RU2826033C2 - Borehole laser system and method of its operation - Google Patents
Borehole laser system and method of its operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2826033C2 RU2826033C2 RU2023124410A RU2023124410A RU2826033C2 RU 2826033 C2 RU2826033 C2 RU 2826033C2 RU 2023124410 A RU2023124410 A RU 2023124410A RU 2023124410 A RU2023124410 A RU 2023124410A RU 2826033 C2 RU2826033 C2 RU 2826033C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- lens
- laser beam
- laser
- downhole equipment
- collimated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 13
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 8
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИLEVEL OF TECHNOLOGY
[0001] Углеводородные текучие среды часто находят в углеводородных коллекторах, расположенных в пористых пластах горной породы ниже земной поверхности. Скважины на нефть и газ можно бурить для извлечения углеводородных текучих сред из углеводородных коллекторов. Скважины на нефть и газ можно бурить, спуская бурильную колонну, содержащую буровое долото и компоновку низа бурильной колонны, в ствол скважины для разрушения горной породы и проходки ствола скважины в глубину. Текучую среду можно прокачивать через буровое долото для охлаждения и смазки бурового долота, обеспечения забойного давления и выноса выбуренной породы на поверхность. В операциях бурения бурильная колонна может прихватываться. Прихват бурильной колонны, обычно называемый "прихваченная труба", возникает, когда бурильная колонна не может перемещаться вверх или вниз в стволе скважины без приложения чрезмерного усилия. Часто, когда стараются высвободить прихваченную трубу, часть бурильной колонны может оторваться и остаться в стволе скважины. Данную часть бурильной колонны называют упущенным в скважину инструментом, и может потребоваться ловильная операция для извлечения упущенного в скважину инструмента из ствола скважины.[0001] Hydrocarbon fluids are often found in hydrocarbon reservoirs located in porous rock formations below the earth's surface. Oil and gas wells may be drilled to extract hydrocarbon fluids from hydrocarbon reservoirs. Oil and gas wells may be drilled by running a drill string, including a drill bit and bottom hole assembly, into a wellbore to break up the rock formation and advance the wellbore to a depth. Fluid may be pumped through the drill bit to cool and lubricate the drill bit, provide bottomhole pressure, and carry cuttings to the surface. During drilling operations, the drill string may become stuck. Drill string sticking, commonly referred to as "stuck pipe," occurs when the drill string cannot move up or down in the wellbore without the application of undue force. Often, when attempting to free stuck pipe, a portion of the drill string may break away and remain in the wellbore. This portion of the drill string is referred to as the downhole tool, and a fishing operation may be required to retrieve the downhole tool from the wellbore.
[0002] Инструменты, различных типов, такие как яссы и овершоты, применяют для захвата и высвобождения прихваченной трубы, а также извлечения упущенного в скважину инструмента. Яссы являются механическими устройствами, подающими ударную нагрузку на прихваченный участок бурильной колонны. Овершоты обычно спускают в скважину в тандеме с шероховатой бурильной поверхностью, что обеспечивает овершоту легкое бурение поверх прихваченной трубы, возможность сесть с захватом на упущенный в скважину инструмент для вытягивания упущенного инструмента из ствола скважины.[0002] Tools of various types, such as jars and overshots, are used to grip and release stuck pipe and to retrieve a tool that has been dropped into the well. Jars are mechanical devices that apply a shock load to the stuck section of the drill string. Overshots are typically run into the well in tandem with a rough drilling surface, which allows the overshot to easily drill over the stuck pipe and to be able to sit with the grip on the tool dropped into the well to pull the dropped tool out of the wellbore.
Из документа US 2014090846 А1 известен овершот с лазерной системой.An overshot with a laser system is known from document US 2014090846 A1.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯESSENCE OF THE INVENTION
[0003] Данный раздел представляет выбор концепций, дополнительно описанных ниже в подробном описании. Данный раздел не служит для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного объекта изобретения, и не служит для ограничения его объема.[0003] This section presents a selection of concepts that are further described below in the detailed description. This section does not serve to identify key or essential features of the claimed subject matter, and does not serve to limit its scope.
[0004] Настоящее изобретение предлагает в одном или нескольких вариантах осуществления лазерную систему для высвобождения скважинного оборудования и способ эксплуатации системы. В общем, в одном или нескольких вариантах осуществления лазерная система содержит лазерный инструмент с внутренним диаметром больше наружного диаметра скважинного оборудования и средство для генерирования коллимированного пучка лазерного излучения (далее лазерного пучка) кольцевой формы. Лазерная система дополнительно содержит рабочую колонну с внутренним диаметром больше наружного диаметра скважинного оборудования. Лазерный инструмент устанавливают на рабочую колонну, и рабочую колонну спускают вокруг скважинного оборудования. После спуска рабочей колонны в положение, в котором лазерный инструмент размещен вблизи препятствия для скважинного оборудования, лазерный инструмент эмитирует коллимированный лазерный пучок кольцевой формы для очистки кольцевого пространства между скважинным оборудованием и стенкой ствола скважины для высвобождения скважинного оборудования.[0004] The present invention provides, in one or more embodiments, a laser system for releasing downhole equipment and a method for operating the system. In general, in one or more embodiments, the laser system comprises a laser tool with an inner diameter greater than the outer diameter of the downhole equipment and a means for generating a collimated laser beam (hereinafter referred to as the laser beam) of an annular shape. The laser system further comprises a working string with an inner diameter greater than the outer diameter of the downhole equipment. The laser tool is mounted on the working string, and the working string is lowered around the downhole equipment. After lowering the working string to a position in which the laser tool is positioned near an obstruction for the downhole equipment, the laser tool emits a collimated laser beam of annular shape to clear the annular space between the downhole equipment and the borehole wall to release the downhole equipment.
[0005] В одном или нескольких вариантах осуществления способ эксплуатации лазерной системы содержит этапы, на которых устанавливают лазерный инструмент, причем лазерный инструмент имеет средство для генерирования коллимированного лазерного пучка кольцевой формы, на рабочую колонну. Лазерный инструмент и рабочая колонна имеют внутренний диаметр больше наружного диаметра скважинного оборудования. Рабочую колонну и лазерный инструмент спускают поверх скважинного оборудования в положение вблизи препятствия для скважинного оборудования. Коллимированный лазерный пучок кольцевой формы генерируют и эмитируют в кольцевое пространство между скважинным оборудованием и стенкой ствола скважины для удаления препятствия, и рабочую колонну и лазерный инструмент поднимают на поверхность из ствола скважины.[0005] In one or more embodiments, a method of operating a laser system comprises the steps of installing a laser tool, wherein the laser tool has a means for generating a collimated annular laser beam, on a working string. The laser tool and the working string have an inner diameter greater than the outer diameter of the downhole equipment. The working string and the laser tool are lowered over the downhole equipment to a position near an obstruction for the downhole equipment. The collimated annular laser beam is generated and emitted into the annular space between the downhole equipment and the wall of the wellbore to remove the obstruction, and the working string and the laser tool are raised to the surface from the wellbore.
[0006] Другие аспекты и преимущества заявленного объекта изобретения станут понятны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.[0006] Other aspects and advantages of the claimed subject matter will become apparent from the following description and the appended claims.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS
[0007] На фиг.1 показана в качестве примера схема буровой площадки одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[0007] Fig. 1 shows, as an example, a diagram of a drilling site of one or more embodiments of the invention.
[0008] На фиг.2 показана схема скважинного лазерного инструмента одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[0008] Fig. 2 shows a diagram of a borehole laser tool of one or more embodiments of the invention.
[000 9] На фиг.3 показана схема лазерной системы одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[000 9] Fig. 3 shows a diagram of a laser system of one or more embodiments of the invention.
[0010] На фиг.4 показана схема лазерной системы одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[0010] Fig. 4 shows a diagram of a laser system of one or more embodiments of the invention.
[0011] На фиг.5 показана схема лазерной системы одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[0011] Fig. 5 shows a diagram of a laser system of one or more embodiments of the invention.
[0012] На фиг.6 показана блок-схема последовательности операций одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[0012] Fig. 6 shows a flow chart of the operations of one or more embodiments of the invention.
[0013] На фиг.7 показана блок-схема последовательности операций одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[0013] Fig. 7 shows a flow chart of the operations of one or more embodiments of the invention.
[0014] На фиг.8 показан блок-схема последовательности операций одного или нескольких вариантов осуществления изобретения.[0014] Fig. 8 shows a flow chart of the operations of one or more embodiments of the invention.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕDETAILED DESCRIPTION
[0015] В следующем подробном описании вариантов осуществления изобретения изложены многочисленные специфические детали, обеспечивающие его более глубокое понимание. Вместе с тем, специалисту в данной области техники понятно, что изобретение можно практически осуществить без данных специфических деталей. В других случаях хорошо известные элементы не описаны подробно для предотвращения ненужного усложнения описания.[0015] In the following detailed description of embodiments of the invention, numerous specific details are set forth to provide a more thorough understanding thereof. However, one skilled in the art will recognize that the invention can be practiced without these specific details. In other instances, well-known elements are not described in detail to avoid unnecessary obfuscation of the description.
[0016] По всей заявке порядковые номера (например, первый, второй, третий, и т.д.) могут применяться, как дополнение для элемента (т.е., любого существительного в заявке). Применение порядковых номеров не дает какого-либо частного порядка элементов и не ограничивает любого элемента как только одиночного элемента если такое специально не указано, как применение терминов "до", "после", "одиночный" и другой такой терминологии. Напротив, применение порядковых номеров служит для обозначения отличий между элементами. В виде примера, первый элемент отличается от второго элемента, и может заключать в себе больше одного элемента и продолжать (или предварять) второй элемент в порядке элементов.[0016] Throughout the application, ordinal numbers (e.g., first, second, third, etc.) may be used as an adjunct to an element (i.e., any noun in the application). The use of ordinal numbers does not impose any particular ordering of the elements and does not limit any element to being a single element unless specifically stated, such as by the use of the terms "before," "after," "single," and other such terminology. Rather, the use of ordinal numbers serves to indicate differences between elements. By way of example, the first element is distinct from the second element, and may comprise more than one element and continue (or precede) the second element in the order of elements.
[0017] На фиг.1 показана являющаяся примером буровая площадка (100). В общем, буровые площадки можно конфигурировать в бесчисленном множестве видов. Поэтому буровая площадка (100) не служит для ограничения по отношению к частным конфигурациям бурового оборудования. Буровая площадка (100) показана, как наземная. В других примерах буровая площадка (100) может быть морской, где бурение можно выполнять с применением морского райзера или без него. Буровые работы на буровой площадке (100) могут включать бурение ствола (102) скважины в подземное пространство, содержащее различные пласты (104, 106). Для бурения новой секции ствола (102) скважины бурильную колонну (108) подвешивают в стволе (102) скважины. Бурильная колонна (108) может содержать одну или несколько бурильных труб (109), соединенных для создания трубной колонны, и компоновку низа бурильной колонны (КНБК) (110) расположенную на дальнем конце трубной колонны. КНБК (110) может включать буровое долото (112) для проходки подземной горной породы. КНБК (110) может включать измерительные инструменты, такие как инструмент (114) измерения во время бурения (MWD) и инструмент (116) каротажа во время бурения (LWD). Измерительные инструменты (114, 116) могут содержать датчики и аппаратуру для измерения параметров бурения в скважине, и данные измерений могут передаваться на поверхность, любой подходящей системой телеметрии известной в технике. КНБК (110) и бурильная колонна (108) могут содержать другие бурильные инструменты известные в технике, но конкретно не показанные.[0017] Fig. 1 shows an example drilling site (100). In general, drilling sites can be configured in countless forms. Therefore, the drilling site (100) does not serve to limit with respect to particular configurations of drilling equipment. The drilling site (100) is shown as land-based. In other examples, the drilling site (100) can be offshore, where drilling can be performed with or without the use of a marine riser. Drilling operations at the drilling site (100) can include drilling a wellbore (102) into a subterranean space containing various formations (104, 106). To drill a new section of the wellbore (102), a drill string (108) is suspended in the wellbore (102). The drill string (108) may comprise one or more drill pipes (109) connected to form a tubular string, and a bottom hole assembly (BHA) (110) located at the distal end of the tubular string. The BHA (110) may include a drill bit (112) for drilling underground rock. The BHA (110) may include measuring tools, such as a measurement while drilling (MWD) tool (114) and a logging while drilling (LWD) tool (116). The measuring tools (114, 116) may comprise sensors and equipment for measuring drilling parameters in the well, and the measurement data may be transmitted to the surface by any suitable telemetry system known in the art. The BHA (110) and the drill string (108) may comprise other drilling tools known in the art, but not specifically shown.
[0018] Бурильную колонну (108) можно подвешивать в стволе (102) скважины на вышке (118). Кронблок (120) может быть смонтирован на вершине вышки (118), и талевый блок (122) может свисать с кронблока (120) на тросе или бурильном канате (124). Один конец троса (124) может быть соединен с буровой лебедкой (126), которая является наматывающим устройством и которую можно применять для регулирования длины троса (124), чтобы талевый блок (122) мог перемещаться вверх или вниз на вышке (118). Талевый блок (122) может содержать крюк (128) который несет верхний привод (130). Верхний привод (130) соединяется с верхом бурильной колонны (108) и может работать, вращая бурильную колонну (108). Альтернативно, бурильную колонну (108) может вращать буровой ротор (не показано) на буровом полу (131). Буровой раствор (обычно называемый промывочным) может храниться в емкости (132) бурового раствора, и по меньшей мере один насос (134) может перекачивать раствор из емкости (132) бурового раствора в бурильную колонну (108). Раствор может проходить в бурильную колонну (108) через соответствующие каналы в верхнем приводе (130) (или вращающемся вертлюге если буровой ротор применяют вместо верхнего привода для вращения бурильной колоны (108)).[0018] The drill string (108) can be suspended in the wellbore (102) on the derrick (118). The crown block (120) can be mounted on the top of the derrick (118), and the traveling block (122) can hang from the crown block (120) on a cable or drill line (124). One end of the cable (124) can be connected to a drilling winch (126), which is a winding device and which can be used to adjust the length of the cable (124) so that the traveling block (122) can move up or down on the derrick (118). The traveling block (122) can include a hook (128) that carries a top drive (130). The top drive (130) is connected to the top of the drill string (108) and can operate to rotate the drill string (108). Alternatively, the drill string (108) may be rotated by a rotary table (not shown) on the drill floor (131). The drilling fluid (usually referred to as wash) may be stored in a drilling fluid tank (132), and at least one pump (134) may pump the fluid from the drilling fluid tank (132) to the drill string (108). The fluid may pass into the drill string (108) through appropriate channels in the top drive (130) (or rotating swivel if the rotary table is used instead of the top drive to rotate the drill string (108)).
[0019] В одном варианте реализации система (200) может быть расположена на буровой площадке (100) или связана с ней. Система (200) может контролировать по меньшей мере часть буровых работ на буровой площадке (100), обеспечивая средства контроля различных компонентов буровых работ. В одном или нескольких вариантах осуществления система (200) может принимать данные с одного или нескольких датчиков (160), выполненных с возможностью измерения контролируемых параметров буровых работ. Как не ограничивающий пример, датчики (160) можно выполнить с возможностью измерения WOB (осевая нагрузка на долото), об/мин (скорость вращения бурильной колонны), GPM (расход на буровых насосах) и R0P (скорость проходки). Датчики (160) можно установить для измерения параметра (параметров), связанных с вращением бурильной колонны (108), параметра (параметров), связанных с перемещением талевого блока (122), которые можно применять для определения ROP буровых работ, и параметра (параметров), связанных с расходом на насосе (134). Для иллюстрации датчики (160) показаны на бурильной колонне (108) и вблизи бурового насоса (134). Показанное местоположение датчиков (160) не служит для ограничения, и датчики (160) можно расположить согласно требованиям по измерению параметров бурения. Кроме того, можно иметь значительно больше датчиков (160), чем показано на фиг.1, для измерения различных других параметров буровых работ. Каждый датчик (160) можно выполнить с возможностью измерения требуемого физического показателя.[0019] In one embodiment, the system (200) may be located at or associated with a drilling site (100). The system (200) may monitor at least a portion of the drilling operations at the drilling site (100) by providing means for monitoring various components of the drilling operations. In one or more embodiments, the system (200) may receive data from one or more sensors (160) configured to measure monitored parameters of the drilling operations. As a non-limiting example, the sensors (160) may be configured to measure WOB (weight on bit), RPM (rotational speed of the drill string), GPM (flow rate on mud pumps), and ROP (rate of penetration). The sensors (160) can be installed to measure the parameter(s) associated with the rotation of the drill string (108), the parameter(s) associated with the movement of the traveling block (122), which can be used to determine the ROP of the drilling operations, and the parameter(s) associated with the flow rate at the pump (134). For illustration, the sensors (160) are shown on the drill string (108) and near the drilling pump (134). The shown location of the sensors (160) does not serve as a limitation, and the sensors (160) can be arranged according to the requirements for measuring the drilling parameters. In addition, it is possible to have significantly more sensors (160) than shown in Fig. 1, for measuring various other parameters of the drilling operations. Each sensor (160) can be configured to measure a desired physical indicator.
[0020] Во время бурения на буровой площадке (100) бурильную колонну (108) вращают относительно ствола (102) скважины, и прикладывают вес на буровое долото (112), чтобы обеспечить разрушение буровым долотом (112) горной породы, когда бурильная колонна (108) вращается. В некоторых случаях буровое долото (112) можно вращать независимо, буровым двигателем. В дополнительных вариантах осуществления буровое долото (112) можно вращать, применяя комбинацию бурового двигателя и верхнего привода (130) (или вращающегося вертлюга, если буровой ротор применяют вместо верхнего привода для вращения бурильной колонны (108). При разрушении горной породы буровым долотом (112) промывочный раствор подается насосом в бурильную колонну (108). Промывочный раствор проходит вниз по бурильной колонне (108) и выходит на дне забоя ствола (102) скважины через сопла в буровом долоте (112). Промывочный раствор в стволе (102) скважины затем проходит обратно на поверхность в кольцевом пространстве между бурильной колонной (108) и стволом (102) скважины с захваченной выбуренной породой. Промывочный раствор с выбуренной породой возвращается в емкость (132) для обратной циркуляции вновь в бурильную колонну (108). Обычно, выбуренную породу удаляют из промывочного раствора, и промывочному раствору возвращают нужные свойства перед подачей насосом промывочного раствора вновь в бурильную колонну (108). В одном или нескольких вариантах осуществления ход бурения можно контролировать с помощью системы (200).[0020] During drilling at the drilling site (100), the drill string (108) is rotated relative to the wellbore (102), and weight is applied to the drill bit (112) to ensure that the drill bit (112) breaks the rock when the drill string (108) is rotated. In some cases, the drill bit (112) can be rotated independently by the drilling motor. In further embodiments, the drill bit (112) can be rotated using a combination of a drilling motor and a top drive (130) (or a rotating swivel if a rotary table is used instead of a top drive to rotate the drill string (108). As the drill bit (112) breaks through rock, a drilling fluid is pumped into the drill string (108). The drilling fluid passes down the drill string (108) and exits at the bottom of the wellbore (102) through nozzles in the drill bit (112). The drilling fluid in the wellbore (102) then passes back to the surface in the annular space between the drill string (108) and the wellbore (102) with the cuttings trapped. The drilling fluid with the cuttings is returned to the tank (132) for reverse circulation again into the drill string (108). Typically, the cuttings are removed from the drilling fluid and the drilling fluid is returned to the desired properties before being pumped back into the drill string (108) by the drilling fluid pump. In one or more embodiments, the drilling progress can be controlled by the system (200).
[0021] На фиг.2 показана в одном или нескольких вариантах осуществления предложенная конфигурация лазерного инструмента (202), содержащего кожух (204) лазерной головки, волоконно-оптический кабель (206), первую линзу (208), вторую линзу (210) и защитную линзу (212). Кожух (204) лазерной головки вмещает и защищает волоконно-оптический кабель (206), первую линзу (208), вторую линзу (210) и защитную линзу (212). Защитная линза (212) защищает первую линзу (208) и вторую линзу (210) от брызг и обломков во время лазерного процесса. Волоконно-оптический кабель (206) подает входной лазерный пучок (214), который входит в первую линзу (208), которая фокусирует пучок и управляет его формой. Входной лазерный пучок (214) входит во вторую линзу (210) для получения коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы.[0021] Fig. 2 shows, in one or more embodiments, the proposed configuration of a laser tool (202), comprising a housing (204) of a laser head, a fiber optic cable (206), a first lens (208), a second lens (210) and a protective lens (212). The housing (204) of the laser head contains and protects the fiber optic cable (206), the first lens (208), the second lens (210) and the protective lens (212). The protective lens (212) protects the first lens (208) and the second lens (210) from splashes and debris during the laser process. The fiber optic cable (206) supplies an input laser beam (214), which enters the first lens (208), which focuses the beam and controls its shape. The input laser beam (214) enters the second lens (210) to produce a collimated laser beam (216) of an annular shape.
[0022] Первая линза (208) и вторая линза (210) могут быть коническими линзами с индивидуальным внутренним углом (218), диаметром (220), толщиной (222) по краю и толщиной (224) по центру. Первая линза (208) и вторая линза (210) имеют индивидуальное аспектное отношение, которое является отношением толщины (224) по центру к диаметру (220) линз (208, 210). Аспектное отношение и внутренний угол (218) первой линзы (208) и второй линзы (210) определяют внутренний диаметр (226) коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы, наружный диаметр (228) коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы и эксцентриситет коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы.[0022] The first lens (208) and the second lens (210) can be conical lenses with an individual inner angle (218), diameter (220), thickness (222) at the edge and thickness (224) at the center. The first lens (208) and the second lens (210) have an individual aspect ratio, which is the ratio of the thickness (224) at the center to the diameter (220) of the lenses (208, 210). The aspect ratio and the inner angle (218) of the first lens (208) and the second lens (210) determine the inner diameter (226) of the collimated laser beam (216) of the annular shape, the outer diameter (228) of the collimated laser beam (216) of the annular shape and the eccentricity of the collimated laser beam (216) of the annular shape.
[0023] Эксцентриситет коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы может быть круглым, параболическим, или эллиптическим поперечным профилем пучка. Диаметр (220) линз (208, 210) должен иметь величину между 1,1 наружного диаметра (228) коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы и 1,9 внутреннего диаметра лазерного инструмента (202). Наружный диаметр (228) коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы дает Уравнение 1 (ниже), где =наружный диаметр (228) коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы; L=расстояние между вершинами обеих линз (208, 210), где ; R=радиус линз (208, 210); ; θ=внутренний угол (218); n=эффективный показатель преломления линз (208, 210)[0023] The eccentricity of the collimated laser beam (216) of an annular shape may be circular, parabolic, or elliptical cross-sectional beam profile. The diameter (220) of the lenses (208, 210) should have a value between 1.1 times the outer diameter (228) of the collimated laser beam (216) of an annular shape and 1.9 times the inner diameter of the laser tool (202). The outer diameter (228) of the collimated laser beam (216) of an annular shape gives Equation 1 (below), where = outer diameter (228) of the collimated laser beam (216) of annular shape; L=distance between the vertices of both lenses (208, 210), where ; R=lens radius (208, 210); ; θ=internal angle (218); n=effective refractive index of lenses (208, 210)
[0024] Для достижения коллимации входного лазерного пучка (214), внутренний угол (218) первой линзы (208) и второй линзы (210) должны быть одинаковыми. В дополнение, линзы (208, 210) могут быть зеркальными, как показано на фиг.2, линзы (208, 210) могут также быть зеркальными в направлениях противоположных, показанному. Толщина по краю может быть любой толщиной, но обычно имеет величину между 1 мм и 10 мм. Уравнение 2 (ниже) показывает отношение между толщиной (224) по центру=СТ, толщиной (222) по краю=ЕТ, диаметром (220)=D, и внутренним углом (218)=9 линз (208, 210).[0024] In order to achieve collimation of the input laser beam (214), the internal angle (218) of the first lens (208) and the second lens (210) must be the same. In addition, the lenses (208, 210) can be mirrored, as shown in Fig. 2, the lenses (208, 210) can also be mirrored in the directions opposite to that shown. The edge thickness can be any thickness, but typically has a value between 1 mm and 10 mm. Equation 2 (below) shows the relationship between the thickness (224) at the center = CT, the thickness (222) at the edge = ET, the diameter (220) = D, and the internal angle (218) = 9 of the lenses (208, 210).
[0025] Толщина коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы является поперечным расстоянием между наружным диаметром (228) и внутренним диаметром (226) коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы. Толщину определяют, применяя Уравнение 3 (ниже) где ВТ=толщина коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы; ; n=эффективный показатель преломления линз (208, 210); ; θ=внутренний угол (218).[0025] The thickness of the collimated laser beam (216) of the annular shape is the transverse distance between the outer diameter (228) and the inner diameter (226) of the collimated laser beam (216) of the annular shape. The thickness is determined by applying Equation 3 (below) where BT=thickness of the collimated laser beam (216) of the annular shape; ; n=effective refractive index of lenses (208, 210); ; θ=internal angle (218).
[0026] В дополнительных вариантах осуществления асфирическую или сферическую линзу можно установить между первой линзой (208) и второй линзой (210) или после второй линзы (210) для уменьшения толщины коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы. Когда асферическую или сферическую линзу устанавливают между первой линзой (208) и второй линзой (210), коллимированный лазерный пучок кольцевой формы уменьшается до дифракционного предела асферической или сферической линзы. Когда асферическую или сферическую линзу устанавливают после второй линзы (210), коллимированный лазерный пучок кольцевой формы делается тоньше и фокусируется и не обуславливается дифракционным пределом асферической или сферической линзы.[0026] In additional embodiments, an aspherical or spherical lens can be installed between the first lens (208) and the second lens (210) or after the second lens (210) to reduce the thickness of the collimated laser beam (216) of an annular shape. When the aspherical or spherical lens is installed between the first lens (208) and the second lens (210), the collimated laser beam of an annular shape is reduced to the diffraction limit of the aspherical or spherical lens. When the aspherical or spherical lens is installed after the second lens (210), the collimated laser beam of an annular shape is made thinner and focused and is not subject to the diffraction limit of the aspherical or spherical lens.
[0027] Вторую линзу (210) можно трансформировать в переключающееся зеркало или стекло с применением электрооптического остекления, электрохромных материалов или неэрмитовых материалов для получения совершенной прозрачности или отражающей способности. Коническое переключающееся зеркало /стекло с плоскими поверхностями можно также разместить после второй линзы (210) для отражения коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы в наружном направлении радиально от лазерного инструмента (202), вместе с тем плотность энергии коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы уменьшится. Коническое переключающееся зеркало /стекло с гиперболической поверхностью должно сохранять более высокую плотность энергии, продолжая отражать коллимированный лазерный пучок (216) кольцевой формы в наружном направлении радиально от лазерного инструмента (202).[0027] The second lens (210) can be transformed into a switching mirror or glass using electro-optical glazing, electrochromic materials or non-Hermitic materials to obtain perfect transparency or reflectivity. A conical switching mirror/glass with flat surfaces can also be placed after the second lens (210) to reflect the collimated laser beam (216) of an annular shape in the outward direction radially from the laser tool (202), while the energy density of the collimated laser beam (216) of an annular shape will decrease. A conical switching mirror/glass with a hyperbolic surface should maintain a higher energy density, continuing to reflect the collimated laser beam (216) of an annular shape in the outward direction radially from the laser tool (202).
[0028] Специалисту в данной области техники ясно, что способы получения коллимированного лазерного пучка (216) кольцевой формы, указанные выше, никоим образом не ограничивают объем данного изобретения. Любой подходящий способ получения коллимированного лазерного пучка кольцевой формы, такой как с применением статических /динамических рефракционных/дифракционных элементов, трансформационных оптических приборов, или микро /макро рельефных окон /зеркал, можно применять без отхода от объема раскрытия в данном документе.[0028] It is clear to one skilled in the art that the methods for producing a collimated laser beam (216) of an annular shape, as described above, in no way limit the scope of this invention. Any suitable method for producing a collimated laser beam of an annular shape, such as using static/dynamic refractive/diffractive elements, transformation optical devices, or micro/macro relief windows/mirrors, can be used without departing from the scope of the disclosure in this document.
[0029] На фиг.3 показан лазерный инструмент (302), развернутый в стволе (336) скважины для высвобождения прихваченной трубы. В одном или нескольких вариантах осуществления скважинное оборудование (330) прихвачено во множестве точек (334) прихвата. Скважинное оборудование (330) может быть бурильной колонной (108), как показано на фиг.3, или скважинное оборудование (330) может быть любым оборудованием, которое можно применять для любой работы, выполняемой в стволе (336) скважины, таким как колонна заканчивания, эксплуатационная колонна, обсадная колонна или трубное изделие, или инструмент любого типа. Точки (334) прихвата показаны расположенными вокруг компоновки (110) низа бурильной колонны (108), вместе с тем, точки (334) прихвата могут возникать в любом месте вдоль скважинного оборудования (330). На фиг.3 показаны точки (334) прихвата, созданного материалом (342). Материал (342), который может создавать точки (334) прихвата может содержать выбуренную породу, породу полости стенки или инструменты, оторванные или потерянные в стволе (336) скважины. Вместе с тем, в дополнительных вариантах осуществления, точки (334) прихвата могут создаваться неровностями стенки (338) ствола скважины. Неровности стенки (338) ствола скважины могут быть отклонениями внутреннего диаметра или участками стенки (338) ствола скважины, торчащими или выступающими в ствол (336) скважины.[0029] Fig. 3 shows a laser tool (302) deployed in a wellbore (336) to release a stuck pipe. In one or more embodiments, the downhole equipment (330) is stuck at a plurality of sticking points (334). The downhole equipment (330) may be a drill string (108), as shown in Fig. 3, or the downhole equipment (330) may be any equipment that can be used for any work performed in the wellbore (336), such as a completion string, a production string, a casing string, or a tubular, or any type of tool. The sticking points (334) are shown as located around the bottomhole assembly (110) of the drill string (108), however, the sticking points (334) may occur anywhere along the downhole equipment (330). Fig. 3 shows sticking points (334) created by a material (342). The material (342) that can create sticking points (334) can include cuttings, cavity wall rock, or tools that are torn off or lost in the wellbore (336). However, in additional embodiments, the sticking points (334) can be created by irregularities in the wellbore wall (338). The irregularities in the wellbore wall (338) can be deviations in the internal diameter or sections of the wellbore wall (338) that stick out or project into the wellbore (336).
[0030] Лазерный инструмент (302) спускают в ствол (336) скважины на рабочей колонне (332). Внутренний диаметр рабочей колонны (332) и лазерного инструмента (302) больше наружного диаметра скважинного оборудования (330), так что рабочую колонну (332) и лазерный инструмент (302) спускают вокруг скважинного оборудования (330). Лазерный инструмент (302) эмитирует коллимированный лазерный пучок (316) кольцевой формы для удаления материала (342), или неровностей стенки (338) ствола скважины, из кольцевого пространства (340) между скважинным оборудованием (330) и стенкой (338) ствола скважины для удаления препятствий и высвобождения скважинного оборудования (330). Внутренний диаметр (226) коллимированного лазерного пучка (316) кольцевой формы больше наружного диаметра скважинного оборудования (330) так что коллимированный лазерный пучок (316) кольцевой формы может проходить параллельно скважинному оборудованию (330), не повреждая оборудование (330).[0030] The laser tool (302) is lowered into the wellbore (336) on the working string (332). The inner diameter of the working string (332) and the laser tool (302) is larger than the outer diameter of the well equipment (330), so that the working string (332) and the laser tool (302) are lowered around the well equipment (330). The laser tool (302) emits a collimated laser beam (316) of an annular shape to remove material (342), or irregularities of the wall (338) of the wellbore, from the annular space (340) between the well equipment (330) and the wall (338) of the wellbore to remove obstructions and release the well equipment (330). The inner diameter (226) of the collimated laser beam (316) of the annular shape is larger than the outer diameter of the downhole equipment (330) so that the collimated laser beam (316) of the annular shape can pass parallel to the downhole equipment (330) without damaging the equipment (330).
[0031] На фиг.4 показан лазерный инструмент (402), развернутый в стволе (436) скважины для высвобождения прихваченного скважинного оборудования (430). В одном или нескольких вариантах осуществления скважинное оборудование (430) прихвачено во множестве точек (434) прихвата и скважинное оборудование (430) сломано или откручено. Лазерный инструмент (402) спускают в ствол (436) скважины на овершоте (446). Овершоты (446) применяют для извлечения упущенного в скважину инструмента из ствола (436) скважины и обычно конфигурируют с верхним переводником (448), направляющей воронкой (450), захватом (452) и пакером (454). Верхний переводник (448) является самым верхним компонентом овершота (446) и оборудован муфтой для соединения с трубой (444), применяемой для рейса овершота (446) в ствол (436) скважины. Направляющая воронка (450) является главным рабочим компонентом овершота (446). Внутренний диаметр направляющей воронкий (450) имеет резьбовую секцию, соответствующую наружной резьбе захвата (452).[0031] Fig. 4 shows a laser tool (402) deployed in a wellbore (436) to release stuck downhole equipment (430). In one or more embodiments, the downhole equipment (430) is stuck at a plurality of sticking points (434) and the downhole equipment (430) is broken or loosened. The laser tool (402) is lowered into the wellbore (436) on an overshot (446). Overshots (446) are used to retrieve a tool that has been lowered into the wellbore from the wellbore (436) and are typically configured with a top sub (448), a guide funnel (450), a gripper (452), and a packer (454). The upper sub (448) is the uppermost component of the overshot (446) and is equipped with a coupling for connection with the pipe (444) used for the flight of the overshot (446) into the wellbore (436). The guide funnel (450) is the main working component of the overshot (446). The inner diameter of the guide funnel (450) has a threaded section corresponding to the external thread of the gripper (452).
[0032] Захват (452) является зажимающим механизмом овершота (446), и захват (452) может быть корзиночным захватом (452) или спиральным захватом (452). Корзиночный захват (452) является снабженным щелями, расширяющимся цилиндром с усами внутри для зацепления упущенного в скважину инструмента. Корзиночный захват (452) зацепляет упущенный в скважину инструмент, проходя поверх упущенного в скважину инструмента, и с приложением тянущего усилия захват (452) вгрызается в упущенный в скважину инструмент, применяя усы. Спиральный захват (452) аналогичен левой цилиндрической пружине. Его наружный диаметр имеет коническую форму, которая стыкуется с конусностью левой прокрутки в направляющей воронке (450). Спиральное зацепление левого вращения в канале обеспечивают ловильные усы. Спиральный захват (452) зацепляет упущенный в скважину инструмент при вращении поверх упущенного в скважину инструмента в нужном направлении, и, когда прикладывают тянущее усилие, захват (452) вгрызается в упущенный в скважину инструмент для создания зажима, при котором можно вытянуть упущенный в скважину инструмент из ствола (436) скважины.[0032] The gripper (452) is a clamping mechanism of the overshot (446), and the gripper (452) can be a basket gripper (452) or a spiral gripper (452). The basket gripper (452) is a slotted, expanding cylinder with whiskers inside for engaging the tool lowered into the well. The basket gripper (452) engages the tool lowered into the well by passing over the tool lowered into the well, and with the application of a pulling force, the gripper (452) bites into the tool lowered into the well, using the whiskers. The spiral gripper (452) is similar to the left cylindrical spring. Its outer diameter has a conical shape, which is mated with the taper of the left scroll in the guide funnel (450). The spiral engagement of the left rotation in the channel is provided by the fishing whiskers. The spiral gripper (452) engages the downhole tool when rotating over the downhole tool in the desired direction, and when a pulling force is applied, the gripper (452) bites into the downhole tool to create a clamp that can pull the downhole tool out of the wellbore (436).
[0033] Пакер (454) типа А применяется со спиральным захватом (452) и уплотняется в упор с внутренней поверхностью направляющей воронки (450) и вокруг наружной поверхности упущенного в скважину инструмента. Пакер (454) с фрезерующим торцом труболовки применяется с корзиночным захватом (452) и применяется для обеспечения принудительного уплотнения вокруг упущенного в скважину инструмента и удаления небольших заусенцев. Заусенец вляется поднятым краем или небольшим куском материала, остающимся прикрепленным к рабочей детали после процесса модификации. В одном или нескольких вариантах осуществления рейс овершота (446) и лазерного инструмента (402) можно осуществлять в ствол (436) скважины проходом поверх скважинного оборудования (430). Лазерный инструмент (402) может эмитировать коллимированный лазерный пучок кольцевой формы (416) для удаления из кольцевого пространства (440) между скважинным оборудованием (430) и стенкой ствола (436) скважины материала (442) препятствий. Овершот (446) можно задействовать, и упущенный в скважину инструмент можно извлечь из ствола (436) скважины.[0033] The packer (454) of type A is used with a spiral grip (452) and is compacted against the inner surface of the guide funnel (450) and around the outer surface of the tool lowered into the well. The packer (454) with a milled end of the pipe spear is used with a basket grip (452) and is used to provide a positive compaction around the tool lowered into the well and to remove small burrs. A burr is a raised edge or a small piece of material that remains attached to the working part after the modification process. In one or more embodiments, the overshot (446) and the laser tool (402) can be carried out into the wellbore (436) by passing over the well equipment (430). The laser tool (402) can emit a collimated laser beam of annular shape (416) to remove material (442) of obstacles from the annular space (440) between the downhole equipment (430) and the wall of the borehole (436). The overshot (446) can be activated, and the tool dropped into the borehole can be retrieved from the borehole (436).
[0034] На фиг.5 в одном или нескольких вариантах осуществления показан лазерный инструмент (502), выполненный с возможностью резки скважинного оборудования (530). Лазерный инструмент (502) спускают в ствол (536) скважины на рабочей колонне (532). В данном изображении скважинное оборудование (530) прихвачено в стволе (536) скважины в ряде точек (534) прихвата. Материал (542) в стволе (536) скважины уплотнил скважинное оборудование (530) создав точки (534) прихвата. Рейс рабочей колонны (532) и лазерного инструмента (502) в ствол (536) скважины можно осуществить с помощью прохода поверх и охвата скважинного оборудования (530). Лазерный инструмент (502) может эмитировать коллимированный лазерный пучок (517) конической кольцевой формы и направлять лазерный пучок (516) на скважинное оборудование (530). Коллимированный лазерный пучок (517) конической кольцевой формы может резать скважинное оборудование (530) выше точек (534) прихвата для вытягивания отделенного участка скважинного оборудования (530) из ствола (536) скважины.[0034] In Fig. 5, in one or more embodiments, a laser tool (502) is shown that is configured to cut a downhole equipment (530). The laser tool (502) is lowered into a wellbore (536) on a work string (532). In this illustration, the downhole equipment (530) is stuck in the wellbore (536) at a series of stuck points (534). Material (542) in the wellbore (536) has compacted the downhole equipment (530), creating the stuck points (534). The run of the work string (532) and the laser tool (502) into the wellbore (536) can be accomplished by passing over and enveloping the downhole equipment (530). The laser tool (502) can emit a collimated laser beam (517) of a conical annular shape and direct the laser beam (516) toward the downhole equipment (530). A collimated laser beam (517) of a conical annular shape can cut the downhole equipment (530) above the sticking points (534) to pull the separated section of the downhole equipment (530) out of the wellbore (536).
[0035] После удаления отрезанного скважинного оборудования (530) оставшееся скважинное оборудование (530) или упущенный в скважину инструмент можно высвободить обычными ловильными способами или с помощью спуска лазерной системы, показанной на фиг.3 или 4. Упущенный в скважину инструмент можно оставить в стволе (536) скважины и скважину можно законсервировать. Ствол (536) скважины можно затампонировать и бурением можно создать боковой ствол от исходного ствола (536) скважины. Лазерную систему, как показано на фиг.5, можно спустить в ствол (536) скважины на овершоте (446), представленном на фиг.4. Лазерная система фиг.5 может спускать лазерный инструмент коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы в тандеме с лазерным инструментом (502), показанным на фиг.5, так что кольцевое пространство (540), между скважинным оборудованием (530) и стенкой ствола скважины (538), может быть очищено от материалов (542) до или после удаления оторванной части скважинного оборудования (530) из ствола (536) скважины.[0035] After removing the cut-off well equipment (530), the remaining well equipment (530) or the tool lowered into the well can be released by conventional fishing methods or by lowering the laser system shown in Fig. 3 or 4. The tool lowered into the well can be left in the wellbore (536) and the well can be preserved. The wellbore (536) can be plugged and a sidetrack can be created from the original wellbore (536) by drilling. The laser system, as shown in Fig. 5, can be lowered into the wellbore (536) on the overshot (446) shown in Fig. 4. The laser system of Fig. 5 can lower a laser tool of a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape in tandem with the laser tool (502) shown in Fig. 5, so that the annular space (540), between the downhole equipment (530) and the wall of the wellbore (538), can be cleared of materials (542) before or after removing the torn part of the downhole equipment (530) from the wellbore (536).
[0035] На фиг.6 показана по одному или нескольким вариантам осуществления блок- схема последовательности для применения лазерной системы. Хотя различные блоки на фиг.6 представлены и описаны последовательно, специалисту в данной области техники ясно, что некоторые или все блоки можно исполнять в отличающемся порядке, можно комбинировать или исключать, и некоторые или все блоки можно исполнять параллельно. Кроме того, блоки можно выполнять активно или пассивно.[0035] Fig. 6 shows, according to one or more embodiments, a flow chart for using a laser system. Although the various blocks in Fig. 6 are shown and described sequentially, one skilled in the art will appreciate that some or all of the blocks may be executed in a different order, may be combined or eliminated, and some or all of the blocks may be executed in parallel. In addition, the blocks may be executed actively or passively.
[0037] Лазерный инструмент (202, 302, 402, 502), сконфигурованный со средством для генерирования коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы, устанавливают в рабочую колонну (332, 532) (S656). Рабочая колонна (332, 532) может состоять из любой трубы (444), которую можно применять в условиях, имеющихся в скважине, такой как бурильная труба (444). Средство для генерирования коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы может содержать способ, где применяют волоконно-оптический кабель (206), первую коническую линзу (208), и вторую коническую линзу (210).[0037] The laser tool (202, 302, 402, 502) configured with a means for generating a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is installed in a working string (332, 532) (S656). The working string (332, 532) can consist of any pipe (444) that can be used in the conditions existing in the well, such as a drill pipe (444). The means for generating a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape can comprise a method where a fiber optic cable (206), a first conical lens (208), and a second conical lens (210) are used.
[0038] Волоконно-оптический кабель (206) эмитирует входной лазерный пучок (214) в первую коническую линзу (208) которая фокусирует и контролирует форму пучка. Расходящийся лазерный пучок входит во вторую линзу (210) для создания коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы. Внутренний диаметр (226), наружный диаметр (228) и эксцентриситет коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы можно изменять в зависимости от внутреннего угла (218) и аспектного отношения конических линз (210, 212). Любое средство получения коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы можно здесь применять без отхода от объема данного изобретения.[0038] The fiber optic cable (206) emits an input laser beam (214) into a first conical lens (208) which focuses and controls the beam shape. The diverging laser beam enters the second lens (210) to create a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape. The inner diameter (226), the outer diameter (228) and the eccentricity of the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape can be varied depending on the inner angle (218) and the aspect ratio of the conical lenses (210, 212). Any means for obtaining a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape can be used here without departing from the scope of this invention.
[0039] Для способа, показанного на фиг.6, коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы имеет внутренний диаметр (226) больше наружного диаметра скважинного оборудования (330, 430, 530), так что, когда коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы эмитируется, скважинное оборудование (330, 430, 530) не повреждается. Рабочая колонна (332, 532) и лазерный инструмент (202, 302, 402, 502) имеют внутренние диаметры больше наружного диаметра скважинного оборудования (330, 430, 530) так что рабочую колонну (332, 532) и лазерный инструмент (202, 302, 402, 502) спускают поверх скважинного оборудования (330, 430, 530), применяя верхний привод (130), до глубины точки (334, 434) прихвата в стволе (336, 436, 536) скважины (S658).[0039] For the method shown in Fig. 6, the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape has an inner diameter (226) larger than the outer diameter of the downhole equipment (330, 430, 530), so that when the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is emitted, the downhole equipment (330, 430, 530) is not damaged. The working string (332, 532) and the laser tool (202, 302, 402, 502) have internal diameters greater than the external diameter of the downhole equipment (330, 430, 530), so that the working string (332, 532) and the laser tool (202, 302, 402, 502) are lowered over the downhole equipment (330, 430, 530), using the top drive (130), to the depth of the sticking point (334, 434) in the wellbore (336, 436, 536) of the well (S658).
[0040] Коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы генерируется лазерным инструментом (202, 302, 402, 502) и эмитируется в кольцевое пространство (340, 440, 540) между скважинным оборудованием (330, 4 30, 530) и стенкой ствола (338, 438, 538) скважины (S660). Коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы выбуривает кольцевое пространство (340, 440, 540) и удаляет материалы (342, 442, 542), создающие точки (334, 434) прихвата для высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530) (S662). Материал (342, 442, 542), который может создавать точки (334, 434) прихвата может содержать выбуренную породу, породу полости стенки, или инструменты, сломанные или упущенные в ствол (336, 436, 536) скважины.[0040] A collimated annular laser beam (216, 316, 416) is generated by a laser tool (202, 302, 402, 502) and emitted into an annular space (340, 440, 540) between the downhole equipment (330, 4 30, 530) and the borehole wall (338, 438, 538) of the well (S660). The collimated annular laser beam (216, 316, 416) drills out the annular space (340, 440, 540) and removes materials (342, 442, 542) that create sticking points (334, 434) to release the downhole equipment (330, 430, 530) (S662). The material (342, 442, 542) that may create the sticking points (334, 434) may include drilled rock, wall cavity rock, or tools broken or dropped into the wellbore (336, 436, 536).
[0041] Рабочую колонну (332, 532) и лазерный инструмент (202, 302, 402, 502) поднимают из ствола (336, 436, 536) скважины, применяя верхний привод (130) (S664). После успешного высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530), работы в стволе (336, 436, 536) скважины, такие как бурение, капремонт или заканчивание можно продолжить (S668). После безуспешных попыток высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530), другие ловильные операции можно выполнить; ствол (336, 436, 536) скважины можно затампонировать и законсервировать; или упущенный в скважину инструмент можно оставить в скважине и из ствола (336, 436, 536) в скважине можно пробурить боковой ствол.[0041] The working string (332, 532) and the laser tool (202, 302, 402, 502) are pulled out of the wellbore (336, 436, 536) using the top drive (130) (S664). After successful release of the downhole equipment (330, 430, 530), operations in the wellbore (336, 436, 536), such as drilling, workover or completion, can be continued (S668). After unsuccessful attempts to release the downhole equipment (330, 430, 530), other fishing operations can be performed; the wellbore (336, 436, 536) can be plugged and preserved; or the tool dropped into the well can be left in the well and a side hole can be drilled from the wellbore (336, 436, 536).
[0042] На фиг.7 показана для одного или нескольких вариантов осуществления блок- схема последовательности для использования лазерной системы. Хотя различные блоки на фиг.7 представлены и описаны последовательно, специалисту в данной области техники ясно, что некоторые или все блоки можно исполнять в отличающемся порядке, можно комбинировать или исключать и некоторые или все блоки может исполнять параллельно. Кроме того, блоки можно выполнять активно или пассивно.[0042] Fig. 7 shows, for one or more embodiments, a flow chart for using a laser system. Although the various blocks in Fig. 7 are shown and described sequentially, one skilled in the art will appreciate that some or all of the blocks may be executed in a different order, may be combined or eliminated, and some or all of the blocks may be executed in parallel. In addition, the blocks may be executed actively or passively.
[0043] Лазерный инструмент (202, 302, 402, 502), сконфигурированный со средством генерирования коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы устанавливают в овершот (446) (S770). Средство для генерирования коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы может содержать способ, в котором применяют волоконно-оптический кабель (206), первую коническую линзу (208), и вторую коническую линзу (210).[0043] The laser tool (202, 302, 402, 502) configured with a means for generating a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is installed in the overshot (446) (S770). The means for generating a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape may comprise a method in which a fiber optic cable (206), a first conical lens (208), and a second conical lens (210) are used.
[0044] Волоконно-оптический кабель (206) эмитирует входной лазерный пучок (214) в первую коническую линзу (208), которая фокусирует и контролирует форму пучка. Расходящийся лазерный пучок входит во вторую линзу (210) для создания коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы. Внутренний диаметр (226), наружный диаметр (228), и эксцентриситет коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы можно изменять в зависимости от внутреннего угла (218) и аспектного отношения конических линз (210, 212). Любое средство получения коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы можно применять здесь без отхода от объема данного изобретения.[0044] The fiber optic cable (206) emits an input laser beam (214) into a first conical lens (208), which focuses and controls the shape of the beam. The diverging laser beam enters the second lens (210) to create a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape. The inner diameter (226), the outer diameter (228), and the eccentricity of the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape can be varied depending on the inner angle (218) and the aspect ratio of the conical lenses (210, 212). Any means for obtaining a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape can be used here without departing from the scope of this invention.
[0045] Для способа, показанного на фиг.7, коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы имеет внутренний диаметр (226) больше наружного диаметра скважинного оборудования (330, 430, 530), при этом, когда коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы эмитируется, скважинное оборудование (330, 430, 530) не повреждается. Овершот (446) является инструментом, который может зажиматься на упущенном в скважину инструменте и поднимать упущенный в скважину инструмент из ствола (336, 436, 536) скважины. Овершот (446) может состоять из верхнего переводника (448), направляющей воронки (450), захвата (452) и пакера (454). Овершот (446) и лазерный инструмент (202, 302, 402, 502) спускают в ствол (336, 436, 536) скважины с помощью верхнего привода (130), для встречи оторванной или открученной части скважинного оборудования (330, 430, 530), оставленной в стволе (336, 436, 536) скважины (S772).[0045] For the method shown in Fig. 7, the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape has an inner diameter (226) greater than the outer diameter of the downhole equipment (330, 430, 530), wherein when the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is emitted, the downhole equipment (330, 430, 530) is not damaged. The overshot (446) is a tool that can clamp on the tool lowered into the well and lift the tool lowered into the well from the wellbore (336, 436, 536). The overshot (446) can consist of an upper sub (448), a guide funnel (450), a gripper (452) and a packer (454). The overshot (446) and the laser tool (202, 302, 402, 502) are lowered into the wellbore (336, 436, 536) using the top drive (130) to meet the torn off or unscrewed part of the well equipment (330, 430, 530) left in the wellbore (336, 436, 536) (S772).
[0046] Овершот (446) и лазерный инструмент (202, 302, 402, 502) спускают вокруг скважинного оборудования (330, 430, 530), и коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы генерируется лазерным инструментом (202, 302, 402, 502) и эмитируется в кольцевое пространство (340, 440, 540) между скважинным оборудованием (330, 430, 530) и стенкой (338, 438, 538) ствола скважины (S774). Коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы очищает кольцевое пространство (340, 440, 540) от материалов (342, 442, 542), которые уплотняют скважинное оборудование (330, 430, 530) и создают точки (334, 434) прихвата (S776). Овершот (446) зацепляют, создавая направленную вверх силу с помощью верхнего привода (130). Захват (452) зажимает скважинное оборудование (330, 430, 530) (S778) и скважинное оборудование (330, 4 30, 530) поднимают из ствола (336, 436, 536) скважины (S780).[0046] The overshot (446) and the laser tool (202, 302, 402, 502) are lowered around the downhole equipment (330, 430, 530), and a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is generated by the laser tool (202, 302, 402, 502) and emitted into the annular space (340, 440, 540) between the downhole equipment (330, 430, 530) and the wall (338, 438, 538) of the wellbore (S774). The collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape clears the annular space (340, 440, 540) from materials (342, 442, 542) that compact the downhole equipment (330, 430, 530) and create sticking points (334, 434) (S776). The overshot (446) is engaged, creating an upward force with the help of the top drive (130). The gripper (452) clamps the downhole equipment (330, 430, 530) (S778) and the downhole equipment (330, 430, 530) is lifted out of the wellbore (336, 436, 536) of the well (S780).
[0047] После успешного высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530), работы в стволе (336, 436, 536) скважины, такие как бурение, капремонт или заканчивание можно продолжить (S782). После безуспешных попыток высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530), можно выполнять другие ловильные работы; ствол (336, 436, 536) скважины можно затампонировать и законсервировать; или упущенный в скважину инструмент может оставить в скважине и из ствола (336, 436, 536) скважины можно пробурить боковой ствол.[0047] After successful release of the downhole equipment (330, 430, 530), operations in the wellbore (336, 436, 536), such as drilling, workover, or completion, can be continued (S782). After unsuccessful attempts to release the downhole equipment (330, 430, 530), other fishing operations can be performed; the wellbore (336, 436, 536) can be plugged and preserved; or the tool dropped into the well can be left in the well and a sidetrack can be drilled from the wellbore (336, 436, 536).
[0048] На фиг.8 показана для одного или нескольких вариантов осуществления блок- схема последовательности для использования лазерной системы. Хотя различные блоки на фиг.8 представлены и описаны последовательно, специалисту в данной области техники ясно, что некоторые или все блоки можно исполнять в отличающемся порядке, можно комбинировать или исключать, и некоторые или все блоки можно исполнять параллельно. Кроме того, блоки можно выполнять активно или пассивно.[0048] Fig. 8 shows, for one or more embodiments, a flow chart for using a laser system. Although the various blocks in Fig. 8 are shown and described sequentially, one skilled in the art will appreciate that some or all of the blocks may be executed in a different order, may be combined or eliminated, and some or all of the blocks may be executed in parallel. In addition, the blocks may be executed actively or passively.
[0049] Лазерный инструмент (202, 302, 402, 502), сконфигурированный со средством генерирования коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы и лазерного пучка 517 конической кольцевой формы устанавливают в овершоте (446) (S884). Средство генерирования коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы может содержать способ, где применяют волоконно-оптический кабель (206), первую коническую линзу (208) и вторую коническую линзу (210).[0049] The laser tool (202, 302, 402, 502) configured with a means for generating a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape and a
[0050] Волоконно-оптический кабель (206) эмитирует входной лазерный пучок (214) в первую коническую линзу (208), которая фокусирует и контролирует форму пучка. Расходящийся лазерный пучок входит во вторую линзу (210) для создания коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы. Внутренний диаметр (226), наружный диаметр (228), и эксцентриситет коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы можно изменять в зависимости от внутреннего угла (218) и аспектного отношения конических линз (210, 212). Любое средство получения коллимированного лазерного пучка (216, 316, 416) кольцевой формы можно здесь применять без отхода от объема данного изобретения.[0050] The fiber optic cable (206) emits an input laser beam (214) into a first conical lens (208), which focuses and controls the shape of the beam. The diverging laser beam enters the second lens (210) to create a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape. The inner diameter (226), the outer diameter (228), and the eccentricity of the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape can be varied depending on the inner angle (218) and the aspect ratio of the conical lenses (210, 212). Any means for obtaining a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape can be used here without departing from the scope of this invention.
[0051] Для способа, показанного на фиг.8, коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы имеет внутренний диаметр (226) больше наружного диаметра скважинного оборудования (330, 430, 530), при этом, когда коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы эмитируется, скважинное оборудование (330, 4 30, 530) не повреждается. Коллимированный лазерный пучок (517) конической кольцевой формы имеет внутренний диаметр и наружный диаметр, уменьшающиеся до размера меньше скважинного оборудования (330, 430, 530), при этом коллимированный лазерный пучок (517) конической кольцевой формы может резать скважинное оборудование (330, 430, 530).[0051] For the method shown in Fig. 8, the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape has an inner diameter (226) larger than the outer diameter of the downhole equipment (330, 430, 530), wherein when the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is emitted, the downhole equipment (330, 430, 530) is not damaged. The collimated laser beam (517) of a conical annular shape has an inner diameter and an outer diameter that are reduced to a size smaller than the downhole equipment (330, 430, 530), wherein the collimated laser beam (517) of a conical annular shape can cut the downhole equipment (330, 430, 530).
[0052] Овершот (446) является инструментом, который может зажиматься на упущенном в скважину инструменте и поднимать упущенный в скважину инструмент из ствола (336, 436, 536) скважины. Овершот (446) может состоять из верхнего переводника (448), направляющей воронки (450), захвата (452) и пакера (454). Овершот (446) и лазерный инструмент (202, 302, 402, 502) спускают в ствол (336, 436, 536) скважины, с помощью верхнего привода (130), поверх скважинного оборудования (330, 430, 530) до глубины точки (334, 434) прихвата в стволе (336, 436, 536) скважины (S886). Коллимированный лазерный пучок (517) конической кольцевой формы генерируется лазерным инструментом (202, 302, 402, 502) и эмитируется для резки скважинного оборудования (330, 430, 530) на точке выше точки (334, 434) прихвата (S888).[0052] The overshot (446) is a tool that can clamp onto a tool lowered into the well and lift the tool lowered into the well from the wellbore (336, 436, 536). The overshot (446) can consist of a top sub (448), a guide funnel (450), a gripper (452) and a packer (454). The overshot (446) and the laser tool (202, 302, 402, 502) are lowered into the wellbore (336, 436, 536), using the top drive (130), on top of the well equipment (330, 430, 530) to the depth of the sticking point (334, 434) in the wellbore (336, 436, 536) (S886). A collimated laser beam (517) of a conical annular shape is generated by a laser tool (202, 302, 402, 502) and emitted for cutting downhole equipment (330, 430, 530) at a point above the point (334, 434) of the clamp (S888).
[0053] Клиновой захват ставят вокруг овершота (446), на буровом полу (131) для удержания веса овершота (446) (S890). Верхний привод (130) ввинчивают в верхнюю свечу скважинного оборудования (330, 430, 530) для подъема оторванного скважинного оборудования (330, 430, 530) из ствола (336, 436, 536) скважины (S892). Ввинчивают верхний привод (130) обратно в овершот (446) и удаляют клиновой захват (S893). Генерируют коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы лазерным инструментом (202, 302, 402, 502) и эмитируют коллимированный лазерный пучок (216, 316, 416) кольцевой формы в кольцевое пространство (340, 440, 540) между оставшимся скважинным оборудованием (330, 430, 530) и стенкой (338, 438, 538) ствола скважины (S894).[0053] A wedge grapple is placed around the overshot (446) on the drill floor (131) to support the weight of the overshot (446) (S890). The top drive (130) is screwed into the top stand of the downhole equipment (330, 430, 530) to lift the torn off downhole equipment (330, 430, 530) out of the wellbore (336, 436, 536) (S892). The top drive (130) is screwed back into the overshot (446) and the wedge grapple (S893) is removed. A collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is generated by a laser tool (202, 302, 402, 502) and the collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape is emitted into the annular space (340, 440, 540) between the remaining downhole equipment (330, 430, 530) and the wall (338, 438, 538) of the wellbore (S894).
[0054] Очищают кольцевое пространство (340, 440, 540) от материалов (342, 442, 542) посредством выбуривание материалов (342, 442, 542), которые создают точки (334, 434) прихвата, коллимированным лазерным пучком (216, 316, 416) кольцевой формы для высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530) (S896). Овершот (446) зацепляют, создавая направленную вверх силу верхним приводом (130). Захват (452) зажимает оставшееся скважинное оборудование (330, 430, 530) (S778) и оставшееся скважинное оборудование (330, 430, 530) поднимают из ствола (336, 436, 536) скважины (S898).[0054] The annular space (340, 440, 540) is cleared of materials (342, 442, 542) by drilling out the materials (342, 442, 542) that create the sticking points (334, 434) with a collimated laser beam (216, 316, 416) of an annular shape to release the downhole equipment (330, 430, 530) (S896). The overshot (446) is engaged by creating an upward force with the top drive (130). The gripper (452) clamps the remaining well equipment (330, 430, 530) (S778) and the remaining well equipment (330, 430, 530) is lifted out of the wellbore (336, 436, 536) (S898).
[0055] После успешного высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530), работы в стволе (336, 436, 536) скважины, такие как бурение, капремонт или заканчивание можно продолжить (S899). После безуспешных попыток высвобождения скважинного оборудования (330, 430, 530), можно выполнять другие ловильные операции; ствол (336, 436, 536) скважины можно затампонировать и законсервировать; или упущенный в скважину инструмент можно оставить в скважине и из ствола (336, 436, 536) скважины можно пробурить боковой ствол.[0055] After successful release of the downhole equipment (330, 430, 530), operations in the wellbore (336, 436, 536), such as drilling, workover, or completion, can be continued (S899). After unsuccessful attempts to release the downhole equipment (330, 430, 530), other fishing operations can be performed; the wellbore (336, 436, 536) can be plugged and preserved; or the tool dropped into the wellbore can be left in the wellbore and a sidetrack can be drilled from the wellbore (336, 436, 536).
[0056] Хотя только несколько примеров вариантов осуществления описаны подробно выше, специалисту в данной области техники ясно, что многие модификации возможны в примерах вариантов осуществления без значительного отхода от данного изобретения. Соответственно, все такие модификации содержатся в объеме данного изобретения, определенном в следующей формуле изобретения. В формуле изобретения пункты средство-плюс-функция охватывают конструкции, описанные в данном документе, как выполняющие указанные функции и не только конструктивные эквиваленты, но также эквивалентные конструкции. Таким образом, хотя гвоздь и винт могут не быть конструктивными эквивалентами, поскольку гвоздь задействует цилиндрическую поверхность для скрепления деревянных частей вместе, а винт задействует винтовую поверхность, в оборудовании, скрепляющем деревянные части, гвоздь и винт могут быть эквивалентными конструкциями. Ясно выраженным является намерение заявителя не ссылаться на 35 U.S.С.§ 112, абзац 6 для каких-либо ограничений по любому из пунктов формулы изобретения в данном документе, за исключением тех, в которых однозначно применяются слова 'средство для' вместе со связанной функцией.[0056] Although only a few exemplary embodiments have been described in detail above, it will be apparent to one skilled in the art that many modifications are possible in the exemplary embodiments without substantially departing from the present invention. Accordingly, all such modifications are intended to be within the scope of the present invention as defined in the following claims. In the claims, means-plus-function claims cover the structures described herein as performing the recited functions and not only structural equivalents but also equivalent structures. Thus, although a nail and a screw may not be structural equivalents because a nail employs a cylindrical surface to fasten wood pieces together and a screw employs a helical surface, in equipment that fastens wood pieces together, a nail and a screw may be equivalent structures. It is the express intention of applicant not to rely on 35 U.S.C. § 112, paragraph 6 for any limitations on any of the claims herein except those in which the words 'means for' are expressly used together with an associated function.
Claims (43)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US17/182,568 | 2021-02-23 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2023124410A RU2023124410A (en) | 2023-10-24 |
| RU2826033C2 true RU2826033C2 (en) | 2024-09-03 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU72717U1 (en) * | 2007-12-14 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | DEVICE FOR REMOVING EMERGENCY PIPES AND TOOLS FROM OIL AND GAS WELLS (DRILLER) |
| RU2533563C1 (en) * | 2013-08-01 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Cutter and pull spear |
| RU168922U1 (en) * | 2016-06-24 | 2017-02-28 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт автоматики им. Н.Л. Духова" (ФГУП "ВНИИА") | Laser beam laser processing unit |
| RU2630327C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for connection and disconnection of pipes for bituminous oil extraction and device for laser welding and cutting when implementing method |
| WO2019117871A1 (en) * | 2017-12-12 | 2019-06-20 | Foro Energy, Inc. | Methods and systems for laser kerfing drilling |
| WO2019117872A1 (en) * | 2017-12-12 | 2019-06-20 | Foro Energy, Inc. | High power optical slip ring laser drilling system and method |
| US10385640B2 (en) * | 2017-01-10 | 2019-08-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tension cutting casing and wellhead retrieval system |
| GB2578355A (en) * | 2018-08-14 | 2020-05-06 | First Subsea Ltd | An apparatus and method for removing an end section of a tubular member |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU72717U1 (en) * | 2007-12-14 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | DEVICE FOR REMOVING EMERGENCY PIPES AND TOOLS FROM OIL AND GAS WELLS (DRILLER) |
| RU2533563C1 (en) * | 2013-08-01 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Cutter and pull spear |
| RU168922U1 (en) * | 2016-06-24 | 2017-02-28 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт автоматики им. Н.Л. Духова" (ФГУП "ВНИИА") | Laser beam laser processing unit |
| RU2630327C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for connection and disconnection of pipes for bituminous oil extraction and device for laser welding and cutting when implementing method |
| US10385640B2 (en) * | 2017-01-10 | 2019-08-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tension cutting casing and wellhead retrieval system |
| WO2019117871A1 (en) * | 2017-12-12 | 2019-06-20 | Foro Energy, Inc. | Methods and systems for laser kerfing drilling |
| WO2019117872A1 (en) * | 2017-12-12 | 2019-06-20 | Foro Energy, Inc. | High power optical slip ring laser drilling system and method |
| GB2578355A (en) * | 2018-08-14 | 2020-05-06 | First Subsea Ltd | An apparatus and method for removing an end section of a tubular member |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111989460B (en) | System and method for optimizing rate of penetration in drilling operations | |
| AU729699B2 (en) | Whipstock | |
| RU2310748C2 (en) | Borehole measurements to be taken during well operations other than drilling | |
| US10370920B2 (en) | Wellbore intervention tool for penetrating obstructions in a wellbore | |
| CA2822614C (en) | Method and apparatus for milling a zero radius lateral window in casing | |
| US7775304B2 (en) | Apparatus and method for driving casing or conductor pipe | |
| US20110139510A1 (en) | Apparatus and Method for Reaming a Wellbore During the Installation of a Tubular String | |
| EP4119766B1 (en) | Downhole casing pulling tool | |
| RU2826033C2 (en) | Borehole laser system and method of its operation | |
| US11624252B1 (en) | Adjustable mill | |
| US11905778B2 (en) | Downhole laser tool and methods | |
| US20230366284A1 (en) | Stuck packer miller and external retrieval tool | |
| US20150259998A1 (en) | Tubing anchoring and movement reducing system | |
| US20230272672A1 (en) | Modified whipstock design integrating cleanout and setting mechanisms | |
| CA2890747A1 (en) | Tubing anchoring and movement reducing system | |
| US11993995B2 (en) | Tubular cutting and fishing tool | |
| US20240337168A1 (en) | Flow back option plug assembly | |
| WO2019099317A1 (en) | Earth-boring tools having multiiple gage pad lenghts and related methods | |
| AU2015205883B2 (en) | Method and apparatus for milling a zero radius lateral window in casing | |
| Savage | Deep Hole Drilling with Wireline Equipment | |
| GB2305953A (en) | Selective core sampling after logging |