NL1006830C2

NL1006830C2 - Steerable intermediate radius tool.

Info

Publication number: NL1006830C2
Application number: NL1006830A
Authority: NL
Inventors: Volker Krueger; Thorsten Regener; Larry Watkins; Douglas Hill; Harald Dueber; Roger William Fincher
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1996-08-22
Filing date: 1997-08-22
Publication date: 1998-07-08
Also published as: GB2316427A; NO973843L; NL1006830A1; CA2213536A1; NO973843D0; GB9717927D0

Description

Stuurbaar gereedschap voor tussenaeleaen radius.Steerable tool for intermediate elea and radius.

De onderhavige uitvinding betreft een werkwijze en een inrichting voor het afbuigen vanaf een putboring met een tussengelegen radius, 5 gebruikmakend van een enkelvoudig stuurbaar gereedschap in een enkelvoudige gang.The present invention relates to a method and an apparatus for deflecting from a well bore with an intermediate radius, using a single steerable tool in a single pass.

De meeste olie- of gasputten zijn in hoofdzaak verticaal in de aarde geboord om een onder de grond gelegen reservoir van koolwaterstoffen te bereiken. Veel zo niet de meeste zijn onder de grond gele-10 gen reservoirs zijn min of meer horizontaal geplaatst, waarbij deze een beperkte dikte hebben, maar een groot oppervlak bedekken. Erg vaak is van een oorspronkelijke putboring. dat door een reservoir gaat, slechts een beperkt gedeelte van de lengte daarvan geplaatst in het reservoir. Dit beperkt de productiecapaciteit van de put en het kan 15 zelfs betekenen dat het totale percentage winbare koolwaterstoffen uit het reservoir beperkt is. hoewel een groot aantal putten wordt geboord in het reservoir. Het boren van een groot aantal putten verhoogt de kosten van de productie van koolwaterstoffen voor het gebruik aanzienlijk.Most oil or gas wells are drilled substantially vertically into the earth to reach an underground hydrocarbon reservoir. Many, if not most, underground reservoirs are located more or less horizontally, of limited thickness but covering a large area. Very often is from an original well drilling. passing through a reservoir, only a limited portion of its length placed in the reservoir. This limits the production capacity of the well and may even mean that the total percentage of recoverable hydrocarbons from the reservoir is limited. although a large number of wells are drilled in the reservoir. Drilling a large number of wells significantly increases the cost of producing hydrocarbons for use.

20 Het is toenemend economisch van voordeel geworden om min of meer horizontale laterale putboringen te boren die zich uitstrekken naar buiten vanaf een oorspronkelijke putboring om een grotere lengte van de putboring in het reservoir te positioneren en om daardoor de productiecapaciteit van de put te vergroten. Dit reduceert op zijn beurt 25 de noodzaak voor het boren van een groot aantal putboringen vanaf het oppervlak in het reservoir. Een enkelvoudige oorspronkelijke putboring kan verschillende laterale putboringen hebben die zich uitstrekken of die voortkomen in verschillende richtingen en daardoor een veel groter gedeelte van het reservoir leegmaken. Verder kunnen de laterale putbo-30 ringen, die zich uitstrekken vanaf een enkelvoudige oorspronkelijke putboring, worden geplaatst op verschillende diepten om verschillende reservoirs te bereiken die gevonden zijn op verschillende diepten.It has become increasingly economically advantageous to drill more or less horizontal lateral well bores that extend outwardly from an original well bore to position a greater length of the well bore in the reservoir and thereby increase well production capacity. This in turn reduces the need for drilling a large number of well bores from the surface into the reservoir. A single original well bore may have several lateral well bores that extend or originate in different directions and thereby empty a much larger portion of the reservoir. Furthermore, the lateral wellbores, which extend from a single original wellbore, can be placed at different depths to reach different reservoirs found at different depths.

Uitrusting en werkwijzen zijn op dit moment beschikbaar voor het afbuigen vanaf een oorspronkelijke putboring om een laterale putboring 35 te boren op een gekozen diepte en zich uit te strekken in een gekozen richting. Een factor, die het economisch voordeel van het boren van laterale putboringen beperkt, is dat op dit moment bekende uitrusting en werkwijzen het herhaaldelijk optrekken van een boorgereedschap ver-Equipment and methods are currently available for deflecting from an original well bore to drill a lateral well bore 35 at a selected depth and extend in a selected direction. One factor limiting the economic advantage of lateral well drilling is that currently known equipment and methods require repeated drilling of a drilling tool

1G 0 ö 3 3 O1G 0 ö 3 3 O

2 eisen uit de putboring om deze te vervangen door een ander gereedschap om het boren van een ander deel van de putboring te bewerkstelligen. Dit gebeurt omdat sommige op dit moment bekende gereedschappen geschikt zijn voor het boren van het begingedeelte vanaf de oorspronke-5 lijke putboring, andere beter geschikt zijn voor het sneller bouwen van een afgeschuinde hoek na het begin en een gebogen gedeelte boren met de gewenste radius, om de gewenste afschuiningshoek te bereiken, waarbij weer andere beter geschikt zijn voor het geleidelijk overgaan van het gebogen gedeelte om een "zachte landing" op de gewenste diepte 10 te bereiken met een horizontale putboring. terwijl weer andere beter geschikt zijn voor het boren van het horizontale gedeelte van de laterale putboring en het vasthouden van een gewenste diepte of een gewenste hellingshoek.2 require from the well bore to replace it with another tool to effect drilling of another portion of the well bore. This happens because some currently known tools are suitable for drilling the starting part from the original well bore, others are better suited for building a chamfered corner faster after the start and drilling a curved part with the desired radius, to achieve the desired chamfer angle, still others are better suited to gradually transition the curved portion to achieve a "soft landing" at the desired depth with a horizontal well bore. while still others are more suitable for drilling the horizontal portion of the lateral well bore and holding a desired depth or angle of inclination.

Het gebogen deel kon een radius hebben die beschouwd wordt als een 15 "lange" radius, "midden"-radius, "tussengelegen" radius of "korte" radius, opgesomd in de volgorde van afbuigradius. De radius van de bocht wordt normaal gesproken opgegeven in meters of feet. De definitie van een "lange", "midden"-, "tussengelegen" of "korte" radius hangt af van het type en de diameter van de boorpijp die gebruikt 20 wordt in de putboring. Een "lange" radiusboog heeft een lage opbouw-snelheid (Build Up Rate. BUR), graden van helling per 100 feet gat. Daarentegen heeft een "korte" radiusboog een hoge BUR.The curved portion could have a radius considered as a "long" radius, "middle" radius, "intermediate" radius, or "short" radius, listed in the order of deflection radius. The radius of the bend is normally specified in meters or feet. The definition of a "long", "center", "intermediate" or "short" radius depends on the type and diameter of the drill pipe used in the well bore. A "long" radius arc has a low Build Up Rate (BUR), degrees of slope per 100 feet of hole. In contrast, a "short" radius arc has a high BUR.

Het gereedschaptype, dat het best geschikt is voor het uitvoeren van het begin vanaf een oorspronkelijke putboring, is een zogenaamd 25 "stijf" gereedschap, om het te onderscheiden van een geleed gereed schap met verschillende draaiverbindingen. Een typisch "stijf" gereedschap heeft een door een fluïdum aangedreven motor, waardoor boor-fluïdum wordt gepompt om de boorbit te roteren zonder rotatie van de boorstreng. Dit wordt het "glij"-bedrijf genoemd. Het "stijve" gereed-30 schap heeft gewoonlijk ofwel één of twee onder een hoek staande nevensamenstellen, gesteld op een bepaalde hoek. om de hartlijn van de boorbit te richten onder een hoek ten opzichte van de langshartlijn van de boorstreng. Onder een hoek staande nevensamenstellen kunnen worden geplaatst boven de boormotor, onder de boormotor of beide. Soms 35 is de hoek van het onder een hoek staand nevensamenstel permanent en soms is deze instelbaar. Wanneer slechts één onder een hoek staand nevensamenstel wordt gebruikt, kan het boorgereedschap worden gezien als een "enkelvoudig verbonden" gereedschap, terwijl wanneer twee i , <; ^ oThe tool type, which is best suited to perform the start from an original well bore, is a so-called "rigid" tool, to distinguish it from an articulated tool with different rotary joints. A typical "rigid" tool has a fluid driven motor through which drilling fluid is pumped to rotate the drill bit without rotation of the drill string. This is called the "sliding" business. The "rigid" tool usually has either one or two angled subassemblies set at a given angle. to align the centerline of the drill bit at an angle to the longitudinal centerline of the drill string. Angled subassemblies can be placed above the drill motor, below the drill motor or both. Sometimes the angle of the angled side assembly is permanent and sometimes it is adjustable. When only one angled sub-assembly is used, the drilling tool can be considered a "single-jointed" tool, while when two i, <; ^ o

. ·. . v5 O. ·. . v5 O

3 onder een hoek staande nevensamenstellen worden gebruikt het boorge-reedschap kan worden gezien als een "dubbel verbonden" gereedschap.3 angled subassemblies are used, the drilling tool can be viewed as a "double jointed" tool.

Dit "stijve" gereedschap wordt omlaag gebracht in de oorspronkelijke putboring. elastisch gebogen in een enigszins recht gemaakte 5 positie, waarbij de boorbit wordt gedwongen om te drukken tegen de zijde van de oorspronkelijke putboring. en geplaatst onder drukspan-ning door het gewicht van de boorpijp. Wanneer de boorbit wordt geroteerd door de boormotor, snijdt het gereedschap uit de oorspronkelijke putboring om "te beginnen" vanaf de oorspronkelijke putboring, waarbij 10 het gereedschap wordt teruggebracht naar de bepaalde kromming daarvan. Het "stijve" gereedschap kan dan worden gebruikt om verder te boren door afschuiningshoek te vormen, maar vanwege de stijfheid daarvan en de ingestelde hoek is het niet altijd de beste keus voor het bouwen van de hoek met de gewenste Build Up Rate (BUR).This "rigid" tool is lowered into the original well bore. elastically bent into a slightly straightened position, forcing the drill bit to press against the side of the original well bore. and placed under pressure stress by the weight of the drill pipe. When the drill bit is rotated by the drill motor, the tool cuts from the original well bore to "start" from the original well bore, returning the tool to its defined curvature. The "rigid" tool can then be used to drill further by forming a chamfer angle, but because of its rigidity and set angle, it is not always the best choice for building the angle with the desired Build Up Rate (BUR).

15 Het is vaak noodzakelijk om snel een hoek op te bouwen, bijvoorbeeld. wanneer het doel reservoir direct onder een laag relatief hard materiaal ligt. Wanneer de gewenste BUR ligt tussen (1,856 x pijp-vloeisterkte * pijpdiameter) en (3,052 x pijpvloei sterkte - pijpdiame-ter), wordt dit vaak een "kort radius"-gedeelte genoemd, waarbij de 20 BUR wordt berekend in graden per 100 ft. gat, de pi jpvl oei sterkte gegeven is in kpsi en de pijpdiameter gegeven is in nominale inches. De pijpbuigspanningen in hun "kort radius"-gedeelte liggen typisch in het gebied tussen ongeveer 53 kpsi tot ongeveer 87 kpsi. Rotatie van de pijp in een kort radiusgedeelte is niet toegestaan, aangezien ver-25 moeiingsbreuk zou optreden binnen enkele tientallen of ten minste honderden rotaties of met andere woorden, binnen minuten of in ieder geval minder dan een uur.15 It is often necessary to build a corner quickly, for example. when the target reservoir is directly under a layer of relatively hard material. When the desired BUR is between (1,856 x pipe yield strength * pipe diameter) and (3,052 x pipe yield strength - pipe diameter), it is often referred to as a "short radius" section, where the 20 BUR is calculated in degrees per 100 ft . hole, the pipe strength is given in kpsi and the pipe diameter is given in nominal inches. The pipe bending stresses in their "short radius" portion typically range from about 53 kpsi to about 87 kpsi. Rotation of the pipe in a short radius section is not allowed, since fatigue fracture would occur within a few tens or at least hundreds of rotations or, in other words, within minutes or at least less than an hour.

Wanneer de gewenste BUR ligt tussen (0,878 x pijpvloeisterkte + pijpdiameter) en (1,489 x pijpvloeisterkte * pijpdiameter). wordt dit 30 vaak een "tussengelegen radius"-gedeelte genoemd, terwijl, zoals hierboven, de BUR wordt berekend in graden per 100 ft. gat. de pijpvloeisterkte wordt gegeven in kpsi en de pijpdiameter in nominale inches is. De pi jpbuigspanningen in een "tussengelegen radius"-gedeelte liggen typisch in een bereik vanaf ongeveer 25 kpsi tot ongeveer 43 kpsi. 35 Vermoeiingsschade van de boorpijp zal zich concentreren in een tussengelegen radiusgedeelte van een putboring, wanneer de pijp wordt geroteerd. Echter deze toenemende vermoeiingsschade kan worden beheerst door effectieve planning om te verzekeren dat breuk van de boorpijpWhen the desired BUR is between (0.878 x pipe yield strength + pipe diameter) and (1.489 x pipe yield strength * pipe diameter). this is often referred to as an "intermediate radius" portion, while, as above, the BUR is calculated in degrees per 100 ft. hole. the pipe yield strength is given in kpsi and the pipe diameter is in nominal inches. The pipe bending stresses in an "intermediate radius" portion typically range from about 25 kpsi to about 43 kpsi. Fatigue damage from the drill pipe will concentrate in an intermediate radius portion of a well bore as the pipe is rotated. However, this increasing fatigue damage can be controlled by effective planning to ensure breakage of the drill pipe

• 30 I• 30 I

4 niet zal optreden gedurende het boren van een bepaalde put. Wanneer wordt gewerkt met rotatiebedrijf, kan het aantal omwentelingen van een bepaalde pijpaansluiting in een tussengelegen radiusgedeelte van een gat worden gevolgd om te verzekeren dat de pijpverbinding uit het 5 bedrijf wordt genomen voordat een vermoeiingsbreuk op zou kunnen treden. API-specificaties ondersteunen op dit moment niet de rotatie van de pijp in korte of tussengelegen radiusgaten.4 will not occur during the drilling of a particular well. When operating in rotational mode, the number of revolutions of a given pipe connection in an intermediate radius portion of a hole can be monitored to ensure that the pipe connection is taken out of service before a fatigue failure could occur. API specifications do not currently support pipe rotation in short or intermediate radius holes.

Een geleed boorgereedschap is beter geschikt dan een stijf gereedschap voor het snel opbouwen van hoek, waarbij verschillende draai- of 10 universele verbindingen het lichaam van het gereedschap beter in staat stellen om te bewegen door een korte bocht. Het gelede gereedschap kan niet worden geroteerd met de boorstreng, maar heeft een door fluïdum aangedreven motor voor het roteren van de bit. Het "stijve" gereedschap wordt dus vaak uit de putboring getrokken en vervangen door een 15 geleed gereedschap om een gebogen gedeelte met een tussengelegen radius te boren van de laterale putboring. Dit is de tweede gang in en uit het gat die vereist is voor het boren van de laterale putboring.An articulated drilling tool is better suited than a rigid tool for quickly building up angle, where different swivel or 10 universal joints better enable the body of the tool to move through a short bend. The articulated tool cannot be rotated with the drill string, but has a fluid-driven motor for rotating the bit. Thus, the "rigid" tool is often pulled out of the well bore and replaced with an articulated tool to drill an intermediate radius curved portion of the lateral well bore. This is the second pass in and out of the hole required to drill the lateral well bore.

Wanneer vervolgens de afschuiningshoek bijna de gewenste hoek heeft bereikt, is het vaak noodzakelijk om over te gaan in een uitein-20 delijke hoek met een gedeelte van een putboring dat een grotere boog-radius heeft om het daaropvolgend gebruik van een langer, stijver gereedschap mogelijk te maken. Het gelede gereedschap is niet in staat om naar keuze een bocht met een grotere radius te boren, aangezien het niet roteerbaar is met de boorstreng. Net zo goed is het gelede ge- 25 reedschap niet zo betrouwbaar in het veranderen van de azimut, aangezien het minder onderworpen is aan richtingsregeling. Om dit over-gangsgedeelte te boren en een zogenaamde "zachte landing" te bereiken wordt vaak een derde gereedschap gebruikt. Het tweede, gelede, gereedschap wordt uit het gat getrokken en vervangen door het derde gereed-30 schap. Dit derde gereedschap is gebruikelijk een ander "stijf" gereedschap, ontworpen voor een enigszins grotere radius dan het gelede gereedschap. Dit is de derde gang in en uit het gat vereist voor het boren van een laterale putboring. waarin een tussengelegen radiusgedeelte is opgenomen.Then, when the chamfer angle has almost reached the desired angle, it is often necessary to transition to a final angle with a portion of a well bore that has a larger arc radius to allow the subsequent use of a longer, stiffer tool to make. The articulated tool is unable to optionally drill a bend with a larger radius, as it is not rotatable with the drill string. Likewise, the articulated tool is not as reliable in changing the azimuth as it is less subject to directional control. A third tool is often used to drill this transition section and achieve a so-called "soft landing". The second articulated tool is withdrawn from the hole and replaced by the third tool. This third tool is usually another "rigid" tool, designed for a slightly larger radius than the articulated tool. This is the third pass in and out of the hole required to drill a lateral well bore. in which an intermediate radius section is included.

35 Tenslotte is het vaak gewenst om door te gaan met het boren van een laterale putboring. relatief recht over een zekere afstand, onder de gewenste hellingshoek. Dit vereist het gebruik van een stuurbaar gereedschap van het "stijve" type dat slechts een enkel onder een hoek 1006830 5 staand nevensamenstel heeft en daardoor in staat is te roteren samen met de boorstreng. Wanneer het gat geen tussengelegen radiusgedeelte omvat, kan dit type boorgereedschap naar keuze worden geroteerd samen met de boorstreng om een relatief recht gat te boren in "rotatie”' 5 bedrijf. De boormotor, beneden in het gat, kan ook worden bediend zonder rotatie van de boorstreng om een gebogen gat te boren in "glij"-bedrijf. Dit selectieve gebruik van de twee standen van boren wordt gebruikt om het gereedschap in het doel reservoir te houden en om de azimuthoek te veranderen wanneer dat gewenst is. Echter, het ge-10 bruik van dit vierde gereedschap vereist helaas dat het derde "zachte landing"-gereedschap uit het gat moet worden getrokken, gevolgd door het bewegen van het stuurbare gereedschap in het gat. Dit is de vierde gang in en uit het gat die vereist kan zijn voor het boren van de laterale putboring. Met een op dit moment bekende uitrusting kan de 15 roterende werkstand niet bewerkstelligd worden met het boorgereedschap in een tussengelegen radiusgedeelte van een putboring.Finally, it is often desirable to continue drilling a lateral well bore. relatively straight over a certain distance, under the desired angle of inclination. This requires the use of a "rigid" type steerable tool which has only a single angled side assembly 1006830 and thereby is able to rotate together with the drill string. When the hole does not include an intermediate radius portion, this type of drilling tool can be optionally rotated together with the drill string to drill a relatively straight hole in "rotational" operation. The drill motor, down in the hole, can also be operated without rotation of the drill string to drill a curved hole in "sliding" operation This selective use of the two positions of drilling is used to hold the tool in the target reservoir and to change the azimuth angle when desired. -10 using this fourth tool unfortunately requires the third "soft landing" tool to be pulled out of the hole followed by moving the steerable tool in the hole which is the fourth pass in and out of the hole that may be required for drilling the lateral wellbore With currently known equipment, the rotary working position cannot be achieved with the drilling tool in an intermediate radius portion of a wellbore ing.

Elke gang in en uit het gat gebruikt kostbare tijd van de toren en draagt aanzienlijk bij tot de kosten van het boren van de put. Het is een doel van de onderhavige uitvinding te voorzien in een werkwijze en 20 een inrichting die het boren van alle vier gedeelten van een laterale putboring toestaat met een enkel boorgereedschap, zelfs wanneer het gat een tussengelegen radiusgedeelte omvat.Each pass in and out of the hole uses valuable tower time and adds significantly to the cost of drilling the well. It is an object of the present invention to provide a method and an apparatus which allows drilling of all four parts of a lateral well bore with a single drilling tool, even when the hole comprises an intermediate radius part.

De onderhavige uitvinding betreft een werkwijze voor het afbuigen vanaf een putboring op een tussengelegen radius, gebruikmakend van een 25 enkelvoudig stuurbaar gereedschap in een enkelvoudige gang. waarbij die werkwijze omvat: het bevestigen van een enkelvoudig stuurbaar boorgereedschap aan een roteerbare boorstreng, waarbij dat enkelvoudige stuurbare gereedschap een door fluïdum aangedreven boormotor, 30 een onder een hoek staand nevensamenstel, een lagerbehui- zing en een boorbit omvat, en waarbij de langshartlijn van die boorbit gericht is onder een geselecteerde hoek vanaf de langshartlijn van die boorstreng; het laten zakken van het stuurbare gereedschap in een putboring 35 tot een geselecteerde diepte; het richten van die boorbit in een geselecteerde azimutale richting; het pompen van fluïdum door die boormotor. waarbij die boormotor . - V 3 0 6 wordt bediend om de boorbit te roteren voor het boren in een glijdende werkstand, om een begingedeelte te boren van een afgebogen putboring, totdat die onder een hoek staand nevensamenstel de oorspronkelijke putboring verlaat; 5 het voortzetten van het pompen van fluïdum door die boormotor voor het boren van een opbouwgedeelte van de afgebogen putboring, om een gewenste afschuining van de afgebogen putboring te bereiken; het selectief periodiek roteren van de boorstreng, waarbij 10 daarbij dat boorgereedschap periodiek in een roterende werkstand wordt bediend om een zachte landingsgedeelte te boren van de afgebogen putboring om geleidelijk over te gaan van dat opbouwgedeelte naar die gewenste afschuining van de afgebogen putboring; en 15 het continu roteren van de boorstreng om dat boorgereedschap een in hoofdzaak rechte baan te laten volgen onder die gewenste afschuining van de afgebogen putboring.The present invention relates to a method of deflecting from a well bore at an intermediate radius, using a single steerable tool in a single pass. said method comprising: attaching a single steerable drilling tool to a rotatable drill string, said single steerable tool comprising a fluid powered drill motor, an angled secondary assembly, a bearing housing and a drill bit, and the longitudinal axis of said drill bit is oriented at a selected angle from the longitudinal axis of said drill string; lowering the steerable tool into a well bore 35 to a selected depth; directing that drill bit in a selected azimuthal direction; pumping fluid through that drill motor. where that drill motor. V 3 0 6 is operated to rotate the drill bit for drilling in a sliding working position, to drill an initial portion of a deflected well bore until the angled subassembly leaves the original well bore; 5 continuing to pump fluid through said drill motor to drill a build-up portion of the deflected well bore to achieve a desired bevel of the deflected well bore; selectively rotating the drill string periodically, thereby operating said drilling tool periodically in a rotary operating position to drill a soft landing portion from the deflected well bore to progressively transition from that build-up portion to that desired bevel of the deflected well bore; and continuously rotating the drill string to cause said drilling tool to follow a substantially straight path under that desired bevel of the deflected well bore.

De onderhavige uitvinding betreft bovendien een stuurbaar gereedschap voor het boren van een begin, opbouw, zachte landing en laterale 20 delen van een afgebogen putboring op een tussengelegen radius in een gang, omvattende: een door fluïdum bediende niet-geleide boormotor met een flexibele statorbehuizing, waarbij die boormotor bevestigbaar is aan een roteerbare boorstreng; 25 een nevensamenstel die een bepaalde hoek van afbuiging aangeeft vanaf de langshartlijn van die boormotor onder die boormotor; en een lagerbehuizing onder dat nevensamenstel; waarbij dat gereedschap vrij is van andere nevensamenstellen die 30 een bepaalde hoek van afbuiging aangeven die gelijk is of groter is dan de hoek van die onder een staand nevensamenstel ; en waarbij dat stuurbare gereedschap bedienbaar is in een glijdende werkstand in dat begingedeelte. werkbaar in zowel glijdende 35 als roterende werkstanden in die opbouw en zachte landing- delen, en werkbaar in een roterende werkstand in dat laterale gedeelte om het boren van al die delen van die afgewogen putboring te kunnen boren in een enkelvoudige gang.The present invention additionally relates to a steerable tool for drilling an initial, superstructure, soft landing and lateral parts of a deflected well bore at an intermediate radius in a corridor, comprising: a fluid-operated non-guided drill motor with a flexible stator housing, said drill motor being attachable to a rotatable drill string; 25 a sub-assembly indicating a certain angle of deflection from the longitudinal axis of that drill motor below that drill motor; and a bearing housing under that secondary assembly; said tool being free from other sub-assemblies which indicate a certain angle of deflection equal to or greater than the angle of that under a standing sub-assembly; and wherein said steerable tool is operable in a sliding operating position in said initial portion. operable in both sliding and rotary operating positions in that superstructure and soft landing portions, and operable in a rotating operating position in that lateral portion to allow drilling of all those portions of that weighed wellbore in a single pass.

1 U v./ C 2 o 0 71 U v. / C 2 o 0 7

De onderhavige uitvinding is een "enkelvoudig verbonden" boorge-reedschap met een boormotor en slechts een enkelvoudig onder een hoek staand nevensamenstel, waarin beide onderdelen gebouwd kunnen worden van materialen met een relatief hoge vloei sterkte, maar een relatief 5 lage elasticiteitsmodulus. Een dergelijk materiaal is titanium, in het bijzonder Beta-C-titaniurn, met een vloei sterkte van 125.000 tot 170.000 psi en een elasticiteitsmodulus die niet groter is dan 17.000.000 psi. Een ander voorbeeld van een dergelijk materiaal is koperberyllium. Beide materialen zijn niet-magnetisch en maken daar-10 door het gebruik mogelijk van magnetische meetinstrumentatie. Verwezen wordt hierin naar een "onder een hoek staand nevensamenstel" omvat in het boorgereedschap, maar het moet begrepen worden dat deze term wordt bedoeld om een gereedschap te omvatten waarin de hoek wordt gevormd in de statorbehuizing of de lagerbehuizing, in plaats van te bestaan uit 15 een afzonderlijk onderdeel dat geschroefd is op de andere onderdelen. Het is voordelig gebleken de statorbehuizing te bouwen van titanium en de lagerbehuizing of andere passende onderdelen van koperberyllium om beschadigingen van de schroefdraad te voorkomen.The present invention is a "single jointed" drilling tool with a drill motor and only a single angled subassembly, in which both parts can be constructed of materials with a relatively high flow strength, but a relatively low modulus of elasticity. One such material is titanium, especially Beta-C titanium, with a yield strength of 125,000 to 170,000 psi and a modulus of elasticity not greater than 17,000,000 psi. Another example of such a material is copper beryllium. Both materials are non-magnetic and therefore enable the use of magnetic measuring instrumentation. Reference is made herein to an "angled secondary assembly" included in the drilling tool, but it is to be understood that this term is intended to include a tool in which the angle is formed in the stator housing or bearing housing, rather than consisting of 15 a separate part screwed onto the other parts. It has been found to be advantageous to build the stator housing from titanium and the bearing housing or other suitable copper beryllium parts to prevent damage to the threads.

Verder is het bruikbaar gebleken om het boorgereedschap meer flex-20 ibel te maken door het reduceren van de buitendiameter of het vergroten van de binnendiameter en het reduceren van de dwarsdoorsnede van zowel de statorbehuizing als de lagerbehuizing. Meer in het bijzonder helpt het om de buitendiameter van het boorgereedschap, over een aanzienlijk deel van de lengte daarvan, in hoofdzaak gelijk te maken aan, 25 of minder te maken dan, de buitendiameter van de boorpijp waarmee het boorgereedschap zal worden gebruikt. Op gelijke wijze helpt het om de buitendiameter van de verbindingen van het boorgereedschap in hoofdzaak gelijk te maken aan, of kleiner te maken dan, de buitendiameter van de gereedschapverbindingen op de boorpijp waarmee het boorgereed-30 schap zal worden gebruikt. Dit geldt voor ofwel statorbehuizing- of het lagerbehuizinggedeelte van het boorgereedschap. Flexibiliteit kan verder worden verbeterd door kortere draadvormen met hogere sterkte te gebruiken in de verbinders. Waar het mogelijk is, kan de lengte van de lageropslag binnen de lagerbehuizing worden geminimaliseerd om de 35 flexbiliteit te verbeteren van het overblijfsel van de lengte van de lagerbehuizing om daardoor een bepaalde lengte van de lagerbehuizing zo flexibel als mogelijk te maken.Furthermore, it has been found useful to make the drilling tool more flexible by reducing the outer diameter or increasing the inner diameter and reducing the cross section of both the stator housing and the bearing housing. More specifically, it helps to make the outer diameter of the drilling tool substantially equal to, or less than, the outer diameter of the drill pipe with which the drilling tool will be used, over a substantial portion of its length. Likewise, it helps to make the outside diameter of the drill tool joints substantially equal to, or smaller than, the outside diameter of the tool joints on the drill pipe with which the drilling tool will be used. This applies to either stator housing or the bearing housing portion of the drill tool. Flexibility can be further improved by using shorter, higher strength wire forms in the connectors. Where possible, the length of the bearing storage within the bearing housing can be minimized to improve the flexibility of the remnant of the length of the bearing housing to thereby make a given length of the bearing housing as flexible as possible.

Verder bleek het nuttig te zijn de totale lengte van het gereed- 10Cfce-3 0 8 schap te verkleinen door middelen als het plaatsen van de onder een hoek geplaatste verbinding in de statorbehuizing of de lagerbehuizing van de motor in plaats van een afzonderlijk onder een hoek staand nevensamenstel te gebruiken. Een roteerbaar slijtagekussen of roteer-5 bare slijtring voor de lage zijde of een slijtvast materiaal, zoals wolfraamcarbide, kan geplaatst worden op het gereedschap op of nabij de hoek om de duurzaamheid van het gereedschap gedurende rotatie van de boorstreng te verbeteren. De hoek en de slijtring zullen geplaatst worden onder buigspanning en zijwaartse kracht door de krachten uitge-10 voerd op het werktuig wanneer het beweegt voor de putboring. De buigspanning en zijkracht kunnen worden gereduceerd door de statorbehuizing en de lagerbehuizing meer flexibel via de boven opgesomde werkwijzen te maken.Furthermore, it has been found useful to reduce the overall length of the tool by means such as placing the angled joint in the stator housing or motor bearing housing instead of a separate angled one upright secondary assembly. A rotatable wear pad or rotatable low side wear ring or a wear resistant material, such as tungsten carbide, can be placed on the tool at or near the corner to improve the durability of the tool during rotation of the drill string. The angle and the wear ring will be placed under bending stress and lateral force by the forces applied to the tool as it moves for the wellbore. The bending stress and side force can be reduced by making the stator housing and the bearing housing more flexible by the methods listed above.

Slechts een hoek van de hierboven genoemde bepaalde grootte is 15 ingebouwd in de boor, waarbij het boorgereedschap geschikt gemaakt is voor rotatie samen met de boorstreng, alsook om te voorzien in een rotatie van de boorbit door de boormotor. Dit is beter dan een gereedschap met "dubbele verbinding", omdat gereedschappen met dubbele verbinding niet typisch geroteerd worden met de boorstreng. De onderhavi-20 ge uitvinding is ook beter dan een geleed gereedschap, omdat gelede gereedschappen niet geroteerd kunnen worden met de boorstreng zonder controle te verliezen over de richting van het gereedschap of het gereedschap te beschadigen voor het waggelen door het gat. Een schar-nierverbinding kan aanwezig zijn met een maximale hoek groter of klei-25 ner dan de hoek van het onder een hoek staand nevensamenstel, boven het boorgereedschap in hoofdzaak om te werken als "momentontkoppelaar" of "moment1 os1ater". waardoor het boven het boorgereedschap dichter de buitenradius van een gebogen gedeelte kan volgen wanneer gewicht wordt geplaatst op de boorbit in plaats van tegen de binnenradius van het 30 gat te worden gedwongen. Dit maakt het boren van een gat met een kleinere radius mogelijk dan anders mogelijk is en het reduceert de buigspanning op het gereedschap.Only an angle of the aforementioned predetermined size is built into the drill, the drilling tool being adapted to rotate together with the drill string, as well as to provide rotation of the drill bit by the drill motor. This is better than a "double joint" tool, because double joint tools are not typically rotated with the drill string. The present invention is also better than an articulated tool, because articulated tools cannot be rotated with the drill string without losing control of the tool's direction or damaging the tool before waddling through the hole. A hinge joint may be present with a maximum angle greater or smaller than the angle of the angled secondary assembly, above the drilling tool to function primarily as a "moment decoupler" or "moment 10 osater". allowing it above the drilling tool to more closely follow the outer radius of a curved section when weight is placed on the drill bit rather than being forced against the inner radius of the hole. This allows drilling a hole with a smaller radius than is otherwise possible and it reduces the bending stress on the tool.

Aangezien het een "stijf" type gereedschap is, is het gereedschap volgens de onderhavige uitvinding geschikt voor het bewerkstelligen 35 van het begin vanaf de oorspronkelijke putboring, gebruikmakend van de glijbedrijf van het boorbedrijf. In de tweede plaats, aangezien het gereedschap een grotere flexibiliteit heeft dan het typische "stijve" type van het boorgereedschap is het onderhavige gereedschap ook ge- 1Gub'ö30 9 schikt voor het roteren gedurende het boren van een gebogen gedeelte met een tussengelegen radius, vanwege de lage elasticiteitsmodulus en de gereduceerde dwarsdoorsneden. In de derde plaats kan. aangezien het gereedschap een gereedschap van het "stijve" type is, het naar keuze 5 en periodiek worden bediend in de rotatiewerkstand en in de glijwerk-stand om een lagere BUR te bereiken en een grotere boogradius om de "zachte landing" te bereiken op de gewenste hellingshoek. Aangezien het gereedschap tenslotte kan werken zowel in het glijbedrijf als in de rotatiebedrijf, is het stuurbaar genoeg om een aanzienlijk deel van 10 een lateraal gedeelte te boren, terwijl de gewenste afschuiningshoek wordt vastgehouden of om het gat te draaien naar een geselecteerde azimuthoek.Since it is a "rigid" type of tool, the tool of the present invention is capable of effecting the start from the original well bore using the sliding operation of the drilling company. Second, since the tool has greater flexibility than the typical "rigid" type of the drilling tool, the present tool is also suitable for rotating during drilling an arcuate portion of an intermediate radius, due to the low modulus of elasticity and the reduced cross-sections. Thirdly, you can. since the tool is a "rigid" type tool, it is optionally 5 and periodically operated in the rotary mode and in the sliding mode to achieve a lower BUR and a larger arc radius to achieve the "soft landing" on the desired angle of inclination. Finally, since the tool can operate in both slide and rotate modes, it is steerable enough to drill a significant portion of a lateral section while holding the desired bevel angle or turning the hole to a selected azimuth angle.

Het gereedschap volgens de onderhavige uitvinding kan daardoor worden gebruikt om alle vier de delen van een laterale putboring te 15 boren, zelfs wanneer een tussengelegen radiusgedeelte is omvat, en daardoor ten minste drie gangen in en uit de putboring te besparen.The tool of the present invention can therefore be used to drill all four parts of a lateral well bore, even when an intermediate radius portion is included, thereby saving at least three passes in and out of the well bore.

De nieuwe kenmerken van deze uitvinding, alsook de uitvinding zelf, zullen het best worden begrepen aan de hand van de bijgevoegde tekeningen, samen met de volgende beschrijving, waarin gelijke verwij-20 zingscijfers refereren naar gelijke delen, en waarin:The novel features of this invention, as well as the invention itself, will be best understood from the accompanying drawings, along with the following description, in which like reference numerals refer to like parts, and wherein:

Figuur 1 een schets is van een typisch putprofiel met een oorspronkelijke boring en een laterale boring:Figure 1 is a sketch of a typical well profile with an original bore and a lateral bore:

Figuur 2 een diagram is van een hellingshoek ten opzichte van de geboorde diepte: 25 Figuur 3 een aanzicht is van een enkelvoudig verbonden boorgereed- schap volgens de onderhavige uitvinding;Figure 2 is a diagram of an angle of inclination relative to the drilled depth: Figure 3 is a view of a single joint drilling tool according to the present invention;

Figuur 4 een aanzicht is van een tweede uitvoering van een enkelvoudig verbonden boorgereedschap volgens de onderhavige uitvinding, waarbij het onder een hoek staand nevensamenstel van het dubbel afge-30 schuinde type is;Figure 4 is a view of a second embodiment of a single jointed drilling tool according to the present invention, wherein the angled secondary assembly is of the double beveled type;

Figuur 5 een zijaanzicht is van een enkelvoudig verbonden boorgereedschap van Figuur 3 getoond in de oorspronkelijke putboring;Figure 5 is a side view of a single jointed drilling tool of Figure 3 shown in the original well bore;

Figuur 6 een zijaanzicht is van het gereedschap van Figuur 3 getoond op het beginpunt; 35 Figuur 7 een zijaanzicht is van het gereedschap van Figuur 3 ge toond terwijl deze boort in glijbedrijf;Figure 6 is a side view of the tool of Figure 3 shown at the starting point; Figure 7 is a side view of the tool of Figure 3 shown as it drills in slide mode;

Figuur 8 een zijaanzicht is van het gereedschap van Figuur 3 getoond terwijl deze boort in het rotatiebedrijf; 1ÜUbö30 10Figure 8 is a side view of the tool of Figure 3 shown as it drills in rotary mode; 1ÜUbö30 10

Figuur 9 een zijaanzicht is van het gereedschap van Figuur 3 getoond terwijl deze begint vanaf een oorspronkelijke putboring;Figure 9 is a side view of the tool of Figure 3 shown starting from an original well bore;

Figuur 10 een zijaanzicht is van het gereedschap van Figuur 9, terwijl deze het hoge opbouwsnelheidgedeelte boort van de laterale 5 putboring;Figure 10 is a side view of the tool of Figure 9 as it drills the high build rate portion of the lateral well bore;

Figuur 11 een zijaanzicht is van het gereedschap van Figuur 9. terwijl deze het zachte landingsgedeelte van de laterale putboring boort; enFigure 11 is a side view of the tool of Figure 9. as it drills the soft landing portion of the lateral well bore; and

Figuur 12 een zijaanzicht is van het gereedschap van Figuur 9, 10 terwijl deze de laterale putboring boort onder een gewenste hel lings-hoek.Figure 12 is a side view of the tool of Figure 9, 10 as it drills the lateral well bore at a desired angle of inclination.

Figuur 1 toont een typische putlokatie 1, waar een boortoren 2 is geplaatst en gebruikt wordt om een boorgat 3 te boren. De typische putboring met een laterale boring begint door het boren van een begin-15 gedeelte 5, dat vaak bekleed is met een verhuizing en met cement 4. Het kan gewenst zijn om snel door een eerste bovenlaag 6 in de formatie te bewegen en vervolgens koolwaterstoffen te produceren vanaf een tweede lagere laag 7. Op een bepaalde diepte wordt een begingedeelte 8 geboord om de oorspronkelijke putboring 5 te verlaten. Wanneer een op 20 dit moment gebruikte uitrusting wordt gebruikt, wordt het begingedeelte 8 geboord met een "stijf" boorgereedschap zonder zwenkverbindingen, maar met één of meer onder een hoek staande nevensamenstellen en een door een fluïdum aangedreven boormotor, zoals bekend is in de stand van de techniek. Het stijve gereedschap is enigszins elastisch gebogen 25 om te passen door het oorspronkelijke gedeelte 5 en de reactie tegen deze verbuiging daarvan geeft het de kracht om de putboring te beginnen. Wanneer het begin is bereikt, keert het stijve gereedschap terug in de normale kromming daarvan en kan het een gebogen gat boren.Figure 1 shows a typical well location 1, where a derrick 2 is placed and used to drill a borehole 3. The typical wellbore with a lateral bore begins by drilling an initial 15 section 5, which is often lined with a casing and cement 4. It may be desirable to move quickly through a first top layer 6 in the formation and then hydrocarbons to be produced from a second lower layer 7. At a certain depth, an initial portion 8 is drilled to leave the original well bore 5. When an equipment currently used is used, the starting portion 8 is drilled with a "rigid" drilling tool without pivot joints, but with one or more angled subassemblies and a fluid powered drill motor, as known in the prior art. the technique. The rigid tool is slightly elastically curved to fit through the original portion 5 and the reaction against this bending thereof gives it the power to start the well bore. When the beginning is reached, the rigid tool returns to its normal curvature and can drill a curved hole.

Vaak kan het op dit moment bekende stijve gereedschap geen gat 30 boren met een radius die klein genoeg is om te belanden in het doel reservoir op de lagere laag 7. dus wordt het stijve gereedschap uit het gat getrokken en een geleed gereedschap, met verschillende zwenkverbindingen, omlaag gelaten in het gat. Het gelede gereedschap wordt gebruikt om een gedeelte 9 met een hogere opbouwsnelheid te boren, 35 waarbij de hellingshoek sneller de gewenste hoek bereikt die in de getoonde put ongeveer 90° is. Wanneer de hellingshoek de gewenste hoek bereikt, stel op ongeveer 85°, wordt het gelede gereedschap typisch uit het gat getrokken, omdat het niet in staat is een hoek te bouwen 1006830 11 op een lagere, gecontroleerde snelheid om een zachte landing te bereiken op de gewenste hoek en de gewenste diepte.Often, the currently known rigid tool cannot drill a hole 30 with a radius small enough to land in the target reservoir on the lower layer 7. so the rigid tool is pulled out of the hole and an articulated tool, with different swivel joints , lowered into the hole. The articulated tool is used to drill a section 9 with a higher build-up speed, with the angle of inclination faster reaching the desired angle which is approximately 90 ° in the well shown. When the angle of inclination reaches the desired angle, set at about 85 °, the articulated tool is typically pulled out of the hole because it is unable to build an angle 1006830 11 at a slower, controlled speed to achieve a soft landing on the desired angle and depth.

Een ander stijf gereedschap, zoals op dit moment bekend is in de stand van de techniek, wordt omlaag gelaten in het gat en gebruikt om 5 het zachte landingsgedeelte 11 te boren om over te gaan van het gedeelte met een hogere opbouwsnelheid naar de gewenste hel 1ingshoek. Het gereedschap, dat gebruikt wordt voor het zachte landingsgedeelte 11, is typisch een gereedschap van een stijf type ontworpen voor een grotere radius dan het gelede gereedschap, maar het heeft een relatief 10 geringe lengte om werking van de boormotor in het gebogen gedeelte van de putboring toe te laten. Dit boorgereedschap met een geringe lengte is gebruikelijk niet het beste geschikt voor het boren van een recht gat, dus het wordt vaak uit het gat getrokken wanneer het zachte landingsgedeelte 11 klaar is.Another rigid tool, as is currently known in the art, is lowered into the hole and used to drill the soft landing portion 11 to transition from the higher build speed portion to the desired angle of inclination. . The tool used for the soft landing portion 11 is typically a rigid type tool designed for a greater radius than the articulated tool, but it is relatively short in length to allow operation of the drill motor in the curved portion of the well bore to admit. This short length drilling tool is usually not best suited for drilling a straight hole, so it is often pulled out of the hole when the soft landing portion 11 is ready.

15 Vervolgens wordt een vierde boorgereedschap vaak omlaag gebracht in het gat, waarbij dit een relatief lang enkelvoudig verbonden stuurbaar gereedschap is, dat in staat is een in hoofdzaak recht gat te boren door te worden geroteerd met de boorstreng, hetgeen de rotatie-boorstand wordt genoemd. Dit gereedschap is ook in staat om een gebo-20 gen gat te boren door de werking van de boormotor, zonder de rotatie van de boorstreng, hetgeen het glijbedrijf wordt genoemd. De rotatiestand kan ook de werking omvatten van de boormotor om de gewenste kopsnelheid en de penetratiesnel heid te bereiken. De twee boorstanden kunnen gebruikt worden in hun afwisselende manier om het gereedschap 25 in het doelreservoir te houden of om de azimut te veranderen.Subsequently, a fourth drilling tool is often lowered into the hole, being a relatively long single-connected steerable tool capable of drilling a substantially straight hole by being rotated with the drill string, which is called the rotary drilling position . This tool is also capable of drilling a bent hole through the operation of the drill motor, without the rotation of the drill string, which is called the sliding operation. The rotational position may also include the operation of the drill motor to achieve the desired head speed and penetration speed. The two drill positions can be used in their alternate way to keep the tool 25 in the target reservoir or to change the azimuth.

Begrepen moet worden dat het hierboven beschreven typische gebruik voor het gereedschap dat op dit moment bekend is in de stand van de techniek veel variaties kan hebben. Veel verschillende gereedschapty-pes zijn natuurlijk beschikbaar, die variaties vereisen in de beschre-30 ven procedure. Sommige op dit moment bekende roteerbare gereedschappen kunnen in theorie worden gebruikt een hoek te bouwen op verschillende snelheden door bijvoorbeeld opeenvolgend te wisselen van rotatiebe-drijf naar het glijbedrijf. Van de op dit moment bekende gereedschappen, die in staat zijn te werken in beide standen, beperkt de werke-35 lijke stijfheid van het gereedschap het gebied van de radius die kan worden bereikt zonder excessief wisselen van de rotatiesnel heid naar de glijsnelheid aanzienlijk, en het beperkt aanzienlijk de radius waardoor het gereedschap kan bewegen. Dit draagt bij tot de totaleIt should be understood that the typical use described above for the tool currently known in the art can have many variations. Many different tool types are, of course, available, requiring variations in the described procedure. Some currently known rotary tools can, in theory, be used to build an angle at different speeds by, for example, successively switching from rotary to sliding. Of the currently known tools, which are capable of operating in both positions, the actual stiffness of the tool limits the range of the radius that can be achieved without excessively changing the rotational speed to the sliding speed, and it significantly limits the radius through which the tool can move. This contributes to the total

1C 01o J1C 01o J

12 kosten van het boren van de put.12 cost of drilling the well.

Figuur 2 geeft de opbrengst weer van deze op dit moment bekende gereedschappen door een grafiek te tonen van de hellingshoek ten opzichte van de geboorde diepte van het boorgat. De helling blijft rela-5 tief constant en klein in het begingedeelte 5 van het boorgat. Vervolgens, gebruikmakend van het eerste "stijve" gereedschap met een onder een hoek staand nevensamenstel, begint de hellingshoek geleidelijk op te bouwen wanneer de boorbit het begingedeelte 8 maakt. Na het begin wordt het gelede tweede gereedschap vaak gebruikt om een hogere op-10 bouwsnelheid te bereiken, wanneer de hellingshoek scherp toeneemt op een constante snelheid in het hogere opbouwgedeelte 9 van het boorgat. Wanneer de doel hoek wordt benaderd, wordt het derde gereedschap van het "stijve type" gebruikt om over te gaan van een hogere opbouwsnel-heid naar de geselecteerde hellingshoek in het zachte landingsgedeelte 15 11. Uiteindelijk wordt het stuurbare vierde gereedschap gebruikt om het horizontale gedeelte 13 te boren. Het gereedschap en de werkwijze volgens de onderhavige uitvinding zullen hetzelfde profiel boren dat getoond wordt in Figuur 1, en de grafiek van de hoek ten opzichte van de diepte zal hetzelfde zijn als getoond in Figuur 2, echter één ge-20 reedschap zal vereist zijn in plaats van vier.Figure 2 depicts the yield of these currently known tools by graphing the angle of inclination relative to the drilled depth of the borehole. The slope remains relatively constant and small in the initial portion 5 of the borehole. Then, using the first "rigid" tool with an angled subassembly, the angle of inclination begins to build up gradually as the drill bit makes the starting portion 8. After the beginning, the articulated second tool is often used to achieve a higher build-up speed when the angle of inclination sharply increases at a constant speed in the higher build-up portion 9 of the borehole. When approaching the target angle, the "rigid-type" third tool is used to transition from a higher build speed to the selected ramp angle in the soft landing section. 11. Finally, the steerable fourth tool is used to move the horizontal section. 13 to drill. The tool and method of the present invention will drill the same profile shown in Figure 1, and the angle-to-depth plot will be the same as shown in Figure 2, but one tool will be required in instead of four.

Figuur 3 toont het boorgereedschap 10 volgens de onderhavige uitvinding, dat een enkelvoudig verbonden roteerbaar en stuurbaar gereedschap is van het "stijve" type. Een door fluïdum aangedreven boormotor 12 is bevestigbaar aan het bovenste einde daarvan aan een boorstreng. 25 Het lagere einde van de statorbehuizing 21 van de boormotor 12 wordt gekoppeld aan slechts een enkel onder een hoek staand nevensamenstel 14, dat is verbonden aan een boorbit 16 via een lagerbehuizing 19. De lagerbehuizing 19 herbergt een aandrijfas van de motor 12 naar de boorbit 16 en een lageropslag. In plaats van het gebruik van een en-30 kelvoudig onder een hoek staand nevensamenstel kan de hoek worden ingebracht in het benedeneinde van de statorbehuizing 21 en het bovenste einde van de lagerbehuizing 19 door een onder een hoek staande doos te hebben in de statorbehuizing 21 en een onder een hoek staande pen in de lagerbehuizing 19. Dit helpt de gehele lengte van het boor-35 gereedschap te reduceren. De grootte van de hoek wordt bepaald door de hoekstand van de doosdraad en de pendraad. waarbij de noodzakelijke vul schijven worden geplaatst tussen de doos en de pen om de hoekstand vast te zetten.Figure 3 shows the drilling tool 10 of the present invention, which is a "rigid" type single-connected rotary and steerable tool. A fluid powered drill motor 12 is attachable at the upper end thereof to a drill string. The lower end of the stator housing 21 of the drill motor 12 is coupled to only a single angled subassembly 14, which is connected to a drill bit 16 via a bearing housing 19. The bearing housing 19 houses a drive shaft from the motor 12 to the drill bit 16 and a bearing storage. Instead of using an en-30 angled subassembly, the angle can be inserted into the lower end of the stator housing 21 and the upper end of the bearing housing 19 by having an angled box in the stator housing 21 and an angled pin in the bearing housing 19. This helps to reduce the entire length of the drill-35 tool. The size of the angle is determined by the angular position of the box wire and the pin wire. placing the necessary filler disks between the box and the pin to secure the angular position.

10 0 6ö ö 0 1310 0 6ö ö 0 13

Een vergelijkbare, maar dikkere, vulschijf wordt ook geplaatst tussen de doos en de pen in de vorm van een slijtagekussen of ring 15 aan de "lage zijde". Deze slijtring 15 biedt weerstand tegen de slijtage veroorzaakt door het wrijven tegen de putboringwand gedurende de 5 rotatie van de boorstreng. Deze wordt geplaatst in deze verbinder, omdat de hoek meer de neiging heeft te wrijven tegen de putboringwand dan enige andere plaats. Deze slijtring 15 kan slijtagebestendig materiaal hebben, zoals wolfraamcarbide, ingebouwd in het slijtageopper-vlak daarvan, bijvoorbeeld in de vorm van inzetstukken. Wanneer de 10 slijtring 15 te veel verslijt aan de "lage zijde", kunnen de draden worden losgemaakt en de slijtring 15 geroteerd om vers slijtagebestendig oppervlak te geven aan de lage zijde.A similar, but thicker, filler disc is also placed between the box and the pin in the form of a "low side" wear pad or ring 15. This wear ring 15 resists the wear caused by rubbing against the well bore wall during the rotation of the drill string. It is placed in this connector because the angle tends to rub more against the well bore wall than any other place. This wear ring 15 may have a wear resistant material, such as tungsten carbide, built into its wear surface, for example in the form of inserts. When the wear ring 15 wears too much on the "low side", the wires can be loosened and the wear ring 15 rotated to give fresh wear resistant surface on the low side.

De term "enkelvoudig verbonden gereedschap" verwijst naar het feit dat het gereedschap 10 maar één bepaalde hoek heeft, zoals het onder 15 een hoek staand nevensamenstel 14. Een bovenste stabilisator 18 kan geplaatst zijn aan het bovenste einde van de statorbehuizing 21 van de boormotor 12 en een lagere stabilisator 20 kan geplaatst zijn aan de lagerbehuizing 19 onder de hoek of onder het onder een hoek staand nevensamenstel 14. Het onder een hoek staand nevensamenstel 14 ver-20 toont een enkelvoudige bepaalde bocht of hoek A tussen de langshart-lijn van de boormotor 12 en de langshartlijn van de boorbit 16.The term "single joint tool" refers to the fact that the tool 10 has only one particular angle, such as the angled subassembly 14. An upper stabilizer 18 may be located at the upper end of the stator housing 21 of the drill motor 12 and a lower stabilizer 20 may be placed on the bearing housing 19 at an angle or at the angled side assembly 14. The angled side assembly 14 shows a single defined bend or angle A between the longitudinal axis of the drill motor 12 and the longitudinal axis of the drill bit 16.

Figuur 3 geeft ook weer dat de statorbehuizing 21 van de boormotor 12 een gereduceerde diameter kan hebben om de flexibiliteit te verbeteren. Aangezien de stijfheid van de statorbehuizing 21 proportioneel 25 is met de vierde macht van de buitendiameter daarvan, veroorzaakt een reductie in de buitendiameter een toename van de flexibiliteit van de statorbehuizing 21. Dit helpt om de buiging van het boorgereedschap te concentreren in het gebied van de statorbehuizing 21, waardoor daardoor de spanning op andere gedeelten van het gereedschap, zoals de 30 verbindingen die ook gebouwd kunnen worden met een gereduceerde buitendiameter, vergeleken met conventionele gereedschappen. De verbindingen kunnen ook ontworpen zijn met een hoge sterktedraadvormen om enige buigspanning te kunnen weerstaan die het gevolg is van het buigen van het gereedschap. Verder kan het gebruik van korte draden in de 35 verbindingen de relatief stijvere lengte van het gereedschap reduceren, en de totale lengte van het gereedschap reduceren, die beide de rotatie van het werktuig gemakkelijker maken in een bovengedeelte van de putboring.Figure 3 also shows that the stator housing 21 of the drill motor 12 may have a reduced diameter to improve flexibility. Since the stiffness of the stator housing 21 is proportional to the fourth power of its outer diameter, a reduction in the outer diameter increases the flexibility of the stator housing 21. This helps to concentrate the bending of the drilling tool in the region of the stator housing 21, thereby increasing the stress on other parts of the tool, such as the joints that can also be built with a reduced outside diameter, compared to conventional tools. The joints may also be designed with high strength wire forms to withstand some bending stress resulting from tool bending. Furthermore, the use of short wires in the joints can reduce the relatively stiffer length of the tool, and reduce the overall length of the tool, both of which facilitate the rotation of the tool in an upper portion of the well bore.

10 G te? 0 1410 G too? 0 14

Het boren van een gebogen gedeelte met een gereedschap volgens de onderhavige uitvinding kan worden verbeterd door het gebruik van een Measure-While Dri11ing(MWD)-gereedschap met een relatief kleine diameter, dat daardoor flexibel is. Wanneer MWD-sondestabilisatoren worden 5 gebruikt, moeten deze van een opklemtype rubberstabilisator zijn in "plaats van een boogveerstabilisator. Boogveerstabilisatoren zouden een neiging hebben om excessief te vibreren, terwijl deze bewegen door het bovengedeelte van het gat, terwijl rubberstabilisatoren dat niet zullen doen.Drilling a curved section with a tool according to the present invention can be improved by using a relatively small diameter Measure-While Dri11ing (MWD) tool, making it flexible. When MWD probe stabilizers are used, they must be a clip-on type rubber stabilizer rather than an arc spring stabilizer. Arc spring stabilizers would tend to vibrate excessively as they move through the top of the hole, while rubber stabilizers will not.

10 Figuur 4 toont een tweede uitvoeringsvorm van een enkelvoudig verbonden gereedschap 10’ volgens de onderhavige uitvinding, waarbij deze nog steeds maar een bepaalde hoek heeft op het onder een hoek staand nevensamenstel 14’. In deze uitvoering echter heeft het onder een hoek staand nevensamenstel 14’ een dubbele buiging. Het eerste 15 buigsegment staat onder een hoek in een eerste richting ten opzichte van de hartlijn van de boormotor 12. Het tweede buigsegment staat onder een hoek in de tegenovergestelde richting, waarbij het de hartlijn van de boorbit 16 verlaat onder een hoek A die gelijk is aan de hoek A die bereikt wordt door de enkelvoudige buiging die te zien is 20 in Figuur 3. Het voordeel van de dubbele buiging of het "dubbel gekantelde" type van een onder een hoek staand nevensamenstel is dat het gereedschap een gat zal boren met een buigingradius die gelijk is aan de radius die bereikbaar is door het gereedschap van Figuur 3, maar het "dubbel afgeschuinde" gereedschap zal een kleiner recht gat maken 25 wanneer het door gereedschap 10’ wordt geroteerd door de boorstreng. Elke uitvoering kan een permanente bocht hebben of de bepaalde hoek A kan instelbaar zijn, zoals bekend is in de stand van de techniek met instelbare begingereedschappen. Begrepen moet worden dat elk van de gereedschappen volgens de onderhavige uitvinding de gereduceerde dia-30 meter zou kunnen gebruiken, zoals getoond in Figuur 3, om de flexibiliteit te verbeteren, alsook de roteerbare slijtring 15. het nevensamenstel met de ingebouwde hoek en de vul schijven 13.Figure 4 shows a second embodiment of a single-jointed tool 10 "according to the present invention, still having only a certain angle on the angled secondary assembly 14". In this embodiment, however, the angled sub-assembly 14 has a double bend. The first bending segment is angled in a first direction relative to the centerline of the drill motor 12. The second bend segment is angled in the opposite direction, leaving the centerline of the drill bit 16 at an angle die equal at the angle A achieved by the single bend shown in Figure 3. The advantage of the double bend or the "double tilted" type of an angled subassembly is that the tool will drill a hole with a bend radius equal to the radius achievable by the tool of Figure 3, but the "double bevel" tool will make a smaller straight hole when rotated by tool 10 'through the drill string. Each embodiment can have a permanent bend or the defined angle A can be adjustable, as is known in the art with adjustable starter tools. It should be understood that each of the tools of the present invention could use the reduced diameter of 30 meters, as shown in Figure 3, to improve flexibility, as well as the rotatable wear ring 15. the side assembly with the built-in angle and the filling discs 13.

Elk van de uitvoeringen van het gereedschap volgens de onderhavige uitvinding heeft voordelen boven op dit moment bekende gereedschappen. 35 Op dit moment zijn gereedschappen bekend die wat voorkomen betreft enigszins gelijk zijn aan de getoonde, met één belangrijk verschil dat niet duidelijk wordt uit de figuren. Dat is, dat het gereedschap volgens de onderhavige uitvinding, naast het gebruik van een gereduceerde 10 O 68 30 15 diameter of als alternatief voor het gebruik van een gereduceerde diameter, meer flexibel gemaakt kan worden dan de gereedschappen die op dit moment bekend zijn van hetzelfde type, door het gebruik van een materiaal met een hogere vloeisterkte en een lagere elasticiteitsmodu-5 lus.Each of the embodiments of the tool of the present invention has advantages over currently known tools. At present, tools are known which are somewhat similar in appearance to those shown, with one important difference not apparent from the figures. That is, the tools of the present invention, in addition to using a reduced diameter or as an alternative to using a reduced diameter, can be made more flexible than the tools currently known of the same type, by using a material with a higher yield strength and a lower modulus of elasticity.

Hoewel naar het gereedschap volgens de onderhavige uitvinding wat soort betreft verwezen wordt als een gereedschap van het "stijve" type. is het meer flexibel dan op dit moment bekende enkel verbonden gereedschappen. Dit kan op twee manieren worden bereikt. In de eerste 10 plaats kunnen de statorbehuizing 21 van de boormotor 12 en de lagerbe-huizing 19 een gereduceerde buitendiameter hebben of een vergrote binnendiameter. In de tweede plaats kunnen deze worden geconstrueerd van een materiaal met een hoge treksterkte overeenkomstig de treksterkte van het boorpijpstaal, maar met een lage elasticiteitsmodulus 15 bij benadering de halve modulus van het boorpijpstaal. De vloeisterkte is ten minste 125.000 psi en bij voorkeur 170.000 psi. De elasticiteitsmodulus is niet groter dan 17.000.000 psi en bij voorkeur 15.000.000 psi. Een voorbeeld van een materiaal met deze eigenschappen is Beta-C-titanium, waarbij de koudbewerkte variatie de hogere sterk-20 tewaarde heeft. Een ander voorbeeld, dat ook kan worden gedraaid aan de titaniumonderdelen zonder beschadiging, is koperberyllium. Ter vergelijking S-135 hoge sterkte boorpijpstaal heeft een vloeisterkte van 135.000 psi en een elasticiteitsmodulus van 30.000.000 psi.Although the tool of the present invention is kind of referred to as a "rigid" type tool. it is more flexible than currently only known connected tools. This can be accomplished in two ways. First, the stator housing 21 of the drill motor 12 and the bearing housing 19 may have a reduced outer diameter or an increased inner diameter. Second, they can be constructed of a material of high tensile strength corresponding to the tensile strength of the drill pipe steel, but with a low modulus of elasticity approximately half the modulus of the drill pipe steel. The yield strength is at least 125,000 psi and preferably 170,000 psi. The modulus of elasticity is no greater than 17,000,000 psi and preferably 15,000,000 psi. An example of a material with these properties is Beta-C titanium, where the cold worked variation has the higher strength value. Another example, which can also be turned on the titanium parts without damage, is copper beryllium. For comparison, S-135 high strength drill pipe steel has a yield strength of 135,000 psi and a modulus of elasticity of 30,000,000 psi.

Dit betekent dat het boorgereedschap volgens de onderhavige uit-25 vinding elastisch zal buigen zonder het plastische gebied binnen te komen tot een spanningsniveau vergelijkbaar met, en bij voorkeur hoger dan, een gereedschap gemaakt van een materiaal zoals S-135-staal. Ook zal het boorgereedschap volgens de onderhavige uitvinding een gegeven spanningsniveau vertonen of buiging op een spanningsniveau dat bij 30 benadering de helft is van een boorgereedschap gemaakt van een materiaal, zoals S-135-staal. Met andere woorden, terwijl het gereedschap volgens de onderhavige uitvinding net zo veel spanning zal weerstaan als conventionele gereedschappen, zal het gemakkelijker buigen en nog steeds terugkeren naar de oorspronkelijke vorm daarvan.This means that the drilling tool of the present invention will bend elastically without entering the plastic region to a stress level comparable to, and preferably higher than, a tool made of a material such as S-135 steel. Also, the drilling tool of the present invention will exhibit a given stress level or bend at a stress level that is approximately half of a drilling tool made of a material, such as S-135 steel. In other words, while the tool of the present invention will withstand as much stress as conventional tools, it will bend more easily and still return to its original shape.

35 Een niet-roteerbaar boorgereedschap. gemaakt van dit hoge vloei, lage modulusmateriaal, is bekend zoals duidelijk wordt uit US 5.368.109 op naam van Pittard. Echter, het in het octrooi 5.368.109 beschreven werktuig verschilt van de onderhavige uitvinding in één 1üübö30 16 belangrijk aspect, doordat het een dubbel verbonden gereedschap is met een bepaalde hoek in een nevensamenstel boven de boormotor en een andere bepaalde hoek in een nevensamenstel onder de boormotor. Daardoor kan dit op dit moment bekende gereedschap niet worden geroteerd 5 door de boorstreng en kan het niet een recht gat boren. Het dubbel verbonden gereedschap kan alleen worden gebruikt in het glijbedrijf om een bepaalde krommingsstraal te boren, dus het kan onmogelijk worden gebruikt om alle vier de delen van een boorprofiel te boren. Het kan slechts gebruikt worden om een begingedeelte 8 te boren en een gedeel-10 te 9 met een hoge opbouwsnelheid. Het kan niet naar rede worden gebruikt om het zachte landingsgedeelte 11 te boren, omdat er geen prak tische middelen zijn voor het laten toenemen van de radius van de geboorde bocht. Het kan niet gebruikt worden om een horizontaal gedeelte 17 te boren, omdat het niet kan worden geroteerd om een recht 15 gat te boren. Daarentegen heeft het boorgereedschap volgens de onder havige uitvinding slechts een bepaalde hoek, alsook de toegevoegde kenmerken van de gereduceerde stijfheid, materiaal verbetering, gereed-schaplengte en buitendiameterreductie en het kan daardoor worden gebruikt om alle vier de delen van de putboring te boren, zoals zal 20 worden uitgelegd.35 A non-rotatable drilling tool. made of this high flow, low modulus material is known as is evident from US 5,368,109 to Pittard. However, the tool described in patent 5,368,109 differs from the present invention in one important aspect in that it is a double-jointed tool with a given angle in a sub-assembly above the drill motor and another defined angle in a sub-assembly below the sub-assembly. drill motor. Therefore, this currently known tool cannot be rotated through the drill string and cannot drill a straight hole. The double jointed tool can only be used in the slide mode to drill a certain radius of curvature, so it is impossible to use to drill all four parts of a drill profile. It can only be used to drill a start section 8 and a section 10 with a high build speed. It cannot reasonably be used to drill the soft landing portion 11, because there are no practical means for increasing the radius of the drilled bend. It cannot be used to drill a horizontal section 17, because it cannot be rotated to drill a straight 15 hole. In contrast, the drilling tool according to the present invention has only a certain angle, as well as the added features of the reduced stiffness, material improvement, tool length and outer diameter reduction, and it can therefore be used to drill all four parts of the well bore, as will 20 are explained.

Figuur 5 toont het gereedschap van Figuur 3, zoals het is gedwongen door het begingedeelte van de putboring 5, in een enigszins gebogen of gestrekte positie, waarbij de hoek A’ kleiner is dan de bepaalde afbuighoek A die gevonden is in het niet-verbogen gereedschap 10. 25 Het buigen van het gereedschap 10 zorgt ervoor dat boorbit 16 drukt tegen de zijde van de oorspronkelijke putboring 5 met een aanzienlijke kracht. Het beginpunt zal typisch een cementplug of een zweepstel hebben en de boorbit 16 in de gewenste richting te geleiden.Figure 5 shows the tool of Figure 3 as it is forced through the initial portion of the well bore 5 into a slightly bent or extended position, the angle A 'being less than the defined deflection angle A found in the non-bent tool 10. The bending of the tool 10 causes drill bit 16 to press against the side of the original well bore 5 with considerable force. The starting point will typically have a cement plug or a whip set and guide the drill bit 16 in the desired direction.

Figuur 6 toont het gereedschap 10 nadat het begin is opgetreden en 30 het gereedschap 10 teruggekeerd is naar de oorspronkelijke bepaalde afbuighoek A daarvan. In deze configuratie begint het gereedschap 10 een gebogen gedeelte 8 te boren, waarbij de boog wordt bepaald door de grootte van de hoek A, gekoppeld met de lengte van andere segmenten van het gereedschap. Zoals getoond in Figuur 7, zal het gereedschap 10 35 een curve met een kleinere radius boren in het gedeelte 9 met een hoge opbouwsnelheid van de boring dan conventionele "stijve" gereedschappen, omdat de conventionele gereedschappen minder flexibel zijn dan het gereedschap 10. Dit is het glijboorbedrijf, waarin de boorstreng JÜU6630 17 niet wordt geroteerd. Het gebrek aan flexibiliteit van het conventionele gereedschap veroorzaakt dat het een bocht wordt met een grotere radius voor een gegeven hoek A. eenvoudigweg omdat de behuizing van het gereedschap niet zo direct zal buigen met een kleinere radius als 5 het gereedschap 10 volgens de onderhavige uitvinding. Het gereedschap, beschreven in het octrooi 5.368.109. zal ook een curve met een kleinere radius boren in het gedeelte 9 met een hoge opbouwsnelheid. vanwege het flexibele materiaal van de constructie daarvan en omdat het wordt gebruikt in glijbedrijf.Figure 6 shows the tool 10 after the start has occurred and the tool 10 has returned to its original determined deflection angle A thereof. In this configuration, the tool 10 begins to drill a curved portion 8, the arc being determined by the size of the angle A coupled with the length of other segments of the tool. As shown in Figure 7, the tool 10 35 will drill a smaller radius curve in the section 9 with a higher bore build rate than conventional "rigid" tools, because the conventional tools are less flexible than the tool 10. This is the slide drilling mode in which the drill string JÜU6630 17 is not rotated. The lack of flexibility of the conventional tool causes it to become a bend with a larger radius for a given angle A. simply because the tool housing will not bend as directly with a smaller radius as the tool 10 of the present invention. The tool, described in patent 5,368,109. will also drill a smaller radius curve in the section 9 with a high build speed. because of the flexible material of its construction and because it is used in sliding operation.

10 Figuur 8 toont het gereedschap 10 dat een recht gat boort gedurende rotatie van de boorstreng met een diameter van het gat die bepaald wordt door de bepaalde hoek A van het gereedschap, de verplaatsing van de stabilisatoren, segmentlengtes en de formatiekenmerken. Dit is het rotatieboorbedrijf, zodat het werktuig getoond in het octrooi 15 5.368.109 niet gebruikt kan worden voor het boren van rechte gaten, zoals hier wordt getoond. Wanneer het gewenst is om het gereedschap 10 te gebruiken om een bocht te boren met een grotere boogradius dan die die het gevolg is van glijboorbedrijf, wordt het gereedschap 10 eenvoudigweg met onderbrekingen bediend in het rotatiebedrijf om de ge-20 wenste boogradius te bereiken. Instrumentatie beneden in het gat wordt gebruikt om de helling en de azimut te bewaken. Het is deze overgang van het boren van de kleinere radius naar de grotere radius van de boog die andere gereedschappen niet gemakkelijk kunnen nadoen. Vanwege de flexibiliteit daarvan, kan het gereedschap 10 een erg kleine korte 25 boogradius bereiken en kan het worden geroteerd in het gedeelte van de putboring met een tussengelegen radius; daardoor kan hetzelfde gereedschap 10 een grotere boogradius bereiken. Geen ander bekend gereedschap kan direct beide doen.Figure 8 shows the tool 10 drilling a straight hole during rotation of the drill string with a hole diameter determined by the determined angle A of the tool, the displacement of the stabilizers, segment lengths and the formation characteristics. This is rotary drilling operation, so the tool shown in patent 5,368,109 cannot be used to drill straight holes, as shown here. When it is desired to use the tool 10 to drill a bend with a greater arc radius than that resulting from slide drilling operation, the tool 10 is simply operated in rotary operation with interruptions to achieve the desired arc radius. Downhole instrumentation is used to monitor slope and azimuth. It is this transition from drilling the smaller radius to the larger radius of the arc that other tools cannot easily replicate. Because of its flexibility, the tool 10 can reach a very small short arc radius and can be rotated in the wellbore portion with an intermediate radius; therefore, the same tool 10 can achieve a greater arc radius. No other known tool can do both directly.

Een vergelijkbaar voordeel treedt op bij het veranderen van de 30 grote boogradius naar recht boren. Vanwege de flexibiliteit daarvan, kan het gereedschap 10 worden gebouwd met een relatief lange boormotor en nog steeds de boormotor bedienen in de kleinere radiusgdelen van de putboring. Niettemin is het gebruik van een korte motor nog steeds voordelig bij het bewegen door het gebogen gedeelte. Eenmaal door de 35 gebogen gedeelten van de putboring heeft de langere boor 10 het voordeel om in staat te zijn een rechter gat te boren dan een korter boor-gereedschap en daarbij meer boorkracht te leveren. Op dit moment bekende gereedschappen kunnen dit voordeel niet nadoen. omdat wanneer JU uoo 3 0 18 deze lang genoeg zijn om hetzelfde rechte gat te boren deze te stijf zijn om de boormotor te bedienen door de gebogen gedeelten. Anders gesteld, wanneer het conventionele gereedschap kort genoeg is om de boormotor te bedienen in de gebogen gedeelten, is deze te kort om een 5 erg recht gat te boren in de rotatiestand met aanvaardbare booreffi-'ciëntie. Zelfs wanneer rotatie van een bekend gereedschap mogelijk is, kan verder excessief wisselen tussen de rotatiestand en de glijstand nodig zijn om een bocht te boren met een lange radius. Het gereedschap volgens het octrooi 5.368.109 kan de boormotor bedienen door de ge-10 deelten met een korte radius, maar het kan niet roteren samen met de boorstreng, dus het kan in het geheel geen rechte gaten boren.A similar advantage occurs when changing the 30 large radius radius to drill straight. Because of its flexibility, the tool 10 can be built with a relatively long drill motor and still operate the drill motor in the smaller radius portions of the well bore. Nevertheless, using a short motor is still advantageous when moving through the curved section. Once through the curved portions of the wellbore, the longer drill bit 10 has the advantage of being able to drill a right hole than a shorter drill bit and thereby provide more drilling power. Currently known tools cannot imitate this advantage. because when JU uoo 3 0 18 they are long enough to drill the same straight hole they are too stiff to operate the drill motor through the curved sections. In other words, when the conventional tool is short enough to operate the drill motor in the curved sections, it is too short to drill a very straight hole in the rotational position with acceptable drilling efficiency. Furthermore, even when rotation of a known tool is possible, excessive switching between the rotational position and the sliding position may be necessary to drill a long radius bend. The tool of patent 5,368,109 can operate the drill motor through the short radius portions, but it cannot rotate together with the drill string, so it cannot drill straight holes at all.

De Figuren 9 tot en met 12 tonen het gereedschap 10 volgens de onderhavige uitvinding die een putprofiel boort, zoals getoond in Figuur 1. In Figuur 9 is het gereedschap 10 begonnen met het begin met 15 heide stabilisatoren tegen de buitenzijde van het gat en de hoek A is op de niet-verbogen waarde daarvan. Dit zal resulteren in het boren van een gebogen gat. zoals getoond in Figuur 10, waarbij de flexibiliteit van het boorgereedschap 10 het gereedschap 10 toestaat te werken door de smalle boogradius. Het kan helpen om een "scharnierverbinding" 20 22 te hebben boven het gereedschap 10 volgens de onderhavige uitvin ding om te werken als een "momentloslater" of "momentontkoppelaar", daarbij de bovenzijde van het gereedschap 10 toestaand om de buitenzijde van het gebogen gedeelte te volgen in plaats van te worden gedwongen tegen de binnenzijde van de bocht. In Figuur 11 is de operator 25 begonnen te wisselen tussen de glijboorstand en de rotatieboorstand om de bocht te openen naar een bocht met een grotere radius en een "zachte landing" te bereiken. In Figuur 12 is de operator begonnen om primair te werken in rotatiebedrijf om een in hoofdzaak recht gat te boren. Af en toe kan het werken in glijbedrijf gebruikt worden om het 30 gereedschap 10 in de doel formatie te houden of om de azimut te veranderen. Al dit boren, vanaf het begin naar horizontaal, wordt bereikt met een enkelvoudig gereedschap op een enkelvoudige gang, waarbij geen onnodige gangen in en uit het gat nodig zijn.Figures 9 to 12 show the tool 10 of the present invention drilling a well profile, as shown in Figure 1. In Figure 9, the tool 10 started with 15 heather stabilizers against the outside of the hole and angle A is at its non-inflected value. This will result in drilling a curved hole. as shown in Figure 10, wherein the flexibility of the drilling tool 10 allows the tool 10 to operate through the narrow radius radius. It may help to have a "hinge connection" 22 above the tool 10 of the present invention to act as a "moment looser" or "moment decoupler", allowing the top of the tool 10 to extend the outside of the curved portion. instead of being forced against the inside of the bend. In Figure 11, operator 25 has begun to alternate between the slide drill position and the rotary drill position to open the bend to a bend with a greater radius and achieve a "soft landing". In Figure 12, the operator has started to operate primarily in rotary mode to drill a substantially straight hole. Occasionally, sliding operation can be used to keep tool 10 in the target formation or to change the azimuth. All this drilling, from the beginning to horizontal, is accomplished with a single tool on a single pass, eliminating the need for unnecessary passes in and out of the hole.

Hoewel de specifieke uitvinding, zoals hierin getoond en in detail 35 beschreven wordt, volledig in staat is om de doelen te bereiken en te voorzien in de voordelen die hierboven genoemd zijn, moet begrepen worden dat deze beschrijving vooral illustratief is voor de op dit moment de voorkeur hebbende uitvoeringen van de uitvinding en dat geen 10 ü Cc 3 0 19 beperkingen zijn bedoeld anders dan beschreven in de bijgaande conclusies .While the specific invention, as shown herein and described in detail 35, is fully capable of achieving the objectives and providing the advantages mentioned above, it is to be understood that this description is primarily illustrative of the currently preferred embodiments of the invention and that no 10 µC 3 0 19 limitations are intended other than as described in the appended claims.

!U fc d 3 0! U fc d 3 0

Claims

1. Werkwijze voor het afbuigen vanaf een putboring met een tussen-gelegen radius, gebruikmakend van een enkelvoudig stuurbaar gereedschap in een enkelvoudige gang, met het kenmerk, dat die werkwijze 5 omvat: het bevestigen van een enkelvoudig stuurbaar boorgereedschap aan een roteerbare boorstreng, waarbij dat enkelvoudige stuurbare gereedschap een door fluïdum aangedreven boormotor, een onder een hoek staand nevensamenstel, een lagerbehui-10 zing en een boorbit omvat, en waarbij de langshartlijn van die boorbit gericht is onder een bepaalde hoek vanaf de langshartlijn van die boorstreng; het laten zakken van het stuurbare gereedschap in een putboring tot een bepaalde diepte; 15 het richten van die boorbit in een geselecteerde azimutale rich ting; het pompen van fluïdum door die boormotor, waarbij die boormotor wordt bediend om de boorbit te roteren voor het boren in glijdend bedrijf, om een begingedeelte te boren van een 20 afgebogen putboring, totdat dat onder een hoek staand ne vensamenstel de oorspronkelijke putboring verlaat; het voortzetten van het pompen van fluïdum door die boormotor voor het boren van een opbouwgedeelte van de afgebogen putboring, om een gewenste afschuining van de afgebogen putbo-25 ring te bereiken; het selectief periodiek roteren van de boorstreng, waarbij daarbij dat boorgereedschap periodiek in roterend bedrijf wordt bediend om een zacht landingsgedeelte te boren van de afgebogen putboring om geleidelijk over te gaan van dat opbouw-30 gedeelte naar die gewenste afschuining van de afgebogen putboring; en het continu roteren van de boorstreng om dat boorgereedschap een in hoofdzaak recht pad te laten volgen onder die gewenste afschuining van de afgebogen putboring.A method for deflecting from a well bore with an intermediate radius, using a single steerable tool in a single pass, characterized in that said method comprises: attaching a single steerable drilling tool to a rotatable drill string, wherein said single steerable tool comprises a fluid powered drill motor, an angled sub-assembly, a bearing housing and a drill bit, and the longitudinal axis of said drill bit is oriented at a certain angle from the longitudinal axis of said drill string; lowering the steerable tool into a well bore to a certain depth; Directing that drill bit in a selected azimuthal direction; pumping fluid through said drill motor, said drill motor being operated to rotate the drill bit for sliding operation drilling, to drill an initial portion of a deflected well bore until that angled base assembly leaves the original well bore; continuing to pump fluid through said drill motor to drill a build-up portion of the deflected well bore to achieve a desired bevel of the deflected well bore; selectively rotating the drill string periodically, thereby operating said drilling tool in rotary operation to drill a soft landing portion from the deflected well bore to gradually transition from that build-up portion to that desired bevel of the deflected well bore; and continuously rotating the drill string to cause said drilling tool to follow a substantially straight path under that desired bevel of the deflected well bore.

2. Werkwijze voor het afbuigen vanaf een putboring volgens conclu sie 1. met het kenmerk, dat die werkwijze omvat: het onder drukkracht dwingen van dat stuurbaar gereedschap in de oorspronkelijke putboring om die statorbehuizing te buigen 1 o · o a 3 o vanaf de oorspronkelijke bepaalde hoekfiguratie daarvan en dat boorbit tegen een zijde van de oorspronkelijke putbo-ring te dwingen; het laten terugkeren van die boorbit naar die oorspronkelijke 5 geselecteerde hoek voor het boren van dat opbouwgedeelte met een bepaalde opbouwsnelheid wanneer die boorbit een begingedeelte heeft geboord van de afgebogen putboring voortkomend uit de oorspronkelijke putboring.Method for deflecting from a well bore according to claim 1, characterized in that said method comprises: forcing said steerable tool under pressure force into the original well bore to bend said stator housing 1 o · 3 o from the originally determined angular configuration thereof and forcing that drill bit against one side of the original well bore; returning that drill bit to that original selected angle for drilling that build-up portion at a predetermined build-up speed when that drill bit has drilled an initial portion of the deflected well bore resulting from the original well bore.

3. Werkwijze voor het afbuigen vanaf een putboring volgens conclu-10 sie 1 of 2, met het kenmerk, dat werkwijze omvat het periodiek roteren van de boorstreng gedurende dat boren van dat opbouwgedeelte. waarbij daardoor dat stuurbare gereedschap in roterende bedrijf wordt bediend om de opbouwsnelheid te reduceren.A method of deflecting from a wellbore according to claim 1 or 2, characterized in that the method comprises periodically rotating the drill string during drilling of said building section. thereby operating that steerable tool in rotary mode to reduce the build-up speed.

4. Stuurbaar gereedschap voor het boren van een begin, opbouw, 15 zachte landing en laterale delen van een afgebogen putboring met een tussengelegen radius in een gang, met het kenmerk, dat deze omvat; een door fluïdum bediende niet-gelede boormotor met een flexibele statorbehuizing, waarbij die boormotor bevestigbaar is aan een roteerbare boorstreng; 20 een nevensamenstel dat een bepaalde hoek van afbuiging aangeeft vanaf de langshartlijn van die boormotor onder die boormotor; en een lagerbehuizing onder dat nevensamenstel; waarbij dat gereedschap vrij is van andere nevensamenstellen die 25 een bepaalde hoek van afbuiging aangeven die gelijk is of groter is dan de hoek van dat nevensamenstel; en waarbij dat stuurbare gereedschap bedienbaar is in glijdend be- bedrijf in dat begingedeelte, werkbaar in zowel glijdend als roterend bedrijf in die opbouw en zachte landingdelen. 30 en werkbaar in een roterende werkstand in dat laterale gedeelte om het boren van al die delen van die afgebogen putboring te kunnen boren in een enkelvoudige gang.4. Steerable tools for drilling a start, build-up, soft landing and lateral parts of a deflected well bore with an intermediate radius in a corridor, characterized in that it comprises; a fluid-operated non-articulated drill motor with a flexible stator housing, said drill motor being attachable to a rotatable drill string; 20 a sub-assembly indicating a certain angle of deflection from the longitudinal axis of that drill motor below that drill motor; and a bearing housing under that secondary assembly; said tool being free from other subassemblies indicating a certain angle of deflection equal to or greater than the angle of said subassembly; and wherein said steerable tool is operable in sliding operation in that initial portion, operable in both sliding and rotary operation in that superstructure and soft landing portions. 30 and operable in a rotary operating position in that lateral portion to allow drilling of all those portions of that deflected wellbore in a single pass.

5. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 4 voor het gebruik met een boorpijp uit koolstofstaal, met het kenmerk, dat die statorbehui- 35 zing van de boormotor voldoende flexibel is om die delen van die afgebogen putboring te boren, waarbij dat opbouwgedeelte een opbouwsnelheid heeft tussen 0,878 x pijpvloeisterkte -5- pijpdiameter en 1,489 x Pljpvloei sterkte + pijpdiameter, waar de opbouwsnelheid gegeven is in 10 0 6 c 3 0 graden per 100 ft. gat de pijpvloeisterkte gegeven is in kpsi en de pijpdiameter in nominale inches.Steerable tool according to claim 4 for use with a carbon steel drill pipe, characterized in that said drill motor stator housing is flexible enough to drill those parts of said deflected well bore, said build-up portion having a build-up speed between 0.878 x pipe flow strength -5- pipe diameter and 1.489 x pipe flow strength + pipe diameter, where the build speed is given in 10 0 6 c 3 0 degrees per 100 ft. hole the pipe yield strength is given in kpsi and the pipe diameter in nominal inches.

6. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 4 of 5, met het kenmerk. dat statorbehuizing van de boormotor voldoende flexibel is om 5 die delen van die afgebogen putboring te boren, waarbij dat opbouwge-deelte een opbouwsnelheid heeft die voldoende groot is om pijpbuig-spanning te veroorzaken tussen 25 kpsi en 43 kpsi in de boorpijp van hoge sterkte staal.Steerable tool according to claim 4 or 5, characterized in that. that the stator housing of the drill motor is flexible enough to drill those parts of that deflected well bore, said build section having a build speed sufficient to cause pipe bending stress between 25 kpsi and 43 kpsi in the high strength steel drill pipe .

7. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-6. met 10 het kenmerk, dat die statorbehuizing flexibel is gemaakt doordat deze een buitendiameter heeft die over een belangrijk gedeelte van de lengte daarvan in hoofdzaak gelijk is aan of minder is dan de diameter van de boorpijp waaraan deze is bevestigd, en door een buitendiameter aan de gereedschapverbinding daarvan te hebben die in hoofdzaak gelijk is 15 of minder is dan de buitendiameter van de gereedschapverbindingen van de boorpijp.Steerable tool according to any one of claims 4-6. characterized in that said stator housing is made flexible in that it has an outer diameter substantially equal to or less than the diameter of the drill pipe to which it is attached over a significant portion of its length, and by an outer diameter at the to have a tool joint thereof that is substantially equal to or less than the outside diameter of the tool joints of the drill pipe.

8. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-7, met het kenmerk, dat die statorbehuizing flexibel is gemaakt door een binnendiameter te hebben over een belangrijk gedeelte van de lengte 20 daarvan die groter is dan de binnendiameter van de boorpijp waaraan deze is bevestigd.Steerable tool according to any one of claims 4-7, characterized in that said stator housing is made flexible by having an inner diameter over a significant portion of its length greater than the inner diameter of the drill pipe to which it is attached. .

9. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-8. met het kenmerk, dat die statorbehuizing flexibel is gemaakt door geconstrueerd te zijn van een materiaal met een vloei sterkte ten minste net 25 zo groot als de boorpijp waaraan deze is bevestigd, en een elastici- teitsmodulus belangrijk lager dan de boorpijp waaraan deze is bevestigd.Steerable tool according to any one of claims 4-8. characterized in that said stator housing is made flexible by being constructed of a material having a flow strength at least as large as the drill pipe to which it is attached, and a modulus of elasticity significantly lower than the drill pipe to which it is attached.

10. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 9 voor het gebruik met een boorpijp van hoge sterkte, met het kenmerk, dat statorbehuizingma- 30 teriaal een vloei sterkte heeft van ten minste 135 x 103 ponden per vierkante inch en een elasticiteitsmodulus die niet groter is dan 17 x 106 ponden per vierkante inch.Steerable tool according to claim 9 for use with a high strength drill pipe, characterized in that the stator housing material has a flow strength of at least 135 x 103 pounds per square inch and a modulus of elasticity not exceeding 17 x 106 pounds per square inch.

11. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 10, met het kenmerk. dat statorbehuizingmateriaal is gekozen van een groep die Beta-C-tita- 35 nium en koperberyllium omvat.Steerable tool according to claim 10, characterized in. that stator housing material is selected from a group comprising Beta-C titanium and copper beryllium.

12. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-11, met het kenmerk, dat die lagerbehuizing ook flexibel is.Steerable tool according to any one of claims 4-11, characterized in that said bearing housing is also flexible.

13. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 12, met het kenmerk. lGCb'ö3 O dat die lagerbehuizing flexibel is gemaakt door een buitendiameter te hebben over een belangrijk deel van de lengte daarvan die in hoofdzaak gelijk is of minder is dan de buitendiameter van de boorpijp waaraan die boormotor is bevestigd, en door een buitendiameter te hebben aan 5 de gereedschapverbindingen daarvan die in hoofdzaak gelijk zijn of kleiner zijn dan de buitendiameter van de gereedschapsverbindingen van de boorpijp.Steerable tool according to claim 12, characterized in that. 1GCb'ö3 O that said bearing housing is made flexible by having an outside diameter over a significant portion of its length that is substantially equal to or less than the outside diameter of the drill pipe to which that drill motor is attached, and by having an outside diameter of 5 the tool connections thereof which are substantially equal or smaller than the outer diameter of the tool connections of the drill pipe.

14. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 12 of 13, met het kenmerk. dat die lagerbehuizing flexibel is gemaakt door een binnen- 10 diameter te hebben over een belangrijk deel van de lengte daarvan die groter is dan de binnendiameter van de boorpijp waaraan deze is bevestigd.Steerable tool according to claim 12 or 13, characterized in that. that said bearing housing is made flexible by having an inner diameter over a significant portion of its length that is greater than the inner diameter of the drill pipe to which it is attached.

15. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 12-14. met het kenmerk. dat die lagerbehuizing flexibel is gemaakt door gecon- 15 strueerd te zijn van een materiaal met een vloei sterkte ten minste net zo groot als de boorpijp waaraan die boormotor is bevestigd, en een elasticiteitsmodulus in hoofdzaak lager dan de boorpijp waaraan die boormotor is bevestigd.Steerable tool according to any one of claims 12-14. with the attribute. that said bearing housing is made flexible by being constructed of a material having a flow strength at least as great as the drill pipe to which said drill motor is attached, and a modulus of elasticity substantially lower than the drill pipe to which said drill motor is attached.

16. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 15 voor het gebruik 20 met een boorpijp van hoge sterkte, met het kenmerk, dat dat lagerbe- huizingmateriaal een vloei sterkte heeft van ten minste 135 x 103 ponden per vierkante inch en een elasticiteitsmodulus niet groter dan 17 x 106 ponden per vierkante inch.The steerable tool of claim 15 for use with a high strength drill pipe, characterized in that said bearing housing material has a flow strength of at least 135 x 103 pounds per square inch and a modulus of elasticity not greater than 17 x 106 pounds per square inch.

17. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 16, met het kenmerk. 25 dat dat lagerbehuizingmateriaal is geselecteerd van een groep omvat tende Beta-C-titanium en koperberyllium.Steerable tool according to claim 16, characterized in. That that bearing housing material is selected from a group includes Beta-C titanium and copper beryllium.

18. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-17. met het kenmerk, dat: die statorbehuizing is geconstrueerd van een eerste materiaal: 30 dat onder een hoek staand nevensamenstel is geconstrueerd van een tweede materiaal verschillend van het eerste materiaal; en dat tweede materiaal bestand is tegen beschadiging wanneer het geschroefd wordt op het eerste materiaal.Steerable tools according to any one of claims 4-17. characterized in that: said stator housing is constructed of a first material: an angled secondary assembly constructed of a second material different from the first material; and that second material is resistant to damage when screwed to the first material.

19. Stuurbaar gereedschap volgens conclusie 18, met het kenmerk. 35 dat: dat eerste materiaal koud bewerkt Beta-C-titanium is; en dat tweede materiaal koperberyllium is.Steerable tool according to claim 18, characterized in. 35 that: that first material is cold worked Beta-C titanium; and that second material is copper beryllium.

20. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-17, met het kenmerk, dat dat onder een hoek staand nevensamenstel twee segmenten omvat, waarbij een eerste segment gehoekt is ten opzichte van die statorbehuizing en een tweede segment gehoekt is ten opzichte van dat eerste segment.Steerable tool according to any one of claims 4-17, characterized in that said angled secondary assembly comprises two segments, a first segment angled relative to said stator housing and a second segment angled relative to said first segment.

21. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-20. met het kenmerk, dat dat onder een hoek staand nevensamenstel instelbaar is om een geselecteerde hoekverdraaiing te bereiken.Steerable tool according to any one of claims 4-20. characterized in that said angled sub-assembly is adjustable to achieve a selected angular displacement.

22. Stuurbaar gereedschap volgens een van de conclusies 4-21, met het kenmerk, dat deze omvat een slijtring van een slijtvast materiaal 10 op dat gereedschap aan het bovenste einde van dat nevensamenstel. 10 b 8 3 0Steerable tool according to any one of claims 4-21, characterized in that it comprises a wear ring of a wear resistant material 10 on said tool at the top end of said secondary assembly. 10 b 8 3 0