EP0285505A1 - Process and device for controlling the path of a drill bit at a drill string - Google Patents

Process and device for controlling the path of a drill bit at a drill string Download PDF

Info

Publication number
EP0285505A1
EP0285505A1 EP88400712A EP88400712A EP0285505A1 EP 0285505 A1 EP0285505 A1 EP 0285505A1 EP 88400712 A EP88400712 A EP 88400712A EP 88400712 A EP88400712 A EP 88400712A EP 0285505 A1 EP0285505 A1 EP 0285505A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
stabilizers
drill string
stabilizer
piston
support
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP88400712A
Other languages
German (de)
French (fr)
Inventor
André Cendre
Jean Boulet
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
S M F International
SMF International
Original Assignee
S M F International
SMF International
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by S M F International, SMF International filed Critical S M F International
Publication of EP0285505A1 publication Critical patent/EP0285505A1/en
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well

Definitions

  • the invention relates to a method for adjusting the trajectory of a drilling tool attached to the end of a drill string.
  • stabilizers which are placed in spaced locations along the length of the drill string, in areas generally not far from the drilling tool.
  • Such stabilizers include a tubular body connected to the drill string, the central bore of which is in the extension of the bore of the rods, to ensure continuous circulation of the drilling fluid in the drill string.
  • the stabilizer body carries at least one support blade and generally three 120 ° support blades mounted movably on the stabilizer body, in radial directions relative to the axis of the drill string.
  • a means of actuating the support blades makes it possible to move these blades by extraction or retraction in a radial direction, in order to put them in a determined position where these blades are more or less protruding relative to the body of the stabilizer.
  • the blades which come to rest on the edges of the borehole allow the trajectory of the drilling tool to be adjusted.
  • Such a device is actuated by a control means having the drilling fluid as an energy source.
  • This control means can advantageously be produced in the form described in French patent application 85-00142 of January 7, 1985, published under the number 2.575.793.
  • the displacements of the piston ensuring the extraction of the support blades result in a very large increase in the pressure drop in the drilling fluid, so that it is possible to determine from the surface, by pressure measurements of the drilling fluid, the successive positions of the piston and therefore of the support blades.
  • the object of the invention is therefore to propose a method for adjusting the trajectory of a drilling tool fixed to the end of a drill string comprising at least two stabilizers arranged spaced apart along the length of the drill string and each comprising a body connected to the drill string, to the at least one support blade mounted to move on the stabilizer body in a radial direction relative to the drill string and means for actuating the support blade to move it between at least two stable positions of radial extraction relative to to the body, this process allowing fine adjustment of the path of the tool by increasing the number of possible configurations of all of the stabilizers, as regards the radial extraction of their support blades.
  • each of the stabilizers are controlled independently of one another, so as to place the support blades of these stabilizers in determined positions constituting, for all of the stabilizers associated with the drill string , a combination of support blade extraction positions ensuring a desired direction adjustment of the drill string.
  • Figure 1 we see the lower part of a drill string 1 comprising successive rods 1a, 1b, 1c of tubular shape in which flows the drilling mud, in the direction of the arrow che 2.
  • the lower rod 1c carries the drilling tool 4 which is rotated by the drill string 1 and thus ensures the drilling of the drilling hole 3.
  • a first stabilizer 5 is placed between the rods 1a and 1b and a second stabilizer between the rods 1b and 1c.
  • the stabilizers 5 and 6 are of the type described in patent application 85-04996.
  • Each of the stabilizers comprises a body 10 on which are mounted support blades 9 which can be inclined relative to the axis 11 of the drill string corresponding to the axis of the borehole.
  • each of the stabilizers comprises four support blades placed at 90 ° from each other around the body 10 of the corresponding stabilizer.
  • the support blades 9 are mounted movable relative to the body 10, in radial directions, that is to say directions perpendicular to the axis 11.
  • the characteristics of the stabilizers will be chosen so as to allow independent adjustment of the two stabilizers at a distance, as will be described below.
  • the stabilizers 5 and 6 are of the type described in French patent 2,579,662, FIG. 2 of the present patent application essentially reproducing FIG. 2 of the previous French patent application mentioned above.
  • the body 10 of the tubular stabilizer has an internal bore 12 in the extension of the internal bore of the drill string, to ensure continuous circulation of the drilling fluid, in the axial direction 2.
  • the body 10 can be connected directly or via junction pieces to the rods of the drill string, both on the upstream side and on the downstream side, if we consider the direction of circulation (arrow 2) of the drilling fluid .
  • the blades 9 are mounted movable in radial directions, relative to the body 10 of the stabilizer and held by means of holding pieces 13.
  • the blades are returned to the retracted position by means of leaf springs 14.
  • Each of the blades can be moved in the radial direction, by means of fingers 15 slidably mounted in the body 10 of the stabilizer and in contact with the blade 9 by one of their ends.
  • a tubular actuating piston 16 is mounted movable both in axial translation and in rotation about the axis 11 inside the bore 12 of the body 10.
  • the piston 16 is machined on its external lateral surface, to constitute ramps 17 inclined in a radial direction relative to the axis 11 of the drill string.
  • the fingers 15 are engaged with the ramps 17 by their end opposite their end coming into contact with the inner face of the support blade 9.
  • a movement of the piston 16 to the right in FIG. 2 causes an extraction movement, that is to say a radial and outward movement of the fingers 15 and the support blades 9.
  • ramps 17 of variable inclination are machined all around the piston 16 and are connected by complementary parts at constant level in the radial direction which include straight parts returning the piston 16 and curved parts making it possible to rotate the piston inside the bore 12 so that it takes a step making it possible to present the fingers of the support blades at the entry of a new ramp.
  • a freewheel 20 authorizing the rotation of the piston in one direction makes it possible to ensure a determined sequence of the positions of extraction of the support blades, by successive displacements of the piston in the bore 12; the extraction sequence is determined by the shape of the actuation surface and in particular by the inclination and the position of the ramps 17.
  • the displacements of the piston in axial translation in the direction of arrow 2 are controlled by a pressure drop device constituted by a profiled body 21 of axial direction called needle and an annular profiled part 23.
  • the needle 21 is fixed on the body 10, along the axis of the bore 12 and the annular part 23 is integral with the tubular piston 16 of which it constitutes a part of the interior surface in which the drilling fluid circulates.
  • the piston 16 is mounted in the body 10 so that the part 23 is placed around the needle 21.
  • the drilling fluid circulating in the direction of the arrow 2 must pass, on entering the tubular piston 16, in the annular space formed between the needle 21 and the annular part 23. This results in a pressure drop which is translated by a pressure difference on either side of the piston 16 in the axial direction.
  • the piston 16 is held in its position shown in FIG. 2, the fingers 15 being in contact with the ramps 17 at one of their ends, both by a helical return spring 24 and the leaf springs 14 of the blades support 9 acting on the piston 16, by means of the fingers 15.
  • the characteristics of the stabilizer and in particular the diameters of the needle 21 and of the annular part 23 are determined so that the displacement of the piston in the axial direction and in the direction of the arrow 2 occurs for a actuating flow rate Qact1 clearly higher than the normal Qfor drilling rate.
  • the operation of the device is therefore as follows: when it is desired to move the support blades 9, for example for their extraction, the flow rate of the drilling fluid is raised to a value at least equal to Qact1 and generally a little higher.
  • the piston 16 then moves in the direction of arrow 2, which produces an extraction of the blades by interaction of the fingers 15 and the ramps 17.
  • the length of displacement of the piston 16 corresponds to the length of the ramps, so that end of displacement of the piston, the fingers 15 have reached the left end of the ramps 17.
  • the increasing diameter profile of the needle 21 cooperates, during the displacement of the piston, with the annular part 23, to increase the pressure drop in the drilling fluid.
  • the pressure of the drilling fluid which can be measured from the surface increases considerably at the end of the translational movement of the piston. It is thus possible to identify from the surface, the position of the piston corresponding to the position of the fingers at the end of the ramps.
  • the fingers 15 then come into contact with a curved part of the actuating surface which produces a rotation of the piston 16 around the axis 11, in the direction desired by the freewheel 20, according to a pitch of rotation.
  • the fingers 15 are then in alignment with complementary parts at constant level of the actuating surface.
  • the fingers 15 describe complementary parts at constant level of the action surface to come into a stable position whose level corresponds to the level of the left end of the ramps 17.
  • the support blades are then held in a stable extraction position by the fingers 15.
  • the drilling flow is restored in the drill string and drilling is continued, the trajectory adjustment of which is ensured by the stabilizer 5 in the extraction position.
  • the device described by way of example in patent 2,579,662 thus comprises three stable positions for extracting the support blades 9.
  • the second stabilizer 6 comprises a needle 21 ⁇ identical to the needle 21 of the device for actuating the first stabilizer 5.
  • the device for actuating the second stabilizer 6 comprises an annular part 23 ⁇ secured to its piston 16 ⁇ whose minimum internal diameter is substantially greater than the minimum internal diameter d of the annular part 23 of the actuator device for the stabilizer 5.
  • the actuation flow Qact2 of the stabilizer 6 is greater than the ac flow operation Qact1 of the stabilizer 5, the variable pressure drop with the flow rate being greater at the level of the annular passage section with outside diameter d, than at the level of the annular passage section with outside diameter d ⁇ .
  • the actuators of the stabilizers 5 and 6 as just described make it possible to adjust the stabilizers 5 and 6 independently of one another in one of their extraction positions, as will be described below. below.
  • osses 1, ⁇ 2 and ⁇ 3 will be designated the outside diameters of the stabilizer 5, the blades of which have been placed in their three successive extraction positions respectively. These diameters correspond to the three possible configurations of the stabilizer 5.
  • the stabilizer 5 has been placed in one of these configurations, for example the configuration ⁇ 2, by the process described above.
  • the position ⁇ 2 is reached, the drilling flow is canceled, the piston 16 of the stabilizer 5 then returns to its starting position. The stabilizer 5 is then in its stable position corresponding to the configuration ⁇ 2.
  • the flow rate of the drilling fluid is then increased, from the surface, to a value at least equal to Qact2 and generally a little higher.
  • the pistons 16 and 16 ⁇ then move so as to put the support blades of the stabilizers 5 and 6 in new positions. After canceling the flow, the stabilizers 5 and 6 are in new positions stable corresponding for example to the configurations ⁇ 3 and ⁇ 1, respectively.
  • the stabilizers are continued to be actuated by raising the actuation flow to a level greater than Qact1 and less than Qact2 or to a level greater than Qact2.
  • the combination ⁇ 2 ⁇ 2 we will successively carry out the following operations: - increase in flow to Qact2 (or slightly above), - cancellation of flow (the combination obtained is then ⁇ 1 ⁇ 2), - increase in flow to Qact1, - cancellation of the flow (the combination obtained is then ⁇ 2 ⁇ 2).
  • the successive positions of the pistons 16 and 16 ⁇ can be identified from the surface, by pressure measurement, the pressure drop between the parts 23 and 23 ⁇ and the needles 21 and 21 ⁇ , respectively being very high when the piston has finished moving under the effect of drilling fluid.
  • the independent adjustment of the configurations of the stabilizers 5 and 6 makes it possible to obtain nine different combinations associating a configuration of the stabilizer 5 with a configuration of the stabilizer 6.
  • the three different configurations for extracting the blades from the stabilizer corresponded to levels of the actuation surface situated respectively at 11 mm, 6 mm and 4.5 mm. below the nominal exterior surface of the stabilizer piston.
  • the same actuation levels will be chosen, so that the diameters ⁇ 1, ⁇ 2, ⁇ 3 and ⁇ 1, ⁇ 2 and ⁇ 3 will be respectively equal to: D, D + 10 mm, D + 13 mm if D denotes the minimum diameter of the stabilizer.
  • the method according to the invention therefore has the advantage of allowing great latitude for adjusting the drilling trajectory, with a reduced number of stabilizers which can be equal to two, each of the stabilizers themselves having a number of adjustment configurations. which can be reduced.
  • a set of two stabilizers will be used, each having two different adjustment positions.
  • the method according to the invention is not limited to the use of a hydraulic control of the pressure drop type, to ensure the actuation of the various stabilizers placed in series.
  • a hydraulic control of the pressure drop type to ensure the actuation of the various stabilizers placed in series.
  • Other hydraulic type controls for example using valves or shutters which are introduced into the drill string for actuation of the stabilizers.
  • such devices are less flexible and less easy to use than pressure drop devices controlled from the surface.
  • the stabilizers can be of a different type from that which has been described in patent application 85-04996 and comprise, for example, pistons moving only in translation and having extraction ramps for the blades actuating fingers. support aligned along the length of the piston.
  • the invention applies in all cases where it is desired to adjust and control the trajectory of a drilling tool.

Landscapes

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

Abstract

Le train de tiges comporte au moins deux stabilisateurs (5, 6) espacés suivant la longueur du train de tiges (1) et comportant chacun un corps (10), au moins une lame d'appui (9) et un moyen d'actionnement (21, 23) de la lame d'appui (9). Les moyens d'actionnement (21, 23, 21', 23') de chacun des stabilisateurs (5, 6) sont commandés indépendamment de façon à placer les lames d'appui (9) des stabilisateurs (5, 6) dans des positions déterminées constituant une combinaison de positions d'extraction des lames d'appui (9) assurant un réglage de direction voulu du train de tiges (1).The drill string comprises at least two stabilizers (5, 6) spaced along the length of the drill string (1) and each comprising a body (10), at least one support blade (9) and an actuating means (21, 23) of the support blade (9). The actuating means (21, 23, 21 ', 23') of each of the stabilizers (5, 6) are independently controlled so as to place the support blades (9) of the stabilizers (5, 6) in positions determined constituting a combination of extraction positions of the support blades (9) ensuring a desired direction adjustment of the drill string (1).

Description

L'invention concerne un procédé de réglage de la trajectoire d'un outil de forage fixé à l'extré­mité d'un train de tiges.The invention relates to a method for adjusting the trajectory of a drilling tool attached to the end of a drill string.

Il est connu d'utiliser, pour régler la tra­jectoire d'un outil de forage, des dispositifs appelés stabilisateurs qui sont placés en des endroits espacés suivant la longueur du train de tiges, dans des zones généralement peu éloignées de l'outil de forage.It is known to use, to adjust the trajectory of a drilling tool, devices called stabilizers which are placed in spaced locations along the length of the drill string, in areas generally not far from the drilling tool.

De tels stabilisateurs comportent un corps de forme tubulaire relié au train de tiges, dont l'a­lésage central se trouve dans le prolongement de l'a­lesage des tiges, pour assurer une circulation conti­nue du fluide de forage dans le train de tiges. Le corps du stabilisateur porte au moins une lame d'appui et généralement trois lames d'appui à 120° montées mo­biles sur le corps du stabilisateur, dans des direc­tions radiales par rapport à l'axe du train de tiges. Un moyen d'actionnement des lames d'appui permet de déplacer ces lames par extraction ou rétraction dans une direction radiale, afin de les mettre dans une po­sition déterminée où ces lames sont plus ou moins saillantes par rapport au corps du stabilisateur. Les lames qui viennent en appui sur les bords du trou de forage permettent de régler la trajectoire de l'outil de forage.Such stabilizers include a tubular body connected to the drill string, the central bore of which is in the extension of the bore of the rods, to ensure continuous circulation of the drilling fluid in the drill string. The stabilizer body carries at least one support blade and generally three 120 ° support blades mounted movably on the stabilizer body, in radial directions relative to the axis of the drill string. A means of actuating the support blades makes it possible to move these blades by extraction or retraction in a radial direction, in order to put them in a determined position where these blades are more or less protruding relative to the body of the stabilizer. The blades which come to rest on the edges of the borehole allow the trajectory of the drilling tool to be adjusted.

On connait un dispositif de forage à trajec­toire contrôlée décrit dans la demande de brevet 85-04996, publiée sous le numéro 2.579.662, pouvant comporter plusieurs stabilisateurs en série sur le train de tiges dont les lames d'appui peuvent être placées dans des positions d'extraction successives, grâce à une surface d'actionnement comportant des rampes inclinées par rapport à l'axe du train de tiges, usinées sur un piston monté mobile à la fois en translation et en rotation à l'intérieur du corps du stabilisateur.There is known a drilling device with controlled trajectory described in patent application 85-04996, published under the number 2.579.662, which may include several stabilizers in series on the drill string, the support blades of which can be placed in positions. successive extraction, thanks to an actuating surface comprising ramps inclined relative to the axis of the drill string, machined on a piston mounted mobile both in translation and in rotation inside the stabilizer body.

Un tel dispositif est actionné par un moyen de commande ayant le fluide de forage pour source d'é­nergie. Ce moyen de commande peut être avantageusement réalisé sous la forme décrite dans la demande de bre­vet Français 85-00142 du 7 Janvier 1985, publiée sous le numéro 2.575.793. Les déplacements du piston assu­rant l'extraction des lames d'appui se traduisent par une très forte augmentation de la perte de charge dans le fluide de forage, si bien qu'il est possible de dé­terminer depuis la surface, par des mesures de pres­sion du fluide de forage, les positions successives du piston et donc des lames d'appui.Such a device is actuated by a control means having the drilling fluid as an energy source. This control means can advantageously be produced in the form described in French patent application 85-00142 of January 7, 1985, published under the number 2.575.793. The displacements of the piston ensuring the extraction of the support blades result in a very large increase in the pressure drop in the drilling fluid, so that it is possible to determine from the surface, by pressure measurements of the drilling fluid, the successive positions of the piston and therefore of the support blades.

Cependant, dans le cas où au moins deux sta­bilisateurs sont placés en série sur le train de ti­ges, on ne connaît pas de procédé et de dispositif permettant d'assurer la commande de ces stabilisa­teurs, de façon à régler de façon précise la trajec­toire de l'outil de forage, en fonction des mesures de direction effectuées au niveau de l'outil. Les stabi­lisateurs placés en série sont commandés simultané­ment, par exemple en agissant sur le débit du fluide de forage et l'extraction de leurs lames d'appui se produit simultanément, suivant une séquence prédéter­minée.However, in the case where at least two stabilizers are placed in series on the drill string, no method and device are known for ensuring the control of these stabilizers, so as to precisely adjust the trajectory of the '' drilling tool, depending on the direction measurements made at the tool. The stabilizers placed in series are controlled simultaneously, for example by acting on the flow rate of the drilling fluid and the extraction of their support blades occurs simultaneously, in a predetermined sequence.

On ne dispose donc que d'une latitude rela­tivement faible de réglage, le nombre de configura­tions qui peuvent être réalisées par extraction des lames d'appui étant égal au nombre de positions suc­cessives possibles de ces lames d'appui.There is therefore only a relatively small latitude of adjustment, the number of configurations which can be produced by extraction of the support blades being equal to the number of possible successive positions of these support blades.

Le but de l'invention est donc de proposer un procédé de réglage de la trajectoire d'un outil de forage fixé à l'extrémité d'un train de tiges compor­tant au moins deux stabilisateurs disposés de façon espacée suivant la longueur du train de tiges et comportant chacun un corps relié au train de tiges, au moins une lame d'appui montée mobile sur le corps du stabilisateur dans une direction radiale par rapport au train de tiges et un moyen d'actionnement de la lame d'appui pour la déplacer entre au moins deux positions stables d'extraction radiale par rapport au corps, ce procédé permettant un réglage fin de la trajectoire de l'outil en augmentant le nombre de configurations possibles de l'ensemble des stabilisa­teurs, en ce qui concerne l'extraction radiale de leurs lames d'appui.The object of the invention is therefore to propose a method for adjusting the trajectory of a drilling tool fixed to the end of a drill string comprising at least two stabilizers arranged spaced apart along the length of the drill string and each comprising a body connected to the drill string, to the at least one support blade mounted to move on the stabilizer body in a radial direction relative to the drill string and means for actuating the support blade to move it between at least two stable positions of radial extraction relative to to the body, this process allowing fine adjustment of the path of the tool by increasing the number of possible configurations of all of the stabilizers, as regards the radial extraction of their support blades.

Dans ce but, on commande les moyens d'ac­tionnement de chacun des stabilisateurs indépendamment les uns des autres, de façon à placer les lames d'ap­pui de ces stabilisateurs dans des positions détermi­nées constituant, pour l'ensemble des stabilisateurs associés au train de tiges, une combinaison de posi­tions d'extraction des lames d'appui assurant un ré­glage de direction voulu du train de tiges.To this end, the actuating means of each of the stabilizers are controlled independently of one another, so as to place the support blades of these stabilizers in determined positions constituting, for all of the stabilizers associated with the drill string , a combination of support blade extraction positions ensuring a desired direction adjustment of the drill string.

Afin de bien faire comprendre l'invention, on va maintenant décrire, en se référant aux figures jointes en annexe, un dispositif de forage comportant deux stabilisateurs et permettant de mettre en oeuvre le procédé suivant l'invention.

  • La figure 1 est une vue en élévation de la partie inférieure du dispositif de forage, en position de travail dans le trou de forage.
  • La figure 2 est une vue en coupe axiale de l'un des stabilisateurs du dispositif représenté sur la figure 1 et du moyen d'actionnement du second sta­bilisateur.
In order to clearly understand the invention, a description will now be given, with reference to the appended figures, of a drilling device comprising two stabilizers and making it possible to implement the method according to the invention.
  • Figure 1 is an elevational view of the lower part of the drilling device, in the working position in the borehole.
  • Figure 2 is an axial sectional view of one of the stabilizers of the device shown in Figure 1 and of the actuation means of the second stabilizer.

Sur la figure 1 on voit la partie inférieure d'un train de tiges 1 comportant des tiges successives 1a, 1b, 1c de forme tubulaire dans lesquelles circule de la boue de forage, suivant la direction de la flè­ che 2. La tige inférieure 1c porte l'outil de forage 4 qui est mis en rotation par le train de tiges 1 et as­sure ainsi le percement du trou de forage 3.In Figure 1 we see the lower part of a drill string 1 comprising successive rods 1a, 1b, 1c of tubular shape in which flows the drilling mud, in the direction of the arrow che 2. The lower rod 1c carries the drilling tool 4 which is rotated by the drill string 1 and thus ensures the drilling of the drilling hole 3.

Un premier stabilisateur 5 est placé entre les tiges 1a et 1b et un second stabilisateur entre les tiges 1b et 1c. Les stabilisateurs 5 et 6 sont du type décrit dans la demande de brevet 85-04996.A first stabilizer 5 is placed between the rods 1a and 1b and a second stabilizer between the rods 1b and 1c. The stabilizers 5 and 6 are of the type described in patent application 85-04996.

Les éléments correspondants de ces stabili­sateurs seront désignés par les mêmes repères. Chacun des stabilisateurs comporte un corps 10 sur lequel sont montées des lames d'appui 9 qui peuvent être in­clinées par rapport à l'axe 11 du train de tiges cor­respondant à l'axe du trou de forage.The corresponding elements of these stabilizers will be designated by the same references. Each of the stabilizers comprises a body 10 on which are mounted support blades 9 which can be inclined relative to the axis 11 of the drill string corresponding to the axis of the borehole.

Dans le mode de réalisation représenté, cha­cun des stabilisateurs comportent quatre lames d'appui placées à 90° les unes des autres autour du corps 10 du stabilisateur correspondant. Les lames d'appui 9 sont montées mobiles par rapport au corps 10, dans des directions radiales, c'est-à-dire des directions per­pendiculaires à l'axe 11.In the embodiment shown, each of the stabilizers comprises four support blades placed at 90 ° from each other around the body 10 of the corresponding stabilizer. The support blades 9 are mounted movable relative to the body 10, in radial directions, that is to say directions perpendicular to the axis 11.

On assure le montage du train de tiges en surface et la longueur des tiges 1b intercalées entre les stabilisateurs 5 et 6 et 1c entre le stabilisateur 6 et l'outil 4 est choisie de façon à fixer à une va­leur voulue les longueurs L1 séparant la partie média­ne du premier stabilisateur 5 de l'outil, L2 séparant la partie médiane du second stabilisateur 6 de l'outil et L3 séparant les parties médianes des stabilisateurs 5 et 6.We assemble the drill string on the surface and the length of the rods 1b inserted between the stabilizers 5 and 6 and 1c between the stabilizer 6 and the tool 4 is chosen so as to fix the lengths L1 separating the part at a desired value median of the first stabilizer 5 of the tool, L2 separating the middle part of the second stabilizer 6 of the tool and L3 separating the middle parts of the stabilizers 5 and 6.

De même, les caractéristiques des stabilisa­teurs seront choisies de façon à permettre un réglage indépendant des deux stabilisateurs à distance, comme il va être décrit ci-dessous.Likewise, the characteristics of the stabilizers will be chosen so as to allow independent adjustment of the two stabilizers at a distance, as will be described below.

Les stabilisateurs 5 et 6 sont du type dé­crit dans le brevet Français 2.579.662, la figure 2 de la présente demande de brevet reproduisant pour l'es­sentiel la figure 2 de la demande de brevet Français antérieure mentionnée ci-dessus.The stabilizers 5 and 6 are of the type described in French patent 2,579,662, FIG. 2 of the present patent application essentially reproducing FIG. 2 of the previous French patent application mentioned above.

Le corps 10 du stabilisateur de forme tubu­laire comporte un alésage intérieur 12 dans le prolon­gement de l'alésage intérieur du train de tiges, pour assurer une circulation continue du fluide de forage, suivant la direction axiale 2.The body 10 of the tubular stabilizer has an internal bore 12 in the extension of the internal bore of the drill string, to ensure continuous circulation of the drilling fluid, in the axial direction 2.

Le corps 10 peut être relié directement ou par l'intermédiaire de pièces de jonction aux tiges du train de tiges, aussi bien du côté amont que du côté aval, si l'on considère le sens de circulation (flèche 2) du fluide de forage.The body 10 can be connected directly or via junction pieces to the rods of the drill string, both on the upstream side and on the downstream side, if we consider the direction of circulation (arrow 2) of the drilling fluid .

Les lames 9 sont montées mobiles dans des directions radiales, par rapport au corps 10 du stabi­lisateur et maintenues grâce à des pièces de maintien 13. Les lames sont rappelées en position rétractée par l'intermédiaire de ressorts à lame 14. Chacune des la­mes peut être déplacée dans la direction radiale, par l'intermédiaire de doigts 15 montés coulissants dans le corps 10 du stabilisateur et en contact avec la lame 9 par une de leurs extrémités.The blades 9 are mounted movable in radial directions, relative to the body 10 of the stabilizer and held by means of holding pieces 13. The blades are returned to the retracted position by means of leaf springs 14. Each of the blades can be moved in the radial direction, by means of fingers 15 slidably mounted in the body 10 of the stabilizer and in contact with the blade 9 by one of their ends.

Un piston d'actionnement tubulaire 16 est monté mobile à la fois en translation axiale et en ro­tation autour de l'axe 11 à l'intérieur de l'alésage 12 du corps 10. Le piston 16 est usiné sur sa surface latérale extérieure, pour constituer des rampes 17 in­clinées dans une direction radiale par rapport à l'axe 11 du train de tiges. Les doigts 15 sont en prise avec les rampes 17 par leur extrémité opposée à leur extré­mité venant en contact avec la face intérieure de la lame d'appui 9.A tubular actuating piston 16 is mounted movable both in axial translation and in rotation about the axis 11 inside the bore 12 of the body 10. The piston 16 is machined on its external lateral surface, to constitute ramps 17 inclined in a radial direction relative to the axis 11 of the drill string. The fingers 15 are engaged with the ramps 17 by their end opposite their end coming into contact with the inner face of the support blade 9.

On comprend aisément qu'un déplacement axial du piston entraîne un déplacement des doigts dans la direction radiale, par action des rampes 17.It is easily understood that an axial displacement of the piston causes a displacement of the fingers in the radial direction, by the action of the ramps 17.

Par exemple, un déplacement du piston 16 vers la droite sur la figure 2 entraîne un mouvement d'extraction, c'est-à-dire un déplacement radial et vers l'extérieur des doigts 15 et des lames d'appui 9.For example, a movement of the piston 16 to the right in FIG. 2 causes an extraction movement, that is to say a radial and outward movement of the fingers 15 and the support blades 9.

Comme il est décrit dans la demande bre­vet 2.579.662, des rampes 17 d'inclinaison variable sont usinées tout autour du piston 16 et sont reliées par des parties complémentaires à niveau constant dans la direction radiale qui comportent des parties droi­tes de retour du piston 16 et des parties courbes per­mettant de mettre en rotation le piston à l'intérieur de l'alésage 12 pour lui faire franchir un pas permet­tant de présenter les doigts des lames d'appui, à l'entrée d'une nouvelle rampe.As described in patent application 2,579,662, ramps 17 of variable inclination are machined all around the piston 16 and are connected by complementary parts at constant level in the radial direction which include straight parts returning the piston 16 and curved parts making it possible to rotate the piston inside the bore 12 so that it takes a step making it possible to present the fingers of the support blades at the entry of a new ramp.

On peut ainsi obtenir, selon ce qui est dé­crit dans le brevet Français 2.579.662, une extraction variable des lames d'appui, par mise en contact des doigts 15 avec une partie de la surface d'actionnement à un certain niveau dans la direction radiale, le pas­sage d'un niveau à un autre étant effectué grâce aux rampes 17.One can thus obtain, according to what is described in French patent 2,579,662, a variable extraction of the support blades, by bringing the fingers 15 into contact with part of the actuating surface at a certain level in the direction radial, the passage from one level to another being effected by the ramps 17.

Une roue libre 20 autorisant la rotation du piston dans un seul sens permet d'assurer une séquence déterminée des positions d'extraction des lames d'ap­pui, par déplacements successifs du piston dans l'alé­sage 12 ; la séquence d'extraction est déterminée par la forme de la surface d'actionnement et en particu­lier par l'inclinaison et la position des rampes 17.A freewheel 20 authorizing the rotation of the piston in one direction makes it possible to ensure a determined sequence of the positions of extraction of the support blades, by successive displacements of the piston in the bore 12; the extraction sequence is determined by the shape of the actuation surface and in particular by the inclination and the position of the ramps 17.

Les déplacements du piston en translation axiale dans la direction de la flèche 2 sont commandés par un dispositif à perte de charge constitué par un corps profilé 21 de direction axiale appelé aiguille et une pièce profilée annulaire 23. L'aiguille 21 est fixée sur le corps 10, suivant l'axe de l'alésage 12 et la pièce annulaire 23 est solidaire du piston tubu­laire 16 dont elle constitue une partie de la surface intérieure dans laquelle circule le fluide de forage. Le piston 16 est monté dans le corps 10 de façon que la pièce 23 soit placée autour de l'aiguille 21.The displacements of the piston in axial translation in the direction of arrow 2 are controlled by a pressure drop device constituted by a profiled body 21 of axial direction called needle and an annular profiled part 23. The needle 21 is fixed on the body 10, along the axis of the bore 12 and the annular part 23 is integral with the tubular piston 16 of which it constitutes a part of the interior surface in which the drilling fluid circulates. The piston 16 is mounted in the body 10 so that the part 23 is placed around the needle 21.

Le fluide de forage circulant suivant le sens de la flèche 2 doit passer, à son entrée dans le piston tubulaire 16, dans l'espace annulaire ménagé entre l'aiguille 21 et la pièce annulaire 23. Il en résulte une perte de charge qui se traduit par une différence de pression de part et d'autre du piston 16 dans la direction axiale.The drilling fluid circulating in the direction of the arrow 2 must pass, on entering the tubular piston 16, in the annular space formed between the needle 21 and the annular part 23. This results in a pressure drop which is translated by a pressure difference on either side of the piston 16 in the axial direction.

Le piston 16 est maintenu dans sa position représentée sur la figure 2, les doigts 15 étant en contact avec les rampes 17 à l'une de leurs extrémi­tés, à la fois par un ressort de rappel hélicoïdal 24 et les ressorts à lame 14 des lames d'appui 9 agissant sur le piston 16, par l'intermédiaire des doigts 15.The piston 16 is held in its position shown in FIG. 2, the fingers 15 being in contact with the ramps 17 at one of their ends, both by a helical return spring 24 and the leaf springs 14 of the blades support 9 acting on the piston 16, by means of the fingers 15.

Le déplacement du piston 16 dans la direc­tion axiale et dans le sens de la flèche 2 n'est pos­sible que si la force exercée par le fluide de forage sur ce piston dépasse une certaine limite, c'est-à-­dire si la différence de pression de part et d'autre du piston dépasse elle-même une certaine limite défi­nie.The displacement of the piston 16 in the axial direction and in the direction of the arrow 2 is only possible if the force exerted by the drilling fluid on this piston exceeds a certain limit, that is to say if the difference of pressure on either side of the piston itself exceeds a certain defined limit.

Les caractéristiques du stabilisateur et en particulier les diamètres de l'aiguille 21 et de la pièce annulaire 23 sont déterminés pour que le dépla­cement du piston dans la direction axiale et dans le sens de la flèche 2 se produise pour un débit d'ac­tionnement Qact1 nettement supérieur au débit normal de forage Qfor.The characteristics of the stabilizer and in particular the diameters of the needle 21 and of the annular part 23 are determined so that the displacement of the piston in the axial direction and in the direction of the arrow 2 occurs for a actuating flow rate Qact1 clearly higher than the normal Qfor drilling rate.

Le fonctionnement du dispositif est donc le suivant : lorsqu'on désire réaliser un déplacement des lames d'appui 9, par exemple pour leur extraction, on élève le débit du fluide de forage jusqu'à une valeur au moins égale à Qact1 et généralement un peu supé­rieure. Le piston 16 se déplace alors dans la direc­tion de la flèche 2, ce qui produit une extraction des lames par interaction des doigts 15 et des rampes 17. La longueur de déplacement du piston 16 correspond à la longueur des rampes, si bien qu'en fin de déplace­ment du piston, les doigts 15 sont parvenus à l'extré­mité de gauche des rampes 17.The operation of the device is therefore as follows: when it is desired to move the support blades 9, for example for their extraction, the flow rate of the drilling fluid is raised to a value at least equal to Qact1 and generally a little higher. The piston 16 then moves in the direction of arrow 2, which produces an extraction of the blades by interaction of the fingers 15 and the ramps 17. The length of displacement of the piston 16 corresponds to the length of the ramps, so that end of displacement of the piston, the fingers 15 have reached the left end of the ramps 17.

Le profil à diamètre croissant de l'aiguille 21 coopère, pendant le déplacement du piston, avec la pièce annulaire 23, pour augmenter la perte de charge dans le fluide de forage. La pression du fluide de fo­rage qui peut être mesurée depuis la surface augmente considérablement à la fin du déplacement en transla­tion du piston. On peut ainsi repérer depuis la surfa­ce, la position du piston correspondant à la position des doigts à l'extrémité des rampes. Les doigts 15 entrent alors en contact avec une partie courbe de la surface d'actionnement qui produit une rotation du piston 16 autour de l'axe 11, dans le sens voulu par la roue libre 20, suivant un pas de déplacement en ro­tation. Les doigts 15 se trouvent alors dans l'aligne­ment de parties complémentaires à niveau constant de la surface d'actionnement.The increasing diameter profile of the needle 21 cooperates, during the displacement of the piston, with the annular part 23, to increase the pressure drop in the drilling fluid. The pressure of the drilling fluid which can be measured from the surface increases considerably at the end of the translational movement of the piston. It is thus possible to identify from the surface, the position of the piston corresponding to the position of the fingers at the end of the ramps. The fingers 15 then come into contact with a curved part of the actuating surface which produces a rotation of the piston 16 around the axis 11, in the direction desired by the freewheel 20, according to a pitch of rotation. The fingers 15 are then in alignment with complementary parts at constant level of the actuating surface.

Si l'on annule alors le débit du fluide de forage, par arrêt du pompage, la force de maintien du piston s'annule et le ressort 24 produit un déplace­ment du piston en translation, dans le sens inverse de la flèche 2. Les doigts 15 décrivent des parties com­plémentaires à niveau constant de la surface d'action­ nement pour venir dans une position stable dont le ni­veau correspond au niveau de l'extrémité de gauche des rampes 17.If the flow rate of the drilling fluid is then canceled, by stopping the pumping, the holding force of the piston is canceled and the spring 24 produces a displacement of the piston in translation, in the opposite direction to the arrow 2. The fingers 15 describe complementary parts at constant level of the action surface to come into a stable position whose level corresponds to the level of the left end of the ramps 17.

Les lames d'appui sont alors maintenues dans une position d'extraction stable par les doigts 15.The support blades are then held in a stable extraction position by the fingers 15.

Si la position d'extraction du stabilisateur correspond à la position choisie, on rétablit le débit de forage dans le train de tiges et l'on poursuit le forage dont le réglage de trajectoire est assuré par le stabilisateur 5 en position d'extraction.If the position of extraction of the stabilizer corresponds to the chosen position, the drilling flow is restored in the drill string and drilling is continued, the trajectory adjustment of which is ensured by the stabilizer 5 in the extraction position.

Si la position d'extraction obtenue par le premier cycle de déplacement du piston n'est pas la position choisie, on effectue un second cycle de dé­placement de la même façon que précédemment en élevant le débit juqu'à la valeur Qact1.If the extraction position obtained by the first piston movement cycle is not the chosen position, a second movement cycle is carried out in the same way as above, raising the flow rate to the value Qact1.

Le dispositif décrit à titre d'exemple dans le brevet 2.579.662 comporte ainsi trois positions stabiles d'extraction des lames d'appui 9.The device described by way of example in patent 2,579,662 thus comprises three stable positions for extracting the support blades 9.

Il en est de même des stabilisateurs 5 et 6 du présent exemple de réalisation de l'invention qui comportent chacun trois positions stables d'extrac­tion.It is the same for the stabilizers 5 and 6 of the present embodiment of the invention which each have three stable extraction positions.

Comme il est visible à la partie inférieure de la figure 2, le second stabilisateur 6 comporte une aiguille 21ʹ identique à l'aiguille 21 du dispositif d'actionnement du premier stabilisateur 5. En revan­che, le dispositif d'actionnement du second stabilisa­teur 6 comporte une pièce annulaire 23ʹ solidaire de son piston 16ʹ dont le diamètre intérieur minimum d'­est sensiblement supérieur au diamètre intérieur mini­mum d de la pièce annulaire 23 du dispositif d'action­nement du stabilisateur 5.As can be seen in the lower part of FIG. 2, the second stabilizer 6 comprises a needle 21ʹ identical to the needle 21 of the device for actuating the first stabilizer 5. On the other hand, the device for actuating the second stabilizer 6 comprises an annular part 23ʹ secured to its piston 16ʹ whose minimum internal diameter is substantially greater than the minimum internal diameter d of the annular part 23 of the actuator device for the stabilizer 5.

Il en résulte que le débit d'actionnement Qact2 du stabilisatuer 6 est supérieur au débit d'ac­ tionnement Qact1 du stabilisateur 5, la perte de char­ge variable avec le débit étant plus forte au niveau de la section annulaire de passage de diamètre exté­rieur d, qu'au niveau de la section de passage annu­laire de diamètre extérieur dʹ.As a result, the actuation flow Qact2 of the stabilizer 6 is greater than the ac flow operation Qact1 of the stabilizer 5, the variable pressure drop with the flow rate being greater at the level of the annular passage section with outside diameter d, than at the level of the annular passage section with outside diameter dʹ.

Les dispositifs d'actionnement des stabili­sateurs 5 et 6 tels qu'ils viennent d'être décrits permettent de régler indépendamment l'un de l'autre les stabilisateurs 5 et 6 dans une de leurs positions d'extraction, comme il va être décrit ci-dessous.The actuators of the stabilizers 5 and 6 as just described make it possible to adjust the stabilizers 5 and 6 independently of one another in one of their extraction positions, as will be described below. below.

On va désigner dans la suite de la descrip­tion par φ 1, φ 2 et φ 3 les diamètres extérieurs du stabilisateur 5, dont les lames ont été placées dans leurs trois positions d'extraction successives res­pectivement. Ces diamètres correspondent aux trois configurations possibles du stabilisateur 5.In the following description, extérieurs 1, φ 2 and φ 3 will be designated the outside diameters of the stabilizer 5, the blades of which have been placed in their three successive extraction positions respectively. These diameters correspond to the three possible configurations of the stabilizer 5.

De la même façon, on désigne par φʹ1, φʹ2 et φʹ3 les diamètres extérieurs ou configurations pos­sibles du second stabilisateur 6.Similarly, denote by φʹ1, φʹ2 and φʹ3 the outside diameters or possible configurations of the second stabilizer 6.

On supposera que le stabilisateur 5 a été placé dans une de ces configurations, par exemple la configuration φ 2, par le processus décrit précédem­ment. Lorsque la position φ 2 est atteinte, le débit de forage est annulé, le piston 16 du stabilisateur 5 revient alors dans sa position de départ. Le stabi­lisateur 5 est alors dans sa position stable corres­pondant à la configuration φ 2.It will be assumed that the stabilizer 5 has been placed in one of these configurations, for example the configuration φ 2, by the process described above. When the position φ 2 is reached, the drilling flow is canceled, the piston 16 of the stabilizer 5 then returns to its starting position. The stabilizer 5 is then in its stable position corresponding to the configuration φ 2.

Le débit du fluide de forage est alors aug­menté, depuis la surface, jusqu'à une valeur au moins égale à Qact2 et généralement un peu supérieure. Les pistons 16 et 16ʹ se déplacement alors de façon à mettre les lames d'appui des stabilisateurs 5 et 6 dans de nouvelles positions. Après annulation du débit, les stabilisateurs 5 et 6 sont dans de nouvelles positions stables correspondant par exemple aux configurations φ 3 et φʹ1, respectivement.The flow rate of the drilling fluid is then increased, from the surface, to a value at least equal to Qact2 and generally a little higher. The pistons 16 and 16ʹ then move so as to put the support blades of the stabilizers 5 and 6 in new positions. After canceling the flow, the stabilizers 5 and 6 are in new positions stable corresponding for example to the configurations φ 3 and φʹ1, respectively.

Si cette combinaison correspond à la combi­naison voulue, on rétablit ensuite le débit de forage Qfor et on poursuit l'opération de forage avec le ré­glage de trajectoire voulu.If this combination corresponds to the desired combination, the drilling flow Qfor is then restored and the drilling operation is continued with the desired trajectory setting.

Si la combinaison obtenue n'est pas la combinaison voulue, on continue à actionner les stabi­lisateurs par élévation du débit d'actionnement à un niveau supérieur à Qact1 et inférieur à Qact2 ou à un niveau supérieur à Qact2. Par exemple pour obtenir la combinaison φ 2 φʹ2, on effectuera successivement les opérations suivantes :
- élévation du débit à Qact2 (ou un peu au-dessus), - annulation du débit (la combinaison obtenue est alors φ 1 φʹ2),
- élévation du débit à Qact1,
- annulation du débit (la combinaison obtenue est alors φ 2 φʹ2). On peut alors rétablir le débit de forage Qfor et poursuivre l'opération de forage avec le réglage de trajectoire imposé.If the combination obtained is not the desired combination, the stabilizers are continued to be actuated by raising the actuation flow to a level greater than Qact1 and less than Qact2 or to a level greater than Qact2. For example to obtain the combination φ 2 φʹ2, we will successively carry out the following operations:
- increase in flow to Qact2 (or slightly above), - cancellation of flow (the combination obtained is then φ 1 φʹ2),
- increase in flow to Qact1,
- cancellation of the flow (the combination obtained is then φ 2 φʹ2). We can then restore the drilling flow Qfor and continue the drilling operation with the imposed trajectory adjustment.

Les positions successives des pistons 16 et 16ʹ peuvent être repérées depuis la surface, par mesu­re de pression, la perte de charge entre les pièces 23 et 23ʹ et les aiguilles 21 et 21ʹ, respectivement étant très élevée lorsque le piston a terminé son dé­placement sous l'effet du fluide de forage.The successive positions of the pistons 16 and 16ʹ can be identified from the surface, by pressure measurement, the pressure drop between the parts 23 and 23ʹ and the needles 21 and 21ʹ, respectively being very high when the piston has finished moving under the effect of drilling fluid.

Le réglage indépendant des configurations des stabilisateurs 5 et 6 permet d'obtenir neuf combi­naisons différentes associant une configuration du stabilisateur 5 à une configuration du stabilisateur 6.The independent adjustment of the configurations of the stabilizers 5 and 6 makes it possible to obtain nine different combinations associating a configuration of the stabilizer 5 with a configuration of the stabilizer 6.

Ces configurations peuvent être désignées par :
φ 1 φʹ1, φ 1 φʹ2, φ1 φʹ3, ... .These configurations can be designated by:
φ 1 φʹ1, φ 1 φʹ2, φ1 φʹ3, ....

A titre de comparaison, dans le cas de sta­bilisateurs commandé simultanément, on n'obtiendrait que trois configurations différentes et donc une pos­sibilité de réglage bien inférieure.By way of comparison, in the case of stabilizers controlled simultaneously, only three different configurations would be obtained and therefore a much lower possibility of adjustment.

Dans le cas du dispositif décrit dans la de­mande de brevet 2.579.662, les trois configurations différentes en extraction des lames du stabilisateur correspondaient à des niveaux de la surface d'action­nement situés respectivement à 11 mm, 6 mm et 4,5 mm en-dessous de la surface nominale extérieure du piston du stabilisateur. Dans le cas du procédé et du dispo­sitif selon la présente invention, on choisira les mêmes niveaux d'actionnement, si bien que les diamè­tres φ 1, φ 2, φ 3 et φʹ1, φʹ2 et φʹ3 seront res­pectivement égaux à :
D, D + 10 mm, D + 13 mm
si D désigne le diamètre minimum du stabilisateur.In the case of the device described in patent application 2,579,662, the three different configurations for extracting the blades from the stabilizer corresponded to levels of the actuation surface situated respectively at 11 mm, 6 mm and 4.5 mm. below the nominal exterior surface of the stabilizer piston. In the case of the method and the device according to the present invention, the same actuation levels will be chosen, so that the diameters φ 1, φ 2, φ 3 and φʹ1, φʹ2 and φʹ3 will be respectively equal to:
D, D + 10 mm, D + 13 mm
if D denotes the minimum diameter of the stabilizer.

Le procédé suivant l'invention présente donc l'avantage de permettre une grande latitude de réglage de la trajectoire de forage, avec un nombre de stabi­lisateurs réduit qui peut être égale à deux, chacun des stabilisateurs ayant eux-mêmes un nombre de configura­tions de réglage qui peut être réduit.The method according to the invention therefore has the advantage of allowing great latitude for adjusting the drilling trajectory, with a reduced number of stabilizers which can be equal to two, each of the stabilizers themselves having a number of adjustment configurations. which can be reduced.

L'invention ne se limite pas au mode de réa­lisation qui a été décrit.The invention is not limited to the embodiment which has been described.

C'est ainsi qu'on peut imaginer d'utiliser plus de deux stabilisateurs en série, par exemple trois stabilisateurs, et pour chacun de ces stabilisa­teurs un nombre de positions de réglage en diamètre quelconque.It is thus possible to imagine using more than two stabilizers in series, for example three stabilizers, and for each of these stabilizers a number of adjustment positions in any diameter.

Au minimum, on utilisera un ensemble de deux stabilisateurs ayant chacun deux positions de réglage différentes. Dans ce cas, on disposera de quatre configurations différentes de réglage correspondant aux combinaisons des deux diamètres des deux stabili­sateurs.At a minimum, a set of two stabilizers will be used, each having two different adjustment positions. In this case, there will be four different adjustment configurations corresponding to the combinations of the two diameters of the two stabilizers.

Dans le cas de trois stabilisateurs compor­tant chacun trois positions de réglage, on dispose de vingt-sept configurations de réglage.In the case of three stabilizers each having three adjustment positions, there are twenty-seven adjustment configurations.

Cependant, il est très difficile d'assurer la commande d'un nombre de stabilisateurs relativement important, par exemple supérieur à trois, les débits d'actionnement successifs Qact1, Qact2, Qact3, ... devant être très nettement différents les uns des autres et largement supérieurs au débit de forage nor­mal. Pour la commande d'un grand nombre de stabilisa­teurs, il faudrait donc disposer d'une très grande plage de réglage du débit, ce qui n'est généralement pas le cas dans les installations de forage classi­ques.However, it is very difficult to control a relatively large number of stabilizers, for example greater than three, the successive actuation rates Qact1, Qact2, Qact3, ... having to be very clearly different from each other and well above the normal drilling rate. For the control of a large number of stabilizers, it would therefore be necessary to have a very large flow adjustment range, which is generally not the case in conventional drilling installations.

Le procédé suivant l'invention ne se limite pas à l'utilisation d'une commande hydraulique du type à perte de charge, pour assurer l'actionnement des divers stabilisateurs placés en série. On peut imagi­ner l'utilisation d'autres commandes de type hydrauli­que, par exemple utilisant des vannes ou obturateurs qui sont introduits dans le train de tiges pour l'ac­tionnement des stabilisateurs. De tels dispositifs sont cependant moins souples et moins faciles à uti­liser que les dispositifs à perte de charge commandés depuis la surface.The method according to the invention is not limited to the use of a hydraulic control of the pressure drop type, to ensure the actuation of the various stabilizers placed in series. One can imagine the use of other hydraulic type controls, for example using valves or shutters which are introduced into the drill string for actuation of the stabilizers. However, such devices are less flexible and less easy to use than pressure drop devices controlled from the surface.

On pourrait également imaginer d'autres moyens de commande hydrauliques ou pneumatiques ou même des moyens de commande électriques associés à chacun des stabilisateurs.One could also imagine other hydraulic or pneumatic control means or even electrical control means associated with each of the stabilizers.

Les stabilisateurs peuvent être d'un type différent de celui qui a été décrit dans la demande de brevet 85-04996 et comporter, par exemple, des pistons se déplaçant uniquement en translation et présentant des rampes d'extraction des doigts d'actionnement des lames d'appui alignées suivant la longueur du piston.The stabilizers can be of a different type from that which has been described in patent application 85-04996 and comprise, for example, pistons moving only in translation and having extraction ramps for the blades actuating fingers. support aligned along the length of the piston.

Enfin, l'invention s'applique dans tous les cas où l'on désire régler et contrôler la trajectoire d'un outil de forage.Finally, the invention applies in all cases where it is desired to adjust and control the trajectory of a drilling tool.

Claims (6)

1.- Procédé de réglage de la trajectoire d'un outil de forage (4) fixé à l'extrémité d'un train de tiges (1) comportant au moins deux stabilisateurs (5, 6) disposés de façon espacée suivant la longueur du train de tiges (1) et comportant chacun un corps (10) relié au train de tiges (1), au moins une lame d'appui (9) montée mobile sur le corps (10) du stabi­lisateur, dans une direction radiale par rapport au train de tiges (1) et un moyen d'actionnement (21, 23, 21ʹ, 23ʹ) de la lame d'appui pour la déplacer entre au moins deux positions stables d'extraction radiale par rapport au corps, caractérisé par le fait qu'on com­mande les moyens d'actionnement (21, 23, 21ʹ, 23ʹ) de chacun des stabilisateurs indépendamment les uns des autres, de façon à placer les lames d'appui (9) de ces stabilisateurs (5, 6) dans des positions déterminées constituant pour l'ensemble des stabilisateurs (5, 6) associés au train de tiges (1) une combinaison de po­sitions d'extraction des lames d'appui (9) assurant un réglage de direction voulu du train de tiges (1).1.- Method for adjusting the trajectory of a drilling tool (4) fixed to the end of a drill string (1) comprising at least two stabilizers (5, 6) arranged spaced apart along the length of the drill string (1) and each comprising a body (10) connected to the drill string (1), at least one support blade (9) movably mounted on the body (10) of the stabilizer, in a radial direction relative to to the drill string (1) and an actuating means (21, 23, 21ʹ, 23ʹ) of the support blade to move it between at least two stable positions of radial extraction relative to the body, characterized by the fact that the actuating means (21, 23, 21ʹ, 23ʹ) of each of the stabilizers are controlled independently of one another, so as to place the support blades (9) of these stabilizers (5, 6) in determined positions constituting for the set of stabilizers (5, 6) associated with the drill string (1) a combination of positions for extracting the support blades (9) ensuring a desired direction adjustment of the drill string (1). 2.- Procédé de réglage suivant la revendica­tion 1, caractérisé par le fait que le train de tiges (1) comporte deux stabilisateurs (5, 6) dont les lames d'appui (9) peuvent être placées dans l'une ou l'autre de trois positions d'extraction.2.- adjustment method according to claim 1, characterized in that the drill string (1) comprises two stabilizers (5, 6) whose support blades (9) can be placed in one or the another of three extraction positions. 3.- Procédé de réglage suivant l'une quel­conque des revendications 1 et 2, caractérisé par le fait que les stabilisateurs (5, 6) sont commandés par des moyens d'actionnement hydrauliques (21, 23) à per­te de charge utilisant la force motrice du fluide de forage alimentant l'outil (4).3.- adjustment method according to any one of claims 1 and 2, characterized in that the stabilizers (5, 6) are controlled by hydraulic actuating means (21, 23) pressure drop using force drive of the drilling fluid supplying the tool (4). 4.- Procédé de réglage suivant la revendica­tion 3, caractérisé par le fait que les moyens d'ac­ionnement hydrauliques à perte de charge (21, 23) créent une perte de charge très fortement accrue, lorsque les lames d'appui (9) ont été placées dans une position d'extraction prédéterminée, cette position pouvant être détectée à distance par mesure de pres­sions dans le fluide de forage.4. Adjustment method according to claim 3, characterized in that the hydraulic actuating means with pressure drop (21, 23) create a very greatly increased pressure drop, when the support blades (9) have have been placed in a predetermined extraction position, this position being detectable remotely by measuring pressures in the drilling fluid. 5.- Procédé de réglage suivant l'une quel­conque des revendications 3 et 4, caractérisé par le fait que les moyens d'actionnement (21, 23, 21ʹ, 23ʹ) des stabilisateurs (5, 6) sont mis en oeuvre pour des débits d'actionnement (Qact1, Qact2) différents et nettement supérieurs au débit normal de forage (Qfor).5.- adjustment method according to any one of claims 3 and 4, characterized in that the actuating means (21, 23, 21ʹ, 23ʹ) of the stabilizers (5, 6) are used for flow rates actuation (Qact1, Qact2) different and significantly higher than the normal drilling rate (Qfor). 6.- Dispositif de réglage de la trajectoire d'un outil de forage (4) fixé à l'extrémité d'un train de tige (1) comportant au moins deux stabilisateurs (5, 6) disposés de façon espacée suivant la longueur du train de tiges (1) et comportant chacun un corps (10) relié au train de tiges (1), au moins une lame d'appui (9) montée mobile sur le corps (10) du stabi­lisateur (5, 6), dans une direction radiale par rap­port au train de tiges (1) et des moyens d'actionne­ment de la lame d'appui (9) constitués par un piston (16) monté mobile en translation axiale et en rotation autour de l'axe du train de tiges, à l'intérieur du corps tubulaire (10) portant des rampes d'actionnement (17) des lames d'appui (9) par l'intermédiaire de doigts d'actionnement (15), réalisées sous forme tubu­laire et présentant dans son alésage interne une par­tie profilée (23, 23ʹ) coopérant avec un corps profilé (21) fixé à l'intérieur du corps (10) du stabilisateur (5, 6) et suivant son axe, caractérisé par le fait que chacun des stabilisateurs (5, 6) comporte un piston (16, 16ʹ) dont la partie profilée (23, 23ʹ) présente un diamètre d'ouverture (d, dʹ) différent des diamè­tres d'ouverture (d, dʹ) de la partie profilée (23, 23ʹ) des pistons (16, 16ʹ) des autres stabilisateurs (5, 6).6.- Device for adjusting the trajectory of a drilling tool (4) fixed to the end of a drill string (1) comprising at least two stabilizers (5, 6) arranged spaced apart along the length of the drill string (1) and each comprising a body (10) connected to the drill string (1), at least one support blade (9) movably mounted on the body (10) of the stabilizer (5, 6), in a radial direction with respect to the drill string (1) and means for actuating the support blade (9) constituted by a piston (16) mounted movable in axial translation and in rotation about the axis of the gear train rods, inside the tubular body (10) carrying actuating ramps (17) of the support blades (9) by means of actuating fingers (15), produced in tubular form and having in its internal bore a profiled part (23, 23ʹ) cooperating with a profiled body (21) fixed inside the body (10) of the stabilizer (5, 6) and along its axis, characterized in that each each of the stabilizers (5, 6) has a piston (16, 16ʹ) whose profiled part (23, 23ʹ) has an opening diameter (d, dʹ) different from the opening diameters (d, dʹ) of the profiled part (23, 23ʹ) of the pistons (16, 16ʹ) of the other stabilizers (5, 6).
EP88400712A 1987-03-27 1988-03-23 Process and device for controlling the path of a drill bit at a drill string Withdrawn EP0285505A1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8704322A FR2612985B1 (en) 1987-03-27 1987-03-27 METHOD AND DEVICE FOR ADJUSTING THE TRAJECTORY OF A DRILLING TOOL FIXED AT THE END OF A ROD TRAIN
FR8704322 1987-03-27

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP0285505A1 true EP0285505A1 (en) 1988-10-05

Family

ID=9349515

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP88400712A Withdrawn EP0285505A1 (en) 1987-03-27 1988-03-23 Process and device for controlling the path of a drill bit at a drill string

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4848488A (en)
EP (1) EP0285505A1 (en)
JP (1) JPS63308182A (en)
BR (1) BR8801386A (en)
FR (1) FR2612985B1 (en)
NO (1) NO881335L (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0594420A1 (en) * 1992-10-23 1994-04-27 Halliburton Company Adjustable stabilizer for drill string
EP0594419A1 (en) * 1992-10-23 1994-04-27 Halliburton Company Adjustable blade stabilizer for drilling system
GB2357101A (en) * 1999-12-10 2001-06-13 Baker Hughes Inc Simultaneous Drilling and Casing Of Wellbores

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3561830D1 (en) * 1985-01-07 1988-04-14 Smf Int Remotely controlled flow-responsive actuating device, in particular for actuating a stabilizer in a drill string
FR2641315B1 (en) * 1988-12-30 1996-05-24 Inst Francais Du Petrole DRILLING LINING WITH CONTROLLED PATHWAY COMPRISING A VARIABLE GEOMETRIC STABILIZER AND USE OF SAID LINING
FR2641317B1 (en) * 1988-12-30 1996-05-24 Inst Francais Du Petrole EQUIPMENT FOR DRILLING PACKAGE COMPRISING AN ELEMENT TO BE ACTUATED, A MOTOR AND CONTROL MEANS
US5141060A (en) * 1989-11-01 1992-08-25 Teleco Oilfield Services Inc. Method for optimizing of stabilizer positioning in a bottomhole assembly to eliminate the effects of borehole inclination
US5265684A (en) * 1991-11-27 1993-11-30 Baroid Technology, Inc. Downhole adjustable stabilizer and method
US5311953A (en) * 1992-08-07 1994-05-17 Baroid Technology, Inc. Drill bit steering
US5332048A (en) * 1992-10-23 1994-07-26 Halliburton Company Method and apparatus for automatic closed loop drilling system
GB9503827D0 (en) * 1995-02-25 1995-04-19 Camco Drilling Group Ltd "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems
US5609178A (en) * 1995-09-28 1997-03-11 Baker Hughes Incorporated Pressure-actuated valve and method
US6328119B1 (en) 1998-04-09 2001-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable gauge downhole drilling assembly
CA2234495C (en) * 1998-04-09 2004-02-17 Dresser Industries, Inc. Adjustable gauge downhole drilling assembly
US7136795B2 (en) 1999-11-10 2006-11-14 Schlumberger Technology Corporation Control method for use with a steerable drilling system
CA2359073A1 (en) 1999-11-10 2001-05-17 Schlumberger Holdings Limited Control method for use with a steerable drilling system
US20030127252A1 (en) * 2001-12-19 2003-07-10 Geoff Downton Motor Driven Hybrid Rotary Steerable System
GB2405483B (en) 2002-05-13 2005-09-14 Camco Internat Recalibration of downhole sensors
US7681665B2 (en) * 2008-03-04 2010-03-23 Smith International, Inc. Downhole hydraulic control system
US7878272B2 (en) * 2008-03-04 2011-02-01 Smith International, Inc. Forced balanced system

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298449A (en) * 1963-10-24 1967-01-17 Drilco Oil Tools Inc Well bore apparatus
GB2077811A (en) * 1980-06-12 1981-12-23 Shirley Kirk Risinger A steering tool adapted to control the angle and direction of a rotary well drilling string in the drilling of a well bore through earth formation
US4491187A (en) * 1982-06-01 1985-01-01 Russell Larry R Surface controlled auxiliary blade stabilizer
FR2575793A1 (en) * 1985-01-07 1986-07-11 Smf Int Device for activating, from a distance, equipment associated with a conduit in which an incompressible fluid circulates
FR2579662A1 (en) * 1985-04-02 1986-10-03 Smf Int Drilling device with controlled trajectory
US4635736A (en) * 1985-11-22 1987-01-13 Shirley Kirk R Drill steering apparatus

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3424256A (en) * 1967-01-10 1969-01-28 Whipstock Inc Apparatus for controlling directional deviations of a well bore as it is being drilled
US3593810A (en) * 1969-10-13 1971-07-20 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for directional drilling
GB8302270D0 (en) * 1983-01-27 1983-03-02 Swietlik G Drilling apparatus

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298449A (en) * 1963-10-24 1967-01-17 Drilco Oil Tools Inc Well bore apparatus
GB2077811A (en) * 1980-06-12 1981-12-23 Shirley Kirk Risinger A steering tool adapted to control the angle and direction of a rotary well drilling string in the drilling of a well bore through earth formation
US4491187A (en) * 1982-06-01 1985-01-01 Russell Larry R Surface controlled auxiliary blade stabilizer
FR2575793A1 (en) * 1985-01-07 1986-07-11 Smf Int Device for activating, from a distance, equipment associated with a conduit in which an incompressible fluid circulates
FR2579662A1 (en) * 1985-04-02 1986-10-03 Smf Int Drilling device with controlled trajectory
US4635736A (en) * 1985-11-22 1987-01-13 Shirley Kirk R Drill steering apparatus

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0594420A1 (en) * 1992-10-23 1994-04-27 Halliburton Company Adjustable stabilizer for drill string
EP0594419A1 (en) * 1992-10-23 1994-04-27 Halliburton Company Adjustable blade stabilizer for drilling system
GB2357101A (en) * 1999-12-10 2001-06-13 Baker Hughes Inc Simultaneous Drilling and Casing Of Wellbores
GB2357101B (en) * 1999-12-10 2002-07-17 Baker Hughes Inc Apparatus and method for simultaneous drilling and casing wellbores

Also Published As

Publication number Publication date
NO881335L (en) 1988-09-28
US4848488A (en) 1989-07-18
BR8801386A (en) 1988-11-01
NO881335D0 (en) 1988-03-25
JPS63308182A (en) 1988-12-15
FR2612985B1 (en) 1989-07-28
FR2612985A1 (en) 1988-09-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0285505A1 (en) Process and device for controlling the path of a drill bit at a drill string
EP0190529B1 (en) Remotely controlled flow-responsive actuating device, in particular for actuating a stabilizer in a drill string
EP0286500A1 (en) Apparatus for controlled directional drilling, and process for controlling the apparatus
CH630700A5 (en) VARIABLE ANGLE ELBOW CONNECTION FOR DIRECTED DRILLING.
EP0456526B1 (en) Apparatus and method for adjusting the azimut of the trajectory of a rotary drilling tool
EP1766179B1 (en) Enlarging and stabilising tool for a borehole
CA2276851C (en) Device and method to control the path of a drill hole
CA2006939C (en) Controlled path drill tool equipped with a variable geometry stabilizer and utilisation of said tool
EP0377373B1 (en) Controlled directional drilling assembly with a variable-angle elbow element, and its use
FR2641317A1 (en) DRILL LINING EQUIPMENT COMPRISING AN ACTUATOR, A MOTOR AND CONTROL MEANS
FR2641722A1 (en) DEVICE FOR DRIVING A TOOL HOLDER PIN
CA1177055A (en) Variable angle elbow fitting for deviated well drilling
EP0225815A1 (en) Tool for closing the production string of a well
CA1110430A (en) Method for eliminating residual stresses in a tube as a result of a crimping operation, and tooling for implementation of said method
EP0516806A1 (en) Device for remotely operating an assembly comprising a bean/needle system, and use thereof in a drill string.
EP0112752A1 (en) Clamping and rounding device for joining large diameter pipes together
FR2579662A1 (en) Drilling device with controlled trajectory
FR2575793A1 (en) Device for activating, from a distance, equipment associated with a conduit in which an incompressible fluid circulates
CA2384281C (en) Method and device for rotary well drilling
WO1991014522A1 (en) Device for straightening a wire
EP2206876B1 (en) Drilling head for drilling machine
FR2612983A2 (en) Drilling device with monitored path and corresponding path-adjusting method
EP2011582A1 (en) Installation for sequential loading of bar material in a processing machine
FR2519686A2 (en) Pipe connector with variable angle for directional drilling - where hydraulically actuated valve is used to restrict flow of drilling liq. while connector angle is changed
CA2013686A1 (en) Centering apparatus of a tool for working on a steam generating tube

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT CH DE GB IT LI NL

17P Request for examination filed

Effective date: 19881003

17Q First examination report despatched

Effective date: 19900221

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 19900704