EP0624225A1 - Stabilisateur a plusieurs bras dans un dispositif de forage ou de carottage. - Google Patents

Stabilisateur a plusieurs bras dans un dispositif de forage ou de carottage.

Info

Publication number
EP0624225A1
EP0624225A1 EP94900655A EP94900655A EP0624225A1 EP 0624225 A1 EP0624225 A1 EP 0624225A1 EP 94900655 A EP94900655 A EP 94900655A EP 94900655 A EP94900655 A EP 94900655A EP 0624225 A1 EP0624225 A1 EP 0624225A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
head
pistons
drilling
arm
piston
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP94900655A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0624225B1 (fr
Inventor
Mario V Murer
Rene L Deschutter
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Baroid Technology Inc
Original Assignee
Baroid Technology Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baroid Technology Inc filed Critical Baroid Technology Inc
Publication of EP0624225A1 publication Critical patent/EP0624225A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0624225B1 publication Critical patent/EP0624225B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well

Definitions

  • Multi-arm stabilizer in a drilling or coring device
  • the present invention relates to a control of at least two stabilization arms in a drilling or coring device 5, in particular of stabilization arms in a drilling or coring head, each arm being offset relative to the other on the periphery of the head and having one end pivotally mounted about an axis parallel to the axis of the head
  • control comprises, per arm, a piston arranged to pivot the arm around the above axis so that the free excretion of the arm occupies two extreme positions, a first so-called rest position in which the arm is housed in the head and a second so-called active position in which said free end projects relative to this head, control means and
  • synchronization means being arranged respectively to move the pistons from the storm fluid and so that the pistons act substantially simultaneously in the same direction and at the same amplitude.
  • a separate control for each arm makes it possible to reduce the dimensions of the piston so as to be able to accommodate the latter in said drilling head and connect it directly to the arm concerned.
  • the longitudinal axes of the pistons are tangent to a fictitious cylinder coaxial with the head, and preferably they are included in at least one plane transverse to the axis of the drilling head.
  • the piston control means comprise an annular piston, coaxial with the head, arranged to be able to be moved along their common axis in a cylinder formed in the head, the annular piston being profiled , on the one hand, to be actuated by the drilling fluid and, on the other hand, to act on a fluid which actuates each of the aforementioned pistons and which is contained in the cylinder in communication with the chambers of the pistons.
  • the drilling fluid only comes into contact with a minimum of elements constituting the control and this reduces or excludes the risk of blocking and wear of the control by component materials. this drilling fluid or carried by it.
  • Figure 1 shows, with broken, in longitudinal section along the broken line II of Figure 2, a drill head equipped with the arm control according to the invention.
  • Figure 2 is on another scale a cross section of the control of Figure 1, along the line II-II.
  • the figures illustrate a control 1 of three stabilization arms 2 arranged by way of example in a drilling head 3.
  • the three arms 2 evenly distributed over the periphery of the head 3 are located at the same level thereof relative to the anterior end of the head 3 following its progression in a hole being drilled.
  • a person skilled in the art can easily conceive of other distributions of the arms 2 both on the periphery of the head 3 and along the longitudinal axis 4 thereof.
  • each arm 2 is mounted at one of its ends in the drilling head 3, so as to be able to pivot around a pivot 5 with an axis 6 parallel to the longitudi ⁇ nal axis 4, so that the opposite end 7 of the arm 2 is located behind the pivot axis 6 relative to the direction of rotation 77 ( Figure 2) of the head 3 during drilling.
  • the control 1 comprises for each stabilization arm 2 a piston 8 which is arranged in a suitable chamber 9 and which is arranged to rotate the corresponding arm 2 around its axis 6, between two extreme positions. In a first extreme so-called rest position shown in the figures, the arm 2 is housed in the head 3 or at least inside a cylinder coaxial with the head 3 and passing through the point or points thereof.
  • each arm 2 has at its end 7, for connection to the corresponding piston 8, a T-shaped groove extending substantially from the end 7 towards the pivot 5 in the face facing the piston 8.
  • the piston 8 From its side the piston 8 has a rod 80 whose free end has a T-profile adapted to the T-groove, the branches 81 of the T-profile being biconvexly curved to allow articulation with limited clearance of the T-profile in said groove during movement of the arm 2 by the piston 8.
  • the longitudinal axes 12 of the pistons 8 are tangent to a fictitious cylinder coaxial with the head 3 and the three axes 12 are advantageously understood, at least in the case of the illustrated embodiment in the figures, in the plane of the section of FIG. 2, perpendicular to the longitudinal axis 4.
  • a second group (not shown) of three pistons 3 could be arranged in the same head 3 so that their axes 12 are also in another plane parallel to the plane of the above section.
  • the drilling fluid can act directly on the pistons 3. However, as already mentioned above and as will appear clearly below, it is preferable that the drilling fluid acts indirectly, at least on one side, on the pistons 8.
  • control means comprise an annular piston 13 of the same axis 4 as the head 3 and arranged in a cylinder 14 formed in the latter.
  • the displacement of the annular piston 13 is delimited for example by two suitable circlips 15 arranged in the cylinder 14.
  • the annular piston 13 comprises a hollow guide rod 16 and is equipped on its external surface with two annular seals 17 and 18 of which the sheet is explained below.
  • the annular piston 13 has an axial passage 20 arranged for the flow of the drilling fluid to the various nozzles of the drilling head 3.
  • the inlet of this passage 20 in the direction of flow of the drilling fluid (arrow 19) is a frustoconical surface
  • the frustoconical surface 21 and the end face 22 of the annular piston 13 situated upstream are intended to receive the drilling fluid pressure which passes through the annular piston 13 .
  • the annular piston 13 also has an annular surface 23, for example parallel to the end face 22, which is located opposite this face
  • the cylin ⁇ dre 14 and the chambers 9 of the pistons 8 are in communication so that the hydraulic oil pressed out of said cylinder 14 causes the displacement of each piston 8 to rotate each arm 2 to an active position.
  • the annular seals 17 and 18 prevent hydraulic oil from escaping into the drilling fluid due to the pressure communicated to it.
  • the above-mentioned synchronization means 11 preferably comprise, according to the invention, a mesh 24, for example cut in one piece in each piston 8 and meshing with a toothed ring 25 coaxial with the drilling head 3.
  • the ring gear 25 is mounted in a sealed chamber 26 which is in the extension of the cylinder 14, on the downstream side of the latter relative to the flow of the drilling fluid.
  • the ring gear 25 then rotates freely around the piston rod 16, which acts as a pivot, depending on the displacement of the pistons 8.
  • the ring gear 25 is located axially on the one hand by a ring 27 stopped by one of the above-mentioned circlips 15, located on the downstream side of the cylinder 14, and on the other hand by the bottom of the chamber 26 located on the downstream side thereof.
  • the O-ring seal 17 is located on the piston rod 16 downstream from the bottom of the chamber 26 in a bore suitable for the sealed guide of this piston rod 16.
  • the aforementioned hydraulic oil then also fills the chamber 26 and serves of lubricant for the rotation and for the meshing of the ring gear 25.
  • the chamber 26 establishes for oil the communication between the cylinder 14 and the bottoms of the chambers 9, on the side opposite to the rods 80 of the pistons 8.
  • each piston 8 is entirely subjected to the action of hydraulic oil, that is to say that, for example a conduit 27 is formed through the piston 8 (FIG. 2, piston of right) so that the hydraulic oil is present on both sides of the piston 8 in the chamber 9 and, by the operating clearance, on the lateral face of the piston 8.
  • a conduit 27 is formed through the piston 8 (FIG. 2, piston of right) so that the hydraulic oil is present on both sides of the piston 8 in the chamber 9 and, by the operating clearance, on the lateral face of the piston 8.
  • This chamber 9 is sealed relative to the exterior of the drilling head 3 by a closing flange
  • each piston 8 comprises around its rod 80, of cross section smaller than the corresponding section of the piston 8, a return spring 31 of determined force.
  • This spring 31 bears on the flange 28 to push the piston 8 into the rest position when the pressure of the drilling fluid is not sufficient to overcome the force of this spring 31.
  • the drilling fluid has at the place of its flow upstream of the annular piston 13 a pressure greater than that of the place of its flow in the drilled hole, between drilling head 3 and hole wall.
  • This pressure difference applied to the frustoconical surface 21 and to the end face 22 causes the annular piston 13 to move in the direction of arrow 19 y from the rest position shown in the figures.
  • the annular piston 13 drives out the hydraulic oil, contained in the cylinder 14, towards the three chambers 9 via the chamber 26.
  • the quantity of oil thus expelled repels each of the pistons 8 out of their chambers 9 towards the outside of the drilling head 3, the oil located on the side of the rods 80 in the chambers 9 being sent automatically to the bottoms side of the chambers 9 via the conduits 27, to add to the quantity of expelled oil and to bring out the pistons 8 all the more.
  • the pistons 8 push the corresponding arms 2 until these are in contact with the wall of the drilled hole.
  • the toothed ring 25 and the racks 24 are arranged so that in this movement the three arms move simultaneously and of the same amplitude so that by taking all three presses on said wall they maintain or bring back the drilling head 3 in the axis of the hole.

Abstract

Commande (1) d'au moins deux bras de stabilisation (2) dans un dispositif de forage ou de carottage, en particulier de bras de stabilisation (2) dans une tête de forage ou de carottage, chaque bras ayant une extrémité montée à pivotement autour d'un axe (6) parallèle à l'axe (4) de la tête de forage, comprenant, par bras (2), un piston (8) agencé pour faire pivoter le bras (2) autour de l'axe (6) susdit afin qu'il occupe deux positions extrêmes, une première position où il est logé dans la tête et une seconde position où il fait saillie par rapport à cette tête, des moyens de commande (10) et des moyens de synchronisation (11) étant agencés respectivement pour déplacer les pistons (8) à partir du fluide de forage et pour que les pistons (8) agissent sensiblement simultanément dans un même sens et suivant une même amplitude.

Description

Stabilisateur à plusieurs bras dans un dispositif de forage ou de carottage
La présente invention concerne une commande d'au moins deux bras de stabilisation dans un dispositif 5 de forage ou de carottage, en particulier de bras de stabilisation dans une tête de forage ou de carottage, chaque bras étant décalé par rapport à l'autre sur la périphérie de la tête et ayant une extrémité montée à pivotement autour d'un axe parallèle à l'axe de la tête
10 de forage de manière à ce que l'extrémité libre du bras soit située en amont dudit axe de pivotement par rapport au sens de rotation de la tête en cours de forage.
L'utilisation de stabilisateurs à plusieurs bras de stabilisation, commandés par le fluide de forage
15 est courante dans le métier. Cependant des améliorations sont nécessaires pour, par exemple, rendre plus compacte la commande des bras, lorsqu'elle doit être intégrée dans une tête de forage ou de carottage, et pour réduire le nombre de pièces mécaniques utilisées dans cette
20 commande afin d'en diminuer le coût et d'en augmenter la fiabilité.
A cet effet, suivant l'invention, la com¬ mande comprend, par bras, un piston agencé pour faire pivoter le bras autour de l'axe susdit afin que l'excré- 25 mité libre du bras occupe deux positions extrêmes, une première position dite de repos dans laquelle le bras est logé dans la tête et une seconde position dite active dans laquelle ladite extrémité libre fait saillie par rapport à cette tête, des moyens de commande et des
30 moyens de synchronisation étant agencés respectîveπent pour déplacer les pistons à partir du fluide de t orage et pour que les pistons agissent sensiblement simultané¬ ment dans un même sens et suivant une même amplitude.
Une commande séparée pour chaque bras permet de réduire les dimensions du piston pour pouvoir loger ce dernier dans ladite tète de forage et le raccorder directement au bras concerné.
Suivant une forme avantageuse de 1 ' inven¬ tion, les axes longitudinaux des pistons sont tangents à un cylindre fictif coaxial à la tête, et de préférence ils sont compris dans au moins un plan transversal à l'axe de la tète de forage.
Suivant une forme particulièrement avanta¬ geuse de l'invention, les moyens de commande des pistons comprennent un piston annulaire, coaxial à la tête, agencé pour pouvoir être déplacé suivant leur axe commun dans un cylindre formé dans la tête, le piston annulaire étant profilé, d'une part, pour être actionné par le fluide de forage et, d'autre part, pour agir sur un fluide qui actionne chacun des pistons susdits et qui est contenu dans le cylindre en communication avec les chambres des pistons.
De cette manière, le fluide de forage n'entre en contact qu'avec un minimum d'éléments consti¬ tutifs de la commande et cela réduit ou exclut le risque d'un blocage et d'une usure de la commande par des matières composant ce fluide de forage ou véhiculées par celui-ci.
D'autres détails et particularités de l'invention ressortiront de la description des dessins annexés au présent mémoire et qui illustrent, à titre d'exemple non limitatif, une forme de réalisation particulière de la commande suivant l'invention.
La figure 1 montre, avec brisures, en coupe longitudinale suivant la ligne brisée I-I de la figure 2, une tête de forage équipée de la commande de bras suivant l'invention. La figure 2 est à une autre échelle une coupe transversale de la commande de la figure 1, suivant la ligne II-II.
Dans les différentes figures, les mêmes notations de référence désignent des éléments identiques ou analogues.
Les figures illustrent une commande 1 de trois bras de stabilisation 2 disposés à titre d'exemple dans ' une tête de forage 3. Pour la facilité de la représentation graphique, les trois bras 2 réqulièrement répartis sur la périphérie de la tête 3 sont situés à un même niveau de celle-ci par rapport à l'extrémité antérieure de la tête 3 suivant sa progression dans un trou en cours de forage. L'homme de métier peut aisément concevoir d'autres répartitions des bras 2 tant sur le pourtour de la tête 3 que le long de l'axe longitudinal 4 de celle-ci.
Chaque bras 2 est monté à une de ses extré¬ mités dans la tête de forage 3, pour pouvoir pivoter autour d'un pivot 5 d'axe 6 parallèle à l'axe longitudi¬ nal 4, de manière que l'extrémité opposée 7 du bras 2 soit située en arrière de l'axe de pivotement 6 par rapport au sens de rotation 77 (figure 2) de la tête 3 en cours de forage. Suivant l'invention, la commande 1 comprend pour chaque bras de stabilisation 2 un piston 8 qui est disposé dans une chambre 9 appropriée et qui est agencé pour faire pivoter le bras 2 correspondant autour de son axe 6, entre deux positions extrêmes. Dans une première position extrême dite de repos et représentée aux figures, le bras 2 est logé dans la tête 3 ou au moins à l'intérieur d'un cylindre coaxial à la tête 3 et passant par le ou les points de celle-ci les plus écartés de l'axe longitudinal 4. Dans la seconde posi- tion extrême (non représentée) dite active, les .bras 2 font saillie de la tête 3 d'une valeur maximale détermi- née par la course de chaque piston 8 , cette course étant la même pour les trois pistons 8. En cours de forage, comme on le sait, les trois bras 2 font saillie de la tête 3, pour prendre appui contre la paroi du trou foré, dans une position active intermédiaire aux deux posi¬ tions extrêmes ci-dessus. Avantageusement suivant les figures, chaque bras 2 comporte à son extrémité 7, pour la liaison au piston 8 correspondant, une rainure en T s 'étendant sensiblement de l'extrémité 7 vers le pivot 5 dans la face tournée vers le piston 8. De son côté le piston 8 présente une tige 80 dont l'extrémité libre présente un profil en T adapté à la rainure en T, les branches 81 du profil en T étant bombées de façon biconvexe pour permettre une articulation à jeu limité du profil en T dans ladite rainure lors d'un déplacement du bras 2 par le piston 8.
De préférence la commande 1 comporte des moyens de commande 10 décrits ci-après, pour déplacer chacun des pistons 8 à partir de la différence de pression dans le fluide de forage, entre deux endroits dans l'écoulement de ce fluide, et des moyens de syn¬ chronisation 11 des pistons 8 pour que ceux-ci soient déplacés simultanément d'une même amplitude et dans un même sens entre position de repos et position active de façon à maintenir aussi coaxiale que possible la tête de forage 3 dans le trou en cours de forage, même en cas d'un manque de circularité de ce trou, et de façon à s'opposer aux forces latérales connues auxquelles est soumise la tête 3 en cours de forage. Suivant une forme de réalisation préférée de l'invention, les axes longitudinaux 12 des pistons 8 sont tangents à un cylindre fictif coaxial à la tète 3 et les trois axes 12 sont avantageusement compris, au moins dans le cas de l'exemple de réalisation illustré aux figures, dans le plan de la coupe de la figure 2, perpendiculaire à l'axe longitudinal 4. Par exemple un second groupe (non représenté) de trois pistons 3 pourrait être agencé dans la même tête 3 pour que leurs axes 12 soient aussi dans un autre plan parallèle au plan de la coupe susdite. Le fluide de forage peut agir directement sur les pistons 3. Cependant comme déjà mentionné ci- dessus et comme cela apparaîtra clairement ci-dessous, il est préférable que le fluide de forage agisse indi¬ rectement, au moins d'un côté, sur les pistons 8. A cet effet, les moyens de commande comportent un piston annulaire 13 de même axe 4 que la tête 3 et agencé dans un cylindre 14 formé dans cette dernière. Le déplacement du piston annulaire 13 est délimité par exemple par deux circlips 15 appropriés disposés dans le cylindre 14. Le piston annulaire 13 comporte une tige de guidage 16 creuse et est équipé sur sa surface externe de deux joints d'étanchéité annulaires 17 et 18 dont le tôle est expliqué ci-après.
Le piston annulaire 13 comporte un passage axial 20 aménagé pour l'écoulement du fluide de forage vers les divers ajutages de la tête de forage 3. L'en¬ trée de ce passage 20 suivant le sens d'écoulement du fluide de forage (flèche 19) est une surface tronconique
21 dont le diamètre se" réduit dans le sens de la flèche 19. Cette surface tronconique 21 ainsi que la face d'extrémité 22 du piston annulaire 13 située en amont sont destinées à recevoir la pression du fluide de forage qui traverse le piston annulaire 13.
Le piston annulaire 13 comporte aussi une surface annulaire 23, par exemple parallèle à la face d'extrémité 22, qui est située à l'opposé de cette face
22 par rapport au joint d'étanchéité 18 et qui délimite un volume d'huile hydraulique contenue dans le cylindre 14 pour presser cette dernière hors du cylindre 14 lorsque le fluide de forage déplace par sa pression le piston annulaire 13 dans le sens de la flèche 19. Suivant l'exemple de réalisation des figures, le cylin¬ dre 14 et les chambres 9 des pistons 8 sont en communi¬ cation pour que l'huile hydraulique pressée hors dudit cylindre 14 provoque le déplacement de chaque piston 8 pour faire pivoter chaque bras 2 vers une position active. Les joints d'étanchéité annulaires 17 et 18 empêchent l'huile hydraulique de s'échapper dans le fluide de forage en raison de la pression qui lui est communiquée. Les moyens de synchronisation 11 susdits comportent de préférence suivant 1 ' invention une cré¬ maillère 24 par exemple taillée d'une pièce dans chaque piston 8 et engrenant avec une couronne dentée 25 coaxiale à la tête de forage 3. Avantageusement suivant l'invention, la couronne dentée 25 est montée dans une chambre étanche 26 qui est dans le prolongement du cylindre 14, du côté en aval de ce dernier par rapport à l'écoulement du fluide de forage. La couronne dentée 25 tourne alors librement autour de la tige de piston 16, qui lui sert de pivot, en fonction du déplacement des pistons 8. Dans le montage illustré à la figure 1, la couronne dentée 25 est localisée axialement d'une part par une bague 27 arrêtée par un des circlips 15 susdits, situé du côté en aval du cylindre 14, et d'autre part par le fond de la chambre 26 situé du côté en aval de celle-ci. Le joint torique d'étanchéité 17 est situé sur la tige de piston 16 en aval du fond de la chambre 26 dans un alésage approprié au guidage étanche de cette tige de piston 16. L'huile hydraulique susdite remplit alors aussi la chambre 26 et sert de lubrifiant pour la rotation et pour 1 'engrène ent de la couronne dentée 25. En outre la chambre 26 établit pour l'huile la communication entre le cylindre 14 et les fonds des chambres 9, du côté opposé aux tiges 80 des pistons 8. De préférence, suivant l'invention chaque piston 8 est entièrement soumis à l'action de l'huile hydraulique, c'est-à-dire que, par exemple un conduit 27 est formé au travers du piston 8 (figure 2, piston de droite) pour que l'huile hydraulique soit présente des deux côtés du piston 8 dans la chambre 9 et, par le jeu de fonctionnement, sur la face latérale du piston 8. Ainsi est réalisée une lubrification du piston 8 et ainsi est évitée une entrée de fluide de forage dans les chambres 9 lors du retour des pistons 8 dans celles-ci. Cette chambre 9 est rendue étanche par rapport à l'exté¬ rieur de la tête de forage 3 par une bride de fermeture
28 connue en soi munie d'un joint torique d'étanchéité
29 entre elle-même et la tête 3 et d'un joint torique 30 entre elle-même et la tige de piston 80.
Avantageusement, chaque piston 8 comporte autour de sa tige 80, de section transversale inférieure à la section correspondante du piston 8, un ressort 31 de rappel de force déterminée. Ce ressort 31 prend appui sur la bride 28 pour pousser le piston 8 en position de repos lorsque la pression du fluide de forage n'est pas suffisante pour surmonter la force de ce ressort 31.
Lors du fonctionnement de la tête de forage 3, le fluide de forage présente à l'endroit de son écoulement en amont du piston annulaire 13 une pression supérieure à celle de l'endroit de son écoulement dans le trou foré, entre tête de forage 3 et paroi du trou. Cette différence de pression appliquée sur la surrace tronconique 21 et sur la face d'extrémité 22 provoque le déplacement du piston annulaire 13 dans le sens de la flèche 19y à partir de la position de repos représentée aux figures. Par son déplacement, le piston annulaire 13 chasse l'huile hydraulique, contenue dans le cylindre 14, vers les trois chambres 9 via la chambre 26. La quantité d'huile ainsi chassée, pour ménager un volume de réception, repousse chacun des pistons 8 hors de leurs chambres 9 vers l'extérieur de la tête de forage 3, l'huile située du côté des tiges 80 dans les chambres 9 étant envoyée automatiquement du côté des fonds des chambres 9 via les conduits 27, pour s'y ajouter à la quantité d'huile chassée et pour faire sortir d'autant plus les pistons 8. Les pistons 8 poussent les bras 2 correspondants jusqu'à ce que ceux-ci soient en contact avec la paroi du trou foré. La couronne dentée 25 et les crémaillères 24 sont agencées pour que dans ce mouvement les trois bras se déplacent simultanément et d'une même amplitude de façon qu'en prenant tous trois appui sur ladite paroi ils maintiennent ou ramènent la tête de forage 3 dans l'axe du trou. Par le dimensionnement des surfaces 21, 22, sous la pression du fluide de forage et sous la force des ressorts 31, il est possible de régler la force des bras de stabilisation 2 pour contrecarrer les forces latérales nuisibles auxquelles la tête 3 est soumise en cours de forage et qui tentent de la faire rouler contre la paroi latérale iu trou. Les courses et dimensions des éléments mis en oeuvre peuvent aisément être calculées par l'homme du métier.
Pour une tête de forage 3 de 8 1/2 pouces (215,9 mm) de diamètre nominal et pour une différence de pression de 100 psi (0,689 MPa) on peut obtenir, lors¬ qu'un seul bras 2 touche la paroi du trou, une force de 180 kg (1764N) au bout de ce bras 2 et lorsque les trois bras 2 touchent la paroi une force de 60 kg (588 N) au bout de chaque bras 2, et cela par l'engrenage de la couronne dentée 25 et des trois pistons 8 à crémaillère 24.
Il doit être entendu que l'invention n'est nullement limitée aux formes de réalisation décrites et que bien des modifications peuvent être apportées à ces dernières sans sortir du cadre de l'invention. Ainsi les bras 2 peuvent présenter les revêtements antiusure et les formes les plus appropriées au trou en cours de forage.

Claims

REVENDICATIONS
1. Commande (1) d'au moins deux bras de stabilisation (2) dans un dispositif de forage ou de carottage, en particulier de bras de stabilisation (2) dans une tête de forage (3) ou de carottage, chaque bras (2) étant décalé par rapport à l'autre sur la périphérie de la tête (3) et ayant une extrémité montée à pivote¬ ment autour d'un axe (6) parallèle à l'axe (4) de la tête de forage (3) de manière à ce que l'extrémité libre (7) du bras (2) soit située en amont dudit axe de pivotement (6) par rapport au sens de rotation (77) de la tête (3) en cours de forage, la commande étant caractérisée en ce qu'elle comprend, par bras (2) , un piston (8) agencé pour faire pivoter le bras (2) autour de l'axe (6) susdit afin que l'extrémité libre (7) du bras (2) occupe deux positions extrêmes, une première position dite de repos dans laquelle le bras est logé dans la tête (3) et une seconde position dite active dans laquelle ladite extrémité libre (7) fait saillie par rapport à cette tète (3) , des moyens de commande (10) et des moyens de synchronisation (11) étant agencés respectivement pour déplacer les pistons (8) à partir du fluide de forage et pour que les pistons (8) agissent sensiblement simultanément dans un même sens et suivant une même amplitude.
2. Commande (1) suivant la revendication 1, caractérisée en ce que les axes longitudinaux (12) des pistons (8) sont tangents à un cylindre fictif coaxial à la tête (3) , et de préférence en ce qu'ils sont compris dans au moins un plan transversal à l'axe (4) de la tête de forage (3) .
3. Commande (1) suivant l'une ou l'autre des revendications 1 et 2 , caractérisée en ce que les moyens de commande (10) des pistons (8) comprennent un piston annulaire (13) , coaxial à la tête (3) , agencé pour pouvoir être déplacé suivant leur axe (4) commun dans un cylindre (14) formé dans la tête (3) et profilé, d'une part, pour être actionné par le fluide de forage et, d'autre part, pour agir sur un fluide qui actionne chacun des pistons (8) susdits et qui est contenu dans le cylindre (14) en communication avec les chambres (9) des pistons (8) .
4. Commande (1) suivant l'une ou l'autre des revendications 2 et 3, caractérisée en ce que les moyens de synchronisation (11) comprennent une crémaillère (24) agencée sur chacun des pistons (8) et une couronne dentée (25) coaxiale à la tête (3) et engrenant avec toutes les crémaillères (24) associées aux pistons (8) .
5. Commande (1) suivant l'une ou l'autre des revendications 3 et 4 , caractérisée en ce que la cou- ronne dentée (25) est montée autour du piston annulaire (13) de manière à pouvoir tourner librement autour de celui-ci et est logée dans une chambre (26) étanche communiquant avec les chambres (9) des pistons (8) et avec le cylindre (14) susdit.
6. Commande (1) suivant la revendication 5, caractérisée en ce que la chambre (9) de chaque piston (8) et/ou ce dernier sont agencés pour que le piston (8) soit entièrement soumis à l'action du fluide, la section transversale de la tige de piston (80) étant de préfé- rence inférieure à la section correspondante du piston (8) .
EP94900655A 1992-12-04 1993-12-03 Stabilisateur a plusieurs bras dans un dispositif de forage ou de carottage Expired - Lifetime EP0624225B1 (fr)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BE9201068A BE1006434A3 (fr) 1992-12-04 1992-12-04 Commande d'au moins deux bras de stabilisation dans un dispositif de forage ou de carottage.
BE9201068 1992-12-04
PCT/BE1993/000073 WO1994013928A1 (fr) 1992-12-04 1993-12-03 Stabilisateur a plusieurs bras dans un dispositif de forage ou de carottage

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0624225A1 true EP0624225A1 (fr) 1994-11-17
EP0624225B1 EP0624225B1 (fr) 1997-03-19

Family

ID=3886561

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP94900655A Expired - Lifetime EP0624225B1 (fr) 1992-12-04 1993-12-03 Stabilisateur a plusieurs bras dans un dispositif de forage ou de carottage

Country Status (8)

Country Link
US (1) US5582260A (fr)
EP (1) EP0624225B1 (fr)
BE (1) BE1006434A3 (fr)
CA (1) CA2128903C (fr)
DE (1) DE69309038T2 (fr)
NO (1) NO306827B1 (fr)
RU (1) RU2119575C1 (fr)
WO (1) WO1994013928A1 (fr)

Families Citing this family (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5655609A (en) * 1996-01-16 1997-08-12 Baroid Technology, Inc. Extension and retraction mechanism for subsurface drilling equipment
US5957221A (en) * 1996-02-28 1999-09-28 Baker Hughes Incorporated Downhole core sampling and testing apparatus
GB2322651B (en) * 1996-11-06 2000-09-20 Camco Drilling Group Ltd A downhole unit for use in boreholes in a subsurface formation
GB9708428D0 (en) * 1997-04-26 1997-06-18 Camco Int Uk Ltd Improvements in or relating to rotary drill bits
US6116354A (en) * 1999-03-19 2000-09-12 Weatherford/Lamb, Inc. Rotary steerable system for use in drilling deviated wells
US7422069B2 (en) 2002-10-25 2008-09-09 Baker Hughes Incorporated Telescoping centralizers for expandable tubulars
US7143848B2 (en) * 2003-06-05 2006-12-05 Armell Richard A Downhole tool
GB0312899D0 (en) * 2003-06-05 2003-07-09 Armell Richard A Downhole tool
US7624798B2 (en) 2005-05-27 2009-12-01 Baker Hughes Incorporated Centralizer for expandable tubulars
GB2458527B (en) * 2008-03-25 2012-07-25 Hunting Welltonic Ltd High expansion anchoring and stabilisation device
US8157024B2 (en) * 2008-12-04 2012-04-17 Schlumberger Technology Corporation Ball piston steering devices and methods of use
US8087479B2 (en) * 2009-08-04 2012-01-03 Baker Hughes Incorporated Drill bit with an adjustable steering device
US9022117B2 (en) 2010-03-15 2015-05-05 Weatherford Technology Holdings, Llc Section mill and method for abandoning a wellbore
BR112013005716B1 (pt) 2010-09-09 2020-07-07 National Oilwell Varco, L.P. Aparelho de perfuração rotativa direcionável
US8869916B2 (en) 2010-09-09 2014-10-28 National Oilwell Varco, L.P. Rotary steerable push-the-bit drilling apparatus with self-cleaning fluid filter
US9458679B2 (en) * 2011-03-07 2016-10-04 Aps Technology, Inc. Apparatus and method for damping vibration in a drill string
US9181756B2 (en) 2012-07-30 2015-11-10 Baker Hughes Incorporated Drill bit with a force application using a motor and screw mechanism for controlling extension of a pad in the drill bit
US9255449B2 (en) 2012-07-30 2016-02-09 Baker Hughes Incorporated Drill bit with electrohydraulically adjustable pads for controlling depth of cut
US9140074B2 (en) 2012-07-30 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Drill bit with a force application device using a lever device for controlling extension of a pad from a drill bit surface
US9103175B2 (en) 2012-07-30 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Drill bit with hydraulically-activated force application device for controlling depth-of-cut of the drill bit
US9938781B2 (en) 2013-10-11 2018-04-10 Weatherford Technology Holdings, Llc Milling system for abandoning a wellbore
US10037836B2 (en) 2015-04-03 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Slickline manufacturing techniques
WO2016191720A1 (fr) 2015-05-28 2016-12-01 Weatherford Technology Holdings, Llc Ensemble de coupe pour couper un matériel tubulaire, ensemble de fond de trou comprenant ledit ensemble de coupe et procédé de coupe d'un matériel tubulaire
US10378292B2 (en) 2015-11-03 2019-08-13 Nabors Lux 2 Sarl Device to resist rotational forces while drilling a borehole
CN106948802B (zh) * 2017-03-07 2020-04-10 中国石油天然气集团公司 钻具的减震方法
GB2581668A (en) 2017-09-29 2020-08-26 Baker Hughes A Ge Co Llc Earth-boring tools having a gauge insert configured for reduced bit walk and method of drilling with same
CA3082540C (fr) 2017-12-29 2022-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Revetement de piston incurve et ensemble tampon monobloc
US11795763B2 (en) 2020-06-11 2023-10-24 Schlumberger Technology Corporation Downhole tools having radially extendable elements

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1604200A (en) * 1925-04-06 1926-10-26 Otho S Shaw Well-drilling apparatus
GB1182791A (en) * 1967-01-25 1970-03-04 Bristol Siddeley Engines Ltd Stabilisers for Borehole Drilling.
FR2431023A1 (fr) * 1978-07-15 1980-02-08 Bergwerksverband Gmbh Installation de mesure pour trou de forage
US4416339A (en) * 1982-01-21 1983-11-22 Baker Royce E Bit guidance device and method
US4471843A (en) * 1982-04-23 1984-09-18 Conoco Inc. Method and apparatus for rotary drill guidance
DE3412198A1 (de) * 1984-04-02 1985-10-10 Witte Bohrtechnik GmbH, 3060 Stadthagen Verfahren und vorrichtung zum gesteuerten unterirdischen vortrieb von rohren im unbegehbaren durchmesserbereich
US4606417A (en) * 1985-04-08 1986-08-19 Webb Derrel D Pressure equalized stabilizer apparatus for drill string
US4635736A (en) * 1985-11-22 1987-01-13 Shirley Kirk R Drill steering apparatus
US4776397A (en) * 1986-10-06 1988-10-11 Ava International Corporation Tool for lowering into centered position within a well bore
NO881192L (no) * 1987-10-26 1989-04-27 Houston Engineers Inc Innretning for bruk ved kutting av et roerlegeme.
FR2648861B1 (fr) * 1989-06-26 1996-06-14 Inst Francais Du Petrole Dispositif pour guider un train de tiges dans un puits
BE1003903A3 (fr) * 1989-12-19 1992-07-14 Diamant Boart Stratabit Sa Outil de forage destine a elargir un puits.
US5181576A (en) * 1991-02-01 1993-01-26 Anadrill, Inc. Downhole adjustable stabilizer
US5265684A (en) * 1991-11-27 1993-11-30 Baroid Technology, Inc. Downhole adjustable stabilizer and method
US5311953A (en) * 1992-08-07 1994-05-17 Baroid Technology, Inc. Drill bit steering

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO9413928A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
NO942841L (no) 1994-07-29
WO1994013928A1 (fr) 1994-06-23
EP0624225B1 (fr) 1997-03-19
DE69309038T2 (de) 1997-09-18
BE1006434A3 (fr) 1994-08-23
US5582260A (en) 1996-12-10
DE69309038D1 (de) 1997-04-24
RU2119575C1 (ru) 1998-09-27
NO942841D0 (no) 1994-07-29
CA2128903A1 (fr) 1994-06-23
RU94040732A (ru) 1997-05-27
NO306827B1 (no) 1999-12-27
CA2128903C (fr) 2000-11-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BE1006434A3 (fr) Commande d'au moins deux bras de stabilisation dans un dispositif de forage ou de carottage.
EP0460988B1 (fr) Dispositif de commande par arbre à came et moyens transmetteurs d'efforts à galet
EP0187729B1 (fr) Vanne à obturateur sphérique
EP2532583A2 (fr) Actionneur télescopique
EP0021977B1 (fr) Distributeur hydraulique, destiné notamment à équiper des servo-commandes d'avions et d'hélicoptères
CH617117A5 (fr)
EP1310687B1 (fr) Dispositif de lubrification d'un palier à rotule
FR2894303A1 (fr) Verin hydraulique a amortissement
EP1515051B1 (fr) Actionneur a deux modes de fonctionnement
WO2015106991A1 (fr) Atterrisseur d'aeronef muni d'une partie inferieure orientable
EP2013421B1 (fr) Coupleur pour engin de travaux a deverrouillage mixte
FR2654801A2 (fr) Reservoir de gaz sous pression avec controle du courant gazeux delivre.
EP0128096A1 (fr) Actionneur à accumulateur d'énergie pneumatique notamment pour robinet
BE1007526A3 (fr) Cle de serrage.
FR2786423A1 (fr) Outil emporte-piece hydraulique
EP0685388B1 (fr) Dispositif mécanique d'éjection comportant un piston mobile commandé en aller-retour
FR3070003B1 (fr) Dispositif de regulation hydraulique pour systeme de commande avec amortissement pour rampe de pulverisation, et systeme comprenant ledit dispositif
EP0833013A1 (fr) Dispositif de commande hydraulique du vérin de levage d'un bras de chargeur agricole
EP1942842A1 (fr) Articulation a verrouillage par deformation elastique et prothese de genou en faisant application
FR2634257A1 (fr) Verin a fluide telescopique a double effet
FR2602819A1 (fr) Vanne de securite commandee par un fluide de surface pour puits petrolier et outil de montage de ladite vanne
WO2016142613A1 (fr) Systeme d'attelage de piston pour moteur-pompe hydraulique
EP1111248B1 (fr) Vérin à point d'arrêt intermédiaire
EP3087289B1 (fr) Frein à disque perfectionné comportant un frein de stationnement à actionnement hydraulique
EP0321609B1 (fr) Vanne de securité pour puits pétrolier et outil de montage de ladite vanne

Legal Events

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

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 19940728

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): BE DE FR GB IT NL

GRAG Despatch of communication of intention to grant

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

17Q First examination report despatched

Effective date: 19960507

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): BE DE FR GB IT NL

REF Corresponds to:

Ref document number: 69309038

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19970424

ITF It: translation for a ep patent filed

Owner name: STUDIO INGG. FISCHETTI & WEBER

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

Effective date: 19970516

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

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

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

26N No opposition filed
REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: IF02

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: 732E

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: TP

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

Ref country code: IT

Payment date: 20091216

Year of fee payment: 18

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

Ref country code: IT

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

Effective date: 20111203

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

Ref country code: GB

Payment date: 20121128

Year of fee payment: 20

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

Ref country code: FR

Payment date: 20121219

Year of fee payment: 20

Ref country code: NL

Payment date: 20121212

Year of fee payment: 20

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

Ref country code: DE

Payment date: 20121221

Year of fee payment: 20

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

Ref country code: BE

Payment date: 20130102

Year of fee payment: 20

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R071

Ref document number: 69309038

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: V4

Effective date: 20131203

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: PE20

Expiry date: 20131202

BE20 Be: patent expired

Owner name: *HALLIBURTON ENERGY SERVICES INC.

Effective date: 20131203

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

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20131202

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20131204