[go: up one dir, main page]

MXPA01012973A - Sistema de perforacion. - Google Patents

Sistema de perforacion.

Info

Publication number
MXPA01012973A
MXPA01012973A MXPA01012973A MXPA01012973A MXPA01012973A MX PA01012973 A MXPA01012973 A MX PA01012973A MX PA01012973 A MXPA01012973 A MX PA01012973A MX PA01012973 A MXPA01012973 A MX PA01012973A MX PA01012973 A MXPA01012973 A MX PA01012973A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
fluid
drill string
drilling
drilling system
pump
Prior art date
Application number
MXPA01012973A
Other languages
English (en)
Inventor
Bruno Best
Original Assignee
Shell Int Research
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=8241468&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=MXPA01012973(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of MXPA01012973A publication Critical patent/MXPA01012973A/es

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/16Connecting or disconnecting pipe couplings or joints
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/01Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
    • E21B21/019Arrangements for maintaining circulation of drilling fluid while connecting or disconnecting tubular joints
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/02Swivel joints in hose-lines
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/08Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure

Landscapes

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

Abstract

Se proporciona. un sistema de perforacion para perforar un barreno en una- formacion de tierra. El sistema de perforacion comprende una sarta de perforacion (1) que se extiende en el barreno, con lo cual se forma un espacio anular (38) entre la sarta de perforacion y la pared del barreno, el espacio anular que contiene un cuerpo de fluido (40), la sarta de perforacion que incluye un pasaje de fluido longitudinal que tiene una abertura de salida en la parte extrema inferior de la sarta de perforacion, un medio de bombeo (19, 30) para bombear selectivamente fluido de perforacion por la via del pasaje y la abertura de salida en el cuerpo de fluido, y un conducto de descarga de fluido (48) para descargar fluido desde el cuerpo de fluido; en donde el sistema de perforacion comprende adicionalmente un medio de control de presion (50, 52, 60, 62) para controlar la presion de fluido en el cuerpo de fluido cuando el medio de bombeo (19, 30) es inoperante para bombear el fluido de perforacion en el cuerpo de fluido.

Description

SISTEMA DE PERFORACIÓN DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a un sistema de 5 perforación para perforar un barreno en una formación de tierra, el sistema de perforación que comprende una sarta de perforación que se extiende dentro del barreno, con lo cual se forma un espacio anular entre la sarta de perforación y la pared del barreno, el espacio anular que contiene un cuerpo de fluido de perforación. La sarta de perforación tiene generalmente un pasaje longitudinal para el bombeo del fluido de perforación al espacio anular. Uno de los objetivos del fluido en el espacio anular es controlar la presión en la pared del barreno de pozo, la presión que es mantenida normalmente entre un límite superior permisible que depende de la presión de fractura de la formación de roca y un límite inferior permisible que depende de la presión de poro del fluido de la formación. La presión del fluido en el espacio anular es determinada por el peso hidrostático de la columna de fluido en el espacio anular, y por un componente de presión dinámica que depende de la resistencia al flujo del fluido de perforación en el espacio anular a medida que el fluido de perforación fluye desde la parte inferior del barreno de regreso hacia la superficie. La presión es REF : 134703 controlada normalmente al aplicar un material de lastre seleccionado en el fluido de perforación. En la técnica anterior se ha puesto en práctica la perforación de barrenos de pozo a presiones del barreno de pozo cercanas al límite inferior, con la ventaja de que se reduce el riesgo de daño a la formación de roca. Tales aplicaciones son mencionadas como perforación balanceada o sub-balanceada, con la cual se aplican fluidos de perforación más ligeros que lo normal. Durante el desenganche de la sarta de perforación hacia fuera del barreno o el descenso de la sarta de perforación dentro del barreno, las secciones individuales de la sarta de perforación son desconectadas unas de otras de modo que ya no se puede bombear fluido por la vía de la sarta de perforación al espacio anular. Durante tal desenganche o descenso de la sarta de perforación, surge un problema en que el componente de presión dinámica desaparece, puesto que ya no fluye este fluido de perforación desde la parte inferior del barreno hacia la superficie. Como resultado, la presión del fluido en el espacio anular puede hacerse menor que el límite inferior permisible, conduciendo potencialmente a un flujo indeseable hacia adentro de fluido desde la formación de tierra en el barreno. Un objetivo de la invención es solucionar el problema de la técnica anterior y proporcionar un sistema de perforación que pueda ser usado de manera segura sin el peligro del flujo indeseable hacia adentro de fluido desde la formación de tierra en el barreno, incluso en la perforación balanceada y sub-balanceada. De acuerdo con la invención, se proporciona un 5 sistema de perforación para perforar un barreno en una formación de tierra, el sistema de perforación comprende: una sarta de perforación que se extiende dentro del barreno, con lo cual se forma un espacio anular entre la sarta de perforación y la pared del barreno, el espacio 10 anular que contiene un cuerpo de fluido, la sarta de perforación que incluye un pasaje de fluido longitudinal que tiene una abertura de salida en la parte extrema inferior de la sarta de perforación; - un medio de bombeo para bombear selectivamente el fluido de 15 perforación por la vía del pasaje y la abertura de salida en el cuerpo de fluido; y - un conducto de descarga de fluido para descargar fluido desde el cuerpo de fluido; en donde el sistema de perforación comprende adicionalmente 20 un medio de control de presión para controlar la presión de fluido en el cuerpo de fluido cuando el medio de bombeo es inoperante para bombear el fluido de perforación al cuerpo del fluido. Al operar el medio de control de la presión de 25 fluido cuando el medio de bombeo es inoperante, por ejemplo *>%. durante el desenganche o el tendido de la sarta de perforación, se logra que la presión de fluido en el espacio anular pueda ser aumentada por encima del límite de presión inferior permisible. 5 Convenientemente, el medio de control de presión comprende una bomba que tiene una salida de fluido en comunicación fluida con el cuerpo de fluido. La bomba puede ser una bomba de desplazamiento positivo, tal como una bomba tipo Moineau, o una bomba que no es de desplazamiento 10 positivo, tal como una bomba centrífuga o una bomba que inyecta el fluido al conducto de descarga en una dirección ascendente. Preferiblemente, la bomba está provista de medios de control de bombeo para controlar la tasa de bombeo de la 15 bomba. La invención será descrita ahora con más detalles y a modo de ejemplo con referencia a los dibujos acompañantes, en los cuales: la Fig. 1 muestra esquemáticamente una primera 20 modalidad del sistema de perforación de acuerdo con la invención; y la Fig. 2 muestra esquemáticamente una segunda modalidad del sistema de perforación de acuerdo con la invención. , __a___¡a--..
En las figuras, los números de referencia similares se refieren a componentes similares. En la Fig. 1 se muestra una sarta de perforación 1 que se extiende a un barreno 3 formado en una formación de tierra 5 y provista de una mecha de perforación 7 y un ensamblaje de barreno inferior (BHA por sus siglas en inglés, no mostrado) . La sarta de perforación 1 está compuesta por una pluralidad de acoplamientos de la sarta de perforación, en donde cada par de acoplamientos adyacentes es interconectado por un conector desenganchable. Por claridad solamente se muestra uno de los conectores más superiores 9a, 9b que conecta el acoplamiento más superior al resto de la sarta de perforación 1 (en modo desconectado) . En la descripción más adelante, el acoplamiento superior de la sarta de perforación es mencionado como la sección superior 10 de la sarta de perforación y el resto de la sarta de perforación 1 es mencionado como la sección inferior 2 de la sarta de perforación. La sección inferior 12 de la sarta de perforación es soportada en el piso 14 de un aparejo de perforación (no mostrado) por cuñas de potencia 16. La sección superior 10 de la sarta de perforación es soportada por un accionamiento superior 18 que es capaz de soportar la sarta de perforación 1 entera y que está provisto de un sistema motor (no mostrado) para hacer girar la sarta de perforación 1 durante la perforación. Una bomba primaria 19 está en comunicación fluida con la sección superior de la sarta de perforación para bombear el fluido de perforación a través de la sarta de perforación 1 cuando el conector 9a, 9b está en modo conectado. 5 Una cámara de fluido 20 es soportada por una columna de soporte 22 provista en el piso 14 del aparejo de una manera que permite que la cámara de fluido 20 se mueva hacia arriba o hacia abajo a lo largo de la columna 22, y se proporcionan medios (no mostrados) para controlar tal movimiento. La sección superior 10 de la sarta de perforación se extiende dentro de la cámara de fluido 20 a través de una abertura superior 24 de la cámara de fluido 20, de modo que el extremo inferior abierto de la sección superior 10 de la sarta de perforación esté localizado en una porción superior 25 de la cámara 20. La sección inferior 12 de la sarta de perforación se extiende dentro de la cámara de fluido 20 a través de una abertura inferior 26 de la cámara de fluido 20, de modo que el extremo superior abierto de la sección inferior 12 de la sarta de perforación esté localizado en una porción inferior 27 de la cámara 20. Tanto la abertura superior 24 como la abertura inferior 26 tienen un diámetro suficientemente grande para permitir el paso de los conectores de la sarta de perforación (que tienen generalmente un diámetro ligeramente más grande que las secciones de la sarta de perforación) á través de las mismas.
Adicionalmente, las aberturas superior e inferior 24, 26 están provistas de sellos 29a, 29b que pueden ser controlados de modo que sean movidos radialmente hacia adentro y efectuar de ese modo un sello contra las respectivas secciones superior e inferior 10, 12 de la sarta de perforación. La porción inferior 27 de la cámara 20 está provista de una entrada de fluido 28 en comunicación fluida con una bomba secundaria 30 para bombear el fluido de perforación a través de la sección inferior 12 de la sarta de perforación cuando el conector 9a, 9b está en modo desconectado. La porción superior 25 y la porción inferior 27 de la cámara de fluido 20 son selladas selectivamente una de la otra por un medio de partición en la forma de una válvula 32. Un dispositivo de control (no mostrado) es provisto para abrir o cerrar la válvula 32, con lo cual, en su posición abierta, la válvula 32 permite el paso de la sarta de perforación 1 a través de la válvula 32. Adicionalmente, en la posición abierta de la válvula 32, la porción superior 25 y la porción inferior 27 de la cámara de fluido 20 están en comunicación fluida una con la otra. Un par de lengüetas de potencia 34, 36 para conectar y desconectar el conector 9a, 9b están unidas a la cámara de fluido 20 en el lado inferior de la misma. Un espacio anular 38 es definido entre la sección inferior 12 de la sarta de perforación por una parte y la pared del barreno 39 y un entubado de barreno 42 por otra parte, el espacio anular que es llenado con un cuerpo del fluido de perforación 40. El espacio anular 38 está sellado en su extremo superior por un cierre de emergencia giratorio (BOP, por sus siglas en inglés) 46 que permite la rotación y el movimiento vertical de la sarta de perforación 1. Un conducto de descarga 48 del fluido de perforación es provisto en el extremo superior del espacio anular 38, el conducto de descarga 48 del fluido de perforación que es desembocado en un depósito de fluido de perforación (no mostrado) por la vía de una válvula de salida controlable 50. Una bomba terciaria 52 está dispuesta en paralelo con la válvula 50, la bomba 52 que está en comunicación fluida con el conducto de salida 48 en una conexión de ramificación 54 localizada entre la válvula 50 y el cierre de emergencia giratorio 46. La bomba 52 puede ser operada de modo que bombee el fluido desde un depósito de fluido de perforación (no mostrado) al espacio anular 38. La parte inferior de la sarta de perforación 1 está provista de medios para controlar el flujo del fluido de perforación desde el cuerpo de fluido 40 a la sarta de perforación 1 en la forma de una válvula sin retorno (no mostrada) que impide tal flujo de retorno. Durante la operación normal, la sarta de perforación 1 es girada por el accionamiento superior 18 para perforar adicionalmente el barreno 3, con lo cual el conector 9a, 9b está en modo conectado. Una corriente de fluido de perforación es bombeada por la bomba primaria 19 por la vía de la sarta de perforación 1 y la mecha de perforación 7 al espacio anular 38, en donde los recortes de perforación son 5 arrastrados en la corriente. La corriente fluye entonces en dirección ascendente a través del espacio anular y por la vía del conducto de descarga 48 y la válvula 50 al depósito del fluido de perforación. La presión del fluido en el espacio anular 38 es controlada mediante el control de la tasa de 10 bombeo de la bomba 19 y/o el control de la válvula de salida 50. Cuando se desea remover la sarta de perforación desde el barreno 3, los acoplamientos individuales de la sarta de perforación deben ser desconectados y removidos de 15 la sarta de perforación 1 en orden secuencial. Esto es efectuado al desconectar y remover el acoplamiento más superior, moviendo la sarta de perforación 1 hacia arriba hasta una posición en la cual el acoplamiento que es ahora el acoplamiento más superior pueda ser removido, etc. Para 20 remover el acoplamiento más superior (es decir, la sección 10 de sarta de perforación) se sigue el siguiente procedimiento. La rotación de la sarta de perforación 1 por el accionamiento superior 18 es detenida mientras que el fluido de perforación se hace circular continuamente a través de la sarta de 25 perforación por la operación de la bomba primaria 19. La ^Tn ?__T____t___?t. '-?-fc-. . » » . _ . ._: . . __,--„._ - - : ; >.^-t_&» cámara de fluido 20 es movida a lo largo de la columna de soporte 22 hasta una posición en donde las lengüetas de potencia 34, 36 están localizadas al nivel del conector 9a, 9b, después de lo cual las lengüetas 34, 36 son operadas para aflojar y desenroscar parcialmente el conector 9a, 9b. El conector 9a, 9b es desenroscado por las lengüetas solamente hasta el punto de que un desenrosque adicional pueda ser efectuado por el accionamiento superior 18. La cámara de fluido 20 es entonces movida a lo largo de la columna de soporte 22 para situar el conector 9a, 9b en el interior de la porción inferior 27 de la cámara de fluido, y los sellos 29a, 29b son movidos radialmente hacia adentro para efectuar un sello contra las secciones respectivas superior e inferior 10, 12 de la sarta de perforación. La bomba secundaria 30 es operada para presurizar la cámara de fluido 20. El accionamiento superior es entonces girado en dirección contraria a las agujas del reloj, desenroscando de ese modo adicionalmente el conector 9a, 9b. Una vez que el conector 9a, 9b queda desconectado, la sección superior 10 de la sarta de perforación es elevada en una distancia corta para situar la mitad superior 9a del conector en la porción superior 25 de la cámara de fluido 20. La válvula 32 es cerrada para sellar la porción superior 25 de la cámara de fluido de la porción inferior 27 de la cámara de fluido. Simultáneamente con e cierre ae ia válvula 32, la bomba primaria 19 es - i ilÉ?l_f__Í_ detenida y la bomba secundaria 30 es operada para bombear fluido de perforación a través de la entrada de fluido 28 a la porción inferior 27 de la cámara de fluido y desde ahí a través de la sección inferior 12 de sarta de perforación al espacio anular 38. El sello 29a es replegado para remover la sección superior de sarta de perforación, y el acoplamiento de la sarta de perforación que ahora ha llegado a ser el acoplamiento más superior es conectado al accionamiento superior 18. El procedimiento descrito hasta ahora es repetido con el fin de remover el acoplamiento de la sarta de perforación que es ahora el más superior. Con la circulación continua del fluido de perforación a través del barreno 3, se logra que la sedimentación indeseable de partículas (por ejemplo recortes de perforación) en el barreno ocurra, y que la presión del fluido en el barreno pueda ser controlada mediante control de la tasa de bombeo de la bomba 30 y/o el control de la válvula de salida 50. En vez de usar la bomba secundaria 30 para bombear el fluido de perforación a través de la sección inferior 12 de la sarta de perforación cuando el conector 9a, 9b es desconectado, la bomba primaria 19 puede ser usada para este propósito, en cuyo caso la bomba primaria 19 es conectada a la entrada de fluido 28 por un medio de conducción adecuado. El procedimiento anterior se basa en el uso de la cámara de fluido 20 para controlar la presión del fluido en el barreno mediante la circulación continua de fluido a través de la sarta de perforación 1 cuando la sección superior 10 de la sarta de perforación es desconectada. En caso de que no sea práctico o sea imposible usar la cámara de fluido, un procedimiento alternativo puede ser aplicado para conectar o desconectar la sección superior 10 de la sarta de perforación a o de la sarta de perforación 1. En el procedimiento alternativo, que puede ser aplicado en la ausencia de la cámara de fluido, la bomba terciaria 52 es operada para bombear el fluido de perforación a través del circuito formado por la bomba 52, la conexión de ramificación 54 y la válvula de salida 50. Al controlar la tasa de bombeo de la bomba 52 y/o al controlar la válvula de salida 50, la presión del fluido en el espacio anular puede ser controlada. la válvula sin retorno en la sarta de perforación 1 impide el flujo del fluido de perforación desde el espacio anular 38 en la sarta de perforación 1. El procedimiento alternativo puede ser usado, por ejemplo, en caso de que los estabilizadores de la sarta de perforación impidan el paso de la sarta de perforación a través de la cámara de fluido. Una ventaja de la circulación continua de fluido a través de la sarta de perforación 1 usando la cámara de fluido 20 cuando el acoplamiento superior de la sarta de perforación es desconectado, es que el fluido en la parte abierta del barreno 3 se mantiene fluyendo, de modo que la sedimentación indeseable de partículas en el barreno es prevenida. Sin embargo, una vez que la sarta de perforación ha sido elevada hasta un nivel con el cual la mecha de perforación 7 está localizada dentro del entubado 42, el fluido que es bombeado a través de la sarta de perforación 1 retorna desde la mecha 7 a través del espacio anular 38 hasta la superficie, dejando de ese modo que el fluido en la parte abierta del barreno 3 esté estacionario. Por lo tanto se prefiere que, una vez que la mecha de perforación 7 esté dentro del entubado 42, el bombeo del fluido por la bomba secundaria 30 sea detenido y el bombeo por la bomba terciaria 52 sea comenzado para controlar la presión de fluido en el barreno. Este procedimiento tiene la ventaja de que entonces la cámara de fluido 20 ya no es requerida y puede ser removida de la sarta de perforación. La segunda modalidad mostrada en la Fig. 2 difiere de la primera modalidad en que, en vez de la disposición de la válvula 50 / la bomba 52 / la conexión de ramificación 54, el conducto de descarga de fluido 48 está provisto de una boquilla de inyección 60 dispuesta para inyectar una corriente de fluido de inyección al conducto de descarga de fluido en una dirección contraria a la dirección normal del flujo del fluido de perforación a través del conducto de descarga. Una bomba de inyección 62 está dispuesta para bombear el fluido de inyección por la vía de la boquilla de inyección 60 al conducto de descarga de fluido 48. La operación normal de la segunda modalidad es similar a la operación normal de la primera modalidad, 5 excepto que ahora la bomba de inyección 62 es operada para inyectar gas o líquido a una tasa controlada por la vía de la boquilla de inyección 60 en el conducto de descarga de fluido 48 en la dirección contraria a la dirección normal del flujo del fluido de perforación a través del conducto de descarga 10 48. Como resultado, la resistencia al flujo del fluido de perforación en el conducto de descarga de fluido 48 es controlada, y en consecuencia también la presión del fluido en el espacio anular 38.
Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el convencional para la manufactura de los objetos o productos a que la misma se refiere. 20 - ~*]*^^-___&_¡_,..

Claims (12)

  1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones: 1. Un sistema de perforación para perforar un barreno en una formación de tierra, el sistema de perforación comprende : - una sarta de perforación que se extiende en el barreno, con lo cual se forma un espacio anular entre la sarta de perforación y la pared del barreno, el espacio anular que contiene un cuerpo de fluido, la sarta de perforación que incluye un pasaje de fluido longitudinal que tiene una abertura de salida en la parte extrema inferior de la sarta de perforación; - un medio de bombeo para bombear selectivamente fluido de perforación por la vía del pasaje y la abertura de salida en el cuerpo de fluido; y - un conducto de descarga de fluido para descargar fluido desde el cuerpo de fluido; en donde el sistema de perforación comprende adicionalmente un medio de control de presión para controlar la presión del fluido en el cuerpo de fluido, en donde el medio de control de presión comprende una bomba que tiene una salida de fluido en comunicación de fluido con el cuerpo de fluido, caracterizado porque la salida de fluido de la bomba está en comunicación de fluido con el cuerpo de fluido por la vía del conducto de descarga de fluido.
  2. 2. El sistema de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el medio de control de presión comprende un medio para controlar la resistencia al flujo en el conducto de descarga de fluido.
  3. 3. El sistema de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la bomba está provista de medios de control del bombeo para controlar la tasa de bombeo de la bomba.
  4. 4. El sistema de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el conducto de descarga de fluido está provisto de una boquilla de inyección en comunicación fluida con la salida de fluido de la bomba, la boquilla está dispuesta para inyectar una corriente de fluido de inyección al conducto de descarga de fluido en una dirección contraria a la dirección del flujo del fluido de perforación a través del conducto de descarga.
  5. 5. El sistema de perforación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque el conducto de descarga de fluido está provisto de una válvula controlable para controlar la resistencia al flujo del fluido que fluye a través del conducto de descarga de fluido.
  6. 6. El sistema de perforación de conformidad con la reivindicación 5 cuando depende de la reivindicación 3, caracterizado porque el conducto de descarga de fluido está provisto de una conexión de ramificación a la salida de fluido de la bomba, la conexión de ramificación está dispuesta entre el espacio anular y la válvula.
  7. 7. El sistema de perforación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-6, caracterizado porque el medio de control de presión incluye una válvula sin retorno dispuesta para prevenir el flujo del fluido desde el cuerpo de fluido en el pasaje de fluido de la sarta de perforación.
  8. 8. El sistema de perforación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-7, caracterizado porque la sarta de perforación incluye una sección inferior y una sección superior, las secciones que están interconectadas por un medio conector desenganchable, y en el cual, cuando el conector es desenganchado, el extremo superior abierto de la sección inferior de la sarta de perforación está en comunicación fluida con un conducto de suministro para suministrar el fluido de perforación al cuerpo de fluido por la vía de la sección inferior de la sarta de perforación.
  9. 9. El sistema de perforación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el conducto de suministro desemboca en una cámara de fluido que tiene una abertura inferior a través de la cual se extiende de manera sellable la sección inferior de la sarta de perforación y con lo cual el extremo superior abierto de la sección inferior de la sarta de perforación está dispuesto dentro de la cámara de fluido.
  10. 10. El sistema de perforación de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque la cámara de fluido está provista de una abertura superior a través de la cual se extiende de manera sellable la sección superior de la sarta de perforación.
  11. 11. El sistema de perforación de conformidad con la reivindicación 9 o 10, caracterizado porque la cámara de fluido incluye una porción inferior y una porción superior sellada de la porción inferior por un medio de sellado removible, y en el cual, cuando el conector es desenganchado, el extremo superior abierto de la sección inferior de la sarta de perforación está dispuesto en la porción inferior de la cámara de fluido y el extremo inferior abierto de la sección superior de la sarta de perforación está dispuesto en la porción superior de la cámara de fluido.
  12. 12. El sistema de perforación sustancialmente como fue descrito anteriormente en la presente con referencia a los dibujos acompañantes.
MXPA01012973A 1999-06-22 2000-06-19 Sistema de perforacion. MXPA01012973A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP99304885 1999-06-22
PCT/EP2000/005686 WO2000079092A2 (en) 1999-06-22 2000-06-19 Drilling system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MXPA01012973A true MXPA01012973A (es) 2002-09-18

Family

ID=8241468

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MXPA01012973A MXPA01012973A (es) 1999-06-22 2000-06-19 Sistema de perforacion.

Country Status (14)

Country Link
US (1) US6352129B1 (es)
CN (1) CN1224774C (es)
AR (1) AR024417A1 (es)
AU (1) AU763081B2 (es)
BR (1) BR0011830B1 (es)
CA (1) CA2373515C (es)
EG (1) EG22204A (es)
GB (1) GB2369638B (es)
GC (1) GC0000342A (es)
MX (1) MXPA01012973A (es)
NO (1) NO320537B1 (es)
OA (1) OA11884A (es)
RU (1) RU2245984C2 (es)
WO (1) WO2000079092A2 (es)

Families Citing this family (76)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6591916B1 (en) * 1998-10-14 2003-07-15 Coupler Developments Limited Drilling method
GB2346577B (en) 1999-01-28 2003-08-13 Weatherford Lamb An apparatus and a method for facilitating the connection of pipes
GB2346576B (en) 1999-01-28 2003-08-13 Weatherford Lamb A rotary and a method for facilitating the connection of pipes
GB2348844A (en) 1999-04-13 2000-10-18 Weatherford Lamb Apparatus and method for aligning tubulars
GB0004354D0 (en) 2000-02-25 2000-04-12 Wellserv Plc Apparatus and method
US7028585B2 (en) 1999-11-26 2006-04-18 Weatherford/Lamb, Inc. Wrenching tong
US7107875B2 (en) 2000-03-14 2006-09-19 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for connecting tubulars while drilling
US6412554B1 (en) 2000-03-14 2002-07-02 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore circulation system
US6374925B1 (en) 2000-09-22 2002-04-23 Varco Shaffer, Inc. Well drilling method and system
US20020112888A1 (en) 2000-12-18 2002-08-22 Christian Leuchtenberg Drilling system and method
EP1432887B1 (en) 2001-09-14 2006-03-29 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. System for controlling the discharge of drilling fluid
US7506564B2 (en) 2002-02-12 2009-03-24 Weatherford/Lamb, Inc. Gripping system for a tong
US7281451B2 (en) 2002-02-12 2007-10-16 Weatherford/Lamb, Inc. Tong
AU2003211155B9 (en) * 2002-02-20 2008-06-05 @Balance B.V. Dynamic annular pressure control apparatus and method
US7185719B2 (en) 2002-02-20 2007-03-06 Shell Oil Company Dynamic annular pressure control apparatus and method
US6904981B2 (en) 2002-02-20 2005-06-14 Shell Oil Company Dynamic annular pressure control apparatus and method
US8955619B2 (en) * 2002-05-28 2015-02-17 Weatherford/Lamb, Inc. Managed pressure drilling
CA2491925A1 (en) * 2002-07-08 2004-01-15 Shell Canada Limited Choke for controlling the flow of drilling mud
US7100697B2 (en) 2002-09-05 2006-09-05 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for reforming tubular connections
US7350590B2 (en) * 2002-11-05 2008-04-01 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7255173B2 (en) 2002-11-05 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7836946B2 (en) 2002-10-31 2010-11-23 Weatherford/Lamb, Inc. Rotating control head radial seal protection and leak detection systems
US7413018B2 (en) * 2002-11-05 2008-08-19 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for wellbore communication
GB0317846D0 (en) * 2003-07-31 2003-09-03 Maris Internat Ltd Drilling method
BRPI0413251B1 (pt) * 2003-08-19 2015-09-29 Balance B V Sistema de perfuração e método para perfurar um furo de sondagem em uma formação geológica
CA2482028C (en) 2003-09-19 2009-06-30 Weatherford/Lamb, Inc. Adapter frame for a power frame
US20050092523A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-05 Power Chokes, L.P. Well pressure control system
CA2450994C (en) 2003-11-27 2010-08-10 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Method and apparatus to control the rate of flow of a fluid through a conduit
US7337660B2 (en) 2004-05-12 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations
CN101023241A (zh) 2004-09-22 2007-08-22 国际壳牌研究有限公司 钻有损耗地层的方法
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
US7407019B2 (en) * 2005-03-16 2008-08-05 Weatherford Canada Partnership Method of dynamically controlling open hole pressure in a wellbore using wellhead pressure control
US20070235223A1 (en) * 2005-04-29 2007-10-11 Tarr Brian A Systems and methods for managing downhole pressure
WO2006138565A1 (en) * 2005-06-17 2006-12-28 Baker Hughes Incorporated Active controlled bottomhole pressure system and method with continuous circulation system
US7836973B2 (en) * 2005-10-20 2010-11-23 Weatherford/Lamb, Inc. Annulus pressure control drilling systems and methods
ITMI20070228A1 (it) * 2007-02-08 2008-08-09 Eni Spa Apparecchiatura per intercettare e deviare un flusso di circolazione liquido
US8356674B2 (en) * 2007-04-13 2013-01-22 National Oilwell Varco, L.P. Tubular running tool and methods of use
NO20072761A (no) 2007-05-30 2008-12-01 Wellquip As Anordning ved toppdrevet boremaskin for kontinuerlig sirkulasjon av borevæske
US8286734B2 (en) 2007-10-23 2012-10-16 Weatherford/Lamb, Inc. Low profile rotating control device
US8844652B2 (en) 2007-10-23 2014-09-30 Weatherford/Lamb, Inc. Interlocking low profile rotating control device
AU2008334603B2 (en) * 2007-12-13 2012-06-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Wellbore system
RU2362011C1 (ru) * 2008-02-26 2009-07-20 Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Астраханский государственный технический университет (ФГОУ ВПО АГТУ) Устройство регулирования забойного давления бурового раствора
US7779920B2 (en) * 2008-05-22 2010-08-24 Tesco Corporation Controlling backflow pressure during retrieval of bottom hole assembly
US7798251B2 (en) * 2008-05-23 2010-09-21 Tesco Corporation Circulation system for retrieval of bottom hole assembly during casing while drilling operations
US7886847B2 (en) * 2008-05-23 2011-02-15 Tesco Corporation Monitoring flow rates while retrieving bottom hole assembly during casing while drilling operations
US8322432B2 (en) 2009-01-15 2012-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Subsea internal riser rotating control device system and method
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
CN101586452B (zh) * 2009-06-17 2011-09-14 中国矿业大学 采煤固体充填体压力监测方法
US8347983B2 (en) 2009-07-31 2013-01-08 Weatherford/Lamb, Inc. Drilling with a high pressure rotating control device
US8844633B2 (en) * 2010-03-29 2014-09-30 At-Balance Americas, Llc Method for maintaining wellbore pressure
US8347982B2 (en) 2010-04-16 2013-01-08 Weatherford/Lamb, Inc. System and method for managing heave pressure from a floating rig
US9175542B2 (en) 2010-06-28 2015-11-03 Weatherford/Lamb, Inc. Lubricating seal for use with a tubular
US8955602B2 (en) 2010-11-19 2015-02-17 Letourneau Technologies, Inc. System and methods for continuous and near continuous drilling
US9249638B2 (en) 2011-04-08 2016-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore pressure control with optimized pressure drilling
MX339020B (es) * 2011-04-08 2016-05-05 Halliburton Energy Services Inc Control de presion de pozos con perforacion de presion optimizada.
WO2013009305A1 (en) * 2011-07-12 2013-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Formation testing in managed pressure drilling
US8783381B2 (en) 2011-07-12 2014-07-22 Halliburton Energy Services, Inc. Formation testing in managed pressure drilling
AU2012101959A4 (en) * 2011-11-18 2016-10-13 Strada Design Limited Pressure Feed System for a Down Hole Drill
US8689878B2 (en) 2012-01-03 2014-04-08 Baker Hughes Incorporated Junk basket with self clean assembly and methods of using same
US9080401B2 (en) 2012-04-25 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Fluid driven pump for removing debris from a wellbore and methods of using same
NO20120701A1 (no) * 2012-06-18 2013-11-04 West Drilling Products As Arrangement for kontinuerlig sirkulasjon av borevæske under boring
US8973662B2 (en) 2012-06-21 2015-03-10 Baker Hughes Incorporated Downhole debris removal tool capable of providing a hydraulic barrier and methods of using same
US9169702B2 (en) * 2012-10-30 2015-10-27 Tesco Corporation Top drive powered differential speed rotation system and method
US9228414B2 (en) 2013-06-07 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Junk basket with self clean assembly and methods of using same
US9416626B2 (en) 2013-06-21 2016-08-16 Baker Hughes Incorporated Downhole debris removal tool and methods of using same
US11149506B2 (en) 2014-05-19 2021-10-19 Expro Americas, Llc System for controlling wellbore pressure during pump shutdowns
US10294747B1 (en) * 2015-04-07 2019-05-21 Mako Rentals, Inc. Rotating and reciprocating swivel apparatus and method
CN105672922A (zh) * 2016-03-15 2016-06-15 西安思坦仪器股份有限公司 一种注液剖面测井液压防喷举升装置
GB2586210B (en) * 2019-07-29 2023-11-01 Beyond Energy Services & Tech Corp Method to control a wellbore bottom hole pressure
CN110804427B (zh) * 2019-12-04 2022-02-01 中国石油天然气集团有限公司 一种用于低压气井压井中的可降解暂堵材料及制备方法
US11401771B2 (en) 2020-04-21 2022-08-02 Schlumberger Technology Corporation Rotating control device systems and methods
US11187056B1 (en) 2020-05-11 2021-11-30 Schlumberger Technology Corporation Rotating control device system
US11274517B2 (en) 2020-05-28 2022-03-15 Schlumberger Technology Corporation Rotating control device system with rams
US11732543B2 (en) 2020-08-25 2023-08-22 Schlumberger Technology Corporation Rotating control device systems and methods
US20220281778A1 (en) * 2021-03-02 2022-09-08 Grimm's Gardens, L.L.C. Sulfur and Ammonia Irrigation

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3559739A (en) * 1969-06-20 1971-02-02 Chevron Res Method and apparatus for providing continuous foam circulation in wells
US3868832A (en) * 1973-03-08 1975-03-04 Morris S Biffle Rotary drilling head assembly
US4315553A (en) * 1980-08-25 1982-02-16 Stallings Jimmie L Continuous circulation apparatus for air drilling well bore operations
DK150665C (da) * 1985-04-11 1987-11-30 Einar Dyhr Drosselventil til regujlering af gennemstroemning og dermed bagtryk i
US4683944A (en) * 1985-05-06 1987-08-04 Innotech Energy Corporation Drill pipes and casings utilizing multi-conduit tubulars
SU1579979A1 (ru) * 1988-05-12 1990-07-23 Научно-исследовательский институт по проблемам Курской магнитной аномалии им.Л.Д.Шевякова Способ бурени скважин
US5048620A (en) * 1989-08-07 1991-09-17 Maher Kevin P Method for air rotary drilling of test wells
US5348107A (en) * 1993-02-26 1994-09-20 Smith International, Inc. Pressure balanced inner chamber of a drilling head
EP1233143B1 (en) * 1995-07-25 2006-10-11 Nowsco Well Service, Inc. Coiled tubing
US6315051B1 (en) * 1996-10-15 2001-11-13 Coupler Developments Limited Continuous circulation drilling method

Also Published As

Publication number Publication date
GB0130548D0 (en) 2002-02-06
BR0011830B1 (pt) 2009-01-13
OA11884A (en) 2006-03-28
AR024417A1 (es) 2002-10-02
WO2000079092A2 (en) 2000-12-28
EG22204A (en) 2002-10-31
CA2373515A1 (en) 2000-12-28
NO320537B1 (no) 2005-12-19
CN1224774C (zh) 2005-10-26
AU5816800A (en) 2001-01-09
GB2369638A (en) 2002-06-05
WO2000079092A3 (en) 2001-06-28
CN1357076A (zh) 2002-07-03
AU763081B2 (en) 2003-07-10
GB2369638B (en) 2003-08-27
CA2373515C (en) 2008-04-29
RU2245984C2 (ru) 2005-02-10
BR0011830A (pt) 2002-03-19
NO20016334L (no) 2002-02-21
GC0000342A (en) 2007-03-31
US6352129B1 (en) 2002-03-05
NO20016334D0 (no) 2001-12-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2373515C (en) Drilling system
US7134489B2 (en) System for controlling the discharge of drilling fluid
CN101730782B (zh) 双密度泥浆返回系统
EP1595057B1 (en) Dynamic annular pressure control apparatus and method
US6732804B2 (en) Dynamic mudcap drilling and well control system
EP3262272B1 (en) Modified pumped riser solution
AU2002342698A1 (en) System for controlling the discharge of drilling fluid
MXPA04005723A (es) Aparato para la extraccion de petroleo a traves de perforacion subterranea y ubicacion de produccion.
AU2002324372A1 (en) A method and device by a displacement tool
US7044227B2 (en) Subsea well injection and monitoring system
AU2005311157B2 (en) Diverter tool
US20180073314A1 (en) Mud lift drilling system using ejector assembly in mud return line
US11585171B2 (en) Managed pressure drilling systems and methods

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration
GB Transfer or rights
GB Transfer or rights