CN109844261B - 使用自调节偏转装置和偏转传感器钻探定向井的钻探设备 - Google Patents

使用自调节偏转装置和偏转传感器钻探定向井的钻探设备 Download PDF

Info

Publication number
CN109844261B
CN109844261B CN201780058675.3A CN201780058675A CN109844261B CN 109844261 B CN109844261 B CN 109844261B CN 201780058675 A CN201780058675 A CN 201780058675A CN 109844261 B CN109844261 B CN 109844261B
Authority
CN
China
Prior art keywords
drilling
drilling assembly
section
sensor
wellbore
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.)
Active
Application number
CN201780058675.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109844261A (zh
Inventor
V·彼得斯
A·彼得
C·富尔达
H·艾格斯
H·格里默尔
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.)
Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes 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 Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Priority claimed from PCT/US2017/052654 external-priority patent/WO2018057697A1/en
Publication of CN109844261A publication Critical patent/CN109844261A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109844261B publication Critical patent/CN109844261B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/067—Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/02—Automatic control of the tool feed
    • E21B44/04—Automatic control of the tool feed in response to the torque of the drive ; Measuring drilling torque
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)

Abstract

公开了一种用于钻探定向井筒的设备，在一个非限制性实施方案中，所述设备包括：驱动器，其用于旋转钻头；偏转装置，其使得所述钻探组件的下段能够当所述钻探组件基本上旋转静止时在所选择的平面内围绕所述偏转装置的构件倾斜以允许当所述钻头通过所述驱动器旋转时钻探所述井筒的曲线段，并且其中当所述钻探组件旋转时所述倾斜减小以允许钻探所述井筒的较直段；以及倾斜传感器，其提供与所述下段的倾斜有关的测量值。控制器确定与倾斜有关的感兴趣的参数，用于控制定向井筒的钻探。

Description

使用自调节偏转装置和偏转传感器钻探定向井的钻探设备
相关申请的交叉引用
本申请要求2016年9月23日提交的美国申请号15/274851的权益，所述美国申请15/274851通过引用整体并入本文。
背景技术
1.发明领域
本公开总体上涉及钻探定向井筒。
2.发明背景
使用钻柱在地下地层中钻探井筒或井(也称为钻孔)以用于生产烃(油气)，所述钻柱包括附接到钻杆底部的钻探组件(通常称为“井底钻具组件”或“BHA”)。附接到钻探组件的底部的钻头通过从地面旋转钻柱和/或通过钻探组件中的驱动器(诸如泥浆马达)来旋转。钻探井筒的曲线段和直线段(定向钻探)的常见方法使用固定弯曲(也称为可调造斜或“AKO”)泥浆马达来向钻头提供所选择的弯曲或倾斜以形成井的曲线段。为了钻探曲线段，停止从地面的钻柱旋转，AKO的弯曲部被定向成所希望的造斜方向并且钻头通过泥浆马达来旋转。一旦曲线段完成，包括弯曲部的钻探组件从地面旋转以钻探直线段。此类方法产生不均匀的钻孔。钻孔品质随着倾斜或弯曲增加而降级，从而引起像钻孔盘旋的影响。其他归因于弯曲组件旋转的负面钻孔品质影响包括钻探超径钻孔、钻孔崩落和重量转移。此类设备和方法与不具有AKO的钻探组件相比还在泥浆马达部件上诱导高应力和振动，并且由于弯曲部随着钻探组件旋转而接触井筒的内部在钻探组件与井筒之间形成高摩擦。因此，通过减小AKO弯曲部的角度来减小最大造斜率(build rate)以减小钻探组件中的泥浆马达和其他部件上的应力。此类方法导致钻探此类井筒需要额外的时间和费用。因此，希望提供用于在钻探组件中没有固定弯曲部的情况下钻探曲线井筒段和直线段以减小钻探组件部件上的应力并且使用各种井下传感器控制井筒钻探的钻探组件和方法。
本文的公开内容提供了用于钻探井筒的设备和方法，其中钻探组件包括偏转装置，该偏转装置允许(或自调节)连接到钻头的钻探组件的下段当钻探组件基本上旋转静止时相对于钻探组件的上段倾斜或弯曲以钻探曲线井筒段，并且当钻探组件旋转时矫直钻探组件的下段以钻探直线或相对直线井筒段。各种传感器提供关于涉及钻探组件方向、偏转装置、钻探组件行为和/或钻探组件钻穿的地下地层的参数的信息，该信息可用于沿着期望方向钻探井筒并用于控制偏转装置、钻探组件和钻探操作的各种操作参数。
发明内容
在一个方面，公开了一种用于钻探定向井筒的设备，在一个非限制性实施方案中，该设备包括：驱动器，其用于旋转钻头；偏转装置，其使得钻探组件的下段能够当钻探组件基本上旋转静止时在所选择的平面内围绕偏转装置的构件倾斜以允许当钻头通过驱动器旋转时钻探井筒的曲线段，并且其中当钻探组件旋转时倾斜减小以允许钻探井筒的较直段；以及倾斜传感器，其提供与下段的倾斜有关的测量值。控制器确定与倾斜有关的感兴趣的参数，用于控制定向井筒的钻探。
在另一方面，公开了一种用于钻探定向井筒的方法，在一个实施方案中，该方法包括：在井筒中输送钻探组件，该钻探组件包括：驱动器，其用于旋转钻头；偏转装置，其使得钻探组件的下段能够当钻探组件基本上旋转静止时在所选择的平面内围绕偏转装置的构件倾斜以允许当钻头通过驱动器旋转时钻探井筒的曲线段，并且其中当钻探组件旋转时倾斜减小以允许钻探井筒的较直段；以及倾斜传感器，其提供与下段的倾斜有关的测量值；通过使钻探组件从地面位置旋转来钻探井筒的直线段；使钻探组件变得至少基本上旋转静止；确定与下段的倾斜有关的感兴趣的参数；以及响应于所确定的与倾斜有关的参数，通过钻探组件中的驱动器钻探井筒的曲线段。
已相当广泛地概括钻探装置的更重要特征的示例，以便可更好地理解其随后的具体实施方式，并且以便可了解对本领域的贡献。存在下文将描述并且将构成权利要求的主题的另外特征。
附图说明
为了详细理解本文公开的设备和方法，应该参考附图和其具体实施方式，其中相同元件通常给定为相同数字，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曲线段中的钻探组件，所述钻探组件包括用于钻探井筒的曲线段和直线段的偏转装置或机构；
图2示出当钻探组件的下段相对于上段倾斜时图1的钻探组件的偏转装置的非限制性实施方案；
图3示出当钻探组件的下段相对于上段笔直时图2的钻探组件的偏转装置；
图4示出偏转装置的非限制性实施方案，所述偏转装置包括发起钻探组件(诸如图1所示的钻探组件)中的倾斜的施力装置；
图5示出液压装置的非限制性实施方案，所述液压装置发起钻探组件(诸如图1所示的钻探组件)中的倾斜；
图6A和图6B示出阻尼器(诸如图2至图5所示的阻尼器)的某些细节，所述阻尼器用于减小或控制钻探组件的倾斜速率；
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的液压段以及下段相对于上段的预定最小倾斜；
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，示出了其中具有润滑剂的密封液压段，所述润滑剂为图7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，还包括用于将图9所示的密封件相对于外部环境隔离的柔性密封件；
图11示出图9的偏转装置，其包括锁定装置，该锁定装置防止偏转装置的销或铰链构件旋转；
图12示出图11的偏转装置，其包括使偏转装置的销或铰链构件与下段的围绕销移动的构件或表面之间的摩擦减小的装置；
图13示出图7的偏转装置，其包括提供与钻探组件的下段相对于上段的倾斜有关的测量值的传感器以及提供与在钻探期间由下段在上段上施加的力有关的测量值的传感器；
图14示出图7的偏转装置，其示出了与定向钻探和钻探组件参数有关的传感器的放置有关的非限制性实施方案；
图15示出图7的偏转装置，其包括用于生成由于在井筒的钻探期间钻探组件中的振动或运动而引起的电能的装置；以及
图16示出具有在井筒中输送的钻柱的示例性钻探系统，所述钻探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探组件。
具体实施方式
在多个方面，本文的公开内容提供在用于定向钻探(钻探井筒的直线段和曲线段)的钻柱中使用的钻探组件或BHA，所述钻探组件或BHA包括偏转装置，所述偏转装置发起倾斜以使得能够钻探井筒的曲线段并且自行矫直以使得能够钻探井筒的直线(垂线和切线)段。此钻探组件允许当钻探组件旋转时钻探直线段，并且允许当钻探组件静止同时钻头用井下驱动器来旋转时钻探曲线段。在多个方面，定向钻探通过以下方式来实现：当钻柱以及因此钻探组件静止时使用自调节“铰接接头”(本文中也称为“枢转连接件”、“铰链装置”或“铰接”装置)以允许钻探组件中的倾斜；以及任选地当钻探组件旋转时使用阻尼器以维持钻探组件笔直。在其他方面，可使用施力装置诸如弹簧或液压装置以通过将力施加到铰链方向中来发起或协助倾斜。在另一方面，将铰链装置或铰接装置相对于外部环境密封(即，钻探流体流过驱动器、井筒和/或井筒环空)。可以将在其端部具有钻头的钻探组件的下段相对于钻探组件的上段倾斜所围绕的铰链密封以从相对移动的构件中排除污染物、磨蚀性流体、腐蚀性流体。术语钻探组件的“上段”是指钻探组件的位于铰链装置的井上的部分，而术语钻探组件的“下段”用于钻探组件的位于铰链装置的井下的部分。在另一方面，偏转装置包括止动件，该止动件将下段保持在小倾斜(例如，约0.05度或更大)，以便在钻柱静止时促进下段开始相对于上段倾斜。在另一方面，当钻柱旋转时，止动件可允许下段相对于上段达到直线位置。在另一方面，偏转装置包括另一止动件，该另一止动件限定下段相对于上段的最大倾斜。利用本文所述的钻探组件的钻探系统还包括一个或多个传感器，该一个或多个传感器提供与一个或多个感兴趣的参数有关的信息或测量值，诸如方向参数，包括但不限于工具面倾斜度，以及钻探组件的至少一部分的方位角。术语“工具面”是感兴趣点(诸如偏转装置指向的方向)与参考之间的角度。术语“高侧”是这样的参考，即意指在垂直于工具轴线的平面中的方向，其中重力是最低的(负的最大值)。也可以使用其他参考，诸如“低侧”和“磁北”。其他实施方案可包括：传感器，其提供与偏转装置中的倾斜和倾斜速率有关的测量值；传感器，其提供与下段施加到上段上的力有关的测量值；传感器，其提供关于钻探组件和偏转装置的行为的信息；以及装置(也称为能量收集装置)，其可以利用从偏转装置中的运动(例如，振动)收集的电能。钻探组件中和/或地面上的控制器确定来自传感器测量值的一个或多个参数并且可配置为经由合适的遥测机构将此信息实时传送到地面以使得操作者(例如，自动钻探控制器或人类操作员)能够控制钻探操作，包括但不限于：选择钻探组件以及因此钻头的倾斜量和方向；调整操作参数，诸如施加在钻探组件上的重量和钻探流体泵速率。钻探组件中和/或地面上的控制器还可以导致钻头响应于一个或多个确定的感兴趣参数而以期望的倾斜沿着期望的方向指向。
在其他方面，一种根据本公开的实施方案制造的钻探组件：使井筒盘旋减少；使直线段钻探期间钻探组件和井筒壁之间的摩擦减小；使钻探组件的部件上的应力减小，所述部件包括但不限于井下驱动器(诸如泥浆马达、电动驱动器、涡轮等)；以及允许钻探组件的容易定位以用于定向钻探。出于本公开的目的，术语静止意味着包括旋转静止(不旋转)或以相对小的旋转速度(rpm)旋转，或者在最大角度位置和最小角度位置之间的角摆动(也称为“工具面波动”)。另外，关于井筒或钻探组件所使用的术语“直线”包括术语“直线”、“垂线”和“切线”，并且还包括短语“基本上直线”、“基本上垂线”或“基本上切线”。例如，短语“直线井筒段”或“基本上直线井筒段”将意味着包括任何“完全直线”的井筒段或具有如上所述并且稍后更详细地描述的相对小的曲率的段。
图1示出井筒101的曲线段中的钻探组件100。在非限制性实施方案中，钻探组件100包括用于钻探井筒101的曲线段和直线段的偏转装置(本文也称为柔性装置或偏转机构)120。钻探组件100还包括井下驱动器或驱动器，诸如具有定子141和转子142的泥浆马达140。转子142联接到传动装置诸如柔性轴143，所述柔性轴143联接到设置在轴承组件145中的另一轴146(也称为“驱动轴”)。轴146联接到碎裂装置，诸如钻头147。钻头147在钻探操作期间，当钻探组件100和/或泥浆马达140的转子142旋转时由于钻探流体(诸如泥浆)的循环而旋转。在其他实施方案中，井下驱动器可包括可旋转钻头147的任何其他装置，包括但不限于电动马达和涡轮。在某些其他实施方案中，碎裂装置可包括适于碎裂岩层的任何其他装置，包括但不限于电脉冲装置(也称为放电装置)。钻探组件100连接到钻杆148，所述钻杆148从地面旋转以使钻探组件100以及因此钻探组件100和钻头147旋转。在图1所示的具体钻探组件构造中，可通过使钻杆148以及因此钻探组件100和/或泥浆马达140旋转来旋转钻头147。当流体循环通过钻探组件100时，转子142使钻头147旋转。钻探组件100还包括偏转装置120，该偏转装置120具有轴线120a，其可以垂直于钻探组件100的上段的轴线100a。虽然在图1中偏转装置120被示出为在泥浆马达140下方并且联接到下段，诸如设置在轴承组件145上方的外壳或管状物160，但是偏转装置120还可位于驱动器140上方。在本文公开的偏转装置120的各种实施方案中，外壳160沿着由图1)中的钻探组件的上段110a的轴线和钻探组件的下段100b的轴线限定的所选择的或已知的平面倾斜所选择的或已知的量以使钻头147沿着所选择的平面倾斜，这允许钻探曲线钻孔段。如后面参考图2至图6所述，当钻探组件100静止(不旋转)或基本上旋转静止时，发起倾斜。然后在不使钻探组件100旋转的情况下通过由泥浆马达140使钻头147旋转来钻探曲线段。当钻探组件旋转时，偏转装置120矫直，这允许钻探直线井筒段。因此，在多个方面，当钻杆148以及因此钻探组件100旋转静止或基本上旋转静止并且通过驱动器140来旋转钻头147时，偏转装置120在钻探组件100中允许所选择的倾斜，所述倾斜能够沿着期望的井筒路径钻探曲线段。然而，当钻探组件100诸如通过从地面旋转钻杆148来旋转时，倾斜矫直并且允许钻探直线钻孔段，如参考图2至图9更详细地描述。在一个实施方案中，稳定器150被提供在偏转装置120下方(偏转装置120与钻头147之间)，其发起偏转装置120中的弯曲力矩并且还当钻探组件100不旋转时维持倾斜并在钻探曲线钻孔段期间在钻头上施加重量。在另一个实施方案中，除了发起偏转装置120中的弯曲力矩并且在钻探曲线钻孔段期间维持倾斜的稳定器150以外或在没有所述稳定器150的情况下，稳定器152可被提供在偏转装置120上方。在其他实施方案中，多于一个稳定器可被提供在偏转装置120上方和/或下方。可进行建模以确定用于最佳操作的稳定器的位置和数量。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另外的弯曲部，其可包括但不限于固定弯曲部、柔性弯曲部、偏转装置和销或铰链装置。
图2示出在钻探组件(诸如图1所示的钻探组件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包括枢轴构件诸如销或铰链210，该销或铰链210具有轴线212，其可以垂直于钻探组件100的纵向轴线214，钻探组件100的下段290的外壳270围绕所述枢轴构件，围绕由轴线212限定的平面而相对于上段220(上段的一部分)倾斜或偏斜所选择的量。外壳270在基本上直端止动件282与斜端止动件280之间倾斜，从而限定最大倾斜。当下段290的外壳270在相反方向上倾斜时，直端止动件282限定钻探组件100的直线位置，其中倾斜为零，或者另选地，当倾斜相对小但大于零时(诸如约0.2度或更大)，限定基本上直线位置。这种倾斜可以帮助发起钻探组件100的下段290的倾斜，用于在钻探组件旋转静止时钻探曲线段。在此类实施方案中，外壳270沿着如由销轴线212所限定的特定平面或径向方向倾斜。一个或多个密封件(诸如密封件284)，其被提供在外壳270内部与钻探组件100的另一构件之间，将密封件284下方的外壳270的内段相对于外部环境(诸如钻探流体)密封。
仍然参考图1和图2，当在钻头147上施加重量并且在钻杆148基本上旋转静止的同时钻探进展时，它会发起外壳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发起偏转装置120中的弯曲力矩并且还当钻杆148以及因此钻探组件100基本上旋转静止时维持倾斜并在钻探曲线钻孔段期间在钻头147上施加重量。类似地，除了稳定器150和钻头以外或在没有所述稳定器150和钻头的情况下，稳定器152也可以确定偏转装置120中的弯曲力矩并且在钻探曲线井筒段期间维持倾斜。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，阻尼装置或阻尼器240可被提供以减小或控制当钻探组件100旋转时的倾斜变化速率。在一个非限制性实施方案中，阻尼器240可包括活塞260和经由管线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速率。在外壳270上施加力F1将引起外壳270以及因此下段290围绕销轴线212倾斜。在外壳270上施加与力F1的方向相反的力F1’引起外壳270以及钻探组件100矫直或倾斜到力F1’的相反方向中。阻尼器还可用于在钻探组件100从地面旋转期间稳定外壳270的矫直位置。参考图6A和图6B更详细地描述阻尼装置240的操作。然而，可使用任何其他合适的装置来减小或控制钻探组件100围绕销210的倾斜变化速率。
现在参考图1至图3，当钻杆148基本上旋转静止(不旋转)并且在钻探进展的同时在钻头147上施加重量时，偏转装置将围绕枢轴轴线212在枢轴210处发起钻探组件100的倾斜。通过井下驱动器140进行的钻头147旋转将引起钻头147发起对曲线段的钻探。随着钻探继续，施加在钻头147上的连续重量将持续使倾斜增加，直到倾斜达到由斜端止动件280限定的最大值。因此，一方面，曲线段可通过将枢轴210包括在钻探组件100中使用由斜端止动件280限定的倾斜来钻探。如果如图2所示阻尼装置240被包括在钻探组件100中，钻探组件100围绕枢轴210倾斜将引起段290中的外壳270在活塞260上施加力F1，从而引起流体261(诸如油)经由导管或路径(诸如管线260a)从活塞260转移到补偿器250。可限制流体261从活塞260到补偿器250的流动以减小或控制倾斜变化速率并且避免下段290突然倾斜，如参考图6A和图6B更详细地描述。在图1和图2的具体图示中，钻头147将向上钻探曲线段。为了在钻探曲线段之后钻探直线段，钻探组件100可旋转180度以消除倾斜，然后再从地面旋转以钻探直线段。然而，当钻探组件100旋转时，基于稳定器150和/或152或者其他井筒设备在偏转装置120和钻头147之间以及与井筒壁接触的位置，井筒中的弯曲力作用在外壳270上并且施加与力F1的方向相反方向的力，从而使外壳270以及因此钻探组件100矫直，这允许流体261从补偿器250流动到活塞260，引起活塞向外移动。可以限制也可以不限制这种流体流动，这允许外壳270以及因此下段290快速矫直(没有明显延迟)。可通过定位成与活塞260、补偿器250或两者力连通的弹簧来支持活塞260的向外移动。直端止动件282限制构件270的移动，从而使得只要钻探组件100被旋转，下段290就保持笔直。因此，图1和图2所示的钻探组件100的实施方案提供当钻探组件120静止(不旋转)或基本上静止时自发起倾斜并且当钻探组件100旋转时自行矫直。虽然图1所示的井下驱动器140被示为泥浆马达，但可使用任何其他合适的驱动器来使钻头147旋转。图3示出处于直线位置的钻探组件100，其中外壳270靠在直端止动件282之上。
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420包括施力装置诸如弹簧450，其在下段290的外壳270上持续施加径向向外的力F2以向下段290提供或发起倾斜。在一个实施方案中，弹簧450可被置于外壳270内部与传动装置143(图1)外部的外壳470之间。在该实施方案中，弹簧450引起外壳270围绕枢轴210径向向外倾斜高达至由斜端止动件280限定的最大弯曲。当钻探组件100静止(不旋转)或基本上旋转静止时，在钻头147上施加重量并且通过井下驱动器140使钻头旋转，钻头147将发起对曲线段的钻探。随着钻探继续，倾斜增加至其由斜端止动件280限定的最大水平。为了钻探直线段，从地面旋转钻探组件100，这引起钻孔在外壳270上施加力F3，从而压缩弹簧450以使钻探组件100矫直。当通过施加力F3来压缩弹簧450时，外壳270减轻了活塞260上的压力，这允许流体261从补偿器250通过管线262流回到活塞260而没有如参考图6A和图6B更详细地描述的明显延迟。
图5示出发起钻探组件100中的所选择的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。钻探组件100还可包括阻尼装置或阻尼器，诸如图2所示的阻尼器240。阻尼装置240包括图2所示并且参考图2所述的活塞260和补偿器250。液压施力装置540可被放置成与装置240成180度。活塞560和补偿器550彼此液压连通。在钻探期间，流体512a(诸如钻探泥浆)在压力下流过钻探组件100，并且通过钻探组件100与井筒之间的环空返回到地面，如由流体512b所示。钻探组件100中流体512a的压力P1比环空中流体512b的压力P2大(通常20-50巴)。当流体512a流过钻探组件100时，压力P1作用在补偿器550上并且对应地作用在活塞560上，同时压力P2作用在补偿器250上并且对应地作用在活塞260上。大于压力P2的压力P1在活塞560上形成压差(P1-P2)，所述压差足以引起活塞560径向向外移动，这使外壳270向外推动以发起倾斜。如参考图6A和图6B更详细地描述，限制器562可被提供在补偿器550中以减小或控制倾斜变化速率。因此，当钻杆148基本上旋转静止(不旋转)时，活塞560通过限制器562缓慢渗出液压流体561直到达到完全的倾斜角度。可选择限制器562以形成高流动阻力从而防止快速的活塞移动，这可在钻探组件的工具面波动期间存在以使倾斜稳定。压差活塞力通常在泥浆循环期间存在，并且限制器562限制倾斜速率。当钻探组件100旋转时，外壳270上的弯曲力矩迫使活塞560缩回，这使钻探组件100矫直，并且然后只要钻探组件100旋转，就维持其笔直。阻尼装置240的阻尼速率可被设定成高于装置540速率的值，以便在钻探组件100旋转期间使矫直的位置稳定。
图6A和图6B示出阻尼装置600的某些细节，所述阻尼装置600与图2、图4和图5中的装置240相同。参考图2以及图6A和图6B，当外壳270在活塞660上施加力F1时，其将液压流体(诸如油)从与活塞660相关的室662移动到与补偿器620相关的室652，如箭头610所示。限制器611限制流体从室662至室652的流动，这增加活塞660与限制器611之间的压力，从而限制或控制倾斜速率。随着液压流体持续流过限制器611，倾斜继续增加至由图2所示并且参考图2所述的斜端止动件280限定的最大水平。因此，限制器611限定倾斜变化速率。参考图6B，当如箭头F4所示，力F1从外壳270中释放时，补偿器620上的力F5使流体经由止回阀612绕过限制器611从室652移动回到活塞660的室662，这使外壳270能够移动到其直线位置而没有明显延迟。卸压阀613可被提供为安全特征件以避免超过液压元件设计规格的过度压力。
图7示出可用于钻探组件(诸如图1所示的钻探组件100)的偏转装置700的另选的实施方案。偏转装置700包括销710，该销710的销轴714垂直于工具轴线712。销710由支撑构件750支撑。偏转装置700连接到钻探组件的下段790并且包括外壳770。外壳770包括内部曲线或球形表面771，该内部曲线或球形表面771在支撑构件750的外部配合曲线或球形表面751上方移动。偏转装置700还包括密封740机构，用于将润滑流体(内部流体)732相对于外部压力和流体(钻探组件内部的流体722a和钻探组件外部的流体722b)分离或隔离。在一个实施方案中，偏转装置700包括凹槽或室730，其是开放的并将流体722a或722b的压力经由与表面751和771流体连通的内部流体室734的可移动密封件传送到润滑流体732。浮动密封件735为室734提供压力补偿。密封件772(其在外壳770的内表面771周围置于凹槽774中)将流体732相对于外部环境密封或隔离。另选地，密封构件772可被置于支撑构件750的外表面751周围的凹槽内。在这些构造中，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，当下段790围绕销710倾斜时，表面771与密封件772一起在表面751上方移动。如果密封件772设置在表面751内部，那么密封件772将与支撑构件750一起保持静止。密封机构740还包括将润滑流体相对于外部压力和外部流体722b隔离的密封件732。在图7所示的实施方案中，该密封件包括与下段790相关联的外部曲线或圆形表面791，该外部曲线或圆形表面791在下段720的固定配合曲线或圆形表面721下方移动。密封构件(诸如O型环724，其在表面721的内侧周围置于凹槽726中)将润滑流体732相对于外部压力和流体722b密封。当下段围绕销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。另选地，密封件724可被置于外表面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，本公开提供了一种密封的偏转装置，其中钻探组件的下段(诸如段790)相对于上段(诸如段720)围绕密封的润滑表面倾斜。在一个实施方案中，下段790可以配置为使得下段790相对于上段220达到完全直线位置。在此构造中，工具轴线712和下段790的轴线717将彼此对准。在另一实施方案中，下段790可配置为提供下段290相对于上段的永久最小倾斜，诸如图7所示的倾斜Amin。与下段的无初始倾斜相比，这种倾斜可以帮助下段从初始倾斜位置Amin倾斜到期望的倾斜。作为示例，对于大多数钻探操作，最小倾斜可为0.2度或更大可能是足够的。
图8示出图7的偏转装置700，此时下段790已达到完全或最大倾斜或倾斜角度Amax。在一个实施方案中，当下段790继续围绕销210倾斜时，通过上段720的表面820止动下段790的表面890。表面890和820之间的间隙850限定最大倾斜角度Amax。端口830被提供用于将室733用润滑流体732填充。在一个实施方案中，压力连通端口831被提供用于允许钻探组件外部的流体722b与室730的压力连通以及经由浮动密封件735的内部流体室734的压力。在图8中，肩部t820充当斜端止动件。内部流体室734也可以用作阻尼装置。阻尼装置在由最大倾斜角Amax限定的最大倾斜位置使用在间隙850处存在的流体(如图8中所显示)，当倾斜朝Amin减小时，所述最大倾斜角从间隙850被强迫或被挤压。合适的流体通道被设计成实现或限制间隙850的两侧与流体室734的通过偏转装置的运动来交换流体体积的其他区域之间的流动。为了支持阻尼，可以添加合适的密封件、间隙尺寸或迷宫式密封件。可以就密度和粘度方面选择润滑流体732的特性来调整阻尼参数。
图9是图7的偏转装置700的90度旋转视图，示出了偏转装置700的密封液压段900。在一个非限制性实施方案中，密封液压段900包括填充有润滑剂920的贮存器或室910，该贮存器或室910经由某些流体流动路径而与偏转装置700中的每个密封件流体连通。在图9中，流体路径932a向外部密封件724提供润滑剂920，流体路径932b向销710周围的静止密封件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的构造中，在钻探操作期间，密封件772将润滑剂相对于来自流过钻探组件的钻探流体722a的和来自钻探组件内部的钻探流体722a的压力P1(该压力高于钻探组件的外部的压力P2)的污染物隔离。密封件724将润滑剂920相对于外部流体722b的污染物隔离。在一个实施方案中，密封件724可为波纹管式密封件。柔性波纹管式密封件可以用作压力补偿装置(而不是使用专用装置，诸如浮动密封件735，如参考图7和图8所描述)来将来自流体722b的压力传送到润滑剂920。密封件725将润滑剂920相对于外部流体722b和销710周围的污染物隔离。密封件725允许销710和下段构件790之间的差异移动。密封件725也通过流体流动路径932c与润滑剂920流体连通。由于流体722b和润滑剂920之间的压力通过密封件724达到均衡，因此销密封件725不会隔离两个压力水平，从而延长了动态密封功能(诸如密封件725)的使用寿命。
图10示出了图7的偏转装置700，其可配置为包括一个或多个柔性密封件，用于将动态密封件724和772与钻探流体隔离。柔性密封件是随着此密封件内部的润滑剂体积的分别增大和减小而膨胀和收缩的任何密封件，以及允许在期望密封的零件之间移动的密封件。可以使用任何合适的柔性构件，包括但不限于波纹管式密封件和柔性橡胶密封件。在图10的构造中，柔性密封件1020被提供在动态密封件724周围，将密封件724相对于钻探组件的外侧上的流体722b隔离。柔性密封件1030被提供在动态密封件772周围，保护密封件772使其免受钻探组件内部的流体722a的影响。一种根据本文的公开内容制造的偏转装置可配置为：单个密封件，诸如密封件772，其将流过钻探组件内部的流体与钻探组件外部流体的压力隔离；第二密封件，诸如密封件724，其将外部流体与内部流体或偏转装置700的部件隔离；一个或多个柔性密封件，用于隔离一个或多个其他密封件，诸如动态密封件724和772；以及润滑剂贮存器，诸如贮存器920(图9)，由至少两个密封件包围，以润滑偏转装置700的各种密封件。
图11示出图9的偏转装置，其包括锁定装置，该锁定装置防止偏转装置的销或铰链构件710旋转。在图11的构型中，锁定构件1120可被置于销710与钻探组件的非移动构件720的构件或元件之间。锁定构件1120可以是当下段790围绕销710倾斜或旋转时，防止销710旋转的键控元件或构件(诸如销)。任何其他合适的装置或机构也可用作锁定装置，包括但不限于摩擦和粘附装置。
图12示出图10的偏转装置700，其包括摩擦减小装置1220，该摩擦减小装置1220位于偏转装置700的销或铰链构件710和围绕销710移动的下段790的构件或表面1240之间。摩擦减小装置1220可以是使移动构件(包括但不限于轴承)之间的摩擦减小的任何装置。
图13示出图7的偏转装置700，其在一个方面包括传感器1310，所述传感器1310提供与下段790相对于上段710的倾斜或倾斜角有关的测量值。在一个非限制性实施方案中，传感器1310(本文中也称为倾斜传感器)可以沿着销710布置、围绕销布置或至少部分地嵌入销中。可以使用任何合适的传感器作为传感器1310来确定倾斜或倾斜角度，包括但不限于角度传感器、霍尔效应传感器、磁传感器和接触或触觉传感器。此类传感器也可用于确定倾斜变化速率。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，则可以将一个此部件置于销710的外表面710a上、沿着外表面放置或嵌入外表面中，并且可以将其他部件置于围绕销710移动或旋转的下段790的内侧790a上、沿着该内侧布置或嵌入该内侧中。在另一方面，距离传感器1320可以例如被置于间隙1340中，提供关于间隙1340的距离或长度的测量值。间隙长度测量可用于确定倾斜或倾斜角度或倾斜变化速率。另外，一个或多个传感器1350可被置于间隙1340中以提供与下段790和上段720之间的接触的存在以及由下段790在上段720上施加的力的量有关的信号。
图14示出图7的偏转装置700，该偏转装置在上段720的段1440中包括传感器1410，所述传感器1410提供关于钻探组件参数和井筒参数的信息，所述参数对于沿着期望的井道钻探井筒(有时在本领域称为“地质导向”)是有用的。一些此类传感器可以包括提供与诸如工具面、倾斜(重力)和方向(磁性)的参数有关的测量值的传感器。加速度计、磁力计和陀螺仪可用于此类参数。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，段1440可在上段720中靠近端止动件1445处。然而，传感器1410可以位于钻探组件中在偏转装置700上方或下方或在钻头中的任何其他合适位置处。另外，传感器1450可被置于销710中用于提供关于偏转装置700的某些物理状况的信息，包括但不限于扭矩、弯曲和重量。此类传感器可被置于销710中和/或周围，因为与这些参数有关的相关力量通过销710来传递。
图15示出图7的偏转装置700，其包括装置1510，该装置1510用于生成由于偏转动力学(诸如在偏转装置700和钻探组件中的振动、运动和应变能量)而引起的电能。装置1510可包括但不限于压电晶体、电磁发生器、MEMS装置。生成的能量可以存储在钻探组件中的存储装置(诸如电池或电容器1520)中，并且可以用于为钻探组件中的各种传感器、电路和其他装置提供动力。
参考图13至图14，可以通过硬线、光学装置或无线传输方法(包括但不限于声学、射频和电磁方法)将来自传感器1310、1320、1350、1410和1450的信号发送或传送到钻探组件中的控制器或另一合适的电路。钻探组件中的控制器可处理传感器信号、将此信息存储在钻探组件中的存储器中和/或经由任何合适的遥测方法(包括但不限于有线管道、泥浆脉冲遥测、声波传输和电磁遥测)将相关信息实时地发送或传送到地面控制器。操作员可以利用来自传感器1310的倾斜信息来控制沿所需或预定井道的钻探方向(即地质导向)并控制操作参数(诸如钻压)。可以由传感器1320使用关于由下段790施加到上段720上的力的信息来控制钻压以缓解对偏转装置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态和钻探工艺有关，并且可以用于控制钻探参数，诸如在钻头上施加和传递的重量。关于钻探组件内和环空内的压力的信息可用于控制密封件周围以及因此润滑剂上的压差。
图16是示例性钻探系统1600的示意图，该示例性钻探系统1600可以使用钻探组件1630，该钻探组件1630包括参考图2至图12所描述的用于钻探直线井筒和偏斜井筒的偏转装置1650。钻探系统1600被示出为包括在地层1619中形成井筒1610，该井筒包括其中安装有套管1612的上部井筒段1611和正用钻柱1620钻探的下部井筒段1614。钻柱1620包括管状构件1616，该管状构件1616在其底端携带钻探组件1630。管状构件1616可以是通过连接管段、连续管柱或它们的组合制成的钻杆。钻探组件1630被示出为连接到碎裂装置(诸如钻头1655)，钻头1655附接到其底端。钻探组件1630包括多个装置、工具和传感器，用于提供与地层1619、钻探组件1630和钻探作业的各种参数有关的信息。钻探组件1630包括根据参考图2至图15所描述的实施方案来制造的偏转装置1650。在图16中，钻柱1630被示出为从地面1667上的示例性钻机1680输送到井筒1610中。为了便于解释，示例性钻机1680被示出为陆上钻机。本文所公开的设备和方法还可以与用于海上钻机一起利用。联接到钻柱1620的旋转台1669或顶部驱动器1669a可用于旋转钻柱1620以及因此钻探组件1630。控制单元1690(也称为“控制器”或“地面控制器”，其可以是地面1667上的基于计算机的系统)可用于接收和处理从钻探组件1630中的传感器所接收的数据并且用于控制钻探组件1630中的各种装置和传感器的钻探操作。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，其用于存储处理器1692可访问的数据和计算机程序1696以用于在钻探井筒1610期间确定各种感兴趣的参数并且用于控制钻探组件1630中的各种装置和工具的所选择的操作；以及用于钻探井筒1610的装置。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)、快闪存储器、磁带、硬盘和光盘。为了钻探井筒1610，将钻探流体1679在压力下泵送到管状构件1616，所述流体通过钻探组件1630并在钻头1655的底部1610a处排放。钻头1655将地层岩石碎裂成钻屑1651。钻探流体1679经由钻柱1620和井筒1610之间的环形空间(也称为“环空”)1627而与钻屑1651一起回到地面1667。
仍然参考图16，钻探组件1630还可包括一个或多个井下传感器(也称为随钻测量(MWD)传感器、随钻测井(LWD)传感器或工具，以及参考图13至图15所述的传感器，统称为井下装置并用数字1675表示)，以及用于处理从井下装置1675所接收的数据的至少一个控制单元或控制器1670。井下装置1675包括各种传感器，其实时地提供与钻探组件1630和/或钻头1655的方向、位置和/或取向有关的测量值或信息。此类传感器包括但不限于加速度计、磁力计、陀螺仪、深度测量传感器、机械钻速测量装置。装置1675还包括提供有关钻柱行为和钻探作业的信息的传感器，包括但不限于提供有关振动、旋转、粘滑、钻头进入地层的机械钻速、钻压、扭矩、弯曲、旋转、流率、温度和压力的信息。装置1675还可包括提供关于地层1619中的岩石、气体、流体或其任何组合的性质的测量值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、取芯工具和核磁共振工具。钻探组件1630还包括：发电装置1686，其用于向各种井下装置1675提供电能；以及遥测系统或单元1688，其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。此类遥测技术在本领域中是已知的，因此这里不再详细描述。如上所述，钻探组件1630还包括偏转装置(也称为转向单元或装置)1650，该偏转装置使操作员能够使钻头1655在所需的方向上转向以钻探偏斜井筒。稳定器，诸如稳定器1662和1664，其沿着转向段1650提供以稳定包含偏转装置1650的段(也称为转向段)以及钻探组件1630的其余部分。井下控制器1670可以包括处理器1672，诸如微处理器、数据存储装置1674和处理器1672可以访问的程序1676。在多个方面，控制器1670在钻探期间接收来自各种传感器的测量值，并且可以部分或完全处理此类信号以确定一个或多个感兴趣的参数并导致遥测系统1688将部分或全部此类信息传输到地面控制器1690。在多个方面，控制器1670可以确定钻探组件或钻头的位置和取向，并将此类信息发送到地面。作为另外一种选择或除此之外，控制器1690在地面上根据从钻探组件所接收的数据来确定此类参数。地面操作员、控制器1670和/或控制器1690可以使钻探组件沿着期望的方向取向(指向和倾斜)，以响应于此类确定或计算的方向参数来钻探偏斜井筒段。在各个方面，钻探系统1600允许操作员通过基于在地面上由早先描述的井下测量值所确定的取向测量值(例如，相对于北、相对于高侧等)而对钻探组件取向来使偏转装置沿期望方向取向以沿着期望的井道钻探曲线段和直线段、监视钻探方向以及响应于从本文所述的传感器确定的各种参数传感器而根据需要连续地调整方向，并调整钻探参数以减轻对钻探组件的部件的损坏。此类动作和调整可以由系统中的控制器自动完成，或者由操作员输入或半手动完成。
因此，在某些方面，偏转装置包括一个或多个传感器，其提供与定向钻探参数或偏转装置的状态有关的测量，诸如角度或角速率、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度变化或距离变化转换为电压。相同的传感器或另一个传感器可以测量钻探动态参数，诸如加速度、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经由与地面的通信或通过井下控制器自动进行地质导向决策。诸如电阻率、声学、核磁共振(NMR)、核等的地层评估传感器可用于识别井下地层特征，包括地质边界。
在某些其他方面，本文所述的钻探组件包括偏转装置，所述偏转装置：(1)当钻探组件未旋转并且钻头通过井下驱动器(诸如泥浆马达)来旋转时，提供倾斜以允许钻探曲线或铰接钻孔段；并且(2)当钻探组件被旋转时倾斜矫直以允许钻探直线钻孔段。在一个非限制性实施方案中，机械施力装置可被提供以发起倾斜。在另一个非限制性实施方案中，液压装置可被提供以发起倾斜。阻尼装置可被提供以当钻探组件旋转时帮助维持倾斜笔直。阻尼装置还可被提供以当快速的力施加到倾斜上时(诸如在工具面波动期间)支持钻探组件的铰接位置。另外地，限制器可被提供以减小或控制倾斜速率。因此，在各种方面，当钻探组件未旋转时，钻探组件自动铰接成倾斜或铰接位置，并且当钻探组件旋转时自动实现直线或基本上直线的位置。传感器提供关于下部钻探组件在井筒中的方向(位置和取向)的信息，该信息用于沿着期望的钻探方向定向钻探组件的下段。当钻探组件旋转静止时，可以提供永久的预定倾斜以有助于下段的倾斜。在偏转装置中提供端部止动件，其限定钻探组件的下段相对于上段的最小和最大倾斜。钻探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传感器)用于沿着期望的井道钻探井筒并采取校正措施以减轻对钻探组件的部件的损坏。出于本公开的目的，基本上旋转静止通常意指钻探组件不通过从地面旋转钻柱来旋转。短语“基本上旋转静止”和术语静止被认为是等同的。而且，“直线”段旨在包括“基本上直线”段。
前述公开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明显的。旨在所附权利要求书的范围内的所有此类修改由前述公开涵盖。权利要求中所使用的词语“包括”和“包含”应解释为意指“包括但不限于”。

Claims (15)

1.一种用于钻探井筒的钻探组件，包括：
外壳，其具有上段和与上段分离的下段；
井下驱动器，用于相对于钻杆旋转钻头；
外壳包括枢轴构件，其将外壳的上段联接到外壳的下段，其中，当所述钻杆旋转静止时，外壳的下段围绕所述枢轴构件相对于外壳的上段倾斜，以允许钻探所述井筒的曲线段，并且其中，使所述钻杆旋转使得在上段和下段之间的倾斜减小以允许钻探所述井筒的较直段；
其中，所述枢轴构件包括通过外壳的壁的第一销和通过外壳的壁的第二销；以及
倾斜传感器，其提供与在上段和下段之间的倾斜有关的测量值。
2.如权利要求1所述的钻探组件，其中所述倾斜传感器选自由以下项组成的组：角位置传感器；距离传感器；位置传感器；旋转编码器；霍尔效应传感器；磁标记物；电容式传感器；以及电感式传感器。
3.如权利要求1所述的钻探组件，还包括定向传感器，所述定向传感器提供与所述钻探组件的方向有关的测量值。
4.如权利要求1所述的钻探组件，还包括力传感器，所述力传感器提供与施加到下段和上段中的至少一个的力有关的测量值。
5.如权利要求1所述的钻探组件，还包括钻探参数传感器，所述钻探参数传感器提供与钻探参数有关的测量值。
6.如权利要求1所述的钻探组件，还包括处理器，所述处理器处理来自倾斜传感器的测量值并且将与其有关的信息发送到接收器。
7.如权利要求1所述的钻探组件，其中所述枢轴构件为枢转连接件，并且其中所述倾斜传感器提供与所述下段相对于参考的倾斜角有关的测量值。
8.一种钻探井筒的方法，包括：
从地面位置起通过钻杆在所述井筒中输送钻探组件，所述钻探组件包括：
外壳，其具有上段和与上段分离的下段；
井下驱动器，用于相对于所述钻杆旋转钻头；
外壳包括枢轴构件，其将外壳的上段联接到外壳的下段，其中，当所述钻杆旋转静止时，外壳的下段围绕所述枢轴构件相对于外壳的上段倾斜，以允许钻探所述井筒的曲线段，并且其中，使所述钻杆旋转使得在上段和下段之间的倾斜减小以允许钻探所述井筒的较直段；
其中，所述枢轴构件包括通过外壳的壁的第一销和通过外壳的壁的第二销；以及
倾斜传感器，其提供与在上段和下段之间的倾斜有关的测量值；
通过使所述钻杆从地面位置旋转来钻探所述井筒的直线段；
使所述钻杆变得至少旋转静止；
确定与所述在上段和下段之间的倾斜有关的感兴趣的参数；以及
响应于所确定的与所述在上段和下段之间的倾斜有关的感兴趣的参数，通过所述钻探组件中的所述井下驱动器来钻探所述井筒的曲线段。
9.如权利要求8所述的方法，其中所述倾斜传感器选自由以下项组成的组：角位置传感器；距离传感器；位置传感器；旋转编码器；霍尔效应传感器；磁标记物；电容式传感器；以及电感式传感器。
10.如权利要求8所述的方法，还包括在钻探所述井筒期间确定定向参数并响应于此调整钻探方向。
11.如权利要求8所述的方法，还包括确定施加到下段和上段中的至少一个的力。
12.如权利要求8所述的方法，还包括在钻探所述井筒期间确定钻探参数并响应于所确定的钻探参数采取校正动作。
13.如权利要求8所述的方法，还包括使用处理器来处理来自倾斜传感器的测量值以将与其有关的信息发送到接收器。
14.如权利要求8所述的方法，还包括：
使用装置生成由于所述钻探组件的一个或多个元件的运动而引起的电能；以及
使用所述生成的电能为倾斜传感器提供电力。
15.如权利要求8所述的方法，其中所述枢轴构件为枢转连接件，并且其中所述倾斜传感器提供与所述下段相对于参考的倾斜角有关的测量值。
CN201780058675.3A 2015-03-24 2017-09-21 使用自调节偏转装置和偏转传感器钻探定向井的钻探设备 Active CN109844261B (zh)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/667,026 US11261667B2 (en) 2015-03-24 2015-03-24 Self-adjusting directional drilling apparatus and methods for drilling directional wells
US15/274851 2016-09-23
US15/274,851 US11459828B2 (en) 2015-03-24 2016-09-23 Drilling apparatus using a self-adjusting deflection device and deflection sensors for drilling directional wells
PCT/US2017/052654 WO2018057697A1 (en) 2016-09-23 2017-09-21 Drilling apparatus using a self-adjusting deflection device and deflection sensors for drilling directional wells

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109844261A CN109844261A (zh) 2019-06-04
CN109844261B true CN109844261B (zh) 2023-02-10

Family

ID=56974953

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201680017041.9A Active CN107466334B (zh) 2015-03-24 2016-03-24 用于钻探定向井的自动调节定向钻探设备和方法
CN201780058043.7A Active CN109790742B (zh) 2015-03-24 2017-09-21 使用密封的自调整偏转装置钻取定向井的钻井设备
CN201780058675.3A Active CN109844261B (zh) 2015-03-24 2017-09-21 使用自调节偏转装置和偏转传感器钻探定向井的钻探设备

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201680017041.9A Active CN107466334B (zh) 2015-03-24 2016-03-24 用于钻探定向井的自动调节定向钻探设备和方法
CN201780058043.7A Active CN109790742B (zh) 2015-03-24 2017-09-21 使用密封的自调整偏转装置钻取定向井的钻井设备

Country Status (8)

Country Link
US (5) US11261667B2 (zh)
EP (3) EP4116540B1 (zh)
CN (3) CN107466334B (zh)
BR (2) BR112017019885B1 (zh)
CA (4) CA2980309C (zh)
RU (4) RU2740390C2 (zh)
SA (3) SA517382339B1 (zh)
WO (1) WO2016154373A1 (zh)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11261667B2 (en) 2015-03-24 2022-03-01 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Self-adjusting directional drilling apparatus and methods for drilling directional wells
WO2018057696A1 (en) 2016-09-23 2018-03-29 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Drilling apparatus using a sealed self-adjusting deflection device for drilling directional wells
US10890030B2 (en) * 2016-12-28 2021-01-12 Xr Lateral Llc Method, apparatus by method, and apparatus of guidance positioning members for directional drilling
CN106639905B (zh) * 2017-01-24 2018-10-12 中国石油天然气集团公司 异径连续油管对接装置及其安装方法和异径油管安装方法
US11149498B2 (en) * 2018-04-27 2021-10-19 National Oilwell DHT, L.P. Wired downhole adjustable mud motors
WO2020018816A1 (en) * 2018-07-20 2020-01-23 Doublebarrel Downhole Technologies Llc Improved bha
CN109162642B (zh) * 2018-09-19 2024-04-16 中国地质科学院勘探技术研究所 一种用于软弱地层造斜孔段的动力导向下套管装置
US11835086B2 (en) * 2019-03-22 2023-12-05 Baker Hughes Holdings Llc Self-aligning bearing assembly for downhole tools
US11193331B2 (en) 2019-06-12 2021-12-07 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Self initiating bend motor for coil tubing drilling
US11421513B2 (en) 2020-07-31 2022-08-23 Saudi Arabian Oil Company Triboelectric energy harvesting with pipe-in-pipe structure
US11480018B2 (en) 2020-07-31 2022-10-25 Saudi Arabian Oil Company Self-powered active vibration and rotational speed sensors
US11639647B2 (en) 2020-07-31 2023-05-02 Saudi Arabian Oil Company Self-powered sensors for detecting downhole parameters
US11557985B2 (en) 2020-07-31 2023-01-17 Saudi Arabian Oil Company Piezoelectric and magnetostrictive energy harvesting with pipe-in-pipe structure
US11428075B2 (en) 2020-07-31 2022-08-30 Saudi Arabian Oil Company System and method of distributed sensing in downhole drilling environments
US11879503B2 (en) * 2020-08-04 2024-01-23 Raytheon Company Rotationally stiff key for coupling non-parallel shafts
CN111946261B (zh) * 2020-08-25 2022-02-15 西安石油大学 一种非常规储层水平井可调式定向钻孔装置
CN112903974B (zh) * 2021-03-19 2023-02-03 青海省地质调查局 一种深部矿床勘查预测系统
CN113236125B (zh) * 2021-04-26 2022-06-28 北京中煤矿山工程有限公司 液压式钻杆转向机构
CN113605842B (zh) * 2021-08-05 2024-04-09 常州大学 一种用于地热井的钻井台
US20230203933A1 (en) * 2021-12-29 2023-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Real time drilling model updates and parameter recommendations with caliper measurements
US11643883B1 (en) * 2022-01-06 2023-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable flex system for directional drilling
CN114562225B (zh) * 2022-02-28 2024-03-08 中国铁建重工集团股份有限公司 一种具有简易密封装置的可调向取芯钻具
CN116733375B (zh) * 2023-05-25 2024-02-23 中国煤炭地质总局第一勘探局地质勘查院 一种可调节式多角度煤矿开采用钻探装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6047784A (en) * 1996-02-07 2000-04-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for directional drilling using coiled tubing
CN1617973A (zh) * 2001-07-16 2005-05-18 国际壳牌研究有限公司 可操纵的带有领眼钻头的旋转式钻头组件
WO2012012624A1 (en) * 2010-07-21 2012-01-26 Baker Hughes Incorporated Titled bit rotary steerable drilling system
CN105874145A (zh) * 2014-01-02 2016-08-17 国际壳牌研究有限公司 导向钻井方法和系统

Family Cites Families (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3011568A (en) 1960-03-24 1961-12-05 Irve C Grimm Apparatus for drilling holes deviating laterally from a straight bore
US3380543A (en) 1966-01-19 1968-04-30 Pan American Petroleum Corp Directional well-drilling apparatus
US3586116A (en) * 1969-04-01 1971-06-22 Turboservice Sa Directional drilling equipment
AU536113B2 (en) * 1979-02-21 1984-04-19 Conoco Inc. Directional drilling
DE3107973C2 (de) 1980-07-12 1982-12-02 Preussag Ag, 3000 Hannover Und 1000 Berlin Bohrwerkzeug zur Herstellung gekrümmt verlaufender Abschnitte von Tiefbohrungen
US4522272A (en) 1983-03-08 1985-06-11 Baker Oil Tools, Inc. Apparatus for directional drilling of subterranean wells
US4655299A (en) * 1985-10-04 1987-04-07 Petro-Design, Inc. Angle deviation tool
US4811798A (en) * 1986-10-30 1989-03-14 Team Construction And Fabrication, Inc. Drilling motor deviation tool
US4895214A (en) * 1988-11-18 1990-01-23 Schoeffler William N Directional drilling tool
US4884643A (en) * 1989-01-17 1989-12-05 392534 Alberta Ltd. Downhole adjustable bent sub
US5048621A (en) 1990-08-10 1991-09-17 Masx Energy Services Group, Inc. Adjustable bent housing for controlled directional drilling
US5181576A (en) 1991-02-01 1993-01-26 Anadrill, Inc. Downhole adjustable stabilizer
US5117927A (en) 1991-02-01 1992-06-02 Anadrill Downhole adjustable bent assemblies
US5195754A (en) 1991-05-20 1993-03-23 Kalsi Engineering, Inc. Laterally translating seal carrier for a drilling mud motor sealed bearing assembly
US5154243A (en) 1991-07-26 1992-10-13 Dudman Roy L Bent sub
US5269385A (en) 1992-03-16 1993-12-14 Canadian Fracmaster Ltd. Adjustable bent housing II
US5259467A (en) * 1992-04-09 1993-11-09 Schoeffler William N Directional drilling tool
US5314032A (en) 1993-05-17 1994-05-24 Camco International Inc. Movable joint bent sub
US5423389A (en) * 1994-03-25 1995-06-13 Amoco Corporation Curved drilling apparatus
US5864058A (en) * 1994-09-23 1999-01-26 Baroid Technology, Inc. Detecting and reducing bit whirl
RU2114273C1 (ru) * 1994-09-26 1998-06-27 Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" Способ бурения наклонно направленных скважин и устройство для его осуществления
GB9521972D0 (en) 1995-10-26 1996-01-03 Camco Drilling Group Ltd A drilling assembly for drilling holes in subsurface formations
US5878825A (en) * 1996-07-03 1999-03-09 Kubota Corporation Underground propelling method
US5941323A (en) 1996-09-26 1999-08-24 Bp Amoco Corporation Steerable directional drilling tool
US5857531A (en) * 1997-04-10 1999-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Bottom hole assembly for directional drilling
US5899281A (en) 1997-05-21 1999-05-04 Pegasus Drilling Technologies L.L.C. Adjustable bend connection and method for connecting a downhole motor to a bit
US6607044B1 (en) * 1997-10-27 2003-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Three dimensional steerable system and method for steering bit to drill borehole
RU2131508C1 (ru) 1998-01-13 1999-06-10 Закрытое акционерное общество "НТ-Курс" Управляемый двигатель-отклонитель
US6158529A (en) * 1998-12-11 2000-12-12 Schlumberger Technology Corporation Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve
US6203435B1 (en) 1999-06-04 2001-03-20 Thomas E. Falgout, Sr. Drilling motor coupler
US6216802B1 (en) 1999-10-18 2001-04-17 Donald M. Sawyer Gravity oriented directional drilling apparatus and method
AU2005200137B2 (en) 1999-12-20 2006-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Three dimensional steerable system
RU2179226C2 (ru) * 2000-03-15 2002-02-10 Григорьев Петр Михайлович Шарнирный отклонитель
US6659201B2 (en) * 2000-06-16 2003-12-09 Tsl Technology Method and apparatus for directional actuation
US20030127252A1 (en) 2001-12-19 2003-07-10 Geoff Downton Motor Driven Hybrid Rotary Steerable System
US7044238B2 (en) * 2002-04-19 2006-05-16 Hutchinson Mark W Method for improving drilling depth measurements
DE50305056D1 (de) 2002-07-26 2006-10-26 Wirth Co Kg Masch Bohr Vorrichtung zum vortreiben von bohrungen im erdreich
US7287604B2 (en) * 2003-09-15 2007-10-30 Baker Hughes Incorporated Steerable bit assembly and methods
GB2408526B (en) 2003-11-26 2007-10-17 Schlumberger Holdings Steerable drilling system
US7204325B2 (en) 2005-02-18 2007-04-17 Pathfinder Energy Services, Inc. Spring mechanism for downhole steering tool blades
US7389830B2 (en) * 2005-04-29 2008-06-24 Aps Technology, Inc. Rotary steerable motor system for underground drilling
US7360610B2 (en) * 2005-11-21 2008-04-22 Hall David R Drill bit assembly for directional drilling
US7861802B2 (en) 2006-01-18 2011-01-04 Smith International, Inc. Flexible directional drilling apparatus and method
FR2898935B1 (fr) 2006-03-27 2008-07-04 Francois Guy Jacques Re Millet Dispositif d'orientation d'outils de forage
GB0618880D0 (en) 2006-09-26 2006-11-01 Geolink Uk Ltd Direction adjustment tool for downhole drilling apparatus
GB2445019B (en) * 2006-12-21 2011-06-15 Schlumberger Holdings Steering system
US8031081B2 (en) 2006-12-28 2011-10-04 Schlumberger Technology Corporation Wireless telemetry between wellbore tools
US7392857B1 (en) 2007-01-03 2008-07-01 Hall David R Apparatus and method for vibrating a drill bit
US8739897B2 (en) 2007-11-27 2014-06-03 Schlumberger Technology Corporation Pressure compensation and rotary seal system for measurement while drilling instrumentation
US8286729B2 (en) 2008-02-15 2012-10-16 Baker Hughes Incorporated Real time misalignment correction of inclination and azimuth measurements
US8360172B2 (en) 2008-04-16 2013-01-29 Baker Hughes Incorporated Steering device for downhole tools
WO2009132159A2 (en) * 2008-04-23 2009-10-29 Amkin Technologies Position indicator for drilling tool
US9803426B2 (en) * 2010-06-18 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Flex joint for downhole drilling applications
RU2444604C1 (ru) * 2010-08-02 2012-03-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" Устройство для искривления скважины
US9702193B2 (en) 2011-03-30 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for rotary steering
US9556679B2 (en) * 2011-08-19 2017-01-31 Precision Energy Services, Inc. Rotary steerable assembly inhibiting counterclockwise whirl during directional drilling
AU2012370013B2 (en) * 2012-02-17 2016-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. Directional drilling systems
BR112014031031A2 (pt) 2012-06-12 2017-06-27 Halliburton Energy Services Inc atuador modular, ferramenta de direção e sistema de perfuração direcionável giratório
US9027670B2 (en) * 2012-06-21 2015-05-12 Schlumberger Technology Corporation Drilling speed and depth computation for downhole tools
US9631477B2 (en) * 2012-11-07 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Downhole determination of drilling state
EP2920398B1 (en) 2012-12-19 2017-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Directional drilling using a rotating housing and a selectively offsetable drive shaft
AU2012397855B2 (en) * 2012-12-28 2016-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigating swab and surge piston effects in wellbores
US9366087B2 (en) * 2013-01-29 2016-06-14 Schlumberger Technology Corporation High dogleg steerable tool
SE537961C2 (sv) 2013-06-14 2015-12-08 Lkab Wassara Ab Anordning och sänkborraggregat för vinkelinställning av en borrsträng
US9976405B2 (en) * 2013-11-01 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method to mitigate bit induced vibrations by intentionally modifying mode shapes of drill strings by mass or stiffness changes
US9850712B2 (en) * 2013-12-12 2017-12-26 Schlumberger Technology Corporation Determining drilling state for trajectory control
US20150176344A1 (en) 2013-12-23 2015-06-25 Stephen John McLoughlin Downhole assembly
US20160069139A1 (en) * 2014-09-07 2016-03-10 Schlumberger Technology Corporation Rotary Steering with Multiple Contact Points
US9109402B1 (en) 2014-10-09 2015-08-18 Tercel Ip Ltd. Steering assembly for directional drilling of a wellbore
WO2016108817A1 (en) 2014-12-29 2016-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling assembly having a tilted or offset driveshaft
US9605482B2 (en) 2015-03-05 2017-03-28 Halliburton Energy Services, Inc. Directional drilling with adjustable bent housings
US11261667B2 (en) 2015-03-24 2022-03-01 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Self-adjusting directional drilling apparatus and methods for drilling directional wells
US10746013B2 (en) * 2015-05-29 2020-08-18 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole test signals for identification of operational drilling parameters
US10378282B2 (en) * 2017-03-10 2019-08-13 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Dynamic friction drill string oscillation systems and methods
WO2019094272A1 (en) * 2017-11-07 2019-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Reentry and/or redrilling ranging using focused electrode virtual sets and simulated rotation
US20200080409A1 (en) * 2018-09-11 2020-03-12 Helmerich & Payne Technologies, Llc System and method for optimizing drilling with a rotary steerable system
US11193331B2 (en) 2019-06-12 2021-12-07 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Self initiating bend motor for coil tubing drilling
US11525321B2 (en) * 2020-10-23 2022-12-13 Schlumberger Technology Corporation Controlling release of torsional energy from a drill string
US11875096B2 (en) * 2021-01-19 2024-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigation of backward whirl in drill bits

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6047784A (en) * 1996-02-07 2000-04-11 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for directional drilling using coiled tubing
CN1617973A (zh) * 2001-07-16 2005-05-18 国际壳牌研究有限公司 可操纵的带有领眼钻头的旋转式钻头组件
WO2012012624A1 (en) * 2010-07-21 2012-01-26 Baker Hughes Incorporated Titled bit rotary steerable drilling system
CN105874145A (zh) * 2014-01-02 2016-08-17 国际壳牌研究有限公司 导向钻井方法和系统

Also Published As

Publication number Publication date
RU2017133807A (ru) 2019-03-28
RU2759374C2 (ru) 2021-11-12
RU2019109737A (ru) 2020-10-23
US20220178206A1 (en) 2022-06-09
EP4116540A1 (en) 2023-01-11
RU2019109733A (ru) 2020-10-23
CA3037696A1 (en) 2018-03-29
US11421480B2 (en) 2022-08-23
CN109790742A (zh) 2019-05-21
EP3274542A4 (en) 2018-12-19
CA3037700A1 (en) 2018-03-29
CN109790742B (zh) 2021-09-17
US20170074041A1 (en) 2017-03-16
RU2019109673A (ru) 2020-10-23
US20170074042A1 (en) 2017-03-16
EP3274542A1 (en) 2018-01-31
RU2019109737A3 (zh) 2021-01-22
SA519401398B1 (ar) 2023-01-15
US11643877B2 (en) 2023-05-09
EP3516165A1 (en) 2019-07-31
RU2740390C2 (ru) 2021-01-13
CA2980309C (en) 2022-01-11
US20160281431A1 (en) 2016-09-29
US11428047B2 (en) 2022-08-30
EP4116540B1 (en) 2024-05-22
US11459828B2 (en) 2022-10-04
RU2757846C2 (ru) 2021-10-21
WO2016154373A1 (en) 2016-09-29
US20170067333A1 (en) 2017-03-09
US11261667B2 (en) 2022-03-01
CN109844261A (zh) 2019-06-04
BR112019005664A2 (pt) 2019-06-04
BR112017019885B1 (pt) 2023-02-14
EP3516165A4 (en) 2020-04-29
RU2017133807A3 (zh) 2019-09-06
RU2757378C2 (ru) 2021-10-14
RU2019109673A3 (zh) 2021-01-21
CA3037689A1 (en) 2018-03-29
CN107466334A (zh) 2017-12-12
SA519401388B1 (ar) 2023-03-28
CN107466334B (zh) 2021-03-19
SA517382339B1 (ar) 2022-10-25
BR112019005664B1 (pt) 2023-10-03
BR112017019885A2 (pt) 2018-06-05
RU2019109733A3 (zh) 2021-01-20
CA3037696C (en) 2024-01-16
CA2980309A1 (en) 2016-09-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109844261B (zh) 使用自调节偏转装置和偏转传感器钻探定向井的钻探设备
US10895113B2 (en) Drilling system, biasing mechanism and method for directionally drilling a borehole
US8469117B2 (en) Drill bits and methods of drilling curved boreholes
RU2745645C2 (ru) Буровая компоновка, в которой используется наклонное раздробляющее устройство для бурения наклонно-направленных стволов скважин
EP3519663B1 (en) Drilling apparatus using a self-adjusting deflection device and directional sensors for drilling directional wells
EP3519662B1 (en) Drilling apparatus using a sealed self-adjusting deflection device for drilling directional wells
WO2018057697A1 (en) Drilling apparatus using a self-adjusting deflection device and deflection sensors for drilling directional wells
BR112019005506B1 (pt) Conjunto de perfuração para perfurar um furo de poço e método para perfurar um furo de poço
US20160237748A1 (en) Deviated Drilling System Utilizing Force Offset

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant