[go: up one dir, main page]

EP0768446B1 - Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen - Google Patents

Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen Download PDF

Info

Publication number
EP0768446B1
EP0768446B1 EP95115867A EP95115867A EP0768446B1 EP 0768446 B1 EP0768446 B1 EP 0768446B1 EP 95115867 A EP95115867 A EP 95115867A EP 95115867 A EP95115867 A EP 95115867A EP 0768446 B1 EP0768446 B1 EP 0768446B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
drilling tool
outer casing
bore hole
drilling
formation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
EP95115867A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP0768446A1 (de
Inventor
Friedhelm Dipl.-Ing. Makohl
Carsten Dipl.-Ing. Vogt
Pudjihanto Surwano
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Priority to DE59508569T priority Critical patent/DE59508569D1/de
Priority to EP95115867A priority patent/EP0768446B1/de
Priority to NO19964272A priority patent/NO311046B1/no
Priority to US08/729,226 priority patent/US5845722A/en
Publication of EP0768446A1 publication Critical patent/EP0768446A1/de
Priority to US09/205,969 priority patent/US6196336B1/en
Application granted granted Critical
Publication of EP0768446B1 publication Critical patent/EP0768446B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes
    • E21B7/208—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes using down-hole drives

Definitions

  • the invention relates to a method and an apparatus for Drilling a well into underground formations with at least one layer-like special formation that is adjacent to one in the direction of the sink Formation has significantly different formation pressures.
  • the invention addresses the problem, a method and a drilling device to create the above drawbacks when drilling wells into underground formations with significant formation pressure differences avoid.
  • the invention solves the problem by a method according to claim 1 and by a drill according to claim 9. With regard to essential Further refinements are made to claims 2 to 8 to 10 to 19.
  • the outer housing forms a shield for Formation that avoids the occurrence of tributaries as well as that Push formation areas towards drilling tool and pipe string.
  • the invention improves the above-mentioned effect of the outer housing by a drill bit is driven at the end of the outer housing, the shielding outer casing surrounds the directional drilling tool and with this works together as a unit.
  • the drilling rig schematically illustrated in Fig. 1 for sinking a Drilling into underground formations includes an above-ground derrick 1 with conventional equipment, one of which is screwed into a borehole 2 Pipe sections assembled pipe string 3, whose lower end in the usual way via connection thread with a drilling tool 4 is connected.
  • a compensation and pressure device 6 thruster
  • a compensation and pressure device 6 be screwed in between, with the help of mainly thermal ones Length differences while maintaining or specifying a desired one M adoptedeland pressure force can be compensated.
  • the drilling tool 4 comprises a composed of screwed pipe sections Tool housing 7 and one housed therein, only schematically indicated downhole motor 8 of any suitable, known training, the output shaft 9 at its lower end with a Drill bit 10 is screwed.
  • the system shown in Fig. 1 further comprises a pipe string 3 and that Drilling tool 4 surrounding outer housing 11, one of pipe sections composite well casing (liner or casing) forms and via a connecting device 12 (liner hanger) at its upper end can be connected to the pipe string 3.
  • This connecting device 12 provides a detachable connection with the tubing string 3 and allows one with the pipe string 3 retracting and pulling together the outer housing 11 in the borehole 2 or from this.
  • the tool housing 7 is in the area of the lower end of the upper Main part 13 of the outer housing 11 by an upper group 14 of locking members supported against downward movement, and the drive shaft 9 is in the area of a thickened section 15 by a lower group 16 of locking members with a lower separate end part 17 of the outer housing 11, which is independently rotatable at a lower end portion 18 of the main part 13 of the outer housing 11 is mounted and with the Drive shaft 9 around the common longitudinal central axis 19 of the drill can.
  • the lower end part 17 carries a drill bit 20 on the end face thereof Cutting plane approximately at the level of the cutting plane of the drill bit 10 Starting position.
  • the upper group 14 of the locking members is one in the outer housing 11 trained locking groove 21 in the form of an outwardly shaped annular Bag and formed by locking bars 22 on the tool housing 7 fixed by means of screws 23 at one end and with their free part a lowered starting position by the action of a spring 24 in a locking position are elastically deflectable, in which the locking bars 22 into the locking grooves 21 engage non-rotatably.
  • the locking bars 22 are in the illustrated Attach their top end with their free bottom end the pocket bottom 21 '; with possible fastening of the ledges 22 at its lower end is supported by a projection of the Engagement part 25 at the upper free end of the locking bars 22 on the pocket bottom 21 '.
  • the locking bars 22 are stressed in this case. At least three bars are provided, which regularly over the The circumference of the outer housing 11 and the tool housing 7 is arranged distributed are.
  • the lower group 16 of the locking members is in the lower end part 17 of the Outer housing 11 formed, longitudinal locking grooves 26 in shape from pockets shaped to the outside and from thickened Section 15 of the drive shaft 9 of the deep hole motor 8 by means of screws 23 fixed locking bars 27 formed, which also from a lowered starting position elastic by the action of a spring 28 in a locking position are deflectable, in the engaging parts 29 of the locking bars 27 into the locking grooves 26 intervene.
  • the lower group 16 comprises at least three pairs of Locking grooves 26 and locking strips 27, which are equiangular over the circumference of Outer housing 11 and drive shaft 9 are arranged distributed. Instead of shown attachment of the locking bars 27 with an overhead fastening point and the lower free end can also be used with the upper free end Be attached at the end and bottom of the attachment point.
  • the upper group 14 executed with an engagement length that is shorter than that Engagement length of the engagement parts 29 of the locking bars 27 of the lower group 16. This ensures that the engaging parts 29 of the locking bars 27 of the lower group 16 only in the locking grooves 26 intended for them the lower Group 16 can come up with.
  • the locking grooves 26 of the lower group 16 have an engagement length that is greater than that of the engaging parts 29 of the locking bars 27 of the lower group 16. This ensures that the lower end portion 17 of the outer housing 11 in shift in the axial direction relative to the drive shaft 9 between two end positions can, as illustrated in Figs. 2 and 3.
  • a bearing sleeve 30 is provided which from above into the lower end part 17 of the Inserted outer housing 11 and firmly connected to it, e.g. screwed is.
  • the lower end portion 18 of the upper body 13 of the outer case 11 engages around the bearing sleeve 30 and forms with a bearing surface 31 on its inside a plain bearing coaxial with the longitudinal central axis 19 of the drilling device.
  • the bearing sleeve 30 is in the lower end section 18 of the upper Main part 13 of the outer housing 11 is axially displaceably supported, so the lower end part 17, the above-mentioned axial mobility between 2 and the drilling operating position 3 to enable.
  • the bearing sleeve 30 has a collar 32 on the outside, the as a stop in cooperation with a shoulder 33 above the bearing surface 31 the lower end position for the lower end part 17 of the outer housing 11 defined.
  • the drilling operating position is the lower End of the locking ledges 27 defined with a counter surface 34 as a stop interact, which in the example shown from the end face of the screwed lower portion 35 of the lower end portion 17 of the outer housing 11 is formed, which in the overlying upper portion 36 of the lower end portion 17 of the outer housing 11 is screwed.
  • the drive shaft 9 of the deep hole motor 8 with one section 39 increased flexibility in the form of a circumferential, the bending resistance lowering confiscation, that of the downstream one Part of the drive shaft 9 gives an all-round elastic deflectability.
  • the flexible section 39 is when the drilling tool 4 in its lower end position in the outer housing 11, slightly below the Bend 40, on which the longitudinal central axis 19 of the drill in the angled lower axis part 19 'merges.
  • any type of bit can be used as the drill bit 10.
  • the drill bit 10 is provided with a stabilizer part 10 ' which is the inside of the lower portion 35 of the lower end part 17 is closely spaced, and has a side cutting surface that for example, by grinding, has a high accuracy of fit and with can fit through the drill bit 20.
  • first part of a borehole 2 with Drilled using a normal drilling tool similar to drilling tool 4 the through any, e.g. first formation formed by slate up to the vicinity of the border area to a downstream area Special formation descends, in which the formation pressure is much higher or less than that in the area of the first formation.
  • This first Formation with largely the same first formation pressure can be essentially one have a homogeneous structure, but can also consist of several different ones There are partial formations between which there are no significant ones Formation pressure differences exist.
  • the drilling tool 4 is set down and locked in the outer housing 11 is, the upper end of the outer housing 11 by means of the connecting device 12, which may be of any suitable, known design, connected to tubing string 3 and then out of the rig support solved.
  • the unit of parts 3, 4 and 11 thus formed is now under further construction of the pipe string 3 in the first part of the borehole 2 further retracted until drill bit 10 and drill bit 11 reach the bottom of borehole 2 to reach.
  • the drilling tool 4 is then put into operation, what happens by switching on or starting the deep hole motor 8, for example by training as a turbine or Moineau motor is put into operation with drilling fluid. This is done by the central Flushing channel 41 in the drill string supplied from above and occurs Flow through the central flushing channel 41 from the face of the drill bit 10 in the borehole 2 to subsequently in the annulus between the drill and to flow back into the borehole wall above ground.
  • the tubular string 3 becomes tubular Carried outer housing 11, wherein by rotating the drill bit 20 on lower end of the outer housing 11 this in turn like a drilling tool works.
  • the outer housing 11 lines the borehole in the region of its length 2 off, absorbs inward formation forces as soon as these, for example become effective when the pressure drops in the drilling fluid, and causes a waterproofing that may be perfected by cementing can be.
  • the drilling tool can be loosened the connecting device 12 and the bore, for example can be used as a production well after being fully lined. Is the borehole extends far beyond the special formation can give after pulling the previously connected to the outer housing 11 Bohrwerkmaschines4 a second drilling tool with a pipe string into it Borehole are retracted, which can be passed through the offset outer housing are and can take over the further drilling of the hole. If there is further sinking at a considerable distance from the first Special formation Another special formation to be pierced, a second one Drilling rig with a second outer housing are used, that can be passed through the stepped first outer housing. The sequence the drilling process with the second drill is then analogous to that the above-described process.
  • the upper main part 13 of the outer housing 11 is advantageously by the Pipe string 3 for the purpose of reducing friction or to guide the straight line Drilling tool 4 set in rotation. If the outer housing 11 with a Angled in its lower area and the drill thus closed Directional drilling operations can be used after determining the direction course of the angled part of the outer housing 11 this through the Pipe string 3 is secured against twisting from above ground, which means that in the event of further Drilling progress a part of the borehole that has been changed in its direction is drilled.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Description

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren und auf eine Vorrichtung zum Abteufen einer Bohrung in unterirdische Formationen mit zumindest einer schichtförmigen Sonderformation, die zu einer in Abteufrichtung benachbarten Formation erheblich unterschiedliche Formationsdrücke aufweist.
Trifft eine Bohrung, die zunächst in einer ersten Formation mit einem ersten Formationsdruck abgeteuft wird, auf eine zweite Formation mit erheblich niedrigerem Formationsdruck, beispielsweise auf eine poröse Schicht, wie sie für Gas- und/oder Oellagerstätten typisch ist, dann fällt, gegebenenfalls schlagartig, der Druck in der Bohrspülung ab mit der Folge, daß der zuvor im Ringraum herrschende Druckausgleich zwischen dem Formationsdruck der ersten Formation und dem Druck der Bohrsprülung entfällt und sich zumindest Bereiche der ersten Formation sich an den Rohrstrang anlegen und diesen festsetzen können, was mit einem Verlust der Bohrung und der Hauptteile des Bohrgeräts einhergeht.
Trifft eine Bohrung, die zunächst in einer ersten Formation mit einem ersten Formationdruck abgeteuft wird, auf eine Formation mit wesentlich höherem Formationsdruck, dann entsteht die Gefahr von Zuflüssen formationseigener Medien in die Bohrspülung, durch die Bohrspülung aus dem Ringraum und dem Rohrstrang oberirdisch herausgedrückt werden kann. Wird das Gewicht der Bohrspülung erhöht, was durch Einleitung von Schwerspat oder Eisenoxid zur Bohrspülung vorgenommen werden kann, um für den hohen Druck der angebohrten Formation einen Ausgleich zu schaffen, dann treten in der ersten-Bohrspülungsverluste auf.
Die Erfindung befaßt sich mit dem Problem, ein Verfahren und ein Bohrgerät zu schaffen, welche die vorstehenden Nachteile beim Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen mit erheblichen Formationsdruckunterschieden vermeiden. Die Erfindung löst das Problem durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1 und durch ein Bohrgerät gemäß Anspruch 9. Hinsichtlich wesentlicher weiterer Ausgestaltungen wird auf die Ansprüche 2 bis 8 bis 10 bis 19 verwiesen.
Aus jedem der Dokumente DE-C-3902868, EP-A-0462618 ist bekannt, daß ein Außengehäuse gleichzeitig und gleichförmig mit dem Richtbohrwerkzeug vorgetrieben und das vordere Ende des Außengehäuses durch den vorderen Teil des Richtbohrwerkzeugs ausgerichtet wird.
Durch das Mitführen eines Außengehäuses (Liner oder Casing) nimmt dieses die Formationsdrücke auf, so daß das Bohrgerät betriebsbereit und die Bohrung weiterbenutzbar bleiben. Das Außengehäuse bildet eine Abschirmung zur Formation hin, die das Auftreten von Zuflüssen ebenso vermeidet wie das Heranschieben von Formationsbereichen an Bohrwerkzeug und Rohrstrang.
Die Erfindung verbessert die genannte Wirkung des Außengehäuses, indem eine Bohrkrone am Ende des Außengehäuses angetrieben wird, wobei das abschirmende Außengehäuse das Richtbohrwerkzeug umgibt und mit diesem als Einheit zusammenwirkt.
Weitere Einzelheiten und Vorteile ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung des erfindungsgemäßen Verfahrens und des erfindungsgemäßen Bohrwerkzeugs, das in der Zeichnung in zwei Ausführungen näher veranschaulicht ist. In der Zeichnung zeigen:
Fig. 1
eine schematische Gesamtdarstellung einer Bohranlage mit einem Bohrgerät erfindungsgemäßer Ausbildung,
Fig. 2
einen Längsschnitt durch ein Bohrwerkzeug erster Ausführung in einer unteren Endstellung in einem unteren Abschnitt eines Außengehäuses, aufgeteilt in zwei aneinander anschließende Teildarstellungen,
Fig. 3
eine Darstellung ähnlich Fig. 2 zur Veranschaulichung des unteren Endteils des Außengehäuses in Bohrbetriebsstellung,
Fig. 4
eine einteilige Darstellung von Außengehäuse und Bohrwerkzeug nach Fig. 2 mit zwei Ausschnittvergrößerungen, und
Fig. 5
eine Darstellung ähnlich Fig. 2 einer zweiten Ausführung des Bohrwerkzeugs nach der Erfindung.
Die in Fig. 1 schematisch veranschaulichte Bohranlage für das Abteufen einer Bohrung in unterirdische Formationen umfaßt einen oberirdischen Bohrturm 1 mit üblicher Ausrüstung, von dem sich in ein Bohrloch 2 ein aus verschraubten Rohrabschnitten zusammengesetzter Rohrstrang 3 heraberstreckt, dessen unteres Ende in üblicher Weise über Anschlußgewinde mit einem Bohrwerkzeug 4 verbunden ist. Dabei kann wie dargestellt zwischen dem Rohrstrangende 5 und dem Bohrwerkzeug 4 eine Ausgleichs- und Druckvorrichtung 6 (thruster) zwischengeschraubt sein, mit deren Hilfe vornehmlich thermisch bedingte Längendifferenzen unter Aufrechterhaltung bzw. Vorgabe einer gewünschten Meißelandruckkraft ausgeglichen werden können.
Das Bohrwerkzeug 4 umfaßt ein aus verschraubten Rohrabschnitten zusammengesetztes Werkzeuggehäuse 7 und einen in diesem untergebrachten, lediglich schematisch angedeuteten Tieflochmotor 8 irgendeiner geeigneten, bekannten Ausbildung, dessen Abtriebswelle 9 an ihrem unteren Ende mit einem Bohrmeißel 10 verschraubt ist.
Die in Fig. 1 gezeigte Anlage umfaßt ferner ein den Rohrstrang 3 und das Bohrwerkzeug 4 umgebendes Außengehäuse 11, das eine aus Rohrabschnitten zusammengesetzte Bohrlochauskleidung (Liner oder Casing) bildet und über eine Verbindungsvorrichtung 12 (liner hanger) an seinem oberen Ende mit dem Rohrstrang 3 verbindbar ist. Diese Verbindungsvorrichtung 12 stellt eine auflösbare Verbindung mit dem Rohrstrang 3 her und ermöglicht ein mit dem Rohrstrang 3 gemeinsames Einfahren und Aufziehen des Außengehäuses 11 in das Bohrloch 2 bzw. aus diesem.
Das Werkzeuggehäuse 7 ist im Bereich des unteren Endes des oberen Hauptteils 13 des Außengehäuses 11 durch eine obere Gruppe 14 von Riegelgliedern gegen Abwärtsbewegung gesichert abgestützt, und die Antriebswelle 9 ist im Bereich eines verdickten Abschnitts 15 durch eine untere Gruppe 16 von Riegelgliedern mit einem unteren gesonderten Endteil 17 des Außengehäuses 11 verbunden, das unabhängig drehbar an einem unteren Endabschnitt 18 des Hauptteils 13 des Außengehäuses 11 gelagert ist und mit der Antriebswelle 9 um die gemeinsame Längsmittelachse 19 des Bohrgeräts umlaufen kann. Das untere Endteil 17 trägt stirnseitig eine Bohrkrone 20, deren Schneidebene eine etwa in Höhe der Schneidebene des Bohrmeißels 10 gelegene Ausgangsstellung einnimmt.
Die obere Gruppe 14 der Riegelglieder wird von einer im Außengehäuse 11 ausgebildeten Riegelnut 21 in Form einer von nach außen ausgeformten ringförmigen Tasche und von Riegelleisten 22 gebildet, die am Werkzeuggehäuse 7 mittels Schrauben 23 an einem Ende festgelegt und mit ihrem freien Teil aus einer versenkten Ausgangsstellung durch Wirkung einer Feder 24 in eine Riegelstellung elastisch auslenkbar sind, in der die Riegelleisten 22 in die Riegelnuten 21 verdrehfest eingreifen. Dabei liegen die Riegelleisten 22 bei der dargestellten Befestigung ihres oberen Endes mit ihrem freien unteren Ende auf dem Taschenboden 21' auf; bei auch möglicher Befestigungs der Riegelleisten 22 an ihrem unteren Ende erfolgt die Abstützung durch einen Vorsprung des Eingriffsteils 25 am oberen freien Ende der Riegelleisten 22 auf dem Taschenboden 21'. Die Riegelleisten 22 werden in diesem Falle auf Zug beansprucht. An Riegelleisten 22 sind zumindest drei vorgesehen, die regelmäßig über den Umfang des Außengehäuses 11 bzw. des Werkzeuggehäuses 7 verteilt angeordnet sind.
Die untere Gruppe 16 der Riegelglieder wird von im unteren Endteil 17 des Außengehäuses 11 ausgebildeten, längsgerichteten Riegelnuten 26 in Form von rinnenförmig nach außen ausgeformten Taschen und von am verdickten Abschnitt 15 der Antriebswelle 9 des Tieflochmotors 8 mittels Schrauben 23 festgelegten Riegelleisten 27 gebildet, die ebenfalls aus einer versenkten Ausgangsstellung durch Wirkung einer Feder 28 in eine Riegelstellung elastisch auslenkbar sind, in der Eingriffsteile 29 der Riegelleisten 27 in die Riegelnuten 26 eingreifen. Die untere Gruppe 16 umfaßt zumindest drei Paarungen von Riegelnuten 26 und Riegelleisten 27, die gleichwinklig über den Umfang von Außengehäuse 11 bzw. Antriebswelle 9 verteilt angeordnet sind. Anstelle der dargestellten Anbringung der Riegelleisten 27 mit obenliegender Befestigungsstelle und unterem freien Ende können diese auch mit oberem freien Ende und unten befindlicher Befestigungsstelle angebracht sein.
Um sicherzustellen, daß die Riegelleisten 27 der unteren Gruppe 16 nicht in die Riegelnut 21 der oberen Gruppe 14 einfallen können, ist die Riegelnut 21 der oberen Gruppe 14 mit einer Eingriffslänge ausgeführt, die kürzer ist als die Eingriffslänge der Eingriffsteile 29 der Riegelleisten 27 der unteren Gruppe 16. Dadurch ist sichergestellt, daß die Eingriffsteile 29 der Riegelleisten 27 der unteren Gruppe 16 nur in die für sie bestimmten Riegelnuten 26 der unteren Gruppe 16 einfallen können.
Die Riegelnuten 26 der unteren Gruppe 16 weisen eine Eingriffslänge auf, die größer ist als die der Eingriffsteile 29 der Riegelleisten 27 der unteren Gruppe 16. Dies stellt sicher, daß sich das untere Endteil 17 des Außengehäuses 11 in axialer Richtung relativ zur Antriebswelle 9 zwischen zwei Endstellungen verlagern kann, wie sie in den Fig. 2 und 3 veranschaulicht sind. Dabei bildet die in Fig. 3 dargestellte obere Endstellung die Bohrbetriebsstellung, in der die Schneidebene der Bohrkrone 20 gegenüber der des Bohrmeißels 10 aufwärts versetzt ist und den Bohrmeißel 10 im Bereich seiner Seitenschneidfläche umgibt. Dies schafft einen besseren Abfluß von Bohrspülung und Bohrklein.
Zur Lagerung des unteren Endteils 17 am Hauptteil 13 des Außengehäuses 11 ist eine Lagerhülse 30 vorgesehen, die von oben in den unteren Endteil 17 des Außengehäuses 11 eingesetzt und mit diesem fest verbunden, z.B. verschraubt ist. Der untere Endabschnitt 18 des oberen Hauptteils 13 des Außengehäuses 11 umgreift die Lagerhülse 30 und bildet mit einer Lagerfläche 31 an seiner Innenseite ein zur Längsmittelachse 19 des Bohrgeräts koaxiales Gleitlager. Zugleich ist die Lagerhülse 30 im unteren Endabschnitt 18 des oberen Hauptteils 13 des Außengehäuses 11 axial verschieblich abgestützt, um so dem unteren Endteil 17 die oben schon erwähnte axiale Beweglichkeit zwischen der Ausgangsstellung nach Fig. 2 und der Bohrbetriebsstellung nach Fig. 3 zu ermöglichen.
An ihrem oberen Ende weist die Lagerhülse 30 außenseitig einen Bund 32 auf, der als Anschlag in Zusammenwirken mit einer Schulter 33 oberhalb der Lagerfläche 31 die untere Endstellung für den unteren Endteil 17 des Außengehäuses 11 definiert. Die Bohrbetriebsstellung wird hingegen durch das untere Ende der Riegelleisten 27 definiert, die mit einer Gegenfläche 34 als Anschlag zusammenwirken, die bei dem dargestellten Beispiel von der Stirnfläche des eingeschraubten unteren Abschnitts 35 des unteren Endteils 17 des Außengehäuses 11 gebildet wird, der in den darüberliegenden oberen Abschnitt 36 des unteren Endteils 17 des Außengehäuses 11 eingeschraubt ist.
Während das Bohrgerät nach Fig. 1 bis 4 zum Abteufen von geraden Bohrlöchern 2 ausgebildet ist, ermöglicht die Ausgestaltung des Bohrgerätes nach Fig 5 die Ausführung von Richtungsbohrungen in unterirdische Formationen. Dies wird dadurch ermöglicht, daß bei sonst unveränderter Ausführung des Außengehäuses 11 der untere Endabschnitt 18 des oberen Hauptteils 13 des Außengehäuses 11 unter einem spitzen Winkel 37 von beispielsweise 1-3 ° zu dem darüber befindlichen Hauptteil 13 ausgerichtet ist. Dies kann beispielsweise durch eine winklige Ausrichtung des Gewindes 38 am unteren Ende des Hauptteils 13 des Außengehäuses 11 verwirklicht sein, auf das der untere Endabschnitt 18 aufgeschraubt wird. Statt dessen kann auch ein gesondertes Winkelstück als zwischenschraubbares Übergangsteil vorgesehen sein.
Um sicherzustellen, daß das Bohrwerkzeug 4 seine untere Endstellung im Außengehäuse 11 einnehmen kann, ist bei sonst unveränderter Ausbildung des Bohrwerkzeugs 4 die Antriebswelle 9 des Tieflochmotors 8 mit einem Abschnitt 39 erhöhter Flexibilität in Gestalt einer umlaufenden, den Biegewiderstand herabsetzenden Einziehung versehen, der dem sich abwärts anschließenden Teil der Antriebswelle 9 eine allseitige elastische Auslenkbarkeit verleiht. Der flexible Abschnitt 39 befindet sich, wenn sich das Bohrwerkzeug 4 in seiner unteren Endstellung im Außengehäuse 11 befindet, geringfügig unterhalb der Abwinklung 40, an der die Längsmittelachse 19 des Bohrgeräts in den abgewinkelten unteren Achsteil 19' übergeht.
Als Bohrmeißel 10 kann grundsätzlich jeder Meißeltyp Anwendung finden. Wesentlich ist jedoch, daß der Bohrmeißel 10 mit einem Stabilisatorteil 10' versehen ist, der der Innenseite des unteren Abschnitts 35 des unteren Endteils 17 in dichtem Abstand gegenüberliegt, und eine Seitenschneidfläche aufweist, die beispielsweise durch Überschleifen eine hohe Paßgenauigkeit aufweist und mit enger Passung die Bohrkrone 20 durchgreifen kann.
Zum Abteufen einer Bohrung in unterirdische Formationen, deren Verlauf und Zusammensetzung in der Regel durch vorausgegangene geologische Untersuchungen bekannt ist, wird zunächst ein erster Teil eines Bohrlochs 2 mit Hilfe eines normalen Bohrwerkzeugs ähnlich dem Bohrwerkzeug 4 erbohrt, der sich durch irgendeine, z.B. von Schiefer gebildete, erste Formation hindurch bis in die Nähe des Grenzbereiches zu einer in Abteufrichtung nachfolgenden Sonderformation herabreicht, in der der Formationsdruck wesentlich höher oder niedriger ist, als er im Bereich der ersten Formation vorliegt. Diese erste Formation mit weitgehend gleichem ersten Formationsdruck kann eine im wesentlichen homogene Struktur haben, kann jedoch auch aus mehreren unterschiedlichen Teilformationen bestehen, zwischen denen keine erheblichen Formationsdruckunterschiede vorliegen.
Nach Abteufen dieses ersten Teils des Bohrlochs 2 wird das normale Bohrwerkzeug aufgezogen und in das Bohrloch 2 das Außengehäuse 11 eingefahren, das in der Länge so bemessen wird, daß es die vorermittelte Dicke der nachfolgenden Sonderformation überschreitet. Diese Sonderformation kann beispielsweise eine solche mit hohem Formationsdruck sein, wie das beispielsweise bei Deckschichten oberhalb von Gas- oder Öllagerschichten der Fall ist. Nach Einfahren des mit seinem oberen Ende zu diesem Zeitpunkt bohrturmseitig abgestützten Außengehäuses 11 in das Bohrloch 2 wird in das Außengehäuse 11 nunmehr das Bohrwerkzeug 4 unter fortschreitendem Aufbau des Rohrstrangs 3 eingefahren, bis das Bohrwerkzeug 4 eine untere, durch die obere Gruppe 14 der Riegelglieder 21,22 definierte Endstellung im Außengehäuse 11 erreicht hat und in dieser gegen weitere Abwärtsbewegung gesichert ist. In dieser unteren Endstellung, wie sie in Fig. 2 veranschaulicht ist, ist über die Riegelglieder 26,27 der unteren Gruppe 16 eine Verbindung zwischen der Antriebswelle 9,15 und dem unteren Endteil 17 des Außengehäuses 11 hergestellt, die bei Aufnahme des Bohrbetriebs sicherstellt, daß Antriebswelle 9 und unterer Endteil 17 des Außengehäuses 11 gemeinsam um die Längsmittelachse 19 des Bohrgeräts umlaufen und dadurch den Bohrmeißel 10 und die Bohrkrone 12 gemeinsam in Umdrehung versetzen.
Sobald das Bohrwerkzeug 4 im Außengehäuse 11 abgesetzt und verriegelt ist,wird das obere Ende des Außengehäuses 11 mittels der Verbindungsvorrichtung 12, die irgendeine geeignete, bekannte Ausbildung aufweisen kann, mit dem Rohrstrang 3 verbunden und danach aus der bohrturmseitigen Abstützung gelöst. Die so gebildete Einheit der Teile 3,4 und 11 wird nun unter weiterem Aufbau des Rohrstrangs 3 in den ersten Teil des Bohrlochs 2 weiter eingefahren, bis Bohrmeißel 10 und Bohrkrone 11 die Sohle des Bohrlochs 2 erreichen. Anschließend wird nun das Bohrwerkzeug 4 in Betrieb genommen, was durch Einschalten bzw. Anfahren des Tieflochmotors 8 geschieht, der beispielsweise bei Ausbildung als Turbine oder Moineau-Motor durch Beaufschlagen mit Bohrspülung in Betrieb genommen wird. Diese wird durch den zentralen Spülungskanal 41 im Bohrstrang von übertage her zugeführt und tritt nach Durchströmen des zentralen Spülungskanals 41 stirnseitig aus dem Bohrmeißel 10 in das Bohrloch 2 aus, um nachfolgend im Ringraum zwischen Bohrgerät und Bohrlochwandung nach übertage zurückzuströmen.
Beim nachfolgenden Abteufen eines weiteren, zumindest die Sonderformation durchquerenden Teils des Bohrlochs 2 wird vom Rohrstrang 3 das rohrförmige Außengehäuse 11 mitgeführt, wobei durch das Umlaufen der Bohrkrone 20 am unteren Ende des Außengehäuses 11 dieses seinerseits wie ein Bohrwerkzeug wirkt. Das Außengehäuse 11 kleidet im Bereich seiner Länge das Bohrloch 2 aus, nimmt einwärtsgerichtete Formationskräfte auf, sobald diese beispielsweise bei Druckabfall in der Bohrspülung wirksam werden, und bewirkt eine Abdichtung, die gegebenenfalls durch Einzementierung noch vervollkommnet werden kann.
Hat die Bohrung nach Durchqueren der Sonderformation ihr Ziel, beispielsweise eine Gas- oder Öllagerstätte, erreicht, kann das Bohrwerkzeug nach Lösen der Verbindungsvorrichtung 12 aufgezogen und die Bohrung beispielsweise nach vollständiger Auskleidung als Produktionsbohrung verwendet werden. Ist dem Bohrloch ein weit über die Sonderformation herabreichender Verlauf zu geben, kann nach Aufziehen des zuvor mit dem Außengehäuse 11 verbundenen Bohrwerkzeugs4 ein zweites Bohrwerkzeug mitsamt Rohrstrang in das Bohrloch eingefahren werden, die durch das abgesetzte Außengehäuse hindurchführbar sind und das weitere Abteufen der Bohrung übernehmen können. Dabei kann, sofern bei weiterem Abteufen in erheblichem Abstand zur ersten Sonderformation eine weitere Sonderformation zu durchbohren ist, ein zweites Bohrgerät mit einem zweiten Außengehäuse zum Einsatz gebracht werden, das durch das abgesetzte erste Außengehäuse hindurchführbar ist. Der Ablauf des Bohrvorganges mit dem zweiten Bohrgerät gestaltet sich dann analog dem vorbeschriebenen Ablauf.
In Fällen, in denen mehrere Sonderformationen in Abteufrichtung in verhältnismäßig dichtem Abstand aufeinanderfolgen, kann es zweckmäßig sein, das Außengehäuse durch sämtliche Sonderformationen hindurch mitzuführen und dementsprechend die Bohrlochauskleidung über sämtliche Sonderformationen zu erstrecken.
Beim Abteufen von geraden Bohrungen unter Mitführung des Außengehäuses 11 wird der obere Hauptteil 13 des Außengehäuses 11 vorteilhaft durch den Rohrstrang 3 zum Zwecke der Reibungsminderung bzw. zur Geradführung des Bohrwerkzeugs 4 in Drehung versetzt. Sofern das Außengehäuse 11 mit einer Abwinklung in seinem unteren Bereich versehen und das Bohrgerät somit zu Richtbohrvorgängen einsetzbar ist, wird nach Bestimmung des Richtungsverlaufes des abgewinkelten Teils des Außengehäuses 11 dieses durch den Rohrstrang 3 von übertage her gegen Verdrehen gesichert, wodurch bei weiterem Bohrfortschritt ein in seine Richtung entsprechend geänderter Bohrlochteil erbohrt wird.

Claims (19)

  1. Verfahren zum Abteufen einer Bohrung in unterirdische Formationen mit zumindest einer schichtförmigen Sonderformation, die zu einer in Abteufrichtung benachbarten Formation erheblich unterschiedliche Formationsdrücke aufweist, bei dem durch ein vom unteren Ende eines Rohrstrangs getragenes Bohrwerkzeug mit einem von einem Tieflochmotor angetriebenen Bohrmeißel ein erster Teil eines Bohrlochs erbohrt wird, der bis nahe an den Grenzbereich zu der zumindest einen Sonderformation herabreicht, dadurch gekennzeichnet , daß beim nachfolgenden Abteufen eines weiteren, zumindest eine Sonderformation durchquerenden Teils des Bohrlochs vom Rohrstrang ein rohrförmiges Außengehäuse mit einem unteren, eine angetriebene Bohrkrone tragenden Ende mitgeführt und durch dieses das Bohrloch zumindest im Bereich der Sonderformation ausgekleidet wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß
    nach Erbohren des ersten Bohrlochteils der Rohrstrang mitsamt Bohrwerkzeug aufgezogen wird,
    in das Bohrloch das rohrförmige, am unteren Ende mit der Bohrkrone versehene Außengehäuse von einer Länge eingefahren wird, welche die vorermittelte Dicke der zumindest einen Sonderformation überschreitet,
    in das Außengehäuse ein Bohrwerkzeug mitsamt Rohrstrang eingeführt und das Bohrwerkzeug in einer unteren Endstellung im Außengehäuse abgesetzt und festgelegt wird, in der die Bohrkrone und der Bohrmeißel annähernd in gleicher Höhe liegen,
    das obere Ende des Außengehäuses mit dem Rohrstrang verbunden wird,
    der Rohrstrang mitsamt Außengehäuse weiter in das Bohrloch bis zum Erreichen der Bohrlochsohle eingefahren wird, und
    nach Erreichen der Bohrlochsohle der Bohrmeißel und mit diesem ein die Bohrkrone tragendes unteres Endteil des Außengehäuses in gemeinsamen Bohrbetrieb genommen werden.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß beim Abteufen der Bohrung in Formationen mit nur einer Sonderformation und einem weit über die Sonderformation herabreichenden, vorgegebenen Bohrlochverlauf das Abteufen des Bohrlochs nach Durchqueren der Sonderformation beendet, die Verbindung des Außengehäuses mit dem Rohrstrang gelöst, der Rohrstrang mitsamt Bohrwerkzeug aufgezogen und das weitere Abteufen des Bohrlochs mit einem mitsamt Rohrstrang durch das Außengehäuse hindurchführbaren zweiten Bohrwerkzeugs vorgenommen wird.
  4. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß bei mehreren, in Abteufrichtung benachbarten oder verhältnismäßig dicht aufeinanderfolgenden Sonderformationen der weitere Teil des Bohrlochs durch sämtliche Sonderformationen hindurch unter Mitführung des Außengehäuses abgeteuft wird.
  5. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet , daß
    bei mehreren, in Abteufrichtung verhältnismäßig weit voneinander entfernten Sonderformationen das Abteufen des weiteren Teils des Bohrlochs nach Durchqueren der ersten Sonderformation beendet, die Verbindung des Außengehäuses mit dem Rohrstrang gelöst, der Rohrstrang mitsamt Bohrwerkzeug aufgezogen und der weitere Teil des Bohrlochs mit einem mitsamt Rohrstrang durch das Außengehäuse hindurchführbaren zweiten Bohrwerkzeug bis nahe an den Grenzbereich zu einer zweiten Sonderformation vorgenommen wird,
    nach Abteufen des weiteren Teils des Bohrlochs das Bohrwerkzeug mitsamt Rohrstrang aufgezogen wird,
    in das Bohrloch ein mit einer Bohrkrone versehenes, durch das erste Außengehäuse hindurchführbares zweites Außengehäuse von einer auf die Dicke der nachfolgend zu erbohrenden Sonderformation abgestimmten Länge eingefahren wird,
    das zweite Bohrwerkzeug im zweiten Außengehäuse abgesetzt und das zweite Außengehäuse mit dem zweiten Rohrstrang verbunden wird, und
    die Gerätegruppe bis zum Erreichen der Bohrlochsohle weiter eingefahren und anschließend ein dritter Teil des Bohrlochs erbohrt wird, der zumindest die zweite Sonderformation durchquert.
  6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet , daß das oder die Außengehäuse im Bohrloch in ihrer Sollstellung einzementiert werden.
  7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet , daß das jeweilige Außengehäuse und das in diesem jeweils abgesetzte Bohrwerkzeug ein Richtungsbohrgerät bilden und zu Richtungsbohrungen eingesetzt werden.
  8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet , daß der obere Hauptteil des Außengehäuses durch den Rohrstrang zur Reibungsminderung und/oder zum Geradeausbohren beim Abteufen des Bohrlochs in Drehung versetzt wird.
  9. Bohrgerät zum Abteufen einer Bohrung in unterirdische Formationen mit zumindest einer schichtförmigen Sonderformation, die zu einer in Abteufrichtung benachbarten Formation einen erheblich abweichenden Formationsdruck aufweist, mit einem Rohrstrang (3) und einem Bohrwerkzeug (4), das ein rohrförmiges Werkzeuggehäuse (7), das an einem oberen Ende mit dem unteren Ende (5) des Rohrstranges (3) verbindbar ist, einen Tieflochmotor (8) und einen Bohrmeißel (10) umfaßt, der auf einem über das untere Ende des Werkzeuggehäuses (7) vorstehenden Ende der Antriebswelle (9) des Tieflochmotors (8) angebracht ist, dadurch gekennzeichnet , daß es ein Außengehäuse (11) umfaßt, das eine zumindest die Dicke der Sonderformation übersteigende Länge, am unteren Ende eine Bohrkrone (20) und am oberen Ende eine ein- und ausrückbare Verbindungsvorrichtung (12) zur Festlegung des Außengehäuses (11) auf dem Rohrstrang (3) aufweist, und daß Bohrwerkzeug (4) und Außengehäuse (11) mit Riegelgliedern (21,22;26,27) versehen sind, von denen eine obere Gruppe (14) das Werkzeuggehäuse (7) in einer unteren Endstellung im Außengehäuse (11) abstützt, und von denen eine untere Gruppe (16) die Antriebswelle (9) des Tieflochmotors (8) und ein unabhängig drehbar gelagertes Endteil (17) des Außengehäuses (11) für eine gemeinsame Drehbewegung verbindet.
  10. Bohrgerät nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß die Riegelglieder (21,22) der oberen Gruppe (14) dem Bohrwerkzeug (4) eine untere Endstellung im Außengehäuse (11) mit in Höhe der Bohrkrone (20) des Außengehäuses (11) gelegenem Bohrmeißel (10) vorgeben.
  11. Bohrgerät nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet , daß die obere Gruppe (14) der Riegelglieder (21,22;26,27) eine im Außengehäuse (11) ausgebildete Riegelnut (21) in Form einer nach außen ausgeformten, ringförmigen Tasche und am Werkzeuggehäuse (7) schwenkbar gelagerte Riegelleisten (22) umfaßt, die aus einer versenkten Ausgangsstellung durch Federwirkung in eine Riegelstellung ausklappbar sind, in der die Riegelleisten (22) in die Riegelnuten (21) eingreifen und mit dem Taschenboden (25) in axialem Stützeingriff stehen.
  12. Bohrgerät nach einem der Ansprüche 9 bis 11, dadurch gekennzeichnet , daß die untere Gruppe (16) der Riegelglieder (21,22;26,27) im unteren Endteil (17) des Außengehäuses (11) ausgebildete, längsgerichtete Riegelnuten (26) in Form von rinnenförmig nach außen ausgeformten Taschen und an der Antriebswelle (9) des Tieflochmotors (8) schwenkbar gelagerte Riegelleisten (27) umfaßt, die aus einer versenkten Ausgangsstellung durch Federwirkung in eine Riegelstellung ausklappbar sind, in der die Riegelleisten (27) in die Riegelnuten (26) eingreifen.
  13. Bohrgerät nach einem der Ansprüche 11 oder 12, dadurch gekennzeichnet , daß die Riegelnut (21) der oberen Gruppe (14) der Abstütz- und Riegelglieder (21,22;26,27) eine Eingriffslänge aufweist, die kürzer ist als die der Eingriffsteile (29) der Riegelleisten (27) der unteren Gruppe (16).
  14. Bohrgerät nach einem der Ansprüche 11 bis 13, dadurch gekennzeichnet , daß die Riegelnuten der unteren Gruppe (16) der Riegelglieder (21,22;26,27) eine Eingriffslänge aufweisen, die größer ist als die der Eingriffsteile (29) der Riegelleisten (27) der unteren Gruppe (16).
  15. Bohrgerät nach einem der Ansprüche 9 bis 14, dadurch gekennzeichnet , daß das drehbar am oberen Hauptteil (13) des Außengehäuses (11) gelagerte untere Endteil (17) des Außengehäuses (11) axial aus einer unteren Ausgangsstellung in eine Bohrbetriebsstellung verschieblich ist, in der die Schneidebene der Bohrkrone (20) gegenüber der des Bohrmeißels (10) aufwärts versetzt ist und den Bohrmeißel (10) im Bereich seiner Seitenschneidfläche umgibt.
  16. Bohrgerät nach einem der Ansprüche 9 bis 15, dadurch gekennzeichnet , daß das untere Endteil (17) und das untere Ende (18) des oberen Hauptteils (13) des Außengehäuses (11) eine Lagerhülse (30) umgreifen, die fest mit dem unteren Endteil (17) verbunden und drehbar und axial begrenzt verschieblich im unteren Ende (18) des oberen Hauptteils (13) des Außengehäuses (11) abgestützt ist.
  17. Bohrgerät nach einem der Ansprüche 9 bis 16, dadurch gekennzeichnet , daß das untere Ende (18) des oberen Hauptteils (13) des Außengehäuses (11) eine abgewinkelte Ausrichtung aufweist und die Antriebswelle (9) des Tieflochmotors mit einem flexiblen Abschnitt (39) versehen ist, der dem sich abwärts anschließenden Teil der Antriebswelle (9) eine elastische allseitige Auslenkbarkeit verleiht.
  18. Bohrgerät nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet , daß der flexible Abschnitt (39) der Antriebswelle (9) nahe der Abwinklung gelegen ist.
  19. Bohrgerät nach einem der Ansprüche 9 bis 18, dadurch gekennzeichnet , daß oberhalb des Bohrwerkzeugs (4) eine Längenausgleichs- und Druckvorrichtung (6) angeordnet ist.
EP95115867A 1995-10-09 1995-10-09 Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen Expired - Lifetime EP0768446B1 (de)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE59508569T DE59508569D1 (de) 1995-10-09 1995-10-09 Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen
EP95115867A EP0768446B1 (de) 1995-10-09 1995-10-09 Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen
NO19964272A NO311046B1 (no) 1995-10-09 1996-10-08 Fremgangsmate og boreinnretning til utdyping av borehull i underjordiske formasjoner
US08/729,226 US5845722A (en) 1995-10-09 1996-10-09 Method and apparatus for drilling boreholes in earth formations (drills in liner systems)
US09/205,969 US6196336B1 (en) 1995-10-09 1998-12-04 Method and apparatus for drilling boreholes in earth formations (drilling liner systems)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP95115867A EP0768446B1 (de) 1995-10-09 1995-10-09 Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0768446A1 EP0768446A1 (de) 1997-04-16
EP0768446B1 true EP0768446B1 (de) 2000-07-12

Family

ID=8219698

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP95115867A Expired - Lifetime EP0768446B1 (de) 1995-10-09 1995-10-09 Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen

Country Status (4)

Country Link
US (1) US5845722A (de)
EP (1) EP0768446B1 (de)
DE (1) DE59508569D1 (de)
NO (1) NO311046B1 (de)

Families Citing this family (92)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6070665A (en) * 1996-05-02 2000-06-06 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore milling
US6202752B1 (en) 1993-09-10 2001-03-20 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore milling methods
US7036610B1 (en) 1994-10-14 2006-05-02 Weatherford / Lamb, Inc. Apparatus and method for completing oil and gas wells
US7040420B2 (en) 1994-10-14 2006-05-09 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7147068B2 (en) 1994-10-14 2006-12-12 Weatherford / Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7228901B2 (en) 1994-10-14 2007-06-12 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US6263987B1 (en) 1994-10-14 2001-07-24 Smart Drilling And Completion, Inc. One pass drilling and completion of extended reach lateral wellbores with drill bit attached to drill string to produce hydrocarbons from offshore platforms
US7100710B2 (en) 1994-10-14 2006-09-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US6857486B2 (en) 2001-08-19 2005-02-22 Smart Drilling And Completion, Inc. High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles
US6868906B1 (en) 1994-10-14 2005-03-22 Weatherford/Lamb, Inc. Closed-loop conveyance systems for well servicing
US7013997B2 (en) 1994-10-14 2006-03-21 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7108084B2 (en) 1994-10-14 2006-09-19 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
AUPN357995A0 (en) * 1995-06-15 1995-07-06 Rear, Ian Graeme Down hole hammer assembly
US6547006B1 (en) * 1996-05-02 2003-04-15 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore liner system
US6106200A (en) * 1996-11-12 2000-08-22 Techmo Entwicklungs-Und Vertriebs Gmbh Process and device for simultaneously drilling and lining a hole
US5957225A (en) * 1997-07-31 1999-09-28 Bp Amoco Corporation Drilling assembly and method of drilling for unstable and depleted formations
US7509722B2 (en) 1997-09-02 2009-03-31 Weatherford/Lamb, Inc. Positioning and spinning device
US6742596B2 (en) 2001-05-17 2004-06-01 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for tubular makeup interlock
US6536520B1 (en) 2000-04-17 2003-03-25 Weatherford/Lamb, Inc. Top drive casing system
US6529834B1 (en) 1997-12-04 2003-03-04 Baker Hughes Incorporated Measurement-while-drilling assembly using gyroscopic devices and methods of bias removal
USRE42761E1 (en) 1997-12-31 2011-09-27 Crossroads Systems, Inc. Storage router and method for providing virtual local storage
US5941972A (en) 1997-12-31 1999-08-24 Crossroads Systems, Inc. Storage router and method for providing virtual local storage
US6089319A (en) * 1998-03-23 2000-07-18 Weatherford/Lamb, Inc. Whipstock
GB9815809D0 (en) 1998-07-22 1998-09-16 Appleton Robert P Casing running tool
GB2340857A (en) 1998-08-24 2000-03-01 Weatherford Lamb An apparatus for facilitating the connection of tubulars and alignment with a top drive
GB2340859A (en) 1998-08-24 2000-03-01 Weatherford Lamb Method and apparatus for facilitating the connection of tubulars using a top drive
GB2340858A (en) 1998-08-24 2000-03-01 Weatherford Lamb Methods and apparatus for facilitating the connection of tubulars using a top drive
EP2273064A1 (de) 1998-12-22 2011-01-12 Weatherford/Lamb, Inc. Verfahren und Geräte zur Profilierung und Verbindung von Leitungen
US7188687B2 (en) 1998-12-22 2007-03-13 Weatherford/Lamb, Inc. Downhole filter
GB2347441B (en) 1998-12-24 2003-03-05 Weatherford Lamb Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive
GB2345074A (en) 1998-12-24 2000-06-28 Weatherford Lamb Floating joint to facilitate the connection of tubulars using a top drive
CA2271401C (en) 1999-02-23 2008-07-29 Tesco Corporation Drilling with casing
US7311148B2 (en) 1999-02-25 2007-12-25 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
US6896075B2 (en) 2002-10-11 2005-05-24 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for drilling with casing
US6854533B2 (en) 2002-12-20 2005-02-15 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method for drilling with casing
US6857487B2 (en) 2002-12-30 2005-02-22 Weatherford/Lamb, Inc. Drilling with concentric strings of casing
US6374918B2 (en) 1999-05-14 2002-04-23 Weatherford/Lamb, Inc. In-tubing wellbore sidetracking operations
US9586699B1 (en) 1999-08-16 2017-03-07 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft
CA2327920C (en) 1999-12-10 2005-09-13 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for simultaneous drilling and casing wellbores
EP1242711B1 (de) 1999-12-22 2006-08-16 Weatherford/Lamb, Inc. Bohrmeissel zum gleichzeitigen bohren und verrohren
GB0008988D0 (en) * 2000-04-13 2000-05-31 Bbl Downhole Tools Ltd Drill bit nozzle
US7334650B2 (en) * 2000-04-13 2008-02-26 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing
US7325610B2 (en) 2000-04-17 2008-02-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing
GB0010378D0 (en) 2000-04-28 2000-06-14 Bbl Downhole Tools Ltd Expandable apparatus for drift and reaming a borehole
GB2365463B (en) 2000-08-01 2005-02-16 Renovus Ltd Drilling method
US7004263B2 (en) * 2001-05-09 2006-02-28 Schlumberger Technology Corporation Directional casing drilling
US8515677B1 (en) 2002-08-15 2013-08-20 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials
US9625361B1 (en) 2001-08-19 2017-04-18 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials
GB0206227D0 (en) 2002-03-16 2002-05-01 Weatherford Lamb Bore-lining and drilling
US6994176B2 (en) 2002-07-29 2006-02-07 Weatherford/Lamb, Inc. Adjustable rotating guides for spider or elevator
US6899186B2 (en) 2002-12-13 2005-05-31 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method of drilling with casing
US7730965B2 (en) 2002-12-13 2010-06-08 Weatherford/Lamb, Inc. Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore
US7303022B2 (en) 2002-10-11 2007-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Wired casing
US7938201B2 (en) 2002-12-13 2011-05-10 Weatherford/Lamb, Inc. Deep water drilling with casing
US6953096B2 (en) 2002-12-31 2005-10-11 Weatherford/Lamb, Inc. Expandable bit with secondary release device
US7128154B2 (en) 2003-01-30 2006-10-31 Weatherford/Lamb, Inc. Single-direction cementing plug
EP2278112A3 (de) 2003-01-31 2017-12-13 Weatherford Technology Holdings, LLC Vorrichtung und Verfahren zum Bohren eines Bohrlochs mit einem Futterrohr
USRE42877E1 (en) 2003-02-07 2011-11-01 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
WO2004072434A2 (en) * 2003-02-07 2004-08-26 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
WO2004076804A1 (en) 2003-02-27 2004-09-10 Weatherford/Lamb Inc. Drill shoe
CA2517978C (en) 2003-03-05 2009-07-14 Weatherford/Lamb, Inc. Drilling with casing latch
CA2517883C (en) 2003-03-05 2010-01-12 Weatherford/Lamb, Inc. Full bore lined wellbores
CA2677247C (en) 2003-03-05 2012-09-25 Weatherford/Lamb, Inc. Casing running and drilling system
GB2428059B (en) 2003-03-05 2007-10-10 Weatherford Lamb Method and apparatus for drilling with casing
GB2414759B (en) 2003-04-04 2007-11-07 Weatherford Lamb Method and apparatus for handling wellbore tubulars
US7650944B1 (en) 2003-07-11 2010-01-26 Weatherford/Lamb, Inc. Vessel for well intervention
AT413231B (de) * 2003-10-01 2005-12-15 Techmo Entw & Vertriebs Gmbh Verfahren und vorrichtung zum bohren von löchern in boden- oder gesteinsmaterial
US7264067B2 (en) 2003-10-03 2007-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson
US20050126826A1 (en) * 2003-12-12 2005-06-16 Moriarty Keith A. Directional casing and liner drilling with mud motor
US7086485B2 (en) * 2003-12-12 2006-08-08 Schlumberger Technology Corporation Directional casing drilling
US20050133268A1 (en) * 2003-12-17 2005-06-23 Moriarty Keith A. Method and apparatus for casing and directional drilling using bi-centered bit
US7182153B2 (en) * 2004-01-09 2007-02-27 Schlumberger Technology Corporation Methods of casing drilling
CA2496199C (en) * 2004-02-17 2013-10-01 Tesco Corporation Retrievable center bit
US7275605B2 (en) * 2004-03-12 2007-10-02 Conocophillips Company Rotatable drill shoe
US7284617B2 (en) 2004-05-20 2007-10-23 Weatherford/Lamb, Inc. Casing running head
CA2514136C (en) 2004-07-30 2011-09-13 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly
US8827006B2 (en) * 2005-05-12 2014-09-09 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for measuring while drilling
US7766088B2 (en) * 2005-07-07 2010-08-03 Baker Hughes Incorporated System and method for actuating wellbore tools
GB2451784B (en) 2006-05-12 2011-06-01 Weatherford Lamb Stage cementing methods used in casing while drilling
US8276689B2 (en) 2006-05-22 2012-10-02 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for drilling with casing
US8056649B2 (en) * 2007-08-30 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for drilling wellbores that utilize a detachable reamer
AU2009313697B2 (en) 2008-11-17 2015-01-15 Weatherford Technology Holdings, Llc Subsea drilling with casing
US20100193250A1 (en) * 2009-01-30 2010-08-05 Tesco Corporation Cutting Structure for Casing Drilling Underreamer
US8113301B2 (en) * 2009-04-14 2012-02-14 Tesco Corporation Jetted underreamer assembly
WO2012048458A1 (zh) * 2010-10-12 2012-04-19 石家庄中煤装备制造股份有限公司 组合钻具
CA2864149A1 (en) 2012-02-22 2013-08-29 Weatherford/Lamb, Inc. Subsea casing drilling system
US9022113B2 (en) 2012-05-09 2015-05-05 Baker Hughes Incorporated One trip casing or liner directional drilling with expansion and cementing
US9556678B2 (en) 2012-05-30 2017-01-31 Penny Technologies S.À R.L. Drilling system, biasing mechanism and method for directionally drilling a borehole
WO2017019017A1 (en) * 2015-07-27 2017-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Drill bit and method for casing while drilling
US10260295B2 (en) 2017-05-26 2019-04-16 Saudi Arabian Oil Company Mitigating drilling circulation loss
GB2586665A (en) * 2017-08-17 2021-03-03 Halliburton Energy Services Inc Drill bit with adjustable inner gauge configuration
CN111238870B (zh) * 2020-03-18 2023-01-20 广东电网有限责任公司 一种地质勘测装置

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1249440A (en) * 1970-06-17 1971-10-13 Shell Int Research Method and apparatus for use in drilling offshore wells
FR2209038B1 (de) * 1972-12-06 1977-07-22 Petroles Cie Francaise
FR2596803B1 (fr) * 1986-04-02 1988-06-24 Elf Aquitaine Dispositif de forage et cuvelage simultanes
FR2605657A1 (fr) * 1986-10-22 1988-04-29 Soletanche Procede pour la realisation d'un pieu dans le sol, machine de forage et dispositif pour la mise en oeuvre de ce procede
DE3839760C1 (en) * 1988-11-25 1990-01-18 Gewerkschaft Walter Ag Double rotary drilling apparatus for making directionally accurate bores, in particular horizontal bores
DE3902868C1 (de) * 1989-02-01 1990-06-07 Eastman Christensen Co., Salt Lake City, Utah, Us
US5074366A (en) * 1990-06-21 1991-12-24 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for horizontal drilling
US5197553A (en) * 1991-08-14 1993-03-30 Atlantic Richfield Company Drilling with casing and retrievable drill bit
US5186265A (en) * 1991-08-22 1993-02-16 Atlantic Richfield Company Retrievable bit and eccentric reamer assembly
US5472057A (en) * 1994-04-11 1995-12-05 Atlantic Richfield Company Drilling with casing and retrievable bit-motor assembly

Also Published As

Publication number Publication date
DE59508569D1 (de) 2000-08-17
NO964272D0 (no) 1996-10-08
NO311046B1 (no) 2001-10-01
US5845722A (en) 1998-12-08
EP0768446A1 (de) 1997-04-16
NO964272L (no) 1997-04-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0768446B1 (de) Verfahren und Bohrgerät zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Formationen
EP0392544B1 (de) Bohrwerkzeug
DE69330033T2 (de) Verfahren und vorrichtung zum setzen eines ablenkkeiles
DE60116755T2 (de) Verfahren zum bohren mit einem futterrohr
DE60305733T2 (de) Bohren eines bohrlochs
DE69916556T2 (de) Bohrhülsensysteme
DE69603833T2 (de) Bohr- und fördereinrichtung für mehrfachförderbohrungen
DE3902869C1 (de)
DE602004001328T2 (de) Unterirdisches Bohren einer Lateralbohrung
DE60029347T2 (de) Vorrichtung und verfahren zum lokalisieren von lateralbohrungen
DE60209038T2 (de) Zugangsbohrloch mit schrägbohrlöchern und verfahren
DE3103762A1 (de) Einrichtung zum regeln der geschwindigkeit einer geraetebewegung in der verrohrung eines bohrlochs
DE4126919A1 (de) Verfahren und bohrgeraet zum bohren von loechern im erdreich oder fels, insbesondere zur herstellung von verpressankern
DE68909533T2 (de) Verfahren und Bohrmaschine zum Untersuchen und Verwerten von Erdschichten.
EP0352427B1 (de) Bohrwerkzeug
DE4333114C1 (de) Bohrvorrichtung mit teleskopierbarer Kellystange
DE3902868C1 (de)
DE102016003749B4 (de) Bohranlage zum Einbringen von Bohrungen in Gestein und/oder Felsen
DE69519472T2 (de) Verrohrung mit verrohrungsschuh
DE102004042195A1 (de) Erdbohrsystem
DE1188014B (de) Gesteinsbohrgeraet mit exzentrisch arbeitendem Bohrwerkzeug
DE3734537A1 (de) Filterbrunnen
DE3200722A1 (de) Wiedereinbaubare und abdichtende sondenfilter- und futterrohr-einhaengevorrichtung
DE1161524B (de) Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von Bohrschaechten und aehnlichen Bohrungen
DE10116103B4 (de) Vorrichtung zum Auffahren einer unterirdischen Bohrung

Legal Events

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

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): DE FR GB NL

17P Request for examination filed

Effective date: 19970709

GRAG Despatch of communication of intention to grant

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

17Q First examination report despatched

Effective date: 19990810

GRAG Despatch of communication of intention to grant

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

GRAG Despatch of communication of intention to grant

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): DE FR GB NL

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)

Effective date: 20000714

REF Corresponds to:

Ref document number: 59508569

Country of ref document: DE

Date of ref document: 20000817

ET Fr: translation filed
PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

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

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: IF02

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20091028

Year of fee payment: 15

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20091024

Year of fee payment: 15

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20091029

Year of fee payment: 15

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: V1

Effective date: 20110501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20101102

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

Effective date: 20110630

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 59508569

Country of ref document: DE

Effective date: 20110502

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20110501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20110502

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20141008

Year of fee payment: 20

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: PE20

Expiry date: 20151008

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20151008