| 序号 | 专利名 | 申请号 | 申请日 | 公开（公告）号 | 公开（公告）日 | 发明人 |
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| 21 | 使用泥浆电机的UBD操作隧道包线的动态方法和实时监视 | CN201380080037.3 | 2013-10-04 | CN105874154A | 2016-08-17 | R·萨缪尔; G·M·莫拉尔斯-奥坎多; Z·周; X·黄 |
| 所公开的实施方案包括一种用于监视负压钻井操作的方法、设备以及计算机程序产品。例如，一个所公开的实施方案为包括至少一个处理器和至少一个存储器的系统，所述至少一个存储器耦接到所述至少一个处理器且存储指令，所述指令在由所述至少一个处理器执行时执行用于在钻探井时产生所述井的操作包线的三维隧道视图的操作。 | ||||||
| 22 | 一种水平井切向注入式旋流射流磨钻头 | CN201410605628.4 | 2014-11-03 | CN104373044A | 2015-02-25 | 高德利; 陈绪跃; 郭柏云 |
| 本发明公开了一种水平井切向注入式旋流射流磨钻头，主要包括PDC钻头，其特征在于在去除了PDC钻头保径部位的排屑槽，并在PDC钻头内部加装了切向注入式旋转射流冲砂装置、高浓度湍流抽砂装置、射流粉碎装置。所述的切向注入式旋转射流冲砂装置，通过切向注入式旋转射流喷嘴产生高速旋转射流，形成有利于清岩的井底旋流流场，改善井底岩屑的受力状况，提升井底清岩效率；所述的高浓度湍流抽砂装置基于抽砂泵的原理抽吸井底流体，减小井底压差，实现欠平衡而提高机械钻速；所述的射流粉碎装置基于射流磨的原理有效粉碎岩屑，提高携岩效率，从根本上消除水平井中的岩屑床，最终实现水平井安全高效钻进。 | ||||||
| 23 | 在压力受控的钻探中对地层的测试 | CN201180072236.0 | 2011-07-12 | CN103688020A | 2014-03-26 | S·M·杰弗瑞斯 |
| 一种测试地层的方法可包括：递增地打开扼流器，同时停止进入地层内的钻探，由此，降低井筒内的压力；以及探测由于井筒内压力的降低引起的流入井筒的流入流。另一种测试地层的方法可包括：钻探入地层内，并使钻具组和井筒之间的环腔压力与大气压隔绝；然后，递增地打开扼流器，同时停止钻探，由此，降低井筒内的压力，探测由于井筒内的压力的降低所引起的流入井筒的流入流；以及当探测到流入流时，确定近似的地层空隙压力，作为井筒压力。当探测到流入流时，钻探流体可以流过或可不流过钻具组。可使用井下压力传感器来验证井筒内的压力。 | ||||||
| 24 | 裸眼打孔设备 | CN200510068536.8 | 2005-03-30 | CN1690357B | 2012-07-04 | F·F·昌; L·A·贝尔曼恩; I·C·瓦顿; K·S·陈 |
| 一欠平衡裸眼打孔装置公开了其用于裸眼完井，从而最大化该井眼和基岩的清除效率，并连接天然裂缝曲线，和/或在困难的井下状态下启动新钻井流体技术。该裸眼打孔装置能用于任何岩石学中涉及的任何烃类地层。 | ||||||
| 25 | 增强动态负压系统和优化枪重量的方法 | CN200980155773.4 | 2009-12-01 | CN102301089A | 2011-12-28 | M·R·G·贝尔; D·S·维森; N·G·克拉克; J·T·哈德斯蒂 |
| 本发明公开了活性聚能射孔弹的使用增加了与引爆射孔系统相关的动态负压，而不影响射孔密度。装载较少的聚能射孔弹就能达到与全部装满常规聚能射孔弹的射孔枪同样或比其更好的有效射孔密度，从而增加枪内的自由体积，同时产生带有裂缝尖端的没有碎片的坑道，并局部消除每个射孔坑道周围的压实带。此外，构建枪所需的枪钢的强度和等级可降低，而不影响引爆后枪膨胀的量。 | ||||||
| 26 | 在井的建造和维护期间便于钻井泥浆连续循环的方法和装置 | CN200980102794.X | 2009-01-21 | CN102046914A | 2011-05-04 | F·B·斯普林格特 |
| 本发明公开了一种在井的建造和维护期间便于钻井泥浆连续循环的方法，该方法包括以下步骤：使连续循环工具(100)的壳体(102)运动到接头(10)，该接头具有贯穿其中的孔(14)，该接头处于与井中管状物柱的连接中或者用于与井中的管状物柱连接，并且该接头选择性地允许钻井泥浆在壳体(102)和接头(10)的侧开口(13)之间流动，连续循环工具(100)还包括闭合设备(40)，致动闭合机构(41、44)以将闭合设备(40)的闭合构件(42)插入通过接头(10)中的侧开口(13)，从而隔断通过至少一部分孔(14)的钻井流体。本发明还公开了一种用于使井筒作业连续循环的系统，该系统包括：连续循环工具(100)，该连续循环工具可布置成与井筒管状物柱流体连通，该井筒管状物柱在其中包括接头(10)，连续循环工具(100)用于选择性地关闭流至井眼管状物柱的流动；和邻近接头的管状物操纵设备(202)，管状物操纵设备包括动力大钳、多个大钳、大钳和背钳、大钳和旋转扳手、以及铁钻工中的一种。 | ||||||
| 27 | 用于可编程压力钻井和可编程梯度钻井和完井的方法和设备 | CN200880127729.8 | 2008-12-29 | CN102007264A | 2011-04-06 | 杰夫·当顿; 瓦卡尔·卡恩 |
| 本发明公开了一种通过以下步骤产生邻近钻头底部钻具组合的可编程压力区的方法：靠近钻井钻具组合进行密封；调节压力以近似于或稍微小于井壁的孔隙压力以允许从地层流出；以及，当钻进时，通过在可编程压力区与井眼的环空之间从钻井钻具组合泵送出或对流体进行节流以流动到所述钻井钻具组合内来进行调节，以避免使可编程压力区过压，处理需要控制井之外。 | ||||||
| 28 | 海底油井修理船及其钻井方法 | CN00817656.6 | 2000-12-20 | CN1228534C | 2005-11-23 | 安东尼·P·海恩斯; 科林·琼斯 |
| 一种海底油井修理船，包括一可动态定位的油轮以及安装在该油轮甲板上的直接油井修理设备。直接油井修理设备可以被安装在位于该油轮主甲板上方的上部结构上，并且包括用于欠平衡非旋转钻井以及烃液体分离的设备。该液体分离设备与该油轮的储罐相连，从而装盛分离出的烃液体以贮存。 | ||||||
| 29 | 开口钻孔设备 | CN200510068536.8 | 2005-03-30 | CN1690357A | 2005-11-02 | F·F·昌; L·A·贝尔曼恩; I·C·瓦顿; K·S·陈 |
| 一欠平衡钻孔装置公开了其用于开口完井，从而最大化该井眼和基岩的清除效率，并连接天然裂缝曲线，和/或在困难的井下状态下启动新钻井流体技术。该开口钻孔装置能用于任何岩石学中涉及的任何烃类地层。 | ||||||
| 30 | 具有独立喷射泵的浅孔钻进总成 | CN02141569.2 | 2002-09-03 | CN1407207A | 2003-04-02 | 威廉·詹姆斯·休斯; 吉米·乔西·伦弗罗 |
| 本发明公开了一种浅孔钻进总成(DHDA)，该总成在钻进作业中，通过连接于同心套管柱的单个或多个液力喷射泵进行人工提升钻用和开采冲洗液而使其离开井身；DHDA包括穿过喷射泵总成的钻柱和钻头，使得动力液体在流过喷射泵喷嘴后与钻用或开采用冲洗液分离；喷射泵总成连接于同心套管柱；喷射泵还包括囊件，该囊件膨胀以使钻用或开采用冲洗液改道而由内环腔或回流环腔流入喷射泵总成；喷射泵总成的目的是，通过人工提升和排出冲洗液，由此将井身内的液体水平面降低到一点，在该点，由井身底部附近的液柱施加的静水压力低于正在钻进的岩层的孔隙水压力，由此形成低压状态。 | ||||||
| 31 | 形成井孔的方法 | CN00808345.2 | 2000-05-30 | CN1353792A | 2002-06-12 | 约瑟夫·G·C·库南; 利奥·B·马基雅豪 |
| 本发明提供了一种在地层中形成井孔的方法,该井孔包括一第一井孔区段和一穿过地层的烃类流体承载区(64)的第二井孔区段。该方法包括:钻该第一井孔区段;在该第一井孔区段中的选定位置上布置一个远程控制的钻井装置(3),从该选定的位置上钻该第二井孔区段;在与井孔壁呈密封关系的该第一井孔区段中布置一个烃类流体产品管道70,该管道设有流体流动控制装置(76)和一个与所述选定位置流体相通的流体入口。该钻井装置在操作中钻探该第二井孔区段,从而在钻井装置穿过该烃类流体承载区进行钻的过程中,通过流体流动控制装置(76)控制烃类流体从第二井孔区段朝向产品管道的流动。 | ||||||
| 32 | Method and apparatus for reducing the hydrostatic pressure in the underwater riser using floating spheres | JP2004539749 | 2002-09-27 | JP2006500494A | 2006-01-05 | ジョージ ボヤディフ |
| 【課題】 浮遊球体を使用してライザ内の静水圧を減少させるための装置に関する。
【解決手段】 浮遊球体（１２）を油井またはガス井（１４）に注入するための圧送装置（１０）は、複数の浮遊球体（１２）を収容するフィーダ（２６）と、このフィーダ（２６）に近接していて、第１および第２の回転可能なホイール（３０、３２）を有する球体ポンプ（２４）とを備えている。 第１ホイール（３０）は複数の切欠き（３３）を有しており、第２ホイール（３２）は対応する複数の切欠き（３４）を有しており、これらのホイール（３０、３２）の回転中、第１および第２ホイールの切欠き（３３、３４）が一時的に結合して複数のポケット（４０）を形成するようになっており、各ポケット（４０）は、第１および第２ホイール（３０、３２）の回転中、フィーダ（２６）から複数の浮遊球体のうちの１つを受入れ、次いでこれを放出する。 |
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| 33 | Programmable pressure drilling and programmable gradient drilling and a method and apparatus for finishing | JP2010541509 | 2008-12-29 | JP5325233B2 | 2013-10-23 | ジェフ ダウントン; ワーカー カン |
| A method for creating a programmable pressure zone adjacent a drill bit bottom hole assembly by sealing near a drilling assembly, adjusting the pressure to approximately or slightly below the pore pressure of the well bore face to permit flow out of the formation, and, while drilling, adjusting by pumping out of, or choking fluid flow into, the drilling assembly between the programmable pressure zone and the well bore annulus to avoid overpressuring the programmable pressure zone unless required to control the well. | ||||||
| 34 | Programmable pressure drilling and programmable gradient drilling and a method and apparatus for finishing | JP2010541509 | 2008-12-29 | JP2011508125A | 2011-03-10 | ワーカー カン; ジェフ ダウントン |
| 掘削組立体の近くを密封することによってドリルビット坑底組立体に隣接してプログラム可能圧力ゾーンを創出する方法は、圧力を坑井面の間隙圧にほぼ等しい又はこれよりも僅かに低い圧力に調節して地層からの流体の流れを可能にするステップと、掘削しながら、プログラム可能圧力ゾーンと坑井アニュラス部又は環状域との間で掘削組立体からの流体の流れのポンプによる送り出し又は掘削組立体中への流体の流れのチョークを行うことによって調節し、それにより、坑井の制御が必要でなければ、プログラム可能圧力ゾーンに過剰の圧力が加わるのを回避するステップとを有する。
【選択図】 図１ |
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| 35 | Method and apparatus for reducing the hydrostatic pressure in the underwater riser using floating spheres | JP2004539749 | 2002-09-27 | JP3983765B2 | 2007-09-26 | ジョージ ボヤディフ |
| 36 | Seabed well intervention vessels | JP2001548839 | 2000-12-20 | JP2003518576A | 2003-06-10 | アンソニー・パトリック・ハインズ; コリン・ジョーンズ |
| (57)【要約】 本発明の海底井戸介入船は、動的に位置制御可能なタンカーと、該タンカーの甲板に搭載される直接井戸介入設備とを有する。 直接井戸介入設備は、タンカーの主甲板の上の上部構造に搭載され、アンダーバランス非回転穿孔と炭化水素液体分離用の設備とを含む。 液体分離設備はタンカーの貯蔵タンクに接続され、分離された炭化水素液体を貯蔵目的で受け入れるようにした。 | ||||||
| 37 | INTEGRATED GEOMECHANICS DETERMINATIONS AND WELLBORE PRESSURE CONTROL | EP09850307.1 | 2009-10-05 | EP2486230B1 | 2018-09-05 | STANDIFIRD, William, Bradley; RIZVI, Syed, Aijaz; HU, Xiaomin; LOVORN, James, Randolph; SHAYEGI, Sara; DAVIS, Nancy; GREENWOOD, Jeremy |
| Well pressure control is integrated in real time with geomechanics determinations made during drilling. A well drilling method includes updating determinations of properties of a formation surrounding a wellbore in real time as the wellbore is being drilled; and controlling wellbore pressure in real time as the wellbore is being drilled, in response to the updated determinations of the formation properties. Another well drilling method includes obtaining sensor measurements in a well drilling system in real time as a wellbore is being drilled; transmitting the sensor measurements to a control system in real time; the control system determining in real time properties of a formation surrounding the wellbore based on the sensor measurements, and the control system transmitting in real time a pressure setpoint to a controller; and the controller controlling operation of at least one flow control device, thereby influencing a well pressure toward the pressure setpoint. | ||||||
| 38 | ROTATING CONTROL DEVICE | EP11770723.2 | 2011-09-29 | EP2622173B1 | 2018-07-25 | SOKOL, Jonathan P; WAGONER, Danny W; BAILEY, Thomas F; RIOS III, Aristeo; CHAMBERS, James W; HANNEGAN, Don M |
| A system and method is provided for a low profile rotating control device (LP-RCD) and its housing mounted on or integral with an annular blowout preventer seal, casing, or other housing. The LP-RCD and LP-RCD housing can fit within a limited space available on drilling rigs. An embodiment allows a LP-RCD to be removably disposed with a LP-RCD housing by rotating a bearing assembly rotating plate. A sealing element may be removably disposed with the LP-RCD bearing assembly by rotating a seal retainer ring. Alternatively, a sealing element may be removably disposed with the LP-RCD bearing assembly with a seal support member threadedly attached with the LP-RCD bearing assembly. The seal support member may be locked in position with a seal locking ring removably attached with threads with the LP-RCD bearing assembly over the seal support member. Spaced apart accumulators may be disposed radially outward of the bearings in the bearing assembly to provide self lubrication to the bearings. | ||||||
| 39 | SEALING AND CONTROLLING OF FLUID PRESSURE IN AN ANNULAR FLUID PASSAGEWAY IN A WELLBORE RELATED PROCESS | EP16760825.6 | 2016-08-25 | EP3341559A1 | 2018-07-04 | BAKKER, Thomas Walburgis; VAN OG, Gerardus Godefridus Johannes; ROODENBURG, Joop |
| In a method for sealing and controlling fluid pressure in an annular fluid passageway in a wellbore related process, use is made of an annular fluid passageway sealing device, which includes a chamber delimited by chamber end members each provided with an opening therein so that the drilling tubulars string passes through said chamber and said chamber end members. The lower chamber end member is exposed, at least partially, to wellbore related fluid pressure in the annular fluid passageway. The housing is provided with an inlet and an outlet in communication with said chamber. Use is made of a pump that circulates a high viscosity liquid. The inlet and the outlet are vertically offset from each other and the chamber is provided with one or more narrow annular gap defining members that are arranged between vertically spaced apart feed and discharge zones. The circulation of liquid and the narrow annular gap are such that shear of the high viscosity liquid is induced resulting in a pressure drop between the discharge zones such that high viscosity liquid pressure in the feed zone assists the lower chamber end member in absorbing the wellbore related fluid pressure. | ||||||
| 40 | REMOTELY OPERATED ISOLATION VALVE | EP17193142.1 | 2011-09-20 | EP3290632A1 | 2018-03-07 | NOSKE, Joe; SMITH, Roddie R.; SMITH, Paul L.; BAILEY, Thomas F.; MCDOWELL, Christopher L. |
A method of operating an isolation valve in a wellbore includes: deploying a work string into the wellbore through a tubular string disposed in the wellbore. The work string comprises a deployment string, a shifting tool, and a bottomhole assembly (BHA). The tubular string comprises the isolation valve and an actuator. The method further includes rotating the actuator using the shifting tool, thereby opening or closing the isolation valve. The isolation valve isolates a formation from an upper portion of the wellbore in the closed position.
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