RU2462577C2 - Раздвижной расширитель для расширения скважин и способ расширения скважины - Google Patents
Раздвижной расширитель для расширения скважин и способ расширения скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2462577C2 RU2462577C2 RU2009125440/03A RU2009125440A RU2462577C2 RU 2462577 C2 RU2462577 C2 RU 2462577C2 RU 2009125440/03 A RU2009125440/03 A RU 2009125440/03A RU 2009125440 A RU2009125440 A RU 2009125440A RU 2462577 C2 RU2462577 C2 RU 2462577C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- blade
- housing
- expander
- sliding
- rock
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 42
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 36
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 6
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 5
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 3
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 2
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N Atorvastatin Chemical compound C=1C=CC=CC=1C1=C(C=2C=CC(F)=CC=2)N(CC[C@@H](O)C[C@@H](O)CC(O)=O)C(C(C)C)=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N 0.000 description 1
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002449 FKM Polymers 0.000 description 1
- 241000237503 Pectinidae Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N benzene-1,4-diol;bis(4-fluorophenyl)methanone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1.C1=CC(F)=CC=C1C(=O)C1=CC=C(F)C=C1 JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 235000020637 scallop Nutrition 0.000 description 1
- 239000007779 soft material Substances 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical compound FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
- E21B10/32—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools
- E21B10/322—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers with expansible cutting tools cutter shifted by fluid pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Milling, Broaching, Filing, Reaming, And Others (AREA)
Abstract
Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, в частности к раздвижным расширителям. Техническим результатом является повышение надежности работы устройства в процессе бурения, а также исключение повреждений при спускоподъемных операциях. Раздвижной расширитель содержит наружный корпус (16) с проходным каналом (17) для текучей среды и, по меньшей мере, одну лопасть (40). Лопасть выполнена с возможностью перемещения относительно корпуса между убранным положением и выдвинутым положением в направлении под острым углом к продольной оси корпуса. При этом расширитель дополнительно содержит внутренний подвижный трубчатый элемент (30), выполненный с возможностью перемещения между первым и вторым положениями, когда разность гидравлических давлений между разными частями канала для текучей среды достигает предварительно заданного значения. Причем упомянутая лопасть имеет такие размеры и форму, чтобы между корпусом и каждой боковой поверхностью упомянутой лопасти, прилегающей к корпусу, обеспечивался зазор, величина которого превышает примерно 0,254 мм. При этом лопасть включает основную часть (46), имеющую наклонную поверхность (47), расположенную под первым углом к оси корпуса, которая может быть заклинена относительно наклонной поверхности корпуса (60), расположенной под вторым углом, отличающимся от первого угла, относительно продольной оси корпуса. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 15 ил.
Description
Настоящее изобретение относится в общем к бурению скважин. Более конкретно настоящее изобретение относится к раздвижным расширителям и к способам применения таких инструментов для расширения скважин. Раздвижной расширитель может содержать трубчатый корпус с выдвижными лопастями, которые могут быть установлены в первое (убранное) положение и могут быть перемещены радиально наружу и вверх во второе (выдвинутое) положение.
При бурении нефтяных, газовых и геотермальных скважин обычно устанавливают обсадную колонну для защиты от обрушения стенок скважины. Обсадная колонна также обеспечивает изоляцию от различных пластов, предотвращает переток пластовых флюидов и обеспечивает управление флюидами и давлением в пластах в процессе бурения скважины. При углублении существующих скважин внутри имеющейся обсадной колонны устанавливают новую колонну. Установка в скважине дополнительной обсадной колонны позволяет достичь больших глубин, однако недостатком такого способа является сужение скважины. Такое сужение ограничивает диаметр последующих секций скважины, поскольку буровое долото и обсадная колонна нижних секций должны проходить через ранее установленную обсадную колонну. В связи с тем, что уменьшение диаметра скважины нежелательно, поскольку это снижает дебит нефтяной или газовой скважины, часто возникает необходимость в расширении скважины для увеличения ее диаметра с целью установки дополнительной обсадной колонны ниже уже установленной колонны или для повышения добычи углеводородов из скважины.
Для увеличения диаметра скважины используются различные способы. Один из традиционных способов заключается в использовании эксцентричных буровых долот и долот со смещенным центром. Например, эксцентричное долото с вытянутой или увеличенной режущей частью вращается вокруг своей оси, осуществляя расширение скважины. Пример эксцентричного долота раскрыт в патенте US 4635738, права на который переданы правопреемнику настоящей заявки. В узле долота со смещенным центром используются две части долота, накладывающиеся в продольном направлении, с осями, смещенными в поперечном направлении, которые при вращении обеспечивают расширение скважины. Пример долота со смещенным центром раскрыт в патенте US 5957223, права на который переданы правопреемнику по настоящей заявке.
Другой традиционный подход, используемый для расширения скважины, заключается в использовании удлиненной нижней части бурильной колонны с пилотным буровым долотом на ее конце и расширителем, расположенным вверху на некотором расстоянии от долота. Такое устройство позволяет использовать любое стандартное долото роторного бурения, например долото для твердых пород или долото для мягких пород, и увеличенная длина обеспечивает повышенную гибкость при прохождении через интервалы сужения ствола скважины, а также возможность эффективной стабилизации пилотного бурового долота, так что пилот-ствол и следующий далее расширитель будут проходить в направлении, предназначенном для скважины. Этот момент, связанный с удлиненной нижней частью бурильной колонны, является особенно значимым для наклонно-направленного бурения. Правопреемник по настоящей заявке сконструировал с этой целью расширительное устройство, так называемые "расширительные крылья", которое содержит трубчатый корпус, в верхней части которого имеется ловильная шейка с соединительной резьбой, а в нижней части - поверхность под плашку трубного ключа, также с соединительной резьбой. В патентах US 5497842 и 5495899, переданных правопреемнику по настоящей заявке, раскрываются расширяющие конструкции, содержащие расширительные крылья. Вверху средней части такого инструмента с расширительными крыльями имеется одна или несколько продольно вытянутых лопастей, отходящих от трубчатого корпуса в целом радиально наружу, причем внешние края лопастей снабжены режущими элементами с коронками, армированными поликристаллическими синтетическими алмазами.
Обычно используемые раздвижные расширители содержат лопасти, которые прикреплены к корпусу с возможностью поворота на шарнирах и приводятся в рабочее положение с помощью поршня, имеющегося в корпусе, как это описано в патенте US 5402856, выданном Warren. Кроме того, в патенте US 6360831, выданном Akesson и др., раскрывается обычный буровой расширитель, содержащий корпус, снабженный по меньшей мере двумя расширительными лопастями с режущими элементами, которые могут быть перемещены из транспортного положения в рабочее положение под действием давления промывочной жидкости, протекающей в корпусе. Лопасти в таких расширителях первоначально убраны, чтобы инструмент можно было продвигать в скважине на бурильной колонне, и как только инструмент проходит за край обсадной колонны, лопасти выдвигаются, так чтобы можно было расширять скважину ниже обсадной колонны.
Лопасти обычных раздвижных расширителей имеют такие размеры, чтобы зазоры между ними и трубчатым корпусом были минимизированы для предотвращения попадания в зазоры бурового раствора и фрагментов породы, что может приводить к заеданию лопасти относительно корпуса.
Несмотря на различные имеющиеся технические решения, обеспечивающие бурение и/или расширение скважины ниже ее участка с малым диаметром, существует потребность в улучшениях конструкций существующих инструментов и способов их применения. Например, конструкции со смещенным центром и с расширительными крыльями ограничены тем, что диаметр сквозного прохода у них не регулируется и ограничен диаметром расширения скважины. Кроме того, обычно используемые долота со смещенным центром и эксцентричные долота могут быть неустойчивыми, в результате чего происходят отклонения от расчетной трассы ствола скважины. Хотя традиционные конструкции раздвижных расширителей более устойчивы по сравнению с долотами со смещенным центром и эксцентричными долотами, однако они могут повреждаться при прохождении через скважину меньшего диаметра или через секцию обсадной колонны, могут срабатывать преждевременно, а также могут возникать проблемы по их извлечению из скважины после проведения работ по расширению скважины.
В основу настоящего изобретения была положена задача преодоления вышеупомянутых недостатков существующих технических решений с помощью раздвижного расширителя, содержащего наружный корпус, сквозь который проходит капал для текучей среды, и
по меньшей мере одну лопасть, выполненную с возможностью перемещения относительно корпуса между убранным положением и выдвинутым положением в направлении под острым углом к продольной оси корпуса,
отличающегося тем, что он дополнительно содержит внутренний подвижный трубчатый элемент, выполненный с возможностью перемещения из первого положения во второе положение, когда разность гидравлических давлений между разными частями канала для текучей среды достигает предварительно заданного значения, с предотвращением тем самым действия гидравлического давления в канале для текучей среды на упомянутую лопасть при нахождении внутреннего подвижного трубчатого элемента в первом положении, и обеспечения действия гидравлического давления в канале для текучей среды на упомянутую лопасть, при нахождении внутреннего подвижного трубчатого элемента во втором положении,
причем упомянутая лопасть имеет такие размеры и форму, чтобы между корпусом и каждой боковой поверхностью упомянутой лопасти, прилегающей к корпусу, обеспечивался зазор, величина которого превышает примерно 0,254 мм (0,010 дюйма), и
упомянутая лопасть включает основную часть, имеющую наклонную поверхность, расположенную под первым углом относительно продольной оси корпуса, которая может быть заклинена относительно наклонной поверхности корпуса, расположенной под вторым углом, отличающимся от первого угла, относительно продольной оси корпуса, для центрирования лопасти в пластине лопасти, когда лопасть находится в выдвинутом положении.
В частных вариантах лопасти могут иметь поверхность, взаимодействующую с породой пласта, которая содержит переднюю (в продольном направлении) зону, содержащую по меньшей мере один передний режущий элемент, и заднюю (в продольном направлении) зону, содержащую по меньшей мере один задний режущий элемент. Передние режущие элементы могут выступать из поверхности на длину, превышающую длину, на которую выступают задние режущие элементы.
В других вариантах лопасти могут иметь поверхность, взаимодействующую с породой пласта, которая содержит зону, определяющую диаметр раздвижного расширителя. Крайняя сзади (в продольном направлении) точка зоны, определяющей диаметр раздвижного расширителя, может быть расположена на некотором расстоянии от средней линии указанной поверхности, которое не превышает 25% от размера указанной поверхности в продольном направлении.
В других вариантах лопасти могут иметь поверхность, взаимодействующую с породой пласта, которая содержит зону, определяющую диаметр раздвижного расширителя, и углубление в радиальном направлении, проходящее вперед в продольном направлении от заднего края указанной поверхности. Зона углубления в радиальном направлении может иметь размер в продольном направлении, который превышает 5% от размера указанной поверхности в продольном направлении.
В других вариантах раздвижной расширитель может содержать уплотнение между корпусом или между отдельным элементом, прикрепленным к корпусу, и каждой боковой поверхностью лопастей, прилегающей к корпусу. Уплотнение может прилегать к каждой поверхности корпуса, соприкасающейся с уплотнением, под прямым углом.
В настоящем изобретении также предлагается способ расширения скважины с использованием описанного выше раздвижного расширителя. Промывочную жидкость пропускают через канал для текучей среды, проходящий сквозь корпус раздвижного расширителя, в результате чего гидравлическое давление, действующее внутри канала для текучей среды, действует непосредственно на поверхности лопастей раздвижного расширителя, заставляя лопасти скользить относительно корпуса в направлении, составляющем острый угол (меньше 90°) с продольной осью корпуса, из убранного положения в выдвинутое положение. Причем обеспечивают по меньшей мере одну наклонную поверхность основной части упомянутой лопасти для заклинивания этой наклонной поверхности относительно наклонной поверхности корпуса, когда упомянутая лопасть перемещается со скольжением относительно корпуса из убранного положения в выдвинутое положение, причем по меньшей мере одна наклонная поверхность основной части упомянутой лопасти расположена под первым, острым, углом, обеспечивают заклинивание по меньшей мере одной наклонной поверхности основной части упомянутой лопасти относительно наклонной поверхности корпуса, когда упомянутая лопасть перемещается со скольжением относительно корпуса из убранного положения в выдвинутое положение, причем упомянутая наклонная поверхность основной части упомянутой лопасти расположена под первым, острым, углом в диапазоне от примерно 15° и примерно 75° относительно направления продольной оси корпуса, а наклонная поверхность корпуса расположена под вторым углом, который отличается от первого угла, относительно продольной оси корпуса. Далее осуществляют вращение раздвижного расширителя в скважине. Причем при обеспечении действия гидравлического давления внутри канала для текучей среды непосредственно на поверхность упомянутой лопасти раздвижного расширителя: устанавливают внутренний трубчатый элемент в первое положение внутри канала для текучей среды и предотвращают воздействие гидравлического давления непосредственно на поверхность упомянутой лопасти, используя внутренний трубчатый элемент; и перемещают внутренний трубчатый элемент из первого положения во второе положение и обеспечивают воздействие гидравлического давления непосредственно на поверхность упомянутой лопасти.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения способ включает извлечение раздвижного расширителя из скважины. Такой способ включает: вытягивание раздвижного расширителя из скважины и приведение зоны лопасти раздвижного расширителя, находящейся сзади на некотором расстоянии от центральной линии поверхности лопасти, взаимодействующей с породой пласта, величина которого не превышает 43% от размера указанной поверхности в продольном направлении, во взаимодействие со структурой, формирующей суженную часть скважины, для обеспечения скольжения лопасти в направлении, составляющем острый угол (меньше 90°) с продольной осью корпуса раздвижного расширителя, из выдвинутого положения в убранное положение.
В то время как в формуле изобретения конкретно заявляется объем изобретения, различные признаки, особенности и достоинства настоящего изобретения можно будет легче понять из нижеприведенного описания, в котором раскрываются частные варианты осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг.1 - вид сбоку одного из вариантов конструкции предлагаемого в настоящем изобретении раздвижного расширителя;
на фиг.2 - вид поперечного сечения раздвижного расширителя, представленного на фиг.1, по линии 2-2;
на фиг.3 - вид продольного сечения раздвижного расширителя, представленного на фиг.1 и 2, по линии 3-3 фиг.2;
на фиг.4 - вид продольного сечения раздвижного расширителя, представленного на фиг.1-3, по линии 4-4 фиг.2;
на фиг.5 - увеличенный вид лопасти раздвижного расширителя, представленного на фиг.1-4, в первом положении, в котором лопасти убраны или отведены радиально внутрь;
на фиг.6 - увеличенный вид лопасти раздвижного расширителя, представленного на фиг.1-4, во втором положении, в котором лопасти выдвинуты или перемещены радиально наружу;
на фиг.7 - вид сверху лопасти раздвижного расширителя, представленного на фиг.1-4;
на фиг.8 - вид сбоку лопасти, показанной на фиг.7;
на фиг.9 - вид с торца лопасти, показанной на фиг.7;
на фиг.10 - вид сбоку лопасти, практически идентичный виду на фиг.8, который иллюстрирует дополнительные особенности нескольких вариантов осуществления настоящего изобретения;
на фиг.11 - вид сбоку уплотнения в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения;
на фиг.12 - вид сверху сечения уплотнения, показанного на фиг.11, по линии 12-12 фиг.11;
на фиг.13 - вид сечения уплотнения, представленного на фиг.11-12, по линии 13-13 фиг.12;
на фиг.14 - вид сечения уплотнения, представленного на фиг.11-12, по линии 14-14 фиг.12;
на фиг.15 - увеличенный вид сечения части уплотнения, показанного на фиг.11-14, которое установлено между лопастью и окружающими поверхностями корпуса раздвижного расширителя, показанного на фиг.2.
Иллюстрации, приведенные в настоящем описании, в некоторых случаях не являются действительными видами конкретной конструкции расширителя, режущего элемента или другой его части, а представляют обобщенные виды, которые используются исключительно в целях описания настоящего изобретения. Общие для нескольких фигур элементы могут иметь одинаковые ссылочные номера.
Вид раздвижного расширителя 10 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения приведен на фиг.1. Раздвижной расширитель 10 может содержать корпус 16, имеющий в целом цилиндрическую форму, с продольной осью L16. Корпус 16 раздвижного расширителя 10 может иметь первый (нижний) конец 12 и второй (верхний) конец 14. Термины "нижний" и "верхний", используемые в отношении концов 12, 14, относятся к типичным положениям концов 12, 14 относительно друг друга, когда раздвижной расширитель 10 установлен в скважине. Нижний конец 12 корпуса 16 раздвижного расширителя 10 может содержать нитки резьбы, например может представлять собой трубный конец с наружной резьбой, для присоединения нижнего конца 12 к другой секции бурильной колонны или к другому элементу нижней части бурильной колонны, такому как, например, пилотное бурильное долото для бурения скважины. Аналогично, верхний конец 14 корпуса 16 раздвижного расширителя 10 может содержать нитки резьбы, например может представлять собой охватывающий элемент с внутренней резьбой, для присоединения верхнего конца 14 к другой секции бурильной колонны или к другому элементу нижней части бурильной колонны.
Вдоль поверхности раздвижного расширителя 10 между нижним концом 12 и верхним концом 14 могут быть установлены лопасти 40. Лопасти 40 могут быть изготовлены из стали, карбида вольфрама, композиционного материала с частицами в матрице, например с прочными частицами, распределенными в металлической матрице, или из других подходящих материалов, известных в технике. Лопасти 40 могут быть частями, которые могут перемещаться радиально наружу из первого (убранного) положения, показанного на фиг.1, 3 и 5, во второе (выдвинутое) положение, показанное на фиг.6, и обратно. Раздвижной расширитель 10 может быть устроен таким образом, чтобы лопасти 40 взаимодействовали со стенками подземного пласта в скважине для удаления породы пласта, когда они находятся в выдвинутом положении, и чтобы лопасти 40 не взаимодействовали со стенками пласта в скважине, когда они находятся в убранном положении.
На фиг.2 приведен вид поперечного сечения раздвижного расширителя 10, представленного на фиг.1, по линии 2-2 фиг.1. Как показано на фиг.2, корпус 16 охватывает канал 17 для текучей среды, который проходит продольно сквозь корпус 16. Как показано на фиг.2, раздвижной расширитель 10 содержит три лопасти 40, хотя может использоваться любое количество лопастей (одна и более). Для того чтобы можно было лучше разобраться в деталях настоящего изобретения, на фиг.2 лопасти 40 (b) и 40 (с) показаны в первом положении (убраны радиально внутрь), а лопасть 40 (а) показана во втором положении (выдвинута радиально наружу). Раздвижной расширитель 10 может быть устроен таким образом, чтобы наиболее выступающая в радиальном направлении часть каждой лопасти 40 была спрятана в углублении корпуса 16, когда лопасть 40 находится в первом, или убранном, положении, и не выходила за пределы наружного диаметра корпуса 16. Такое устройство обеспечивает защиту лопастей 40, когда раздвижной расширитель 10 находится в скважине внутри обсадной колонны уменьшенного диаметра, и позволяет продвигать раздвижной расширитель 10 в такой обсадной колонне. В других вариантах осуществления изобретения наиболее выступающая часть каждой лопасти 40 может совпадать или немного выходить за пределы внешнего диаметра корпуса 16. Как можно видеть на примере лопасти 40 (а), лопасти могут быть выдвинуты радиально наружу за пределы внешнего диаметра корпуса 16 во второе положение, и, таким образом, они могут взаимодействовать со стенками скважины, когда расширитель 10 установлен в скважине.
В некоторых вариантах осуществления изобретения лопасти 40 могут быть разнесены примерно равномерно по окружности корпуса 16 раздвижного расширителя 10. В других вариантах раздвижной расширитель 10 может содержать одну, две, четыре или любое другое число лопастей 40. Кроме того, в некоторых вариантах лопасти 40 могут быть разнесены неравномерно по окружности корпуса 16 раздвижного расширителя 10.
На фиг.3 приведен вид продольного сечения раздвижного расширителя 10, представленного на фиг.1 и 2, по линии 3-3 фиг.2. Корпус 16 раздвижного расширителя 10 может состоять из различных элементов или частей, которые могут быть прикреплены друг к другу для формирования корпуса 16. Корпус 16 может, например, содержать нижний перепускной элемент 18 для текучей среды, пластину 26 лопасти и один или несколько элементов 24 стабилизации расширителя 10.
В различных вариантах осуществления изобретения раздвижной расширитель 10 может содержать опорные накладки 34, расположенные возле одного или обоих концов лопастей 40. В некоторых вариантах, как показано на фиг.3, опорные накладки 34 могут быть расположены в продольном направлении впереди и позади лопастей 40 на элементах 24 стабилизации расширителя 10. Таким образом, опорные накладки 34 могут находиться продольно впереди или позади лопастей 40 в направлении бурения/расширения скважины. Опорные накладки 34 могут содержать твердосплавный материал, алмазные или другие суперабразивные материалы, карбид вольфрама или другие абразивные и/или материалы, стойкие к истиранию. Опорные накладки 34 могут иметь размеры, соответствующие внешнему диаметру пилотного бурового долота (не показано), прикрепленного на уровне или ниже первого конца 12 (см. фиг.1) раздвижного расширителя 10. Просвет между диаметром внешних поверхностей опорных накладок 34 и диаметром скважины или внешним диаметром пилотного бурового долота, используемого для бурения скважины, может составлять, например, 3,175 мм (1/8 дюйма) или меньше. Такое устройство может способствовать стабилизации раздвижного расширителя 10 в процессе его работы.
Различные элементы и части корпуса 16 могут быть прикреплены друг к другу с использованием, например, сопряженных резьб, сварных соединений и/или механически соединяющихся фиксирующих устройств. В других вариантах корпус 16 раздвижного расширителя 10 может содержать меньшее количество элементов. Таким образом, нижний перепускной элемент 18 для текучей среды, трубчатый фиксирующий элемент 20, пластины 26 лопастей и элементы 24 стабилизации расширителя могут быть соединены вместе для формирования жесткой конструкции.
На фиг.4 приведен вид продольного сечения раздвижного расширителя, представленного на фиг.1-3, по линии 4-4 фиг.2. Как показано на фиг.4, в некоторых вариантах осуществления изобретения пластины 26 лопастей и элементы 24 стабилизации расширителя могут быть прикреплены к корпусу 16 с использованием съемных фиксирующих стержней 33. Съемные фиксирующие стержни 33 могут проходить в отверстия 25 (см. фиг.1), сформированные в трубчатом фиксирующем элементе 20.
Точнее, съемные фиксирующие стержни 33 могут быть введены в отверстия 25, сформированные в трубчатом фиксирующем элементе 20, и при этом они будут проходить между пластинами 26 лопастей, элементами 24 стабилизации расширителя и корпусом 16, обеспечивая фиксацию пластин 26 и элементов 24 стабилизации расширителя в корпусе 16. После завершения сборки съемные фиксирующие стержни 33 могут проходить по существу в продольном направлении по всей длине элементов 24 стабилизации расширителя и пластин 26 лопастей и при этом могут проходить дальше, в зависимости от способа крепления стержней 33 к корпусу 16. Съемные фиксирующие стержни 33 могут быть прикреплены к корпусу 16 с использованием резьбовых, штифтовых, сварных или иных соединений. В некоторых вариантах осуществления изобретения съемные фиксирующие стержни 33 могут быть отсоединены от корпуса 16 для обеспечения возможности снятия пластин 26 лопастей, лопастей 40, элементов 24 стабилизации расширителя и опорных накладок 34. Соответственно, настоящее изобретение охватывает вариант, в котором пластины 26 лопастей, элементы 24 стабилизации расширителя, опорные накладки 34 и/или лопасти 40 могут быть демонтированы, для замены или ремонта, путем извлечения съемных фиксирующих стержней 33 из отверстий 25 в корпусе 16 раздвижного расширителя 10. Безусловно, возможно использование для фиксации лопастей 10 и других съемных фиксирующих элементов, в том числе с использованием штифтового или резьбового соединения, соединения типа "ласточкин хвост" или других соединений, известных в технике.
Как можно видеть на фиг.4, раздвижной расширитель 10 может также содержать по меньшей мере одну промывочную насадку 35. Промывочная насадка 35 может быть устроена таким образом, чтобы она обеспечивала подачу промывочной жидкости (бурового раствора) к режущим элементам 54 (описаны ниже), прикрепленным к лопастям 40. Промывочная жидкость может способствовать удалению обломков выбуренной породы от режущих элементов 54, а также обеспечивает охлаждение этих элементов. В некоторых вариантах осуществления изобретения промывочные насадки могут быть расположены возле лопастей 40, как показано на фиг.4. В других вариантах промывочные насадки 36 могут быть частью лопастей 40 или могут быть сформированы в них и двигаются вместе с ними.
Как показано на фиг.3, раздвижной расширитель 10 может содержать внутренний неподвижный трубчатый элемент 28, который может быть расположен внутри продольного канала 17 для текучей среды и жестко прикреплен к корпусу 16. Например, внутренний неподвижный трубчатый элемент 28 может быть жестко прикреплен к перепускному элементу 18 для текучей среды и/или к трубчатому фиксирующему элементу 20.
Раздвижной расширитель 10 может также содержать внутренний подвижный трубчатый элемент 30, расположенный внутри продольного канала 17 для текучей среды. По меньшей мере часть подвижного внутреннего трубчатого элемента 30 может быть устроена таким образом, чтобы она скользила внутри или относительно внутреннего неподвижного трубчатого элемента 28. Сначала внутренний подвижный трубчатый элемент 30 может быть жестко прикреплен к корпусу 16 в первом положении, показанном на фиг.3. Например, внутренний подвижный трубчатый элемент 30 может быть жестко прикреплен к фиксирующему элементу 36 со срезными штифтами, в котором используется один или несколько срезных штифтов 38. В других вариантах вместо срезных штифтов 38 могут использоваться срезные винты, разрывные диски или другие устройства. Фиксирующий элемент 36 со срезными штифтами может быть установлен внутри верхней части трубчатого фиксирующего элемента 20 корпуса 16, где он удерживается трубчатым фиксирующим элементом 20 от скольжения внутри продольного канала 17 для текучей среды в направлении нижнего конца 12 раздвижного расширителя 10. В этом первом положении, показанном на фиг.3, внутренний подвижный трубчатый элемент 30 удерживается от скольжения в продольном направлении внутри продольного канала 17 для текучей среды одним или несколькими срезными штифтами 38.
Внутренний неподвижный трубчатый элемент 28 и внутренний подвижный трубчатый элемент 30 могут быть по существу открыты на противолежащих концах для протекания потока промывочной жидкости (не показана) по продольному каналу 17 для текучей среды между верхним концом 14 и нижним концом 12 раздвижного расширителя 10. Внутренний неподвижный трубчатый элемент 28 также может содержать одну или более щелей 29 или отверстий в своей стенке, устроенных для формирования цанговых фиксирующих устройств, предназначенных для фиксации внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 в нужном положении после его срабатывания.
Внутренний подвижный трубчатый элемент 30 может также иметь в своих стенках одно или несколько перепускных отверстий 31 для текучей среды. В первом положении раздвижного расширителя 10, показанном на фиг.3, эти перепускные отверстия 31 для текучей среды могут быть совмещены с внутренним неподвижным трубчатым элементом 28, в результате чего промывочная жидкость не может вытекать через них из внутреннего подвижного трубчатого элемента 30. Внутренний подвижный трубчатый элемент 30 также может содержать сферическую поверхность 32 седла клапана с сужением внутреннего прохода внутреннего подвижного трубчатого элемента 30. Сферическая поверхность седла клапана может использоваться для посадки шара или другого ограничительного элемента для приведения в действие раздвижного расширителя 10 с поверхности земли, как это будет описано ниже.
Внутренняя поверхность внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 может быть, например, в целом цилиндрической. Первая часть внутренней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 на стороне сферической поверхности 32 седла клапана в направлении верхнего конца 14 раздвижного расширителя 10 может иметь внутренний диаметр, который немного превышает примерно 5 см (примерно 2 дюйма). Вторая относительно меньшая часть внутренней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 на стороне сферической поверхности 32 седла клапана в направлении нижнего конца 12 раздвижного расширителя 10 может иметь внутренний диаметр, который немного меньше чем примерно 5 см (примерно 2 дюйма). Сферическая поверхность 32 седла клапана может содержать, например, часть второй относительно меньшей части внутренней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30. Иными словами, гидравлическое давление внутри внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 позади ограничительного элемента или шара может прижимать или заклинивать ограничительный элемент или шар по меньшей мере частично внутри второй относительно меньшей части внутренней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30. В результате прижатия или заклинивания ограничительного элемента или шара по меньшей мере частично внутри второй относительно меньшей части внутренней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30, диаметр которой несколько меньше диаметра ограничительного элемента или шара, он может быть зафиксирован в нужном положении после срабатывания внутреннего подвижного трубчатого элемента 30. В других вариантах осуществления изобретения сферическая поверхность 32 седла клапана может содержать или может быть сформирована переходной поверхностью, имеющей в целом форму усеченного конуса и проходящей между первой и второй частями внутренней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30.
Как можно видеть на фиг.2, 3, внутренний подвижный трубчатый элемент 30 может предотвращать действие давления любой промывочной жидкости, находящейся под давлением внутри продольного канала 17 для текучей среды, на любую из лопастей 40, когда внутренний подвижный трубчатый элемент 30 и раздвижной расширитель 10 находятся в первом положении, показанном на фиг.3. Лопасти 40 могут быть смещены радиально внутрь в направлении первого (убранного) положения, показанного на фиг.3. Для радиального смещения каждой из лопастей 40 внутрь в направлении первого (убранного) положения, показанного на фиг.3, можно использовать, например, один или несколько механических пружинных элементов 50, в качестве которых могут быть использованы, например, цилиндрические пружины, как это показано на фиг.3.
Как показано на фиг.5 и фиг.6, представляющих собой увеличенные виды лопасти 40 раздвижного расширителя 10 и окружающих ее частей конструкции раздвижного расширителя 10, показанного на фиг.3, лопасти 40 и корпус 16 раздвижного расширителя 10 могут быть устроены таким образом, чтобы лопасти 40 скользили в целом продольно вверх и радиально наружу (в направлении стрелки 62) относительно раздвижного расширителя 10, когда лопасти 40 перемещаются из первого (убранного) положения, показанного на фиг.5, во второе (выдвинутое) положение, показанное на фиг.6. Направление 62 может составлять, например, острый угол 64 (меньше 90°) с продольной осью L16 корпуса 16. Более предпочтительно величина угла между направлением 62 и продольной осью L16 корпуса 16 может быть в диапазоне от примерно 15° до примерно 75°. В некоторых вариантах, не ограничивающих объем изобретения, направление 62 может быть, например, под острым углом примерно 60° или же направление 62 может быть, например, под острым углом примерно 30° относительно продольной оси L16 корпуса 16. Лопасти 40 могут быть устроены таким образом, чтобы они скользили между первым (убранным) положением и вторым (выдвинутым) положением внутри вырезов 51 (см. фиг.1), сформированных внутри пластин 26 лопастей корпуса 16.
Как показано на фиг.5, корпус 42 лопасти может содержать основную часть 46. Основная часть 46 может содержать по меньшей мере одну наклонную поверхность 47 (также показана на фиг.8). По меньшей мере одна наклонная поверхность 47 может иметь такую конфигурацию, которая обеспечивает ее взаимодействие по меньшей мере с одной сопряженной наклонной поверхностью 60 корпуса 16 и более конкретно пластины 26 лопасти, когда лопасть 40 находится во втором (выдвинутом) положении, как показано на фиг.6. Когда лопасть 40 находится во втором (выдвинутом) положении, то по меньшей мере одна наклонная поверхность 47 основной части 46 корпуса 42 лопасти и по меньшей мере одна сопряженная наклонная поверхность 60 пластины 26 лопасти могут формировать уплотнение металл-металл. В других вариантах осуществления изобретения наклонная поверхность 60 может проходить под углом, отличающимся от угла наклона поверхности 47, и уплотнение будет обеспечиваться по линии вместо уплотнения по площади контакта поверхностей 47 и 60, как это происходит в предыдущем варианте. Взаимодействие корпуса 42 лопасти и корпуса 16 предотвращает возникновение вибраций лопастей и центрирует лопасти 40 в пластинах 26 корпуса 16. В некоторых вариантах осуществления изобретения, как показано на фиг.8, по меньшей мере одна наклонная поверхность 47 может быть наклонена под острым углом 49, величина которого находится в диапазоне от примерно 15° до примерно 75° относительно направления 62 скольжения лопастей 40 в корпусе 16. В одном из вариантов, не ограничивающем объем изобретения, по меньшей мере одна наклонная поверхность 47 может быть наклонена под острым углом, величина которого составляет примерно 30° относительно направления 62 скольжения лопастей 40.
Как показано на фиг.7, представляющей вид сверху на лопасть 40 раздвижного расширителя 10, показанного на фиг.1-4, корпус 42 лопасти может быть снабжен поверхностью 44, выступающей наружу в радиальном направлении и предназначенной для взаимодействия в скважине с породой пласта, когда лопасть 40 находится во втором (выдвинутом) положении, как показано на фиг.6. Поверхность 44, которая взаимодействует с породой пласта и примыкает к передней (по ходу вращения лопасти) боковой поверхности 45 лопасти 40, может быть снабжена режущими элементами 54. В качестве режущих элементов 54 могут использоваться, например, режущие элементы, содержащие поликристаллические синтетические алмазы. Поверхность 44, взаимодействующая с породой пласта, лопасти 40 может быть снабжена износостойкими элементами 56, которые в основном располагаются позади (по ходу вращения лопасти 40) режущих элементов 54. В качестве износостойких элементов 56 могут использоваться, например, износостойкие бляшки, головки, износостойкие вставки, дополнительные режущие элементы и любые другие элементы, которые более стойки к истиранию по сравнению с материалом корпуса 42 лопасти. Кроме того, на любую внешнюю поверхность лопасти 40, которая может вступать во взаимодействие с породой пласта, когда лопасть 40 находится во втором (выдвинутом) положении, может быть нанесен упрочненный материал, стойкий к истиранию.
Лопасти 40 также могут содержать один или несколько элементов 58, которые устроены таким образом, чтобы на них опирались и в них фиксировались концы пружин 50 (см. фиг.3), смещающих лопасти 40 в убранное положение. В некоторых вариантах осуществления изобретения элементы 58 могут быть отдельными частями, которые прикрепляются к корпусу 42 лопасти. В других вариантах элементы 58 могут составлять единое целое с корпусом 42 лопасти, которые формируют с использованием машинной обработки или иных подходящих способов изготовления.
Как показано на фиг.7, каждая лопасть 40 может быть снабжена одним или несколькими ориентирующими пазами в одной или в обеих боковых поверхностях корпуса 42 лопасти. Как показано на фиг.7, ориентирующие пазы 43 могут иметь в целом прямоугольное сечение. Однако в других вариантах ориентирующие пазы 43 могут иметь в целом круговое или квадратное сечение. Ориентирующие пазы могут проходить в лопасти 40 на глубину Y, которая может составлять примерно 10% от ширины W лопасти в ее наиболее широком месте. В других вариантах ориентирующие пазы могут проходить в лопасти 40 на глубину Y, величина которой может находиться в диапазоне от примерно 10% до примерно 30% от ширины W лопасти в ее наиболее широком месте. Боковые стенки пластин 26 корпуса 16 раздвижного расширителя 10 внутри вырезов 51 (см. фиг.1), в которых могут скользить лопасти 40, могут быть снабжены сопряженными проходящими внутрь направляющими элементами или выступами 48 (см. фиг.1). Когда лопасть 40 скользит в вырезе 51, выполненном в стенке пластины 26 лопасти корпуса 16, направляющие элементы или выступы 48 могут взаимодействовать с соответствующими ориентирующими пазами 43, выполненными в боковых поверхностях лопасти 40. Сопряженные выступы 48 и ориентирующие пазы 43 обеспечивают скольжение лопастей 40 в целом продольно вверх и радиально наружу в направлении 62 относительно раздвижного расширителя 10, когда лопасти перемещаются из первого (убранного) положения во второе (выдвинутое) положение.
Кроме того, как показано на фиг.7, поперечное сечение ориентирующих пазов 43 может содержать криволинейные кромки, проходящие в целом параллельно направлению 62, в котором должны скользить лопасти 40. Величина радиуса каждой криволинейной кромки может находиться в диапазоне от примерно 5% до примерно 40% от ширины W лопасти 40 в ее наиболее широком месте. В некоторых вариантах осуществления изобретения величина радиуса каждой криволинейной кромки может находиться в диапазоне от примерно 5% до примерно 20% от ширины W лопасти 40 в ее наиболее широком месте. Направляющие элементы или выступы 48 могут содержать криволинейные кромки, сопрягающиеся с криволинейными кромками ориентирующих пазов 43. Сопрягающиеся криволинейные кромки ориентирующих пазов 43 и направляющих элементов или выступов 48 могут облегчать взаимодействие ориентирующих пазов 43 с направляющими элементами или выступами 48 для обеспечения скольжения. Кроме того, сопрягающиеся криволинейные кромки ориентирующих пазов 43 и направляющих элементов или выступов 48 могут снижать вероятность залипания лопасти 40 в вырезе 51 при ее перемещении из первого (убранного) положения во второе (выдвинутое) положение.
Как показано на фиг.7, лопасти 40 могут иметь в целом прямоугольное или коробчатое сечение. Относительно более острые углы 66 лопасти могут иметь радиус, величина которого находится в диапазоне от примерно 0 см (0 дюймов) или примерно 2,54 см (1 дюйм). Коробчатая форма лопасти 40 может предотвращать залипание лопасти 40 в вырезе 51 пластины 26 лопасти при ее перемещении из первого (убранного) положения во второе (выдвинутое) положение. Относительно острые углы 66 лопасти 40 также предотвращают биения лопасти 40 (перемещения вперед и назад) и поворот относительно корпуса 16 в процессе расширения/бурения.
На фиг.8 приведен вид сбоку лопасти 40, показанной на фиг.7. Режущие элементы 54 на фиг.8 не показаны для иллюстрации гнезд 55 для них, которые могут быть сформированы в лопасти 40. Режущие элементы 54 могут быть зафиксированы в гнездах 55 с использованием, например, твердого припоя или клеящего материала.
Кроме того, на фиг.8 показано, что поверхность 44 лопасти 40, взаимодействующая с породой пласта, может иметь в целом дугообразную форму в ее передней 41А и задней 41В частях (в продольном направлении). Режущие элементы 54 (см. фиг.7) могут быть установлены как на передней 41А, так и на задней 41В частях лопасти 40. При таком устройстве раздвижной расширитель 10 может использоваться для расширения скважины как при продвижении колонны вниз, так и продвижении вверх, как было указано выше.
На фиг.9 приведен вид с торца лопасти 40, показанной на фиг.7, 8. Как показано на фиг.9, в некоторых вариантах осуществления изобретения передняя, по направлению вращения, боковая поверхность 45 лопасти 40 может составлять острый угол 68, величина которого может находиться в диапазоне от примерно 0° до примерно 45° относительно плоскости 70, разрезающей корпус 16 раздвижного расширителя 10 и содержащей продольную ось L16.
Раздвижной расширитель 10 может относительно свободно перемещаться в скважине, когда он находится в нерабочем, транспортном, положении, и лопасти 40 находятся в первом (убранном) положении. В таком положении раздвижной расширитель 10 может быть установлен в выбранной части скважины, в которой необходимо ее расширить, то есть увеличить диаметр скважины. После установки раздвижного расширителя 10 в нужном месте скважины он может быть приведен в рабочее положение путем перемещения лопастей 40 наружу в радиальном направлении и вверх в продольном направлении. Для того чтобы привести раздвижной расширитель 10 в рабочее положение, ограничительный элемент, имеющий в некоторых вариантах осуществления изобретения форму шара (не показан), бросают в бурильную колонну, к которой прикреплен раздвижной расширитель 10. Шар может иметь такой диаметр, чтобы шар мог пройти через внутренний подвижный трубчатый элемент 30 к сферической поверхности 32 седла клапана и в то же время чтобы шар не мог проскочить дальше за седло клапана. При таком устройстве поток промывочной жидкости, проходящий по продольному каналу 17, может прижимать шар к сферической поверхности 32 седла клапана, в результате чего может быть временно прекращен поток жидкости через внутренний подвижный трубчатый элемент 30.
Поскольку поток промывочной жидкости временно прерван шаром, прижатым к сферической поверхности 32 седла клапана, то разность давлений в продольном канале 17 для промывочной жидкости выше и ниже шара может создавать силу, действующую на внутренний подвижный трубчатый элемент 30 вперед в продольном направлении, то есть в направлении нижнего конца 12 раздвижного расширителя 10. Срезные штифты 38 могут быть устроены таким образом, чтобы они срезались, когда величина давления промывочной жидкости внутри внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 достигает порогового значения и, соответственно, сила, действующая на внутренний подвижный трубчатый элемент 30 вперед в продольном направлении, достигает порогового уровня. Иными словами, срезные штифты 38 могут быть устроены таким образом, чтобы они срезались, когда разность давлений выше и ниже шара в продольном канале 17 раздвижного расширителя 10 достигает порогового значения. После того как срезные штифты 38 будут срезаны, давление внутри внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 выше шара может заставлять внутренний подвижный трубчатый элемент 30 скользить внутри внутреннего неподвижного трубчатого элемента 28 вперед в продольном направлении, пока внешняя кромка или выступ 74 на внешней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 не упрется в конец 76 или другой элемент внутреннего неподвижного трубчатого элемента 28. После того как внешняя кромка или выступ 74 на внешней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 упрется в конец 76 или другой элемент внутреннего неподвижного трубчатого элемента 28, дальнейшее продольное перемещение внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 внутри раздвижного расширителя 10 может быть прекращено. Кроме того, взаимодействие внешней кромки или выступа 74 на внешней поверхности внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 с концом 76 или другим элементом внутреннего неподвижного трубчатого элемента 28 может быть смягчено амортизирующим элементом, содержащим резину или другой упругий материал.
Внутренний неподвижный трубчатый элемент 28 может быть снабжен цанговой защелкой или другим запирающим механизмом, устроенным таким образом, чтобы он запирал внутренний подвижный трубчатый элемент 30 в переднем продольном направлении (или в положении срабатывания) для предотвращения дальнейшего перемещения внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 внутри раздвижного расширителя 10. Аналогично, передняя часть (в продольном направлении) внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 может быть снабжена высаженной трубкой или другим устройством или механизмом для прижатия шара к сферической поверхности 32 седла клапана для предотвращения дальнейшего перемещения шара внутри раздвижного расширителя 10.
После того как срезные штифты 38 срезаны, в результате чего внутренний подвижный трубчатый элемент 30 перемещается со скольжением в переднее положение (в продольном направлении), перепускные отверстия 31 для текучей среды могут быть установлены в той части перепускного элемента 18 для текучей среды, которая имеет увеличенный внутренний диаметр. Таким образом, промывочная жидкость может вытекать из внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 через перепускные отверстия 31 в кольцевое пространство между внешней поверхностью внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 и внутренней поверхностью 19 перепускного элемента 18, вокруг передней части внутреннего подвижного трубчатого элемента 30 (конец, закрытый шаром) и далее через нижний конец 12 раздвижного расширителя 10.
Кроме того, после того как срезные штифты 38 срезаны, в результате чего внутренний подвижный трубчатый элемент 30 перемещается со скольжением в переднее положение (в продольном направлении), давление промывочной жидкости внутри продольного канала 17 может воздействовать непосредственно на лопасти 40, в результате чего они могут перемещаться из первого (убранного) положения во второе (выдвинутое) положение и вступать в скважине во взаимодействие с породой пласта. Промывочная жидкость внутри продольного канала 17 может находиться в непосредственном контакте по меньшей мере с частью каждой лопасти 40. При таком устройстве единственной существенной силой, действующей на лопасти 40 для перемещения их из первого положения во второе положение, является сила, создаваемая гидравлическим давлением внутри продольного канала 17 для текучей среды.
После того как лопасти перемещаются во второе (выдвинутое) положение, показанное на фиг.6, раздвижной расширитель 10 может быть приведен во вращение, чтобы режущие элементы 54 (описаны далее) начали соскребать и срезать породу пласта со стенки скважины и увеличивать ее диаметр.
Для расширения нижней части скважины вращающийся раздвижной расширитель 10 может продвигаться или проталкиваться вперед в направлении его нижнего конца 12. Для расширения верхней части скважины вращающийся раздвижной расширитель 10 может отводиться или вытягиваться назад в направлении его верхнего конца 14. После того как требуемое расширении скважины выполнено, гидравлическое давление внутри продольного канала 17 для текучей среды может быть уменьшено до величины, которая будет ниже порогового уровня, при котором пружинные элементы 50 обеспечивают возвращение лопастей 40 в первое (убранное) положение. После этого раздвижной расширитель 10 может быть возвращен из скважины на поверхность.
В некоторых случаях обломки породы или другие отходы могут вызывать залипание или заклинивание одной или нескольких лопастей 40 в выдвинутом положении. Поскольку лопасти 40 и корпус 16 раздвижного расширителя 10 устроены таким образом, что, как было описано выше со ссылками на фиг.5, 6, лопасти 40 могут скользить продольно вверх и радиально наружу в направлении 62 относительно раздвижного расширителя 10, то любая сила, действующая на такие заклинившиеся или залипшие лопасти 40 со стороны подземного пласта или со стороны башмака обсадной колонны, при отведении или вытягивании раздвижного расширителя 10 из скважины, может толкать, возможно, заклинившиеся или залипшие лопасти 40 в первое (убранное) положение. Иными словами, вытягивание раздвижного расширителя 10 из скважины может обеспечивать возвращение, возможно, заклинившихся или залипших лопастей 40 назад в первое (убранное) положение. В результате может облегчаться извлечение раздвижного расширителя 10 из скважины.
Как можно видеть на фиг.7, режущие элементы 54, расположенные в продольном направлении на задних частях лопастей 40 (частях, которые расположены ближе к верхнему концу 14 раздвижного расширителя 10 (см. фиг.3)), могут быть более заглублены в лопастях 40 по сравнению с другими режущими элементами 54. Режущие элементы 54, расположенные в продольном направлении на задних частях лопастей 40, могут выступать над поверхностью 44, взаимодействующей с породой пласта, например, на 0,3175 см (1/8 дюйма) или на меньшую высоту. В некоторых вариантах осуществления изобретения режущие элементы 54, расположенные в продольном направлении на задних частях лопастей 40, могут не выступать над поверхностью 44, взаимодействующей с породой пласта, а быть с ней примерно вровень (заподлицо) или даже быть несколько ниже уровня поверхности 44. Такое заглубление режущих элементов 54, расположенных в продольном направлении на задних частях лопастей 40, предотвращает зацепление режущих элементов 54 за обсадную колонну или другие конструкции в скважине, когда раздвижной расширитель 10 поднимают из скважины. В результате может дополнительно облегчаться извлечение раздвижного расширителя 10 из скважины.
На фиг.10 приведен вид сбоку лопасти 40, практически идентичный виду на фиг.8, который иллюстрирует дополнительные особенности нескольких вариантов осуществления настоящего изобретения. Как показано на фиг.10, в некоторых вариантах осуществления изобретения самая крайняя сзади (в продольном направлении) точка 80 зоны 82, определяющей диаметр раздвижного расширителя 10 (то есть зоны лопасти 40, наиболее выступающей в радиальном направлении), может быть расположена на расстоянии D от центральной линии 86 поверхности 44 лопасти 40, взаимодействующей с породой пласта, которое не превышает 25% от размера L в продольном направлении поверхности 44 лопасти 40, взаимодействующей с породой пласта. Более предпочтительно самая крайняя сзади (в продольном направлении) точка 80 зоны 82, определяющей диаметр раздвижного расширителя 10, может быть расположена на расстоянии D от центральной линии 86 лопасти 40, которое не превышает 20% от размера L в продольном направлении поверхности 44 лопасти 40, взаимодействующей с породой пласта.
В некоторых ситуациях самая крайняя сзади (в продольном направлении) точка 80 зоны 82, определяющей диаметр раздвижного расширителя 10, может быть первой точкой контакта между лопастью 40 и обсадной колонной или другими элементами в скважине, если лопасть 40 может заклинивать или залипать во втором (выдвинутом) положении, когда осуществляют подъем раздвижного расширителя 10 из скважины. Если самая крайняя сзади (в продольном направлении) точка 80 зоны 82, определяющей диаметр раздвижного расширителя 10, будет находиться рядом с центральной линией 86 поверхности 44 лопасти 40, взаимодействующей с породой пласта, то вероятность зажима лопасти 40 в корпусе 16 (в пластине 26 лопасти) раздвижного расширителя 10 будет меньше, когда потенциально заклиненная или залипшая лопасть 40 будет взаимодействовать с обсадной колонной или другим элементом внутри скважины при вытягивании раздвижного расширителя 10 на поверхность. Иными словами, любая сила, действующая на самую крайнюю сзади (в продольном направлении) точку 80 зоны 82, определяющей диаметр раздвижного расширителя 10, вызванная взаимодействием с обсадной колонной или другим элементом внутри скважины, может заставлять лопасть 40 скользить из второго (выдвинутого) положения в первое (убранное) положение. В результате может еще больше облегчаться извлечение раздвижного расширителя 10 из скважины.
Кроме того, как показано на фиг.10, в некоторых вариантах осуществления изобретения, одна или несколько лопастей 40 могут содержать на поверхности 44, взаимодействующей с породой пласта, углубление 90.
Углубление 90 на поверхности 44, взаимодействующей с породой пласта, может примыкать или быть расположенным недалеко от самой крайней сзади части или конца лопасти 40, то есть конца лопасти, расположенного ближе к верхнему концу 14 раздвижного расширителя 10. В некоторых вариантах осуществления изобретения углубление 90 практически не содержит режущих элементов 54 (см. фиг.7). В других вариантах углубление 90 может быть в целом плоским. Как показано на фиг.6, в некоторых вариантах углубление 90 может быть немного утоплено в пластину 26 лопасти, когда лопасть 40 находится в выдвинутом положении. В других вариантах углубление 90 может быть заподлицо с внешней поверхностью 27 пластины 26 лопасти, когда лопасть 40 находится в выдвинутом положении. Углубление 90 может проходить вперед в продольном направлении, то есть в направлении нижнего конца 12 раздвижного расширителя 10, например, на расстояние Х от заднего края 92 поверхности 44, взаимодействующей с породой пласта, до участка 94, на котором поверхность 44 начинает закругляться радиально наружу. В некоторых вариантах осуществления изобретения углубление 90 может проходить от заднего края 92 поверхности 44, взаимодействующей с породой пласта, до участка, находящегося рядом с самым крайним сзади режущим элементом 54 на поверхности 44 или в ней. Величина расстояния Х может находиться в диапазоне от примерно 5% до примерно 40% от продольного размера L поверхности 44, взаимодействующей с породой пласта. Более предпочтительно величина расстояния Х может находиться в диапазоне от примерно 7% до примерно 15% от продольного размера L поверхности 44, взаимодействующей с породой пласта.
В некоторых ситуациях участок 94, на котором поверхность 44, взаимодействующая с породой пласта, начинает закругляться радиально наружу, может определять первую точку контакта между лопастью 40 и обсадной колонной или другими элементами в скважине, если лопасть 40 может заклинивать или залипать во втором (выдвинутом) положении, когда осуществляют подъем раздвижного расширителя 10 из скважины. Если участок 94, на котором поверхность 44, взаимодействующая с породой пласта, начинает закругляться радиально наружу, будет находиться рядом с центральной линией 86 поверхности 44 лопасти 40, то скорее всего лопасть 40 будет иметь меньшую тенденцию к зажиму в корпусе 16 (в пластине 26 лопасти) раздвижного расширителя 10, когда потенциально заклиненная или залипшая лопасть 40 будет взаимодействовать с обсадной колонной или другим элементом внутри скважины при вытягивании раздвижного расширителя 10 на поверхность. Иными словами, действующая на лопасть 40 толкающая сила, создаваемая обсадной колонной или другим элементом внутри скважины, может заставлять лопасть 40 убираться или перемещаться в направлении 62 под острым углом 64 относительно продольной оси L16, показанной на фиг.5, 6, из второго (выдвинутого) положения в первое (убранное) положение. В результате может дополнительно облегчаться извлечение раздвижного расширителя 10 из скважины.
Также в изобретении предлагается особенная конструкция уплотнения, показанная на фиг.11-15, которая может быть применена в некоторых из вариантов осуществления изобретения. Как показано на фиг.11, в некоторых вариантах осуществления изобретения может использоваться Т-образное уплотнение 100, содержащее сравнительно мягкий материал, такой как полимер или смесь полимеров. В некоторых вариантах Т-образное уплотнение 100 может быть сформировано из гидрированного бутадиен-нитрильного каучука (HNBR) VITON™ или нитрильного каучука. Как показано на виде сверху сечения Т-образного уплотнения (фиг.12), его форма соответствует форме лопастей 40. В частности, форма Т-образного уплотнения 100 может быть такой, чтобы оно садилось в канавку 52 (см. фиг.8), проходящую по периметру каждой лопасти 40. Как показано на фиг.11 и более подробно на фиг.13 и фиг.14, представляющих виды сечения Т-образного уплотнения 100 по линиям 13-13 и 14-14 фиг.12 соответственно, это уплотнение может иметь такую форму, чтобы оно прилегало к пластине 26 корпуса 16, и в частности к поверхностям выреза 51 (см. фиг.1) пластины 26 перпендикулярно каждой поверхности выреза 51.
На фиг.15 приведен увеличенный вид части, обозначенной ссылочным номером 15 на фиг.2, на котором иллюстрируется Т-образное уплотнение, установленное между корпусом 42 лопасти и пластиной 26 корпуса 16. Как показано на фиг.15, Т-образное уплотнение 100 может взаимодействовать с поверхностями 53 выреза 51 пластины 26 корпуса 16, составляя с ними прямой угол. Кроме того, при взаимодействии с поверхностями 53 выреза 51 Т-образное уплотнение 100 может сжиматься на 10% и более. Иначе говоря, толщина Т-образного уплотнения 100, измеренная в его свободном (несжатом) состоянии, может уменьшиться на величину порядка 10% или более, когда оно установлено между лопастью 40 и пластиной 26 корпуса 16, как показано на фиг.15. В некоторых вариантах осуществления изобретения сжатие Т-образного уплотнения 100 может составлять 20% или более.
Как можно видеть на фиг.15, Т-образное уплотнение 100 может содержать одно или несколько вспомогательных колец 102. Эти кольца 102 могут быть сформированы из материала, который имеет большую жесткость по сравнению с материалом Т-образного уплотнения 100, например из такого материала, как полиэфирэфиркетон (PEEK™), политетрафторэтилен (TEFLON™), политетрафторэтилен, импрегнированный бронзой или другими подходящими материалами.
Т-образное уплотнение 100 может быть сравнительно эластичным и может растягиваться, когда оно установлено вокруг лопасти 40 в канавке 52. Поскольку вспомогательные кольца 102 могут быть относительно жесткими, они могут быть снабжены прорезью, обеспечивающей возможность их растягивания для посадки вокруг корпуса лопасти 40, то есть чтобы их можно было установить в канавке 52 поверх Т-образного уплотнения 100. Вспомогательные кольца 102 могут способствовать удерживанию Т-образного уплотнения 100 в канавке 52 (см. фиг.8) лопасти 40. Кроме того, вспомогательные кольца 102 могут уменьшать возможность контакта Т-образного уплотнения 100 с загрязнениями.
В частности, как показано на фиг.15, после сжатия Т-образного уплотнения 100 прилегающей поверхностью 53 пластины 26 корпуса 16 внутри выреза 51, вспомогательные кольца 102 также могут взаимодействовать с прилегающей поверхностью пластины 26. Таким образом, когда Т-образное уплотнение 100 и поверхности 53 пластины 26 перемещаются относительно друг друга, вспомогательные кольца 102 находятся в контакте с поверхностями 53 пластины 26 перед Т-образным уплотнением 100 в каждом направлении перемещения. Поэтому вспомогательные кольца 102 могут содействовать удалению частиц породы с поверхностей 53, препятствуя таким образом попаданию загрязняющих компонентов на Т-образное уплотнение 100. В некоторых вариантах вспомогательные кольца 102 могут содержать гребешки или другие выступающие элементы, которые улучшают удаление загрязняющих компонентов.
Как показано на фиг.15, между каждой лопастью 40 и окружающими поверхностями пластины 26 корпуса 16 раздвижного расширителя 10 может быть зазор Т, величина которого достаточна для того, чтобы лопасть 40 свободно скользила в пластине 26, и в то же время этот зазор достаточно мал, чтобы минимизировать или предотвращать попадание частиц породы или другого мусора между лопастями 40 и корпусом и направлять лопасти 40 при их движении внутри или относительно пластины 26 корпуса 16. Величина зазора Т между каждой поверхностью лопасти 40 и окружающими поверхностями пластины 26 корпуса 16 может превышать, например, 0,0254 см (примерно 0,01 дюйма). Использование зазора Т, величина которого превышает 0,0254 см (примерно 0,01 дюйма), может снижать возможность заклинивания лопасти 40 в вырезе 51 пластины 26 корпуса 16.
В некоторых вариантах осуществления изобретения зазор Т между боковыми поверхностями лопастей 40 и окружающими поверхностями корпуса 16 (например, пластины 26) может составлять примерно 0,0381 см (примерно 0,015 дюйма), примерно 0,0635 см (0,025 дюйма) или примерно 0,1143 см (примерно 0,045 дюйма).
Хотя изобретение рассмотрено в настоящем описании на примере некоторых предпочтительных вариантов его осуществления, однако среднему специалисту в данной области техники будет ясно, что изобретение не ограничивается этими вариантами. В предпочтительные варианты могут быть внесены изменения и дополнения, или же некоторые элементы могут быть исключены, без выхода за пределы объема изобретения, заявленного в прилагаемой формуле. Кроме того, признаки одного варианта осуществления изобретения могут использоваться совместно с признаками другого варианта, опять же без выхода за пределы объема изобретения, заявленного авторами. Изобретение может применяться с различными профилями лопастей, а также с различными типами и конфигурациями режущих элементов.
Claims (18)
1. Раздвижной расширитель, содержащий: наружный корпус, сквозь который проходит канал для текучей среды, и, по меньшей мере, одну лопасть, выполненную с возможностью перемещения относительно корпуса между убранным положением и выдвинутым положением в направлении под острым углом к продольной оси корпуса, отличающийся тем, что он дополнительно содержит внутренний подвижный трубчатый элемент, выполненный с возможностью перемещения из первого положения во второе положение, когда разность гидравлических давлений между разными частями канала для текучей среды достигает предварительно заданного значения, с предотвращением тем самым действия гидравлического давления в канале для текучей среды на упомянутую лопасть при нахождении внутреннего подвижного трубчатого элемента в первом положении, и обеспечения действия гидравлического давления в канале для текучей среды на упомянутую лопасть, при нахождении внутреннего подвижного трубчатого элемента во втором положении, причем упомянутая лопасть имеет такие размеры и форму, чтобы между корпусом и каждой боковой поверхностью упомянутой лопасти, прилегающей к корпусу, обеспечивался зазор, величина которого превышает примерно 0,254 мм, упомянутая лопасть включает основную часть, имеющую наклонную поверхность, расположенную под первым углом относительно продольной оси корпуса, которая может быть заклинена относительно наклонной поверхности корпуса, расположенной под вторым углом, отличающимся от первого угла, относительно продольной оси корпуса, для центрирования лопасти в пластине лопасти, когда лопасть находится в выдвинутом положении.
2. Раздвижной расширитель по п.1, в котором упомянутый острый угол относительно продольной оси корпуса составляет примерно 60°.
3. Раздвижной расширитель по п.1 или 2, в котором корпус содержит пластину лопасти, причем лопасть, по меньшей мере, частично размещается внутри выреза в этой пластине.
4. Раздвижной расширитель по п.1 или 2, в котором упомянутая лопасть имеет в целом прямоугольную форму с углами, величина радиуса закругления которых находится от примерно 0 до примерно 2,54 см.
5. Раздвижной расширитель по п.1 или 2, дополнительно содержащий уплотнение между корпусом и каждой боковой поверхностью упомянутой лопасти, прилегающей к корпусу, причем уплотнение выполнено и установлено с возможностью предотвращения вытекания текучей среды из канала для текучей среды между корпусом и лопастью и упирается в корпус, по существу, под прямым углом к каждой поверхности корпуса, находящейся в контакте с уплотнением.
6. Раздвижной расширитель по п.1, в котором величина угла между наклонной поверхностью основной части лопасти и направлением, в котором лопасть должна перемещаться относительно корпуса, находится в диапазоне от примерно 15 до примерно 75°.
7. Раздвижной расширитель по п.6, в котором величина угла между наклонной поверхностью основной части лопасти и направлением, в котором лопасть должна перемещаться относительно корпуса, составляет примерно 30°.
8. Раздвижной расширитель по п.1 или 2, в котором упомянутая лопасть имеет взаимодействующую с породой поверхность, которая содержит переднюю в продольном направлении часть, содержащую, по меньшей мере, один передний режущий элемент, и заднюю в продольном направлении часть, содержащую, по меньшей мере, один задний режущий элемент, причем передние режущие элементы выступают больше, чем задние режущие элементы.
9. Раздвижной расширитель по п.8, в котором задние режущие элементы выступают примерно на 3,175 мм или меньше из взаимодействующей с породой поверхности лопасти.
10. Раздвижной расширитель по п.8, в котором задние режущие элементы расположены примерно вровень с взаимодействующей с породой поверхностью лопасти.
11. Раздвижной расширитель по п.1 или 2, в котором упомянутая лопасть имеет взаимодействующую с породой поверхность, которая включает зону, определяющую диаметр раздвижного расширителя, причем самая крайняя сзади в продольном направлении точка указанной зоны расположена на некотором расстоянии от центральной линии, взаимодействующей с породой поверхности, которое не превышает 25% от размера этой поверхности в продольном направлении.
12. Раздвижной расширитель по п.11, в котором упомянутая лопасть дополнительно содержит, по меньшей мере, один ориентирующий паз, сформированный, по меньшей мере, на одной боковой поверхности лопасти и имеющий глубину в лопасти, составляющую более примерно 10% от ширины лопасти в ее наиболее широком месте.
13. Раздвижной расширитель по п.11 или 12, в котором самая крайняя сзади в продольном направлении точка зоны, определяющей диаметр раздвижного расширителя, расположена на некотором расстоянии от центральной линии, взаимодействующей с породой поверхности, которое не превышает 20% от размера этой поверхности в продольном направлении.
14. Раздвижной расширитель по п.1 или 2, в котором упомянутая лопасть имеет взаимодействующую с породой поверхность, которая содержит зону, определяющую диаметр раздвижного расширителя, и зону углубления в радиальном направлении, проходящую от заднего края взаимодействующей с породой поверхности вперед в продольном направлении на расстояние, превышающее 5% от размера этой поверхности в продольном направлении.
15. Раздвижной расширитель по п.14, в котором зона углубления в радиальном направлении проходит от заднего края взаимодействующей с породой поверхности на расстояние, величина которого не превышает примерно 40% от размера этой поверхности в радиальном направлении.
16. Раздвижной расширитель по п.15, в котором зона углубления в радиальном направлении проходит от заднего края взаимодействующей с породой поверхности на расстояние, величина которого находится в диапазоне от 7 до примерно 15% от размера этой поверхности в радиальном направлении.
17. Способ расширения скважины, в котором: пропускают промывочную жидкость через канал для текучей среды, проходящий сквозь наружный корпус раздвижного расширителя; обеспечивают воздействие гидравлического давления внутри канала для текучей среды непосредственно на поверхность, по меньшей мере, одной лопасти раздвижного расширителя для ее перемещения со скольжением относительно корпуса из убранного положения в выдвинутое положение в направлении под острым углом к продольной оси корпуса; обеспечивают, по меньшей мере, одну наклонную поверхность основной части упомянутой лопасти для заклинивания этой наклонной поверхности относительно наклонной поверхности корпуса, когда упомянутая лопасть перемещается со скольжением относительно корпуса из убранного положения в выдвинутое положение, причем, по меньшей мере, одна наклонная поверхность основной части упомянутой лопасти расположена под первым острым углом в диапазоне между примерно 15 и примерно 75° относительно направления продольной оси корпуса, а наклонная поверхность корпуса расположена под вторым углом, который отличается от первого угла, относительно продольной оси корпуса; и осуществляют вращение раздвижного расширителя внутри скважины, отличающийся тем, что при обеспечении действия гидравлического давления внутри канала для текучей среды непосредственно на поверхность упомянутой лопасти раздвижного расширителя: устанавливают внутренний трубчатый элемент в первое положение внутри канала для текучей среды и предотвращают воздействие гидравлического давления непосредственно на поверхность упомянутой лопасти, используя внутренний трубчатый элемент; и перемещают внутренний трубчатый элемент из первого положения во второе положение и обеспечивают воздействие гидравлического давления непосредственно на поверхность упомянутой лопасти.
18. Способ по п.17, в котором вытягивают раздвижной расширитель из скважины и обеспечивают воздействие зоны упомянутой, по меньшей мере, одной лопасти раздвижного расширителя, находящейся сзади от центральной линии поверхности, взаимодействующей с породой, на расстоянии, величина которого не превышает 43% от размера указанной поверхности в продольном направлении, с конструкцией, включающей суженную часть скважины, посредством чего обеспечивают скольжение лопастей из выдвинутого положения в убранное положение в направлении под острым углом с продольной осью корпуса раздвижного расширителя.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US87274506P | 2006-12-04 | 2006-12-04 | |
US60/872,745 | 2006-12-04 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009125440A RU2009125440A (ru) | 2011-01-20 |
RU2462577C2 true RU2462577C2 (ru) | 2012-09-27 |
Family
ID=39111596
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009125440/03A RU2462577C2 (ru) | 2006-12-04 | 2007-12-03 | Раздвижной расширитель для расширения скважин и способ расширения скважины |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7997354B2 (ru) |
EP (1) | EP2097610B1 (ru) |
CN (1) | CN101589204A (ru) |
AT (1) | ATE513115T1 (ru) |
CA (1) | CA2671423C (ru) |
RU (1) | RU2462577C2 (ru) |
WO (1) | WO2008070038A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2774875C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-06-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Расширитель для бурения и расширения на обсадной колонне |
Families Citing this family (75)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
EP2097610B1 (en) | 2006-12-04 | 2011-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth-boring applications and methods of using the same |
US8028767B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-10-04 | Baker Hughes, Incorporated | Expandable stabilizer with roller reamer elements |
US7900717B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth boring applications |
US8657039B2 (en) | 2006-12-04 | 2014-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Restriction element trap for use with an actuation element of a downhole apparatus and method of use |
US7882905B2 (en) | 2008-03-28 | 2011-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and method of using same |
MX2010011514A (es) * | 2008-04-23 | 2011-01-20 | Baker Hughes Inc | Metodos, sistemas y ensambles para el fondo de la perforacion que incluyen escariador con inclinacion trasera efectiva variable. |
WO2009135116A2 (en) * | 2008-05-01 | 2009-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer and reamer system having extensible blades and bearing pads and methods of using same |
US8540035B2 (en) * | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
GB2460096B (en) | 2008-06-27 | 2010-04-07 | Wajid Rasheed | Expansion and calliper tool |
US7954564B2 (en) | 2008-07-24 | 2011-06-07 | Smith International, Inc. | Placement of cutting elements on secondary cutting structures of drilling tool assemblies |
US20110056751A1 (en) * | 2008-10-24 | 2011-03-10 | James Shamburger | Ultra-hard matrix reamer elements and methods |
US8201642B2 (en) * | 2009-01-21 | 2012-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assemblies including one of a counter rotating drill bit and a counter rotating reamer, methods of drilling, and methods of forming drilling assemblies |
WO2010088489A1 (en) * | 2009-01-30 | 2010-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Methods, systems, and tool assemblies for distributing weight-on-bit between a pilot earth-boring rotary drill bit and a reamer device |
US8074747B2 (en) * | 2009-02-20 | 2011-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer assemblies with bearing pad locking structures and tools incorporating same |
US8181722B2 (en) * | 2009-02-20 | 2012-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer assemblies with bearing pad locking structures and tools incorporating same |
US8943663B2 (en) | 2009-04-15 | 2015-02-03 | Baker Hughes Incorporated | Methods of forming and repairing cutting element pockets in earth-boring tools with depth-of-cut control features, and tools and structures formed by such methods |
US8297381B2 (en) | 2009-07-13 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer subs for use with expandable reamer apparatus, expandable reamer apparatus including stabilizer subs and related methods |
US9175520B2 (en) | 2009-09-30 | 2015-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications, components for such apparatus, remote status indication devices for such apparatus, and related methods |
US8230951B2 (en) * | 2009-09-30 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools having expandable members and methods of making and using such earth-boring tools |
CA2775744A1 (en) | 2009-09-30 | 2011-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation |
SA111320627B1 (ar) * | 2010-07-21 | 2014-08-06 | Baker Hughes Inc | أداة حفرة بئر ذات أنصال قابلة للاستبدال |
SA111320712B1 (ar) | 2010-08-26 | 2014-10-22 | Baker Hughes Inc | اداة تعمل عن بعد وطريقة للتشغيل اسفل البئر |
WO2012037597A1 (en) * | 2010-09-20 | 2012-03-29 | Hard Metals Australia Pty Limited | Underground reamer |
WO2012064737A2 (en) | 2010-11-08 | 2012-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Tools for use in subterranean boreholes having expandable members and related methods |
US8342266B2 (en) * | 2011-03-15 | 2013-01-01 | Hall David R | Timed steering nozzle on a downhole drill bit |
GB2490534B (en) * | 2011-05-05 | 2014-08-13 | Mackenzie Design Consultants Ltd | A hole opener |
GB2490529B (en) * | 2011-05-05 | 2015-12-23 | Mackenzie Design Consultants Ltd | A hole opener |
US8978783B2 (en) * | 2011-05-26 | 2015-03-17 | Smith International, Inc. | Jet arrangement on an expandable downhole tool |
US9388638B2 (en) | 2012-03-30 | 2016-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers having sliding and rotating expandable blades, and related methods |
US9493991B2 (en) | 2012-04-02 | 2016-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures, tools for use in subterranean boreholes including cutting structures and related methods |
CN103016891A (zh) * | 2012-09-13 | 2013-04-03 | 江苏亿丰机械制造有限公司 | 组合式煤粉管道补偿装置 |
WO2014064485A1 (en) * | 2012-10-22 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improvements in or relating to downhole tools |
US9435168B2 (en) | 2013-02-03 | 2016-09-06 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole activation assembly and method of using same |
US9284816B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Actuation assemblies, hydraulically actuated tools for use in subterranean boreholes including actuation assemblies and related methods |
US9341027B2 (en) | 2013-03-04 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer assemblies, bottom-hole assemblies, and related methods |
US9631434B2 (en) | 2013-03-14 | 2017-04-25 | Smith International, Inc. | Underreamer for increasing a wellbore diameter |
EP3017138B1 (en) | 2013-07-05 | 2019-05-01 | Bruce A. Tunget | Apparatus and method for cultivating a downhole surface |
US9752411B2 (en) | 2013-07-26 | 2017-09-05 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole activation assembly with sleeve valve and method of using same |
AU2013251202A1 (en) | 2013-10-02 | 2015-04-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | A method of drilling a wellbore |
CN105683486B (zh) * | 2013-11-25 | 2018-04-06 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于井筒工具的密封组合件 |
EP3042020B1 (en) * | 2013-12-03 | 2019-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable straight blade stabilizer |
GB2520998B (en) | 2013-12-06 | 2016-06-29 | Schlumberger Holdings | Expandable Reamer |
US9732573B2 (en) | 2014-01-03 | 2017-08-15 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole activation assembly with offset bore and method of using same |
CN103774994B (zh) * | 2014-01-30 | 2016-02-10 | 山东省水利科学研究院 | 一种扩孔钻头 |
US10190367B2 (en) | 2014-07-15 | 2019-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Spline insert for a downhole tool |
GB2535787B (en) | 2015-02-27 | 2017-08-16 | Schlumberger Holdings | Milling tool and method |
GB2528458A (en) | 2014-07-21 | 2016-01-27 | Schlumberger Holdings | Reamer |
GB2528457B (en) | 2014-07-21 | 2018-10-10 | Schlumberger Holdings | Reamer |
GB2528456A (en) * | 2014-07-21 | 2016-01-27 | Schlumberger Holdings | Reamer |
WO2016014283A1 (en) | 2014-07-21 | 2016-01-28 | Schlumberger Canada Limited | Reamer |
GB2528459B (en) | 2014-07-21 | 2018-10-31 | Schlumberger Holdings | Reamer |
GB2528454A (en) | 2014-07-21 | 2016-01-27 | Schlumberger Holdings | Reamer |
CN104100204B (zh) * | 2014-08-06 | 2017-01-18 | 四川万吉金刚石钻头有限公司 | 一种组合式pdc钻头 |
US10494871B2 (en) | 2014-10-16 | 2019-12-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Modeling and simulation of drill strings with adaptive systems |
US10316595B2 (en) | 2014-11-13 | 2019-06-11 | Z Drilling Holdings, Inc. | Method and apparatus for reaming and/or stabilizing boreholes in drilling operations |
GB201501366D0 (en) * | 2015-01-27 | 2015-03-11 | H�Bert, Jacklin And Garant, Jean And H�Bert, St�Fan | Intelligent boring tool |
US10174560B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Modular earth-boring tools, modules for such tools and related methods |
USD786645S1 (en) | 2015-11-03 | 2017-05-16 | Z Drilling Holdings, Inc. | Reamer |
US10273759B2 (en) | 2015-12-17 | 2019-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting earth-boring tools and related systems and methods |
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 |
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 |
US10508323B2 (en) | 2016-01-20 | 2019-12-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus for securing bodies using shape memory materials |
GB2546518A (en) * | 2016-01-21 | 2017-07-26 | Schlumberger Holdings | Rotary cutting tools |
WO2017132052A1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Underreamer cutter block |
US11002080B2 (en) | 2016-01-28 | 2021-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Staged underreamer cutter block |
US10633929B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-04-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting earth-boring tools and related systems |
RU2695442C1 (ru) * | 2018-04-24 | 2019-07-23 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Виброгаситель-калибратор |
CN108643863B (zh) * | 2018-07-17 | 2020-11-17 | 嘉兴市国龙石油化工股份有限公司 | 一种抽油杆自适应式井筒清蜡装置 |
CN108914946B (zh) * | 2018-08-17 | 2020-05-22 | 江苏科技大学 | 一种带有伸缩扩孔钻头的预制管桩下沉装置及其施工方法 |
US11542769B2 (en) | 2019-10-11 | 2023-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | High ratio reamer |
US11421510B2 (en) * | 2020-12-30 | 2022-08-23 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole tool assemblies for drilling wellbores and methods for operating the same |
CN113006698A (zh) * | 2021-03-29 | 2021-06-22 | 江苏诚晖工程技术有限公司 | 一种具有局部扩孔功能的钻头 |
CN117309463B (zh) * | 2023-09-27 | 2024-07-02 | 河南省地质局地质灾害防治中心 | 一种地质深层样本采样装置 |
CN117307042A (zh) * | 2023-10-10 | 2023-12-29 | 山东科技大学 | 一种矿用液压变径扩孔钻头及其使用方法 |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2027843C1 (ru) * | 1991-09-19 | 1995-01-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Расширитель скважин |
WO2000031371A1 (en) * | 1998-11-19 | 2000-06-02 | Andergauge Limited | Downhole tool with extendable members |
RU2172385C1 (ru) * | 2000-03-21 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Расширитель скважин |
US20030155155A1 (en) * | 2002-02-19 | 2003-08-21 | Dewey Charles H. | Expandable underreamer/stabilizer |
GB2393748A (en) * | 2002-10-04 | 2004-04-07 | Security Dbs Nv Sa | Bore hole underreamer |
RU2234584C1 (ru) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Расширитель скважин |
WO2004097163A1 (en) * | 2003-04-30 | 2004-11-11 | Andergauge Limited | Downhole tool having radially extendable members |
WO2004101943A2 (en) * | 2003-03-17 | 2004-11-25 | Tesco Corporation | Underreamer |
US20050241856A1 (en) * | 2004-04-21 | 2005-11-03 | Security Dbs Nv/Sa | Underreaming and stabilizing tool and method for its use |
US7036611B2 (en) * | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
RU56449U1 (ru) * | 2006-05-04 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Расширитель скважин |
Family Cites Families (87)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1678075A (en) | 1928-07-24 | Expansible rotary ttnderreamer | ||
US3123162A (en) | 1964-03-03 | Xsill string stabilizer | ||
US3126065A (en) * | 1964-03-24 | Chadderdon | ||
US2069482A (en) * | 1935-04-18 | 1937-02-02 | James I Seay | Well reamer |
US2177721A (en) | 1938-02-23 | 1939-10-31 | Baash Ross Tool Co | Wall scraper |
US2344598A (en) | 1942-01-06 | 1944-03-21 | Walter L Church | Wall scraper and well logging tool |
US2754089A (en) | 1954-02-08 | 1956-07-10 | Rotary Oil Tool Company | Rotary expansible drill bits |
US2758819A (en) | 1954-08-25 | 1956-08-14 | Rotary Oil Tool Company | Hydraulically expansible drill bits |
US2834578A (en) | 1955-09-12 | 1958-05-13 | Charles J Carr | Reamer |
US2882019A (en) * | 1956-10-19 | 1959-04-14 | Charles J Carr | Self-cleaning collapsible reamer |
US3105562A (en) * | 1960-07-15 | 1963-10-01 | Gulf Oil Corp | Underreaming tool |
US3211232A (en) * | 1961-03-31 | 1965-10-12 | Otis Eng Co | Pressure operated sleeve valve and operator |
US3224507A (en) * | 1962-09-07 | 1965-12-21 | Servco Co | Expansible subsurface well bore apparatus |
US3433313A (en) * | 1966-05-10 | 1969-03-18 | Cicero C Brown | Under-reaming tool |
US3425500A (en) * | 1966-11-25 | 1969-02-04 | Benjamin H Fuchs | Expandable underreamer |
US3556233A (en) * | 1968-10-04 | 1971-01-19 | Lafayette E Gilreath | Well reamer with extensible and retractable reamer elements |
US4055226A (en) * | 1976-03-19 | 1977-10-25 | The Servco Company, A Division Of Smith International, Inc. | Underreamer having splined torque transmitting connection between telescoping portions for control of cutter position |
US4545441A (en) | 1981-02-25 | 1985-10-08 | Williamson Kirk E | Drill bits with polycrystalline diamond cutting elements mounted on serrated supports pressed in drill head |
US4403659A (en) | 1981-04-13 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure controlled reversing valve |
US4458761A (en) * | 1982-09-09 | 1984-07-10 | Smith International, Inc. | Underreamer with adjustable arm extension |
DE3414206C1 (de) * | 1984-04-14 | 1985-02-21 | Norton Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah | Drehbohrmeissel fuer Tiefbohrungen |
US4589504A (en) | 1984-07-27 | 1986-05-20 | Diamant Boart Societe Anonyme | Well bore enlarger |
US4660657A (en) * | 1985-10-21 | 1987-04-28 | Smith International, Inc. | Underreamer |
US4842083A (en) * | 1986-01-22 | 1989-06-27 | Raney Richard C | Drill bit stabilizer |
US4690229A (en) | 1986-01-22 | 1987-09-01 | Raney Richard C | Radially stabilized drill bit |
GB8612012D0 (en) | 1986-05-16 | 1986-06-25 | Nl Petroleum Prod | Rotary drill bits |
US4693328A (en) | 1986-06-09 | 1987-09-15 | Smith International, Inc. | Expandable well drilling tool |
EP0251543B1 (en) * | 1986-07-03 | 1991-05-02 | Charles Abernethy Anderson | Downhole stabilisers |
DE3711909C1 (de) | 1987-04-08 | 1988-09-29 | Eastman Christensen Co | Stabilisator fuer Tiefbohrwerkzeuge |
NO164118C (no) | 1987-07-30 | 1990-08-29 | Norsk Hydro As | Hydraulisk operert roemmer. |
US4884477A (en) | 1988-03-31 | 1989-12-05 | Eastman Christensen Company | Rotary drill bit with abrasion and erosion resistant facing |
FR2641320B1 (fr) | 1988-12-30 | 1991-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'actionnement a distance d'equipement comportant un systeme duse-aiguille |
US5343963A (en) | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
CA2032022A1 (en) | 1990-12-12 | 1992-06-13 | Paul Lee | Down hole drilling tool control mechanism |
US5211241A (en) | 1991-04-01 | 1993-05-18 | Otis Engineering Corporation | Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor |
US5375662A (en) * | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
US5553678A (en) | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
US5139098A (en) * | 1991-09-26 | 1992-08-18 | John Blake | Combined drill and underreamer tool |
US5265684A (en) * | 1991-11-27 | 1993-11-30 | Baroid Technology, Inc. | Downhole adjustable stabilizer and method |
GB2270098B (en) | 1992-04-03 | 1995-11-01 | Tiw Corp | Hydraulically actuated liner hanger arrangement and method |
NO178938C (no) * | 1992-04-30 | 1996-07-03 | Geir Tandberg | Anordning for utvidelse av borehull |
US5332048A (en) * | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
US5318137A (en) * | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Method and apparatus for adjusting the position of stabilizer blades |
US5318138A (en) | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Adjustable stabilizer |
US5361859A (en) * | 1993-02-12 | 1994-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable gage bit for drilling and method of drilling |
US5560440A (en) * | 1993-02-12 | 1996-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components |
US5305833A (en) | 1993-02-16 | 1994-04-26 | Halliburton Company | Shifting tool for sliding sleeve valves |
US5887655A (en) | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
US5402856A (en) | 1993-12-21 | 1995-04-04 | Amoco Corporation | Anti-whirl underreamer |
US5415243A (en) * | 1994-01-24 | 1995-05-16 | Smith International, Inc. | Rock bit borhole back reaming method |
US5425423A (en) | 1994-03-22 | 1995-06-20 | Bestline Liner Systems | Well completion tool and process |
AU3750195A (en) * | 1994-10-31 | 1996-05-23 | Phoenix P.A. Limited | 2-stage underreamer |
US5497842A (en) | 1995-04-28 | 1996-03-12 | Baker Hughes Incorporated | Reamer wing for enlarging a borehole below a smaller-diameter portion therof |
US5495899A (en) * | 1995-04-28 | 1996-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Reamer wing with balanced cutting loads |
FR2740508B1 (fr) | 1995-10-31 | 1997-11-21 | Elf Aquitaine | Stabilisateur realeseur pour le forage d'un puits petrolier |
US5740864A (en) | 1996-01-29 | 1998-04-21 | Baker Hughes Incorporated | One-trip packer setting and whipstock-orienting method and apparatus |
AU722886B2 (en) | 1996-04-18 | 2000-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulating valve responsive to fluid flow rate therethrough and associated methods of servicing a well |
US5735345A (en) | 1996-05-02 | 1998-04-07 | Bestline Liner Systems, Inc. | Shear-out landing adapter |
US5743331A (en) | 1996-09-18 | 1998-04-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling system |
US5765653A (en) * | 1996-10-09 | 1998-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Reaming apparatus and method with enhanced stability and transition from pilot hole to enlarged bore diameter |
US6059051A (en) | 1996-11-04 | 2000-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Integrated directional under-reamer and stabilizer |
US5957223A (en) | 1997-03-05 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Bi-center drill bit with enhanced stabilizing features |
US6039131A (en) * | 1997-08-25 | 2000-03-21 | Smith International, Inc. | Directional drift and drill PDC drill bit |
US5967247A (en) | 1997-09-08 | 1999-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Steerable rotary drag bit with longitudinally variable gage aggressiveness |
US6213226B1 (en) * | 1997-12-04 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling assembly and method |
US6920944B2 (en) * | 2000-06-27 | 2005-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for drilling and reaming a borehole |
US6131675A (en) * | 1998-09-08 | 2000-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Combination mill and drill bit |
US6289999B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-09-18 | Smith International, Inc. | Fluid flow control devices and methods for selective actuation of valves and hydraulic drilling tools |
US6378632B1 (en) * | 1998-10-30 | 2002-04-30 | Smith International, Inc. | Remotely operable hydraulic underreamer |
US6189631B1 (en) | 1998-11-12 | 2001-02-20 | Adel Sheshtawy | Drilling tool with extendable elements |
GB2347443B (en) | 1999-03-05 | 2003-03-26 | Cutting & Wear Resistant Dev | Adjustable down-hole tool |
BE1012545A3 (fr) * | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
GB9906114D0 (en) | 1999-03-18 | 1999-05-12 | Camco Int Uk Ltd | A method of applying a wear-resistant layer to a surface of a downhole component |
US6499537B1 (en) * | 1999-05-19 | 2002-12-31 | Smith International, Inc. | Well reference apparatus and method |
US6269893B1 (en) * | 1999-06-30 | 2001-08-07 | Smith International, Inc. | Bi-centered drill bit having improved drilling stability mud hydraulics and resistance to cutter damage |
US6668949B1 (en) | 1999-10-21 | 2003-12-30 | Allen Kent Rives | Underreamer and method of use |
GB0009834D0 (en) * | 2000-04-25 | 2000-06-07 | Brit Bit Limited | Expandable bit |
US6325151B1 (en) | 2000-04-28 | 2001-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Packer annulus differential pressure valve |
US6668936B2 (en) | 2000-09-07 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control system for downhole tools |
GB0029939D0 (en) | 2000-12-07 | 2001-01-24 | Global Tools Ltd | Reaming tool with radially extending blades |
US7451836B2 (en) | 2001-08-08 | 2008-11-18 | Smith International, Inc. | Advanced expandable reaming tool |
US7513318B2 (en) | 2002-02-19 | 2009-04-07 | Smith International, Inc. | Steerable underreamer/stabilizer assembly and method |
US6971459B2 (en) * | 2002-04-30 | 2005-12-06 | Raney Richard C | Stabilizing system and methods for a drill bit |
US6929076B2 (en) * | 2002-10-04 | 2005-08-16 | Security Dbs Nv/Sa | Bore hole underreamer having extendible cutting arms |
US7900717B2 (en) * | 2006-12-04 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth boring applications |
EP2097610B1 (en) | 2006-12-04 | 2011-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth-boring applications and methods of using the same |
US8863843B2 (en) | 2010-05-21 | 2014-10-21 | Smith International, Inc. | Hydraulic actuation of a downhole tool assembly |
-
2007
- 2007-12-03 EP EP07853229A patent/EP2097610B1/en active Active
- 2007-12-03 RU RU2009125440/03A patent/RU2462577C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-12-03 US US11/949,627 patent/US7997354B2/en active Active
- 2007-12-03 AT AT07853229T patent/ATE513115T1/de not_active IP Right Cessation
- 2007-12-03 CA CA2671423A patent/CA2671423C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-03 WO PCT/US2007/024766 patent/WO2008070038A1/en active Application Filing
- 2007-12-03 CN CN200780050281.XA patent/CN101589204A/zh active Pending
-
2011
- 2011-07-13 US US13/182,083 patent/US8453763B2/en active Active
-
2013
- 2013-06-04 US US13/909,558 patent/US9187960B2/en active Active
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2027843C1 (ru) * | 1991-09-19 | 1995-01-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Расширитель скважин |
WO2000031371A1 (en) * | 1998-11-19 | 2000-06-02 | Andergauge Limited | Downhole tool with extendable members |
RU2172385C1 (ru) * | 2000-03-21 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Расширитель скважин |
US20030155155A1 (en) * | 2002-02-19 | 2003-08-21 | Dewey Charles H. | Expandable underreamer/stabilizer |
US7036611B2 (en) * | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
GB2393748A (en) * | 2002-10-04 | 2004-04-07 | Security Dbs Nv Sa | Bore hole underreamer |
WO2004101943A2 (en) * | 2003-03-17 | 2004-11-25 | Tesco Corporation | Underreamer |
RU2234584C1 (ru) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Расширитель скважин |
WO2004097163A1 (en) * | 2003-04-30 | 2004-11-11 | Andergauge Limited | Downhole tool having radially extendable members |
US20050241856A1 (en) * | 2004-04-21 | 2005-11-03 | Security Dbs Nv/Sa | Underreaming and stabilizing tool and method for its use |
RU56449U1 (ru) * | 2006-05-04 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Расширитель скважин |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2774875C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-06-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Расширитель для бурения и расширения на обсадной колонне |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20110266060A1 (en) | 2011-11-03 |
RU2009125440A (ru) | 2011-01-20 |
US9187960B2 (en) | 2015-11-17 |
WO2008070038A1 (en) | 2008-06-12 |
US7997354B2 (en) | 2011-08-16 |
ATE513115T1 (de) | 2011-07-15 |
US20080128174A1 (en) | 2008-06-05 |
CA2671423A1 (en) | 2008-06-12 |
CA2671423C (en) | 2012-04-10 |
EP2097610A1 (en) | 2009-09-09 |
US20130264122A1 (en) | 2013-10-10 |
CN101589204A (zh) | 2009-11-25 |
WO2008070038B1 (en) | 2008-07-24 |
US8453763B2 (en) | 2013-06-04 |
EP2097610B1 (en) | 2011-06-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2462577C2 (ru) | Раздвижной расширитель для расширения скважин и способ расширения скважины | |
US8657038B2 (en) | Expandable reamer apparatus including stabilizers | |
US8905158B2 (en) | Downhole tool | |
US6953096B2 (en) | Expandable bit with secondary release device | |
US20080128175A1 (en) | Expandable reamers for earth boring applications | |
US10501995B2 (en) | Reamer | |
NO338920B1 (no) | Borings- og hullutvidelsesinnretning, samt fremgangsmåte ved boring av et borehull | |
US10584538B2 (en) | Reamer | |
US7775302B2 (en) | Casing shoe and retrievable bit assembly | |
US20170211333A1 (en) | Downhole rotary cutting tool | |
NO20141204A1 (no) | Ekspanderbare utvidere med glidende og roterende ekspanderbare blader, og relaterte fremgangsmåter | |
NO20170186A1 (en) | Reamer | |
NO347985B1 (no) | Utvidelsesbor for anvendelse i et borehull i undergrunnen, og fremgangsmåte for å utvide et borehull i undergrunnen | |
CA2586045A1 (en) | Improved underreamer and method of use | |
US10781640B2 (en) | Rotary cutting tool | |
RU2542057C1 (ru) | Расширитель раздвижной однолопастной | |
GB2528455A (en) | Reamer | |
CA2615667C (en) | Expandable bit with a secondary release device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151204 |