RU2281370C2 - Method for vertical well drilling - Google Patents
Method for vertical well drilling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2281370C2 RU2281370C2 RU2004133455/03A RU2004133455A RU2281370C2 RU 2281370 C2 RU2281370 C2 RU 2281370C2 RU 2004133455/03 A RU2004133455/03 A RU 2004133455/03A RU 2004133455 A RU2004133455 A RU 2004133455A RU 2281370 C2 RU2281370 C2 RU 2281370C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- vertical
- well
- rotator
- rig
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для проходки скважин различного назначения, в частности для бурения вертикальных замораживающих скважин, с использованием передвижных или стационарных установок с подвижным вращателем и гидравлической направленной подачей.The invention relates to the mining industry and can be used for sinking wells for various purposes, in particular for drilling vertical freeze wells, using mobile or stationary units with a movable rotator and hydraulic directional feed.
Известен способ бурения прямолинейных скважин с использованием лазерного луча для обозначения заданного направления [1]. Способ включает ориентирование и установку рабочего органа бурильной машины в заданном направлении, бурение скважины буровым ставом с направляющей головной частью. Став наращивают отдельными звеньями с одновременным размещением на нем в определенной последовательности опорных фонарей, диаметр которых не менее диаметра породоразрушающего инструмента, а в скважину подают очистной агент. В головной части става размещен автоматически управляемый направляющий опорный фонарь. Для обозначения заданного направления используют лазерный луч, который направляют вовнутрь полого бурового става соосно его продольной оси. Очистной агент используют совместно с лазерным лучом для управления направляющим опорным фонарем в процессе бурения. В качестве очистного агента используют сжатый воздух или жидкость.A known method of drilling straight wells using a laser beam to indicate a given direction [1]. The method includes orienting and installing the working body of the drilling machine in a given direction, drilling the well with a drill stand with a guide head. The stave is being built up by separate links with simultaneous placement of support lamps on it in a certain sequence, the diameter of which is not less than the diameter of the rock cutting tool, and a cleaning agent is fed into the well. An automatic guided guide light is located in the head of the stav. To indicate a given direction, a laser beam is used, which is directed inside the hollow drill stand coaxially with its longitudinal axis. The cleaning agent is used in conjunction with a laser beam to control the guide reference light during drilling. As a cleaning agent, compressed air or liquid is used.
Недостатком способа является его довольно узкое применение - только для бурения скважин с использованием полого бурового става и низкая технологичность, обусловленная сложностью оптического лазерного контроля.The disadvantage of this method is its rather narrow application - only for drilling wells using a hollow drill stand and low adaptability, due to the complexity of the optical laser control.
Известен также способ стабилизации направления ствола скважин по визуальному определению места контакта колонковой трубы со стенкой скважины [2]. Для этого в процессе бурения отбирают керн, извлекают его на поверхность в колонковом наборе, визуально определяют места контакта колонковой трубы со стенкой скважины и корректируют параметры колонкового набора после визуального определения места контакта трубы со стенкой скважины. Затем рассчитывают точку прогиба колонковой трубы в месте контакта со стенкой скважины по определенной зависимости, после чего производят корректировку параметров колонкового набора путем деформации изгиба трубы в точке ее прогиба в месте контакта со стенкой скважины в противоположную сторону от места контакта на величину, рассчитанную по формуле:There is also a method of stabilizing the direction of the wellbore by visually determining the contact point of the core pipe with the wall of the well [2]. To do this, in the process of drilling, a core is taken, it is extracted to the surface in a core set, the contact points of the core pipe with the wall of the well are visually determined, and the parameters of the core set are adjusted after visual determination of the contact point of the pipe with the wall of the well. Then, the deflection point of the core pipe at the point of contact with the well wall is calculated according to a certain relationship, after which the parameters of the core set are adjusted by bending the pipe at the point of its deflection at the point of contact with the wall of the well in the opposite direction from the point of contact by the value calculated by the formula:
Fk.н.=Lk.н.·(Lб.в.)-1·[E·Iб.в./E·I k.н.]1/2-0,5 fп,F k.n. = L k.n. · (L b.v. ) -1 · [E · I b.v. / E · I k.s.] 1/2 -0.5 f p ,
где Lб.в. - длина полуволны изгиба бурильных труб над колонковым набором, м;where L b.v. - the half-wave length of the bend of the drill pipe over the core set, m;
fб.в. - полуразность диаметров бурильных труб и скважин, м;f b.v. - the half-difference in the diameters of drill pipes and wells, m;
fп - полуразность диаметров скважин и переходника колонкового набора, м;f p - the half-difference of the diameters of the wells and the adapter core set, m;
E·Ik.н., E·Iб.в. - соответственно жесткость поперечного сечения колонкового набора и бурильных труб, даН·м2;E · I k.n. , E · I b.v. - respectively, the stiffness of the cross section of the core set and drill pipe, daN · m 2 ;
Lk.н. - длина колонкового набора, м.L k.n. - the length of the core set, m
Бурение скважины осуществляют СБТН диаметром 50 мм и колонковой трубой длиной 4,5 м диаметром 57 мм при частоте вращения 600 об./мин. После визуального определения места износа колонковой трубы рассчитывают точку изгиба колонковой трубы, а затем по указанной формуле определяют величину изгиба колонковой трубы. Далее соответствующей деформацией изгиба колонковой трубы, в точке ее прогиба в месте контакта со стенкой скважины в противоположную сторону от места контакта, осуществляют корректировку параметров набора и тем самым обеспечивают стабилизацию направления ствола скважины.Well drilling is carried out by SBTN with a diameter of 50 mm and a core pipe with a length of 4.5 m and a diameter of 57 mm at a speed of 600 rpm. After visual determination of the place of wear of the core pipe, the bending point of the core pipe is calculated, and then the value of the bending of the core pipe is determined by this formula. Then, with the corresponding bending deformation of the core pipe, at the point of its deflection at the point of contact with the borehole wall in the opposite direction from the point of contact, the set parameters are adjusted and, thus, the direction of the borehole is stabilized.
Недостатком такого способа стабилизации направления бурения является низкая технологичность процесс и эффективность самого метода, основанного на фиксации последствий фактического отклонения от вертикальности и только после этого устранения этого отклонения, что существенно снижает скорость проходки скважин.The disadvantage of this method of stabilizing the direction of drilling is the low adaptability of the process and the effectiveness of the method itself, based on fixing the consequences of the actual deviation from verticality and only after this elimination of this deviation, which significantly reduces the speed of drilling wells.
Известен метод и оборудование для бурения замораживающих скважин вращательным способом с прямой промывкой [3]. Согласно способу порода разрушается и выбуривается в виде керна, а затем удаляется из забоя с помощью промывочной жидкости. Технология проходки таких скважин определяется их глубиной, конструкцией, а также от горно-геологических условий. Так, например, буровыми установками УБЗШ-2-20 и УБЗШ-2-30 роторным способом бурят скважины в сложных горно-геологических условиях. При этом бурение производят как по окружности ствола на расстоянии не менее 0,8 м или по прямой линии с расстоянием друг от друга 1-2 м. Установки оснащены породоразрушающим инструментом (например, шарошечным долотом), колонной, состоящей из колонковых бурильных труб для направления бурового инструмента, передачи осевого усилия и приема выбуренного керна, утяжеленными бурильными трубами (УБТ) для создания осевого усилия на рабочий орган, устранения искривления ствола скважин и стабилизации заданного направления при бурении. При этом УБТ дополнительно снабжают центраторами и колибраторами, которые устанавливают по их длине [4]. Центраторы устанавливают в месте максимального прогиба инструмента; это расстояние определяют расчетом. Конструктивно центраторы сходны с колибраторами и в значительной мере выполняют одни и те же функции.A known method and equipment for drilling freezing wells in a rotational manner with direct flushing [3]. According to the method, the rock is destroyed and drilled in the form of a core, and then removed from the bottom using a washing fluid. The technology for driving such wells is determined by their depth, design, and also from mining and geological conditions. So, for example, with the UBZSh-2-20 and UBZSh-2-30 drilling rigs, wells are drilled using the rotary method in difficult mining and geological conditions. At the same time, drilling is carried out both around the circumference of the trunk at a distance of at least 0.8 m or in a straight line with a distance of 1-2 m from each other. The rigs are equipped with a rock cutting tool (for example, a cone bit), a string consisting of core drill pipes for direction drilling tool, transmitting axial force and receiving drill core, weighted drill pipes (UBT) to create axial force on the working body, eliminate curvature of the wellbore and stabilize a given direction when drilling. At the same time, drill collars are additionally equipped with centralizers and colibrators, which are installed along their length [4]. Centralizers are installed in the place of maximum deflection of the tool; this distance is determined by calculation. Structurally, centralizers are similar to colibrators and to a large extent perform the same functions.
Существенным недостатком такого способа бурения является ненадежная стабилизация направления бурения скважин, искривление которых предупреждают исключительно лишь за счет использования эффекта маятника, характерного для утяжеленного низа, что существенно снижает надежность стабилизации и экономичность проходки замораживающих скважин.A significant drawback of this method of drilling is the unreliable stabilization of the direction of drilling, the curvature of which is prevented only by using the pendulum effect characteristic of a heavier bottom, which significantly reduces the stability of the stabilization and the cost-effectiveness of freezing wells.
Наиболее близок к предлагаемому изобретению способ регулировки режима бурения скважин по величине осевой нагрузки на долото при фиксированном верхнем конце бурильной колонны, который и выбран в качестве прототипа [5]. При этом для осуществления способа по месту бурения обычным образом размещают, например, мобильную буровую установку, а над устьем скважины известными приемами устанавливают станину на регулируемых опорах с буровой мачтой, которую оснащают соответствующей комплектацией: подвижным вращателем с гидравлическим приводом, комплектом бурильных труб с компоновкой утяжеленного низа и центратором. Далее осуществляют вертикальное забуривание и последующее бурение, включающее спуск буровой колонны с породоразрушающим инструментом в скважину и подачу промывочного агента. Через бурильные трубы от подвижного вращателя на породоразрушающий инструмент - буровую коронку передают крутящий момент, осевую нагрузку и промывочный агент. Затем согласно способу в процессе бурения фиксируют верхний конец бурильной колонны от осевых перемещений и измеряют величину осевой нагрузки на долото, вращающий момент, амплитуду и частоту собственных изгибных колебаний утяжеленного низа. Далее определяют осевые нагрузки, соответствующие экстремумам измеряемых параметров. Вращение колонны вокруг собственной оси или вокруг оси скважины предотвращают в значительной степени путем регулировки величины осевой нагрузки на долото. Экспериментально установлено, что эта нагрузка должна соответствовать значениям Pi или 0,5·(Pi+Pi+1), где Pi - величина осевой нагрузки на долото, соответствующая i-му количеству касаний сжатой части утяжеленного низа бурильной колонны (УНБК) со стенками скважины. Расчетным путем или методом бурения с заторможенным барабаном лебедки определяют нагрузки Pi, которые соответствуют экстремумам в зависимости между темпом изменения нагрузки на долото и величиной нагрузки или в зависимостях между вращающим моментом на долоте (на роторе) или амплитудой (частотой) колебаний колонны и нагрузкой на долото. При большой вероятности искривления скважины, о чем судят по ранее пробуренным скважинам, искривление предупреждают или уменьшают, поддерживая осевую нагрузку равной одному из значений 0,5·(Pi+Pi+1) или близкой к нему. Наиболее оптимальной в этом случае является поддержание нагрузки, равной Рi, с периодическим увеличением или уменьшением ее до значений 0,5·(Рi+Pi+1). При этом частоту вращения долота поддерживают вне частоты собственных изгибных колебаний УНБК, что предотвращает опасность аварий с элементами УНБК и долотами.Closest to the proposed invention is a method of adjusting the mode of drilling for the magnitude of the axial load on the bit with a fixed upper end of the drill string, which is selected as a prototype [5]. At the same time, for the implementation of the method, for example, a mobile drilling rig is placed in the usual place at the drilling site, and a well-mounted techniques are installed over the wellhead with adjustable supports with a drill mast, which is equipped with the appropriate equipment: a movable rotator with a hydraulic drive, a set of drill pipes with a weighted layout bottom and centralizer. Next, vertical drilling and subsequent drilling is carried out, including lowering the drill string with a rock cutting tool into the well and supplying a flushing agent. Through the drill pipe from the movable rotator to the rock cutting tool - the drill bit transmit torque, axial load and flushing agent. Then, according to the method, during drilling, the upper end of the drill string is fixed from axial movements and the value of the axial load on the bit, torque, amplitude and frequency of natural bending vibrations of the weighted bottom are measured. Next, axial loads corresponding to the extremes of the measured parameters are determined. The rotation of the column around its own axis or around the axis of the well is prevented to a large extent by adjusting the magnitude of the axial load on the bit. It was experimentally established that this load should correspond to Pi or 0.5 · (P i + P i + 1 ), where Pi is the value of the axial load on the bit, corresponding to the i-th number of touches of the compressed part of the weighted bottom of the drill string (UNBK) with the walls of the well. The load Pi is determined by calculation or by the method of drilling with a braked winch drum, which correspond to extrema depending on the rate of change of the load on the bit and the load value or in the relationships between the torque on the bit (on the rotor) or the amplitude (frequency) of the column vibrations and the load on the bit . At high probability wellbore curvature, as judged by the previously drilled wells, prevent or reduce a curvature while maintaining the axial load equal one of the values 0,5 · (P i + Pi + 1) or near thereto. The most optimal in this case is to maintain the load equal to P i , with a periodic increase or decrease to 0.5 · (P i + P i + 1 ). In this case, the rotational speed of the bit is maintained outside the frequency of the natural bending vibrations of the UNBK, which prevents the risk of accidents with UNBK elements and bits.
Недостатком известного способа бурения вертикальных скважин является его ненадежность, обусловленная эмпирическим расчетным подходом регулировки вертикальности проходки, и, как следствие, низкая эффективность и технологичность бурения.The disadvantage of this method of drilling vertical wells is its unreliability, due to the empirical calculation approach to adjust the verticality of penetration, and, as a result, low efficiency and adaptability of drilling.
Целью изобретения является устранение указанных недостатков: повышение производительности и эффективности процесса стабилизации бурения, в частности при проходке замораживающих скважин, где особенно важно обеспечить максимальную вертикальность бурения.The aim of the invention is to remedy these disadvantages: increasing the productivity and efficiency of the process of stabilization of drilling, in particular when driving freezing wells, where it is especially important to ensure maximum vertical drilling.
Поставленная цель достигается тем, что в способе бурения вертикальных скважин, включающем монтаж над устьем скважины на опорных регулируемых домкратах станины буровой роторной установки с прямой промывкой, содержащей жестко связанную с ней мачту с подвижным вращателем, вертикальное забуривание и бурение путем погружения в скважину компоновки утяжеленного низа с центраторами и буровым инструментом, а также регулировку, контроль и стабилизацию вертикальности процесса бурения, согласно изобретению вертикальность процесса бурения обеспечивают строго вертикальным забуриванием скважины и стабилизацией набранного вертикального направления посредством центраторов и колибраторов компоновки утяжеленного низа путем жесткого центрирования ее с осью скважины, при этом дополнительно, посредством опорных домкратов, непрерывно в автоматическом или ручном режиме регулируют вертикальность хода подвижного вращателя за счет поддержания в горизонтальном положении станины буровой установки, которое контролируют в двух взаимно перпендикулярных плоскостях дополнительно смонтированными на станине или мачте или вращателе датчиками уровня, а бурение ведут на растянутой буровой колонне с осевой нагрузкой не более 80% от веса компоновки утяжеленного низа.This goal is achieved by the fact that in the method of drilling vertical wells, including mounting above the wellhead on support adjustable jacks of the bed of a rotary drilling rig with direct washing, containing a mast rigidly connected to it with a movable rotator, vertical drilling and drilling by immersing a heavier bottom assembly in the well with centralizers and drilling tools, as well as adjustment, control and stabilization of the verticality of the drilling process, according to the invention, the verticality of the drilling process they are heated strictly by vertical drilling of the well and stabilization of the gained vertical direction by means of centralizers and colibrators of the weighted bottom layout by rigidly centering it with the axis of the well, while additionally, by means of support jacks, the vertical rotation of the movable rotator is continuously or automatically controlled by maintaining the horizontal position bed rig, which is controlled in two mutually perpendicular planes level sensors mounted on a bed or mast or rotator, and drilling is carried out on an extended drill string with an axial load of not more than 80% of the weight of the weighted bottom assembly.
Строго вертикальное забуривание скважины обеспечивают предварительной регулировкой вертикального положения мачты и оси подвижного вращателя в процессе монтажа станины буровой установки путем настройки в двух взаимно перпендикулярных плоскостях датчиков уровня посредством функционально связанного с ними теодолита, который дополнительно монтируют на поверхности земли независимо от буровой установки.Strictly vertical drilling of the well is provided by preliminary adjusting the vertical position of the mast and the axis of the movable rotator during installation of the bed of the drilling rig by adjusting level sensors in two mutually perpendicular planes by means of a theodolite functionally associated with them, which is additionally mounted on the earth's surface regardless of the drilling rig.
В качестве датчиков уровня используют, например, цилиндрические или круглые пузырьковые гидравлические уровни с ценой деления 1-10 секунд, которые настраивают в процессе монтажа буровой установки посредством теодолита.As level sensors, for example, cylindrical or round bubble hydraulic levels with a division value of 1-10 seconds are used, which are adjusted during the installation of the drilling rig by means of a theodolite.
Сущность изобретения поясняется чертежами.The invention is illustrated by drawings.
На фиг.1 представлена принципиальная блок-схема мобильной буровой установки.Figure 1 presents a schematic block diagram of a mobile drilling rig.
На фиг.2 - схема бурильной колонны с компоновкой утяжеленного низа (УНБК).Figure 2 - diagram of the drill string with the layout of the weighted bottom (UNBK).
Установка 13 в мобильном исполнении содержит станину 1 с тремя опорными регулируемыми домкратами 2 (один из них на чертеже не показан). На станине 1 размещена жестко связанная с ней мачта 3, оснащенная подвижным вращателем 4 с гидравлическими цилиндрами подачи 5. На мачте 3 установлены во взаимно перпендикулярных плоскостях два датчика горизонтального уровня 6 в виде цилиндрических гидравлических пузырьковых уровней. Датчики 6 функционально связаны с теодолитом 7, который установлен на грунте отдельно от станины 1 установки 13 и предназначен для настройки уровня 6 и отслеживания вертикальности хода вращателя 4. Вращатель 4 приводным валом (на чертеже не показан) соединен с буровой колонной, состоящей из буровых труб 8, компоновки УНБК, содержащей долото 9, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) 10, два калибратора 11, смонтированные на концах первой УБТ, два центратора 12, установленные в середине и на верхнем конце колонны УБТ.Installation 13 in a mobile version contains a frame 1 with three supporting adjustable jacks 2 (one of them is not shown in the drawing). On the bed 1 there is a mast 3 rigidly connected with it, equipped with a movable rotator 4 with hydraulic feed cylinders 5. On the mast 3, two horizontal level sensors 6 are installed in mutually perpendicular planes in the form of cylindrical hydraulic bubble levels. The sensors 6 are functionally connected to the theodolite 7, which is installed on the ground separately from the bed 1 of the installation 13 and is designed to adjust the level 6 and monitor the verticality of the rotation of the rotator 4. The rotator 4 is connected to the drill string, consisting of drill pipes, by a drive shaft (not shown) 8, the layout of the UNBK containing the
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Станину 1 буровой установки 13 монтируют над устьем скважины 14, мачту 3 устанавливают в строго вертикальном положении. Регулировку установки мачты 3 и оси хода вращателя 4 производят с помощью трех домкратов 2. Точность установки мачты 3 по вертикали и соответственно оси хода вращателя 4 определяют по уровню 6, который предварительно настраивают с помощью теодолита 7. В процессе настройки контролируют, чтобы горизонтальное положение пузырьков уровня 6 совпадало с вертикальным ходом вращателя 4, при этом точность регулировки вертикальности определяется ценой деления уровня 6 и составляет 1-10 секунд и выше в зависимости от заданной величины, которую требуется выдержать в процессе бурения. Затем осуществляют вертикальное забуривание скважины 14. В процессе забуривания аналогичным образом, как и при установке мачты 3, непрерывно контролируют по уровню 6 и регулируют домкратами 2 вертикальность хода вращателя 4, который таким же образом постоянно контролируют и регулируют в процессе дальнейшего бурения скважины 14. При этом проверяют, чтобы допустимое отклонение оси вращателя 4 от вертикали составляло не более допустимых проектных значений. Стабилизацию набранного вертикального направления при забуривании и дальнейшем бурении осуществляют посредством бурильной колонны из труб 8 с жестко сцентрированной компоновкой утяжеленных труб 10 с двумя калибраторами 11 и двумя центраторами 12, при этом бурение ведут на растянутой бурильной колонне таким образом, чтобы создавать осевую нагрузку на долото 9 не более 80% от веса УНБК. В процессе бурения в скважину 14 подают промывочный агент, например, глинистую промывочную жидкость или торфосапропелевый буровой раствор, или другую подобную жидкость (на чертеже не показано).The frame 1 of the drilling rig 13 is mounted above the
В таблице 1 приведен фрагмент расчетных данных усилия вверх на буровой колонне (до глубины бурения скважины 118,3 м) и давления в гидравлической системе подачи вращателя 4 в качестве примера реализации способа в конкретных производственных условиях.Table 1 shows a fragment of the calculated data of the upward force on the drill string (to a depth of 118.3 m) and pressure in the hydraulic supply system of the rotator 4 as an example of the implementation of the method in specific production conditions.
Необходимое усилие вверх на вращателе 6 для растяжения бурильной колонны определялось по формуле:The required upward force on the rotator 6 to stretch the drill string was determined by the formula:
Рв=(an+bm)-Рд,P in = (an + bm) -P d
где а - вес одной утяжеленной трубы (УБТ), тwhere a is the weight of one weighted pipe (UBT), t
Pв - вес одной бурильной трубы, тP in - the weight of one drill pipe, t
n - количество труб УБТ, шт.n is the number of pipes UBT, pcs.
m - количество бурильных труб, шт.m is the number of drill pipes, pcs.
Рд - осевая нагрузка на долото.R d - axial load on the bit.
В процессе бурения корректируют до оптимальных значений осевую нагрузку, центровку компоновки жесткого утяжеленного низа, частоту вращения долота, параметры бурового раствора и другие технологические характеристики бурения исходя из фактических геологических условий. Данные корректировки вносят в систему автоматического контроля и в дальнейшем используют при бурении последующих скважин.In the process of drilling, the axial load, alignment of the layout of the hard weighted bottom, bit rotation frequency, drilling fluid parameters and other technological drilling parameters are adjusted to optimal values based on actual geological conditions. These adjustments are made to the automatic control system and are subsequently used when drilling subsequent wells.
Разработанный способ был успешно применен при бурении вертикальных замораживающих скважин при строительстве шахтных стволов на Краснослободском руднике РУП "ПО Беларуськалий" (Беларусь, г.Солигорск) в 2003-2004 гг. и показал высокую эффективность и технологичность. При этом было пробурено 76 скважин глубиной 220 м диаметром 244,5 мм. Допустимое проектное отклонение от вертикали составляло 0,5 м или 7,8 минут на конечной глубине. Достигнутая фактическая вертикальность скважин на 90% соответствовала проектным требованиям, а в остальных 10% лишь незначительно превысила их. Это позволило полностью отказаться от бурения 10 дополнительных скважин, на случай существенного отклонения от вертикали основных замораживающих скважин, первоначально предусмотренных проектом по результатам предшествующих аналогичных буровых работ при строительстве 4-х рудников за последние 50 лет, и получить экономию средств порядка 180000 долларов США.The developed method was successfully applied when drilling vertical freezing wells during the construction of mine shafts at the Krasnoslobodsky mine of RUE "PO Belaruskali" (Belarus, Soligorsk) in 2003-2004. and showed high efficiency and manufacturability. At the same time, 76 wells with a depth of 220 m and a diameter of 244.5 mm were drilled. The permissible design deviation from the vertical was 0.5 m or 7.8 minutes at the final depth. The achieved vertical verticality of the wells corresponded to design requirements by 90%, and in the remaining 10% they only slightly exceeded them. This made it possible to completely abandon the drilling of 10 additional wells, in case of a significant deviation from the vertical of the main freezing wells, originally envisaged by the project based on the results of previous similar drilling operations in the construction of 4 mines over the past 50 years, and to receive savings of about $ 180,000.
Источники информацииInformation sources
1. Патент RU №2113588 С1, МПК6 Е 21 В 7/04, Е 21 С 1/00, (22) 10.04.95., (46) 20.06.98 г., бюл. №17, "Способ бурения прямолинейных скважин и устройство для его осуществления".1. Patent RU No. 2113588 C1, IPC 6 E 21 B 7/04, E 21 C 1/00, (22) 10.04.95., (46) 06/20/98, bull. No. 17, "A method of drilling straight wells and a device for its implementation."
2. Патент RU №2124619 С1, МПК6 Е 21 В 7/10, (22) 06.06.97 г., (46) 10.01.99, бюл. №1, "Способ стабилизации направления ствола скважин".2. Patent RU No. 2144619 C1, IPC 6 E 21 B 7/10, (22) 06/06/97, (46) 01/10/99, bull. No. 1, "Method for stabilizing the direction of the wellbore."
3. Буровые установки для проходки скважин и стволов: Справочник: А.Т.Николаенко, Б.Я.Седов, Н.Д.Терехов, Н.С.Болотских, 3-е изд., переработанное и доп. - М.: Недра, 1985, с.18, 19, 52-54.3. Drilling rigs for driving wells and shafts: Reference: A.T. Nikolayenko, B.Ya. Sedov, ND Terekhov, N. S. Bolotskikh, 3rd ed., Revised and ext. - M .: Nedra, 1985, p. 18, 19, 52-54.
4. Справочник по бурению скважин на воду. Под ред. проф. Д.Н.Башкатова, М.: Недра, 1979, с.418.4. Handbook of water well drilling. Ed. prof. D.N. Bashkatova, Moscow: Nedra, 1979, p. 418.
5. Патент RU №2016193 С1, МПК5 Е 21 В 45/00, 7/10, (22) 11.04.89 г., (46) 15.07.94 г., "Способ регулирования режима бурения" (прототип).5. Patent RU No. 2016193 C1, IPC 5 E 21 B 45/00, 7/10, (22) 04/11/89, (46) 07/15/94, "Method of regulating the drilling mode" (prototype).
Claims (3)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
BYA20040691 | 2004-07-20 | ||
BY20040691 | 2004-07-20 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004133455A RU2004133455A (en) | 2006-04-20 |
RU2281370C2 true RU2281370C2 (en) | 2006-08-10 |
Family
ID=36607920
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004133455/03A RU2281370C2 (en) | 2004-07-20 | 2004-11-16 | Method for vertical well drilling |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2281370C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100296875A1 (en) * | 2007-10-05 | 2010-11-25 | Aquamarine Power Limited | Underwater foundation |
RU2517024C2 (en) * | 2008-09-09 | 2014-05-27 | Евромэйнт АБ | Hoisting device |
RU2528329C2 (en) * | 2012-01-31 | 2014-09-10 | Бауэр Шпециальтифбау ГмбХ | Method and plant to erect element of trench wall |
-
2004
- 2004-11-16 RU RU2004133455/03A patent/RU2281370C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
БАШКАТОВ Д.Н. Справочник по бурению скважин на воду. - М.: Недра, 1979, с.418. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100296875A1 (en) * | 2007-10-05 | 2010-11-25 | Aquamarine Power Limited | Underwater foundation |
RU2517024C2 (en) * | 2008-09-09 | 2014-05-27 | Евромэйнт АБ | Hoisting device |
RU2528329C2 (en) * | 2012-01-31 | 2014-09-10 | Бауэр Шпециальтифбау ГмбХ | Method and plant to erect element of trench wall |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004133455A (en) | 2006-04-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6280000B1 (en) | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores | |
CN101827995B (en) | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation | |
USRE46090E1 (en) | Method and apparatus for directional drilling | |
CN110984859B (en) | Radial horizontal drilling and sand prevention well completion tool and method | |
EP1730385B1 (en) | System and method for multiple wells from a common surface location | |
US3815692A (en) | Hydraulically enhanced well drilling technique | |
US7318491B2 (en) | Apparatus and method for modified horizontal directional drilling assembly | |
AU2015270910B2 (en) | Method and system for directional drilling | |
CN100567698C (en) | Tunnel advanced support air circulated drilling construction method and drilling tool | |
RU2149248C1 (en) | Method and device for drilling of bore-hole | |
NO309994B1 (en) | Method and apparatus for placing a guide wedge | |
US2565794A (en) | Directional drilling of deviated boreholes | |
EP1751390B1 (en) | Apparatus and method for modified horizontal directional drilling assembly | |
RU2509862C2 (en) | Borehole systems balanced against bit vibrations, and methods of their use | |
CN104989272A (en) | Upward inverse well drilling process | |
RU2281370C2 (en) | Method for vertical well drilling | |
CN111058819A (en) | Method for covering hard top plate on hydraulic fracture treatment working face | |
US4516633A (en) | Blind shaft drilling | |
CN113958262A (en) | System device for adjusting operation parameters of raise boring machine in real time through ultrasonic detection | |
US20140008129A1 (en) | Multidirectional wellbore penetration system and methods of use | |
RU2637678C1 (en) | Well drilling installation | |
RU2209917C1 (en) | Way for oriented cutting of windows in casing string | |
US2646254A (en) | Method for controlling deviation in drilling | |
RU2509860C2 (en) | Self-stabilising drilling bits balanced against vibrations and layouts of bottom of drill strings, and systems for their use | |
US20230193696A1 (en) | Hybrid drilling and trimming tool and methods |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061117 |