1520 eines oder mehrere Dichtungselemente 1550 welche eine Gas- und Fluiddichtung zwischen der aufgeweiteten äußeren Einfas sung 1520 und der Innenwand der dickwandigen Einfassung 1510 bereitstellen. Die Dichtungselemente 1550 können eine belie bige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Dich tungen umfassen, wie beispielsweise Blei-, Kunststoff-, Gum mi-, Teflon- oder Epoxid(harz)dichtungen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfassen die Dich tungselemente 1550 Dichtungen, die aus Stratalock-Epoxidharz geformt sind, welches erhältlich ist von Halliburton Energy Services, um in optimaler Weise eine Hydraulikdichtung und einen Last tragenden Grenzflächensitz zwischen den rohrförmi gen Elementen bereitzustellen. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform reicht der Kontaktdruck der Grenzfläche zwischen der dickwandigen Einfassung 1510 und der äußeren Einfassung 1520 von etwa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise die Dichtungselemente 1550 zu aktivieren, und um in optimaler Weise sicherzustellen, daß die Verbindung den typischen Be triebsdruck- und Spannungslasten während Bohr- und Herstel lungsvorgängen widerstehen zu können.As shown in FIG. 13, in a particularly preferred embodiment, the upper end of the outer casing 1520 includes one or more sealing elements 1550 which provide a gas and fluid seal between the expanded outer casing 1520 and the inner wall of the thick-walled casing 1510 . The sealing elements 1550 can include any number of conventional, commercially available seals, such as lead, plastic, rubber, Teflon, or epoxy (resin) seals, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, the sealing members 1550 comprise seals molded from Stratalock epoxy resin available from Halliburton Energy Services to optimally provide a hydraulic seal and a load bearing interface seat between the tubular members. According to a preferred embodiment, the contact pressure of the interface between the thick-walled casing 1510 and the outer casing 1520 ranges from about 500 to 10,000 psi in order to optimally activate the sealing elements 1550 and to optimally ensure that the connection is typical of the loading to withstand driving pressure and tension loads during drilling and manufacturing processes.

Gemäß einer alternativen bevorzugten Ausführungsform sind die äußere Einfassung 1520 und die dickwandige Einfassung 1510 als einstückiges Element kombiniert.According to an alternative preferred embodiment, the outer casing 1520 and the thick-walled casing 1510 are combined as a one-piece element.

Der ringförmige Zementkörper 1525 erbringt eine Abstützung für die äußere Einfassung 1520. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform ist der ringförmige Zementkörper 1525 bereitge stellt unter Verwendung von einer der Ausführungsformen der Vorrichtungen und Prozesse, die vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 11f erläutert sind. The annular cement body 1525 provides support for the outer skirt 1520 . According to a preferred embodiment, the annular cement body 1525 is provided using one of the embodiments of the devices and processes described above with reference to FIGS. 1 to 11f.

Die Zwischeneinfassung 1530 kann mit der äußeren Einfassung 1520 oder der dickwandigen Einfassung 1510 verbunden sein. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Zwischenein fassung 1530 mit der dickwandigen Einfassung 1510 verbunden. Die Zwischeneinfassung 1530 kann hergestellt sein aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen rohrförmigen Elementen, modifiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform umfaßt die Zwischeneinfassung 1530 ein beliebiges der aufweitbaren rohrförmigen Elemente, die unter bezug auf Fig. 1 bis 11f erläutert sind.Intermediate bezel 1530 may be connected to outer bezel 1520 or thick-walled bezel 1510 . In a preferred embodiment, the intermediate bezel 1530 is connected to the thick-walled bezel 1510 . The intermediate skirt 1530 can be made from any number of conventional, commercially available tubular elements modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the intermediate skirt 1530 includes any of the expandable tubular members that are explained with reference to FIGS. 1 through 11f.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die Zwischenein fassung 1530 mit der dickwandigen Einfassung 1510 durch Auf weiten von zumindest einem Teil der Zwischeneinfassung 1530 in Kontakt mit der Innenseite der dickwandigen Einfassung 1510 verbunden unter Verwendung von einem beliebigen der Pro zesse und Vorrichtungen, die vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 11f erläutert sind. Gemäß einer alternativen bevorzug ten Ausführungsform kontaktiert die gesamte Länge der Über lappung der Zwischeneinfassung 1530 mit der dickwandigen Ein fassung 1510 die Innenseite der dickwandigen Einfassung 1510. Der Kontaktdruck der Grenzfläche zwischen der Zwischeneinfas sung 1530 und der dickwandigen Einfassung 1510 kann bei spielsweise von etwa 500 bis 10.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontaktdruck zwischen der Zwischeneinfassung 1530 und der dickwandigen Einfassung 1510 von etwa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise die druckaktivierbaren Dichtungselemente zu aktivieren, und um in optimaler Weise sicherzustellen, daß die Verbindung typischen Betriebsspannungs- und -drucklast-Extremwerten zu widerstehen vermag, die während Bohr- und Herstellungsvorgängen auftre ten. According to a preferred embodiment, the Zwischenein is replaced 1530 with the thick-walled enclosure 1510 by on-wide of at least a portion of the intermediate skirt 1530 in contact with the inside of the thick-walled enclosure 1510 joined using any of the Pro processes and devices described above with respect to are explained in FIGS. 1 to 11f. According to an alternative preferred embodiment, the entire length of the overlap of the intermediate casing 1530 with the thick-walled casing 1510 contacts the inside of the thick-walled casing 1510 . The contact pressure of the interface between the Zwischeneinfas solution 1530 and the thick-walled border 1510 can range, for example, from about 500 to 10,000 psi. According to a preferred embodiment, the contact pressure between the intermediate casing 1530 and the thick-walled casing 1510 ranges from about 500 to 10,000 psi in order to optimally activate the pressure activatable sealing elements and to optimally ensure that the connection ensures typical operating voltage and pressure loads. Can withstand extreme values that occur during drilling and manufacturing processes.

Wie in Fig. 13 gezeigt, umfaßt gemäß einer besonders bevor zugten Ausführungsform das obere Ende der Zwischeneinfassung 1530 ein oder mehr Dichtungselemente 1560, die eine Gas- und Fluidabdichtung zwischen dem aufgeweiteten Ende der Zwischen einfassung 1530 und der dickwandigen Einfassung 1510 bereit stellen. Die Dichtungselemente 1560 können eine beliebige An zahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Dichtungen umfassen, wie etwa beispielsweise Kunststoff-, Blei-, Gummi-, Teflon- oder Epoxid(harz)dichtungen, modifiziert in Überein stimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfassen die Dichtungsele mente 1560 Dichtungen, die aus Stratalock-Epoxidharz geformt sind, erhältlich von Halliburton Energy Services, um in opti maler Weise eine Hydraulikdichtung und einen Lasttragegrenz flächensitz zwischen den rohrförmigen Elementen bereitzustel len.As shown in Fig. 13, comprises according to a particularly before ferred embodiment, the upper end of the intermediate skirt 1530 or more sealing members 1560 which provide a gas and fluid seal between the flared end of the intermediate skirt 1530 and the thick-walled enclosure 1510 ready. Seal members 1560 may include any number of conventional, commercially available seals, such as plastic, lead, rubber, Teflon, or epoxy (resin) seals, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the sealing elements comprise 1560 seals molded from Stratalock epoxy resin available from Halliburton Energy Services to optimally provide a hydraulic seal and a load bearing limit seat between the tubular elements.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontakt druck der Grenzfläche zwischen dem aufgeweiteten Ende der Zwischeneinfassung 1530 und der dickwandigen Einfassung 1510 von etwa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise die Dich tungselemente 1560 zu aktivieren, und um in optimaler Weise sicherzustellen, daß die Verbindung typischen Betriebsspan nungs- und -drucklast-Extremwerten zu widerstehen vermag, die während Bohr- und Herstellungsvorgängen auftreten.According to a preferred embodiment, the contact pressure of the interface between the flared end of the intermediate casing 1530 and the thick-walled casing 1510 ranges from approximately 500 to 10,000 psi in order to optimally activate the sealing elements 1560 and to ensure in an optimal manner that the connection can withstand typical operating voltage and pressure load extreme values that occur during drilling and manufacturing operations.

Die innere Einfassung 1535 kann mit der äußeren Einfassung 1520 oder der dickwandigen Einfassung 1510 verbunden sein. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die innere Ein fassung 1535 mit der dickwandigen Einfassung 1510 verbunden. Die innere Einfassung 1535 kann aus einer beliebigen Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen rohrförmigen Ele menten hergestellt sein, die in Übereinstimmung mit den Leh ren der vorliegenden Offenbarung modifiziert sind. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform umfaßt die innere Einfassung 1535 eines der aufweitbaren rohrförmigen Elemente, die unter bezug auf Fig. 1 bis 11f vorstehend erläutert sind.Inner bezel 1535 may be connected to outer bezel 1520 or thick-walled bezel 1510 . According to a preferred embodiment, the inner frame 1535 is connected to the thick-walled frame 1510 . Inner bezel 1535 can be made from any number of conventional, commercially available tubular elements modified in accordance with the teachings of the present disclosure. According to a preferred embodiment, the inner skirt 1535 includes one of the expandable tubular members discussed above with reference to Figures 1 through 11f.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist die innere Ein fassung 1535 mit der äußeren Einfassung 1520 durch Aufweiten von zumindest einem Teil der inneren Einfassung 1535 in Kon takt mit der Innenseite der dickwandigen Einfassung 1510 ver bunden mit einem bzw. einer der Prozesse und Vorrichtungen, die vorstehend unter bezug auf Fig. 1 bis 11f erläutert sind. Gemäß einer alternativen bevorzugten Ausführungsform steht die gesamte Länge der Überlappung der inneren Einfassung 1535 in Kontakt mit der dickwandigen Einfassung 1510 und der Zwi scheneinfassung 1530 die Innenseite der dickwandigen Einfas sung 1510 und der Zwischeneinfassung 1535. Der Kontaktdruck der Grenzfläche zwischen der inneren Einfassung 1535 und der dickwandigen Einfassung 1510 kann beispielsweise von etwa 500 bis 10.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form reicht der Kontaktdruck zwischen der inneren Einfassung 1535 und der dickwandigen Einfassung 1510 von etwa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise die druckaktivierbaren Dichtungselemente zu aktivieren, und um sicherzustellen, daß die Verbindung typischen Spannungs- und Drucklast- Extremwerten zu widerstehen vermag, die üblicherweise bei Bohr- und Herstellungsvorgängen angetroffen werden.According to a preferred embodiment, the inner bezel 1535 is connected to the outer bezel 1520 by expanding at least a portion of the inner bezel 1535 in contact with the inside of the thick-walled bezel 1510 to one or more of the processes and devices described above are explained with respect to Fig. 1 to 11f. According to an alternative preferred embodiment, the entire length is the overlap of the inner enclosure 1535 in contact with the thick-walled enclosure 1510 and the interim rule enclosure 1530, the inside of the thick-walled Einfas solution 1510 and the intermediate skirt 1535th The contact pressure of the interface between the inner skirt 1535 and the thick-walled skirt 1510 can range, for example, from about 500 to 10,000 psi. According to a preferred embodiment, the contact pressure between the inner casing 1535 and the thick-walled casing 1510 ranges from about 500 to 10,000 psi in order to optimally activate the pressure-activatable sealing elements and to ensure that the connection to typical extreme stress and pressure load values withstand the forces commonly encountered in drilling and manufacturing operations.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform und wie in Fig. 13 gezeigt, umfaßt das obere Ende der inneren Einfassung 1535 ein oder mehr Dichtungselemente 1570, welche eine Gas- und Fluidabdichtung zwischen dem aufgeweiteten Ende der inne ren Einfassung 1535 und der Innenwandung der dickwandigen Einfassung 1510 bereitstellen. Die Dichtungselemente 1570 können eine beliebige Anzahl von herkömmlichen, kommerziell erhältlichen Dichtungen umfassen, wie beispielsweise Blei-, Kunststoff-, Gummi-, Teflon- oder Epoxid(harz)dichtungen, mo difiziert in Übereinstimmung mit den Lehren der vorliegenden Offenbarung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfassen die Dichtungselemente 1570 Dichtungen, die aus Stratalock Epoxidharz geformt sind, das erhältlich ist von Halliburton Energy Services, um in optimaler Weise eine Hydraulikdichtung und einen Lasttragegrenzflächensitz bereitzustellen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontaktdruck der Grenzfläche zwischen dem aufgeweiteten Ende der inneren Ein fassung 1535 und der dickwandigen Einfassung 1510 von etwa 500 bis 10.000 psi, um in optimaler Weise die Dichtungsele mente 1570 zu aktivieren, und um außerdem in optimaler Weise sicherzustellen, daß die Verbindung typischen Betriebs- Extremwerten der Spannungs- und Drucklasten zu widerstehen vermag, die während Bohr- und Herstellungsvorgängen auftre ten.According to a particularly preferred embodiment and as shown in FIG. 13, the upper end of the inner skirt 1535 includes one or more sealing elements 1570 which provide a gas and fluid seal between the flared end of the inner skirt 1535 and the inner wall of the thick walled skirt 1510 . Seal members 1570 may include any number of conventional, commercially available seals, such as lead, plastic, rubber, Teflon, or epoxy (resin) seals, modified in accordance with the teachings of the present disclosure. In a preferred embodiment, sealing members 1570 comprise seals molded from Stratalock epoxy resin available from Halliburton Energy Services to optimally provide a hydraulic seal and load bearing interface seat. In a preferred embodiment, the contact pressure of the interface between the flared end of the inner socket 1535 and the thick-walled socket 1510 ranges from about 500 to 10,000 psi to optimally activate the sealing elements 1570 and also to ensure in an optimal manner that the connection is able to withstand typical operating extreme values of the stress and pressure loads that occur during drilling and manufacturing processes.

Gemäß einer alternativen Ausführungsform können die inneren Einfassungen 1520, 1530 und 1535 verbunden sein mit einem vorausgehend positionierten rohrförmigen Element, welches seinerseits mit der äußeren Einfassung 1510 verbunden ist. Die aktuell bevorzugten Ausführungsform können insbesondere verwendet werden, um eine konzentrische Anordnung von rohr förmigen Elementen auszubilden.According to an alternative embodiment, the inner bezels 1520 , 1530 and 1535 may be connected to a previously positioned tubular member which in turn is connected to the outer bezel 1510 . The currently preferred embodiment can be used in particular to form a concentric arrangement of tubular elements.

Ein Verfahren zur Erzeugung einer Einfassung in einem Bohr loch, welches in einer unterirdischen Formation angeordnet ist, ist erläutert worden, und sie umfaßt das Installieren einer rohrförmigen Auskleidung und eines Dorns in dem Bohr loch. Ein Fluidmaterialkörper wird daraufhin in das Bohrloch eingespritzt. Die rohrförmige Auskleidung wird daraufhin ra dial aufgeweitet, indem die Auskleidung von dem Dorn wegge preßt wird. Das Einspritzen umfaßt bevorzugt das Einspritzen eines aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials in einen ringför migen Bereich, der zwischen dem Bohrloch und dem Äußeren der rohrförmigen Auskleidung angeordnet ist, und eines nicht aus härtbaren Fluidmaterials in einen inneren Bereich der rohr förmigen Auskleidung unter dem Dorn. Das Verfahren umfaßt be vorzugt das fluidmäßige Isolieren des ringförmigen Bereichs von dem inneren Bereich vor Einspritzen der zweiten Menge des nicht aushärtbaren Fluidmaterials in den inneren Bereich. Das Einspritzen des aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials ist be vorzugt vorgesehen bei Betriebsdrücken und Durchsätzen, die von etwa 0 bis 5.000 psi bzw. 0 bis 1.500 Gallonen/Minute reichen. Das Einspritzen des nicht aushärtbaren Fluidmateri als ist bevorzugt vorgesehen mit Betriebsdrücken und Durch sätzen, die von etwa 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gal lonen/Minute reichen. Das Einspritzen des nicht aushärtbaren Fluidmaterials wird bevorzugt bereitgestellt bei verringerten Betriebsdrücken und Durchsätzen während eines Endabschnitts des Aufweitvorgangs. Das nicht aushärtbare Fluidmaterial wird bevorzugt unter dem Dorn eingespritzt. Das Verfahren umfaßt das Unterdrucksetzen eines Bereichs der rohrförmigen Ausklei dung unter dem Dorn. Der Bereich der rohrförmigen Auskleidung unter dem Dorn wird bevorzugt unter Druck gesetzt mit Drüc ken, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Das Verfahren umfaßt bevorzugt das fluidmäßige Isolieren eines inneren Be reichs der rohrförmigen Auskleidung von äußeren Bereich der rohrförmigen Auskleidung. Das Verfahren umfaßt das Aushärten des aushärtbaren Dichtungsmaterials und das Entfernen von zu mindest einem Teil des ausgehärteten Dichtungsmaterials, wel ches in der rohrförmigen Auskleidung angeordnet ist. Das Ver fahren umfaßt außerdem bevorzugt das Bewirken einer Überlap pung der rohrförmigen Auskleidung mit der existierenden Brun nenbohrungseinfassung. Das Verfahren umfaßt außerdem bevor zugt das Abdichten der Überlappung zwischen der rohrförmigen Auskleidung und der existierenden Brunnenbohrungseinfassung. A method of creating an enclosure in a drill hole, which is arranged in an underground formation has been explained and includes installation a tubular liner and a mandrel in the drill hole. A body of fluid material is then drilled into the borehole injected. The tubular lining then becomes ra dial expanded by removing the liner from the mandrel is pressed. The injection preferably includes the injection a curable fluid sealing material in a ring area between the borehole and the exterior of the tubular liner is arranged, and one does not curable fluid material in an inner area of the tube shaped lining under the mandrel. The process includes be preferably fluidly isolating the annular region from the inner area before injecting the second amount of non-curable fluid material in the inner area. The Injecting the curable fluid sealant is preferably provided at operating pressures and throughputs that from about 0 to 5,000 psi or 0 to 1,500 gallons / minute pass. The injection of the non-curable fluid material than is preferably provided with operating pressures and through rates ranging from about 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gal Ions / minute are enough. The injection of the non-curable Fluid material is preferably provided at reduced Operating pressures and flow rates during an end section of the expansion process. The non-curable fluid material will preferably injected under the mandrel. The process includes pressurizing a portion of the tubular lining dung under the thorn. The area of the tubular lining under the mandrel is preferably pressurized with pressure that range from about 500 to 9,000 psi. The procedure preferably comprises fluidly isolating an inner loading realm of tubular lining from outer area of the tubular liner. The process involves curing of the curable sealing material and the removal of at least a part of the hardened sealing material, wel ches is arranged in the tubular lining. The Ver Driving also preferably involves causing an overlap pung the tubular lining with the existing Brun inner bore bezel. The process also includes before seals the overlap between the tubular Lining and the existing well drilling surround.

Das Verfahren umfaßt außerdem bevorzugt das Abstützen der aufgeweiteten rohrförmigen Auskleidung unter Verwendung der Überlappung mit der existierenden Brunnenbohrungsauskleidung. Das Verfahren umfaßt außerdem das Testen der Unversehrtheit der Dichtung in der Überlappung zwischen der rohrförmigen Auskleidung und der existierenden Brunnenbohrungseinfassung. Das Verfahren umfaßt außerdem das Entfernen von zumindest ei nem Teil des aushärtbaren Fluiddichtungsmaterials in der rohrförmigen Auskleidung vor dem Aushärten. Das Verfahren um faßt außerdem bevorzugt das Schmieren der Oberfläche des Dorns. Das Verfahren umfaßt außerdem das Absorbieren von Stö ßen. Das Verfahren umfaßt außerdem das Einfangen des Dorns bei Beendigung des Aufweitungsvorgangs.The method also preferably includes supporting the expanded tubular liner using the Overlap with the existing wellbore lining. The method also includes testing for integrity the seal in the overlap between the tubular Lining and the existing well drilling surround. The method also includes removing at least one egg part of the curable fluid sealing material in the tubular liner before curing. The procedure around also prefers to lubricate the surface of the Dorns. The method also includes absorbing interference eat. The method also includes capturing the mandrel at the end of the expansion process.

Eine Vorrichtung zur Erzeugung einer Einfassung in einem Bohrloch, das in einer unterirdischen Formation angeordnet ist, ist vorstehend erläutert worden und umfaßt ein Tragele ment, einen Dorn, ein rohrförmiges Element und einen Schuh. Das Tragelement umfaßt einen ersten Fluiddurchlaß. Der Dorn ist mit dem Tragelement verbunden und umfaßt einen zweiten Fluiddurchlaß. Das rohrförmige Element ist mit dem Dorn ver bunden. Der Schuh ist mit der rohrförmigen Auskleidung ver bunden und umfaßt einen dritten Fluiddurchlaß. Die ersten, zweiten und dritten Fluiddurchlässe sind betriebsmäßig ver bunden. Das Tragelement umfaßt bevorzugt einen Druckfreigabe durchlaß und ein Durchsatzsteuerventil, welches mit dem er sten Fluiddurchlaß und dem Druckfreigabedurchlaß verbunden ist. Das Tragelement umfaßt bevorzugt einen Stoßabsorber. Das Tragelement umfaßt bevorzugt ein oder mehrere Dichtungsele mente, die dazu ausgelegt sind, zu verhindern, daß Fremdmate rial in den inneren Bereich des rohrförmigen Elements ein dringt. Der Dorn ist bevorzugt aufweitbar. Das rohrförmige Element ist bevorzugt hergestellt aus Materialien, die ausge wählt sind aus der Gruppe, die besteht aus Oilfield Country Tubular Goods, Chrom-13-Stahlrohr/Einfassungswerk und Kunst stoffeinfassungsrohrwerk. Das rohrförmige Element weist be vorzugt Innen- und Außendurchmesser auf, die von etwa 3 bis 15,5 Inch bzw. 3,5 bis 16 Inch reichen. Das rohrförmige Ele ment weist bevorzugt einen plastischen Dehnpunkt auf, der von etwa 40.000 bis 135.000 psi verläuft. Das rohrförmige Element umfaßt bevorzugt ein oder mehrere Dichtelemente an einem En dabschnitt. Das rohrförmige Element umfaßt bevorzugt ein oder mehrere Druckfreigabelöcher an einem Endabschnitt. Das rohr förmige Element umfaßt bevorzugt ein Einfangelement an einem Endabschnitt zum Abbremsen des Dorns. Der Schuh umfaßt bevor zugt eine Einlaßöffnung, die mit dem dritten Fluiddurchlaß verbunden ist, wobei die Einlaßöffnung dazu ausgelegt ist, einen Stopfen zum Versperren der Einlaßöffnung aufzunehmen. Der Schuh ist bevorzugt (auf)bohrbar.A device for producing an enclosure in one Borehole that is arranged in an underground formation has been explained above and comprises a Tragele ment, a mandrel, a tubular element and a shoe. The support member includes a first fluid passage. The thorn is connected to the support element and comprises a second Fluid passage. The tubular element is ver with the mandrel bound. The shoe is ver with the tubular lining bound and includes a third fluid passage. The first, second and third fluid passages are operationally ver bound. The support element preferably includes a pressure release passage and a flow control valve with which he Most fluid passage and the pressure release passage connected is. The support element preferably comprises a shock absorber. The Support element preferably comprises one or more sealing elements elements that are designed to prevent foreign matter rial into the inner region of the tubular element penetrates. The mandrel is preferably expandable. The tubular Element is preferably made from materials that are made are selected from the group consisting of Oilfield Country Tubular goods, chrome 13 tubular steel / edging and art fabric edging pipe mill. The tubular element has be prefers inner and outer diameters from about 3 to 15.5 inches or 3.5 to 16 inches are sufficient. The tubular Ele ment preferably has a plastic expansion point that of runs about 40,000 to 135,000 psi. The tubular element preferably comprises one or more sealing elements on an En d section. The tubular element preferably comprises one or multiple pressure release holes on one end section. The pipe shaped element preferably comprises a capture element on a End section for braking the mandrel. The shoe covers before draws an inlet port that connects to the third fluid passage is connected, the inlet opening being designed to to accommodate a plug to block the inlet opening. The shoe is preferably drillable.

Ein Verfahren zum Verbinden eines zweiten rohrförmigen Ele ments mit einem ersten rohrförmigen Element, wobei das erste rohrförmige Element einen Innendurchmesser größer als der Au ßendurchmesser des zweiten rohrförmigen Elements aufweist, ist erläutert worden und umfaßt das Positionieren des Dorns in einem inneren Bereich eines zweiten rohrförmigen Elements, das Positionieren der ersten und zweiten rohrförmigen Elemen te in überlappender Beziehung, das Unterdrucksetzen eines Teils des inneren Bereichs des zweiten rohrförmigen Elements und das Pressen des zweiten rohrförmigen Elements weg von dem Dorn in Eingriff mit dem ersten rohrförmigen Element. Das Un terdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs des zweiten rohrförmigen Elements wird bevorzugt bewerkstelligt bei Be triebsdrücken, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs des zweiten rohrförmigen Elements wird bevorzugt bewerkstelligt bei ver ringerten Betriebsdrücken während eines letzten Teils des Wegpreß- bzw. Aufweitungsvorgangs. Das Verfahren umfaßt be vorzugt das Abdichten der Überlappung zwischen den ersten und zweiten rohrförmigen Elementen. Das Verfahren umfaßt außerdem das Abstützen des aufgeweiteten ersten rohrförmigen Elements unter Verwendung der Überlappung mit dem zweiten rohrförmigen Element. Das Verfahren umfaßt außerdem bevorzugt das Schmie ren der Oberfläche des Dorns. Ferner umfaßt das Verfahren be vorzugt das Absorbieren von Stößen.A method of connecting a second tubular el elements with a first tubular element, the first tubular element an inner diameter larger than the Au has the outside diameter of the second tubular element, has been explained and includes positioning the mandrel in an inner area of a second tubular element, positioning the first and second tubular members te in an overlapping relationship, pressurizing one Part of the inner area of the second tubular element and pressing the second tubular member away from that Mandrel engages the first tubular member. The Un pressurizing the part of the inner region of the second tubular element is preferably accomplished at Be drive pressures ranging from about 500 to 9,000 psi. The Pressurizing the part of the inner area of the second tubular element is preferably accomplished at ver reduced operating pressures during a last part of the Pushing or widening process. The process includes be prefers the sealing of the overlap between the first and second tubular elements. The process also includes supporting the expanded first tubular member using the overlap with the second tubular Element. The process also preferably includes smearing the surface of the mandrel. Furthermore, the method includes be prefers to absorb shocks.

Eine Auskleidung zur Verwendung bei der Erzeugung eines neuen Abschnitts einer Brunnenbohrungseinfassung in einer unterir dischen Formation benachbart zu einem bereits existierenden Abschnitt einer Brunnenbohrungseinfassung ist erläutert wor den und umfaßt ein ringförmiges Element. Das ringförmige Ele ment umfaßt ein oder mehrere Dichtungselemente an einem En dabschnitt des ringförmigen Elements und einen oder mehrere Druckfreigabedurchlässe an einem Endabschnitt des ringförmi gen Elements.A liner for use in creating a new one Section of a well drilling surround in a lower level formation adjacent to an existing one Section of a well drilling enclosure is explained wor and comprises an annular element. The ring-shaped ele ment comprises one or more sealing elements on an En d section of the annular element and one or more Pressure release ports at an end portion of the annular gen elements.

Eine Brunnenbohrungseinfassung ist erläutert worden, welche eine rohrförmige Auskleidung und einen ringförmigen Körper aus gehärtetem Fluiddichtungsmaterial umfaßt. Die rohrförmige Auskleidung ist gebildet durch einen Prozeß zum Pressen der rohrförmigen Auskleidung weg von einem Dorn. Die rohrförmige Auskleidung ist bevorzugt gebildet durch den Prozeß, die rohrförmige Auskleidung und den Dorn in der Brunnenbohrung anzuordnen und einen inneren Teil der rohrförmigen Ausklei dung unter Druck zu setzen. Der ringförmige Körper aus dem ausgehärteten Fluiddichtungsmaterial ist bevorzugt gebildet durch den Prozeß, einen Körper aus aushärtbarem Fluiddich tungsmaterial in einen ringförmigen Bereich außerhalb der rohrförmigen Auskleidung einzuspritzen. Während des Unter drucksetzens ist der innere Bereich der rohrförmigen Ausklei dung bevorzugt fluidmäßig isoliert von einem äußeren Teil der rohrförmigen Auskleidung. Der innere Teil der rohrförmigen Auskleidung ist bevorzugt unter Druck gesetzt auf Drücke, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Die rohrförmige Ausklei dung überlappt bevorzugt eine existierende Brunnenbohrungs einfassung. Die Brunnenbohrungseinfassung umfaßt bevorzugt eine Dichtung, die in der Überlappung zwischen der rohrförmi gen Auskleidung und der existierenden Brunnenbohrungseinfas sung positioniert ist. Die rohrförmige Auskleidung ist bevor zugt abgestützt durch die Überlappung mit der existierenden Brunnenbohrungseinfassung.A wellbore casing has been explained, which a tubular liner and an annular body made of hardened fluid sealing material. The tubular Lining is formed by a process for pressing the tubular liner off a mandrel. The tubular Lining is preferably formed by the process that tubular lining and the mandrel in the well bore to arrange and an inner part of the tubular lining pressurization. The annular body from the cured fluid sealing material is preferably formed through the process, a body made of curable fluid tion material in an annular area outside the inject tubular liner. During the sub pressurizing is the inner area of the tubular lining dung preferably fluidly isolated from an outer part of the tubular liner. The inner part of the tubular Lining is preferably pressurized to pressures that range from about 500 to 9,000 psi. The tubular stripping manure preferably overlaps an existing well bore edging. The wellbore casing preferably includes a seal that is in the overlap between the tubular lining and the existing well drilling solution is positioned. The tubular liner is coming supported by the overlap with the existing Well drilling surround.

Ein Verfahren zum Reparieren eines existierenden Abschnitts einer Brunnenbohrungseinfassung in einem Bohrloch ist erläu tert worden und umfaßt das Installieren einer rohrförmigen Auskleidung und eines Dorns in einer Brunnenbohrungseinfas sung, das Einspritzen eines Körpers aus einem Fluidmaterial in das Bohrloch, das Unterdrucksetzen eines Teils eines inne ren Bereichs der rohrförmigen Auskleidung und das radiale Aufweiten der Auskleidung in dem Bohrloch durch Pressen der Auskleidung weg von dem Dorn. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform ist das Fluidmaterial gewählt aus der Gruppe, die besteht aus Schlackengemisch, Zement, Bohrschlamm und Epoxid(harz). Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Verfahren außerdem das fluidmäßige Isolieren eines inne ren Bereichs der rohrförmigen Auskleidung von einem äußeren Bereich der rohrförmigen Auskleidung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Einspritzen des Fluidmaterialkörpers bewerkstelligt mit Betriebsdrücken und Durchsätzen, die von etwa 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gallonen/Minute rei chen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Ein spritzen des Fluidmaterialkörpers bewerkstelligt bei verrin gerten Betriebsdrücken und Durchsätzen während eines Endab schnitts des Aufweitungsvorgangs. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Fluidmaterial unter den Dorn einge spritzt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird ein Be reich der rohrförmigen Auskleidung unter dem Dorn unter Druck gesetzt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Be reich der rohrförmigen Auskleidung unter dem Dorn auf Drücke unter Druck gesetzt, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Verfahren außerdem das Bewirken einer Überlappung der rohrförmigen Aus kleidung mit einer existierenden Brunnenbohrungseinfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Verfahren außerdem das Abdichten der Grenzfläche zwischen der rohrför migen Auskleidung und der existierenden Brunnenbohrungsein fassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Verfahren außerdem das Abstützen der aufgeweiteten rohrförmi gen Auskleidung unter Verwendung der existierenden Brunnen bohrungseinfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Verfahren außerdem das Testen der Unversehrtheit der Dichtung in der Grenzfläche zwischen der rohrförmigen Auskleidung und der existierenden Brunnenbohrungseinfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Verfahren außerdem das Schmieren der Oberfläche des Dorns. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das Verfahren außerdem das Absorbieren von Stößen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form umfaßt das Verfahren außerdem das Einfangen des Dorns bei Beendigung der Aufweitung. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform umfaßt das Verfahren außerdem das Aufweiten des Dorns in radialer Richtung.A method of repairing an existing section a wellbore casing in a borehole is explained tert and involves installing a tubular Liner and a spike in a well drilling socket solution, the injection of a body from a fluid material into the borehole, pressurizing part of an interior ren area of the tubular liner and the radial Expanding the casing in the borehole by pressing the Lining off the thorn. According to a preferred embodiment tion form is the fluid material selected from the group consisting of consists of slag mixture, cement, drilling mud and Epoxy (resin). According to a preferred embodiment the method also fluidly isolates an interior ren area of the tubular liner from an outer Area of tubular lining. According to a preferred Embodiment is the injection of the fluid material body accomplished with operating pressures and flow rates from about 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gallons per minute chen. According to a preferred embodiment, the on injection of the fluid material body accomplished at verrin reduced operating pressures and flow rates during an end section of the expansion process. According to a preferred In one embodiment, the fluid material is inserted under the mandrel splashes. According to a preferred embodiment, a Be rich in tubular lining under the mandrel under pressure set. According to a preferred embodiment, the Be rich of tubular lining under the mandrel under pressure pressurized, which range from about 500 to 9,000 psi. According to a preferred embodiment, the method comprises also causing the tubular out to overlap clothing with an existing well bore surround. According to a preferred embodiment, the method comprises also sealing the interface between the pipe lining and the existing well drilling version. According to a preferred embodiment, this comprises Process also supporting the expanded tubular lining using existing wells bore bezel. According to a preferred embodiment the method also includes testing for integrity the seal in the interface between the tubular Lining and the existing well drilling surround. According to a preferred embodiment, the method comprises also lubricating the surface of the mandrel. According to one preferred embodiment, the method further comprises Absorbing shocks. According to a preferred embodiment the method also includes capturing the mandrel at the end of the expansion. According to a preferred Aus In the embodiment, the method also includes expanding the Dorns in the radial direction.

Eine Rückbindungsauskleidung zum Auskleiden einer existieren den Brunnenbohrungseinfassung ist erläutert worden und umfaßt eine rohrförmige Auskleidung und einen ringförmigen Körper aus gehärtetem Fluiddichtungsmaterial. Die rohrförmige Aus kleidung wird gebildet durch den Prozeß, die rohrförmige Aus kleidung von dem Dorn wegzupressen. Der ringförmige Körper aus gehärtetem Fluiddichtungsmaterial wird mit der rohrförmi gen Auskleidung verbunden. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform wird die rohrförmige Auskleidung durch den Prozeß gebildet, die rohrförmige Auskleidung und den Dorn in der Brunnenbohrung anzuordnen und den inneren Teil der rohrförmi gen Auskleidung unter Druck zu setzen. Gemäß einer bevorzug ten Ausführungsform wird während des Unterdrucksetzens der innere Teil der rohrförmigen Auskleidung fluidmäßig isoliert von einem äußeren Teil der rohrförmigen Auskleidung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der innere Bereich der Auskleidung unter Druck gesetzt mit Drücken, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form wird der ringförmige Körper aus gehärtetem Fluiddich tungsmaterial gebildet durch den Prozeß, einen Körper aus aushärtbarem Fluiddichtungsmaterial in einen ringförmigen Be reich zwischen der existierenden Brunnenbohrungseinfassung und der rohrförmigen Auskleidung einzuspritzen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform überlappt die rohrförmige Aus kleidung eine weitere existierende Brunnenbohrungseinfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Rückbin dungsauskleidung eine Dichtung, die in der Überlappung zwi schen der rohrförmigen Auskleidung und der weiteren existie renden Brunnenbohrungseinfassung positioniert ist. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform ist die rohrförmige Ausklei dung abgestützt durch die Überlappung mit der weiteren exi stierenden Brunnenbohrungseinfassung.A tie back liner for lining one exists the wellbore casing has been explained and includes a tubular liner and an annular body made of hardened fluid sealing material. The tubular Aus clothing is formed by the process, the tubular Aus to press clothes away from the thorn. The ring-shaped body hardened fluid sealing material is used with the tubular connected to the lining. According to a preferred embodiment The tubular lining is shaped by the process formed the tubular liner and the mandrel in the Arrange well drilling and the inner part of the tubular pressurized lining. According to one preferred th embodiment is during the pressurization of the inner part of the tubular lining fluidly isolated from an outer part of the tubular liner. According to In a preferred embodiment, the inner area of the Lining pressurized with pressures of around 500 range up to 9,000 psi. According to a preferred embodiment the ring-shaped body is made of hardened fluid tion material formed by the process of making a body curable fluid sealing material in an annular loading rich between the existing well drilling surround and inject the tubular liner. According to one preferred embodiment overlaps the tubular Aus clothing another existing well drilling bezel. According to a preferred embodiment, the back bin comprises liner a seal that in the overlap between the tubular lining and the other existing Renden well bore casing is positioned. According to ei A preferred embodiment is the tubular lining supported by the overlap with the other exi standing well drilling surround.

Eine Vorrichtung zum Aufweiten eines rohrförmigen Elements ist erläutert worden und umfaßt ein Tragelement, einen Dorn, ein rohrförmiges Element und einen Schuh. Das Tragelement um faßt einen ersten Fluiddurchlaß. Der Dorn ist mit dem Trage lement verbunden. Der Dorn umfaßt einen zweiten Fluiddurch laß, der betriebsmäßig mit dem ersten Fluiddurchlaß, einem inneren Abschnitt und einem äußeren Abschnitt verbunden ist. Der innere Abschnitt des Dorns ist (auf)bohrbar. Das rohrför mige Element ist mit dem Dorn verbunden. Der Schuh ist mit dem rohrförmigen Element verbunden. Der Schuh umfaßt einen dritten Fluiddurchlaß, der betriebsmäßig mit dem zweiten Fluiddurchlaß, einem inneren Abschnitt und einem äußeren Ab schnitt verbunden ist. Der innere Abschnitt des Schuhs ist (auf)bohrbar. Bevorzugt umfaßt der innere Abschnitt des Dorns ein rohrförmiges Element und ein Lasttrageelement. Bevorzugt umfaßt das Lasttrageelement einen (auf)bohrbaren Körper. Be vorzugt umfaßt der innere Abschnitt des Schuhs ein rohrförmi ges Element und ein Lasttrageelement. Bevorzugt umfaßt das Lasttrageelement einen (auf)bohrbaren Körper. Bevorzugt um faßt der äußere Abschnitt des Dorns einen Aufweitungskonus. Bevorzugt ist der Aufweitungskonus hergestellt aus Materiali en, die ausgewählt sind aus der Gruppe, die besteht aus Edel stahl, Titan und Keramik. Bevorzugt besitzt der Aufweitungs konus eine Oberflächenhärte, die von etwa 58 bis 62 Rockwell C reicht. Bevorzugt ist zumindest ein Teil der Vorrichtung (auf)bohrbar.A device for expanding a tubular element has been explained and comprises a support element, a mandrel, a tubular element and a shoe. The support element around holds a first fluid passage. The thorn is with the stretcher element connected. The mandrel includes a second fluid passageway let that operate with the first fluid passage, one inner section and an outer section is connected. The inner section of the mandrel can be drilled. The Rohrför Element is connected to the mandrel. The shoe is with connected to the tubular element. The shoe includes one third fluid passage that operates with the second Fluid passage, an inner portion and an outer Ab cut is connected. The inner section of the shoe is drillable. Preferably the inner portion of the mandrel comprises a tubular element and a load-bearing element. Prefers the load-bearing element comprises a body which can be drilled open. Be preferably the inner portion of the shoe comprises a tubular ges element and a load-bearing element. This preferably includes Load-bearing element a (on) drillable body. Preferably around the outer portion of the mandrel grips an expansion cone. The expansion cone is preferably made of material s selected from the group consisting of noble steel, titanium and ceramic. The expansion preferably has cone a surface hardness ranging from about 58 to 62 Rockwell C is enough. At least part of the device is preferred drillable.

Außerdem ist ein Brunnen-Kopfende beschrieben worden, welches eine äußere Einfassung und mehrere im wesentlichen konzentri sche sowie überlappende innere Einfassungen enthält, die mit der äußeren Einfassung verbunden sind. Jede innere Einfassung ist durch Kontaktdruck zwischen der Außenseite der inneren Einfassung und der Innenseite der äußeren Einfassung getra gen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt die äu ßere Einfassung eine Dehnfestigkeit, die von etwa 40.000 bis 135.000 psi reicht. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt die äußere Einfassung eine Berstfestigkeit, die von etwa 5.000 bis 20.000 psi reicht. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontaktdruck zwischen der inneren Einfassung und der äußeren Einfassung von etwa 500 bis 10.000 psi. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfassen eine oder mehrere innere Einfassungen eine oder mehrere Dichtungs elemente, die mit der Innenseite der äußeren Einfassung in Kontakt stehen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Dichtungselemente ausgewählt aus der Gruppe, die besteht aus Blei-, Gummi-, Teflon-, Epoxid(harz)- und Kunststoffdich tungen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist ein Weih nachtsbaum mit der äußeren Einfassung verbunden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform ist eine Bohrspule mit der äuße ren Einfassung verbunden. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform handelt es sich bei zumindest einem der inneren Einfassungen um eine Produktionseinfassung.In addition, a fountain head end has been described, which an outer skirt and several substantially concentric contains as well as overlapping inner borders that with the outer border are connected. Every inner border is due to contact pressure between the outside of the inside Edging and the inside of the outer edging According to a preferred embodiment, the outer Outer edging has a tensile strength ranging from around 40,000 to 135,000 psi is enough. According to a preferred embodiment the outer border has a bursting strength that of about 5,000 to 20,000 psi is enough. According to a preferred Embodiment ranges from the contact pressure between the inner Bezel and outer bezel from about 500 to 10,000 psi. According to a preferred embodiment, a or more inner bezels one or more sealing elements that match the inside of the outer bezel Are in contact. According to a preferred embodiment the sealing elements selected from the group that consists made of lead, rubber, teflon, epoxy (resin) and plastic exercises. According to a preferred embodiment is a consecration night tree connected to the outer border. According to one preferred embodiment is a drilling coil with the outer connected to their edging. According to a preferred embodiment form is at least one of the inner ones Mounts around a production mount.

Ein Brunnen-Kopfende ist erläutert worden, welches eine äuße re Einfassung enthält, die zumindest teilweise in einer Brun nenbohrung positioniert ist, und mehrere im wesentlichen kon zentrische innere Einfassungen, die mit der Innenseite der äußeren Einfassung durch den Prozeß verbunden sind, eine oder mehrere der inneren Einfassungen in Kontakt mit zumindest ei nem Teil der Innenseite der äußeren Einfassung aufzuweiten. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die inneren Einfassungen aufgeweitet durch Pressen der inneren Einfassun gen weg von einem Dorn. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form werden die inneren Einfassungen aufgeweitet durch den Prozeß, die innere Einfassung und einen Dorn in der Brunnen bohrung zu plazieren und einen inneren Teil der Einfassung unter Druck zu setzen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form wird während des Unterdrucksetzens der innere Teil der inneren Einfassung fluidmäßig isoliert von einem äußeren Teil der inneren Einfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form wird der innere Teil der inneren Einfassung unter Druck gesetzt mit Drücken, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird eine Dichtung oder werden mehrere Dichtungen in der Grenzfläche zwischen den inneren Einfassungen und der äußeren Einfassungen posi tioniert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die inneren Einfassungen durch ihren Kontakt mit der äußeren Ein fassung abgestützt.A fountain head end has been explained, which is an exterior right surround, which is at least partially in a Brun nenbohrung is positioned, and several substantially kon centric inner bezels that match the inside of the external edging connected by the process, one or several of the inner bezels in contact with at least one egg widen part of the inside of the outer skirt. According to a preferred embodiment, the inner Mounts expanded by pressing the inner bezel away from a thorn. According to a preferred embodiment the inner borders are widened by the Process, the inner edging and a thorn in the well hole to place and an inner part of the bezel to put pressure on. According to a preferred embodiment form becomes the inner part of the inner skirt fluidly isolated from an outer part the inner border. According to a preferred embodiment form becomes the inner part of the inner border under pressure set at pressures ranging from about 500 to 9,000 psi. According to a preferred embodiment, a seal or are multiple seals in the interface between the inner bezels and the outer bezels posi worked. According to a preferred embodiment, the inner bezels through their contact with the outer one supported version.

Ein Verfahren zur Ausbildung eines Brunnen-Kopfendes ist er läutert worden und umfaßt das Bohren einer Brunnenbohrung. Eine äußere Einfassung wird zumindest teilweise im oberen Teil der Brunnenbohrung positioniert. Ein erstes rohrförmiges Element wird in der äußeren Einfassung positioniert. Zumin dest ein Teil des ersten rohrförmigen Elements wird in Kon takt mit einer Innenseite der äußeren Einfassung aufgeweitet. Ein zweites rohrförmiges Element wird in der äußeren Einfas sung und dem ersten rohrförmigen Element positioniert. Zumin dest ein Teil des zweiten rohrförmigen Elements wird in Kon takt mit einem inneren Teil der äußeren Einfassung aufgewei tet. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird zumindest ein Teil des inneren des ersten rohrförmigen Elements unter Druck gesetzt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird zumindest ein Teil des Innern des zweiten rohrförmigen Ele ments unter Druck gesetzt. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform wird zumindest ein Teil des Innern der ersten und zweiten rohrförmigen Elemente unter Druck gesetzt. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform wird das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs des ersten rohrförmigen Elements bewerkstelligt mit Betriebsdrücken, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs des zweiten rohrförmigen Elements mit Betriebsdrücken bewerkstel ligt, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform wird das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs der ersten und zweiten rohrförmigen Ele mente mit Betriebsdrücken bewerkstelligt, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungs form erfolgt das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Be reichs des ersten rohrförmigen Elements mit verringerten Be triebsdrücken während eines letzten Abschnitts des Aufweit vorgangs. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs des zweiten rohrförmigen Elements mit verringerten Betriebsdrücken wäh rend des letzten Abschnitts des Aufweitungsvorgangs bewerk stelligt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs der ersten und zweiten rohrförmigen Elemente bewerkstelligt mit verrin gerten Betriebsdrücken während eines letzten Abschnitts der Aufweitungsvorgänge. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Kontakt zwischen dem ersten rohrförmigen Element und der äußeren Einfassung abgedichtet. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Kontakt zwischen dem zweiten rohr förmigen Element und der äußeren Einfassung abgedichtet. Ge mäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Kontakt zwi schen den ersten und zweiten rohrförmigen Elementen und der äußeren Einfassung abgedichtet. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform wird das aufgeweitete erste rohrförmige Element unter Verwendung des Kontakts mit der äußeren Einfassung ab gestützt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das aufgeweitete zweite rohrförmige Element unter Verwendung des Kontakts mit der äußeren Einfassung abgestützt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die ersten und zweiten rohrförmigen Elemente unter Verwendung ihrer Kontakte mit der äußeren Einfassung abgestützt. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform werden die ersten und zweiten rohrförmigen Ele mente von einem Dorn weggepreßt. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform wird die Oberfläche des Dorns geschmiert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden Stöße absorbiert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Dorn in ra dialer Richtung aufgeweitet. Gemäß einer bevorzugten Ausfüh rungsform werden die ersten und zweiten rohrförmigen Elemente in überlappender Beziehung positioniert. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird der innere Bereich des ersten rohrförmigen Elements von einem äußeren Bereich des ersten rohrförmigen Elements fluidmäßig isoliert. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird der innere Bereich des zweiten rohrförmigen Elements von einem äußeren Bereich des zweiten rohrförmigen Elements fluidmäßig isoliert. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird der innere Bereich des ersten rohrförmigen Elements von dem Bereich außerhalb des ersten rohrförmigen Elements durch Einspritzen von einem oder mehre ren Stopfen in das Innere des ersten rohrförmigen Elements fluidmäßig isoliert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der innere Bereich des zweiten rohrförmigen Elements von dem Bereich außerhalb des zweiten rohrförmigen Elements durch Einspritzen von einem oder mehreren Stopfen in das Innere des zweiten rohrförmigen Elements fluidmäßig isoliert. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform wird das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs des ersten rohrförmigen Elements bewerkstelligt durch Einspritzen eines Fluidmaterials mit Be triebsdrücken und Durchsätzen, die von etwa 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gallonen/Minute reichen. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird das Unterdrucksetzen des Teils des inneren Bereichs des zweiten rohrförmigen Elements be werkstelligt durch Einspritzen eines Fluidmaterials mit Be triebsdrücken und Durchsätzen, die von etwa 500 bis 9.000 psi bzw. 40 bis 3.000 Gallonen/Minute reichen. Gemäß einer bevor zugten Ausführungsform wird Fluidmaterial über den Dorn hin aus eingespritzt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird ein Bereich der rohrförmigen Elemente jenseits des Dorns unter Druck gesetzt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Bereich der rohrförmigen Elemente jenseits des Dorns unter Druck gesetzt mit Drücken, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das erste rohrförmige Element eine Produktionseinfassung. Ge mäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Kontakt zwi schen dem ersten rohrförmigen Element und der äußeren Einfas sung abgedichtet. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Kontakt zwischen dem zweiten rohrförmigen Element und der äußeren Einfassung abgedichtet. Gemäß einer bevorzug ten Ausführungsform wird das aufgeweitete erste rohrförmige Element abgestützt unter Verwendung der äußeren Einfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das aufgeweitete zweite rohrförmige Element abgestützt unter Verwendung der äußeren Einfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird die Unversehrtheit der Dichtung in dem Kontakt zwischen dem ersten rohrförmigen Element und der äußeren Einfassung getestet. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird die Unversehrtheit der Dichtung in dem Kontakt zwischen dem zwei ten rohrförmigen Element und der äußeren Einfassung getestet. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Dorn bei Be endigung des Aufweitungsvorgangs eingefangen. Gemäß einer be vorzugten Ausführungsform wird der Dorn ausgebohrt. Gemäß ei ner bevorzugten Ausführungsform wird der Dorn mit einem Spi ralrohr abgestützt. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Dorn mit einem bohrbaren Schuh verbunden.It is a method of forming a well head end has been refined and includes drilling a well bore. An outer border is at least partially in the top Positioned part of the well bore. A first tubular one Element is positioned in the outer border. At least at least part of the first tubular element is in Kon clock widened with an inside of the outer border. A second tubular element is in the outer chamfer solution and the first tubular element positioned. At least at least part of the second tubular element is in Kon with an inner part of the outer border tet. According to a preferred embodiment, at least part of the interior of the first tubular member below Pressure put. According to a preferred embodiment at least part of the interior of the second tubular ele pressures. According to a preferred embodiment at least part of the interior of the first and second tubular elements pressurized. According to ei ner preferred embodiment, pressurizing the Part of the inner area of the first tubular element accomplished with operating pressures ranging from about 500 to 9,000 psi is enough. According to a preferred embodiment will pressurize the part of the inner area of the second tubular element with operating pressures which range from about 500 to 9,000 psi. According to a be preferred embodiment is pressurizing the part the inner area of the first and second tubular ele with operating pressures of around 500 range up to 9,000 psi. According to a preferred embodiment the part of the inner part is pressurized realm of the first tubular element with reduced loading drive pressures during a final portion of the expansion operation. According to a preferred embodiment, the Pressurizing the part of the inner area of the second tubular element with reduced operating pressures bewerk during the last section of the expansion process sets. According to a preferred embodiment, the Pressurizing the part of the inner area of the first and second tubular elements accomplished with verrin operating pressures during a final section of the Expansion processes. According to a preferred embodiment the contact between the first tubular element and sealed the outer border. According to a preferred Embodiment is the contact between the second tube shaped element and the outer border sealed. Ge According to a preferred embodiment, the contact between the first and second tubular elements and the sealed outer border. According to a preferred Aus the expanded first tubular element is in the form of a guide using contact with the outer bezel supported. According to a preferred embodiment, the expanded second tubular member using the Supported contact with the outer border. According to one preferred embodiment are the first and second tubular elements using their contacts with the supported outer border. According to a preferred Aus the first and second tubular ele pressed away from a mandrel. According to a preferred Aus the surface of the mandrel is lubricated. According to in a preferred embodiment, shocks are absorbed. According to a preferred embodiment, the mandrel is in ra widened direction. According to a preferred embodiment the first and second tubular elements positioned in an overlapping relationship. According to one before preferred embodiment, the inner area of the first tubular element from an outer region of the first tubular element fluidly isolated. According to one before preferred embodiment, the inner region of the second tubular element from an outer region of the second tubular element fluidly isolated. According to one before preferred embodiment, the inner area of the first tubular element from the area outside the first tubular element by injecting one or more Ren plug into the interior of the first tubular member fluidly isolated. According to a preferred embodiment the inner area of the second tubular member of the area outside the second tubular member Injecting one or more plugs into the interior of the second tubular element fluidly isolated. According to ei ner preferred embodiment, pressurizing the Part of the inner area of the first tubular element accomplished by injecting a fluid material with Be drive pressures and flow rates ranging from about 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gallons / minute. According to one before preferred embodiment is pressurizing the part the inner portion of the second tubular member produced by injecting a fluid material with Be drive pressures and flow rates ranging from about 500 to 9,000 psi or 40 to 3,000 gallons / minute. According to one before Preferred embodiment is fluid material over the mandrel injected from. According to a preferred embodiment becomes an area of the tubular elements beyond the mandrel put under pressure. According to a preferred embodiment becomes the area of the tubular elements beyond the mandrel pressurized with pressures ranging from about 500 to 9,000 psi pass. According to a preferred embodiment the first tubular element is a production enclosure. Ge According to a preferred embodiment, the contact between the first tubular element and the outer chamfer solution sealed. According to a preferred embodiment becomes the contact between the second tubular member and the outer casing sealed. According to one preferred th embodiment is the expanded first tubular Element supported using the outer bezel. According to a preferred embodiment, the expanded second tubular member supported using the outer edging. According to a preferred embodiment the integrity of the seal in the contact between the first tubular member and the outer skirt tested. According to a preferred embodiment, the Seal integrity in contact between the two th tubular element and the outer casing tested. According to a preferred embodiment, the mandrel at Be completion of the expansion process. According to a be preferred embodiment, the mandrel is drilled out. According to ei ner preferred embodiment, the mandrel with a spi supported tube. According to a preferred embodiment the mandrel is connected to a drillable shoe.

Es ist eine Vorrichtung erläutert worden, die ein äußeres rohrförmiges Element und mehrere im wesentlichen konzentri sche sowie überlappende innere rohrförmige Elemente umfaßt, die mit dem äußeren rohrförmigen Element verbunden sind. Je des innere rohrförmige Element ist getragen durch den Kon taktdruck zwischen einer Außenseite der inneren Einfassung und einer Innenseite des äußeren inneren rohrförmigen Ele ments. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform besitzt das äußere rohrförmige Element eine Dehnfestigkeit, die von etwa 40.000 bis 135.000 psi reicht. Gemäß einer bevorzugten Aus führungsform besitzt das äußere rohrförmige Element eine Berstfestigkeit, die von etwa 5.000 bis 20.000 psi reicht. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform reicht der Kontakt druck zwischen den inneren rohrförmigen Elementen und dem äu ßeren rohrförmigen Element von etwa 500 bis 10.000 psi. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt eines oder mehrere der inneren rohrförmigen Elemente ein oder mehrere Dichtungs elemente in Kontakt mit einer Innenseite des äußeren rohrför migen Elements. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die Dichtungselemente ausgewählt aus der Gruppe, die aus Gum mi-, Blei-, Kunststoff- und Epoxid(harz)dichtungen besteht.An apparatus has been explained which has an outer tubular element and several substantially concentric ce and overlapping inner tubular elements, which are connected to the outer tubular member. Each the inner tubular element is supported by the con tact pressure between an outside of the inner border and an inside of the outer inner tubular ele mentions. According to a preferred embodiment, the outer tubular element has an tensile strength of about 40,000 to 135,000 psi is enough. According to a preferred Aus The outer tubular element has a guide form Burst strength ranging from about 5,000 to 20,000 psi. According to a preferred embodiment, the contact is sufficient pressure between the inner tubular elements and the outer outer tubular member from about 500 to 10,000 psi. According to a preferred embodiment comprises one or more the inner tubular elements one or more sealing elements in contact with an inside of the outer tube elements. According to a preferred embodiment the sealing elements selected from the group consisting of gum mi, lead, plastic and epoxy (resin) seals.

Eine Vorrichtung ist erläutert worden, welche ein äußeres rohrförmiges Element und mehrere im wesentliche konzentrische innere rohrförmige Elemente umfaßt, die mit der Innenseite des äußeren rohrförmigen Elements durch den Prozeß verbunden sind, eines oder mehrere der inneren rohrförmigen Elemente in Kontakt mit zumindest einem Teil der Innenseite des äußeren rohrförmigen Elements aufzuweiten. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden die inneren rohrförmigen Elemente auf geweitet durch Pressen der inneren rohrförmigen Elemente weg von einem Dorn. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wer den die inneren rohrförmigen Elemente aufgeweitet durch den Prozeß: Plazieren der inneren rohrförmigen Elemente und eines Dorns in dem äußeren rohrförmigen Element und Unterdruckset zen eines inneren Teils der inneren Einfassung. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird während des Unterdruckset zens der innere Teil des inneren rohrförmigen Elements fluid mäßig isoliert von einem äußeren Teil des inneren rohrförmi gen Elements. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der innere Teil des inneren rohrförmigen Elements unter Druck gesetzt mit Drücken, die von etwa 500 bis 9.000 psi reichen. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt die Vorrich tung außerdem eine oder mehrere Dichtungen, die in der Grenz fläche zwischen den inneren rohrförmigen Elementen und dem äußeren rohrförmigen Element positioniert sind. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform sind die inneren rohrförmigen Elemente durch ihren Kontakt mit dem äußeren rohrförmigen Element abgestützt.A device has been explained which has an outer tubular element and several essentially concentric includes inner tubular elements with the inside of the outer tubular member connected by the process are one or more of the inner tubular members in Contact with at least part of the inside of the outside expand tubular element. According to a preferred Embodiment are based on the inner tubular elements expanded by pressing the inner tubular members away from a thorn. According to a preferred embodiment, who which the inner tubular elements expanded by the Process: placing the inner tubular elements and one Dorns in the outer tubular element and vacuum set zen of an inner part of the inner border. According to one preferred embodiment is during the vacuum set zens the inner part of the inner tubular element fluid moderately isolated from an outer part of the inner tubular gen elements. According to a preferred embodiment the inner part of the inner tubular member under pressure set at pressures ranging from about 500 to 9,000 psi. According to a preferred embodiment, the device comprises tion also one or more seals in the limit area between the inner tubular elements and the outer tubular member are positioned. According to one preferred embodiment are the inner tubular Elements through their contact with the outer tubular Supported element.

Obwohl beispielhafte Ausführungsformen der Erfindung darge stellt und erläutert wurden, sind zahlreiche Modifikationen, Abwandlungen und Ersätze an ihnen im Umfang der Erfindung möglich, die durch die anliegenden Ansprüche festgelegt ist.Although exemplary embodiments of the invention are numerous modifications, Modifications and replacements to them within the scope of the invention possible, which is determined by the appended claims.

Claims

1. Brunnen-Kopfende, aufweisend:
Eine äußere Einfassung und
mehrere im wesentlichen konzentrische sowie überlappende innere Einfassungen, die mit der äußeren Einfassung verbunden sind,
wobei jede innere Einfassung durch Kontaktdruck zwischen einer Außenseite der inneren Einfassung und einer Innenseite der äußeren Einfassung abgestützt ist.1. Well head end, comprising:
An outer border and
several essentially concentric and overlapping inner bezels connected to the outer bezel,
wherein each inner case is supported by contact pressure between an outside of the inner case and an inside of the outer case.

2. Brunnen-Kopfende, aufweisend:
Eine äußere Einfassung, die zumindest teilweise in einer Brunnenbohrung positioniert ist, und
mehrere im wesentlichen konzentrische innere Einfassungen, die mit der Innenseite der äußeren Einfassung durch den Prozeß verbunden sind,
eine oder mehrere der inneren Einfassungen in Kontakt mit zumindest einem Teil der Innenseite der äußeren Einfassung aufzuweiten.2. Well head end, comprising:
An outer bezel that is at least partially positioned in a well bore, and
a plurality of substantially concentric inner bezels connected to the inside of the outer bezel by the process,
expand one or more of the inner bezels in contact with at least a portion of the inside of the outer bezel.

3. Verfahren zur Bildung eines Brunnen-Kopfendes, aufweisend:
Bohren einer Brunnenbohrung,
Positionieren einer äußeren Einfassung zumindest teilweie innerhalb eines oberen Teils der Brunnenbohrung,
Positionieren eines ersten rohrförmigen Elements in der äußeren Einfassung,
Aufweiten von zumindest einem Teil des ersten rohrförmigen Elements in Kontakt mit einer Innenseite der äußeren Einfassung,
Positionieren eines zweiten rohrförmigen Elements in der äußeren Einfassung und dem ersten rohrförmigen Element, und
Aufweiten von zumindest einem Teil des zweiten rohrförmigen Elements in Kontakt mit einem inneren Teil der äußeren Einfassung. 3. A method of forming a well head end, comprising:
Drilling a well,
Positioning an outer casing at least partially within an upper part of the well bore,
Positioning a first tubular element in the outer casing,
Expanding at least a portion of the first tubular member into contact with an inside of the outer skirt,
Positioning a second tubular member in the outer casing and the first tubular member, and
Expanding at least a portion of the second tubular member in contact with an inner portion of the outer skirt.

4. Vorrichtung, aufweisend:
Ein äußeres rohrförmiges Element und
mehrere im wesentlichen konzentrische sowie überlappende innere rohrförmige Elemente, die mit dem äußeren rohrförmigen Element verbunden sind,
wobei jedes der inneren rohrförmigen Elemente durch Kontaktdruck zwischen einer Außenseite der inneren Einfassung und einer Innenseite des äußeren inneren rohrförmigen Elements abgestützt ist.4. Device, comprising:
An outer tubular element and
a plurality of substantially concentric and overlapping inner tubular elements which are connected to the outer tubular element,
wherein each of the inner tubular members is supported by contact pressure between an outer side of the inner skirt and an inner side of the outer inner tubular member.

5. Vorrichtung, aufweisend:
Ein äußeres rohrförmiges Element und
mehrere im wesentlichen konzentrische innere rohrförmige Elemente, die mit der Innenseite des äußeren rohrförmigen Elements durch den Prozeß verbunden sind, eines oder mehrere der inneren rohrförmigen Element in Kontakt mit zumindest einem Teil der Innenseite des äußeren rohrförmigen Elements aufzuweiten.5. Device, comprising:
An outer tubular element and
a plurality of substantially concentric inner tubular members connected to the inside of the outer tubular member by the process of expanding one or more of the inner tubular members in contact with at least a portion of the inside of the outer tubular member.