NO334910B1 - Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme - Google Patents
Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme Download PDFInfo
- Publication number
- NO334910B1 NO334910B1 NO20041391A NO20041391A NO334910B1 NO 334910 B1 NO334910 B1 NO 334910B1 NO 20041391 A NO20041391 A NO 20041391A NO 20041391 A NO20041391 A NO 20041391A NO 334910 B1 NO334910 B1 NO 334910B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- tool
- tool according
- signal
- hammer
- force
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 238000009527 percussion Methods 0.000 claims description 10
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 5
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 5
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 65
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 26
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 5
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/107—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells using impact means for releasing stuck parts, e.g. jars
- E21B31/113—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells using impact means for releasing stuck parts, e.g. jars hydraulically-operated
-
- 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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/107—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells using impact means for releasing stuck parts, e.g. jars
-
- 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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/107—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells using impact means for releasing stuck parts, e.g. jars
- E21B31/113—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells using impact means for releasing stuck parts, e.g. jars hydraulically-operated
- E21B31/1135—Jars with a hydraulic impedance mechanism, i.e. a restriction, for initially delaying escape of a restraining fluid
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Electric Cable Arrangement Between Relatively Moving Parts (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Automatic Tool Replacement In Machine Tools (AREA)
Abstract
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer generelt et nedihullsverktøy med et forbedret middel for overføring av data til og fra et verktøy ved bruk av rør med ledning som er i · stand til å overføre et signal og/eller kraft mellom brønnens overflate og en hvilken som helst komponent i en borestreng. Ved ett aspekt innbefatter et nedihullsverktøy et legeme og en spindel (110) som er plassert i legemet, og hvor spindelen er bevegelige med hensyn til legemet. En ledningsforbindelse (135) løper over hele lengden av legemet og tillater signaler og/eller kraft i å overføres gjennom legemet mens verktøyet skifter lengde.
Description
NEDIHULLSVERKTØY OG FREMGANGSMÅTE VED STYRING AV SAMME
Den herværende oppfinnelse vedrører et nedihullsverktøy. Oppfinnelsen vedrører nærmere bestemt styring av et nedihullsverktøy i en borestreng, f.eks. fra overflaten av en brønn.
Kommunikasjon til og fra nedihullsverktøyer og komponenter under boring tillater sanntidsovervåking og styring av variabler knyttet til verktøyene. I noen tilfeller blir pulser sendt og mottatt på overflaten av en brønn og vandrer mellom overflaten og komponenter nede i hullet. I andre tilfeller blir pulsene opprettet av en komponent i en borestreng, slik som utstyr for måling under boring (MWD). MWD-systemer blir typisk huset i et vektrør i den nedre ende av borestrengen. I tillegg til å bli brukt til å detektere formasjonsdata, slik som resistivitet, porøsitet og gammastråling, som alle er nyttige for boreren til bestemmelse av hvilken type formasjon som omgir borehullet, er MWD-verktøyer også nyttige ved sending og mottak av signaler fra de andre nedihullsverktøyer. Nåværende MWD-systemer gjør typisk bruk av sensorer eller transdusere som kontinuerlig eller periodisk samler informasjon under boring og sen-der informasjonen til detektorer på overflaten via en eller annen form for telemetri, mest typisk et slampulssystem. Slampulssystemet oppretter akustiske signaler i bore-slam som sirkuleres gjennom borestrengen under boreoperasjoner. Informasjonen innhentet av MWD-sensorene blir overført ved hensiktsmessig timing av opprettelsen av trykkpulser i slamstrømmen. Trykkpulsene blir mottatt av trykktransdusere på overflaten, hvilke omformer de akustiske signaler til elektriske pulser som deretter blir dekodet av en datamaskin.
Det er problemer knyttet til bruken av MWD-verktøyer, primært forbundet med deres evne til å overføre informasjon. For eksempel krever MWD-verktøyer typisk borefluid-strømningshastigheter på opp til 946 liter (250 gallons) pr. minutt for å generere pulser som er tilstrekkelige til å overføre data til brønnens overflate. Dessuten er den datamengde som lar seg overføre til overflaten i tide ved bruk av et MWD-verktøy, begrenset. For eksempel er omtrent 8 bit informasjon per sekund typisk for en slam- pulsanordning. Dessuten er slampulssystemer benyttet av en MWD-anordning ineffek-tive i komprimerbare fluider som dem som brukes ved underbalansen boring.
Kabelstyring av nedihullskomponenter tilveiebringer tilstrekkelig dataoverføring av 1200 bit per sekund, men innbefatter en separat leder som kan blokkere borehullet og kan bli skadet ved innføring og fjerning av verktøyer.
Andre former for kommunikasjon av informasjon i et boremiljø innbefatter sammen-stillinger forsynt med ledninger, hvor en leder som er i stand til å overføre informasjon strekker seg over borestrengens lengde og forbinder komponenter i en borestreng med brønnens overflate og med hverandre. Fordelen med disse "rør-med-ledning"-arrangementer er større kapasitet til å overføre informasjon på kortere tid enn det som er tilgjengelig med et slampulssystem. For eksempel har tidlige prototyper på arrangementer med ledning ført 28 000 bit informasjon pr. sekund.
Ett problem som oppstår ved bruk av rør med ledning, er overføring av signaler mellom sekvensielle lengder av borestreng. Dette problemet er blitt ordnet med koplinger som har et induktivt middel til overføring av data til en tilstøtende komponent. I ett eksempel er en elektrisk spole plassert nær hver ende av hver komponent. Når to komponenter føres sammen, blir spolen i den ene ende av den første brakt inn i den umiddelbare nærhet av spolen i den ene ende av den andre. Deretter produserer et bæresignal i form av en vekselstrøm i ett av segmentene et vekslende elektromagnetisk felt og overfører derved signalet til det andre segment.
I den senere tid har tetningsarrangementer mellom rør tilveiebrakt ledende metall-metallkontakt mellom rørlengdene. I ett slikt system, for eksempel, er elektrisk ledende spoler plassert inne i ferrittkanaler i hver ende av borerørene. Spolene er forbundet med hverandre via en skjermet koaksialkabel. Når en varierende strøm påføres én spole, blir et varierende magnetfelt produsert og sperret inne i ferrittkanalen og innbefatter et lignende felt i en tilstøtende kanal i et tilkoplet rør. Koplingsfeltet som således er fremstilt, har tilstrekkelig energi til å levere et elektrisk signal langs koaksialkabelen til neste spole, over neste skjøt og så videre langs flere lengder av borerør. Forster-kende elektronikk er tilveiebrakt i overgangsstykker som er plassert periodisk langs strengen for å gjenopprette og forsterke signalet og sende det til overflaten eller til sensorer og annet utstyr under overflaten etter behov. Ved bruk av denne type rør med ledning kan komponenter tilføres kraft fra overflaten av brønnen via røret.
Til tross for de mange ulike midler for overføring av data oppover og nedover en streng av komponenter, er det noen komponenter som er særlig utfordrende til bruk sammen med rør med ledning. Disse verktøyer innbefatter dem som har innbyrdes bevegelse mellom interne deler, særlig aksial bevegelse og rotasjonsbevegelse som resulterer i en endring i verktøyets samlede lengde eller en relativ endring i delenes posisjon med hensyn til hverandre. For eksempel kan den innbyrdes bevegelse mellom en indre spindel og et ytre hus i slagrør, slyngere, og støte- og demperør skape et problem ved signaloverføring, særlig når en leder strekker seg over verktøyets lengde. Dette problemet kan gjelde enhver type verktøy som har indre og ytre legemer som beveger seg i forhold til hverandre i en aksial retning.
Slagrør har lenge vært kjent innenfor fagområdet brønnboringsutstyr. Et slagrør er et verktøy som tas i bruk når enten boreutstyr eller produksjonsutstyr har satt seg fast i en slik grad at det ikke uten videre kan løsgjøres fra borehullet. Slagrøret blir vanligvis plassert i rørstrengen i området ved den fastsittende gjenstand og tillater en operatør på overflaten å levere en serie støtslag på borestrengen ved manipulering av borestrengen. Forhåpentligvis vil disse støtslag i borestrengen løsgjøre den fastsittende gjenstand og tillate fortsatt drift.
Slagrør inneholder en glideskjøt som tillater innbyrdes, aksial bevegelse mellom en indre spindel og et ytre hus uten å tillate rotasjonsbevegelse. Spindelen har typisk en derpå utformet hammer, mens huset innbefatter en skulder plassert i tilstøting til spindel hammeren. Ved at hammeren og skulderen føres sammen med høy hastighet, blir et meget betydelig støt overført til den fastsittende borestreng, hvilket ofte er tilstrekkelig til å riste borestrengen løs.
Slagrøret blir ofte anvendt som en del av en bunnhullssammenstilling under normalt boreforløp. Det vil si at slagrøret ikke blir tilføyd i borestrengen når verktøyet er blitt sittende fast, men blir brukt som en del av strengen gjennom hele det normale forløp ved boring av brønnen. I det tilfelle at verktøyet blir sittende fast i borehullet, er slag-røret til stede og klar til bruk for å løsgjøre verktøyet. Et typisk slagrør er beskrevet i amerikansk patent nr. 5,086,853.
Fra publikasjonen US 6290004 Bl er det kjent et slagrør som omfatter en stamme som er avstøttet inne i et hus. Stammen og huset er bevegelige i forhold til hverandre. Et føringsmiddel er anordnet for å føre elektrisk kraft eller signaler gjennom slag-røret. Føringsmidlet kan betjenes for å føre signalene eller kraften gjennom slagrøret.
Et eksempel på et mekanisk utløst hydraulisk slagrør av generell art er vist på fig. 1 som ikke viser detaljer vedrørende oppfinnelsen ifølge krav 1. Slagrøret 100 innbefatter et hus 105 og en sentral spindel 110 som har en innvendig boring. Spindelen be veger seg aksialt i forhold til huset, og spindelen er festet via gjenger til borestrengen ovenfor (ikke vist) ved en gjenget skjøt 115. Pa et forhåndsbestemt tidspunkt målt ved strømmen av fluid gjennom en åpning i verktøyet 100, blir potensiell kraft som påføres spindelen fra overflaten, frigjort, og hammeren 120 utformet på spindelen 110 slår mot en skulder 125, hvorved det skapes en ristevirkning på huset og borestrengen nedenfor som er forbundet med huset ved en gjenget kopling 130.
Fremgangsmåter for innkjøring av en ledning gjennom et slagrør eller et verktøy av denne type har man historisk ikke beskjeftiget seg med fordi teknologien for å sende og motta høyhastighetsdata nedover et borehull eksisterte ikke. Likeledes har mulig-heten for å bruke data og kraft i en borestreng til å endre driftsmessige aspekter ved et slagrør ikke vært vurdert.
Med den senere tids fremskritt innenfor teknologi som rør med ledning, er det behov for å forsyne et slagrør i en borestreng med ledning for å tillate data å fortsette nedover borehullet. Det er et tilleggsbehov for et slagrør som kan fjernbetjenes ved bruk av data overført gjennom rør med ledning, hvorved slagrørets ytelse kan forbedres. Det er derfor et ytterligere behov for en enkel og effektiv måte å overføre data på fra en øvre til en nedre ende av en borehullskomponent slik som et slagrør. Det er videre behov for å overføre data gjennom et slagrør, hvor det faktisk ikke passerer noen ledning gjennom slagrøret. Det er enda et ytterligere behov for fremgangsmåter og apparat for å styre de driftsmessige aspekter ved et slagrør for å kompensere for og dra fordel av dynamiske forhold ved et borehull.
Slagrør er bare én type verktøy som finnes i en borestreng. Det finnes andre verkt-øyer som ville kunne dra fordel av regulering og styring i sanntid, men som ikke er blitt automatisert på grunn av mangelen på effektiv og brukbar teknologi for overfø-ring av signaler og kraft nede i borehullet. Enda andre verktøyer blir i dag styrt fra overflaten, men slik styring kan forbedres mye ved bruk av forannevnte teknologi som ikke er avhengig av pulsgenererte signaler. I tillegg må i dag de fleste av de bore-strengsverktøyer som er automatisert, ha sin egen kraftkilde, slik som et batteri. Med rør med ledning kan kraften til disse komponenter også fremskaffes fra overflaten av brønnen.
Aspekter ved oppfinnelsen er fremsatt i de selvstendige patentkrav. Foretrukne trekk er fremsatt i de underordnede patentkrav.
Apparataspekter i samsvar med fremgångsmåteaspekter beskrevet i dette skrift er også tilveiebrakt, og omvendt.
Ifølge en utførelse er det tilveiebrakt et nedihullsverktøy med et forbedret middel til overføring av data til og fra verktøyet ved bruk av rør med ledning, hvilket er i stand til å overføre et signal og/eller kraft mellom brønnens overflate og hvilke som helst komponenter i en rørstreng. I én utførelse innbefatter et nedihullsverktøy et legeme og en spindel som er plassert i legemet og er bevegelig i forhold til legemet. En trådleder strekker seg over legemets lengde og tillater signaler og/eller kraft å bli overført gjennom legemet når verktøyet forandrer lengde.
Noen foretrukne utførelser av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet, bare som eksempel, idet det henvises til de medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 er et snittriss av et generelt slagrør til bruk i en borestreng; Fig. 2A og 2B illustrerer slagrøret i tilbaketrukket og utstrakt stilling med en dataledning plassert i slagrørets indre; Fig. 3A og 3B er snittriss av et slagrør som har et induktivt koplingsmiddel mellom slagrørshuset og en sentral spindel; Fig. 4 er et snittriss av et slagrør som har elektromagnetiske overgangsstykker plassert i hver ende; Fig. 5A og 5B er snittriss som viser et slagrør med en hammer som kan justeres lang-setter lengden av en sentral spindel; Fig. 6A og 6B er snittriss av slagrør som har en mekanisme som skal påvirke slagrøret til å være ikke-funksjonelt; Fig. 7A og 7B er snittriss av et parti av et slagrør som har en regulerbar åpning; Fig. 8A og 8B er snittriss av et parti av et slagrør som har en mekanisme som skal
tillate slagrøret å virke som et støte- og demperør;
Fig. 9 er et snittriss av et slagrør som virker elektronisk uten bruk av målt fluid
gjennom en åpning;
Fig. 10 er et snittriss som viser et antall slagrør som er plassert i en borestreng
og kan drives sekvensielt;
Fig. 11A og 11B er snittriss av et borehull og viser et roterbart styreapparat.
Utførelser av den herværende oppfinnelse tilveiebringer et apparat og en fremgangsmåte for å styre og tilføre kraft til nedihullsverktøyer ved bruk av rør med ledning.
Ved bruk av høyhastighetsdatakommunikasjon gjennom en borestreng og ved at en ledning er strukket gjennom et slagrør, kan et slagrør styres fra overflaten av en brønn etter at data fra slagrøret er mottatt og tilleggsdata er ført tilbake til slagrøret for å påvirke dettes funksjon. Alternativt kan slagrøret ha en programmert datamaskin om bord eller i et element i nærheten, hvilken kan manipulere fysiske aspekter ved slagrøret på grunnlag av driftsdata samlet inn ved slagrøret.
Fig. 2A illustrerer et slagrør 100 i tilbaketrukket stilling, og fig. 2B viser slagrøret i utstrakt stilling. Fig. 2A og 2B viser ikke detaljer av oppfinnelsen ifølge krav 1. Slagrø-ret 100 innbefatter en spiralfjær 135 som har en dataledning plassert i sitt indre, hvilken strekker seg fra en første ende 140 til en andre ende 145 av verktøyet 100. Spiralfjæren og dataledningen er av en lengde som kompenserer for relativ aksial bevegelse under drift av verktøyet 100 i et borehull. I utførelsen på fig. 2A og 2B, er spiralfjæren og dataledningen 135 plassert rundt en ytre diameter av spindelen 110 for å minimere konflikt med boringen i verktøyet 100. For å installere slagrøret i en borestreng innbefatter hver ende av slagrøret en induktiv kopling som sikrer at et signal som når slagrøret ovenfra, vil bli ført gjennom verktøyet til borestrengen og hvilken som helst komponent nedenfor. Induksjonskoplingene tillater, på grunn av sin utforming, rotasjon under installering av verktøyet.
I en annen utførelse kommuniserer en serie spoler i enden av én av slagrørskompo-nentene med en spole i en annen slagrørskomponent når de to beveger seg aksialt i forhold til hverandre. Fig. 3A viser et slagrør 100 med et hus 105 som har et antall radiale spoler 150 plassert på en innvendig flate. Hver av spolene tilføres kraft med en leder som strekker seg til den ene ende av verktøyet 100 hvor den er festet til borestrengen. En enkelt spole 155 er utformet på en ytre flate av en spindel 110 og har ledningsforbindelse til en motsatt ende av verktøyet. Spolene 150, 155 er konstruert og innrettet til å holde seg i den umiddelbare nærhet av hverandre når verktøyet er i virksomhet, og når spindelen beveger seg aksialt i forhold til huset.
På fig. 3A befinner én enkelt spole 150 seg overfor spindelspolen 155. På fig. 3B, et oppriss av verktøyet 100 etter at spindelen har beveget seg, befinner spolen 155 seg delvis i tilstøting til to av spolene 150, men nær nok til at et signal kan passere mellom huset og spindelen. I en alternativ utførelse ville de flere spoler 150 kunne være utformet på spindelen og den enslige spole kunne være plassert på huset.
I en annen utførelse blir et signal overført fra en første til en andre ende av verktøyet ved bruk av elektromagnetisk teknologi (elektromagnetisk = EM) for korte avstander.
Fig. 4 er et snittriss av et slagrør 100 med EM-overgangsstykker 160 plassert ovenfor og nedenfor slagrøret 100. EM-overgangsstykkene kan koples til borerør-med-ledning via induksjonskoplinger (ikke vist) eller hvilket som helst annet middel. Overgangsstykkene kan være batteridrevet og inneholde alle midler for trådløs overføring, innbe-fattende en mikroprosessor. Ved bruk av EM-overgangsstykkene 160 kan data overfø-res rundt slagrøret uten behov for en ledning som strekker seg gjennom slagrøret. Ved bruk av dette arrangement kan et vanlig slagrør brukes uten noen modifisering, og den relative aksiale bevegelse mellom spindelen og huset er ikke en faktor. Dette arrangement ville kunne brukes for hvilken som helst type nedihullsverktøy for å unngå et ledningselement i en komponent som er avhengig av relativ aksial- eller rotasjonsbevegelse. På grunn av den korte overføringsavstand er dessuten kraftbehovet for senderen i overgangsstykkene 160 minimalt.
I andre utførelser kan ulike driftsaspekter ved et slagrør i en borestreng av rør med ledning overvåkes og/eller manipuleres. For eksempel er fig. 5A og 5B snittriss av et slagrør 100 og illustrerer midler for regulering av styrken på slagrørets støt. En trykk-føler (ikke vist) i et høytrykkskammer i slagrøret 100 kan brukes for å bestemme den nøyaktige mengde overtrekk påført slagrøret fra brønnens overflate. Et akselerometer (ikke vist) kan brukes for å måle hammerens 120 faktiske slag mot skulderen 125 etter at hvert slag er avgitt. Denne informasjon kan deretter brukes av en operatør sammen med et slagrørsplasseringsprogram for å optimalisere mengden overtrekk og for å regulere slagrørets frie slaglengde 165 for å maksimere støtet. Slaglengden kan reguleres ved å dreie hammeren 120 rundt et gjenget parti 175 på spindelen 110 og således flytte hammeren nærmere eller lengre bort fra skulderen 125. Ved å endre den frie slaglengde 165 mellom hammeren 120 og skulderen 125, kan den avstand som hammeren vandrer, optimaliseres for å avgi den største støtkraft. For eksempel vil regulering av slaglengden tillate støtet å skje når hammeren har nådd sin maksi-mumshastighet. Den frie slaglengde kan behøve å være lengre eller kortere avhengig av mengden rørstrekk, hullfriksjon osv. Ved tradisjonelle slagrør kan mengden fritt slag bare stilles på én avstand og hammeren kan derfor miste hastighet eller ikke nå sin fulle hastighet før støt. En aktivator, slik som en batteridrevet motor, kan brukes i verktøyet 100 for å bevirke bevegelsen av hammeren 120 langs det gjengede parti 175 av spindelen 110.
I en annen utførelse kan et slagrørs virksomhet styres på en måte som kan gjøre verktøyet uvirksomt til visse tider under drift. Fig. 6A og 6B er snittriss av et verktøy 100 og viser en elektromagnet 180 plassert i spindelens 110 boring. Formålet med elektromagneten er å stanse måling av strømning i slagrøret inntil mottak av et signal for å tillate slagrøret å måle fluid som normalt. På figur 6A befinner elektromagneten 180 seg i en åpen stilling som tillater fluidforbindelse mellom et lavtrykkskammer 185 og et høytrykkskammer 190 gjennom en måleblende 195 og en fluidbane 197. På figur 6B befinner elektromagneten seg i en lukket stilling som blokkerer strømmen av innvendig fluid mellom kamrene 185, 190 og tillater ikke spindelen 110 å beveges for avfyring av slagrøret 100. Når den er i stillingen på fig. 6B, kan slagrøret 100, når det ikke er bruk for det, virke som et stivt borestrengselement. Dette gjør innkjøring mye lettere og tryggere ved at man ikke behøver stri med tilfeldig slagrørsvirksomhet. Dette overvinner også problemer knyttet til andre slagrør som har et terskelovertrekk som må overvinnes for å kunne slå. Når dette arrangement brukes, virker slagrøret over et helt spekter av overtrekk uten noe som helst krav til minimumsovertrekk. Ved å få elektromagneten 180 til å innta "lukket" stilling når den ikke er tilkoplet en kraft-linje, kan også kravet om en sikkerhetsklemme elimineres. Dette trekk er spesielt nyttig ved anvendelser ved horisontal boring, hvor ytre krefter kan påvirke et slagrør til å virke tilfeldig. Som vist på figurene blir elektromagneten typisk drevet av et batteri 198 som styres via en linje 199.
I en annen utførelse kan timingen av et slagrørs virksomhet reguleres ved endring av størrelsen på en åpning i slagrøret som fluid måles igjennom. Figur 7A og 7B er snittriss av et slagrør 100 med en deri plassert åpning 200. En elektromagnet 180 er plassert i et innvendig stempel 205 i slagrøret 100, og et batteri 210 og en mikroprosessor 215 er installert i tilstøting til elektromagneten 180. Ved at elektromagneten 180 beveges mellom en første og en andre posisjon, kan åpningens relative størrelse endres, hvilket resulterer i en endring i den tid slagrøret trenger for å virke. For eksempel, på fig. 7A, hvor elektromagneten 180 holder en plugg 217 i en tilbaketrukket stilling, har åpningen en første størrelse, og på fig. 7B, hvor elektromagneten holder pluggen 217 i en utstrakt stilling, har åpningen en andre, mindre størrelse. Alternativt kan åpningen være helt stengt. Med evne til å endre på tidsrommet mellom start av overtrekking og den faktiske avfyring av slagrøret, kan antallet og størrelsen av slagene påvirkes. For eksempel, ved å tillate mer tid før avfyring, ville operatøren kunne være sikker på at maksimalt overtrekk ble anvendt ved slagrøret, og at overtrekket ikke minskes gjennom hullfriksjon eller andre hullproblemer. Ved å endre timingen til raskere avfyrings-tid, kan operatøren få flere slag innenfor et gitt tidsrom.
I enda en annen utførelse, kan et slagrør 100 omformes til å virke som et støte- og demperør under drift. Et støte- og demperør er en støtdemperlignende anordning i en borestreng, hvilken kompenserer for rystelser som forekommer når en borekrone beveger seg langs og utformer et borehull i jorden. I utførelsen på fig. 8A og 8B, et snittriss av et slagrør 100, er en elektromagnet 180 aktivert for å åpne en relativt stor fjærbelastet ventil 220 (fig. 8B) som tillater innvendig fluid å passere fritt gjennom verktøyet 100. Siden innvendig trykk ikke kan bygges opp, åpner og lukker verktøyet seg fritt. Dette trekk gjør nytten som et støte- og demperør når det er behov for det under boring.
Figur 9 er et snittriss av et elektronisk aktivert slagrør 100. Siden data raskt kan over-føres til slagrøret ved bruk av rør-med-ledning-midlet gjort rede for i dette skrift, kan et slagrør tilveiebringes og utstyres med en elektronisk styrt utløsermekanisme. Utlø-sermekanismen vil kunne være mekanisk eller elektromagnetisk. Denne mekanisme ville holde slagrøret i nøytral stilling til et signal om avfyring mottas. Det elektroniske aktiveringsmiddel eliminerer bruk av fluidmåling for å time avfyringen av slagrøret. Ved bruk av et elektronisk aktivert slagrør, ville mange av problemene knyttet til hyd-rauliske slagrør kunne elimineres. Dette ville eliminere uttapping fra målingen av hydraulikkfluid og ville tillate slagrøret å avfyres bare når operatøren er klar til at det skal aktiveres. Siden slagrøret ville være låst mekanisk til enhver tid, ville dessuten behovet for sikkerhetsklemmer og innkjøringsprosedyrer elimineres.
I en annen utførelse kan slagrør 100 anordnet i serie i en borestreng 250 avfyres se-lektivt for å påvirke en spenningsbølge i borehullet. Fig. 10 viser slagrør 100 innkoplet i en borestreng 250 med vektrør eller borerør 101 mellom disse. Ved bruk av et elektronisk aktivert slagrør, ville en serie slagrør kunne utløses på litt forskjellige tidspunk-ter for å maksimere spenningsbølgeforplantningen og impulsen. Spenningsbølgeteori ville kunne brukes for å regne ut de nøyaktige aktiveringstidspunkter, vekt og lengde på vektrør samt borestrengsarrangement for å generere den største impuls for å fri-gjøre den fastsittende streng. Data som måler effektiviteten av hver aktivering ville kunne sendes til overflaten for behandling og justering før neste aktivering av slagrø-rene. Ved bruk av dette arrangement med rør med ledning, er det mulig å maksimere impulsen hver gang, og derfor gi større sjanse for frigjøring av borestrengen hver gang. Dette ville resultere i færre slagrørsomganger og mindre skade på bore-strengskomponenter.
Selv om utførelser av oppfinnelsen er blitt beskrevet med hensyn til slagrør kjørt på borerør, er oppfinnelsen med sine midler for overføring av kraft og signaler til og fra en nedihullskomponent like nyttig sammen med rørstrenger eller hvilken som helst streng av rør i et borehull. For eksempel er slagrør nyttig i fiskeapparater hvor rør blir kjørt inn i en brønn for å hente ut en fastsittende komponent eller rør. I disse tilfeller kan røret ha ledning, og koplinger mellom påfølgende rørstykker kan innbefatte kon-taktmidler som har gjenger, hvorav et parti er ledende. På denne måte har de mot-svarende gjenger i hvert rør et ledende parti, og det opprettes en elektrisk forbindelse mellom hvert rør med ledning.
Figur 11A og 11B er snittriss av et borehull og viser et roterbart styreapparat 10 plassert på en borestreng 75. Apparatet innbefatter en borekrone 78 og en komponent i tilstøting til borekronen i borestrengen, hvilken innbefatter ikke-roterende puter 85 som strekker seg radialt utover, hvilke kan aktiveres til å strekkes ut mot borehullet, eller i noen tilfeller foringsrøret 87 i en brønn, og tvinge den roterende borekrone i motsatt retning. Ved bruk av roterbar styring, kan borehuller utformes og avbøyes i én bestemt retning for mer fullstendig og mer effektivt å opprette tilgang til formasjo-ner i jorden. På fig. 11A er borekronen 78 plassert koaksialt i borehullet. På fig. 11B er borekronen 78 blitt tvunget ut av et koaksialt forhold med borehullet av puten 85. Et roterbart styreapparat innbefatter typisk i det minste tre utstrekkbare puter, og det finnes i dag teknologi til å styre putene ved hjelp av pulssignaler som overføres typisk fra en MWD-anordning 90 plassert i borestrengen ovenfor. Ved å sende pulssignaler lignende dem beskrevet i dette skrift, kan MWD-en bestemme hvilke av de flere puter 85 i det roterbare styreapparater 10 som strekkes ut, og derved bestemme borekronens retning. Som angitt i dette skrift, kan bare en begrenset informasjonsmengde overføres ved bruk av pulssignaler, og den roterbare styreanordning må nødvendigvis ha sin egen kraftkilde for å aktivere putene. Et medbrakt batteri leverer typisk kraften. Roterende, styrbar boring er beskrevet i amerikanske patenter nr. 5,553,679, 5,706,905 og 5,520,255.
Ved bruk av kommende teknologi hvor signaler og/eller kraft blir tilveiebrakt i borestrengen, kan det roterbare boreapparatet styres mye mer nøyaktig, og behovet for en batteripakke om bord kan elimineres helt. Ved bruk av signaler som vandrer frem og tilbake mellom brønnens overflate og den roterende boreenheten 10, kan enheten drives slik at dens fleksibilitet maksimeres. Dessuten, siden en rikelig mengde informasjon lett kan overføres frem og tilbake i røret med ledning, kan ulike sensorer plasseres på den roterbare styreenheten for å måle enhetens posisjon og retning i jorden. For eksempel kan forhold slik som temperatur, trykk i borehullet og formasjonskarak-teristikker rundt borekronen måles. I tillegg kan innholdet i og kjemisk egenskaper ved produksjonsfluid og/eller borefluid brukt under boreoperasjonen måles.
I andre tilfeller kan en borekrone selv bli brukt mer effektivt ved bruk av rør med ledning. For eksempel kan sensorer plasseres på borekroner for å overvåke variabler på borestedet, som vibrasjon, temperatur og trykk. Ved måling av vibrasjonen og ampli-tuden knyttet til denne, vil informasjonen kunne bli overført til overflaten og borefor-holdene bli regulert eller endret for å redusere faren for skade på borekronen og andre komponenter på grunn av resonansfrekvenser. I andre eksempler ville spesialiserte borekroner med radialtragende elementer til bruk ved underrømming kunne styres mye mer effektivt gjennom bruk av informasjon overført gjennom rør med ledning.
Enda en annen borekomponent som kan dra nytte av sanntidssignalisering og kraft, er en fremdriftsenhet. En fremdriftsenhet er typisk plassert ovenfor en borekrone i en borestreng og er særlig nyttig til utvikling av aksial kraft i retning nedover når det blir vanskelig å lykkes i å påføre kraft fra brønnens overflate. For eksempel kan borehul-lets bane ved sterkt avvikende brønner resultere i en reduksjon i aksial kraft påført borekronen. Installering av en fremdriftsenhet nær borekronen kan løse problemet. En fremdriftsenhet er et teleskopisk verktøy som innefatter en fluidaktivert stempelhylse. Stempelhylsen kan strekkes ut utover, og idet dette skjer kan den tilføre nødvendig aksial kraft på en tilstøtende borekrone. Når kraften er blitt utnyttet av borekronen, blir borestrengen beveget nedover i borehullet, og hylsen trekkes tilbake. Deretter kan hylsen igjen strekkes ut for å tilveiebringe en tilleggsmengde aksial kraft. Forskjellige andre anordninger drevet hydraulisk eller mekanisk kan også benyttes for å generere supplerende kraft og kan gjøre bruk av oppfinnelsen.
Tradisjonelle fremd riftsen heter er ganske enkelt fluiddrevne og har ikke noe middel til å virke automatisk. Med evnen til å overføre høyhastighetsdata frem og tilbake langs borestrengen, kan fremdriftsenhetene imidlertid automatiseres og kan innbefatte sensorer for å forsyne en operatør med informasjon om den utstrekkbare hylses nøyakti-ge plassering inne i fremdriftsenhetens legeme, hvor mye motstand borekronen ska-per når den tvinges inn i jorden, og endog om fluidtrykk generert i fremdriftsenhetens legeme når den er aktivert. Ved bruk av ventiler i fremdriftsenhetsmekanismen kan fremdriftsenheten dessuten drives på den mest effektive måte avhengig av karakteris-tikkene til det borehull som er under utforming. For eksempel, dersom det er behov for mindre aksial kraft, kan fremdriftsenhetens ventiler reguleres på en automatisert måte fra brønnens overflate for å tilveiebringe bare den kraftmengde som er nødven-dig. En medbrakt elektromotor drevet fra brønnens overflate ville også kunne drive fremdriftsenheten og således eliminere behovet for fluidkraft. Med en elektrisk styrt fremdriftsenhet ville hele komponenten kunne slås av og tas ut av bruk når det ikke er behov for den.
Enda en annen komponent som brukes for å lette boring, og som kan automatiseres ved bruk av rør med ledning, er en borehammer. Borehammere virker typisk med et slag på flere fot (1 fot = 0,3048 m) og støter et rør og en borekrone inn i jorden. Ved automatisering av driften av borehammeren, vil bruken av den kunne skreddersys til spesielle borehulls- og formasjonsforhold.
En annen komponent som typisk finnes i en borestreng, og som kan dra nytte av høy-hastighetsoverføring av data, er en stabilisator. En stabilisator er typisk plassert i en borestreng og omfatter, på lignende måte som en sentreringsenhet, i det minste tre finneelementer som strekker seg utover, og som tjener til å sentrere borestrengen i borehullet og tilveiebringe en anleggsflate for strengen. Stabilisatorer er spesielt vikti-ge i retningsboring fordi de holder borestrengen i koaksial stilling med hensyn til borehullet og bidrar til å styre en borekrone nedenfor i en ønsket vinkel. Dessuten kan di-mensjonsforholdet mellom borehullet og stabiliseringselementene overvåkes og kontrolleres. Mye på samme måte som rotasjonsboringsenheten beskrevet i dette skrift, ville stabilisatorens finneelementer kunne automatiseres til å strekkes ut eller trekkes tilbake individuelt for mer nøyaktig å plassere borestrengen i borehullet. Ved bruk av en kombinasjon av sensorer og aktiveringskomponenter, ville stabilisatoren kunne bli en interaktiv del av et boresystem og ha automatisert drift.
En annen komponent som ofte finnes i en borestreng, er en vibrator. Vibratorene er plassert nær borekronen og virker til å endre den form for vibrasjon som skapes av borekronen, til vibrasjon som ikke forsterkes ved resonans. Ved at resonansen fjernes fra borekronen, kan skade på andre borehullskomponenter unngås. Ved at vibratoren automatiseres kan driften av den styres og dens egne vibrasjonskarakteristikker kan endres etter behov ut fra borekronens vibrasjonskarakteristikker. Ved at borekronens vibrering overvåkes fra brønnens overflate, kan vibratorens vibrasjon reguleres for til fulle å utnytte dens evne til å påvirke vibrasjonsformen i borehullet.
Den foranstående beskrivelse har innbefattet ulike verktøyer, typisk komponenter som finnes i en borestreng, hvilke kan dra nytte av høyhastighetsutvekslingen av informasjon mellom brønnens overflate og en borekrone. Beskrivelsen er ikke uttømmende og det skal forstås at de samme midler for å tilveiebringe styring, signalisering og kraft ville kunne brukes i nesten hvilket som helst verktøy, herunder MWD- og LWD- verk-tøyer (LWD = logging under boring) som kan overføre sin innsamlede informasjon mye raskere gjennom rør med ledning.
Claims (22)
1. Nedihullsverktøy (100) for bruk i en brønn, hvilket verktøy (100) omfatter: - et første (105) og et andre (110) parti som er bevegelige i forhold til hverandre mellom en første og en andre innbyrdes posisjon; og - føringsmiddel for å føre et signal og/eller kraft mellom en første ende (140) av verktøyet og en andre ende (145) av verktøyet via det første og det andre parti,karakterisert vedat føringsmidlet kan betjenes for å føre signalet og/eller kraften mellom den første og den andre ende uten hensyn til om det første og det andre parti befinner seg i den første eller den andre innbyrdes posisjon, og at føringsmidlet omfatter et induksjonsmiddel (150, 155).
2. Verktøy ifølge krav 1, hvor det første parti omfatter et hus (105), og det andre parti omfatter en spindel (110) i det minste delvis er plassert i huset, og hvor føringsmidlet er innrettet til å føre et signal og/eller kraft som løper mellom en overflate av brønnen og i det minste én annen komponent i en rørstreng nedenfor verktøyet,
hvor verktøyet videre omfatter: - en aktiveringsmekanisme som påvirker spindelen til å bevege seg fra en førs-te til en andre posisjon inne i huset; og - koplinger (160) i den første og den andre ende av verktøyet, hvilke koplinger tilveiebringer en fysisk forbindelse mellom verktøyet og rørstrengene ovenfor og nedenfor verktøyet samt en bane for signalet og/eller kraften mellom rørs-trengene og verktøyet.
3. Verktøy ifølge krav 1 eller 2, hvor midlet til føring av signalet og/eller kraften omfatter en trådleder (135) som strekker seg mellom verktøyets første og andre ende.
4. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvor midlet til føring av signalet og/eller kraften innbefatter et elektromagnetisk overgangsstykke (160) plassert ved verktøyets første og andre ende, hvilke elektromagnetiske over-ga ngsstykker overfører signalet og/eller kraften langs verktøyets lengde.
5. Verktøy ifølge krav 4, hvor det elektromagnetiske overgangsstykke innbefatter et deri plassert signalforsterkende element.
6. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 5, hvor induksjonsmidlet innbefatter et flertall av radialt utformede kontakter (150) på det andre partis ytre flate og én enkelt radial kontakt (155) utformet på det første partis indre flate, hvilke kontakter er konstruert og innrettet til å tillate kommunikasjon dem imellom når det andre parti beveger seg aksialt inne i det første parti.
7. Verktøy ifølge krav 2, eller ifølge hvilket som helst av kravene 3 til 6 i direkte eller indirekte avhengighet av krav 2, hvor aktiveringsmekanismen er elektronisk.
8. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 7, hvor det første og det andre parti er dreibare eller roterbare med hensyn til hverandre.
9. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 8, hvor det første og det andre parti er aksialt bevegelige med hensyn til hverandre.
10. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 9, hvor føringsmidlet er innrettet til å føre et kommunikasjonssignal.
11. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 10, hvor føringsmidlet er innrettet til å føre kraft mellom den første og den andre ende.
12. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 11, hvor verktøyet er et slagrør (100).
13. Verktøy ifølge krav 12, hvor verktøyet innbefatter en hammer (120) utformet på overflaten av det andre parti for å gå i kontakt med en skulder (125) utformet på den indre vegg av det første parti, hvor hammeren går i kontakt med skulderen for å frembringe en støtkraft.
14. Verktøy ifølge krav 13, hvor hammeren kan reguleres langs det andre parti for å forandre et frislagsområde målt mellom hammeren og skulderen.
15. Verktøy ifølge krav 14, hvor frislagsområdet kan reguleres i borehullet ved bruk av en aktivator plassert nær hammeren, hvilken aktivator påvirker hammeren til å bevege seg langs et gjenget parti (175) av det andre parti.
16. Verktøy ifølge krav 15, hvor aktivatoren er elektrisk og virker sammen med et batteri (210) plassert i tilstøting til aktivatoren.
17. Verktøy ifølge krav 13, hvor slagrøret innbefatter en åpning (200) som fluid føres igjennom for å påvirke hammeren til å slå mot skulderen på et forhåndsbestemt tidspunkt.
18. Verktøy ifølge krav 17, hvor åpningen kan stilles mellom en åpen og en lukket stilling, og hvor slagrøret ikke kan virke i den lukkede stilling.
19. Verktøy ifølge krav 18, hvor åpningen innbefatter flere stillinger mellom den åpne og den lukkede stilling, hvilket tillater åpningen å anta et flertall av stør-relser.
20. Verktøy ifølge krav 18 eller 19, hvor åpningens stilling kan styres fra brønnens overflate med et signal.
21. Verktøy ifølge hvilket som helst av kravene 18 til 20, hvor åpningen er stillbar ved bruk av en elektromagnet (180) plassert i tilstøting til åpningen og drevet av et batteri (210) i verktøyet.
22. Fremgangsmåte for styring av et nedihullsverktøy (100) som omfatter første (105) og andre (110) partier som er bevegelige i forhold til hverandre mellom en første og en andre innbyrdes posisjon, hvor fremgangsmåten omfatter: - overføring av et signal og/eller kraft mellom en første ende (140) av verkt-øyet og en andre ende (145) av verktøyet via det første og andre parti; og - bevege det første og det andre parti i forhold til hverandre mellom den første og den andre innbyrdes posisjon,
karakterisert vedat nedihullsverktøyet kan betjenes, ved hjelp av induksjon, for å føre signalet og/eller kraften mellom den første og den andre ende uten hensyn til om det første og det andre parti befinner seg i den første eller den andre innbyrdes posisjon.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/976,845 US6655460B2 (en) | 2001-10-12 | 2001-10-12 | Methods and apparatus to control downhole tools |
PCT/GB2002/004646 WO2003033859A1 (en) | 2001-10-12 | 2002-10-11 | Methods and apparatus to control downhole tools |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20041391L NO20041391L (no) | 2004-06-23 |
NO334910B1 true NO334910B1 (no) | 2014-07-07 |
Family
ID=25524537
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20041391A NO334910B1 (no) | 2001-10-12 | 2004-04-05 | Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme |
NO20140651A NO339402B1 (no) | 2001-10-12 | 2014-05-26 | Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20140651A NO339402B1 (no) | 2001-10-12 | 2014-05-26 | Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6655460B2 (no) |
CA (2) | CA2643187C (no) |
GB (1) | GB2397838B (no) |
NO (2) | NO334910B1 (no) |
WO (1) | WO2003033859A1 (no) |
Families Citing this family (144)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
US6913092B2 (en) * | 1998-03-02 | 2005-07-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
US7513305B2 (en) * | 1999-01-04 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for operating a tool in a wellbore |
US20030147360A1 (en) * | 2002-02-06 | 2003-08-07 | Michael Nero | Automated wellbore apparatus |
US7407006B2 (en) * | 1999-01-04 | 2008-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for logging formations surrounding a wellbore |
US7159669B2 (en) * | 1999-03-02 | 2007-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
CA2416053C (en) | 2000-07-19 | 2008-11-18 | Novatek Engineering Inc. | Downhole data transmission system |
US6670880B1 (en) | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
GB0115524D0 (en) * | 2001-06-26 | 2001-08-15 | Xl Technology Ltd | Conducting system |
US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
US6799632B2 (en) * | 2002-08-05 | 2004-10-05 | Intelliserv, Inc. | Expandable metal liner for downhole components |
US7243717B2 (en) * | 2002-08-05 | 2007-07-17 | Intelliserv, Inc. | Apparatus in a drill string |
US6945330B2 (en) * | 2002-08-05 | 2005-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Slickline power control interface |
US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US7487837B2 (en) * | 2004-11-23 | 2009-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Riser rotating control device |
US6830467B2 (en) | 2003-01-31 | 2004-12-14 | Intelliserv, Inc. | Electrical transmission line diametrical retainer |
US7852232B2 (en) | 2003-02-04 | 2010-12-14 | Intelliserv, Inc. | Downhole tool adapted for telemetry |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
US7234539B2 (en) * | 2003-07-10 | 2007-06-26 | Gyrodata, Incorporated | Method and apparatus for rescaling measurements while drilling in different environments |
US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
US7237623B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-07-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser |
US7117605B2 (en) * | 2004-04-13 | 2006-10-10 | Gyrodata, Incorporated | System and method for using microgyros to measure the orientation of a survey tool within a borehole |
US7063134B2 (en) * | 2004-06-24 | 2006-06-20 | Tenneco Automotive Operating Company Inc. | Combined muffler/heat exchanger |
US8544564B2 (en) * | 2005-04-05 | 2013-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless communications in a drilling operations environment |
US20060033638A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Hall David R | Apparatus for Responding to an Anomalous Change in Downhole Pressure |
US7293614B2 (en) * | 2004-09-16 | 2007-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple impact jar assembly and method |
US7168510B2 (en) * | 2004-10-27 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical transmission apparatus through rotating tubular members |
US20060100968A1 (en) * | 2004-11-05 | 2006-05-11 | Hall David R | Method for distributing electrical power to downhole tools |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7249636B2 (en) * | 2004-12-09 | 2007-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for communicating along a wellbore |
GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
US7626393B2 (en) * | 2005-05-06 | 2009-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for measuring movement of a downhole tool |
US7535377B2 (en) | 2005-05-21 | 2009-05-19 | Hall David R | Wired tool string component |
US7277026B2 (en) * | 2005-05-21 | 2007-10-02 | Hall David R | Downhole component with multiple transmission elements |
US20090151926A1 (en) * | 2005-05-21 | 2009-06-18 | Hall David R | Inductive Power Coupler |
US7504963B2 (en) * | 2005-05-21 | 2009-03-17 | Hall David R | System and method for providing electrical power downhole |
US8264369B2 (en) * | 2005-05-21 | 2012-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent electrical power distribution system |
US20080012569A1 (en) * | 2005-05-21 | 2008-01-17 | Hall David R | Downhole Coils |
US7913773B2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Bidirectional drill string telemetry for measuring and drilling control |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
US7377315B2 (en) * | 2005-11-29 | 2008-05-27 | Hall David R | Complaint covering of a downhole component |
US8875810B2 (en) | 2006-03-02 | 2014-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Hole enlargement drilling device and methods for using same |
US9187959B2 (en) * | 2006-03-02 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Automated steerable hole enlargement drilling device and methods |
CA2651966C (en) | 2006-05-12 | 2011-08-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | 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 |
CN101479440B (zh) * | 2006-07-06 | 2013-01-23 | 哈里伯顿能源服务公司 | 管状件的连接方法、装置和系统 |
US20080142269A1 (en) * | 2006-12-13 | 2008-06-19 | Edward Richards | Bi stable actuator and drilling system inlcuding same |
CA2677478C (en) * | 2007-02-12 | 2013-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of flow testing formation zones |
US7775272B2 (en) * | 2007-03-14 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Passive centralizer |
US7669671B2 (en) | 2007-03-21 | 2010-03-02 | Hall David R | Segmented sleeve on a downhole tool string component |
US20100018699A1 (en) * | 2007-03-21 | 2010-01-28 | Hall David R | Low Stress Threadform with a Non-conic Section Curve |
US7497254B2 (en) | 2007-03-21 | 2009-03-03 | Hall David R | Pocket for a downhole tool string component |
US8201645B2 (en) * | 2007-03-21 | 2012-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool string component that is protected from drilling stresses |
CA2630108C (en) * | 2007-05-01 | 2010-10-12 | Arley G. Lee | Electro-mechanical thruster |
US7766101B2 (en) * | 2007-06-25 | 2010-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for making drilling parameter and or formation evaluation measurements during casing drilling |
US20090025982A1 (en) * | 2007-07-26 | 2009-01-29 | Hall David R | Stabilizer Assembly |
US9076314B2 (en) * | 2007-08-13 | 2015-07-07 | International Business Machines Corporation | Emergent information pattern driven sensor networks |
US8712987B2 (en) * | 2007-08-13 | 2014-04-29 | International Business Machines Corporation | Emergent information database management system |
US7979088B2 (en) * | 2007-08-13 | 2011-07-12 | International Business Machines Corporation | Water friend or foe system for global vessel identification and tracking |
US7756593B2 (en) * | 2007-08-14 | 2010-07-13 | International Business Machines Corporation | Anomaly anti-pattern |
US7823082B2 (en) * | 2007-08-14 | 2010-10-26 | International Business Machines Corporation | Intelligence driven icons and cursors |
US7889100B2 (en) * | 2007-08-14 | 2011-02-15 | International Business Machines Corporation | Water friend or foe system for global vessel identification and tracking |
US7992094B2 (en) * | 2007-08-14 | 2011-08-02 | International Business Machines Corporation | Intelligence driven icons and cursors |
US8102276B2 (en) * | 2007-08-31 | 2012-01-24 | Pathfinder Energy Sevices, Inc. | Non-contact capacitive datalink for a downhole assembly |
US8065085B2 (en) | 2007-10-02 | 2011-11-22 | Gyrodata, Incorporated | System and method for measuring depth and velocity of instrumentation within a wellbore using a bendable tool |
US8499836B2 (en) * | 2007-10-11 | 2013-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Electrically activating a jarring tool |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
WO2009076648A2 (en) | 2007-12-12 | 2009-06-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive system |
US20090151939A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Surface tagging system with wired tubulars |
AU2009244318B2 (en) | 2008-05-05 | 2012-10-04 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations |
US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
AU2015252100A1 (en) * | 2008-05-05 | 2015-11-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations |
US8662202B2 (en) * | 2008-05-08 | 2014-03-04 | Smith International, Inc. | Electro-mechanical thruster |
EP2350697B1 (en) | 2008-05-23 | 2021-06-30 | Baker Hughes Ventures & Growth LLC | Reliable downhole data transmission system |
WO2009149038A2 (en) * | 2008-06-06 | 2009-12-10 | Schlumberger Canada Limited | Systems and methods for providing wireless power transmissions and tuning a transmission frequency |
US7864037B2 (en) * | 2008-06-16 | 2011-01-04 | International Business Machines Corporation | Pattern-driven communication architecture |
US8086547B2 (en) * | 2008-06-16 | 2011-12-27 | International Business Machines Corporation | Data pattern generation, modification and management utilizing a semantic network-based graphical interface |
US8185312B2 (en) | 2008-10-22 | 2012-05-22 | Gyrodata, Incorporated | Downhole surveying utilizing multiple measurements |
US8095317B2 (en) * | 2008-10-22 | 2012-01-10 | Gyrodata, Incorporated | Downhole surveying utilizing multiple measurements |
US8941384B2 (en) | 2009-01-02 | 2015-01-27 | Martin Scientific Llc | Reliable wired-pipe data transmission system |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US8115495B2 (en) * | 2009-01-21 | 2012-02-14 | Intelliserv, L.L.C. | Wired pipe signal transmission testing apparatus and method |
US8065087B2 (en) | 2009-01-30 | 2011-11-22 | Gyrodata, Incorporated | Reducing error contributions to gyroscopic measurements from a wellbore survey system |
US8322433B2 (en) * | 2009-06-01 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Wired slip joint |
US8136591B2 (en) * | 2009-06-01 | 2012-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for using wireline configurable wellbore instruments with a wired pipe string |
US8215382B2 (en) | 2009-07-06 | 2012-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Motion transfer from a sealed housing |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
US8091627B2 (en) | 2009-11-23 | 2012-01-10 | Hall David R | Stress relief in a pocket of a downhole tool string component |
US8439130B2 (en) * | 2010-02-22 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for seismic data acquisition during drilling operations |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
WO2011153180A2 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-08 | Bp Corporation North America Inc. | Selective control of charging, firing, amount of force, and/or direction of fore of one or more downhole jars |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
EP2578797B1 (de) | 2011-10-07 | 2017-05-03 | KEURO Besitz GmbH & Co. EDV-Dienstleistungs KG | Verfahren zum Verwalten von Bohrgestängen, Bohrwerkzeugen, Bohrloch-Verrohrungen und dergleichen für Erdbohrungen |
CA2772515C (en) * | 2012-03-23 | 2016-02-09 | Orren Johnson | Hydraulic jar with multiple high pressure chambers |
CN103573257A (zh) * | 2012-07-20 | 2014-02-12 | 中国石油天然气集团公司 | 随钻测井的信息传输装置 |
US9631445B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Downhole-adjusting impact apparatus and methods |
US9551199B2 (en) | 2014-10-09 | 2017-01-24 | Impact Selector International, Llc | Hydraulic impact apparatus and methods |
US9644441B2 (en) | 2014-10-09 | 2017-05-09 | Impact Selector International, Llc | Hydraulic impact apparatus and methods |
US9631446B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
WO2015143171A1 (en) * | 2014-03-19 | 2015-09-24 | Schlumberger Canada Limited | Contraction joint with multiple telescoping sections |
WO2015171161A1 (en) * | 2014-05-09 | 2015-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic jarring tool |
WO2015199762A1 (en) * | 2014-06-26 | 2015-12-30 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
EP3161258A4 (en) | 2014-09-29 | 2018-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fixture and tool for use in facilitating communication between tool and equipment |
US9951602B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-04-24 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
EP3297778B1 (en) | 2015-05-19 | 2021-08-04 | Baker Hughes Holdings LLC | Logging-while-tripping system and methods |
US10218074B2 (en) | 2015-07-06 | 2019-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Dipole antennas for wired-pipe systems |
US10626683B2 (en) | 2015-08-11 | 2020-04-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool identification |
US10465457B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-11-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool detection and alignment for tool installation |
CA2995483C (en) | 2015-08-20 | 2023-03-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Top drive torque measurement device |
US10323484B2 (en) | 2015-09-04 | 2019-06-18 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler for a top drive and a method for using the same for constructing a wellbore |
CA2997615A1 (en) | 2015-09-08 | 2017-03-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Genset for top drive unit |
US10590744B2 (en) | 2015-09-10 | 2020-03-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Modular connection system for top drive |
CN105604496B (zh) * | 2015-12-24 | 2017-12-05 | 中国石油天然气集团公司 | 一种有缆钻杆信道参数的测量方法及系统 |
US10167671B2 (en) | 2016-01-22 | 2019-01-01 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Power supply for a top drive |
US11162309B2 (en) | 2016-01-25 | 2021-11-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Compensated top drive unit and elevator links |
US10907412B2 (en) | 2016-03-31 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Equipment string communication and steering |
US10704364B2 (en) | 2017-02-27 | 2020-07-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Coupler with threaded connection for pipe handler |
US10954753B2 (en) | 2017-02-28 | 2021-03-23 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with rotating coupling method for top drive |
US11131151B2 (en) | 2017-03-02 | 2021-09-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with sliding coupling members for top drive |
US10480247B2 (en) | 2017-03-02 | 2019-11-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler with rotating fixations for top drive |
US10443326B2 (en) | 2017-03-09 | 2019-10-15 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler |
US10247246B2 (en) | 2017-03-13 | 2019-04-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with threaded connection for top drive |
US10711574B2 (en) | 2017-05-26 | 2020-07-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Interchangeable swivel combined multicoupler |
US10544631B2 (en) | 2017-06-19 | 2020-01-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler for top drive |
US10526852B2 (en) | 2017-06-19 | 2020-01-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler with locking clamp connection for top drive |
US10527104B2 (en) | 2017-07-21 | 2020-01-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler for top drive |
US10355403B2 (en) | 2017-07-21 | 2019-07-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler for use with a top drive |
US10745978B2 (en) | 2017-08-07 | 2020-08-18 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole tool coupling system |
US11047175B2 (en) | 2017-09-29 | 2021-06-29 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler with rotating locking method for top drive |
WO2019074470A1 (en) | 2017-10-09 | 2019-04-18 | Keysight Technologies, Inc. | MANUFACTURE OF HYBRID COAXIAL CABLE |
US11441412B2 (en) | 2017-10-11 | 2022-09-13 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with data and signal transfer methods for top drive |
WO2019125402A1 (en) * | 2017-12-19 | 2019-06-27 | Keysight Technologies, Inc. | Cable to connector transition with continuity characteristics |
US10677009B2 (en) | 2018-02-07 | 2020-06-09 | Saudi Arabian Oil Company | Smart drilling jar |
US10731432B2 (en) * | 2018-05-30 | 2020-08-04 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for stuck drill string mitigation |
GB2596990B (en) | 2019-04-24 | 2022-11-30 | Schlumberger Technology Bv | System and methodology for actuating a downhole device |
US11098549B2 (en) * | 2019-12-31 | 2021-08-24 | Workover Solutions, Inc. | Mechanically locking hydraulic jar and method |
US11313194B2 (en) * | 2020-05-20 | 2022-04-26 | Saudi Arabian Oil Company | Retrieving a stuck downhole component |
AT524537B1 (de) * | 2021-04-23 | 2022-07-15 | Think And Vision Gmbh | Stoßeinrichtung für einen Bohrstrang |
Family Cites Families (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2153883A (en) | 1936-07-06 | 1939-04-11 | Grant John | Oil well jar |
US3191677A (en) | 1963-04-29 | 1965-06-29 | Myron M Kinley | Method and apparatus for setting liners in tubing |
US3424244A (en) | 1967-09-14 | 1969-01-28 | Kinley Co J C | Collapsible support and assembly for casing or tubing liner or patch |
US3528498A (en) | 1969-04-01 | 1970-09-15 | Wilson Ind Inc | Rotary cam casing swage |
US3616868A (en) | 1970-01-13 | 1971-11-02 | Rand Engineering Corp | Fluid-actuated impact tool and anvil device having variable choke |
US3747059A (en) * | 1970-12-18 | 1973-07-17 | Schlumberger Technology Corp | Electronic noise filter with means for compensating for hose reflection |
US4234112A (en) | 1978-04-10 | 1980-11-18 | Gallant Guy G | Water ski rack |
US4243112A (en) * | 1979-02-22 | 1981-01-06 | Sartor Ernest R | Vibrator-assisted well and mineral exploratory drilling, and drilling apparatus |
US4416494A (en) * | 1980-10-06 | 1983-11-22 | Exxon Production Research Co. | Apparatus for maintaining a coiled electric conductor in a drill string |
US4436168A (en) * | 1982-01-12 | 1984-03-13 | Dismukes Newton B | Thrust generator for boring tools |
US4508174A (en) * | 1983-03-31 | 1985-04-02 | Halliburton Company | Downhole tool and method of using the same |
US4512424A (en) | 1983-12-22 | 1985-04-23 | Halliburton Company | Tubular spring slip-joint and jar |
US4646830A (en) * | 1985-04-22 | 1987-03-03 | Templeton Charles A | Mechanical jar |
US4899834A (en) * | 1986-01-24 | 1990-02-13 | Parker Kinetic Designs, Inc. | Electromagnetic drilling apparatus |
GB8612019D0 (en) | 1986-05-16 | 1986-06-25 | Shell Int Research | Vibrating pipe string in borehole |
US4782897A (en) * | 1987-03-02 | 1988-11-08 | Halliburton Company | Multiple indexing J-slot for model E SRO valve |
US4736797A (en) * | 1987-04-16 | 1988-04-12 | Restarick Jr Henry L | Jarring system and method for use with an electric line |
US4919219A (en) * | 1989-01-23 | 1990-04-24 | Taylor William T | Remotely adjustable fishing jar |
US4967845A (en) * | 1989-11-28 | 1990-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Lock open mechanism for downhole safety valve |
US5033557A (en) * | 1990-05-07 | 1991-07-23 | Anadrill, Inc. | Hydraulic drilling jar |
US5086853A (en) | 1991-03-15 | 1992-02-11 | Dailey Petroleum Services | Large bore hydraulic drilling jar |
US5316094A (en) * | 1992-10-20 | 1994-05-31 | Camco International Inc. | Well orienting tool and/or thruster |
GB9411228D0 (en) | 1994-06-04 | 1994-07-27 | Camco Drilling Group Ltd | A modulated bias unit for rotary drilling |
GB9503830D0 (en) | 1995-02-25 | 1995-04-19 | Camco Drilling Group Ltd | "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems" |
GB9522942D0 (en) | 1995-11-09 | 1996-01-10 | Petroline Wireline Services | Downhole tool |
GB9524109D0 (en) | 1995-11-24 | 1996-01-24 | Petroline Wireline Services | Downhole apparatus |
US6003834A (en) * | 1996-07-17 | 1999-12-21 | Camco International, Inc. | Fluid circulation apparatus |
WO1998013555A1 (en) * | 1996-09-26 | 1998-04-02 | Roeynestad Tom Toralv | A method in piling tubular bases, a combined drilling and piling rig, as well as use of the drill hammer of said rig |
US6029748A (en) | 1997-10-03 | 2000-02-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for top to bottom expansion of tubulars |
US6296066B1 (en) * | 1997-10-27 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
US6367565B1 (en) * | 1998-03-27 | 2002-04-09 | David R. Hall | Means for detecting subterranean formations and monitoring the operation of a down-hole fluid driven percussive piston |
US6729419B1 (en) * | 1999-05-28 | 2004-05-04 | Smith International, Inc. | Electro-mechanical drilling jar |
US6290004B1 (en) | 1999-09-02 | 2001-09-18 | Robert W. Evans | Hydraulic jar |
WO2001051760A2 (en) * | 2000-01-12 | 2001-07-19 | The Charles Machine Works, Inc. | System for automatically drilling and backreaming boreholes |
US6670880B1 (en) * | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
US6481495B1 (en) * | 2000-09-25 | 2002-11-19 | Robert W. Evans | Downhole tool with electrical conductor |
US6945802B2 (en) * | 2003-11-28 | 2005-09-20 | Intelliserv, Inc. | Seal for coaxial cable in downhole tools |
-
2001
- 2001-10-12 US US09/976,845 patent/US6655460B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-10-11 CA CA2643187A patent/CA2643187C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-10-11 GB GB0407509A patent/GB2397838B/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-10-11 CA CA002462983A patent/CA2462983C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-10-11 WO PCT/GB2002/004646 patent/WO2003033859A1/en not_active Application Discontinuation
-
2003
- 2003-12-01 US US10/725,124 patent/US7025130B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-04-05 NO NO20041391A patent/NO334910B1/no not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-05-26 NO NO20140651A patent/NO339402B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2003033859A1 (en) | 2003-04-24 |
CA2462983C (en) | 2009-01-20 |
GB2397838B (en) | 2006-05-17 |
NO339402B1 (no) | 2016-12-12 |
GB0407509D0 (en) | 2004-05-05 |
NO20140651A1 (no) | 2003-04-14 |
US20040108108A1 (en) | 2004-06-10 |
US7025130B2 (en) | 2006-04-11 |
NO20041391L (no) | 2004-06-23 |
US20030070842A1 (en) | 2003-04-17 |
US6655460B2 (en) | 2003-12-02 |
CA2643187A1 (en) | 2003-04-24 |
GB2397838A (en) | 2004-08-04 |
CA2643187C (en) | 2014-12-02 |
CA2462983A1 (en) | 2003-04-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO334910B1 (no) | Nedihullsverktøy og fremgangsmåte ved styring av samme | |
US10508495B2 (en) | Linear and vibrational impact generating combination tool with adjustable eccentric drive | |
US10494885B2 (en) | Mud pulse telemetry with continuous circulation drilling | |
CA2883674C (en) | Friction reduction assembly for a downhole tubular, and method of reducing friction | |
US9611709B2 (en) | Closed loop deployment of a work string including a composite plug in a wellbore | |
NO310888B1 (no) | Fluidsirkulasjonsanordning | |
EP2917445B1 (en) | Method for surveying drill holes, drilling arrangement, and borehole survey assembly | |
NO320239B1 (no) | System og fremgangsmate for akustisk telemetri langs en borestreng ved bruk av drivenhet med reaksjonsmasse | |
NO324447B1 (no) | Lukket sloyfe-boringsenhet med elektronikk utenfor en ikke-roterende hylse | |
AU2015244221B2 (en) | Control systems and methods for centering a tool in a wellbore | |
MX2012004587A (es) | Junta tubular de desconexion instrumentada. | |
CN114599857B (zh) | 井下通信系统 | |
US10822942B2 (en) | Telemetry system including a super conductor for a resource exploration and recovery system | |
WO2021086352A1 (en) | Data acquisition systems | |
CA2920421C (en) | Timed impact drill bit steering | |
WO2003012250A1 (en) | Downhole vibrating device | |
US20180216418A1 (en) | Adjustable Hydraulic Coupling For Drilling Tools And Related Methods | |
EP3387221B1 (en) | Mud pulse telemetry with continuous circulation drilling |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |