CN109844256A - 使用自调整偏转装置和方向传感器以用于钻出定向井的钻井设备 - Google Patents

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Abstract

公开一种用于钻出定向井眼的设备，在一个非限制性实施方案中，所述设备包括：驱动器，所述驱动器用于使钻头旋转；偏转装置，所述偏转装置使钻井组件的下部区段能够在所述钻井组件基本上旋转固定时在选定平面内倾斜，以允许在所述钻头通过所述驱动器旋转时钻出所述井眼的曲线区段，并且其中当所述钻井组件旋转时，所述倾斜减小，以允许钻出所述井眼的较直区段；以及传感器，所述传感器提供与用于沿着所需方向钻出所述井眼的所述钻井组件的方向相关的测量结果。

Description

使用自调整偏转装置和方向传感器以用于钻出定向井的钻井 设备
相关申请的交叉引用
本申请要求在2016年9月23日提交的美国申请15/274892号的权益，所述美国申请以全文引用的方式并入本文中。
背景技术
1.技术领域
本公开通常涉及钻出定向井眼。
2.发明背景
使用钻柱在出产烃类(油和气)的地下地层中钻出井眼或井(也被称为钻孔)，所述钻柱包括附着到钻杆底部的钻井组件(通常被称为“井底组件”或“BHA”)。通过使钻杆从地面旋转和/或通过钻井组件中的驱动器(例如泥浆马达)来使附着到钻井组件的底部的钻头旋转。钻出井眼的曲线区段和直线区段的一般方法(定向钻井)利用固定弯曲(也被称为可调整启动(kick-off)或“AKO”)泥浆马达，以向钻头提供选定弯曲或倾斜，从而形成井的曲线区段。为了钻出曲线区段，停止从地面起的钻柱旋转，将AKO的弯曲引导到所需建立方向中，并且通过泥浆马达使钻头旋转。一旦曲线区段完成，使包括弯曲的钻井组件从地面旋转，以钻出直线区段。这些方法产生不平的钻孔。钻孔质量随着倾斜或弯曲增大而降级，从而形成如钻孔的盘旋的效果。归因于弯曲组件的旋转的其他负面钻孔质量影响包括过规钻孔的钻出、钻孔破碎和重量转移。此类设备和方法还在泥浆马达部件上诱发高应力和振动(与不具有AKO的钻井组件相比)，并且由于弯曲在钻井组件旋转时接触井眼的内部而导致钻井组件与井眼之间的高摩擦。因此，最大建造速率将通过减小AKO的弯曲的角度来减小，从而减小泥浆马达和钻井组件中的其他部件上的应力。这些方法导致用于钻出这些井眼的额外时间和费用。因此，需要提供钻井组件和方法，所述钻井组件和方法用于在钻井组件中不具有固定弯曲的情况下钻出曲线井眼区段和直线区段用以减小钻井组件部件上的应力，以及利用各种井下传感器来控制井眼的钻出。
本文中的公开内容提供用于钻出井眼的设备和方法，其中钻井组件包括偏转装置，所述偏置装置允许(或自调整)连接到钻头的所述钻井组件的下部区段，以在所述钻井组件基本上旋转固定以用于钻出曲线井眼区段时相对于所述钻井组件的上部区段倾斜或弯曲，并且在使所述钻井组件旋转以用于钻出直线或相对直线的井眼区段时使所述钻井组件的所述下部区段变直。各种传感器提供关于与钻井组件方向、偏转装置、钻井组件行为和/或钻井组件钻穿的地下地层相关的参数的信息，所述信息可以用于沿着所需方向钻出井眼以及控制偏转装置、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，公开一种用于钻出井眼的设备，在一个非限制性实施方案中，所述设备包括：驱动器，所述驱动器用于使钻头旋转；偏转装置，所述偏转装置使钻井组件的下部区段能够在所述钻井组件基本上旋转固定时在选定平面内倾斜，以允许在所述钻头通过所述驱动器旋转时钻出所述井眼的曲线区段，并且其中当所述钻井组件旋转时，所述倾斜减小，以允许钻出所述井眼的较直区段；以及传感器，所述传感器提供与用于沿着所需方向钻出所述井眼的所述钻井组件的方向相关的测量结果。
在另一方面中，公开一种用于钻出井眼的方法，在一个非限制性实施方案中，所述方法包括：在所述井眼中输送钻井组件，所述钻井组件包括：驱动器，所述驱动器用于使钻头旋转；偏转装置，所述偏转装置使钻井组件的下部区段能够在所述钻井组件基本上旋转固定时在选定平面内倾斜，以允许在所述钻头通过所述驱动器旋转时钻出所述井眼的曲线区段，并且其中当所述钻井组件旋转时，所述倾斜减小，以允许钻出所述井眼的较直区段；以及传感器，所述传感器提供与用于沿着所需方向钻出所述井眼的所述钻井组件的所述方向相关的测量结果；通过使所述钻井组件从表面位置旋转来钻出所述井眼的直线区段；致使所述钻井组件变成至少基本上旋转固定；确定与所述钻井组件在所述井眼中的方向相关的兴趣参数；以及响应于所述确定的兴趣参数，通过所述钻井组件中的驱动器钻出所述井眼的曲线区段。
已经相当广义地概述了钻井设备的更重要特征的实例，使得可以更好地理解随后的关于所述实例的详细描述，并且使得可以了解对所属领域的贡献。存在将在下文描述并且形成权利要求的主题的多个额外特征。
附图说明
为了详细理解本文中公开的设备和方法，应当参考附图及其详细描述，在附图中，相似元件通常被赋予相同数字，并且在附图中：
图1示出根据本公开的一个非限制性实施方案的在井眼的曲线区段中的钻井组件，所述钻井组件包括用于钻出井眼的曲线和直线区段的偏转装置或机构；
图2示出当钻井组件的下部区段相对于上部区段倾斜时的图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区段相对于上部区段成直线时的图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，所述偏转装置引发钻井组件(例如图1中示出的钻井组件)中的倾斜；
图5示出液压装置的非限制性实施方案，所述液压装置引发钻井组件(例如图1中示出的钻井组件)中的倾斜；
图6A和图6B示出用于减小或控制钻井组件的倾斜的速率的减振器(例如图2至图5中示出的减震器)的特定细节；
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式液压区段和下部区段相对于上部区段的预定义最小倾斜；
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，所述视图示出了其中具有润滑剂的密封式液压区段，所述润滑剂为图7中示出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，所述偏置装置还包括挠性密封件以将图9中示出的密封件与外部环境隔离；
图11示出图9的偏转装置，所述偏置装置包括防止偏置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区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区段相对于上部区段的倾斜相关的测量结果的传感器，和提供与在钻出井眼期间的下部区段对上部区段施加的力相关的测量结果的传感器；
图14示出图7的偏转装置，所述图示出了与关于定向钻井的传感器的放置和钻井组件参数相关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归因于在钻出井眼期间的钻井组件中的振动或运动而产生电能的装置；以及
图16示出钻柱在井眼中输送时的示例性钻井系统，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
在多个方面中，本文中的公开内容提供用于定向钻井(钻出井眼的直线和曲线区段)的在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，所述偏转装置引发倾斜以使得能够钻出井眼的曲线区段，并且使所述偏置装置变直以使得能够钻出井眼的直线(垂直和正切)区段。此类钻井组件允许在所述钻井组件旋转时钻出直线区段，并且允许在所述钻井组件固定而钻头随井下驱动器旋转时钻出曲线区段。在多个方面中，通过以下操作来实现定向钻井：使用自调整“关节接头”(在本文中也被称为“枢转连接件”、“铰链装置”或“铰接”装置)以允许当钻柱且因此钻井组件固定时的钻井组件中的倾斜，和任选地使用减震器以在钻井组件旋转时维持钻井组件成直线。在其他方面中，可以利用例如弹簧或液压装置的施力装置，以通过施加力到铰接方向上来引发或辅助倾斜。在另一方面中，所述铰链装置或铰接装置相对于外部环境(即，流经驱动器、井眼和/或井眼环带的钻井液)密封。铰链可以被密封以从相对运动构件排除污染物、磨料、侵蚀性流体，围绕铰链，钻井组件的下部区段(在其末端具有钻头)相对于钻井组件的上部区段倾斜。术语钻井组件的“上部区段”意味相对于铰链装置定位在井上的钻井组件的部分，而术语钻井组件的“下部区段”被用于相对于铰链装置定位在井下的钻井组件的部分。在另一方面中，所述偏转装置包括止挡器，所述止挡器使下部区段保持小斜度(例如，约0.05度或更大)，以例如在钻柱固定时引发下部区段相对于上部区段的倾斜。在另一方面中，所述止挡器可以允许下部区段在钻柱旋转时相对于上部区段实现直线位置。在另一方面中，所述偏转装置包括另一止挡器，所述止挡器限定下部区段相对于上部区段的最大倾斜。利用本文中所描述的钻井组件的所述钻井系统还包括一个或多个传感器，所述一个或多个传感器提供与例如方向参数的一个或多个兴趣参数相关的信息或测量，包括但不限于所述钻井组件的至少一部分的工具面倾斜度和方位角。术语“工具面”是兴趣点(例如偏转装置指向的方向)与参照物之间的角度。术语“高侧”是一类参照物，其意味垂直于工具轴线的平面中的方向，在所述方向上，引力最小(负最大值)。也可以利用其他参照物，例如“低侧”和“磁北”。其他实施方案可以包括：提供与所述偏转装置中的倾斜和倾斜率相关的测量结果的传感器；提供与所述下部区段对所述上部区段施加的力相关的测量结果的传感器；提供关于所述钻井组件和所述偏转装置的行为的信息的传感器；以及可以利用从所述偏转装置中的运动(例如振动)收获的电能的装置(也被称为能量收获装置)。所述钻井组件中和/或所述表面处的控制器根据传感器测量结果来确定一个或多个参数，并且可以被配置成经由合适的遥测机构将此信息实时地传达到所述表面，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，所述钻井操作包括但不限于：选择所述钻井组件且因此所述钻头的倾斜的量和方向；调整操作参数，例如施加在所述钻井组件上的重量和钻井液泵汲速率。所述钻井组件中和/或所述表面处的控制器也可以响应于一个或多个确定的兴趣参数而使所述钻头沿着具有所需倾斜的所需方向指向。
在其他方面中，根据本公开的一实施方案制造的钻井组件：减少井眼盘旋，在钻出直线区段期间减小所述钻井组件与井眼壁之间的摩擦；减小所述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、电气传动装置和涡轮等)，并且允许任意定位钻井组件以用于定向钻井。出于本公开的目的，术语固定意味包括旋转固定(不旋转)或以相对小的旋转速度(rpm)旋转，或最大角位置与最小角位置之间的角振荡(也被称为“工具面波动”)。而且，如关于井眼或钻井组件所使用的术语“直线”包括术语“直线”、“垂直”和“正切”，并且还包括短语“基本上直线”、“基本上垂直”或“基本上正切”。举例来说，短语“直线井眼区段”或“基本上直线的井眼区段”将意味包括“完全直线”的任何井眼区段，或具有相对小曲率的区段，如上文和稍后将更详细所描述。
图1示出在井眼101的曲线区段中的钻井组件100。在一非限制性实施方案中，钻井组件100包括用于钻出井眼101的曲线和直线区段的偏转装置(在本文中也被称为挠性装置或偏转机构)120。钻井组件100还包括例如泥浆马达140的井下驱动器或驱动器，所述驱动器具有定子141和转子142。转子142联接到例如挠性轴143的传动装置，所述挠性轴联接到设置在轴承组件145中的另一轴146(也被称为“驱动轴”)。轴146联接到例如钻头147的崩解装置。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。在其他实施方案中，所述井下驱动器可以包括能够使钻头147旋转的任何其他装置，包括但不限于电动机和涡轮机。在特定其他实施方案中，所述崩解装置可以包括适合于崩解岩层的任何另一装置，包括但不限于电脉冲装置(也被称为放电装置)。钻井组件100连接到钻杆148，所述钻杆从地面旋转以使钻井组件100且因此钻井组件100和钻头147旋转。在图1中示出的特定钻井组件配置中，可以通过旋转钻杆148且因此旋转钻井组件100和/或泥浆马达140来使钻头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还包括偏转装置120，所述偏转装置具有可以垂直于钻井组件100的上部部分的轴线100a的轴线120a。尽管在图1中，偏转装置120示出为在泥浆马达140下方并且联接到下部区段(例如设置在轴承组件145上方的外壳或管状物160)，但是偏转装置120也可以位于驱动器140上方。在本文中公开的偏转装置120的各种实施方案中，外壳160沿着由图1)中的钻井组件的上部区段的轴线110a和钻井组件的下部区段的轴线100b限定的选定或已知平面倾斜选定或已知量，以使钻头147沿着选定平面倾斜，这允许钻出曲线井眼区段。如稍后参考图2至图6所描述，当钻井组件100固定(不旋转)或基本上旋转固定时，引发倾斜。然后通过在不旋转钻井组件100的情况下通过泥浆马达140使钻头147旋转来钻出曲线区段。偏转装置120在钻井组件旋转时变直，这允许钻出直线井眼区段。因此，在多个方面中，偏转装置120允许钻井组件100中的选定倾斜，所述倾斜使得能够在钻杆148且因此钻井组件100旋转固定或基本上旋转固定并且钻头147通过驱动器140旋转时，沿着所需井眼路径钻出曲线区段。然而，当钻井组件100例如通过使钻杆148从表面旋转而旋转时，所述倾斜变直并且允许钻出直线井眼区段，如参考图2至图9所更详细描述。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)提供稳定器150，所述稳定器引发偏转装置120中的弯矩，并且在钻井组件100不旋转并且在钻出曲线钻孔区段期间施加钻头上的重量时也保持所述倾斜。在另一实施方案中，除稳定器150之外或在不具稳定器150的情况下，在偏转装置120上方提供稳定器152，以引发偏转装置120中的弯矩并且在钻出曲线井眼区段保持所述倾斜。在其他实施方案中，可以在偏转装置120上方和/或下方提供多于一个的稳定器。可以执行建模以确定实现最优操作的稳定器的位置和数目。在其他实施方案中，可以在偏转装置120上方的合适位置处提供额外弯曲，所述额外弯曲可以包括但不限于固定弯曲、挠性弯曲、偏转装置和销或铰链装置。
图2示出供在钻井组件(例如图1中示出的钻井组件100)中使用的偏转装置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包括枢轴构件，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，围绕所述枢轴构件，钻井组件100的下部部分290的外壳270围绕由轴线212限定的平面相对于上部区段220(上部区段的部分)倾斜或偏斜选定量。外壳270在基本上直线的终端止挡器282与限定最大倾斜的斜式终端止挡器280之间倾斜。当下部区段290的外壳270在相反方向上倾斜时，直线终端止挡器282限定钻井组件100的直线位置(在所述直线位置中，倾斜为零)，或在倾斜相对较小但大于零(例如约0.2度或更大)时可选地限定基本上直线的位置。此倾斜能够帮助引发钻井组件100的下部区段290的倾斜，以用于在所述钻井组件旋转固定时钻出曲线区段。在这些实施方案中，外壳270沿着如由销轴线212限定的特定平面或径向方向倾斜。提供在外壳270外部与钻井组件100的另一构件之间的一个或多个密封件(例如密封件284)将在密封件284下方的外壳270的内部区段相对于外部环境(例如钻井液)密封。
仍参考图1和图2，当施加钻头147上的重量并且钻井在钻杆148基本上旋转固定的同时继续进行时，钻杆将引发外壳270围绕销210的销轴线212倾斜。在偏转装置120下方的钻头147和/或稳定器150引发偏转装置120中的弯矩，并且在钻杆148且因此钻井组件100基本上旋转固定并且在钻出曲线井眼区段期间施加钻头147上的重量时仍保持倾斜。类似地，除稳定器150和砖头之外或在不具有稳定器150和钻头的情况下，稳定器152也可以确定偏转装置120中的弯矩，并且在钻出曲线井眼区段期间保持倾斜。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，可以提供减震装置或减震器240，以减小或控制当钻井组件100旋转时的倾斜变化的速率。在一个非限制性实施方案中，减震器240可以包括活塞260和经由管路260a与活塞260流体连通的补偿器250，以减小、限制或控制倾斜变化的速率。对外壳270施加力F1会使外壳270且因此下部区段290围绕销轴线212倾斜。对外壳270施加与力F1的方向相反的力F1’使外壳270且因此钻井组件100变直或倾斜到力F1’的相反方向。所述减震器也可以用于使得外壳270的变直位置在钻井组件100从地面旋转期间稳定。将参考图6A和图6B更详细地描述减震装置240的操作。然而，任何其他合适的装置可以用于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，当钻杆148基本上旋转固定(不旋转)并且在钻井继续进行的同时对钻头147施加重量时，偏转装置会引发钻井组件100在枢轴210处围绕枢轴轴线212倾斜。通过井下驱动器140实现的钻头147的旋转将致使钻头147起始钻出曲线区段。随着钻井继续，对钻头147时间的连续重量将继续使倾斜增大，直到倾斜达到由斜式终端止挡器280限定的最大值。因此，在一个方面中，可以通过将枢轴210以由斜式终端止挡器280限定的倾斜包括在钻井组件100中来钻出曲线区段。如果减振装置240包括在钻井组件100中，如图2中所示出，则围绕枢轴210倾斜钻井组件100将致使区段290中的外壳270对活塞260施加力F1，从而使例如油的流体261经由管道或路径(例如管路260a)从活塞260转移到补偿器250。可以限制流体261从活塞260到补偿器250的流量，以减小或控制倾斜变化的速率并且避免下部区段290的突然倾斜，如参考图6A和图6B所更详细描述。在图1和图2的特定图解中，钻头147将向上钻出曲线区段。为了在钻出曲线区段之后钻出直线区段，可以使钻井组件100旋转180度以去除倾斜，然后从地面旋转以钻出直线区段。然而，当钻井组件100旋转时，基于稳定器150和/或152或在偏转装置120与钻头147之间并且与井眼壁接触的其他井眼设备的位置，井眼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，由此使外壳270且因此钻井组件100变直，这允许流体261从补偿器250流到活塞260，从而使所述活塞向外移动。此流体流量可以或可不受限制，这允许外壳270且因此下部区段290快速地变直(基本上无延迟)。活塞260的向外移动可以由与活塞260、补偿器250或两者力连通定位的弹簧支持。直线终端止挡器282限制构件270的移动，从而使下部区段290保持成直线，只要钻井组件100在旋转中。因此，图1和图2中示出的钻井组件100的实施方案在钻井组件120固定(不旋转)或基本上固定时提供自引发倾斜，并且在钻井组件100旋转时使所述钻井组件变直。尽管图1中示出的井下驱动器140示出是泥浆马达，但任何其他合适的驱动器可以用于使钻头147旋转。图3示出处于直线位置中的钻井组件100，其中外壳270抵靠直线终端止挡器282。
图4示出包括例如弹簧450的施力装置的偏转装置420的另一非限制性实施方案，所述施力装置继续对下部区段290的外壳270施加径向向外的力F2，以提供或引发下部区段290的倾斜。在一个实施方案中，弹簧450可以放置在外壳270的内部与在传动装置143(图1)外的外壳470之间。在这个实施方案中，弹簧450致使外壳270围绕枢点210径向向外倾斜，直到由斜式终端止挡器280限定的最大弯曲。当钻井组件100固定(不旋转)或基本上旋转固定，施加钻头147上的重量并且所述钻头通过井下驱动器140旋转时，钻头147将起始钻出曲线区段。随着钻井继续，倾斜增大到由斜式终端止挡器280限定的最大水平。为了钻出直线区段，使钻井组件100从地面旋转，这致使钻孔对外壳270施加力F3，从而压缩弹簧450以使钻井组件100变直。当弹簧450由于力F3的施加而被压缩时，外壳270卸除活塞260上的压力，这允许来自补偿器250的流体261通过管路262基本上无延迟地流回到活塞260，如参考图6A和图6B所更详细描述。
图5示出用于引发钻井组件100中的选定倾斜的液压施力装置540的非限制性实施方案。在一个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也可以包括减震装置或减震器，例如图2中示出的减震器240。减震装置240包括参考图2中示出并描述的活塞260和补偿器250。液压施力装置540可以与装置240成180度的方式放置。活塞560与补偿器550彼此液压连通。在钻井期间，例如钻井泥浆的流体512a在压力下流经钻井组件100并且经由钻井组件100与井眼之间的环带回到地面，如流体512b所示。钻井组件100中的流体512a的压力P1比环带中的流体512b的压力P2大(通常大20到50巴)。当流体512a流经钻井组件100时，压力P1作用于补偿器550并且对应地作用于活塞560，而压力P2作用于补偿器250上且对应地作用于活塞260。压力P1大于压力P2在活塞560上形成差压(P1-P2)，所述压力差足以使活塞560径向地向外衣的，所述活塞将外壳270向外推以引发倾斜。可以在补偿器550中提供节流器562，以减小或控制倾斜变化的速率，如参考图6A和图6B所更详细描述。因此，当钻杆148基本上旋转固定(不旋转)时，活塞560使液压流体561缓慢地流经节流器562，直到达到完全倾斜角。节流器562可加以选择，以产生防止快速活塞移动的高流动阻力，高流动阻力可以在钻井组件的工具面波动期间存在以使倾斜稳定。差压活塞力在泥浆的循环期间始终存在，并且节流器562限制倾斜的速率。当钻井组件100旋转时，外壳270上的弯矩迫使活塞560收回，这使钻井组件100变直，然后保持所述钻井组件成直线，只要钻井组件100旋转。减振装置240的减震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的旋转期间使所述直线位置稳定。
图6A和图6B示出减振装置600的特定细节，所述减振装置与图2、图4和图5中的装置240相同。参考图2与图6A和图6B，当外壳270对活塞660施加力F1时，所述活塞使液压流体(例如油)从与活塞660相关联的腔室662移动到与补偿器620相关联的腔室652，如箭头610所示。节流器611限制从腔室662到腔室652的流体的流量，这使活塞660与节流器611之间的压力增大，由此限制或控制倾斜的速率。随着液压流体继续流经节流器611，倾斜继续增大到由终端倾斜止挡器280限定的最大水平，参考图2示出和描述所述终端倾斜度止挡器。因此，节流器611限定倾斜变化的速率。参考图6B，当从外壳270释放力F1时，如箭头F4所示，补偿器620上的力F5使流体绕过节流器611经由止回阀612从腔室652流回到活塞660的腔室662，这使得外壳270能够基本上无延迟地移动到其直线位置。可以提供卸压阀613以作为安全特征，以避免超出液压元件的设计规范的过大压力。
图7示出可以在钻井组件(例如图1中示出的钻井组件100)中使用的偏转装置700的可选实施方案。偏转装置700包括销710，所述销具有垂直于工具轴线712的销轴线714。销710由支撑构件750支撑。偏转装置700连接到钻井组件的下部区段790，并且包括外壳770。外壳770包括内部曲线或球面表面771，所述表面在支撑构件750的外部配合曲线或球面表面751上移动。偏转装置700还包括密封件740机构，以将润滑流体(内部流体)732与外部压力和流体(钻井组件内的流体722a和钻井组件外的流体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，所述凹槽或腔室对流体开放并且经由到内部流体腔室734的可移动密封件将流体722a或722b的压力传达到润滑流体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为腔室734提供压力补偿。放置在外壳770的内表面771周围的凹槽774中的密封件772密封流体732或将所述流体与外部环境隔离。可选地，密封构件772可以放置在围绕支撑构件750的外表面751的凹槽内。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，当下部区段790围绕销710倾斜时，表面771与密封构件772一起在表面751上移动。如果密封件772被设置在表面751内，则密封构件772将与支撑构件750一起保持固定。密封机构740还包括密封件，所述密封件将润滑流体732与外部压力和外部流体722b隔离。在图7中示出的实施方案中，这个密封件包括与下部区段790相关联的外部曲线或圆形表面791，所述下部区段在上部区段720的固定配合曲线或圆形表面721下移动。放置在围绕表面721的内部的凹槽726中的密封构件(例如O形环724)密封润滑流体732以隔绝外部压力和流体722b。当所述下部区段围绕销710倾斜时，表面791在表面721下移动，其中密封件724保持固定。可选地，密封件724可以放置在外表面791内，并且在这种情况下，此密封件将与表面791一起移动。因此，在多个方面中，公开提供一种密封式偏转装置，其中钻井组件的下部区段(例如区段790)相对于上部区段(例如区段720)围绕密封的润滑表面倾斜。在一个实施方案中，下部区段790可以被配置成使下部区段790能够完美地达到相对于上部区段220的直线位置。在这种配置中，工具轴线712和下部区段790的轴线717将彼此对准。在另一实施方案中，下部区段790可以被配置成提供下部区段290相对于上部区段的永久最小倾斜，例如图7中示出的倾斜Amin。此倾斜能够帮助下部区段从初始倾斜位置Amin倾斜到与下部区段的无初始倾斜相比的所需倾斜。作为实例，最小倾斜可以是0.2度或更大，这对于大部分钻井操作可以是足够的。
图8示出当下部区段790已经达到完全或最大倾斜或倾斜角Amax时的图7的偏转装置700。在一个实施方案中，当下部区段790继续围绕销210倾斜时，下部区段790的表面890被上部区段720的表面820挡住。表面890与820之间的间隙850限定最大倾斜角Amax。提供端口830以使腔室733充满润滑流体732。在一个实施方案中，提供压力连通端口831以允许钻井组件外的流体722b经由浮动密封件735与腔室730和内部流体腔室734的压力的压力连通。在图8中，肩部t820充当倾斜终端止挡器。内部流体腔室734也可以用作为减震装置。减震器装置使用存在于如图8中示出的处于由最大倾斜角Amax限定的最大倾斜位置中的间隙850处的流体，所述流体在倾斜朝向Amin减小时从间隙850推开或挤出。设计合适的流体通道以实现和限制通过偏转装置的移动来交换流体体积的间隙850的两侧与流体腔室734的其他区域之间的流动。为了支持减震，可以添加合适的密封件、间隙尺寸或迷宫式密封件。能够选择关于密度和黏度的润滑流体732性质，以调整减震参数。
图9是图7的偏转装置700的90度旋转视图，所述图示出了偏转装置700的密封式液压区段900。在一个非限制性实施方案中，密封式液压区段900包括充满润滑剂920的储槽或腔室910，所述润滑剂经由特定流体流动路径与偏转装置700中的密封件中的每一个流体连通。在图9中，流体路径932a向外部密封件724提供润滑剂920，流体路径932b向围绕销710的固定密封件940提供润滑剂720，并且流体流动路径932c向内部密封件772提供润滑剂920。在图9的配置中，密封件772将润滑剂与来自流经钻井组件的钻井流体722a的污染物和钻井组件内的钻井流体722a的压力P1隔离，在钻井操作期间，压力P1高于钻井组件外部的压力P2。密封件724将润滑剂920与由外部流体722b带来的污染物隔离。在一个实施方案中，密封件724可以是波纹管密封件。挠性波纹管密封件可以用作为压力补偿装置(而不是使用专用装置，例如如参考图7和图8所描述的浮动密封件735)，以将压力从流体722b传到润滑剂920。密封件725将润滑剂920与由流体722b带来且围绕销710的污染物隔离。密封件725允许销710与下部区段构件790之间的差分移动。密封件725经由流体流动路径932c也与润滑剂920流体连通。由于流体722b与润滑剂920之间的压力经由密封件724达到均衡，因此销密封件725不会隔离两个电压水平，从而实现例如密封件725的动态密封功能的较长使用寿命。
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的润滑剂体积分别增大和减小而膨胀或收缩的任何密封件，和允许需要密封的部分之间的移动的密封件。可以利用任何合适的挠性件，包括但不限于波纹管密封件和挠性橡胶密封件。在图10的配置中，围绕动态密封件724提供挠性密封件1020，所述动态密封件将密封件724与在钻井组件外部的流体722b隔离。围绕动态密封件772提供挠性密封件1030，所述动态密封件保护密封件772不受钻井组件内的流体722a影响。本文中根据公开制造的偏转装置可以被配置成：例如密封件772的单个密封件，所述密封件将在内部流经钻井组件的流体及其压力与在钻井组件外的流体隔离；例如密封件724的第二密封件，所述密封件将外部流体与内部流体或偏转装置700的部件隔离；用于隔离一个或多个其他密封件的一个或多个挠性密封件，例如动态密封件724和772；以及润滑剂储槽，例如由至少两个密封件围封以润滑偏转装置700的各种密封件的储槽920(图9)。
图11示出图9的偏转装置，所述偏转装置包括锁定装置以防止所述偏转装置的销或铰链构件710旋转。在图11的配置中，锁定构件1120可以放置在销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可以是例如销的键式元件或构件，所述键式元件或构件防止当下部区段790围绕销710倾斜或旋转时的销710的旋转。任何其他合适的装置或机构也可以用作为锁定装置，包括但不限于摩擦装置和黏接装置。
图12示出图10的偏转装置700，所述偏转装置包括处于偏转装置700的销或铰链构件710与下部区段790的构件或表面1240之间的摩擦减小装置1220，所述下部区段围绕销710移动。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区段790相对于上部区段710的倾斜或倾斜角相关的测量结果。在一个非限制性实施方案中，传感器1310(在本文中也被称为倾斜传感器)可以沿着销710、围绕销710放置，或至少部分地嵌入销710中。任何合适的传感器可以用作为传感器1310以确定倾斜或倾斜角，包括但不限于角度传感器、霍尔效应传感器、磁性传感器以及接触或触觉传感器。这些传感器也可以用于确定倾斜变化的速率。如果此传感器包括彼此面对或相对于彼此移动的两个部件，则一个此部件可以放置在销710的外表面710a上、沿着销710的外表面710a放置或嵌入销710的外表面710a中，而另一部件可以放置在下部区段790的内侧790a上、沿着下部区段790的内侧790a放置或嵌在下部区段790的内侧790a上，所述下部区段围绕销710移动或旋转。在另一方面中，距离传感器1320可以放置在例如间隙1340中，所述间隙提供关于间隙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可以放置在间隙1340中，以提供与下部区段790与上部区段720之间的接触存在和下部区段790对上部区段720施加的力的量相关的信号。
图14示出图7的偏转装置700，所述偏转装置包括处于上部区段720的区段1440中的多个传感器1410，所述传感器提供关于对沿着所需井路径钻出井眼有用的钻井组件参数和井眼参数的信息，所述过程在所属领域中有时被称为“地质导向”。一些此类传感器可以包括提供与例如工具面、倾斜度(重力)和方向(磁性)的参数相关的测量结果的传感器。可以将加速度计、磁强计和陀螺仪用于这些参数。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，区段1440可以邻近终端止挡器1445处于上部区段720中。然而，传感器1410可以位于钻井组件中的在偏转装置700上方或下方的任何其他合适位置或位于钻头中。另外，传感器1450可以放置在销710中以用于提供关于偏转装置700的特定物理状况的信息，包括但不限于转矩、弯曲和重量。这些传感器可以放置在销710中/周围，因为与这些参数相关的关联力是经由销710来传递。
图15示出图7的偏转装置700，所述偏转装置包括用于由偏转动态(例如偏转装置700和钻井组件中的振动、运动和应变能量)产生电能的装置1510。装置1510可以包括但不限于压电晶体、电磁发电机、MEMS装置。所产生的能量可以存储在钻井组件中的存储装置中，所述存储装置例如电池或电容器1520，并且可以用于为钻井组件中的各种传感器、电气电路和其他装置供电。
参考图13至图14，来自传感器1310、1320、1350、1410以及1450的信号可以通过硬线、光学装置或无线传输方法(包括但不限于声、射频和电磁方法)传输或通信到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内存中，和/或经由任何合适的遥测方法(包括但不限于有线管、泥浆脉冲遥测、声传输以及电磁遥测)将相关信息实时地通信或传输到地面控制器。来自传感器1310的倾斜信息可以被操作员利用，以控制沿着所需或预定井路径的钻井方向(即地质导向)并且控制例如钻头上重量的操作参数。传感器1320提供的关于由下部区段790对上部区段720施加的力的信息可以用于控制钻头重量，以减轻对偏转装置700的损害。来自传感器1450的转矩、弯曲和重量信息与偏转装置的健康和钻井过程相关，并且可以用于控制钻井参数，例如在钻头上施加和传递的重量。关于钻井组件内和环带中的压力的信息可以用于控制密封件周围且因此润滑剂上的差压。
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包括参考图2至图12描述的偏转装置1650的钻井组件1630以用于钻出直线和偏斜井眼。钻井系统1600被示出为包括形成于地层1619中的井眼1610，所述井眼包括用钻柱1620钻出的上部井眼区段1611(其中安装有套管1612)和下部井眼区段1614。钻柱1620包括管状构件1616，所述管状构件在其底部末端带有钻井组件1630。管状构件1616可以是通过接合管区段、卷曲管柱或其组合形成的钻杆。钻井组件1630被示出为连接到附着到其底部末端的崩解装置，例如钻头1655。钻井组件1630包括许多装置、工具和传感器以用于提供与地层1619、钻井组件1630和钻井操作的各种参数相关的信息。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被示出为从地面1667处的示例性钻机1680输送到井眼1610中。为了易于解释，示例性钻机1680被示出为陆上钻机。本文中公开的设备和方法也可以与海上钻机一起使用。联接到钻柱1620的转盘1669或顶部驱动器1669a可以用于使钻柱1620且因此钻井组件1630旋转。在地面1667处的可以是基于计算机的系统的控制单元1690(也被称为“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和用于控制钻井组件1630中的各种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、用于存储数据的数据存储装置(或计算机可读介质)1694和处理器1692可访问的计算机程序1696，所述计算机程序以用于确定在钻出井眼1610期间的各种兴趣参数和用于控制钻井组件1630中的各种装置和工具和用于钻出井眼1610的装置和工具的选定操作。数据存储装置1694可以是任何合适的装置，包括但不限于只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、闪存、磁带、硬盘以及光盘。为了钻出井眼1610，在压力下将钻井液1679泵汲到管状构件1616中，所述钻井液通过钻井组件1630并且在钻头1655的底部1610a排出。钻头1655将地层岩石崩解成碎片1651。钻井液1679与碎片1651一起经由钻柱1620与井眼1610之间的环形空间(也被称为“环带”)1627返回到地面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(也被称为钻井时测量(MWD)传感器、钻井时测井(LWD)传感器或工具，以及参考图13至图15所描述的传感器，所述传感器被统称为井下装置并且由数字1675指示，和用于处理从井下装置1675接收的数据的至少一个控制单元或控制器1670。井下装置1675包括广泛多种传感器，所述传感器实时地提供与钻井组件1630和/或钻头1655的方向、位置和/或定向相关的测量结果或信息。这些传感器包括但不限于加速度计、磁强计、陀螺仪、深度测量传感器、机械钻速测量装置。装置1675也包括提供关于钻柱行为和钻井操作的信息的传感器，所述传感器包括但不限于提供关于振动、涡动、黏滑、钻头到地层中的机械钻速、钻头重量、转矩、弯曲、涡动、流动速率、温度以及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性质的测量或信息的工具或装置，包括但不限于电阻率工具、声学工具、伽马射线工具、核工具、取样或测试工具、取岩心工具以及核磁共振工具。钻井组件1630也包括用于向各种井下装置1675提供电能的发电装置1686和可以利用任何合适的遥测技术的遥测系统或单元1688，所述遥测技术包括但不限于泥浆脉冲遥测、电磁遥测、声遥测以及有线管。这些遥测技术是所属领域中已知的，并且因此不在本文中予以详细描述。如上文所提及，钻井组件1630还包括偏转装置(也被称为导向单元或装置)1650，所述偏转装置使操作员能够在所需方向上导向钻头1655以钻出偏斜井眼。沿着导向区段1650提供例如稳定器1662和1664的稳定器，以使含有偏转装置1650的区段(也被称为导向区段)和钻井组件1630的其余部分稳定。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和处理器1672可访问的程序1676。在多个方面中，控制器1670在钻井期间接收来自各种传感器的测量结果，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兴趣参数并且使遥测系统1688将一些或全部此信息传输到地面控制器1690。在多个方面中，控制器1670可以确定钻井组件和钻头的位置和定向，并且将此信息发送到地面。可选地或除此之外，地面处的控制器1690还根据从钻井组件接收的数据来确定这些参数。地面处的操作员、控制器1670和/或控制器1690可以响应于这些确定或计算的方向参数而沿着所需方向来定向(方向和倾斜)钻井组件，以钻出偏斜井眼区段。在各种方面中，钻井系统1600允许操作员通过基于在地面处根据先前所描述的井下测量结果确定的定向测量结果来定向钻井组件(例如相对于北、相对于高侧等、)而在任何所需方向上定向偏转装置，以沿着所需井路径钻出曲线和直线区段，监控钻井方向，并且响应于从本文中所描述的传感器确定的各种参数而视需要连续地调整定向以及调整钻井参数以减轻对钻井组件的部件的损害。这些动作和调整可以由系统中的控制器自动地进行，或由来自操作员的输出进行，或半手动地进行。
因此，在特定方面中，所述偏转装置包括一个或多个传感器，所述一个或多个传感器提供与定向钻井参数或偏转装置的状态相关的测量结果，例如角或角速率、距离或距离速率，此两者与倾斜或倾斜速率相关。此类传感器可以包括但不限于弯曲传感器或电磁传感器。电磁传感器使用感应定律或容量变化而将与倾斜变化相关的角度变化或距离变化转化成电压。同一个传感器或另一传感器可以测量多个钻井动态参数，例如加速度、钻头上的重量、弯曲、转矩、RPM。所述偏转装置也可以包括地层评估传感器，所述地层评估传感器被用于经由到地面的通信或自动地经由井下控制器来作出地质导向决定。例如电阻率、声、核磁共振(NMR)、核等的地层评估传感器可以用于识别包括地质界线的井下地层特征。
在特定其他方面中，本文中所描述的钻井组件包括偏转装置，所述偏转装置：(1)在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，以允许钻出曲线或关节井眼区段；并且(2)所述倾斜在钻井组件经过旋转时变直，以允许钻出直线的井眼区段。在一个非限制性实施方案中，可以提供机械施力装置以引发倾斜。在另一非限制性实施方案中，可以提供液压装置以引发倾斜。可以提供减震装置以帮助在钻井组件旋转时保持倾斜成直线。也可以提供减震装置以在对倾斜施加快速力时(例如在工具面波动期间、)支持钻井组件的关节位置。另外，可以提供节流器以减小或控制倾斜的速率。因此，在各种方面中，钻井组件在钻井组件不旋转时自动地连接到倾斜或铰接位置，并且在钻井组件旋转时自动地达成之间或基本上直线的位置。传感器提供关于所述下部钻井组件在所述井眼中的方向(位置和定向)的信息，所述信息被用于使所述钻井组件的所述下部区段沿着所需钻井方向定向。可以提供永久性预定倾斜，以在钻井组件旋转固定时帮助下部区段倾斜。在偏转装置中提供终端止挡器，所述终端止挡器限定下部区段相对于钻井组件的上部区段的最小或最大倾斜。钻井组件中的多种传感器(包括在偏转装置中或偏转装置相关联的那些传感器)被用于沿着所需井路径钻出井眼和进行校正动作以减轻对钻井组件的部件的损害。出于本公开的目的，基本上旋转固定通常意味钻井组件不会因为使钻柱从地面旋转而旋转。短语“基本上旋转固定”和术语“固定”被视为等效的。而且，“直线”区段意图包括“基本上直线”的区段。
先前公开能够涉及特定的示例性实施方案和方法。所属领域的技术人员将了解各种修改。意图由前述公开内容包括在随附权利要求的范围内的所有此类变化。如权利要求中所用的词“包括”将解释为意味“包括但不限于”。

Claims (22)

1.一种用于钻出井眼的钻井组件，所述钻井组件包括：
驱动器，所述驱动器用于使钻头旋转；
偏转装置，所述偏转装置使所述钻井组件的下部区段能够在所述钻井组件基本上旋转固定时在选定平面内倾斜，以允许在所述钻头通过所述驱动器旋转时钻出所述井眼的曲线区段，并且其中当所述钻井组件旋转时，所述倾斜减小，以允许钻出所述井眼的较直区段；以及
传感器，所述传感器提供与用于沿着所需方向钻出所述井眼的所述钻井组件的方向相关的测量结果。
2.如权利要求1所述的钻井组件，所述钻井组件还包括控制器，所述控制器根据由所述传感器提供的所述测量结果来确定与所述钻井组件的所述方向相关的兴趣参数。
3.如权利要求2所述的钻井组件，其中所述兴趣参数是从由以下各项组成的群组中选出：所述钻井组件的至少一部分的倾斜度、方位角和工具面。
4.如权利要求1所述的钻井组件，其中所述钻井组件的所述下部区段围绕枢转连接件倾斜，所述枢转连接件是从由(i)销和(ii)球形接头组成的群组中选出。
5.如权利要求1所述的钻井组件，其中所述偏转装置包括至少一个密封件。
6.如权利要求5所述的钻井组件，其中所述偏转装置包括至少两个密封件和润滑剂，所述润滑剂以所述至少两个密封件为界以润滑所述至少两个密封件。
7.如权利要求6所述的钻井组件，其中使所述润滑剂与所述钻井组件中的压力和环空压力中的一者压力平衡。
8.如权利要求1所述的钻井组件，其中所述偏转装置包括第一终端止挡器，所述第一终端止挡器限定所述下部区段相对于所述钻井组件的上部区段的最小倾斜角。
9.如权利要求8所述的钻井组件，其中所述最小角大于零。
10.如权利要求8所述的钻井组件，其中所述偏转装置包括第二终端止挡器，所述第二终端止挡器限定所述下部区段的最大倾斜角。
11.如权利要求1所述的钻井组件，所述钻井组件还包括减震器，当所述钻井组件基本上旋转固定时，所述减震器减小所述下部区段相对于上部区段的倾斜变化率。
12.一种钻出井眼的方法，所述方法包括：
在所述井眼中输送钻井组件，所述钻井组件包括：驱动器，所述驱动器用于使钻头旋转；偏转装置，所述偏转装置使所述钻井组件的下部区段能够在所述钻井组件基本上旋转固定时在选定平面内倾斜，以允许在所述钻头通过所述驱动器旋转时钻出所述井眼的曲线区段，并且其中当所述钻井组件旋转时，所述倾斜减小，以允许钻出所述井眼的较直区段；以及传感器，所述传感器提供与用于沿着所需方向钻出所述井眼的所述钻井组件的所述方向相关的测量结果；
通过使所述钻井组件从表面位置旋转来钻出所述井眼的直线区段；
致使所述钻井组件变成至少基本上旋转固定；
确定与所述钻井组件在所述井眼中的方向相关的兴趣参数；以及
响应于所述确定的兴趣参数，通过所述钻井组件中的驱动器钻出所述井眼的曲线区段。
13.如权利要求11所述的方法，其中与所述钻井组件的所述方向相关的所述兴趣参数是从由以下各项组成的群组中选出：所述钻井组件的至少一部分的倾斜度、方位角和工具面。
14.如权利要求12所述的方法，其中所述下部区段围绕枢转连接件倾斜，所述枢转连接件是从由(i)销和(ii)球形接头组成的群组中选出。
15.如权利要求12所述的方法，所述方法还包括在所述偏转装置中提供至少一个密封件。
16.如权利要求15所述的方法，所述方法还包括提供所述偏转装置中的至少两个密封件和润滑剂，所述润滑剂以所述至少两个密封件为界以润滑所述至少两个密封件。
17.如权利要求16所述的方法，其中使所述润滑剂与所述钻井组件中的压力和环空压力中的一者压力平衡。
18.如权利要求14所述的方法，其中所述钻井组件的所述下部区段的表面围绕所述枢转连接件的固定表面移动。
19.如权利要求12所述的方法，所述方法还包括：在所述偏转装置中提供第一终端止挡器，所述第一终端止挡器限定所述钻井组件的所述下部区段相对于所述钻井组件的上部区段的最小倾斜角。
20.如权利要求19所述的方法，其中所述最小角大于零。
21.如权利要求12所述的方法，所述方法还包括在所述偏转装置中提供第二终端止挡器，所述第二终端止挡器限定所述下部区段的最大倾斜角。
22.如权利要求12所述的方法，所述方法还包括：提供减震器，当所述钻井组件基本上旋转固定时，所述减震器减小所述下部区段相对于上部区段的倾斜变化率。
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