CN109790742A - 使用密封的自调整偏转装置钻取定向井的钻井设备 - Google Patents

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Abstract

本文公开一种用于钻取定向井筒的设备，在一个非限制性实施方案中，所述设备包括：驱动器，用于使钻头旋转；偏转装置，当钻井组件基本上旋转静止时，所述偏转装置使所述钻井组件的下部部段能够在选定平面内围绕所述偏转装置的构件倾斜，以在所述钻头由所述驱动器旋转时允许钻取所述井筒的弯曲部段，并且其中当所述钻井组件旋转时减小所述倾斜，以允许钻取所述井筒的笔直部段；以及至少一个密封件，所述至少一个密封件将所述构件的至少表面与外部环境隔离。所述至少一个密封件由密封液压单元润滑。

Description

使用密封的自调整偏转装置钻取定向井的钻井设备
相关申请的交叉参考
本申请要求2016年9月23日提交的第15/274916号美国申请的权益，所述申请以引用的方式整体并入本文中。
背景技术
1.本公开的领域
本公开总体上涉及钻取定向井筒。
2.背景技术
使用钻柱在地下地层中钻取井筒或井(还称为井眼)，以产生碳氢化合物(石油和天然气)，所述钻柱包括附接至钻杆底部的钻井组件(通常称为“底部钻具组件”或“BHA”)。钻头附接至钻井组件的底部，通过使钻柱从地面旋转和/或通过钻井组件中例如泥浆马达之类的驱动器来使所述钻头旋转。钻取井筒的弯曲部段和笔直部段的常用方法(定向钻井)利用固定弯头(还称为可调单弯外壳或“AKO”)泥浆马达向钻头提供选定弯曲或倾斜，以形成井的弯曲部段。为了钻取弯曲部段，停止钻柱从地面旋转，将AKO的弯头引导至所需造斜方向，并且通过泥浆马达旋转钻头。在完成弯曲部段之后，使钻井组件，包括弯头，从地面旋转以钻取笔直部段。这些方法产生不均匀的井眼。随着倾斜或弯曲增加，井眼质量降低，从而导致如井眼螺旋的效果。归因于弯头组件旋转的其它负面井眼质量效果包括钻出超规格井眼、井眼崩落和重量转移。这些设备和方法与没有AKO的钻井组件相比还在泥浆马达部件上引发高应力和振动，并且由于在钻井组件旋转时弯头接触井筒的内部，在钻井组件与井筒之间产生高摩擦。因此，通过减小AKO的弯曲角度来减小最大造斜率，从而减小泥浆马达和钻井组件中的其它部件上的应力。这些方法导致用于钻取这些井筒的额外时间和费用。因此，需要提供钻井组件和方法，用于在钻井组件中不具有固定弯头的情况下钻取弯曲井筒部段和笔直部段以减小钻井组件部件上的应力，以及利用各种井下传感器控制井筒的钻取。
本文的公开内容提供用于钻取井筒的设备和方法，其中钻井组件包括偏转装置，所述偏转装置在钻井组件基本上旋转静止以钻取弯曲井筒部段时，允许(或自调整)连接至钻头的钻井组件的下部部段相对于钻井组件的上部部段倾斜或弯曲，并且在钻井组件旋转以钻取笔直或相对笔直的井筒部段时，拉直钻井组件的下部部段。各种传感器提供关于参数的信息，所述参数与钻井组件方向、偏转装置、钻井组件行为，和/或钻井组件钻通的地下地层有关，所述参数可以用于沿着所需方向钻取井筒并且控制偏转装置、钻井组件和钻井操作的各种操作参数。
发明内容
在一个方面中，公开一种用于钻取定向井筒的设备，在一个非限制性实施方案中，所述设备包括：驱动器，用于使钻头旋转；偏转装置，当钻井组件基本上旋转静止时，所述偏转装置使所述钻井组件的下部部段能够在选定平面内围绕所述偏转装置的构件倾斜，以在所述钻头由所述驱动器旋转时允许钻取所述井筒的弯曲部段，并且其中当所述钻井组件旋转时减小所述倾斜，以允许钻取所述井筒的笔直部段；以及至少一个密封件，所述至少一个密封件将所述构件的至少表面与外部环境隔离。所述至少一个密封件由密封液压单元润滑。
在另一方面中，公开一种用于钻取井筒的方法，在一个非限制性实施方案中，所述方法包括：在所述井筒中输送钻井组件，所述钻井组件包括：驱动器，用于使钻头旋转；偏转装置，当钻井组件基本上旋转静止时，所述偏转装置使所述钻井组件的下部部段能够在选定平面内围绕所述偏转装置的构件倾斜，以在所述钻头由所述驱动器旋转时允许钻取所述井筒的弯曲部段，并且其中当所述钻井组件旋转时减小所述倾斜，以允许钻取所述井筒的笔直部段；以及至少一个密封件，所述至少一个密封件将所述构件的表面的至少一部分与外部环境隔离；通过使所述钻井组件从地面位置旋转来钻取所述井筒的笔直部段；使所述钻井组件变成至少基本上旋转静止；以及响应于所确定的感兴趣参数，通过所述钻井组件中的驱动器钻取所述井筒的弯曲部段。
已经相当广泛地概述了钻井设备的较重要特征的实例，以便可以更好地理解以下其详细描述，并且可以理解对本领域的贡献。下文中还将描述将形成权利要求的主题的附加特征。
附图说明
为了详细理解本文所公开的设备和方法，应参考附图以及其详细描述，其中相同元件通常具有相同标号，并且其中：
图1示出根据本公开的一个非限制性实施方案的井筒的弯曲部段中的钻井组件，所述钻井组件包括用于钻取井筒的弯曲和笔直部段的偏转装置或机构；
图2示出当钻井组件的下部部段相对于上部部段倾斜时，图1的钻井组件的偏转装置的非限制性实施方案；
图3示出当钻井组件的下部部段相对于上部部段笔直时，图2的钻井组件的偏转装置；
图4示出包括施力装置的偏转装置的非限制性实施方案，所述施力装置起始钻井组件(例如图1中所示的钻井组件)的倾斜；
图5示出液压装置的非限制性实施方案，所述液压装置起始钻井组件(例如图1中所示的钻井组件)的倾斜；
图6A和图6B示出用于减小或控制钻井组件的倾斜率的阻尼器(例如图2至图5中所示的阻尼器)的某些细节；
图7示出偏转装置的非限制性实施方案，所述偏转装置包括密封液压部段以及下部部段相对于上部部段的预定最小倾斜；
图8示出具有最大倾斜的图7的偏转装置；
图9是图7的偏转装置的90度旋转视图，示出其中具有润滑剂的密封液压部段，所述润滑剂为图7中所示的偏转装置的密封件提供润滑；
图10示出图9的偏转装置的90度旋转视图，所述偏转装置还包括用于将图9中所示的密封件与外部环境隔离的挠性密封件；
图11示出图9的偏转装置，所述偏转装置包括防止偏转装置的销或铰链构件旋转的锁定装置；
图12示出图11的偏转装置，所述偏转装置包括减小偏转装置的销或铰链构件与围绕销移动的下部部段的构件或表面之间的摩擦的装置；
图13示出图7的偏转装置，所述偏转装置包括提供与钻井组件的下部部段相对于上部部段的倾斜有关的测量的传感器，以及提供与在钻取井筒期间由下部部段施加在上部部段上的力有关的测量的传感器；
图14示出图7的偏转装置，其示出涉及与定向钻井和钻井组件参数有关的传感器放置的非限制性实施方案；
图15示出图7的偏转装置，所述偏转装置包括用于在钻取井筒期间由于钻井组件中的振动或运动而产生电能的装置；以及
图16示出具有在井筒中输送的钻柱的示例性钻井系统，所述钻井系统包括具有根据本公开的实施方案制造的偏转装置的钻井组件。
具体实施方式
在各方面中，本文的公开内容提供一种在用于定向钻井(钻取井筒的笔直和弯曲部段)的钻柱中使用的钻井组件或BHA，所述钻井组件或BHA包括偏转装置，所述偏转装置起始倾斜以实现钻取井筒的弯曲部段，并且拉直自身以实现钻取井筒的笔直(竖直和相切)部段。这种钻井组件允许在钻井组件旋转时钻取笔直部段，并且允许在钻井组件静止、同时钻头通过井下驱动器旋转时钻取弯曲部段。在各方面中，通过使用自调整“铰接接头”(本文还称为“枢转连接”、“铰链装置”或“铰接”装置)，在钻柱以及因此钻井组件静止时允许钻井组件中的倾斜，并且任选地使用阻尼器以在钻井组件旋转时保持钻井组件笔直，能实现定向钻井。在其它方面中，例如弹簧或液压装置的施力装置可以用于通过将力施加至铰接方向中来起始或协助倾斜。在另一方面中，铰链装置或铰接装置相对于外部环境(即，流过驱动器、井筒和/或井筒环空的钻井液)密封。可以密封铰链以从相对移动的构件中排除污染物、磨料、腐蚀性流体，在其末端具有钻头的钻井组件的下部部段围绕所述铰链相对于钻井组件的上部部段倾斜。术语钻井组件的“上部部段”表示位于铰链装置的井上的钻井组件的部分，并且术语钻井组件的“下部部段”用于位于铰链装置的井下的钻井组件的部分。在另一方面中，偏转装置包括止动件，所述止动件将下部部段保持较小倾斜(例如，约0.05度或更大)，以在钻柱静止时有助于起始下部部段相对于上部部段的倾斜。在另一方面中，止动件可以在钻柱旋转时允许下部部段获得相对于上部部段的笔直位置。在另一方面中，偏转装置包括另一止动件，所述另一止动件限定下部部段相对于上部部段的最大倾斜。利用本文所描述的钻井组件的钻井系统还包括一个或多个传感器，所述传感器提供与例如方向参数的一个或多个感兴趣参数有关的信息或测量，包括但不限于，刀面倾角和钻井组件的至少一部分的方位角。术语“刀面”是在例如偏转装置指向的方向的感兴趣点与参考之间的角度。术语“高侧”是这样的参考：表示在围绕工具轴线垂直的平面中重力最低(负值最大)的方向。还可以利用其它参考，例如“低侧”和“磁北”。其它实施方案可以包括：提供与偏转装置中的倾斜和倾斜率有关的测量的传感器；提供与下部部段施加至上部部段上的力有关的测量的传感器；提供关于钻井组件和偏转装置的行为的信息的传感器；以及可以利用从偏转装置中的运动(例如，振动)获取的电能的装置(还称为能量获取装置)。在钻井组件中和/或在地面处的控制器从传感器测量中确定一个或多个参数，并且可以被配置成通过合适的遥测机构将这些信息实时传送至地面，以使操作员(例如，自动钻井控制器或人类操作员)能够控制钻井操作，包括但不限于，选择钻井组件以及因此钻头的倾斜量和方向；调整操作参数，例如施加在钻井组件上的重量，以及钻井液泵速率。在钻井组件中和/或在地面处的控制器还可以响应于一个或多个所确定的感兴趣参数而使钻头沿着所需方向以所需倾斜指向。
在其它方面中，根据本公开的实施方案制造的钻井组件：减少井筒螺旋；减少在钻取笔直部段期间钻井组件与井筒壁之间的摩擦；减少钻井组件的部件上的应力，所述部件包括但不限于井下驱动器(例如，泥浆马达、电驱动器、涡轮机等)；以及允许容易定位钻井组件用于定向钻井。出于本公开的目的，术语“静止”表示包括旋转静止(不旋转)，或以相对小的旋转速度(rpm)旋转，或最大与最小角位置之间的角振荡(还称为“刀面波动”)。另外，如关于井筒或钻井组件使用的术语“笔直”包括术语“笔直”、“竖直”和“相切”，并且还包括短语“基本上笔直”、“基本上竖直”或“基本上相切”。例如，短语“笔直井筒部段”或“基本上笔直井筒部段”将表示包括“非常直”的任何井筒部段，或如上文以及稍后更详细地描述的具有相对较小曲率的部段。
图1示出在井筒101的弯曲部段中的钻井组件100。在非限制性实施方案中，钻井组件100包括用于钻取井筒101的弯曲和笔直部段的偏转装置(本文还称为挠性装置或偏转机构)120。钻井组件100还包括井下驱动器或驱动器，例如，具有定子141和转子142的泥浆马达140。转子142耦合至例如挠性轴143的传动装置，所述挠性轴耦合至安置于轴承组件145中的另一轴146(还称为“驱动轴”)。轴146耦合至粉碎装置，例如钻头147。在钻井操作期间，当钻井组件100和/或泥浆马达140的转子142由于例如泥浆的钻井液的循环而旋转时，钻头147旋转。在其它实施方案中，井下驱动器可以包括可以使钻头147旋转的任何其它装置，包括但不限于，电动马达和涡轮机。在某些其它实施方案中，粉碎装置可以包括适用于粉碎岩层的任何其它装置，包括但不限于，电脉冲装置(还称为放电装置)。钻井组件100连接至钻杆148，所述钻杆从地面旋转以使钻井组件100以及因此钻井组件100和钻头147旋转。在图1中所示的特定钻井组件配置中，通过使钻杆148以及因此钻井组件100和/或泥浆马达140旋转，可以使钻头147旋转。当流体循环通过钻井组件100时，转子142使钻头147旋转。钻井组件100还包括具有轴线120a的偏转装置120，所述轴线可以垂直于钻井组件100的上部部段的轴线100a。尽管在图1中，偏转装置120示为在泥浆马达140下方并且耦合至下部部段，例如在安置于轴承组件145上的外壳或管160处，但是偏转装置120还可以位于驱动器140上方。在本文所公开的偏转装置120的各种实施方案中，外壳160沿着图1中由钻井组件110a的上部部段的轴线以及钻井组件100b的下部部段的轴线)限定的选定或已知平面倾斜选定或已知量，以沿着选定平面倾斜钻头147，这允许钻取弯曲的井眼部段。如稍后参考图2至图6所描述，当钻井组件100静止(不旋转)或基本上旋转静止时，起始倾斜。随后，在不使钻井组件100旋转的情况下，通过由泥浆马达140旋转钻头147来钻取弯曲部段。当钻井组件旋转时偏转装置120拉直，这允许钻取笔直的井筒部段。因此，在各方面中，偏转装置120允许钻井组件100中的选定倾斜，在钻杆148以及因此钻井组件100旋转静止或基本上旋转静止并且钻头147由驱动器140旋转时，所述选定倾斜实现沿着所需井筒路径钻取弯曲部段。然而，当例如通过使钻杆148从地面旋转而使钻井组件100旋转时，倾斜拉直并且允许钻取笔直井眼部段，如参考图2至图9更详细地描述。在一个实施方案中，在偏转装置120下方(在偏转装置120与钻头147之间)设置稳定器150，所述稳定器起始偏转装置120中的弯曲力矩，并且还在钻井组件100未旋转并在钻取弯曲井眼部段期间在钻头上施加重量时保持倾斜。在另一实施方案中，除了稳定器150之外或在不具有稳定器150的情况下，稳定器152可以设置在偏转装置120上方，以起始偏转装置120中的弯曲力矩，并且在钻取弯曲井筒部段期间保持倾斜。在其它实施方案中，可以在偏转装置120上方和/或下方设置多于一个稳定器。可以执行建模以确定稳定器的位置和数目，以实现最佳操作。在其它实施方案中，可以在偏转装置120上方的合适位置处设置附加弯头，所述弯头可以包括但不限于固定弯头、挠性弯头、偏转装置和销或铰链装置。
图2示出用于钻井组件(例如图1中所示的钻井组件100中的偏转装置120)的非限制性实施方案。参考图1和图2，在一个非限制性实施方案中，偏转装置120包括枢转构件，例如具有轴线212的销或铰链210，所述轴线可以垂直于钻井组件100的纵向轴线214，钻井组件100的下部部段290的外壳270在由轴线212限定的平面四周围绕所述纵向轴线相对于上部部段220(上部部段的一部分)倾斜或倾倒选定量。外壳270在基本上笔直的终点止动件282与限定最大倾斜的倾斜终点止动件280之间倾斜。当下部部段290的外壳270在相反方向上倾斜时，笔直终点止动件282限定其中倾斜为零的钻井组件100的笔直位置，或替代地当倾斜相对较小但大于零，例如约0.2度或更大时的基本上笔直位置。这种倾斜可以有助于起始钻井组件100的下部部段290的倾斜，用于在钻井组件旋转静止时钻取弯曲部段。在这些实施方案中，外壳270沿着如由销轴212限定的特定平面或径向方向倾斜。在外壳270的内部与钻井组件100的另一构件之间设置一个或多个密封件，例如密封件284，所述密封件相对于例如钻井液的外部环境密封在密封件284下方的外壳270的内部部段。
仍参考图1和图2，当在钻杆148基本上旋转静止时在钻头147上施加重量并进行钻井时，所述钻杆将起始外壳270围绕销210的销轴212的倾斜。偏转装置120下方的钻头147和/或稳定器150起始偏转装置120中的弯曲力矩，并且还在钻杆148以及因此钻井组件100基本上旋转静止并在钻取弯曲井眼部段期间在钻头147上施加重量时保持倾斜。类似地，除了稳定器150和钻头之外或在不具有稳定器150和钻头的情况下，稳定器152还可以确定偏转装置120中的弯曲力矩，并在钻取弯曲井筒部段期间保持倾斜。稳定器150和152可以是旋转或非旋转装置。在一个非限制性实施方案中，可以提供阻尼装置或阻尼器240，以在钻井组件100旋转时减小或控制倾斜变化的速率。在一个非限制性实施方案中，阻尼器240可以包括活塞260和补偿器250，所述补偿器通过管线260a与活塞260流体连通，以减小、限制或控制倾斜变化的速率。将力F1施加在外壳270上将使外壳270以及因此下部部段290围绕销轴212倾斜。将与力F1的方向相反的力F1’施加在外壳270上，使外壳270以及因此钻井组件100拉直或倾斜至力F1’的相反方向。阻尼器还可以用于在钻井组件100从地面旋转期间稳定外壳270的拉直位置。参考图6A和6B更详细地描述阻尼装置240的操作。当然，可以使用任何其它合适的装置来减小或控制钻井组件100围绕销210的倾斜变化的速率。
现在参考图1至图3，当在进行钻井时钻杆148基本上旋转静止(不旋转)并且在钻头147上施加重量时，偏转装置将起始钻井组件100在枢轴210处围绕枢轴轴线212倾斜。钻头147通过井下驱动器140的旋转将使钻头147起始弯曲部段的钻取。当钻井继续时，施加在钻头147上的连续重量将继续增加倾斜，直到倾斜达到倾斜的终点止动件280所限定的最大值。因此，在一个方面中，可以通过在钻井组件100中包括枢轴210以利用倾斜的终点止动件280所限定的倾斜钻取弯曲部段。如果在如图2中所示的钻井组件100中包括阻尼装置240，则使钻井组件100围绕枢轴210倾斜将使部段290中的外壳270将力F1施加在活塞260上，从而使例如石油的流体261通过例如管线260a的管道或路径从活塞260传递至补偿器250。可以限制流体261从活塞260流动至补偿器250，以减小或控制倾斜变化的速率并且避免下部部段290的突然倾斜，如参考图6A和图6B更详细地描述。在图1和图2的具体说明中，钻头147将向上钻取弯曲部段。为了在钻取弯曲部段之后钻取笔直部段，可以使钻井组件100旋转180度来消除倾斜，之后从地面旋转以钻取笔直部段。然而，当钻井组件100旋转时，基于稳定器150和/或152或其它井筒设备在偏转装置120与钻头147之间的位置以及与井筒壁的接触，井筒中的弯曲力作用于外壳270并且在与力F1的方向相反的方向上施加力，由此拉直外壳270以及因此拉直钻井组件100，这允许流体261从补偿器250流动至活塞260，从而导致活塞向外移动。这种流体流动可以或可以不受限制，这允许外壳270以及因此下部部段290快速地拉直(没有明显延迟)。活塞260的向外运动可以由弹簧支撑，所述弹簧定位成与活塞260、补偿器250或两者力连通。笔直终点止动件282限制构件270的运动，从而使下部部段290保持笔直，只要钻井组件100旋转。因此，图1和图2中所示的钻井组件100的实施方案在钻井组件120静止(不旋转)或基本上静止时提供自起始倾斜，并且在钻井组件100旋转时拉直自身。尽管图1中所示的井下驱动器140被示为泥浆马达，但是可以使用任何其它合适的驱动器使钻头147旋转。图3示出处于笔直位置中的钻井组件100，其中外壳270搁置在笔直终点止动件282上。
图4示出偏转装置420的另一非限制性实施方案，所述偏转装置包括施力装置，例如弹簧450，所述施力装置不断地将径向向外的力F2施加在下部部段290的外壳270上，以向下部部段290提供倾斜或起始倾斜。在一个实施方案中，弹簧450可以放置于外壳270的内部与传动装置143(图1)外部的外壳470之间。在此实施方案中，弹簧450使外壳270围绕枢轴210径向向外倾斜，直到由倾斜的终点止动件280限定的最大弯曲为止。当钻井组件100静止(不旋转)或基本上旋转静止，在钻头147上施加重量并且钻头由井下驱动器140旋转时，钻头147将起始弯曲部段的钻取。当钻井继续时，倾斜增加至由倾斜的终点止动件280限定的其最大水平。为了钻取笔直部段，钻井组件100从地面旋转，这使井眼将力F3施加在外壳270上，从而压缩弹簧450以拉直钻井组件100。当弹簧450通过施加力F3压缩时，外壳270释放活塞260上的压力，这允许来自补偿器250的流体261在没有显著延迟的情况下流过管线262回到活塞260，如参考图6A和图6B更详细地描述。
图5示出用于起始钻井组件100中的选定倾斜的液压施力装置540的非限制性实施方案。在非限制性实施方案中，液压施力装置540包括活塞560和补偿装置或补偿器550。钻井组件100还可以包括阻尼装置或阻尼器，例如图2中所示的阻尼器240。阻尼装置240包括参考图2示出和描述的活塞260和补偿器250。液压施力装置540可以与装置240成180度放置。活塞560和补偿器550彼此液压连通。在钻井期间，例如钻井泥浆的流体512a在压力下流过钻井组件100，并且通过钻井组件100与井筒之间的环空返回至地面，如由流体512b所示。钻井组件100中的流体512a的压力P1大于(通常大20至50巴)环空中的流体512b的压力P2。当流体512a流过钻井组件100时，压力P1作用于补偿器550以及因此作用于活塞560，同时压力P2作用于补偿器250以及因此作用于活塞260。压力P1大于压力P2在活塞560上形成压差(P1-P2)，所述压差足以使活塞560径向向外移动，这样向外推动外壳270以起始倾斜。可以在补偿器550中设置限制器562，以减小或控制倾斜变化的速率，如参考图6A和图6B更详细地描述。因此，当钻杆148基本上旋转静止(不旋转)时，活塞560使液压流体561缓慢地渗透限制器562，直到达到完全倾斜角度。可以选择限制器562以产生高流动阻力，从而防止在钻井组件的刀面波动期间可能存在的快速活塞运动，以稳定倾斜。在泥浆的循环期间总是存在压差活塞力，并且限制器562限制倾斜的速率。当钻井组件100旋转时，外壳270上的弯曲力矩迫使活塞560缩回，这样会拉直钻井组件100且随后保持钻井组件笔直，只要钻井组件100旋转。阻尼装置240的阻尼速率可以设定成比装置540的速率高的值，以便在钻井组件100的旋转期间稳定拉直位置。
图6A和图6B示出与图2、图4和图5中的装置240相同的阻尼装置600的某些细节。参考图2以及图6A和图6B，当外壳270将力F1施加在活塞660上时，活塞将液压流体(例如，石油)从与活塞660相关联的腔室662移动至与补偿器620相关联的腔室652，如通过箭头610所示。限制器611限制流体从腔室662流动至腔室652，这样会增加活塞660与限制器611之间的压力，由此限制或控制倾斜的速率。当液压流体继续流过限制器611时，倾斜继续增加至由参考图2示出和描述的终点倾斜止动件280限定的最大水平。因此，限制器611限定倾斜变化的速率。参考图6B，当如通过箭头F4所示，力F1从外壳270释放时，补偿器620上的力F5通过止回阀612将流体从腔室652移动回活塞660的腔室662，绕过限制器611，这样使外壳270能够在没有显著延迟的情况下移动至其笔直位置。可以提供减压阀613作为安全特征，以避免超过液压元件的设计规范的过大压力。
图7示出可以用于钻井组件(例如图1中所示的钻井组件100)的偏转装置700的替代实施方案。偏转装置700包括销710，所述销具有垂直于工具轴712的销轴714。销710由支撑构件750支撑。偏转装置700连接至钻井组件的下部部段790并且包括外壳770。外壳770包括内部弯曲或球形表面771，所述内部弯曲或球形表面在支撑构件750的外部配合弯曲或球形表面751上移动。偏转装置700还包括密封件740机构，将润滑流体(内部流体)732与外部压力和流体(钻井组件内部的流体722a和钻井组件外部的流体722b)分开或隔离。在一个实施方案中，偏转装置700包括凹槽或腔室730，所述凹槽或腔室打开并且通过内部流体腔室734的可移动密封件将流体722a或722b的压力传送至润滑流体732，所述内部流体腔室与表面751和771流体连通。浮动密封件735对腔室734提供压力补偿。密封件772放置于外壳770的内表面771周围的凹槽774中，所述密封件将流体732相对于外部环境密封或将流体732与外部环境隔离。或者，密封构件772可以放置于支撑构件750的外表面751周围的凹槽内部。在这些配置中，表面771的中心770c与销710的中心710c相同或大致相同。在图7的实施方案中，当下部部段790围绕销710倾斜时，表面771以及密封构件772在表面751上移动。如果密封件772安置于表面751内部，则密封构件772将与支撑构件750保持静止。密封机构740还包括将润滑流体732与外部压力和外部流体722b隔离的密封件。在图7中所示的实施方案中，此密封件包括与外部部段790相关联的外部弯曲或圆形表面791，所述外部弯曲或圆形表面在上部部段720的固定配合弯曲或圆形表面721下方移动。例如O型环724的密封构件放置于在表面721内部周围的凹槽726中，所述密封构件相对于外部压力和流体722b密封润滑流体732。当下部部段围绕销710倾斜时，表面791在表面721下方移动，其中密封件724保持静止。或者，密封件724可以放置于外表面791内部，并且在这种情况下，此密封件将与表面791一起移动。因此，在各方面中，本公开提供一种密封偏转装置，其中例如部段790的钻井组件的下部部段相对于例如部段720的上部部段围绕密封润滑表面倾斜。在一个实施方案中，可以配置下部部段790，使得下部部段790能够相对于上部部段220获得完全笔直的位置。在此配置中，工具轴712和下部部段790的轴线717将彼此对准。在另一实施方案中，下部部段790可以被配置成提供下部部段290相对于上部部段的永久最小倾斜，例如，图7中所示的倾斜Amin。与下部部段的无初始倾斜相比，此倾斜可以帮助下部部段从倾斜Amin的初始位置倾斜至所需倾斜。作为实例，最小倾斜可以是0.2度或更大，这可能对于大多数钻井操作是足够的。
图8示出当下部部段790已获得完全或最大倾斜或倾斜角Amax时图7的偏转装置700。在一个实施方案中，当下部部段790继续围绕销210倾斜时，下部部段790的表面890被上部部段720的表面820阻挡。表面890和820之间的间隙850限定最大倾斜角Amax。提供端口830以用润滑流体732填充腔室733。在一个实施方案中，提供压力连通端口831，以允许钻井组件外部的流体722b通过浮动密封件735与腔室730以及内部流体腔室734的压力进行压力连通。在图8中，肩部t820用作倾斜终点止动件。内部流体腔室734还可以用作阻尼装置。当倾斜接近Amin减小时，在由从间隙850挤出或挤压的最大倾斜角Amax限定的最大倾斜位置中，阻尼器装置使用存在于如图8中显示的间隙850处的流体。合适的流体通道被设计成实现和限制间隙850的两侧与流体腔室734的其它区域之间的流动，所述流体通道通过偏转装置的运动交换流体体积。为了支持阻尼，可以添加合适的密封件、间隙尺寸或曲径式密封件。可以选择润滑流体732在密度和粘度方面的特性以调整阻尼参数。
图9是图7的偏转装置700的90度旋转视图，其示出偏转装置700的密封液压部段900。在一个非限制性实施方案中，密封液压部段900包括填充有润滑剂920的储槽或腔室910，所述储槽或腔室通过某些流体流动路径与偏转装置700中的每个密封件流体连通。在图9中，流体路径932a将润滑剂920提供至外部密封件724，流体路径932b将润滑剂720提供至销710周围的静止密封件940，并且流体流动路径932c将润滑剂920提供至内部密封件772。在图9的配置中，密封件772将润滑剂与来自流过钻井组件的钻井液722a的污染隔离，以及与钻井组件内部的钻井液722a的压力P1隔离，在钻井操作期间，所述压力P1高于钻井组件的外部上的压力P2。密封件724将润滑剂920与外部流体722b的污染隔离。在一个实施方案中，密封件724可以是波纹管式密封件。挠性波纹管式密封件可以用作压力补偿装置(代替使用专用装置，例如参考图7和图8描述的浮动密封件735)，以将压力从流体722b传送至润滑剂920。密封件725将润滑剂920与外部流体722b的污染以及销710周围的污染隔离。密封件725允许销710与下部部段构件790之间的差异运动。密封件725还通过流体流动路径932c与润滑剂920流体连通。由于流体722b与润滑剂920之间的压力通过密封件724得到均衡，因此销密封件725不会隔离两个压力水平，从而使例如密封件725的动态密封功能的使用寿命更长。
图10示出图7的偏转装置700，所述偏转装置可以被配置成包括一个或多个挠性密封件以将动态密封件724和772与钻井液隔离。挠性密封件是随着此密封件内部的润滑剂体积分别增加和减小而膨胀和收缩的任何密封件，并且是允许在需要进行密封的部件之间移动的密封件。可以利用任何合适的挠性密封件，包括但不限于，波纹管式密封件和挠性橡胶密封件。在图10的配置中，挠性密封件1020设置在动态密封件724周围，所述挠性密封件将密封件724与钻井组件外部的流体722b隔离。挠性密封件1030设置在动态密封件772周围，所述挠性密封件保护密封件772免受钻井组件内部的流体722a污染。根据本文中的公开内容制造的偏转装置可以配置有：例如密封件772的单个密封件，所述密封件将流过钻井组件内部的流体以及其压力与钻井组件外部的流体隔离；例如密封件724的第二密封件，所述密封件将外部流体与偏转装置700的内部流体或部件隔离；一个或多个挠性密封件，用于隔离例如动态密封件724和772的一个或多个其它密封件；以及例如储槽920(图9)的润滑剂储槽，所述润滑剂储槽由至少两个密封件包围以润滑偏转装置700的各个密封件。
图11示出图9的偏转装置，所述偏转装置包括用于防止偏转装置的销或铰链构件710旋转的锁定装置。在图11的配置中，锁定构件1120可以放置于销710与钻井组件的非移动构件720的构件或元件之间。锁定构件1120可以是例如销的键控元件或构件，所述键控元件或构件在下部部段790倾斜或围绕销710旋转时防止销710旋转。还可以将任何其它合适装置或机构用作锁定装置，包括但不限于，摩擦和粘合装置。
图12示出图10的偏转装置700，所述偏转装置包括在偏转装置700的销或铰链构件710与围绕销710移动的下部部段790的构件或表面1240之间的摩擦减小装置1220。摩擦减小装置1220可以是减小移动构件之间的摩擦的任何装置，包括但不限于轴承。
图13示出图7的偏转装置700，在一个方面中，所述偏转装置包括传感器1310，所述传感器提供与下部部段790相对于上部部段710的倾斜或倾斜角有关的测量。在一个非限制性实施方案中，传感器1310(本文中还称为倾斜传感器)可以沿着销710、围绕销710或至少部分地嵌入销710中放置。可以使用任何合适的传感器用作用于确定倾斜或倾斜角的传感器1310，包括但不限于，角传感器、霍尔效应传感器、磁性传感器，和接触或触觉传感器。这些传感器还可以用于确定倾斜变化的速率。如果此种传感器包括面向彼此或相对于彼此移动的两个部件，则一个此种部件可以放置于销710的外表面710a上，沿着所述外表面或嵌入所述外表面中放置，并且另一部件可以放置于围绕销710移动或旋转的下部部段790的侧面790a上，沿着所述侧面或嵌入所述侧面上放置。在另一方面中，例如，距离传感器1320可以放置于间隙1340中，所述距离传感器提供关于间隙1340的距离或长度的测量。间隙长度测量可以用于确定倾斜或倾斜角，或倾斜变化的速率。另外，一个或多个传感器1350可以放置于间隙1340中，以提供与下部部段790施加在上部部段720上的力之间的接触存在以及所述力的量有关的信号。
图14示出图7的偏转装置700，所述偏转装置包括在上部部段720的部段1440中的传感器1410，所述传感器提供关于钻井组件参数和井筒参数的信息，这些参数能用于沿着在本领域中有时称为“地质导向”的所需井路径钻取井筒。一些此类传感器可以包括提供与参数有关的测量的传感器，所述参数例如是刀面、倾角(重力)和方向(磁性)。针对这些参数可以使用加速计、磁力计和陀螺仪。另外，振动传感器可以位于位置1440处。在一个非限制性实施方案中，部段1440可以在上部部段720中处于接近终点止动件1445。然而，传感器1410可以位于钻井组件中在偏转装置700上方或下方或钻头中的任何其它合适位置中。另外，传感器1450可以放置于销710中，用于提供关于偏转装置700的某些物理条件的信息，包括但不限于，扭矩、弯曲和重量。当与这些参数有关的相关力通过销710传递时，这些传感器可以放置于销710中和/或周围。
图15示出图7的偏转装置700，所述偏转装置包括装置1510，用于因偏转动力学而产生电能，偏转动力学例如是偏转装置700和钻井组件中的振荡、运动和应变能。装置1510可以包括但不限于压电晶体、电磁发生器、MEMS装置。产生的能量可以存储在钻井组件中的例如电池或电容器1520的存储装置中，并且可以用于为钻井组件中的各种传感器、电路和其它装置供电。
参考图13至图14，来自传感器1310、1320、1350、1410和1450的信号可以通过硬连线、光学装置或包括但不限于声学、射频和电磁方法的无线传输方法传输或传送至钻井组件中的控制器或另一合适电路。钻井组件中的控制器可以处理传感器信号，将此类信息存储在钻井组件中的存储器中，和/或通过包括但不限于有线管道、泥浆脉冲遥测、声学传输和电磁遥测的任何合适的遥测方法将相关信息实时传送或传输至地面控制器。操作员可以使用来自传感器1310的倾斜信息来控制沿着所需或预定井路径的钻井方向，即地质导向的钻井方向，并且控制例如钻压的操作参数。通过传感器1320提供的关于由下部部段790施加在上部部段720上的力的信息可以用于控制钻压，以减轻对偏转装置700的损坏。来自传感器1450的扭矩、弯曲和重量信息与偏转装置的健康状况和钻井过程有关，并且可以用于控制钻井参数，例如所施加和传递的钻压。关于钻井组件内部和环中的压力信息可以用于控制密封件周围的压差，以及因此控制润滑剂上的压差。
图16是示例性钻井系统1600的示意图，所述钻井系统可以利用钻井组件1630，所述钻井组件包括参考图2至图12描述的用于钻取笔直和偏斜井筒的偏转装置1650。钻井系统1600被示为包括形成于地层1619中的井筒1610，所述井筒包括具有安装在其中的壳体1612的上井筒部段1611以及用钻柱1620钻取的下井筒部段1614。钻柱1620包括管状构件1616，所述管状构件在其底端处承载钻井组件1630。管状构件1616可以是通过接合管段、盘管柱或其组合构成的钻杆。钻井组件1630被示为连接至粉碎装置，例如钻头1655，所述粉碎装置附接至所述钻井组件的底端。钻井组件1630包括用于提供与地层1619、钻井组件1630和钻井操作的各个参数有关的信息的多个装置、工具和传感器。钻井组件1630包括根据参考图2至图15描述的实施方案制造的偏转装置1650。在图16中，钻柱1630被示为从地面1667处的示例性钻机1680输送至井筒1610中。为便于说明，示例性钻机1680被示为陆地钻机。本文所公开的设备和方法还可以用于海上钻机。耦合至钻柱1620的转盘1669或顶驱1669a可以用于使钻柱1620旋转，以及因此使钻井组件1630旋转。地面1667处可以是基于计算机的系统的控制单元1690(还称为“控制器”或“地面控制器”)可以用于接收和处理从钻井组件1630中的传感器接收的数据，以及用于控制钻井组件1630中的各个装置和传感器的钻井操作。地面控制器1690可以包括处理器1692；数据存储装置(或计算机可读介质)1694，用于存储处理器1692可访问的数据和计算机程序1696，以在钻取井筒1610期间确定感兴趣的各个参数，并控制钻井组件1630中的各个装置和工具的选定操作以及用于钻取井筒1610的那些操作。数据存储装置1694可以是任何合适装置，包括但不限于，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、闪存存储器、磁带、硬盘和光盘。为了钻取井筒1610，在压力下将钻井液1679泵送至管状构件1616中，所述流体穿过钻井组件1630并在钻头1655的底部1610a排出。钻头1655将地层岩石粉碎成岩屑1651。钻井液1679与岩屑1651一起通过钻柱1620与井筒1610之间的环形空间(还称为“环空”)1627返回至地面1667。
仍参考图16，钻井组件1630还可以包括：一个或多个井下传感器(还称为随钻测量(MWD)传感器、随钻测井(LWD)传感器或工具，以及参考图13至图15描述的传感器，所述井下传感器统称为井下装置并且由数字1675标示；以及至少一个控制单元或控制器1670，用于处理从井下装置1675接收的数据。井下装置1675包括各种传感器，所述传感器实时提供与钻井组件1630和/或钻头1655的方向、位置和/或取向有关的测量或信息。这些传感器包括但不限于加速计、磁力计、陀螺仪、深度测量传感器、穿透率测量装置。装置1675还包括提供关于钻柱行为和钻井操作的信息的传感器，包括但不限于，提供关于振动、旋转、粘滑、钻头至地层的穿透率、钻压、扭矩、弯曲、旋转、流速、温度和压力的信息的传感器。装置1675还可以包括提供关于地层1619中的岩石、气体、流体或其任何组合的特性的测量或信息的工具或装置，包括但不限于，电阻率测井仪、声学测井仪、伽马射线测井仪、核测井仪、取样或测试工具、取芯工具，和核磁共振测井仪。钻井组件1630还包括：发电装置1686，用于向各种井下装置1675提供电能；以及遥测系统或单元1688，所述遥测系统或单元可以利用任何合适的遥测技术，包括但不限于，泥浆脉冲遥测、电磁遥测、声学遥测和有线管道。这些遥测技术在本领域中是已知的，因此本文中不再详细描述。如上所述的钻井组件1630还包括偏转装置(还称为转向单元或装置)1650，所述偏转装置使操作员能够将钻头1655在所需方向上转向，以钻取偏斜的井筒。沿着转向部段1650设置例如稳定器1662和1664的稳定器，以稳定含有偏转装置1650(还称为转向部段)以及钻井组件1630的其余部分的部段。井下控制器1670可以包括例如微处理器的处理器1672、数据存储装置1674以及处理器1672可访问的程序1676。在各个方面中，控制器1670在钻井期间从各个传感器接收测量，并且可以部分地或完全地处理这些信号以确定一个或多个感兴趣参数，并且使遥测系统1688将一些或全部此种信息传输至地面控制器1690。在各个方面中，控制器1670可以确定钻井组件或钻头的位置和取向，并且将此种信息发送至地面。替代地或除此之外，地面处的控制器1690根据从钻井组件接收的数据确定这些参数。地面处的操作员、控制器1670和/或控制器1690可以沿着所需方向对钻井组件定向(方向和倾斜)，以响应于这些确定或计算出的定向参数而钻取偏斜的井筒部段。在各个方面中，通过基于在地面处根据先前描述的井下测量确定的取向测量(例如，相对于北、相对于高侧等)对钻井组件定向，钻井系统1600允许操作员在任何所需方向上对偏转装置定向，以沿着所需井路径钻取弯曲和笔直部段，监视钻井方向，并响应于根据本文所描述的传感器确定的各个参数传感器而按需要不断地调整取向，并且调整钻井参数以减轻对钻井组件的部件的损坏。可以通过系统中的控制器或通过来自操作员的输入自动地或半手动地完成这些动作和调整。
因此，在某些方面中，偏转装置包括一个或多个传感器，所述传感器提供与偏转装置的定向钻井参数或状态有关的测量，例如角度或角速率、距离或距离速率，两者都与倾斜或倾斜率有关。此种传感器可以包括但不限于弯曲传感器和电磁传感器。电磁传感器使用感应定律或容量变化将与倾斜变化相关的角变化或距离变化转变成电压。同一传感器或另一传感器可以测量钻井动态参数，例如，加速度、钻压、弯曲、扭矩、RPM。偏转装置还可以包括地层评估传感器，所述地层评估传感器用于通过与地面的通信，或通过井下控制器自动地作出地质导向决策。例如电阻率、声学、核磁共振(NMR)、核传感器等的地层评估传感器可以用于识别井下地层特征，包括地质边界。
在某些其它方面中，本文所描述的钻井组件包括偏转装置，所述偏转装置：(1)当钻井组件不旋转并且钻头通过例如泥浆马达的井下驱动器旋转时提供倾斜，以允许钻取弯曲或铰接井眼部段；以及(2)当钻井组件旋转时倾斜拉直，以允许钻取笔直的井眼部段。在一个非限制性实施方案中，可以提供机械施力装置以起始倾斜。在另一非限制性实施方案中，可以提供液压装置以起始倾斜。可以提供阻尼装置以在钻井组件旋转时帮助保持倾斜。还可以提供阻尼装置，以在例如在刀面波动期间将快速力施加至倾斜上时支撑钻井组件的铰接位置。另外，可以提供限制器以减小或控制倾斜率。因此，在各个方面中，钻井组件在钻井组件不旋转时自动地铰接至倾斜或铰接位置中，并且在钻井组件旋转时自动地获得笔直或基本上笔直位置。传感器提供关于井筒中的下部钻井组件的方向(位置和取向)的信息，所述信息用于沿着所需钻井方向对钻井组件的下部部段定向。可以提供永久的预定倾斜，以在钻井组件旋转静止时便于下部部段的倾斜。终点止动件设置在偏转装置中，所述终点止动件限定下部部段相对于钻井组件的上部部段的最小和最大倾斜。钻井组件中的各种传感器，包括在偏转装置中或与偏转装置相关联的那些传感器，用于沿着所需井路径钻取井筒，并且采取正确措施来减轻对钻井组件的部件的损坏。出于本公开的目的，基本上旋转静止一般表示未通过使钻柱从地面旋转而使钻井组件旋转。短语“基本上旋转静止”和术语“静止”被视为等效。而且，“笔直”部段意在包括“基本上笔直”部段。
前述公开内容涉及某些示例性实施方案和方法。各种修改对本领域技术人员来说将是显而易见的。预期前述公开内容包含所附权利要求书的范围内的所有这些修改。权利要求书中使用的词语“包括(comprising/comprises)”应被解释为表示“包括但不限于”。

Claims (24)

1.一种用于钻取井筒的钻井组件，所述钻井组件包括：
驱动器，用于使钻头旋转；
偏转装置，当钻井组件基本上旋转静止时，所述偏转装置使所述钻井组件的下部部段能够在选定平面内围绕所述偏转装置的构件倾斜，以在所述钻头由所述驱动器旋转时允许钻取所述井筒的弯曲部段，并且其中当所述钻井组件旋转时减小所述倾斜，以允许钻取所述井筒的笔直部段；以及
至少一个密封件，所述至少一个密封件将所述构件的至少表面与外部环境隔离。
2.如权利要求1所述的钻井组件，其中润滑剂与所述构件的所述表面接触。
3.如权利要求2所述的钻井组件，其中至少一个密封件包括将所述润滑剂与所述外部环境隔离的至少两个密封件。
4.如权利要求3所述的钻井组件，其中所述至少两个密封件中的一个密封件与所述构件的所述表面接触，并且所述至少两个密封件中的第二个密封件围绕所述偏转装置的终点止动件。
5.如权利要求1所述的钻井组件，还包括将所述至少一个密封件与所述外部环境隔离的至少一个挠性密封件。
6.如权利要求1所述的钻井组件，还包括摩擦减小装置，所述摩擦减小装置被配置成减小所述构件与所述钻井组件的上部部段和所述钻井组件的所述下部部段中的至少一个之间的摩擦。
7.如权利要求1所述的钻井组件，还包括阻尼装置，所述阻尼装置被配置成抑制所述钻井组件的所述下部部段围绕所述构件的倾斜变化。
8.如权利要求7所述的钻井组件，其中所述阻尼装置包括曲径式密封件。
9.如权利要求8所述的钻井组件，其中所述曲径式密封件是所述至少一个密封件的一部分。
10.如权利要求1所述的钻井组件，还包括扭矩元件，所述扭矩元件被配置成减少所述构件相对于所述钻井组件的上部部段和所述钻井组件的所述下部部段中的至少一个的旋转。
11.如权利要求10所述的钻井组件，其中所述扭矩元件包括以下中的至少一个：摩擦元件；粘合元件；肩部；以及键。
12.如权利要求3所述的钻井组件，其中所述至少一个密封件包括与所述构件接触的动态密封件，以及将所述动态密封件与所述外部环境隔离的挠性密封件。
13.如权利要求12所述的钻井组件，还包括沿着所述偏转装置的终点止动件的密封件。
14.一种钻取井筒的方法，所述方法包括：
在所述井筒中输送钻井组件，所述钻井组件包括：驱动器，用于使钻头旋转；偏转装置，当所述钻井组件基本上旋转静止时，所述偏转装置使所述钻井组件的下部部段能够在选定平面内围绕所述偏转装置的构件倾斜，以在所述钻头由所述驱动器旋转时允许钻取所述井筒的弯曲部段，并且其中当所述钻井组件旋转时减小所述倾斜，以允许钻取所述井筒的笔直部段；以及至少一个密封件，所述至少一个密封件将所述构件的表面的至少一部分与外部环境隔离；
通过使所述钻井组件从地面位置旋转来钻取所述井筒的笔直部段；
使所述钻井组件变成至少基本上旋转静止；以及
响应于所确定的感兴趣参数，通过所述钻井组件中的驱动器钻取所述井筒的弯曲部段。
15.如权利要求14所述的方法，其中润滑剂与所述构件的所述表面接触。
16.如权利要求15所述的方法，其中至少一个密封件包括将所述润滑剂与所述外部环境隔离的至少两个密封件。
17.如权利要求16所述的方法，其中所述至少两个密封件中的一个密封件与所述构件接触，并且所述至少两个密封件中的第二个密封件围绕所述偏转装置的终点止动件。
18.如权利要求14所述的钻井组件，其中所述偏转装置还包括将所述至少一个密封件与所述外部环境隔离的至少一个挠性密封件。
19.如权利要求14所述的方法，其中所述偏转装置还包括摩擦减小装置，所述摩擦减小装置被配置成减小所述构件与所述钻井组件的上部部段和所述钻井组件的所述下部部段中的至少一个之间的摩擦。
20.如权利要求14所述的方法，其中所述偏转装置还包括阻尼装置，所述阻尼装置被配置成抑制所述钻井组件的所述下部部段的倾斜变化。
21.如权利要求20所述的方法，其中所述阻尼装置包括曲径式密封件。
22.如权利要求14所述的方法，其中所述偏转装置还包括扭矩元件，所述扭矩元件被配置成减少所述构件相对于所述钻井组件的上部部段和所述钻井组件的所述下部部段中的至少一个的旋转。
23.如权利要求22所述的方法，其中所述扭矩元件包括以下中的至少一个：摩擦元件；粘合元件；肩部；以及键。
24.如权利要求14所述的方法，其中所述至少一个密封件包括与所述构件接触的动态密封件，以及将所述动态密封件与所述外部环境隔离的挠性密封件。
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