RU2455448C2 - Способ и устройство для гидравлического управления скважинными роторными системами бурения - Google Patents
Способ и устройство для гидравлического управления скважинными роторными системами бурения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455448C2 RU2455448C2 RU2010126088/03A RU2010126088A RU2455448C2 RU 2455448 C2 RU2455448 C2 RU 2455448C2 RU 2010126088/03 A RU2010126088/03 A RU 2010126088/03A RU 2010126088 A RU2010126088 A RU 2010126088A RU 2455448 C2 RU2455448 C2 RU 2455448C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- layout
- drill string
- drill
- drill bit
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 172
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 52
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/065—Deflecting the direction of boreholes using oriented fluid jets
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способу и устройству направленного роторного бурения. Обеспечивает приложение бокового гидравлического усилия, минимизацию контакта со стволом скважины механических направляющих, высокую скорость проходки, уменьшенное время бурения, улучшенное управление направлением бурения. Способ гидравлического управления направлением бурения бурового долота содержит установку углового направления от продольной оси компоновки низа бурильной колонны (КНБК), имеющей буровое долото; открытие одного или нескольких боковых отверстий на выбранном интервале для отвода бурового раствора от бурового долота для создания перемещающего гидравлического усилия в угловом направлении, противоположном угловому направлению, требуемому для продвижения вперед бурового долота к установленному направлению; отвод части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы для направления дополнительного усилия на боковую стенку ствола скважины. Компоновка низа бурильной колонны для наклонно направленного бурения содержит КНБК, одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности КНБК, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на КНБК, при этом КНБК содержит механизм регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины или втулки с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и устройству направленного роторного бурения, конкретно к способу и устройству для перемещения бурового долота по необходимой траектории посредством избирательной регулировки расхода части потока бурового раствора через отверстия, размещенные вблизи корпуса бурового долота, для приложения бокового гидравлического усилия и минимизации контакта со стволом скважины механических направляющих.
Уровень техники изобретения
Во всех способах, известных заявителю, используют некоторые виды механического контакта со стволом скважины для получения управления направлением бурения бурильного инструмента или, как в варианте способов позиционирования долота, управление направлением бурения достигается смещением оси бурового долота на некоторый угол относительно остальной части бурильного инструмента. Давление бурового раствора, необходимое для создания потока бурового раствора через изменяющуюся геометрию (отверстия, изгибы, узкие проходы, напорные трубопроводы и т.д.), в общем описываемое как потеря давления, обычно считается отрицательным эффектом, изменяющим режимы потока, поскольку часто требует альтернативных технических условий. Аналогичные изменяющиеся режимы потока бурового раствора используют в описанном способе и устройстве для создания перепада давления между двумя сторонами бурильного инструмента и при этом создания необходимого бокового усилия на бурильном инструменте, используемого для управления инструментом для бурения в заданном направлении. Предпринимались попытки использования изменений направленных потоков бурового раствора, отличные от данного изобретения и не направленные на использование перепадов гидравлического давления вокруг бурильного инструмента, управляющих инструментом для бурения в предпочтительном направлении. Патент США №4836301, раскрывает пример данного типа систем направления бурового раствора, использующих изменение направления потока бурового раствора внутри бурильного инструмента для создания гидродинамической силы для отклонения оси бурового долота в заданном направлении с использованием способа управления и системы позиционирования долота.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Создан способ гидравлического управления направлением бурения бурового долота, содержащий установку углового направления от продольной оси компоновки низа бурильной колонны с буровым долотом и открытие одного или нескольких боковых отверстий на выбранном интервале для отвода бурового раствора от бурового долота для создания перемещающего гидравлического усилия в угловом направлении, противоположном угловому направлению, требуемому для продвижения вперед бурового долота к установленному направлению. Способ может дополнительно содержать регулировку зазора между дальним концом отверстий и втулкой карданного соединения для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.
Данный способ может дополнительно предусматривать определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из боковых отверстий к боковой поверхности ствола скважины способом, в настоящее время применяемым в программах направленного бурения.
В случае, если используют устройство направленного бурения с позиционированием долота, данный способ может включать в себя определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из отверстий на втулку карданного соединения, соединенную с буровым долотом, для перемещения бурового долота в установленном направлении. Поскольку боковое гидравлическое усилие, прилагаемое потоком бурового раствора через боковые отверстия, является функцией расстояния от дальнего конца бокового отверстия до противоположной поверхности ствола скважины, данный способ может также содержать этапы регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины для увеличения гидравлических усилий, прикладываемых для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении, или отвода части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы с буровым долотом для направления дополнительной силы на боковую стенку ствола скважины.
Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения, используемая для осуществления способа данного изобретения, является компоновкой низа бурильной колонны, имеющей одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны для направленного бурения. Компоновка низа бурильной колонны может дополнительно содержать буровое долото и блок управления для регистрации и регулировки расхода бурового раствора через боковые отверстия, управляющего перемещением компоновки во время бурения. Управление можно осуществлять как с поверхности, со сбором и передачей данных, так и с использованием технологий автоматического управления направлением бурения на основе ввода данных от датчиков.
Компоновку низа бурильной колонны можно полностью разместить в блоке управления, размещенном вблизи забойного двигателя. Альтернативно, компоновку низа бурильной колонны можно адаптировать к стандартной компоновке бурения с приложением боковой нагрузки к долоту посредством выполнения отверстий в каждой отклоняющей опоре управления для избирательного принудительного бокового перемещения бурового раствора на ствол скважины, минимизируя, тем самым, износ на отклоняющих опорах с получением управления по направлению.
Способ может дополнительно содержать отвод части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы с буровым долотом для направления дополнительной силы на боковую стенку ствола скважины или отвод части бурового раствора через одно или несколько боковых отверстий для направления бурового долота и всей бурящей КНБК прямо вперед вдоль продольной оси КНБК. Данный способ можно дополнительно выполнять с использованием модуля/блока управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации КНБК и использования данной информации для открытия и закрытия боковых отверстий с достижением необходимого направления бурения.
Настоящее изобретение также включает в себя компоновку низа бурильной колонны для направленного бурения, содержащую: компоновку низа бурильной колонны, одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны. Данный вариант осуществления можно также реализовать с компоновкой низа бурильной колонны, содержащей буровое долото и блок управления, или с компоновкой низа бурильной колонны, содержащей блок управления, размещенный вблизи забойного двигателя, или с боковыми отверстиями, размещенными в корпусе бурового долота.
В устройстве данного варианта осуществления можно также выполнять боковые отверстия как в секции компоновки бурового долота с калибром, так и в отдельной секции КНБК между буровым долотом и блоком управления или в секции, составляющей интегральную часть блока управления. Кроме того, в данном устройстве можно выполнять боковые отверстия во втулке с карданным шарниром, соединенной с буровым долотом в бурильной компоновке с позиционированием долота, тем самым обеспечивая перемещение гидравлическим давлением втулки в необходимом направлении. Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения может содержать компоновку низа бурильной колонны с приложением боковой нагрузки на долото, в которой боковые отверстия находятся в отклоняющей опоре управления, или компоновка низа бурильной колонны может содержать механизм регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины или втулки с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки в противоположном направлении.
Устройство компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения данного изобретения может также содержать компоновку низа бурильной колонны с механизмом для отвода части бурового раствора через боковые отверстия для направления бурового долота и всей бурящей КНБК прямо вперед вдоль продольной оси бурящей КНБК. Наконец, компоновка низа бурильной колонны данного изобретения может содержать модуль/блок управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации КНБК, и использующий данную информацию для открытия и закрытия боковых отверстий для получения необходимого направления бурения. Возможны следующие преимущества предложенного способа и устройства бурильного инструмента управления направлением бурения.
Более простая конструкция инструмента - исключение многих частей, компоновочных узлов и процессов изготовления, таких как компоновочные узлы прижимных пластин, толкатели, отклоняющие опоры, поршни, тороидальный канал, твердосплавные наплавки, гайки и болты и другие части, в настоящее время необходимые для получения сил отталкивания всей компоновки, использующиеся для управления направлением бурения бурильных инструментов.
Исключение или минимизация износа частей внешних блоков отклонения или управления направлением бурения вследствие только гидравлического контакта с абразивным стволом скважины.
Существенное уменьшение ударных нагрузок на бурильную компоновку низа бурильной колонны, поскольку буровой раствор, используемый для создания бокового гидравлического усилия, должен поглощать большую часть ударных нагрузок с увеличением, при этом увеличивая надежность КНБК.
Существенно пониженная стоимость новых блоков отклонения или управления направлением бурения вследствие уменьшенного числа частей и процессов изготовления.
Уменьшение на порядок стоимости техобслуживания и эксплуатации, поскольку отсутствуют части блоков отклонения или управления направлением бурения, подвергающиеся воздействию контакта со стволом скважины (отсутствуют компоновочные узлы прижимных пластин, толкатели, отклоняющие опоры, поршни, тороидальный канал, твердосплавные наплавки, гайки и болты и другие части, которые в настоящее время требуют регулярной замены).
Создание более гладкого ствола скважины вследствие отсутствия скребущих отклоняющих опор.
Более высокая скорость проходки и уменьшенное время бурения, поскольку больший крутящий момент направлен на бурение, исключен или уменьшен механический контакт блоков отклонения или управления направлением бурения со стволом скважины, отбирающий крутящий момент при управлении направлением КНБК.
Повышенная надежность операций бурения вследствие уменьшения движущихся частей снаружи КНБК, отсутствия теряющихся в скважине частей.
Улучшенное управление направлением бурения через более мягкие пласты, поскольку боковое усилие, используемое для управления направлением бурения, распределяется только как давление и на гораздо большей площади ствола скважины.
Улучшенная возможность работы при повышенных температурах вследствие исключения эластомерных частей.
Управление направлением бурения бурильного инструмента получают приложением гидравлических усилий с одной стороны инструмента, таким образом, получая направление бурения инструмента в противоположном направлении. Часть бурового раствора отводят через ряд боковых отверстий и через узкий зазор между секцией управления направлением бурения инструмента и стволом скважины. Единовременно открывают только дроссельные отверстия с одной стороны инструмента для создания перепада давления в кольцевом пространстве между инструментом и стволом скважины между противоположными сторонами инструмента, таким образом создавая боковое гидравлическое усилие на инструменте, направляющее инструмент в противоположную сторону. Перепад давления создают в основном посредством давления, необходимого для проталкивания некоторого количества (расхода) бурового раствора через узкий зазор между инструментом и стволом скважины. Давление, необходимое для проталкивания бурового раствора через узкий зазор между инструментом и стволом скважины, создается перепадом давления внутри и снаружи бурильного инструмента. Новый подход требует регулируемого расхода части бурового раствора, проходящего через систему управления направлением бурения и выходящего в кольцевое пространство между инструментом и стволом скважины через узкий кольцевой зазор.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР
На Фиг.1 показана схема расположения боковых отверстий в буровом долоте.
На Фиг.2 показана схема расположения боковых отверстий в компоновке низа бурильной колонны.
На Фиг.3 показана схема детали регулировки бокового отверстия, перемещающей дальний конец отверстия ближе к боковой поверхности ствола скважины.
На Фиг.4 показана схема роторной управляемой системы позиционирования долота с использованием гидравлического усилия из бокового отверстия для перемещения бурового раствора на поворотный рычаг долота.
На Фиг.5 показана схема размещения бокового отверстия в корпусе отклоняющей опоры направленного бурения.
На Фиг.6 показан график, описывающий прогнозируемые соотношения между кольцевым зазором и боковым гидравлическим усилием при различных расходах.
На Фиг.7 показан график, описывающий прогнозируемые соотношения между расходом в боковом направлении и боковым гидравлическим усилием при различных величинах зазора.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На Фиг.1 показан способ для гидравлического управления направлением бурения скважинного бурильного инструмента без механического контакта секции управления направлением бурения инструмента со стволом 100 скважины. Значительное боковое гидравлическое усилие, действующее на скважинный инструмент, можно создать отводом части бурового раствора, выходящей с одной стороны инструмента, в относительно небольшой кольцевой зазор h между боковым краем инструмента 10 и стволом 100 скважины. Перепад давления, созданный таким образом вокруг инструмента/ долота 50 в кольцевом пространстве 110 между инструментом и стволом скважины, может создавать значительное боковое усилие, зависящее от геометрии потока (ширины зазора h и длины, размера бокового отверстия выхода бурового раствора и т.д.), перепада давления внутри и снаружи инструмента, свойств бурового раствора и других факторов. Боковое усилие на инструменте и/или долоте 50, созданное таким образом, может быть достаточным для обеспечения управления направлением бурения скважинных бурильных систем. Гидравлическое боковое усилие можно получать с использованием конструкции, аналогичной существующим блокам отклонения или управления направлением бурения, но имеющей множество боковых отверстий 40 (только одно показано в данном сечении), вместо существующих компоновок с отклоняющими опорами и поршнями. Выходное сечение бокового отверстия 40 должно находиться достаточно близко к стенке ствола 100 скважины или поверхности для обеспечения достаточно малого зазора h между боковым краем корпуса 10 инструмента, где размещено боковое отверстие 40, и стволом 100 скважины для создания достаточного перепада давления вокруг инструмента в кольцевом пространстве 110 между инструментом и стволом скважины. Боковое усилие можно также обеспечить с боковым отверстием 40, размещенным в части 10 с калибром ствола рядом с самим буровым долотом 50, где меньший зазор h между инструментом 50 и стволом 110 скважины проще поддерживать во время бурения (чем меньше зазор, тем больше гидравлическое боковое усилие).
Когда вся бурильная КНБК, включающая в себя боковые отверстия, вращается во время бурения, одно или несколько боковых отверстий открываются, только когда располагаются в положение, приблизительно противоположном необходимому изменению направления бурения, тогда как другие боковые отверстия закрыты, пока не расположатся в положение, приблизительно противоположном необходимому изменению направления бурения при вращении всей КНБК вокруг своей продольной оси. Соответствующее открытие и закрытие боковых отверстий или открытие и закрытие путей прохода бурового раствора к данным отверстиям можно получить и управлять им с использованием существующих способов открытия и закрытия проходов бурового раствора к управляющим направлением бурения отклоняющим опорам с использованием традиционного блока отклонения или управления направлением бурения и управления процессом с помощью традиционного блока управления, выполняющего необходимые измерения и функции контроля и управления направлением бурения. Например, клапан противоположного вращения, вращающийся с одинаковой скоростью, но в противоположном направлении с КНБК, можно использовать для открытия и закрытия путей прохода бурового раствора к боковым дроссельным отверстиям, таким образом, поддерживая подачу потока бурового раствора через боковые отверстия геостационарной, то есть в одном направлении/с одной ориентацией относительно земли, когда остальная часть бурильной КНБК вращается относительно земли. Поток бурового раствора через боковые отверстия удерживается геостационарным в боковом направлении, противоположном необходимому изменению в направлении бурения.
Необходимое открытие и закрытие боковых отверстий или путей прохода бурового раствора к данным отверстиям также можно обеспечить другим средством, таким как поршневой или клапанный механизм, управляемый из блока управления, измеряющим относительное положение КНБК и ориентацию в реальном масштабе времени, или другим средством.
Описанные способы и механизмы можно также использовать для направления бурильной КНБК на бурение вперед по прямой линии вдоль продольной оси. Например, роторный клапан, описанный выше, можно использовать для направления потока бурового раствора в одно или несколько боковых дроссельных отверстий для получения необходимого бокового гидравлического усилия и соответствующего перемещения бурового долота в противоположном направлении. Когда вращающийся клапан не удерживается геостационарным, но вместо этого вращается полностью или частично с остальной частью КНБК или частично вращается в направлении, противоположном вращению КНБК, буровой раствор эффективно направляется в боковые отверстия, когда они имеют различную ориентацию относительно земли, таким образом, прикладывая боковые гидравлические усилия во всех направлениях вокруг ствола скважины и, таким образом, направляя бурильную КНБК прямо вперед вдоль продольной оси. Другим способом направления КНБК для бурения прямо вперед является одновременное открытие боковых отверстий в одно время или закрытие боковых отверстий при бурении прямо вперед и обратное переключение в режим управления направлением бурения, когда КНБК начинает отклоняться от прямого пути.
В другом варианте осуществления, показанном на Фиг.4, предложенный способ можно использовать для управления направлением бурения бурильного инструмента 51, выпуская часть бурового раствора в кольцевое пространство с одной стороны бурильного инструмента между двумя интегральными частями самого скважинного инструмента, например между внутренним корпусом 52 инструмента и внешней втулкой 53, соединенными вместе карданным шарниром UJ, при этом внешняя втулка 53 соединена с корпусом 54 долота, и где угловое смещение оси втулки 53 и долота относительно оси внутреннего корпуса инструмента, обеспечивающее необходимое управление направлением бурения долота, получают аналогичным гидравлическим усилием. При открытии боковых отверстий, только когда они располагаются противоположно необходимому изменению в направлении бурения при вращении КНБК, и при использовании одного из способов, описанных выше для управления открытием и закрытием боковых отверстий, ось внешней втулки 53 и бурового долота удерживается с угловым смещением относительно остальной части КНБК, что управляет бурением инструмента в направлении углового смещения, с удержанием геостационарным на необходимом направлении бурения.
Существующие системы направленного бурения используют забойный турбодвигатель с отклоняющим переводником или роторную управляющую систему (РУС) с секцией управления направлением бурения для создания двухмерной или трехмерной траектории ствола скважины. Системы РУС имеют много преимуществ по сравнению с системами с забойными двигателями и используются сегодня для большинства мероприятий бурения. Существующие системы РУС используют технологии приложения боковой нагрузки к долоту или позиционирования долота для обеспечения необходимого управления направлением бурения бурильного инструмента.
По большей части сегодняшний рынок бурения представлен системами, использующими технологию приложения боковой нагрузки к долоту, использующую механические отклоняющие опоры 200, пример которых частично показан на Фиг.5, выходящие радиально из бурильного инструмента и прижимающиеся к стволу 100 скважины для получения бокового усилия на инструменте, которое, в свою очередь, заставляет долото бурить в направлении, соответствующем боковому усилию, действующему на инструмент. Основной проблемой таких систем с отклоняющими опорами является высокий износ в результате контактов со стволом 100 скважины, приводящий к высоким затратам на изготовление и ремонт и, следовательно, высокой общей стоимости выполнения техобслуживания. Новаторский подход, предложенный в данном документе, минимизирует механические контакты со стволом скважины с целью управления направлением бурения.
Данные испытаний перепада давления показывают, что большой перепад давления и, таким образом, большое боковое усилие можно создать с используемым в настощее время перепадом давления внутри и снаружи бурильного инструмента и с выделением части имеющегося общего расхода бурового раствора.
На Фиг.6 и 7 обобщена данная взаимосвязь.
Управление направлением бурения бурильного инструмента или бурового долота можно обеспечить приложением гидравлических усилий к одной стороне инструмента, таким образом, получая управление направлением бурения инструмента в противоположном направлении. Концепцию предложенного изобретения можно объяснить с использованием Фиг.2. Часть бурового раствора отводят через боковое дроссельное отверстие с расходом Qs в узкий зазор h между секцией 11 управления направлением бурения инструмента и стволом 100 скважины. Только отверстия 40 с одной стороны инструмента открыты для бокового потока с расходом Qs бурового раствора в это время для создания перепада давления Р1 - P2 между данной и противоположной сторонами инструмента и создания, таким образом, бокового гидравлического усилия Fs на инструменте и долоте, управляющего направлением инструмента и долота в противоположном направлении от направления бокового потока с расходом Qs. Перепад давления получают в основном давлением, требуемым для проталкивания некоторого количества бурового раствора при расходе Qs через узкий зазор между инструментом и стволом скважины (зазор h на Фиг.2). Давление, необходимое для проталкивания бурового раствора через узкий зазор h между инструментом и стволом скважины, обеспечивает перепад давления po внутри и давления р2 снаружи бурильного инструмента.
В другом варианте осуществления боковой выпуск части бурового раствора с расходом Qs может вдавливаться в кольцевой зазор h между секцией 10 долота с калибром ствола скважины и стволом 100 скважины на примыкающей боковой стороне бурового долота 50, как показано на Фиг.1. Таким способом можно получить более высокое боковое гидравлическое усилие Fs для управления направлением бурения долота с меньшей потерей бурового раствора. Также данная система может быть менее сложной, поскольку исключает необходимость полностью отдельного управления направлением бурения секции/модуля скважинного инструмента. Например, регулятор расхода, то есть поворотный клапан, может являться частью блока управления, и боковые отверстия, использующиеся для управления направлением бурения, могут являться частью компоновки бурового долота. Традиционно, имеется отдельное управление направлением бурения секции/модуля, то есть блок отклонения, между буровым долотом и блоком управления. Если кольцевой зазор h между инструментом 50 на Фиг.1 или 11 на Фиг.2 и стволом 100 скважины слишком велик или может значительно изменяться во время бурения, можно использовать модифицированный корпус с дроссельным отверстием, пример которого показан на Фиг.3, создающим саморегулирующийся по ширине кольцевой зазор h. Давление p0 бурового раствора на внутреннем конце регулируемого адаптера должно толкать адаптер 300 радиально наружу, уменьшая при этом кольцевой зазор h. Когда кольцевой зазор h достаточно мал для создания давления бурового раствора на внешний конец адаптера 300 (в зазоре h), создающего усилие, направленное внутрь, на конце адаптера, равное усилию на адаптере, направленному наружу, от внутреннего давления бурового раствора, адаптер достигает состояния равновесия, в результате кольцевой зазор h может быть меньше, чем описанный в предыдущих вариантах. Размер регулируемого зазора h в основном зависит от геометрии адаптера, геометрии потока бурового раствора и перепада давления внутри и снаружи бурильного инструмента. Таким образом, необходимый саморегулирующийся кольцевой зазор h можно получить и поддерживать с тщательным определением и регулировкой данных параметров. Когда адаптер 300 не используют для целей управления направлением бурения и для предотвращения его чрезмерного радиального выхода из КНБК, можно использовать пружину или эластомер или другое средство для удержания адаптера дальше всего втянутым внутрь КНБК, пример чего показан на Фиг.3. В другом варианте осуществления предложенный способ можно использовать для получения управления направлением бурения бурильного инструмента посредством выпуска части бурового раствора с одной стороны бурильного инструмента между двумя интегральными частями самого скважинного инструмента, например между внутренним корпусом 52 инструмента и внешней втулкой 53, соединенными вместе карданным шарниром UJ, показанными на Фиг.4, где внешняя втулка 53 соединена с корпусом 54 долота, и угловое смещение оси втулки и долота относительно оси внутреннего корпуса инструмента, создающее необходимое управление направлением бурения долота, получают аналогичным гидравлическим усилием. Конкретную конструктивную концепцию, показанную на Фиг.4, можно оптимизировать для дополнительного сужения выхода бурового раствора между втулкой и внутренним корпусом инструмента, увеличивающего давление р1 между двумя частями, таким образом увеличивая перепад Р1 - P2 давления и увеличивая гидравлическое боковое усилие Fs, использующееся для управления направлением бурения.
Предложенный способ также можно использовать с существующими конструкциями бурильного инструмента для минимизирования абразивного износа и ударных нагрузок на инструмент, показанный на Фиг.5. Небольшое количество бурового раствора можно выпускать под давлением через отклоняющую опору 200 на месте 210 контакта отклоняющей опоры со стволом скважины для создания гидравлического усилия Fs, действующего на отклоняющую опору и уменьшающего или устраняющего механический контакт между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины. Поскольку зазор между действующей отклоняющей опорой и стволом скважины очень мал или практически не существует, когда отклоняющую опору поджимают к стволу скважины, только небольшое количество бурового раствора необходимо выпустить для получения относительно большого гидравлического бокового усилия между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины и, таким образом, минимизировать или устранить механический контакт между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины.
Оценки боковых гидравлических усилий применительно к способу управления направлением бурения, описанному в данном документе, показаны на Фиг.6 и 7. Давление в кольцевом зазоре h между инструментом и стволом скважины, использовавшееся для расчета данных боковых гидравлических усилий, оценивали на основе данных измеренного скачка давления при прокачивании воды через сопло на забое скважины с равной общей площадью сечения выпуска бурового раствора (общей площади сечения всех отверстий сопел). Распределение давления в кольцевом зазоре приняли соответствующим измеренному перепаду давления через сопло на забое скважины для аналогичной общей площади сечения потока, то есть поток бурового раствора в кольцевом зазоре h требует одинакового давления для достижения одинакового расхода с потоком бурового раствора через сопло для одинаковой площади сечения потока (общей площади отверстий сопел). Поскольку площадь сечения потока в кольцевом зазоре h поступательно увеличивается с увеличением расстояния от бокового отверстия, давление в зазоре оценивали при различных радиальных расстояниях от бокового отверстия и боковое усилие подсчитывали как сумму произведений каждого дискретного давления и соответствующей площади инструмента. Хотя данные оценки давления и силы основаны на данных испытаний различных систем подачи, они обеспечивают аппроксимацию распределения давления в кольцевом зазоре h и бокового гидравлического усилия Fs в рассматриваемой бурильной системе.
Как показано на Фиг.6 и 7, боковые гидравлические усилия, превышающие усилия отклоняющей опоры сравнимой серийной бурильной системы, показанной как стандартная система отклоняющей опоры, можно получить для многих рабочих значений расходов и кольцевых зазоров, зависящих от размера бурящегося ствола, среди других факторов. Для вариантов на Фиг.6 и 7 рабочие значения расходов через боковые отверстия (боковые расходы) могут составлять порядка 100 галл/мин (380 л/мин) и рабочие значения кольцевого зазора h могут составлять порядка 2 мм, но другие боковые расходы и кольцевые зазоры также могут являться рабочими. Например, более узкий кольцевой зазор h может являться рабочим для способа и механизма, показанного на Фиг.3, с дополнительным увеличением бокового гидравлического усилия и уменьшением требуемого бокового расхода для эффективного управления направлением бурения бурящей КНБК.
Кроме того, для получения более высокого давления в кольцевом зазоре h и, следовательно, более высокого бокового усилия Fs для гидравлического управления направлением бурения бурильного инструмента геометрию кольцевого потока можно измененять так, что больший перепад давления создают в кольцевом зазоре, как вблизи, так и на удалении от бокового отверстия, для одинакового номинального кольцевого зазора h и одинакового бокового расхода Qs бурового раствора. Например, боковой поток можно выпустить в локализованный кольцевой зазор в нескольких точках в разных направлениях для создания большего перепада давления и более высокого давления на большей площади кольцевого зазора, создавая более значительное боковое усилие (то есть несколько боковых потоков в одном кольцевом зазоре могут иметь противоток, таким образом, возможно, создавая больший перепад давления перед выходом бурового раствора из площади кольцевого зазора). Другие способы, для примера, без ограничения, включают в себя изменение геометрии потока и инструмента, свойства бурового раствора и перепады давления могут меняться для лучшего оптимизирования гидравлических боковых усилий на бурильном инструменте, обеспечивая, тем самым, адекватное управление направлением бурения с минимумом нарушений потока бурового раствора через буровое долото.
Описан ряд вариантов осуществления изобретения и его альтернатив. Приведенное выше описание включает в себя считающиеся, по мнению изобретателей, наилучшими вариантами осуществления изобретения, однако описаны не все возможные альтернативы. По этой причине объем и ограничения настоящего изобретения не сводятся к приведенному выше описанию, но вместо этого определяются и широко толкуются прилагаемой формулой изобретения.
Claims (17)
1. Способ гидравлического управления направлением бурения бурового долота, содержащий следующие стадии: установка углового направления от продольной оси компоновки низа бурильной колонны, имеющей буровое долото; открытие одного или нескольких боковых отверстий на выбранном интервале для отвода бурового раствора от бурового долота для создания перемещающего гидравлического усилия в угловом направлении, противоположном угловому направлению, требуемому для продвижения вперед бурового долота к установленному направлению; отвод части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы для направления дополнительного усилия на боковую стенку ствола скважины.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из боковых отверстий к боковой поверхности ствола скважины.
3. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из боковых отверстий на втулку с карданным шарниром, соединенную с буровым долотом, для перемещения бурового долота в установленном направлении.
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий регулировку зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.
5. Способ по п.1, дополнительно содержащий регулировку зазора между дальним концом боковых отверстий и втулкой с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.
6. Способ по п.1, дополнительно содержащий использование модуля/блока управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации компоновки низа бурильной колонны и использование данной информации для открытия и закрытия боковых отверстий для достижения необходимого направления бурения.
7. Компоновка низа бурильной колонны для наклонно направленного бурения, содержащая компоновку низа бурильной колонны, одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны, при этом компоновка низа бурильной колонны содержит механизм регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины или втулки с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.
8. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, содержащая буровое долото и блок управления.
9. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, содержащая блок управления, размещенный вблизи забойного двигателя.
10. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в корпусе бурового долота.
11. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в секции компоновки бурового долота с калибром ствола скважины.
12. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в отдельной секции компоновки между буровым долотом и блоком управления.
13. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в секции, составляющей интегральную часть блока управления.
14. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены во втулке с карданным шарниром, соединенной с буровым долотом в бурильной компоновке с позиционированием долота.
15. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит бурильную компоновку с приложением боковой нагрузки к буровому долоту, в которой боковые отверстия выполнены в отклоняющей опоре управления.
16. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит механизм отвода части бурового раствора через боковые отверстия для направления бурового долота и всей компоновки низа бурильной колонны прямо вперед вдоль ее продольной оси.
17. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит модуль/блок управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации компоновки низа бурильной колонны, и использующий данную информацию для открытия и закрытия боковых отверстий для получения необходимого направления бурения.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/945,383 | 2007-11-27 | ||
| US11/945,383 US20090133931A1 (en) | 2007-11-27 | 2007-11-27 | Method and apparatus for hydraulic steering of downhole rotary drilling systems |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010126088A RU2010126088A (ru) | 2012-01-10 |
| RU2455448C2 true RU2455448C2 (ru) | 2012-07-10 |
Family
ID=40668759
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010126088/03A RU2455448C2 (ru) | 2007-11-27 | 2008-11-24 | Способ и устройство для гидравлического управления скважинными роторными системами бурения |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20090133931A1 (ru) |
| EP (1) | EP2225439A2 (ru) |
| JP (1) | JP2011518967A (ru) |
| CN (1) | CN102112700B (ru) |
| CA (1) | CA2706850C (ru) |
| RU (1) | RU2455448C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009070521A2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2660711C1 (ru) * | 2014-12-29 | 2018-07-09 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения |
| RU2691034C2 (ru) * | 2014-11-06 | 2019-06-07 | Дженерал Электрик Компани | Система и способ управления направлением бурения |
| US11852015B2 (en) | 2019-04-15 | 2023-12-26 | Sparrow Downhole Tools Ltd. | Rotary steerable drilling system |
| RU2817301C2 (ru) * | 2019-04-15 | 2024-04-12 | Спарроу Даунхоул Тулз Лтд. | Буровая роторная управляемая система |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090133931A1 (en) * | 2007-11-27 | 2009-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydraulic steering of downhole rotary drilling systems |
| US20100101864A1 (en) * | 2008-10-27 | 2010-04-29 | Olivier Sindt | Anti-whirl drill bits, wellsite systems, and methods of using the same |
| US20100101867A1 (en) * | 2008-10-27 | 2010-04-29 | Olivier Sindt | Self-stabilized and anti-whirl drill bits and bottom-hole assemblies and systems for using the same |
| US8087479B2 (en) * | 2009-08-04 | 2012-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with an adjustable steering device |
| US8235145B2 (en) * | 2009-12-11 | 2012-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Gauge pads, cutters, rotary components, and methods for directional drilling |
| US8869916B2 (en) | 2010-09-09 | 2014-10-28 | National Oilwell Varco, L.P. | Rotary steerable push-the-bit drilling apparatus with self-cleaning fluid filter |
| RU2540761C2 (ru) | 2010-09-09 | 2015-02-10 | Нэшнл Ойлвэлл Варко, Л.П. | Внутрискважинное роторное буровое устройство с элементами, входящими в контакт с породой, и системой контроля |
| US9080399B2 (en) | 2011-06-14 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools including retractable pads, cartridges including retractable pads for such tools, and related methods |
| US9085941B2 (en) | 2012-02-10 | 2015-07-21 | David R. Hall | Downhole tool piston assembly |
| US9121223B2 (en) * | 2012-07-11 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling system with flow control valve |
| CN104215374B (zh) * | 2013-05-30 | 2016-06-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于测试自进式喷嘴的自进力的装置及其方法 |
| US10066438B2 (en) | 2014-02-14 | 2018-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Uniformly variably configurable drag members in an anit-rotation device |
| WO2015122918A1 (en) | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Drilling shaft deflection device |
| US10161196B2 (en) | 2014-02-14 | 2018-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Individually variably configurable drag members in an anti-rotation device |
| US9869140B2 (en) | 2014-07-07 | 2018-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Steering system for drill string |
| US9790780B2 (en) * | 2014-09-16 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling methods and systems employing multiple feedback loops |
| US9797204B2 (en) | 2014-09-18 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Releasable locking mechanism for locking a housing to a drilling shaft of a rotary drilling system |
| CA2964366C (en) * | 2014-10-16 | 2019-07-02 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with self-adjusting pads |
| US10494871B2 (en) | 2014-10-16 | 2019-12-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Modeling and simulation of drill strings with adaptive systems |
| AU2014412066B2 (en) | 2014-11-19 | 2018-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling direction correction of a steerable subterranean drill in view of a detected formation tendency |
| WO2016187373A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Directional drilling steering actuators |
| US10655447B2 (en) | 2015-10-12 | 2020-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary steerable drilling tool and method |
| US10273759B2 (en) | 2015-12-17 | 2019-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting earth-boring tools and related systems and methods |
| US10508323B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-12-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus for securing bodies using shape memory materials |
| US10487589B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-11-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools, depth-of-cut limiters, and methods of forming or servicing a wellbore |
| US10280479B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-05-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools and methods for forming earth-boring tools using shape memory materials |
| WO2017172563A1 (en) | 2016-03-31 | 2017-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Equipment string communication and steering |
| CN106930697A (zh) * | 2017-04-21 | 2017-07-07 | 中国石油天然气集团公司 | 一种三支撑掌推靠式旋转导向控制算法、装置和*** |
| US10633929B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-04-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting earth-boring tools and related systems |
| US11421529B2 (en) | 2018-01-08 | 2022-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activation and control of downhole tools including a non-rotating power section option |
| WO2020005297A1 (en) * | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-lateral entry tool with independent control of functions |
| WO2020122930A1 (en) * | 2018-12-14 | 2020-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using solenoid characteristics for performance diagnostics on rotary steerable systems |
| EP4077865B1 (en) * | 2019-12-17 | 2024-05-08 | Ulterra Drilling Technologies L.P. | Drill bit with auxiliary channel openings |
| CN111140179A (zh) * | 2020-01-15 | 2020-05-12 | 西南石油大学 | 一种超短半径水平井轨迹自动修正射流钻头 |
| US11753871B2 (en) * | 2021-02-24 | 2023-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary steerable system for wellbore drilling |
| WO2024107992A1 (en) * | 2022-11-16 | 2024-05-23 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole motor with steering capability |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4836301A (en) * | 1986-05-16 | 1989-06-06 | Shell Oil Company | Method and apparatus for directional drilling |
| US4850440A (en) * | 1986-08-13 | 1989-07-25 | Smet Nic H W | Method and device for making a hole in the ground |
| US4930586A (en) * | 1989-05-12 | 1990-06-05 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| RU2072419C1 (ru) * | 1991-11-01 | 1997-01-27 | Амоко Корпорейшн | Устройство для бурения искривленного ствола скважины |
| US6012536A (en) * | 1996-02-27 | 2000-01-11 | Tracto-Technik Schmidt Spezialmaschinen | Method for steering a ground-drilling machine |
Family Cites Families (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2167194A (en) * | 1936-03-14 | 1939-07-25 | Lane Wells Co | Apparatus for deflecting drill holes |
| US2710170A (en) * | 1955-04-01 | 1955-06-07 | Herman G Livingston | Apparatus for deflecting and reaming drill holes |
| US2873092A (en) * | 1957-11-14 | 1959-02-10 | Roy P Dwyer | Jet deflection method of deviating a bore hole |
| US4241796A (en) * | 1979-11-15 | 1980-12-30 | Terra Tek, Inc. | Active drill stabilizer assembly |
| US4416339A (en) * | 1982-01-21 | 1983-11-22 | Baker Royce E | Bit guidance device and method |
| US4610321A (en) * | 1985-03-25 | 1986-09-09 | Whaling Michael H | Cavitating jet device |
| US4637479A (en) * | 1985-05-31 | 1987-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for controlled directional drilling of boreholes |
| US4790394A (en) * | 1986-04-18 | 1988-12-13 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| US4787465A (en) * | 1986-04-18 | 1988-11-29 | Ben Wade Oakes Dickinson Iii Et Al. | Hydraulic drilling apparatus and method |
| US4991667A (en) * | 1989-11-17 | 1991-02-12 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| GB8926689D0 (en) * | 1989-11-25 | 1990-01-17 | Reed Tool Co | Improvements in or relating to rotary drill bits |
| US5111892A (en) * | 1990-10-03 | 1992-05-12 | Sinor L Allen | Imbalance compensated drill bit with hydrostatic bearing |
| US5553678A (en) * | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
| US5503236A (en) * | 1993-09-03 | 1996-04-02 | Baker Hughes Incorporated | Swivel/tilting bit crown for earth-boring drills |
| US5467834A (en) * | 1994-08-08 | 1995-11-21 | Maverick Tool Company | Method and apparatus for short radius drilling of curved boreholes |
| US5547031A (en) * | 1995-02-24 | 1996-08-20 | Amoco Corporation | Orientation control mechanism |
| US6609579B2 (en) * | 1997-01-30 | 2003-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assembly with a steering device for coiled-tubing operations |
| GB9708428D0 (en) * | 1997-04-26 | 1997-06-18 | Camco Int Uk Ltd | Improvements in or relating to rotary drill bits |
| BE1011266A3 (fr) * | 1997-07-08 | 1999-07-06 | Dresser Ind | Carottier. |
| US6116354A (en) * | 1999-03-19 | 2000-09-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotary steerable system for use in drilling deviated wells |
| US6257356B1 (en) * | 1999-10-06 | 2001-07-10 | Aps Technology, Inc. | Magnetorheological fluid apparatus, especially adapted for use in a steerable drill string, and a method of using same |
| CN2473326Y (zh) * | 2001-02-23 | 2002-01-23 | 胜利石油管理局钻井工艺研究院 | 一种调制式偏置导向工具 |
| US6840336B2 (en) * | 2001-06-05 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling tool with non-rotating sleeve |
| US7287604B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Steerable bit assembly and methods |
| US7357182B2 (en) * | 2004-05-06 | 2008-04-15 | Horizontal Expansion Tech, Llc | Method and apparatus for completing lateral channels from an existing oil or gas well |
| US7503405B2 (en) * | 2005-11-21 | 2009-03-17 | Hall David R | Rotary valve for steering a drill string |
| US7360610B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-04-22 | Hall David R | Drill bit assembly for directional drilling |
| US7413034B2 (en) * | 2006-04-07 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Steering tool |
| US8967296B2 (en) * | 2006-05-31 | 2015-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable drilling apparatus and method |
| US7600420B2 (en) * | 2006-11-21 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods to perform downhole measurements associated with subterranean formation evaluation |
| US7669669B2 (en) * | 2007-07-30 | 2010-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | Tool face sensor method |
| GB2452709B (en) * | 2007-09-11 | 2011-01-26 | Schlumberger Holdings | Drill bit |
| US20090133931A1 (en) * | 2007-11-27 | 2009-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydraulic steering of downhole rotary drilling systems |
| US7681665B2 (en) * | 2008-03-04 | 2010-03-23 | Smith International, Inc. | Downhole hydraulic control system |
-
2007
- 2007-11-27 US US11/945,383 patent/US20090133931A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-11-24 EP EP08854282A patent/EP2225439A2/en not_active Withdrawn
- 2008-11-24 RU RU2010126088/03A patent/RU2455448C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-24 CA CA2706850A patent/CA2706850C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 CN CN200880125494.9A patent/CN102112700B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-24 WO PCT/US2008/084486 patent/WO2009070521A2/en active Application Filing
- 2008-11-24 JP JP2010536089A patent/JP2011518967A/ja active Pending
-
2010
- 2010-11-29 US US12/955,609 patent/US8302703B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4836301A (en) * | 1986-05-16 | 1989-06-06 | Shell Oil Company | Method and apparatus for directional drilling |
| US4850440A (en) * | 1986-08-13 | 1989-07-25 | Smet Nic H W | Method and device for making a hole in the ground |
| US4930586A (en) * | 1989-05-12 | 1990-06-05 | Ben Wade Oakes Dickinson, III | Hydraulic drilling apparatus and method |
| RU2072419C1 (ru) * | 1991-11-01 | 1997-01-27 | Амоко Корпорейшн | Устройство для бурения искривленного ствола скважины |
| US6012536A (en) * | 1996-02-27 | 2000-01-11 | Tracto-Technik Schmidt Spezialmaschinen | Method for steering a ground-drilling machine |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2691034C2 (ru) * | 2014-11-06 | 2019-06-07 | Дженерал Электрик Компани | Система и способ управления направлением бурения |
| RU2660711C1 (ru) * | 2014-12-29 | 2018-07-09 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения |
| US11852015B2 (en) | 2019-04-15 | 2023-12-26 | Sparrow Downhole Tools Ltd. | Rotary steerable drilling system |
| RU2817301C2 (ru) * | 2019-04-15 | 2024-04-12 | Спарроу Даунхоул Тулз Лтд. | Буровая роторная управляемая система |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2011518967A (ja) | 2011-06-30 |
| US20110162890A1 (en) | 2011-07-07 |
| EP2225439A2 (en) | 2010-09-08 |
| US20090133931A1 (en) | 2009-05-28 |
| WO2009070521A2 (en) | 2009-06-04 |
| WO2009070521A8 (en) | 2009-07-16 |
| CA2706850A1 (en) | 2009-06-04 |
| RU2010126088A (ru) | 2012-01-10 |
| CN102112700B (zh) | 2014-06-18 |
| WO2009070521A3 (en) | 2011-05-12 |
| CN102112700A (zh) | 2011-06-29 |
| CA2706850C (en) | 2013-10-15 |
| US8302703B2 (en) | 2012-11-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2455448C2 (ru) | Способ и устройство для гидравлического управления скважинными роторными системами бурения | |
| US7849936B2 (en) | Steerable rotary directional drilling tool for drilling boreholes | |
| US8141657B2 (en) | Steerable rotary directional drilling tool for drilling boreholes | |
| CN111295497B (zh) | 具有带连杆的致动器的旋转导向*** | |
| CA1307519C (en) | Apparatus and method for installing a conduit with an arcuate bore | |
| EP1038086B1 (en) | Percussive tool | |
| WO2003087526A1 (en) | Stabiliser, jetting and circulating tool | |
| US11506018B2 (en) | Steering assembly control valve | |
| US20070261886A1 (en) | Core drill assembly with adjustable total flow area and restricted flow between outer and inner barrel assemblies | |
| US11168523B2 (en) | Rotary steerable drill string | |
| US11187042B2 (en) | Curved piston liner and integral pad assembly | |
| RU2179226C2 (ru) | Шарнирный отклонитель | |
| CN218816237U (zh) | 泥浆动力侧向力发生装置 | |
| US10563460B2 (en) | Actuator controlled variable flow area stator for flow splitting in down-hole tools | |
| RU2765025C1 (ru) | Способ бурения наклонно-направленной скважины и устройство для его осуществления | |
| US11668146B2 (en) | Piston shut-off valve for rotary steerable tool | |
| US11021910B2 (en) | Sealing assembly and related methods | |
| CA3234789A1 (en) | Flow control choke with curved interfaces for wellbore drilling operations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171125 |