EA017791B1 - Система и способ наклонно-направленного бурения ствола скважины роторной системой бурения - Google Patents
Система и способ наклонно-направленного бурения ствола скважины роторной системой бурения Download PDFInfo
- Publication number
- EA017791B1 EA017791B1 EA201070263A EA201070263A EA017791B1 EA 017791 B1 EA017791 B1 EA 017791B1 EA 201070263 A EA201070263 A EA 201070263A EA 201070263 A EA201070263 A EA 201070263A EA 017791 B1 EA017791 B1 EA 017791B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling
- drill bit
- calibrating
- drill string
- wellbore
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 465
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 119
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 213
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 147
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 81
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 88
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 28
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 79
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 77
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 48
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 48
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 48
- 230000009471 action Effects 0.000 description 22
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 15
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 230000008846 dynamic interplay Effects 0.000 description 10
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 10
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 7
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 230000004044 response Effects 0.000 description 6
- 230000001846 repelling effect Effects 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 230000026058 directional locomotion Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
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
-
- 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
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу управления роторной системой бурения, предназначенной для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт и содержащей бурильную колонну и компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото, согласно которому прикладывают боковое усилие к компоновке низа бурильной колонны для создания бокового движения компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины и обеспечения бокового резания буровым долотом; управляют с использованием элемента управления направлением, соединенного с компоновкой низа бурильной колонны так, что его положение остается стационарным во время роторного бурения ствола скважины, боковым движением компоновки низа бурильной колонны для направления бокового резания и обеспечения наклонно-направленного бурения ствола скважины в первом направлении; и перемещают элемент управления направлением на компоновке низа бурильной колонны в процессе бурения для управления боковым движением компоновки низа бурильной колонны для направления бокового резания и обеспечения наклонно-направленного бурения ствола скважины во втором направлении.
Description
Данное изобретение, в общем, относится к способу и системе наклонно-направленного бурения ствола скважины роторной системой бурения. Конкретнее, но не в качестве ограничения, вариант осуществления настоящего изобретения обеспечивает регулирование движения роторной системы бурения в стволе скважины, когда боковое усилие приложено к буровой системе так, что буровая система наклоннно-направленно бурит ствол скважин через геологический пласт. В некоторых аспектах настоящего изобретения боковое резание стенки ствола скважины буровым долотом под действием приложенного бокового усилия регулирует геостационарный элемент для обеспечения направленного бокового резания и, в результате, наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт.
В отраслевой практике часто является необходимым направленное бурение ствола скважины через геологический пласт или бурение с отбором керна в подземных пластах, чтобы ствол скважин и/или отбор керна мог обходить и/или проходить через залежи и/или коллекторы в пласте для достижения заданной цели в пласте и/или т.п. При бурении ствола скважины или бурении с отбором керна в подземных пластах в некоторых случаях необходимо иметь возможность изменения и управления направлением бурения, например, для направления ствола скважины к проектному объекту или регулирования горизонтального направления в области, содержащей углеводороды после достижения проектного объекта. Также может являться необходимой корректировка отклонения от необходимого направления при бурении прямолинейного ствола или для регулирования направления ствола скважины, чтобы избежать препятствий, таких как пласты со свойствами, неблагоприятными для бурения. Следует понимать, что бурение стволов скважин может содержать вертикальное бурение, горизонтальное бурение и наклонное бурение и многие буровые работы могут включать в себя их комбинации.
В нефтегазодобывающей отрасли, например, ствол скважины можно бурить так, чтобы вскрывать конкретный подземный пласт в конкретном месте. В некоторых процессах бурения для выполнения необходимого ствола скважины траектория бурения через геологический пласт может быть заранее спланированной и буровой системой могут управлять для согласования с траекторией бурения. В других процессах, или в комбинации с предыдущим процессом, цель для ствола скважины можно определять и можно осуществлять мониторинг хода бурения ствола скважины в геологическом пласте в процессе бурения и можно предпринимать меры для обеспечения достижения стволом скважины проектной цели. Дополнительно к этому, работой системы бурения можно управлять для обеспечения экономичного бурения, которое может содержать бурение с возможно более быстрой проходкой геологического пласта, бурение с уменьшенным износом долота, бурение с достижением оптимальной проходки через геологический пласт и оптимальным износом долота и/или т.п.
Один аспект процесса бурения можно именовать наклонно-направленным бурением. Наклоннонаправленное бурение представляет собой преднамеренное отклонение ствола скважины от естественно выбираемого пути. Другими словами, наклонно-направленное бурение представляет собой наведение бурильной колонны, такое, что колонна перемещается в необходимом направлении.
Наклонно-направленное бурение может являться предпочтительным в таких ситуациях, как морское бурение или т.п., поскольку может обеспечивать бурение множества скважин с одной буровой платформы. Наклонно-направленное бурение может также обеспечивать горизонтальное бурение через коллектор для создания улучшенного взаимодействия ствола скважины с коллектором, т.е. горизонтальное бурение может создавать отрезок ствола скважины увеличенной длины, проходящий через коллектор, таким образом увеличивая продуктивность скважины.
Система наклонно-направленного бурения может также быть полезной в операции вертикального бурения. Например, в операции вертикального бурения буровое долото может отклоняться от проектной траектории вертикального бурения вследствие непредсказуемого характера пластов проходки и/или изменяющихся усилий, воздействие которых испытывает буровое долото. Когда возникает такое отклонение, систему наклонно-направленного бурения можно использовать для возвращения бурового долота на вертикальный курс.
Процесс мониторинга для наклонно-направленного бурения ствола скважины может включать в себя определение местоположения бурового долота в геологическом пласте, определение ориентации бурового долота в геологическом пласте, определение осевой нагрузки на долото буровой системы, определение скорости бурения через геологический пласт, определение свойств бурящегося геологического пласта, определение свойств подземного пласта, окружающего буровое долото, прогнозирование некоторых свойств пластов, находящихся впереди бурового долота, сейсмический анализ геологического пласта, определение свойств коллекторов и т.д. вблизи бурового долота, измерение давления, температуры и/или т.п. в стволе скважины, и/или в окружении ствола скважины, и/или т.п. В любом процессе для наклонно-направленного бурения ствола скважины, если следуют проектной траектории, осуществляют мониторинг процесса бурения, и/или условий бурения, и/или т.п., необходимо иметь возможность наведения буровой системы.
- 1 017791
Усилия, действующие на буровое долото во время операции бурения, включают в себя силу тяжести, крутящий момент, развиваемый долотом, торцевую нагрузку, приложенную к долоту, и изгибающий момент от бурильной компоновки. Данные усилия вместе с типом бурящегося слоя и наклоном слоя к стволу скважины могут создавать сложную взаимодействующую систему сил в процессе бурения.
Во многих вариантах практического применения буровая система может представлять собой систему роторного бурения, в которой забойная компоновка, включающая в себя буровое долото, соединена с бурильной колонной (колонной обсадных труб), которая может приводиться в действие/во вращение с буровой платформы. В роторной системе бурения наклонно-направленное бурение ствола скважины можно создавать изменяющимися факторами, такими как осевая нагрузка на долото, скорость вращения, и т.д.
В отношении роторного бурения известные способы наклонно-направленного бурения включают в себя использование роторных управляемых систем (РУС). В РУС бурильную колонну вращают с поверхности, обусловливая вращение бурового долота на поверхности геологического пласта на конце ствола скважин и для бурения через пласт. Забойные устройства и системы, такие как рассмотренные ниже, могут быть включены в работу для осуществления бурения буровым долотом в необходимом направлении. Вращение бурильной колонны значительно уменьшает возможность заклинивания или прихвата бурильной колонны во время бурения.
Роторные управляемые системы бурения для наклонно-направленного бурения стволов скважин через земную толщу, в общем, можно классифицировать с разделением на системы отталкивания всей компоновки от оси скважины и системы позиционирования долота. В системах обоих типов задача системы заключается в приложении бокового усилия к буровому долоту для создания направленного бурения буровым долотом, т.е. с отклонением от оси.
В системе позиционирования долота ось вращения бурового долота отклоняется от локальной оси компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в общем направлении нового ствола скважины. Термин компоновка низа бурильной колонны можно использовать как относящийся к совокупности устройств/систем, скрепленных с бурильной колонной в стволе скважины. Таким образом, компоновка низа бурильной колонны может содержать буровое долото, утяжеленные бурильные трубы, блоки средств измерения, наддодлотный переводник, забойный гидравлический двигатель, центраторы с жесткими лопастями, толстостенную бурильную трубу, ударные освобождающие устройства (ясы) и переводники и/или т.п.
В общем, можно осуществлять проводку/бурение ствола скважины согласно стандартной трехточечной геометрии, образованной верхней и нижней точками касания центратора с жесткими лопастями и буровым долотом. Угол отклонения оси бурового долота в соединении с конечным расстоянием между буровым долотом и нижним центратором с жесткими лопастями дает условие не коллинеарности, требуемое для создания кривой. Существует много путей, которыми этого можно достичь, включающие в себя фиксированный изгиб в точке компоновки низа бурильной колонны вблизи нижнего центратора с жесткими лопастями или изгиб приводного вала бурового долота, распределенный между верхним и нижним центраторами с жесткими лопастями. Посредством управления установкой центратора с жесткими лопастями введением кривого переводника между центраторами с жесткими лопастями может быть достигнуто значение гибкости и месторасположение изгиба и/или т.п. в наклонно-направленном бурении, т.е. боковое усилие можно создавать на буровом долоте, создавая смещенное относительно оси бурение ствола скважины.
Позиционирование долота может содержать использование забойного гидравлического двигателя для вращения/перемещения бурового долота в стволе скважины. Например, буровое долото, двигатель и буровое долото можно установить в бурильной колонне, включающей в себя кривой переводник, и двигатель может вращать буровое долото, обусловливая углами изгиба приложение бокового усилия к буровому долоту и, следовательно, бурение ствола скважины буровым долотом в направлении бокового усилия. В такой системе буровое долото может быть соединено с двигателем шарнирным или отклоняющим механизмом/звеном, кривым переводником или т.п., при этом буровое долото может перемещаться с наклоном относительно двигателя.. Когда необходимо изменение направления бурения, вращение бурильной колонны может быть остановлено и долото может быть установлено в стволе скважины, с использованием забойного гидравлического двигателя в требуемом направлении и вращение бурового долота может начинать бурение в необходимом направлении. В таком устройстве направление бурения зависит от углового положения бурильной колонны.
В своей идеализированной форме, в системе с позиционированием долота, буровому долоту не требуется осуществлять боковое резание, поскольку ось долота постоянно вращается в направлении искривленного ствола скважины. Примеры роторных управляемых систем позиционирования долота и принципы их работы описаны в публикациях патентных заявок США № 2002/0011359; 2001/0052428 и патентов США № 6394193, 6364034, 6244361, 6158529, 6092610 и 5113953, все включенные в данный документ в виде ссылки.
- 2 017791
Системы отталкивания всей компоновки от оси скважины и способы используют приложение усилия к стенке ствола скважины для изгиба бурильной колонны и/или прямое приложение бокового усилия на буровое долото для бурения в предпочтительном направлении. В роторной управляемой системе отталкивания всей компоновки от оси скважины требуемое условие неколлинеарности достигается осуществлением приложения механизмом усилия, создающего смещение в направлении предпочтительного ориентирования относительно направления проходки ствола скважины. Существует много путей, которыми этого можно достичь, включающих в себя подходы со смещением без вращения (относительно ствола скважины) и эксцентрическими исполнительными механизмами, прилагающими усилие к буровому долоту в необходимом направлении наведения. Также наведение получается созданием неколлинеарности между буровым долотом и по меньшей мере двумя другими точками касания. В своей идеализированной форме от бурового долота требуется боковое резание для создания искривленного ствола скважины. Примеры систем отталкивания всей компоновки от оси скважины и принципы их работы описаны в патентах США № 5265682, 5553678, 5803185, 6089332, 5695015, 5685379, 5706905, 5553679, 5673763, 5520255, 5603385, 5582259, 5778992 и 5971085, которые все включены в данный документ в виде ссылки.
Известные формы РУС могут включать в себя механизм противоположного вращения, вращающийся в направлении, противоположном направлению вращения бурильной колонны. Обычно противоположное вращение происходит с одной скоростью с вращением бурильной колонны так, что секция противоположного вращения поддерживает одно угловое положение относительно поверхности ствола скважины. Поскольку секция противоположного вращения не вращается относительно ствола скважины, специалисты в данной области техники часто называют ее геостационарной. В данном описании не делается различия между терминами противоположное вращение и геостационарный.
В системе отталкивания всей компоновки от оси скважины обычно используют центратор с жесткими лопастями как внешнего, так и внутреннего противоположного вращения. Центратор противоположного вращения с жесткими лопастями остается под фиксированным углом (или геостационарным) относительно стенки ствола скважины. Когда ствол скважины подлежит отклонению, исполнительный механизм, удерживаемый геостационарным посредством центратора с жесткими лопастями, может быть приведен в действие для прижатия отклоняющей опоры к стенке ствола скважины в противоположном направлении от необходимого отклонения. В результате, боковое усилие, толкающее буровое долото для резания в необходимом направлении, прикладывается к буровому долоту.
Усилие, созданное исполнительными механизмами/отклоняющими опорами, уравновешивает усилие изгиба компоновки низа бурильной колонны, и реактивное усилие действует через исполнительные механизмы/отклоняющие опоры на противоположную сторону компоновки низа бурильной колонны, и реактивное усилие действует на режущие элементы бурового долота, таким образом осуществляя наведение ствола скважины. В некоторых ситуациях усилие от отклоняющих опор/исполнительных механизмов может быть достаточно большим для создания эрозии пласта в случае применения системы.
Например, в системе 8сЫишЬегдег™ Ро\тсгкпус|Л| используют три отклоняющие опоры, расположенные вокруг секции компоновки низа бурильной колонны, подлежащие синхронному развертыванию из компоновки низа бурильной колонны, чтобы толкать долото в некотором направлении, осуществляя наведение бурящегося ствола скважины. В системе отклоняющие опоры установлены близко, в пределах 1-4 фут (0,3-1,2 м) за долотом и имеют привод/приводятся в действие струей бурового раствора, взятой из текучей среды циркуляции. В других системах осевую нагрузку на долото, созданную буровой системой, или клин или т.п. можно использовать для ориентирования буровой системы в стволе скважины.
Другим путем создания бокового усилия на буровом долоте является использование бурового долота с конструкцией режущих элементов, разработанной для создания изменяющегося или относительно постоянного бокового усилия на буровом долоте в направлении, остающемся грубо фиксированным в одном направлении относительно корпуса бурового долота (или по меньшей мере в одном квадранте). Этого можно легко достигнуть продуманным устройством режущих элементов, как это делают в случае долота, сбалансированного от вибраций (где среднее боковое усилие резания направлено к конкретной калибрующей отклоняющей опоре, которая при этом удерживается с вращением против стенки ствола скважины). Для целей наклонно-направленного бурения внецентренное боковое усилие, развиваемое устройством режущих элементов, можно использовать для привода комплекта калибрующих режущих элементов к стенкам ствола скважины (противоположно долоту, сбалансированному от вибраций). Когда долото вращается, вращается и боковое усилие резания на стороне проходки, таким образом, предпочтительное направление проходки.
- 3 017791
Сущность изобретения
Данное изобретение, в общем, относится к способу и системе управления роторной системой бурения для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт, роторной системе бурения, содержащей бурильную колонну и буровое долото, в которой буровое долото вращается бурильной колонной для проходки геологического пласта. Конкретнее, но не в качестве ограничения, варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают управление движением буровой системы в бурящемся стволе скважины посредством системы и/или реактивных усилий между буровой системой и стенкой ствола скважины, когда боковое усилие действует на буровую систему. В таких вариантах осуществления регулирование движения буровой системы в стволе скважины и/или реактивных сил между буровой системой и стенкой, когда боковое усилие действует на буровую систему, может обеспечивать направление буровой системы для бурения ствола скважины в необходимом направлении и/или фокусирования или отклонения движение бурового долота и/или направления бурения бурового долота, создаваемого боковым усилием.
В некоторых аспектах посредством регулирования движения бурового долота в стволе скважины, так что необходимое движение сохраняет постоянное направление, когда буровая система вращается в стволе скважины, роторная система бурения может бурить ствол скважины в необходимом направлении, указанное направление можно в некоторых вариантах осуществления корректировать во время процесса бурения. В других аспектах устройство асимметричной калибрующей отклоняющей опоры, вращающейся во время процесса бурения, может обеспечивать усиление/фокусирование бокового бурения буровым долотом под действием бокового усилия.
В некоторых аспектах настоящего изобретения боковым резанием стенки ствола скважин буровым долотом буровой системы, когда приложено боковое усилие, можно управлять для обеспечения избирательного направления бокового резания стенки и, в результате, наклонно-направленного бурения ствола скважин через геологический пласт. В некоторых аспектах используют элемент управления боковым резанием для управления боковым бурением ствола скважины буровым долотом, элемент управления боковым резанием, соединенный с буровой системой с обеспечением того, что элемент управления боковым резанием остается геостационарным в стволе скважины во время роторного бурения.
Поэтому в одном варианте осуществления настоящего изобретения создан способ управления роторной системой бурения, содержащей бурильную колонну и компоновку низа бурильной колонны, компоновку низа бурильной колонны, включающую в себя буровое долото, для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт, способ, содержащий приложение бокового усилия к компоновке низа бурильной колонны для обеспечения бокового резания буровым долотом и управление движением компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины, при этом движением компоновки низа бурильной колонны управляют для обеспечения направления бокового резания.
В некоторых аспектах геостационарный элемент управления можно использовать для управления движением компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины. Геостационарный элемент может быть выполнен для управления взаимодействиями между компоновкой низа бурильной колонны и стенкой ствола скважины для обеспечения отклонения/фокусирования движения ствола скважины в конкретном направлении. В таких аспектах, поскольку элемент управления является геостационарным в стволе скважины, элемент управления может обусловливать бурение буровой системой, направленное вбок, даже если буровая система вращается в стволе скважины.
В некоторых аспектах геостационарный элемент управления может содержать втулку, соединенную с эксцентриситетом с компоновкой низа бурильной колонны. В таких аспектах, когда боковое усилие приложено к компоновке низа бурильной колонны, боковое усилие должно перемещать забой скважины в направлении, по существу, совпадающем с боковым усилием. Вместе с тем, эксцентрически соединенная втулка может взаимодействовать со стенкой ствола скважины, сдерживая движение компоновки низа бурильной колонны в некоторых направлениях, при этом не сдерживая или меньше сдерживая движение компоновки низа бурильной колонны в других направлениях. Поэтому в варианте осуществления настоящего изобретения, когда эксцентрически соединенная втулка циклично взаимодействует со стенкой под действием бокового усилия на компоновку низа бурильной колонны, эксцентрически соединенная втулка может направлять/фокусировать/отклонять движение компоновки низа бурильной колонны обусловливая боковое резание буровым долотом ствола скважины в направленном/сфокусированном/отклоненном направлении.
В некоторых аспектах настоящего изобретения буровое долото буровой системы может содержать равномерное распределение калибрующих режущих элементов. При этом, когда боковое усилие приложено к буровому долоту, калибрующие режущие элементы приводятся в контакт со стенкой ствола скважины в направлении, совпадающем с направлением бокового усилия. Вместе с тем, во время движения компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины, когда упомянутая сила действует на компоновку низа бурильной колонны, некоторые секции эксцентрически соединенной втулки могут сдерживать контакт калибрующих режущих элементов со стенкой, где секции втулки выходят за пределы или доходят до калибра калибрующих режущих элементов и данные секции втулки должны входить в контакт со стенкой и сдерживать полноценный контакт калибрующих режущих элементов со стенкой. В
- 4 017791 отличие от этого, другие секции, эксцентрически соединенные с втулкой, могут не сдерживать контакт калибрующих режущих элементов со стенкой и могут обеспечивать полноценный контакт калибрующих режущих элементов со стенкой при движении компоновки низа бурильной колонны, получающемся в результате действия бокового усилия. Поэтому эксцентрически соединенная втулка может управлять боковым резанием ствола скважины калибрующими режущими элементами под действием приложенного бокового усилия.
Втулка может содержать диск, цилиндр или т.п., соединенные с буровым долотом и/или компоновкой низа бурильной колонны. Втулка может содержать утяжеленную бурильную трубу, калибрующую отклоняющую опору или т.п. В некоторых аспектах втулка может содержать множество отдельных элементов, расположенных вокруг компоновки низа бурильной колонны и расположенных так, чтобы создавать асимметричную внешнюю поверхность компоновки низа бурильной колонны и множества элементов. В других аспектах выдвижной элемент соединен с компоновкой низа бурильной колонны и выходит из компоновки низа бурильной колонны для создания неоднородного взаимодействия между компоновкой низа бурильной колонны и стенкой.
В некоторых аспектах втулка может соединяться с компоновкой низа бурильной колонны с возможностью вращения. В таких аспектах втулка может вращаться на компоновке низа бурильной колонны так, что секцию стенки, имеющую полноценный контакт или контакт с меньшим сдерживанием с калибрующими режущими элементами, можно менять согласно положению втулок. Таким путем резание стенки калибрующими режущими элементами под действием бокового усилия можно направлять/фокусировать в необходимом направлении вращением эксцентрически соединенной втулки на компоновке низа бурильной колонны, как необходимо.
В некоторых аспектах вместо втулки множество калибрующих отклоняющих опор может соединяться с компоновкой низа бурильной колонны для создания асимметричной внешней поверхности, образованной внешними поверхностями калибрующих отклоняющих опор. Данная асимметричная поверхность должна управлять движением компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины, поскольку компоновка низа бурильной колонны циклично взаимодействует со стенкой ствола скважин, поскольку боковое усилие действует на компоновку низа бурильной колонны. Как и для эксцентрически соединенной втулки, асимметричную внешнюю поверхность можно использовать для направления/отклонения/фокусирования движения ствола скважин, направленное движение которого может, в свою очередь, обусловливать боковое резание буровым долотом ствола скважины сообразно направленному/сфокусированному/отклоненному движению.
В некоторых аспектах настоящего изобретения буровое долото роторной системы бурения может содержать один или несколько калибрующих режущих элементов для контакта со стенкой и резания в ней. В таких аспектах асимметричные калибрующие отклоняющие опоры можно выполнять для обеспечения наклонно-направленного бурения ствола скважины посредством сдерживания взаимодействия между одним или несколькими калибрующими режущими элементами и стенкой в некотором диапазоне азимутальных углов и не сдерживания взаимодействия между одним или несколькими калибрующими режущими элементами и стенкой в комплементарном диапазоне азимутальных углов.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения элемент управления направлением системы может содержать цилиндр, диск или множество элементов, соединенных с буровым долотом и/или компоновкой низа бурильной колонны, при этом цилиндр, диск или множество элементов имеют податливость, изменяющуюся по окружности. При этом, когда секция цилиндра или диск один из множества элементов с низкой податливостью/упругостью контактирует со стенкой под действием бокового усилия, секция может сопротивляться перемещению в данном направлении движения, тогда как более податливая/упругая секция цилиндра или диск или более упругий/податливый элемент может деформироваться/подаваться и давать возможность движения и/или сопротивляться движению в меньшей степени в направлении более податливой/упругой секции. Следовательно, цикличные взаимодействия между цилиндром, диском или множеством элементов и стенкой должны обусловливать надлежащее направление движения компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины под влиянием бокового усилия и, в результате, направление бокового резания бурового долота.
В некоторых аспектах настоящего изобретения буровое долото роторной системы бурения может содержать один или несколько калибрующих режущих элементов для контакта со стенкой и резания стенки. В таких аспектах, когда секция цилиндра, или диск, или один из множества элементов с низкой податливостью/упругостью контактирует со стенкой под действием бокового усилия, это может противодействовать контакту между калибрующим режущим элементом и стенкой калибрующего режущего элемента, размещенного вблизи секции цилиндра, или диска, или одного из множества элементов с низкой податливостью/упругостью. В отличие от этого, более податливая/упругая секция цилиндра, или диск, или более упругий/податливый элемент должны дефомироваться/подаваться под действием бокового усилия при контакте со стенкой, обеспечивая больший контакт между калибрующим режущим элементом вблизи более упругого/податливого элемента или секции и стенки, в результате происходит увеличенное резание стенки в направлении податливой секции/элемента в сравнении с резанием стенки в направлении секции или элемента с меньшей упругостью/податливостью и наклонно-направленное бу
- 5 017791 рение ствола скважины.
Боковое усилие настоящего изобретения можно создавать любыми известными способами. Данные способы могут включать в себя, без ограничения этим, расположение режущих элементов на буровом долоте так, чтобы развивать боковое усилие, действующее на буровое долото, когда буровое долото бурит ствол скважины, использование гибкого элемента и/или кривого переводника и множества центраторов с жесткими лопастями для использования осевой нагрузки на долото для создания бокового усилия, манипулирование буровым долотом для нацеливания в направлении ухода от центральной оси ствола скважины, использование исполнительного механизма, соединенного с компоновкой низа бурильной колонны для приложения усилия на стенку ствола скважины и/или т.п.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения устройство управления роторной системой бурения для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт может содержать компоновку низа бурильной колонны, компоновку низа бурильной колонны, включающую в себя буровое долото, и элемент управления направлением, соединенный с компоновкой низа бурильной колонны и выполненный с возможностью создания движения компоновки низа бурильной колонны в выбранном направлении, когда боковое усилие приложено к компоновке низа бурильной колонны. В некоторых вариантах осуществления элемент управления соединен с компоновкой низа бурильной колонны так, что элемент управления остается геостационарным в стволе скважины во время процесса роторного бурения.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения устройство для управления роторной системой бурения для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт содержит буровое долото; один или несколько калибрующих режущих элементов, соединенных с буровым долотом и выполненных с возможностью контакта со стенкой ствола скважины; и элемент управления направлением, соединенный с буровым долотом так, что остается геостационарным во время роторного бурения ствола скважины и выполненный с возможностью обеспечения резания стенки одним или несколькими калибрующими режущими элементами в необходимом диапазоне азимутальных углов и сдерживания резания стенки одним или несколькими калибрующими режущими элементами в комплементарном диапазоне азимутальных углов.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения можно использовать геостационарную эксцентрическую калибрующую компоновку с буровым долотом с боковым усилием, приложенным к буровому долоту в направлении, остающемся в общем фиксированным, в одном направлении относительно корпуса долота (или по меньшей мере в одном квадранте). Данное боковое усилие может являться боковым усилием для отталкивания всей компоновки, боковым усилием позиционирования долота, созданным продуманным расположением режущих элементов на долоте и/или т.п. В системе среднее значение бокового усилия резания бурового долота направлено в конкретном направлении (квадранте). В варианте осуществления геоцентричную калибрующую компоновку можно удерживать геостационарной и можно использовать для модулирования резания долотом с пластичным деформированием в предпочтительном направлении резания относительно земли и, тем самым, обеспечивающим управляемый механизм наведения для роторного бурения. Эксцентрическая втулка варианта осуществления выполнена с возможностью сдерживания взаимодействия калибрующих режущих элементов с пластом в некотором диапазоне азимутальных направлений, при этом предоставляя возможность контакта калибрующим режущим элементам со стенкой ствола скважины в комплементарном диапазоне азимутальных направлений. Таким путем предотвращается резание долотом вбок в диапазоне сдерживания и дается свобода резания вбок в комплементарном диапазоне. Посредством регулирования ориентации геостационарной втулки тенденцию направленности долота контролируют с вращением бурильной компоновки.
В некотрых вариантах осуществления создана роторная система бурения, устройство/способ создания бокового усилия на компоновке низа бурильной колонны и/или буровом долоте буровой системы и элемент управления отклонением бокового усилия созданного/действующего на компоновку низа бурильной колонны и/или буровое долото.
Аспекты предусматривают управление роторной системой бурения для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт. При этом элементы управления для управления взаимодействиями между компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом и стенкой бурящегося ствола скважины и/или отклонения бокового усилия, действующего на компоновку низа бурильной колонны и/или буровое долото, могут являться активными/перемещающимися для избирательного изменения направления бурения, могут являться геостационарными для создания наклоннонаправленного бурения в фиксированном направлении, могут быть выполнены для отклонения приложенного/созданного бокового усилия, где характеристики приложенного/созданного бокового усилия можно учитывать в создании конфигурации. Дополнительно, элемент управления может быть выполнен с учетом характеристик не приложенного/не создаваемого бокового усилия, такого как сила тяжести.
В дополнительном варианте осуществления создано устройство для управления роторной системой бурения для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт, устройство, содержащее буровое долото; средство создания бокового усилия, действующего на буровое долото; и средство отклонения созданного бокового усилия. В некоторых аспектах средство отклонения созданно
- 6 017791 го бокового усилия может содержать одну или несколько калибрующих отклоняющих опор, при этом калибрующие отклоняющие опоры соединены с буровым долотом для создания неодинакового калибра бурового долота и соединенных с ним калибрующих отклоняющих опор. Калибрующие отклоняющие опоры могут вращаться во время процесса бурения и могут служить для усиления/фокусирования бурения вбок ствола скважины под действием приложенного бокового усилия.
В некоторых вариантах осуществления средство отклонения создаваемого бокового усилия может содержать комплект калибрующих отклоняющих опор, соединенных с буровым долотом, при этом, комплект калибрующих отклоняющих опор может содержать множество калибрующих отклоняющих опор, соединенных с буровым долотом для создания асимметричного относительно продольной оси бурового долота замкнутого контура, образованного каждой обращенной к стенке ствола скважины поверхностью множества калибрующих отклоняющих опор, причем поверхностью, обращенной к стенке ствола скважины, являющейся поверхностью калибрующих отклоняющих опор, обращенной к стенке ствола скважины во время процедуры бурения. В некоторых аспектах калибрующая отклоняющая опора (опоры) может содержать один или нескольких калибрующих режущих элементов. Контроллер, способный регулировать по меньшей мере одно средство создания бокового усилия и средство отклонения создаваемого бокового усилия, можно использовать для управления наклонно-направленным бурением буровой системы.
Краткое описание чертежей
На фигурах одинаковые компоненты и/или признаки могут иметь одинаковую позицию ссылки. Дополнительно, различные компоненты одного типа можно различить по позиции ссылки с черточкой и второй позиции, которые отличают их среди аналогичных компонентов. Если в описании использована только первая позиция, описание является применимым к одному из аналогичных компонентов, имеющих одинаковую первую позицию вне зависимости от второй позиции ссылки.
Изобретение должно стать более понятным из следующего описания не ограничивающих и иллюстративных вариантов осуществления, данных со ссылкой на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1А схематично показана система наклонно-направленного бурения.
На фиг. 1В показано перемещение компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота системы наклонно-направленного бурения фиг. 1А в бурящемся стволе скважины, когда боковое усилие приложено к компоновке низа бурильной колонны и/или буровому долоту во время процесса наклоннонаправленного бурения.
На фиг. 2А схематично показана система управления наклонно-направленным бурением в системе наклонно-направленного бурения согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2В показано сечение податливой системы для использования в системе управления наклонно-направленным бурением фиг. 2А согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 3А-3С схематично показаны системы кулачкового управления для фокусирования/направления/отклонения бокового усилия для обеспечения наведения системы наклоннонаправленного бурения согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 4А-4С схематично показаны системы активных калибрующих отклоняющих опор для управления системой наклонно-направленного бурения, выполненные для использования бокового усилия для наклонно-направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 5 схематично показана система управления системой наклонно-направленного бурения согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 6 показана блок-схема последовательности операций способа для управления системой наклонно-направленного бурения для направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Следующее описание дает только варианты осуществления изобретения, являющиеся примерами, и не направлено на ограничение его объема, применимости или конфигурации. Вместо этого следующее описание вариантов осуществления, являющихся примерами, должно давать специалисту в данной области техники возможность реализации одного или нескольких вариантов осуществления, являющихся примерами. Различные изменения в функциях и устройстве элементов описания можно выполнять без отхода от сущности и объема изобретения, изложенных в прилагаемой формуле изобретения.
Конкретные детали даны в следующем описании для обеспечения углубленного понимания вариантов осуществления. Вместе с тем, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что варианты осуществления можно практически применять без данных конкретных деталей. Например, системы, структуры и другие компоненты можно показывать как компоненты в форме блок-схемы, чтобы не затенять варианты осуществления ненужными деталями. В других случаях общеизвестные процессы, методики и другие способы можно показывать без ненужных деталей, чтобы избежать затенения вариантов осуществления.
- 7 017791
Также констатируем, что индивидуальные варианты осуществления могут быть описаны как процесс, показанный блок-схемой последовательности операций, диаграммой последовательности операций, структурной диаграммой или блок-схемой. Хотя блок-схема последовательности операций может описывать операции как последовательный процесс, многие операции можно выполнять параллельно или одновременно. Кроме того, порядок операций можно изменять. Дополнительно к этому, любая одна или несколько операций могут не иметь места в некоторых вариантах осуществления. Процесс заканчивается, когда его операции завершены, но может иметь дополнительные этапы, не показанные на фигурах. Процесс может соответствовать способу, процедуре и т.д.
Данное изобретение, в общем, относится к способу и системе управления системой наклоннонаправленного бурения ствола скважины через геологический пласт. Конкретнее, но не в качестве ограничения, варианты осуществления настоящего изобретения создают регулирование движения компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота в стволе скважин с приложением бокового усилия для управления компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом для бурения ствола скважины в необходимом направлении через геологический пласт.
На фиг. 1 схематично показана роторная система бурения ствола скважины. Как показано на фиг. 1, бурильная колонна 10 может содержать систему 12 соединительного устройства и компоновку 17 низа бурильной колонны и может быть расположена в стволе 27 скважины, где ствол 27 скважин бурится роторной системой бурения. Компоновка 17 низа бурильной колонны может содержать буровое долото 20, наряду с различными другими компонентами (не показано), такими как наддодлотный переводник, забойный гидравлический двигатель, центраторы с жесткими лопастями, утяжеленные бурильные трубы, толстостенная бурильная труба, ударные освобождающие устройства (ясы), переводники для различных форм резьбы и/или т.п. Компоновка 17 низа бурильной колонны может создавать усилие на буровом долоте 20 для разрушения горной породы, данное усилие может создавать осевая нагрузка на долото или т.п., и компоновка 17 низа бурильной колонны может иметь конфигурацию, способную выдерживать тяжелые условия внешней среды с высокими температурами, высокими давлениями и/или коррозионными химикатами. Компоновка 17 низа бурильной колонны может включать в себя забойный гидравлический двигатель, оборудование наклонно-направленного бурения и проведение измерений, инструменты измерений во время бурения, инструменты каротажа во время бурения и/или другие специализированные устройства.
Утяжеленную бурильную трубу или т.п. можно соединять с компоновкой 17 низа бурильной колонны, и она может представлять собой компонент утяжеления, который можно использовать для создания осевой нагрузки на долото, чтобы толкать буровое долото в контакт с дном забоя. Таким образом, утяжеленные бурильные трубы могут содержать толстостенный, тяжелый, трубчатый компонент, который может иметь полость центрального канала для создания прохода буровых растворов через утяжеленную бурильную трубу. Утяжеленная бурильная труба может быть круглой снаружи для прохода через ствол 27 бурящейся скважины и в некоторых случаях может обрабатываться металлорежущим станком для создания спиральных канавок (спиральные утяжеленные бурильные трубы). Утяжеленные бурильные трубы содержат резьбовые соединения, вставное на одном конце и охватывающее на другом, так что многочисленные утяжеленные бурильные трубы можно свинчивать вместе наряду с другими скважинными инструментами, которые вместе могут составлять компоновку 17 низа бурильной колонны.
В роторной системе бурения используют двигатель на поверхности для вращения системы 12 соединительного устройства, заставляя буровое долото 20 вращаться на забое ствола 27 скважины. В некоторых системах оборудование 33 на поверхности может содержать верхний привод, ротор или т.п. (не показано), которые могут передавать вращение через систему 12 соединительного устройства, которая может содержать бурильную трубу, обсадную трубу, гибкую насосно-компрессорную трубу или т.п., на буровое долото 20. В некоторых системах верхний привод может иметь в своем составе один или несколько двигателей, электрических, гидравлических и/или т.п., которые могут быть соединены соответствующим зубчатым механизмом с короткой секцией трубы, называемой фиксирующий шпиндель. Фиксирующий шпиндель может, в свою очередь, ввинчиваться в предохранительный переводник или бурильную колонну, обсадную трубу или гибкую насосно-компрессорную трубу. Верхний привод может подвешиваться на крюке, чтобы свободно перемещаться вверх и вниз по вышке. Трубу, гибкую насоснокомпрессорную трубу или т.п. можно скреплять с верхним приводом, ротором или т.п. для передачи вращения вниз в стволе 27 скважины на буровое долото 20.
В роторной системе бурения сила тяжести действует на компоновку 17 низа бурильной колонны, которая может содержать значительную массу утяжеленной бурильной трубы (труб), создающую направленное вниз усилие, которое может заставлять буровое долото 20 разрушать горную породу и осуществлять бурение через геологический пласт при вращении. Для точного контроля величины усилия, приложенного к буровому долоту 20, бурильщик может тщательно следить за весом буровой системы на крюке, измеряемым, когда буровое долото 20 не имеет контакта с поверхностью 41 дна забоя ствола 27 скважины. Затем бурильную колонну (и буровое долото) можно медленно и осторожно опускать до касания поверхности 41 дна забоя ствола 27 скважины. После данной точки, по мере того как бурильщик продолжает опускать бурильную колонну, больше веса приходится на буровое долото 20 и соответст
- 8 017791 венно меньше веса приходится на крюк на поверхности. Только для примера, когда измерение на поверхности показывает вес на 20000 фунт (9080 кг) меньше веса с буровым долотом 20 не касающимся поверхности 41 дна забоя, тогда усилие в 20000 фунт (9080 кг) должно приходиться на буровое долото 20 (в вертикальной скважине). Датчики на забое можно использовать для более точного измерения осевой нагрузки на долото и передачи данных на поверхность.
Буровое долото 20 может содержать один или несколько режущих элементов 23. В работе буровое долото 20 можно использовать для разрушения и/или резания горной породы на поверхности 41 дна забоя для бурения ствола 27 скважины через геологический пласт 30. Буровое долото 20 может быть расположено снизу от системы 12 соединительного устройства, и буровое долото 20 можно менять, когда буровое долото 20 затупится или становится не способным к выполнению проходки через геологический пласт 30. Буровое долото 20 и режущие элементы 23 могут выполнять с различными конфигурациями для создания различных взаимодействий с геологическим пластом и создания различных конфигураций резания.
Обычное буровое долото 20 работает, пробуривая ствол скважины несколько больше максимального внешнего диаметра бурового долота 20, где диаметр/калибр ствола 27 скважины получается в результате радиуса действия режущих элементов бурового долота 20 и взаимодействия режущих элементов с бурящейся горной породой. Данное бурение ствола скважины 27 буровым долотом 20 получается посредством объединения режущего действия вращения бурового долота 20 и осевой нагрузки на долото, создаваемой весом на буровом долоте, получающемся от массы бурильной колонны. В общем, буровая система может включать в себя отклоняющую опору (опоры), которые могут выдвигаться наружу в калибр ствола 27 скважины. Калибрующие отклоняющие опоры могут содержать отклоняющие опоры, расположенные на компоновке 17 низа бурильной колонны, или отклоняющие опоры на концах некоторых режущих элементов бурового долота 20 и/или т.п. Калибрующие отклоняющие опоры можно использовать для стабилизирования бурового долота 20 в стволе 27 скважины для создания единообразного бурения ствола скважины.
Буровое долото 20 может содержать один или несколько калибрующих режущих элементов 24, калибрующие режущие элементы 24 можно располагать по периметру бурового долота, соединенными с калибрующими отклоняющими опорами или т.п., и можно выполнять для контакта со стенкой 40 ствола 27 скважины. В работе калибрующие режущие элементы 24 могут контактировать со стенкой 40 для создания разбуривания роторной системой бурения ствола скважины с калибром, равным или несколько превышающим диаметр бурового долота 20.
Система 12 соединительного устройства может содержать трубу (трубы), такие как бурильная труба, обсадная труба или т.п., гибкая насосно-компрессорная труба и/или т.п. Трубу, гибкую насоснокомпрессорную трубу или т.п. системы 12 соединительного устройства можно использовать для соединения оборудования 33 на поверхности с компоновкой 17 низа бурильной колонны и буровым долотом 20. Труба, гибкая насосно-компрессорная труба или т.п. может служить для прокачки бурового раствора к буровому долоту 20 и подъема, спуска и/или вращения компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20.
В некоторых буровых системах забойные двигатели (не показано) могут быть расположены на забое в стволе 27 скважины. Забойные двигатели могут содержать электрические двигатели, гидравлические двигатели и/или т.п. Г идравлические двигатели могут приводиться в действие буровыми растворами или другими текучими средами, прокачиваемыми в стволе 27 скважины и/или циркулирующими в бурильной колонне. Забойные двигатели можно использовать для привода/вращения бурового долота 20 на поверхности 41 дна забоя. Использование забойных двигателей может обеспечивать бурение ствола 27 скважины посредством вращения бурового долота 20 без вращения системы 12 соединительного устройства, которую можно удерживать неподвижной во время процесса бурения.
Вращение бурового долота 20 в стволе 27 скважины, производимое вращением бурильной трубы и/или забойным двигателем, может создавать разрушение и/или срезание горной породы поверхности 41 дна забоя для бурения новой секции ствола 27 скважины в геологическом пласте 30. Вращение калибрующих режущих элементов 24 по стенке 40 может создавать бурение небольшого слоя на стенке 40 вокруг бурового долота 20. Буровые растворы можно закачивать в ствол 27 скважины через систему 12 соединительного устройства или т.п. для привода бурового долота 20, вращения бурового долота 20 или т.п., для производства бурения ствола 27 скважины, для удаления выбуренной породы с поверхности 41 дна забоя и/или т.п.
В некоторых буровых системах можно использовать ударные долота для измельчения горной породы по вертикали способом, аналогичным применяемому пневматическими отбойными молотками на стройплощадках. В других буровых системах забойные гидравлические двигатели можно использовать для работы бурового долота 20 или связанного с ними бурового долота или для привода бурового долота 20 в дополнение к приводу, создаваемому верхним приводом, ротором, буровым раствором и/или т.п. Дополнительно, струи текучей среды, электрические импульсы и/или т.п. можно также использовать для бурения ствола 27 скважины или в комбинации с буровым долотом 17 для бурения ствола 27 скважины.
- 9 017791
Во время операции бурения усилия, которые могут действовать на буровое долото 20, могут включать в себя силу тяжести, крутящий момент, развиваемый буровым долотом 20, торцевую нагрузку, приложенную к буровому долоту 20, изгибающий момент от буровой системы, включающей в себя систему 12 соединительного устройства и/или т.п. Данные усилия вместе с типом бурящегося пласта и наклоном бурового долота 20 к плоскости поверхности 41 дна забоя ствола 27 скважины могут создавать сложную интерактивную систему приложенных и реактивных усилий. В роторной системе бурения при вертикальном бурении, в общем, должно отсутствовать приложение силы направления на буровое долото, бурящее вертикальный ствол скважины. Для не вертикального бурения роторная система бурения должна бурить, в общем, с постоянным направлением подачи; вместе с тем, подача силы тяжести должна заставлять буровое долото стремиться к бурению по вертикали.
Для обеспечения наклонно-направленного бурения роторной системой бурения можно прикладывать боковое усилие 15 к буровому долоту 20. Приложение бокового усилия 15 к буровому долоту 20 заставляет буровое долото 20 осуществлять боковое резание, например, с уходом от центральной оси 39 ствола 27 скважины. При поддержании бокового усилия 15 в конкретном направлении в стволе 27 скважины буровое долото 20 должно приводиться к постоянному бурению, по меньшей мере частично, в направлении приложенного бокового усилия, результатом чего является бурение наклонно-направленной секции ствола скважины (в отличие от секции ствола скважины, пробуренной просто с осевой нагрузкой на долото и с вращением бурового долота на торцевой плоскости забоя ствола скважины).
Когда боковое усилие 15 приложено к компоновке 17 низа бурильной колонны и/или буровому долоту 20, боковое усилие 15 может обусловливать контакт калибрующих режущих элементов 24 со стенкой 40, и это может обусловливать предпочтительное бурение/удаление калибрующими режущими элементами 24 кусков пласта со стенки 40 в направлении, совпадающем с приложенным боковым усилием 15, таким образом создавая и/или добавляя боковое резание ствола 27 скважины в направлении приложенного бокового усилия. При управлении боковым усилием 15, скоростью бурения, осевой нагрузкой на долото и/или т.п. буровое долото 20 может бурить по необходимой траектории через геологический пласт 30.
Обращаются к различным системам для обеспечения наклонно-направленного бурения роторной системой бурения посредством управления существующими усилиями, прилагаемыми к буровому долоту 20 во время роторного бурения, или приложением новых усилий к буровому долоту 20. Данные системы обращаются к изгибу/приданию формы/направлению/толканию буровой системы для ориентирования буровой системы в стволе скважины и/или относительно дна забоя ствола 27 скважин, направляющего перемещение бурового долота 20, по меньшей мере, частично вбок, т.е. с уходом от центральной оси 39. Некоторые системы могут использовать/приспосабливать большую силу притяжения, действующую на буровую систему, и/или могут предусматривать создание больших реактивных усилий на буровой системе с распором от компоновки низа бурильной колонны в геологический пласт 30 для ориентирования буровой системы в стволе скважины и/или относительно дна забоя ствола 27 скважины и/или чтобы толкать буровое долото 20 для наведения буровой системы для направленного бурения ствола 27 скважины. Другие системы могут изгибать буровую систему или использовать изогнутые участки в буровой системе для направления бурового долота для бурения вбок, внецентренно.
В некоторых процессах бурения изогнутая труба (не показано), известная как кривой переводник, или механизм наклона/шарнирного типа можно располагать между буровым долотом 20 и забойным двигателем. Кривой переводник или т.п. можно устанавливать в стволе скважины для обеспечения встречи бурового долота 20 с плоскостью поверхности 41 дна забоя таким способом, обеспечивающим бурение ствола скважины 27 в конкретном направлении, под конкретным углом, по траектории и/или т.п. Положение кривого переводника можно регулировать в стволе скважин без необходимости удаления системы 12 соединительного устройства и/или компоновки 17 низа бурильной колонны из ствола 27 скважины. Вместе с тем, наклонно-направленное бурение с кривым переводником или т.п. может быть сложным, поскольку усилия в стволе скважин во время процесса бурения могут затруднять маневр и/или эффективное использование кривого переводника для наведения буровой системы.
При бурении по прямой линии обычной буровой системой, с приложением бокового усилия 15 или без него, заявители определили, что буровое долото 20 может, по существу, вибрировать в стволе 27 скважины, причем вибрации содержат повторяющиеся перемещения/стохастическое движение бурового долота 20 в радиальных направлениях, т.е. наружу от центральной оси 39. Термины вибрация/колебание/стохастическое движение используют в данном документе для описания повторяющихся/постоянных перемещений буровой системы в процессе бурения, которые могут иметь направление в стволе скважины, отличающееся от направления бурения, и направление которых и периодичность может являться в сущности случайным.
Данные вибрации/колебания буровой системы могут быть ограничены действием режущих элементов, динамически воздействующих на поверхность ствола скважины и расширяющих его и калибрующими отклоняющими опорами или т.п., ударяющими по стенке ствола 27 скважины. В результате испытаний заявителями найдено, что буровые системы, содержащие буровые долота без калибрующих отклоняющих опор, производят ствол скважины с диаметром, существенно превышающим диаметр для экви
- 10 017791 валентных буровых систем, содержащих буровые долота и калибрующие отклоняющие опоры. Анализом результатов данных испытаний было определено, что во время работы буровой системы компоновка 17 низа бурильной колонны циклично претерпевает движение, включающее в себя перемещения от центральной оси 39 компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20, т.е. в радиальном направлении к стенке 40 ствола 27 скважины, во время процесса бурения. Анализом различных буровых работ найдено, что калибрующие отклоняющие опоры ограничивают данное радиальное движение компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20 с созданием ствола скважины меньшего диаметра. Калибрующие отклоняющие опоры обычных буровых систем развертывали для минимизирования/устранения вибрационного движения буровой системы для создания уменьшенного/стандартного ствола скважины.
Из экспериментальных исследований и анализа буровых систем заявитель нашел, что, когда буровое долото 20 бурит геологический пласт 30, режущие элементы 23 могут неоднородно взаимодействовать с геологическим пластом, например могут создавать мелкий щебень из геологического пласта 30, и, в результате, неустановившееся движение/стохастическое движение, являющееся движением в направлении, отличающемся от направления продольного/поступательного движения компоновки 17 низа бурильной колонны и/или буров долота 20, может создаваться в компоновке 17 низа бурильной колонны и/или буровом долоте 20.
Заявители проанализировали работу буровой системы и нашли, что во время работы буровой системы приложение усилия через систему 12 соединительного устройства и буровое долото 20 на геологический пласт 30 на дне забоя ствола 27 скважин, работа/вращение бурового долота 20, взаимодействие бурового долота 20 с геологическим пластом 30 на дне забоя ствола 27 скважин (при этом буровое долото 20 может проскальзывать, заклиниваться, сбиваться с оси бурения и/или т.п.), вращение системы 12 соединительного устройства, работа верхнего привода, работа ротора, работа забойных гидравлических двигателей, работа бурильных вспомогательных систем, таких как струи текучей среды или электроимпульсные системы, ствол 27 скважины (который может иметь неправильную форму) и/или т.п., могут создавать движение в компоновке 17 низа бурильной колонны и/или буровом долоте 20, и данное движение может быть повторяющимся, произвольным, нестационарным, стохастическим движением, при этом, по меньшей мере, компонент стохастического движения не направлен вдоль оси компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20 и направлен, вместо этого, радиально наружу от оси типа продольной в центре компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20.
Дополнительно к этому, заявители нашли, что неустановившееся стохастическое движение бурового долота 20 и/или компоновки 17 низа бурильной колонны может также происходить, когда боковое усилие 15 приложено к буровому долоту 20 и/или компоновке 17 низа бурильной колонны. Так, во время наклонно-направленного бурения ствола скважины, когда боковое усилие 15 приложено к буровому долоту 20 и/или компоновке 17 низа бурильной колонны, буровое долото 20 и/или компоновка 17 низа бурильной колонны претерпевают стохастическое движение и не взаимодействуют единообразно со стенкой 40. Как указано выше, движение бурового долота 20 и/или компоновки 17 низа бурильной колонны является сложным вследствие таких факторов, как неоднородные свойства геологического пласта 30, различные отличающиеся силы, действующие на буровое долото 20, и/или компоновку 17 низа бурильной колонны, и/или т.п. Следовательно, даже когда боковое усилие 15 прилагается единообразно, что создать на практике чрезвычайно трудно, буровое долото 20 и/или компоновку 17 низа бурильной колонны можно приводить боковым усилием 15 в движение, не совпадающее с боковым усилием 15, которое может вместо этого содержать движение, являющееся комбинацией движения, создаваемого боковым усилием 15 в направлении бокового усилия 15 и стохастическим движением бурового долота 20 и/или компоновки 17 низа бурильной колонны. В реальности, боковое усилие 15, вследствие того как оно создается, например цикличным приложением усилия на стенку 40 исполнительным механизмом или т.п., буровым режущим устройством, изгибом бурильной колонны, использованием кривого переводника и/или т.п., не является единообразным и может по времени быть направлено в некотором диапазоне азимутальных углов и в результате может обусловливать движение бурового долота 20 и/или компоновки 17 низа бурильной колонны в стволе 27 скважины в радиальных направлениях, соответствующих диапазону азимутальных углов.
Поэтому во время операций наклонно-направленного бурения кинетика компоновки 17 низа бурильной колонны может содержать как продольное движение 37 в направлении бурения, так и нестационарные радиальные движения 36А и 36В, при этом нестационарные радиальные движения 36А и 36В могут содержать любое движение компоновки 17 низа бурильной колонны, направленное от центральной оси 39 ствола 27 бурящейся скважины и/или центральной оси компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20. И данные нестационарные радиальные движения могут не совпадать с направлением бокового усилия 15 и/или боковое усилие 15 может не являться однонаправленным и может само обусловливать нестационарное радиальное движение компоновки 17 низа бурильной колонны в некотором диапазоне азимутальных углов.
- 11 017791
В общем, определено, что радиальное движение компоновки 17 низа бурильной колонны во время процесса бурения может являться произвольным, естественно нестационарным. Поэтому компоновка 17 низа бурильной колонны может претерпевать цикличное произвольное радиальное/неустановившееся движение в продолжение процесса наклонно-направленного бурения. Для целей данного описания цикличное радиальное/неустановившееся движение компоновки 17 низа бурильной колонны в стволе 27 скважины во время процесса бурения может именоваться динамическим движением, радиальным движением, стохастическим движением, неустановившимся движением, радиально-динамическим движением, радиально-неустановившимся движением, динамическим или неустановившимся движением компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурильной колонны, цикличным радиальным движением, цикличным динамическим движением, цикличным неустановившимся движением, вибрацией, движением типа вибрации и/или т.п.
Динамическое и/или неустановившееся движение компоновки 17 низа бурильной колонны во время бурения ствола скважины 27 может обусловливать/иметь результатом цикличный вход в контакт компоновки 17 низа бурильной колонны с поверхностью ствола 27 скважины и/или ударное воздействие на нее в продолжение процесса бурения. Поверхность ствола 27 скважины содержит поверхность 40 стенки и поверхность 41 дна забоя ствола 27 скважин, т.е. поверхность геологического пласта 30, образующую ствол 27 скважины. Как рассмотрено выше, динамическое и/или неустановившееся движение компоновки 17 низа бурильной колонны может являться естественно произвольным и поэтому может обусловливать/давать в результате произвольный прерывистый/цикличный контакт и/или ударное взаимодействие между компоновкой 17 низа бурильной колонны и поверхностью в процессе бурения.
Прерывистый/цикличный контакт и/или ударное взаимодействие между компоновкой 17 низа бурильной колонны и поверхностью во время процесса бурения, получающееся в результате динамического и/или неустановившегося движения компоновки 17 низа бурильной колонны, может происходить между одной или несколькими секциями/компонентами компоновки 17 низа бурильной колонны и поверхностью. Например, секции/компоненты могут являться секциями компоновки 17 низа бурильной колонны вблизи бурового долота 20, компонентом компоновки 17 низа бурильной колонны, таким, например, как утяжеленная бурильная труба, калибрующая отклоняющая опора, центратор с жесткими лопастями, корпус двигателя, секция системы 12 соединительного устройства и/или т.п. Для целей данного описания взаимодействия между компоновкой 17 низа бурильной колонны и поверхностью, обусловленные/получающиеся в результате динамического и/или неустановившегося движения компоновки 17 низа бурильной колонны, могут именоваться динамическими взаимодействиями, неустановившимися взаимодействиями, взаимодействиями радиального движения, вибрационными взаимодействиями и/или т.п.
На фиг. 1В на сечении компоновки 17 низа бурильной колонны показано боковое движение компоновки 17 низа бурильной колонны в стволе скважины под действием бокового усилия. Как описано выше, компоновка 17 низа бурильной колонны претерпевает стохастическое движение в стволе скважины во время процесса наклонно-направленного бурения. При этом, поскольку боковое усилие не может, в общем, быть приложено к компоновке 17 низа бурильной колонны, являющееся однонаправленным, когда боковое усилие 15 прикладывают к компоновке 17 низа бурильной колонны, движение компоновки 17 низа бурильной колонны может быть направлено в некотором диапазоне азимутальных углов 40А, 40В и 40С, в дополнение к движению, совпадающему с направлением бокового усилия 15, где диапазон азимутальных углов может, в общем, в основном лежать в полусфере с основанием 45, причем основанием 45, перпендикулярным боковому усилию 15.
На фиг. 2А схематично показана система управления боковым усилием для наведения буровой системы для направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг. 2А буровая система бурения ствола скважины может содержать компоновку 17 низа бурильной колонны, которая, в свою очередь, может содержать буровое долото 20. Буровая система может предусматривать бурение ствола 50 скважины со стенкой 53 и забоем 54 бурения.
Во время процесса бурения буровое долото 20 может контактировать с забоем 54 бурения и разрушать/смещать горную породу на забое 54 бурения. В варианте осуществления настоящего изобретения муфтовая компоновка 55 может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны податливым элементом 57. Муфтовая компоновка 55 может представлять собой трубу, цилиндр, несущий каркас или т.п. Муфтовая компоновка 55 может иметь внешнюю поверхность 55А.
В некоторых аспектах, в случае если муфтовая компоновка 55 содержит трубу, цилиндр и/или т.п., внешняя поверхность 55А может содержать внешнюю поверхность трубы/цилиндра и/или любые отклоняющие опоры, выступы и/или т.п., соединенные с внешней поверхностью трубы/цилиндра. Муфтовая компоновка 55 может иметь секции с шероховатой поверхностью, покрытия, выступы на внешней поверхности 55А для создания усиленного фрикционного контакта между внешней поверхностью 55А муфтовой компоновки 55 и стенкой 53. Муфтовая компоновка 55 может содержать множество отклоняющих опор, выполненных для контакта со стенкой 53.
В некоторых аспектах муфтовая компоновка 55 может содержать систему калибрующих отклоняющих опор. В аспектах, где муфтовая компоновка 55 может содержать ряд элементов, таких как отклоняющие опоры или т.п., внешняя поверхность 55А может быть образована внешними поверхностями
- 12 017791 каждого из элементов (отклоняющими опорами) муфтовой компоновки 55.
Буровое долото 20 показанной буровой системы содержит калибрующие режущие элементы 24. Калибрующие режущие элементы 24 могут взаимодействовать со стенкой 53 и врезаться в нее во время процесса бурения. Боковое усилие 15 можно использовать для обусловливания перемещения бурового долота 20 в некотором диапазоне азимутальных направлений, в общем центрованных на направлении, совпадающем с боковым усилием 15. При этом калибрующие режущие элементы 24 могут стремиться к направленному забуриванию в стенку 53. Вместе с тем, как указано выше, контакт калибрующих режущих элементов 24 со стенкой 53 может содержать, в некотором роде, спорадические взаимодействия, где направление бурения стенки не является единообразным, но могут происходить в некотором диапазоне азимутальных направлений.
В варианте осуществления изобретения муфтовую компоновку 55 можно конфигурировать с компоновкой 17 низа бурильной колонны с возможностью создания сцепления, контакта, взаимодействия и/или т.п. внешней поверхности 55А со стенкой 53 и/или забоем 54 бурения во время процесса бурения в результате динамического движения компоновки 17 низа бурильной колонны. Конструкция/профиль/податливость внешней поверхности 55А и/или расположение внешней поверхности 55А относительно режущего контура бурового долота 20 может обеспечивать регулирование взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой 53 и другими режущими элементами бурового долота 20 и забоем 54 бурения.
Податливый элемент 57 может содержать структуру, обеспечивающую боковое перемещение муфтовой компоновки 55 относительно бурового долота 20, где боковое перемещение является перемещением, по меньшей мере частично, направленным к центральной оси 61 компоновки 17 низа бурильной колонны. В некоторых аспектах муфтовая компоновка 55 может сама быть выполнена с боковой податливостью и может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны и/или может являться секцией компоновки 17 низа бурильной колонны без использования податливого элемента 57.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения податливый элемент 57 может не являться однообразно податливым по окружности. В таком варианте осуществления одна или несколько секций податливых элементов 57, расположенных по периметру податливого элемента 57, могут являться более податливыми в боковом направлении, чем другие секции податливого элемента 57.
Как рассмотрено выше, во время процесса наклонно-направленного бурения с приложением бокового усилия 15 режущие элементы бурового долота 20 могут приводиться в движение боковым усилием 15 для бурения с уходом от центральной оси 61 и/или калибрующие режущие элементы 24А и 24В могут претерпевать постоянные и/или цикличные взаимодействия со стенкой 53, при этом такие взаимодействия отклоняются в общем направлении бокового усилия 15, поскольку данное боковое усилие 15 приложено к компоновке 17 низа бурильной колонны так, что создает движение компоновки 17 низа бурильной колонны в направлении бокового усилия 15.
В варианте осуществления настоящего изобретения боковая податливость податливого элемента 57 может изменяться по окружности податливого элемента 57. В результате, взаимодействие между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 не должно быть однородным по окружности периметра муфтовой компоновки 55. Только в качестве примера, податливый элемент 57 может содержать область 59В уменьшенной податливости и область 59А увеличенной податливости.
В некоторых аспектах взаимодействия между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 над секцией податливого элемента 57, имеющего увеличенную боковую податливость, т.е. область 59А увеличенной податливости, можно обеспечивать увеличенное перемещение компоновки 17 низа бурильной колонны в направлении области 59А увеличенной податливости по сравнению с взаимодействиями между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 и/или забоем 54 бурения над секцией податливого элемента 57 с уменьшенной боковой податливостью, т.е. областью 59В уменьшенной податливости. При этом движение компоновки 17 низа бурильной колонны в направлении области 59А увеличенной податливости является более свободным, чем движение компоновки 17 низа бурильной колонны в направлении области 59В уменьшенной податливости, где область 59В уменьшенной податливости, когда контактирует со стенкой 53, сопротивляется движению компоновки 17 низа бурильной колонны в отличие от области 59А увеличенной податливости, пластично деформирующейся при контакте со стенкой 53, обеспечивая движение компоновки 17 низа бурильной колонны.
В результате неоднородности взаимодействий между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 движение компоновки 17 низа бурильной колонны под действием бокового усилия 15 можно отклонять, фокусировать и/или направлять. Например, движение компоновки 17 низа бурильной колонны, когда боковое усилие 15 приложено в направлении к области 59В уменьшенной податливости, должно встречать сопротивление, когда муфтовая компоновка 55 взаимодействует со стенкой 53, в свою очередь обусловливая сопротивление какому-либо боковому резанию буровым долотом 20 в данном направлении. В отличие от этого, движение компоновки 17 низа бурильной колонны под действием бокового усилия 15 в направлении области 59А увеличенной податливости должна, по меньшей мере частично, обеспечивать податливость области 59А увеличенной податливости, обеспечивая большее боковое забуривание буровым долотом 20 в данном направлении. Следовательно, муфтовая компоновка 55, поскольку имеет неод
- 13 017791 нородную податливость, может отклонять, фокусировать, направлять движение компоновки 17 низа бурильной колонны под действием приложенного усилия и в результате может отклонять, фокусировать, направлять боковое резание ствола скважины буровым долотом 20 под действием бокового усилия 15.
В буровой системе, где буровое долото содержит калибрующий режущий элемент 24А и 25В, калибрующий режущий элемент 24А, соответствующий к области 59А увеличенной податливости, должен контактировать с более глубоким взаимодействием со стенкой 53, когда боковое усилие 15 направлено в направлении области 59А увеличенной податливости, чем взаимодействие, которое должен испытывать калибрующий режущий элемент 24В, когда боковое усилие 15 направлено в направлении области 59В уменьшенной податливости. Следовательно, податливый элемент 57 можно использовать для отклонения/фокусирования бокового усилия 15 так, чтобы калибрующие режущие элементы 24 предпочтительно забуривались в стенку 53 в направлении области 59А увеличенной податливости, создавая отклонение, фокусирование и/или направление бокового резания ствола скважины под действием бокового усилия 15.
В буровой системе, где компоновка 17 низа бурильной колонны или буровое долото 20 не вращается во время процесса бурения, податливый элемент 57 может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны и/или буровым долотом 20 и может обеспечивать постоянное отклонение, фокусирование и/или направление бокового резания под действием бокового усилия 15 в выбранном направлении, направлении большей податливости. Вместе с тем, в буровой системе, где компоновка 17 низа бурильной колонны или буровое долото 20 вращаются во время процесса бурения, податливый элемент 57 может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны и/или буровым долотом 20 так, что податливый элемент 57 остается геостационарным во время процесса бурения. В таких аспектах настоящего изобретения, посредством поддержания податливого элемента 57 геостационарным во время процесса наклонно-направленного бурения, поддерживают направление отклонения, фокусирования и/или направления бокового бурения во время процесса роторного бурения.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения размер области 59А увеличенной податливости относительно размера податливого элемента 57 может меняться для управления величиной отклонения/фокусирования/направления бокового усилия. Вместе с тем, как должно быть известно специалистам в данной области техники, выполнение области 59А увеличенной податливости слишком малой может не давать необходимого увеличения фокусировки/отклонения бокового усилия 15, когда площадь может быть слишком малой для обусловливания необходимой разницы взаимодействий со стенкой 53.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения муфтовая компоновка 55 может быть выполнена для создания соединения муфтовой компоновки 55 с забоем скважины для расположения муфтовой компоновки 55 полностью в контуре 21 резания бурового долота 20, контуре 21 резания, содержащем профиль режущих элементов от кромки до кромки бурового долота 20. В других вариантах осуществления настоящего изобретения муфтовая компоновка 55, секция муфтовой компоновки 55, внешняя поверхность 55А и/или секция внешней поверхности 55А могут проходить за контур 21 резания.
Только в качестве примера, муфтовая компоновка 55 может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны так, что обеспечивает нахождение внешней поверхности 55А внутри контура 21 резания с отступом порядка одного-десятков миллиметров от него. В других аспектах, и вновь только в качестве примера, муфтовая компоновка 55 может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны так, что обеспечивает выход, по меньшей мере, участка внешней поверхности 55А в пределах десятков или более миллиметров за контур 21 резания. В аспектах, где внешняя поверхность 55А выходит за контур 21 резания, муфтовая компоновка 55 должна предотвращать резание калибрующим режущим элементом стенки 53 ближним к месту, где внешняя поверхность 55А выступает за контур 21 резания, даже когда калибрующий режущий зуб направлен к стенке 53 под действием бокового усилия 15.
На фиг. 2В показано сечение через податливую систему для использования в системе наведения буровой системы для бурения ствола скважины фиг. 2А согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Податливый элемент 57, показанный в сечении на фиг. 2В, содержит область 59А увеличенной податливости и область 59В уменьшенной податливости. В некоторых аспектах может существовать единственная область в податливом элементе 57, имеющая увеличенную или уменьшенную податливость относительно остальной площади и/или других площадей податливого элемента 57. В других аспектах податливый элемент 57 может содержать любые конфигурации податливых секций, создающих неоднородную податливость вокруг податливого элемента 57.
На фиг. 2В податливый элемент 57 показан сплошной цилиндрической структурой, вместе с тем, в различных аспектах настоящего изобретения податливый элемент 57 может содержать другие виды структур, такие как множество податливых элементов, расположенных вокруг компоновки 17 низа бурильной колонны и выполненных с возможностью соединения муфтовой компоновки 55 с компоновкой 17 низа бурильной колонны, компоновка несущих элементов с возможностью соединения муфтовой компоновки 55 с компоновкой 17 низа бурильной колонны, создающая боковое перемещение муфтовой компоновки 55 и/или т.п. В других аспектах настоящего изобретения муфтовая компоновка 55 может
- 14 017791 сама являться структурой с интегральной податливостью, при этом интегральную податливость можно выбирать неоднородной вокруг муфтовой компоновки 55, и муфтовая компоновка 55 может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны или может являться секцией компоновки 17 низа бурильной колонны без податливого элемента 57. В дополнительных аспектах муфтовая компоновка 55 может содержать множество податливых элементов, таких как отклоняющие опоры или т.п., с множеством податливых элементов, соединенных с компоновкой 17 низа бурильной колонны, и по меньшей мере одним из податливых элементов с податливостью, отличающейся от других податливых элементов.
В варианте осуществления настоящего изобретения область увеличенной податливости 59А может располагаться на податливом элементе 57 так, что является диаметрально противоположной области 59В уменьшенной податливости. В таком варианте осуществления податливый элемент 57 может предотвращать перемещение муфтовой компоновки 55 внутрь на области 59В уменьшенной податливости, но может обеспечивать перемещение муфтовой компоновки 55 внутрь на области 59А увеличенной податливости. В результате, буровое долото 20, когда претерпевает движение во время процесса наклоннонаправленного бурения, может взаимодействовать более интенсивно со стенкой 53 и/или калибрующие режущие элементы 24 могут резать глубже стенку 53 в направлении области 59А увеличенной податливости и/или к ней (вверх, как показано на фиг. 2А). В таком варианте осуществления, получающемся в результате выбора податливого элемента 57 с неоднородной податливостью, во время процесса бурения, в результате движения компоновки 17 низа бурильной колонны и бурового долота 20 под действием бокового усилия 15, упомянутых выше, может получаться непрерывное движение или цикличное движение, в зависимости от того, как создается боковое усилие 15, и не являющееся единообразным по направлению, но вместо этого является движением в некотором диапазоне азимутальных направлений, в общем отцентрованных на направлении бокового усилия 15, которое может обеспечивать буровой системе предпочтительное бурение к области 59А увеличенной податливости и так обусловливать наведение буровой системы и может создавать наклонно-направленное бурение ствола 50 скважины.
В вариантах осуществления настоящего изобретения любая неоднородная податливость по окружности муфтовой компоновки 55 или податливого элемента 57 может обеспечивать наведение/управление буровой системы. Количество дифференциальной податливости в муфтовой компоновке 55 и/или податливом элементе 57 и/или профиль неоднородной податливости муфтовой компоновки 55 и/или податливого элемента 57 можно выбирать для создания необходимого реагирования для наведения и/или управления бурового долота 20. Реагирование для наведения и/или реагирование бурового долота буровой системы на разницу податливости и/или профиль податливости по окружности может быть определен теоретически, смоделирован, выведен из экспериментальных исследований, рассчитан по анализу предыдущих процессов бурения и/или т.п.
В вариантах осуществления настоящего изобретения, сконфигурированных для использования с буровой системой, не включающей в себя использование вращающегося бурового долота или где корпус буровой системы, т.е. корпус компоновки низа бурильной колонны является не вращающимся, муфтовая компоновка 55 и/или податливый элемент 57 могут соединяться с буровой системой или корпусом. В таком варианте осуществления буровую систему можно расположить в стволе скважины с областью 59А увеличенной податливости, расположенной с конкретной ориентацией к буровому долоту 20 для создания отклонения, фокусирования и/или направления бурения ствола скважины 50 под действием бокового усилия 15 в направлении области 59А увеличенной податливости. Для изменения направления бурения посредством буровой системы положение области увеличенной податливости 59А можно изменять.
В некоторых вариантах осуществления позиционирующее устройство 65, которое может содержать двигатель, гидравлический исполнительный механизм и/или т.п., можно использовать для вращения/выставления муфтовой компоновки 55 и/или податливого элемента 57 для обеспечения бурения ствола скважины 50 буровой системой в необходимом направлении.
Позиционирующее устройство 65 может быть связано с процессором 70. Процессор 70 может управлять позиционирующим устройством 65 для обеспечения необходимого наклонно-направленного бурения. Процессор 70 может определять правильное положение муфтовой компоновки 55 и/или податливого элемента 57 в стволе 50 скважины для необходимого направления бурения с вмешательством оператора, концевую точку цели бурения ствола скважины, необходимую траекторию бурения, необходимое реагирование бурового долота, необходимое взаимодействие бурового долота с геологическим пластом, сейсмические данные, входные данные от датчиков (не показано), которые могут давать данные, касающиеся геологического пласта, условия в стволе 50 скважины, данные бурения (такие как осевая нагрузка на долото, скорость бурения и/или т.п.), данные вибрации буровой системы, данные динамического взаимодействия и/или т.п., данные, касающиеся местоположения/ориентации бурового долота в геологическом пласте, данные, касающиеся траектории/направления ствола скважин и/или т.п.
Процессор 70 может соединяться с дисплеем (не показано) для отображения ориентации/направления/местоположения ствола скважины 50, буровой системы, бурового долота 20, муфтовой компоновки 55, податливого элемента 57, скорости бурения, траектории бурения и/или т.п. Дисплей может находиться на удалении от площадки бурения, данные на него можно передавать посредством такого соединения, как подключение к интернету, веб-подключение, телекоммуникационное соединение и/или
- 15 017791
т.п, и может обеспечивать дистанционное управление процессом бурения. Данные процессора 70 можно сохранять в запоминающем устройстве и/или передавать на другие процессоры и/или системы, связанные с процессом бурения.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения система наведения/функционального управления бурового долота может быть выполнена для использования с буровой системой роторного типа, в которой компоновка 17 низа бурильной колонны и/или буровое долото 20 может вращаться во время процесса бурения, и при этом буровое долото 20 и/или компоновка 17 низа бурильной колонны может вращаться в стволе 50 скважины. В таком варианте осуществления муфтовая компоновка 55 и/или податливый элемент 57 могут быть выполнены так, что движение муфтовой компоновки 55 и/или податливого элемента 57 является независимым или, по меньшей мере, частично независимым от вращения бурового долота 20 и/или компоновки 17 низа бурильной колонны. При этом муфтовая компоновка 55 может удерживаться геостационарной в стволе 50 скважины во время процесса бурения.
В некоторых аспектах муфтовая компоновка 55 и/или податливый элемент 57 могут являться пассивной системой, содержащей один или несколько цилиндров, расположенных вокруг буровой системы. Один или несколько цилиндров можно в некоторых случаях расположить вокруг компоновки 17 низа бурильной колонны буровой системы. Один или несколько цилиндров можно конфигурировать для вращения независимо от буровой системы. В таких аспектах один или несколько цилиндров можно конфигурировать обеспечивающими то, что трение между одним или несколькими цилиндрами и пластом может фиксировать, предотвращать вращение одного или нескольких цилиндров относительно вращающейся буровой системы. В некоторых аспектах настоящего изобретения один или несколько цилиндров можно стопорить на компоновке низа бурильной колонны, когда отсутствует осевая нагрузка на долото и, следовательно, нет бурения ствола скважины, и ориентировать и снимать со стопора на компоновки низа бурильной колонны, когда прикладывают осевую нагрузку на долото и начинают бурение; при этом трение между одним или несколькими цилиндрами и поверхностью поддерживает ориентации одного или нескольких цилиндров. В некоторых аспектах настоящего изобретения один или несколько цилиндров могут быть соединены с компоновкой 17 низа бурильной колонны на подшипнике или т.п.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения можно создавать позиционирование одного или нескольких цилиндров, как в невращающейся буровой системе, посредством позиционирующего устройства 65, которое может вращать один или несколько цилиндров для изменения местоположения активной области цилиндра в стволе 50 скважины для изменения направления бурения и/или функционирования бурового долота 20. Например, податливый элемент 57 может содержать цилиндр и может вращаться вокруг компоновки 17 низа бурильной колонны для изменения местоположения области 59А увеличенной податливости и/или области 59В уменьшенной податливости для изменения направления бурения буровой системы, получающегося в результате динамического взаимодействия между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53. Альтернативно, активное управление можно использовать для поддержания необходимой ориентации/положения муфтовой компоновки 55 и/или податливого элемента 57 по отношению к компоновке 17 низа бурильной колонны во время процесса бурения. Кроме того, данный тип устройства можно использовать в компоновке двигателя для замены кривого переводника. Это может давать преимущества с точки зрения выполнения рейсов компоновки в ствол скважины по ограничениям насосно-компрессорной трубы и заканчивания и когда бурят по прямой линии в роторном режиме.
На фиг. 3А-3С схематично показана система кулачкового управления для фокусирования, отклонения и/или направления движения компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота под действием бокового усилия для наведения буровой системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 3А показана система наклонно-направленного бурения с системой кулачкового управления согласно варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг. 3А буровая система выполнена для бурения ствола 50 скважины через геологический пласт. Буровая система содержит компоновку 17 низа бурильной колонны, расположенную на конце ствола 50 скважины, подлежащего бурению/бурящегося. Компоновка 17 низа бурильной колонны содержит буровое долото 20, контактирующее с геологическим пластом и бурящее ствол 50 скважины. Буровое долото 20 может содержать режущие элементы 23, которые могут контактировать с забоем бурения/дном забоя ствола скважины 50, и калибрующие режущие элементы 24, которые могут контактировать со стенкой 53 ствола скважины. Калибрующие режущие элементы 24 могут соединяться с буровым долотом 20, калибрующими отклоняющими опорами или утяжеленной бурильной трубой, скрепленной с буровым долотом 20 и/или т.п.
В варианте осуществления настоящего изобретения компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны податливой соединительной муфтой 76. Компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может содержать утяжеленную бурильную трубу, цилиндр, не режущие концы одного или нескольких режущих элементов бурового долота 20 и/или т.п.
- 16 017791
На фиг. 3В показана компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры системы фиг. ЗА согласно одному аспекту настоящего изобретения. Как показано, компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может содержать цилиндр 74А с множеством отклоняющих опор 74В, расположенных на поверхности цилиндра 74А. В некоторых аспектах множество отклоняющих опор 74В может иметь свойства податливости, тогда как в других аспектах множество отклоняющих опор 74В могут являться неподатливыми и могут быть металлическими. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может сама являться податливой, и податливая компоновка калибрующей отклоняющей опоры может соединяться с элементом компоновки 17 низа бурильной колонны без податливой соединительной муфты 76.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения кулачок 79 может соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны. Кулачок 79 может являться перемещающимся на компоновке 17 низа бурильной колонны. В варианте осуществления настоящего изобретения кулачок 79 может содержать эксцентрический/несимметричный цилиндр. Кулачок 79 может являться перемещающимся для контакта с компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры. Компоновку 73 калибрующей отклоняющей опоры можно конфигурировать для контакта со стенкой 53 и/или забоем 54 бурения во время процесса бурения ствола 50 скважины. Компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может напрямую соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны, соединяться с компоновкой 17 низа бурильной колонны посредством соединительной муфты 76 или т.п. Соединительная муфта 76 может содержать податливый/упругого типа материал, который может обеспечивать перемещение компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры относительно компоновки 17 низа бурильной колонны.
Кулачок 79 может приводиться в действие контроллером 80. Контроллер 80 может содержать двигатель, гидравлическую систему и/или т.п. и может обеспечивать перемещение кулачка 79 и/или поддержание кулачка 79 геостационарным в стволе 50 скважины во время процесса бурения. В некоторых аспектах кулачок 79 может содержать цилиндр с внешней поверхностью 81 и углублением 82 во внешней поверхности 81. В таких аспектах во время процесса бурения контроллер 80 может обеспечивать перемещение кулачка 79 в активное положение, в котором внешняя поверхность 81 может находиться вблизи компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры или в контакте с ней. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения контроллер 80 может отсутствовать и кулачок 79 можно, например, устанавливать в активное положение перед размещением компоновки 17 низа бурильной колонны в стволе 50 скважины.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения кулачок 79 можно использовать для управления взаимодействиями между компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и стенкой 53 с обеспечением неоднородных свойств компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры по окружности компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры. В дополнительных вариантах осуществления настоящего изобретения вместо использования кулачка 79 для изменения свойств, позиционирования и/или т.п. компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры пьезоэлектрические, гидравлические и/или другие механические исполнительные механизмы можно использовать для создания компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры с неоднородными свойствами, которую можно использовать для управления динамическими взаимодействиями между компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и стенкой 53 и/или забоем 54 бурения.
В активном положении, т.е. где кулачок 79 контактирует с компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры, кулачок 79 может противодействовать перемещению компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры в боковом направлении, т.е. к центральной оси компоновки 17 низа бурильной колонны и/или ствола 50 скважины. В активном положении углубление 82 может быть отделено от компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры зазором 83, где зазор 83 больше зазора между компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и внешней поверхностью 81 на других положениях вокруг системы. При этом часть компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры над углублением 82 может иметь больше свободы/возможности для перемещения вбок в сравнении с другими секциями компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры, расположенной над внешней поверхностью 81. Следовательно, взаимодействия между компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и стенкой 53 и/или забой 54 бурения во время процесса бурения не должны быть однородными вокруг компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры.
В варианте осуществления настоящего изобретения калибрующие режущие элементы 24 могут контактировать со стенкой ствола скважины во время бурения. Когда приложено боковое усилие 15, калибрующие режущие элементы 24 могут приводиться боковым усилием 15 в контакт со стенкой 53 и осуществлять резание в направлении бокового усилия 15, таким образом обеспечивая наклонно-направленное бурение. В варианте осуществления настоящего изобретения воздействием бокового усилия 15 на контакт между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой 53 может управлять кулачок 79.
В таком варианте осуществления секцию компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры над углублением 83, которая в результате своего расположения над углублением имеет больше свободы/возможности для перемещения вбок в сравнении с другими секциями компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры, можно выставить так, что, по меньшей мере, участок движения бурового долота 20
- 17 017791 под действием бокового усилия 15 направлен к секции более свободного перемещения. При этом движение бурового долота 20 под действием бокового усилия 15 должно быть больше, при меньшем сопротивлении и/или т.п., в направлении секции более свободного перемещения. Следовательно, режущие элементы бурового долота 20 должны иметь возможность лучшего контакта с резанием вбок в направлении секции более свободного перемещения и бурение вбок под действием бокового усилия должно отклоняться, фокусироваться и/или направляться к секции более свободного перемещения.
В некоторых аспектах, где буровое долото 20 содержит калибрующие режущие элементы 24, секция компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры над углублением 83, которая в результате своего положения над углублением имеет больше свободы/возможности для перемещения вбок в сравнении с другими секциями компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры, может быть выставлена так, что, по меньшей мере, участок движения бурового долота 20 под действием бокового усилия 15 направлен к более свободному перемещению секции для создания лучшего контакта в данном направлении между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой 53 в сравнении с другими направлениями движения бурового долота, созданными боковым усилием 15. Таким путем направление прорезания стенки 53 калибрующими режущими элементами 24 под действием бокового усилия 15 можно поворачивать, фокусировать и/или направлять позиционированием кулачка 79. Посредством удержания кулачка 79 геостационарным в стволе скважины действие отклонения/фокусирования/направления, обусловливаемое кулачком 79, поддерживается в аналогичном геостационарном направлении во время процесса бурения, с созданием непрерывного действия, результатом которого является наклонно-направленное бурение ствола скважины. В некоторых аспектах кулачок 79 может вращаться для изменения направления отклонения/фокусирования/направления для управления направлением бурения ствола скважины буровым долотом 20 под действием бокового усилия 15.
В некоторых аспектах настоящего изобретения кулачок 79 можно использовать для управления резким изменением направления компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры либо для создания резкого изменения направления компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры для наведения буровой системы или для устранения резкого изменения направления в компоновке 73 калибрующей отклоняющей опоры для обеспечения бурения по прямой линии. В варианте осуществления для управления работой бурового долота 20 кулачок 79 можно использовать для управления резким изменением направления компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры либо для создания резкого изменения направления компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры для создания некоторого режима работы бурового долота 20 или для устранения резкого изменения направления в компоновке 73 калибрующей отклоняющей опоры для создания отличающегося режима работы бурового долота 20.
Кулачок 79 может содержать эксцентрический цилиндр. В работе кулачок 79 может контактировать с компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и может обеспечивать, выход, по меньшей мере, секции компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры за пределы диаметра бурового долота 20. В результате, компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры, выведенная за пределы диаметра долота, может неоднородно взаимодействовать с поверхностью ствола 50 скважины. Кулачок 79 может иметь секцию с устойчиво изменяющимся внешним диаметром для создания устойчивого изменения шаблона/диаметра, по меньшей мере, секции компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры во время процесса бурения.
Во время процесса наклонно-направленного бурения компоновка 17 низа бурильной колонны может претерпевать динамическое движение в стволе 50 скважины под действием бокового усилия 15, результатом чего являются динамические взаимодействия между компоновкой 17 низа бурильной колонны и поверхностью ствола 50 скважины. В варианте осуществления настоящего изобретения вследствие большей податливости компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры над углублением 82 в сравнении с податливостью компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры в положении на противоположной стороне компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры относительно углубления цикличные динамические взаимодействия между компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и стенкой 53 и/или забоем 54 бурения должны заставлять буровую систему бурить в направлении бурения 85, при этом направление бурения 85 направлено в направлении углубления 82. При нахождении в контакте кулачок 79 может предотвращать перемещение компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры внутрь (вверх, как показано на чертеже), но может давать возможность перемещения компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры в противоположном направлении (вниз, как показано на чертеже). В результате, буровое долото 20 должно перемещаться, вибрировать, вверх относительно компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры и, таким образом, создавать бурение буровой системой в направлении вверх, к углублению 82, для создания направленной вверх секции ствола 50 скважины. В некоторых аспектах настоящего изобретения, по меньшей мере, азимутальный компонент бокового усилия 15 должен быть направлен к секции большей податливости или уменьшенному диаметру калибрующей отклоняющей опоры для создания фокусирования/отклонения бокового усилия 15.
- 18 017791
В варианте осуществления настоящего изобретения кулачок 79 может создавать резкое изменение направления оси компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры от оси бурового долота 20 в геостационарной плоскости. В некоторых аспектах резкое изменение направления компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры кулачком 79 может быть создано, когда компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры вращается с буровым долотом 20 и/или компоновкой 17 низа бурильной колонны.
При использовании буровой системы для бурения искривленной секции ствола скважины, например искривленной секции с отклонением 10°/100 фут (31 м), фактический уход ствола скважины в сторону может быть небольшим; например, в такой искривленной секции для поступательного бурения ствола скважины в 150 мм (6 дюймов) уход в сторону ствола скважин составляет 0,07 мм. В вариантах осуществления настоящего изобретения, поскольку уход в сторону для создания искривленных секций с отклонением порядка 10°/100 фут (31 м) является небольшим, системе создания управляемых неоднородных динамических взаимодействий с поверхностью ствола скважин во время процесса бурения может быть необходимо создать небольшое отклонение ствола скважины. В экспериментах с вариантами осуществления настоящего изобретения управление динамическими взаимодействиями с использованием компоновок муфт/калибрующих отклоняющих опор с эксцентрическим профилем по окружности относительно центральной оси компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, включающего в себя эксцентрические профили, выступающие за диаметр бурового долота и/или с отступом от контура бурового долота, давало наведение в искривленных секциях ствола скважины с такими необходимыми искривлениями.
В некоторых аспектах настоящего изобретения для минимизирования требуемой мощности компоновку 73 калибрующей отклоняющей опоры можно устанавливать на податливую соединительную муфту 76 с осью компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры, совпадающей с осью бурового долота 20 и/или режущей системы, которая может содержать буровое долото 20. В варианте осуществления настоящего изобретения наведение буровой системы можно получать с использованием кулачка 79 для сужения направления податливости податливой соединительной муфты 76 так, что компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может перемещаться в одном направлении, но является очень жесткой (имеется сопротивление радиальному перемещению) в противоположном направлении. В некоторых аспектах для наведения буровой системы для бурения по прямой линии кулачок 79 может находиться в контакте для придания жесткости (противодействия радиальному движению) при перемещении системы компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры во всех направлениях.
В варианте осуществления настоящего изобретения компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может содержать одну кольцевую компоновку, несущую калибрующие отклоняющие опоры в одном калибре с буровым долотом 20. В некоторых аспектах некоторый выход за контур или отступ внутрь контура могут являться допустимыми. В альтернативных вариантах осуществления отклоняющие опоры на компоновке 73 калибрующей отклоняющей опоры могут устанавливать на кольцевой компоновке независимо и/или с возможностью независимого управления. Компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры может быть установлена на прочной податливой структуре и может перемещаться радиально относительно бурового долота 20. Кулачок 79 может являться эксцентрическим и может быть выполнен геостационарным при наведении буровой системы и втягивающимся, удаляемым и/или т.п., при спуско-подъемных операциях с бурильной колонной или когда наведение не является необходимым. При удержании кулачка 79 в геостационарном положении активная часть кулачка 79, такая как углубление 83 или т.п., может удерживаться в геостационарном положении относительно ствола 50 скважины для обеспечения бурения ствола скважины 50 в необходимом направлении, например в направлении геостационарного углубления 83. В некоторых аспектах кулачок 79 может являться геостационарным и калибрующие отклоняющие опоры или т.п. могут являться свободно вращающимися во время процесса бурения.
Указанные выше различные способы можно использовать для соединения компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры с буровым долотом 20 и/или компоновкой 17 низа бурильной колонны.
В некоторых аспектах установка может являться радиально податливой, но может также иметь возможность передачи крутящего момента и осевой нагрузки на компоновку 17 низа бурильной колонны. В одном варианте осуществления настоящего изобретения податливая соединительная муфта 76, которая может являться держателем или т.п., может содержать тонкостенный цилиндр с пазами, прорезанными в нем для обеспечения радиальной гибкости, с поддержанием тангенциальной и осевой жесткости. Другие варианты осуществления могут включать в себя поверхности подшипников для передачи веса и/или шпильки и/или поворотные рычаги, которые можно использовать для передачи крутящего момента.
Использование конфигурации компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры и/или податливой соединительной муфты 76, которая может сохранять углубление 82 (или секцию кулачка 79 с выходом за калибр или отступом внутрь калибра, или комбинацию кулачка 79 и компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры или радиально жесткой, или радиально податливой секции компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры) геостационарным в стволе 50 скважины, движением буровой системы можно управлять с приложением бокового усилия 15 для наклонно-направленного бурения ствола 50 скважины.
- 19 017791
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения можно использовать процессор 75 для управления контроллером 80 для обеспечения вращения кулачка 79 во время операций бурения или между ними для непрерывного управления направлением в процессе бурения. В некоторых вариантах осуществления углубление 82 может иметь профиль 82А с уклоном для создания изменяющейся глубины углубления 82. В таких вариантах осуществления относительная податливость компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры между секцией компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры над углублением 82 и секцией компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры не над углублением 82 может изменяться. Таким путем в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения остротой угла (θ) 86 направления бурения 85 можно управлять с ее изменением.
В некоторых аспектах настоящего изобретения можно создать множество углублений в кулачке 79 для обеспечения управления взаимодействиями между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой 53. Множество углублений можно расположить установленными в различных положениях по периметру окружности кулачка 79 для обеспечения взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой 53 для получения, в результате, необходимого эффекта наведения. Дополнительно к этому, множество кулачков можно использовать в соединении с одной или несколькими компоновками калибрующих отклоняющих опор на компоновке 17 низа бурильной колонны для создания различных действий наведения во время процесса бурения.
На фиг. 4А-4С схематично показаны системы активных калибрующих отклоняющих опор для управления системой наклонно-направленного бурения, выполненные для использования бокового усилия для наклонно-направленного бурения ствола скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В варианте осуществления настоящего изобретения активную калибрующую отклоняющую опору 100 можно использовать для управления системой наклонно-направленного бурения, использующей боковое усилие для обеспечения наклонно-направленного бурения. Система наклоннонаправленного бурения может содержать бурильную трубу 90, соединенную с компоновкой 95 низа бурильной колонны. Компоновка 95 низа бурильной колонны может содержать буровое долото 97 для бурения ствола скважины. Активная калибрующая отклоняющая опора 100 может содержать утяжеленную бурильную трубу, калибрующую отклоняющую опору, секцию компоновки низа бурильной колонны, трубную компоновку, секцию бурового долота и/или т.п., которые могут неоднородно взаимодействовать с поверхностью бурящегося ствола скважины и, в результате, могут влиять на взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24 бурового долота 97 и стенкой ствола скважины.
Активная калибрующая отклоняющая опора 100 может содержать диск, цилиндр, множество индивидуальных элементов, например ряд отклоняющих опор, расположенных по периметру вокруг компоновки 95 низа бурильной колонны или бурильной трубы 90, которые могут соединяться с буровой системой и могут взаимодействовать с поверхностью бурящегося ствола скважины во время процесса бурения. В некоторых аспектах для обеспечения цикличного взаимодействия между активной калибрующей отклоняющей опорой 100 или т.п. и поверхностью ствола скважины активная калибрующая отклоняющая опора 100 может соединяться с буровой системой так, что находится менее чем в 20 футах (6 м) от бурового долота 97. В других аспектах активная калибрующая отклоняющая опора 100 может соединяться с буровой системой так, что находится менее чем в 10 футах (3 м) от бурового долота 97. В других дополнительных аспектах активная калибрующая отклоняющая опора 100 может находиться вблизи бурового долота 97 или его части так, что активная калибрующая отклоняющая опора 100 может иметь максимальное влияние на взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой ствола скважины.
В вариантах осуществления настоящего изобретения активная калибрующая отклоняющая опора 100 может являться перемещающейся в стволе скважины. При этом активную калибрующую отклоняющую опору 100 можно выставлять в стволе скважины с использованием исполнительного механизма или т.п. для ориентации в стволе скважины для производства необходимого управления буровой системой в результате влияния калибрующей отклоняющей опоры 100 на взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой ствола скважины. С использованием процессора или т.п. для управления позиционированием активной калибрующей отклоняющей опоры 100 в стволе скважины работой и/или наведением буровой системы можно контролировать/управлять, и данный контроль/управление может в некоторых аспектах настоящего изобретения происходить в режиме реального времени.
На фиг. 4А активная калибрующая отклоняющая опора 100 соединена с компоновкой 95 низа бурильной колонны для обеспечения взаимодействия с поверхностью бурящегося ствола скважины на месте вблизи бурового долота 97. В буровой системе, в которой бурильная труба 90, компоновка 95 низа бурильной колонны и/или т.п. вращаются во время операций бурения, активная калибрующая отклоняющая опора 100 может быть выполнена для удержания ее геостационарной во время операций бурения. Исполнительный механизм, силы трения и/или т.п. можно использовать для удержания активной калибрующей отклоняющей опоры 100 геостационарной. Только в качестве примера, в одном варианте осуществления настоящего изобретения активная калибрующая отклоняющая опора может соединяться с компоновкой 95 низа бурильной колонны над буровым долотом 97 на расстоянии менее 10-20 фут (3-6 м) от него. В других вариантах осуществления активная калибрующая отклоняющая опора 100 мо
- 20 017791 жет соединяться с буровым долотом 97 или соединяться с компоновкой 95 низа бурильной колонны для нахождения на расстоянии порядка нескольких дюймов (дюйм=25 мм) над буровым долотом 97.
На фиг. 4В показан один вариант осуществления активной калибрующей отклоняющей опоры системы, показанной на фиг. 4А. На фиг. 4В согласно варианту осуществления настоящего изобретения активная калибрующая отклоняющая опора 100А может содержать элемент, являющийся асимметричным. При соединении асимметричной активной калибрующей отклоняющей опоры с бурильной колонной так, что внешняя поверхность калибрующей отклоняющей опоры 100А выступает за внешнюю поверхность бурильной колонны, внешняя поверхность асимметричной активной калибрующей отклоняющей опоры может взаимодействовать с поверхностью бурящегося ствола скважины. Поскольку активная калибрующая отклоняющая опора 100А имеет несимметричную внешнюю поверхность, геостационарное позиционирование активной калибрующей отклоняющей опоры 100А в стволе скважины должно обусловливать неоднородное взаимодействие режущих элементов бурового долота 97 и/или калибрующих режущих элементов 24 с дном забоя ствола скважины и стенкой ствола скважины. Поэтому, когда боковое усилие 15 приложено к компоновке 95 низа бурильной колонны, направленное резание пласта режущими элементами и/или калибрующими режущими элементами 24 должно зависеть от направления бокового усилия 15 и свойств активной калибрующей отклоняющей опоры 100А.
Только в качестве примера, калибрующие режущие элементы 24 вблизи секции калибрующей отклоняющей опоры 100А с увеличенной толщиной должны иметь возможность эффективного резания, уменьшенную по сравнению с калибрующими режущими элементами 24 вблизи секций калибрующей отклоняющей опоры 100А с меньшими толщинами. Поэтому, когда боковое усилие 15 приложено к компоновке 95 низа бурильной колонны и/или буровому долоту 97, компоновка 95 низа бурильной колонны и/или буровое долото 97 должны претерпевать стохастическое движение, движение, направленное под множеством азимутальных углов вследствие реагирования с неоднородной ответной реакцией компоновки 95 низа бурильной колонны и/или бурового долота 97 на боковое усилие 15, взаимодействия компоновки 95 низа бурильной колонны и/или бурового долота 97 с геологическим пластом, окружающим ствол скважины, бокового усилия 15, не являющегося однонаправленным, но вместо этого содержащим множество компонентов боковых усилий с различными азимутальными углами и/или т.п. В результате, компоненты движения компоновки 95 низа бурильной колонны и/или бурового долота 97 под действием бокового усилия 15, направленные к секциям калибрующей отклоняющей опоры 100А с меньшими толщинами, должны обусловливать взаимодействие большего резания между калибрующими отклоняющими опорами вблизи секций меньшей толщины, чем компоненты бокового усилия 15, направленные к секциям активной калибрующей отклоняющей опоры 100А с большей толщиной. При этом буровое долото 97 должно стремиться быть направленным в одном направлении с компонентами движения компоновки 95 низа бурильной колонны и/или бурового долота 97 под действием бокового усилия 15, которые направлены к секциям калибрующей отклоняющей опоры 100А с меньшей толщиной. Следовательно, калибрующую отклоняющую опору 100А можно использовать для управления движением компоновки 95 низа бурильной колонны и/или бурового долота 97 под действием бокового усилия 15 и, в результате, управления направлением бурения бурового долота 97 под действием бокового усилия 15.
Только в качестве примера, активная калибрующая отклоняющая опора 100А может являться асимметричной по конструкции и может быть выполнена для соединения с компоновкой низа бурильной колонны, как дано на фиг. 4А. В некоторых вариантах осуществления активная калибрующая отклоняющая опора 100А может содержать правильный цилиндр и может быть расположена эксцентрически на компоновке низа бурильной колонны для создания неоднородного взаимодействия с поверхностью в результате движения бурильной колонны под действием бокового усилия 15.
В некоторых вариантах осуществления активная калибрующая отклоняющая опора 100А может содержать геостационарную трубу и может иметь небольшой отступ внутрь калибра на одной стороне. В других вариантах осуществления активная калибрующая отклоняющая опора 100А может иметь отступ внутрь калибра на одной стороне и выход за калибр на противоположной стороне. В некоторых аспектах активная калибрующая отклоняющая опора 100А может содержать множество геостационарных труб с отступом внутрь калибра/выходом за калибр по окружности, которые можно соединять вокруг периметра бурильной трубы 90 и/или компоновки 95 низа бурильной колонны. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения активная калибрующая отклоняющая опора 100А может быть выполнена для создания такого соединения активной калибрующей отклоняющей опоры 100А с бурильной колонной, что активная калибрующая отклоняющая опора 100А расположена полностью в контуре резания бурового долота; причем в контуре резания, содержащем профиль режущих элементов от кромки до кромки бурового долота. В других вариантах осуществления настоящего изобретения секция или вся целиком активная калибрующая отклоняющая опора 100А может выходить за контур резания бурового долота.
Только в качестве примера, активная калибрующая отклоняющая опора 100А может соединяться с бурильной колонной для обеспечения нахождения внешней поверхности активной калибрующей отклоняющей опоры 100А внутри контура резания с отступом порядка одного-десятков миллиметров от него. В других аспектах, и вновь только в качестве примера, активная калибрующая отклоняющая опора 100А
- 21 017791 может соединяться с бурильной колонной для обеспечения выхода за контур резания, по меньшей мере, участка внешней поверхности активной калибрующей отклоняющей опоры 100А в пределах от десятых долей до десятков миллиметров.
На фиг. 4С показан дополнительный вариант осуществления активной калибрующей отклоняющей опоры системы, показанной на фиг. 4А. На фиг. 4С активная калибрующая отклоняющая опора 100В может содержать муфту 105, соединенную с выдвижным элементом 107. Муфта 105 может содержать цилиндр, диск, утяжеленную бурильную трубу, калибрующую отклоняющую опору, секцию компоновки 95 низа бурильной колонны, секцию бурильной колонны, секцию бурильной трубы и/или т.п.
В варианте осуществления настоящего изобретения выдвижной элемент 107 может являться элементом, которым можно управлять для изменения профиля окружности муфты 105. Выдвижным элементом 107 может управлять/приводить его в действие контроллер 110. Контроллер 110 может содержать двигатель, гидравлическую систему и/или т.п. В варианте осуществления настоящего изобретения контроллер 110 может приводить в действие выдвижной элемент 107 для выдвижения наружу из компоновки 95 низа бурильной колонны для управления взаимодействиями между компоновкой 95 низа бурильной колонны и/или буровым долотом 97 и поверхностью бурящегося ствола скважины. Следовательно, выдвижной элемент 107 может изменять взаимодействия между режущими элементами на буровом долоте 97 и/или калибрующими режущими элементами 24 и поверхностью ствола скважины при наклоннонаправленном бурении под действием бокового усилия 15.
В варианте осуществления настоящего изобретения секция или вся выдвинутая/частично выдвинутая активно калибрующая отклоняющая опора 100В может выходить за контур резания бурового долота так, что ограничивает/уменьшает взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24 вблизи выдвинутого элемента 107 и стенкой. Только в качестве примера, активная калибрующая отклоняющая опора 100В может соединяться с бурильной колонной для создания выхода, по меньшей мере, участка внешней поверхности активной калибрующей отклоняющей опоры 100В, когда он выдвинут или частично выдвинут, в пределах от десятых долей до десятков миллиметров за контуры резания.
В варианте осуществления настоящего изобретения взаимодействиями между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой можно управлять посредством позиционирования/выдвижения выдвижного элемента 107 и, в результате, можно обеспечивать управление наведением буровой системы под действием бокового усилия 15. В некоторых аспектах процессор 70 может принимать данные, касающиеся необходимого направления бурения, данные, касающиеся процесса бурения, данные, касающиеся ствола скважины, данные, касающиеся условий в стволе скважины, сейсмические данные, данные, касающиеся пластов, окружающих ствол скважины, и/или т.п. и может управлять работой контроллера 110 для обеспечения позиционирования/выдвижения выдвижного элемента 107 для управления действием бокового усилия 15 на калибрующие режущие элементы 24 для наведения буровой системы. В некоторых аспектах можно осуществлять мониторинг направления бокового усилия для создания ввода данных в процессор для обеспечения управления боковым усилием 15. В варианте осуществления настоящего изобретения выдвижной элемент 107 можно выдвигать для корректировки взаимодействий между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой бурящегося ствола скважины. Это может требовать только такого выдвижения выдвижного элемента 107, чтобы активная калибрующая отклоняющая опора 100 имела несимметричную форму вокруг центральной оси буровой системы и/или ствола скважин, и не должно требовать приложения распора или большого усилия на поверхность. Фактически, может являться необходимым предотвращение больших усилий взаимодействия между выдвижным элементом 107 и стенкой, поскольку это может вызвать повреждение выдвижного элемента 107, вредно влиять на процесс бурения и/или т.п. Поэтому выдвижной элемент может быть установлен шарнирно, иметь некоторую форму податливости и/или т.п. для уменьшения взаимодействия ударного типа между выдвижным элементом 107 и стенкой.
В некоторых аспектах, вместе с тем, выдвижной элемент 107 можно позиционировать и/или выдвигать для приложения усилия к поверхности. Только в качестве примера, в некоторых вариантах осуществления выдвижной элемент 107 может передавать усилие менее 1 кН на поверхность для обеспечения как передачи реактивных сил от поверхности на буровую систему, так и управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и поверхностью. Управление работой выдвижного элемента 107 для обеспечения передачи усилия менее 1 кН может являться предпочтительным, поскольку такие усилия могут не требовать большого потребления мощности/больших источников энергопитания скважинных инструментов, могут уменьшать габариты и сложность контроллера 110 и/или т.п.
В варианте осуществления настоящего изобретения компоновку 95 низа бурильной колонны, буровое долото 97, активную калибрующую отклоняющую опору 100 и/или т.п. можно выполнить с неравномерно распределенной массой. Масса компоновки 95 низа бурильной колонны, бурового долота 97, активной калибрующей отклоняющей опоры 100 и/или т.п. может изменяться по окружности или т.п. для создания движения бурового долота 97, неустойчивого по направлению, под действием бокового усилия 15. При этом неоднородное утяжеление буровой системы может обеспечивать управление боковым усилием 15 так, что некоторые компоненты направления бокового усилия 15 обусловливают более сильные взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24, чем другие компоненты направления
- 22 017791 бокового усилия 15. Только в качестве примера, утяжеленная бурильная труба, дающая осевую нагрузку на долото, может представлять собой цилиндр с неравномерным распределением веса. В некоторых аспектах цилиндрическая утяжеленная бурильная труба может вращаться для изменения профиля неоднородного распределения веса/массы относительно ствола скважины для создания необходимого управления буровой системой и/или наведения буровой системы.
На фиг. 5 схематично показана система для управления системой 115 наклонно-направленного бурения. На фиг. 5 показано сечение по буровому долоту 120. Буровое долото 120 соединяется с комплектом калибрующих отклоняющих опор 123, которые также показаны в сечении. На фиг. 5 комплект калибрующих отклоняющих опор 123 содержит близко состыкованный комплект многочисленных индивидуальных калибрующих отклоняющих опор. В вариантах осуществления комплект калибрующих отклоняющих опор 123 может содержать меньшее число калибрующих отклоняющих опор с более широким разносом. Только в качестве примера, можно иметь менее 10 калибрующих отклоняющих опор в комплекте калибрующих отклоняющих опор 123, можно иметь менее 5 калибрующих отклоняющих опор в комплекте калибрующих отклоняющих опор 123, можно иметь более 10 калибрующих отклоняющих опор в комплекте калибрующих отклоняющих опор 123, и в некоторых вариантах осуществления комплект калибрующих отклоняющих опор 123 может содержать одну калибрующую отклоняющую опору. Буровое долото 120 может соединяться с компоновкой 150 низа бурильной колонны.
Внешние грани 126 комплекта калибрующих отклоняющих опор, которые можно именовать внешними поверхностями, поверхностями, обращенными к стенке ствола скважины, гранями, обращенными к стенкам ствола скважины, калибрующими гранями, активными гранями, активными поверхностями и/или т.п., обращены к стенке ствола скважины (не показано для упрощения диаграммы) во время процедуры бурения и могут образовывать калибр ствола скважин и/или комбинацию бурового долота 120 и комплекта калибрующих отклоняющих опор 123. Внешние грани 126 калибрующих отклоняющих опор задают периметр окружности 129, которую можно именовать калибром комплекта калибрующих отклоняющих опор 123, внешним периметром комплекта калибрующих отклоняющих опор 123 периметром комплекта калибрующих отклоняющих опор 123 и/или т.п. Одна или несколько калибрующих отклоняющих опор в комплекте калибрующих отклоняющих опор 123 может содержать калибрующий режущий элемент для резания стенки бурящегося ствола скважины.
Во время процедуры бурения генератор 140 создания бокового усилия может вызывать действие бокового усилия 143 на буровое долото 120. Генератор 140 создания бокового усилия может являться системой отталкивания всей компоновки от оси скважины, системой позиционирования долота, устройством режущих элементов на буровом долоте 120 с конфигурацией, развивающей боковое усилие 143, и/или т.п. В некоторых вариантах осуществления окружность 129 может быть асимметричной. Это могут обусловливать несколько калибрующих отклоняющих опор, более крупные калибрующие отклоняющие опоры 125А-С, в комплекте калибрующих отклоняющих опор 123, имеющие увеличенные радиально размеры относительно других калибрующих отклоняющих опор 123 в комплекте калибрующих отклоняющих опор. При этом радиальные размеры являются размерами выдвижения внешних граней калибрующих отклоняющих опор 123 комплекта от замкнутого контура бурового долота 120. В других вариантах осуществления комплект калибрующих отклоняющих опор 123 может являться однородным, но может быть эксцентрически и/или асимметрично соединен с буровым долотом 120, при этом эксцентрическая и/или асимметричная соединительная муфта может содержать продольную ось комплекта калибрующих отклоняющих опор 123, параллельную продольной оси бурового долота.
В некоторых вариантах осуществления замкнутый контур 129 может являться концентрическим с внешней окружностью бурового долота 120, но реакция сжатия комплекта калибрующих отклоняющих опор 123 или структуры (не показано), соединяющей комплект калибрующих отклоняющих опор 123 с буровым долотом 120, может изменяться по окружности. Таким путем комплект калибрующих отклоняющих опор 123 должен взаимодействовать со стенкой ствола скважины неоднородно, с неоднородностью, изменяющейся по окружности, в зависимости от упругости комплекта калибрующих отклоняющих опор 123 на месте на окружности и/или упругости структуры, несущей калибрующую отклоняющую опору на месте на окружности. В общем, с изменением упругости на окружности комплекта калибрующих отклоняющих опор 123 и/или структуры (структур), соединяющих комплект калибрующих отклоняющих опор с буровым долотом, можно обеспечивать фокусирование/поворот бокового усилия, как описано ниже.
В некоторых вариантах осуществления комплект калибрующих отклоняющих опор 123 может соединяться с буровым долотом 120 и/или компоновкой 150 низа бурильной колонны так, что комплект калибрующих отклоняющих опор может вращаться на буровом долоте 120 и/или компоновке 150 низа бурильной колонны. В некоторых аспектах комплект калибрующих отклоняющих опор 123 можно регулировать на буровом долоте 120 и/или компоновке 150 низа бурильной колонны перед процессом бурения. В других аспектах комплект калибрующих отклоняющих опор 123 можно регулировать на буровом долоте 120 и/или компоновке 150 низа бурильной колонны во время процесса бурения и/или во время перерыва в процессе бурения. Манипуляции с комплектом калибрующих отклоняющих опор 123 можно выполнять вручную или посредством контроллера 153 калибрующих отклоняющих опор.
- 23 017791
В некоторых аспектах комплект калибрующих отклоняющих опор 123 может вращаться во время процесса бурения. В таких аспектах более крупные калибрующие отклоняющие опоры 125А-С могут действовать на поверхность стенки ствола скважины, реагируя на боковое усилие 143, и фокусировать/улучшать боковое бурение системой 115 наклонно-направленного бурения. В других вариантах осуществления комплект калибрующих отклоняющих опор 123 может сохраняться геостационарным во время процесса бурения или может вращаться с многочисленными, включающими в себя многочисленные отрицательные, частотами из частоты вращения бурового долота 120. В таких аспектах секцию замкнутого контура 129, имеющую большее радиальное смещение относительно замкнутого контура бурового долота 120, можно удерживать на фиксированном месте относительно бокового усилия 143 или вращать так, чтобы проводить больший период на месте относительно бокового усилия, чем другие места на окружности 129. В результате, действие бокового бурения от бокового усилия 143 может отклоняться в боковом направлении 146 бурения.
В некоторых вариантах осуществления процессор 160 может быть способен осуществлять связь с генератором 140 создания бокового усилия, компоновкой 150 низа бурильной колонны, контроллером 153 калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п. Процессор может принимать информацию от датчиков, осуществляющих мониторинг процесса бурения, направления бурения, свойств бурящегося пласта, свойств пласта, подлежащего бурению, свойств бурящегося коллектора, свойств коллектора, подлежащего бурению, и/или т.п. В процессор можно вводить данные необходимой траектории бурения, местоположения ствола скважины и/или необходимой концевой точки бурения. Процессор 160 может управлять генератором создания бокового усилия и/или контроллером 153 калибрующих отклоняющих опор для управления системой наклонно-направленного бурения 115 для бурения ствола скважин, как необходимо, достижения необходимой цели наилучшим способом, учитывая износ долота, скорость проходки, опасности, связанные с окружающим пластом, и/или коллектором, и/или т.п.
На фиг. 6 показана блок-схема последовательности операций способа управления боковым усилием для наведения буровой системы для наклонно-направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения. На этапе 200 буровую систему можно использовать для бурения секции ствола скважины через геологический пласт. Буровая система может содержать бурильную колонну, скрепленную с оборудованием на поверхности, или т.п. Бурильная колонна может содержать компоновку низа бурильной колонны, которая, в свою очередь, может содержать буровое долото для контакта с геологическим пластом и бурения секции ствола скважины через геологический пласт. Буровое долото может включать в себя режущие элементы для резания дна забоя бурящегося ствола скважины и/или калибрующие режущие элементы для резания стенки бурящегося ствола скважины.
Компоновка низа бурильной колонны может соединяться с оборудованием на поверхности посредством бурильной трубы, обсадной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы или т.п. Буровое долото может приводиться в действие верхним приводом, ротором, двигателем, буровым раствором и/или т.п. Во время наклонно-направленного бурения боковое усилие прикладывают к буровому долоту, заставляя буровое долото осуществлять резание в некотором направлении. Боковое усилие можно производить любым известным способом, таким как расположение режущих элементов на буровом долоте, создание контакта выдвижной опоры со стенкой для производства реактивного бокового усилия на буровое долото, изгиб бурильной колонны, использование кривого переводника для создания бокового усилия на буровом долоте посредством осевой нагрузки на долото и/или т.п.
На практике боковое усилие, производимое в процессе наклонно-направленного бурения, может не являться действующим в одном направлении и может менять направление по времени, как переменные в его создании, такие как перемещение выдвижной отклоняющей опоры в стволе скважины во время процесса бурения, положение бурового долота во время процесса бурения, реактивные силы, производимые стенкой геологического пласта, относительное положение кривого переводника или т.п. относительно бурового долота и/или т.п., изменяющиеся во время процесса наклонно-направленного бурения. Кроме того, движение компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота с приложением бокового усилия может не являться действующим в одном направлении, но может вместо этого содержать движение в диапазоне азимутальных углов, получающийся в результате вариантности в направлении бокового усилия, взаимодействий между буровой системой и бурящимся геологическим пластом, неоднородными взаимодействиями между режущими элементами и геологическим пластом, вариантности в свойствах геологического пласта, шума, связанного с процессом бурения, и/или т.п. Поэтому во время процесса наклонно-направленного бурения движение компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, особенно когда приложено боковое усилие, не является действующим в одном направлении, но вместо этого изменяется и/или содержит множество движений различного направления. Результатом данного изменяющегося направления движения является также изменяющееся направление бурения буровым долотом. Чем больше изменений в направленном движении компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, тем больше изменений в получающемся в результате наклонно-направленном бурении.
На этапе 210 можно управлять изменяющимся направленным движением и/или различными компонентами направления движения компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота. В вариантах осуществления настоящего изобретения движением компоновки низа бурильной колонны и/или бу
- 24 017791 рового долота можно управлять посредством управления взаимодействиями компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота с поверхностью ствола скважины, получающимися в результате движения компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота и/или посредством утяжеления компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота.
В некоторых аспектах настоящего изобретения, посредством управления движением компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота под действием бокового усилия, можно управлять взаимодействиями резания между режущими элементами на буровом долоте и бурящимся геологическим пластом для обеспечения наклонно- направленного резания.
Только в качестве примера, управление движением компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота под действием бокового усилия может обеспечивать управление взаимодействиями резания между калибрующими режущими элементами на буровом долоте и стенкой. Когда боковое усилие приложено к буровому долоту, боковое усилие заставляет калибрующие режущие элементы резать стенку в направлении, совпадающем с боковым усилием. Посредством сохранения направления бокового усилия единообразным относительно необходимого направления бурения, получается наклоннонаправленное бурение. Вместе с тем, как рассмотрено выше, боковое усилие, вследствие переменных величин бурения и переменных величин в его создании, не является, в общем, действующим в одном направлении. В результате, наклонно-направленное бурение буровой системы под действием бокового усилия изменяющегося направления также изменяется вокруг необходимого направления. В некоторых условиях может возникать эффект обратной связи, и боковое усилие может давать направление бурения, существенно отличающееся от необходимого направления, на которое направлено создание бокового усилия. Дополнительно к этому, в случае если боковое усилие создается конфигурацией режущих элементов на буровом долоте, направление бурения может являться грубым и трудным в управлении.
Для обеспечения управления взаимодействиями резания и стенкой этапа 210 на этапе 212 можно использовать элемент геостационарного взаимодействия. Элемент взаимодействия может являться любым элементом, направленно отклоняющим движение компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота под действием бокового усилия и, таким образом, направленно отклоняющим способность режущих элементов резать геологический пласт. Только в качестве примера, геостационарный элемент может являться цилиндром, муфтой, калибрующей отклоняющей опорой и/или т.п., соединенным с эксцентриситетом с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом, или может являться асимметричным цилиндром, муфтой, калибрующей отклоняющей опорой и/или т.п., центрально соединенным с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом.
В некоторых аспектах эксцентрически соединенный цилиндр или асимметричный цилиндр может влиять на способность калибрующего режущего элемента резать стенку, и ее эффективность, которая должна изменяться вокруг периметра цилиндра, муфты, калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п. Например, поскольку муфта цилиндра, калибрующая отклоняющая опора и/или т.п. является эксцентрически соединенным или асимметричным, в нем должны находиться секции цилиндра, муфты, калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п. (именуемые далее в данном документе удаленными секциями), расположенные дальше от центральной продольной оси компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, чем другие секции цилиндра, муфты, калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п. Аналогично, поскольку муфта цилиндра, калибрующая отклоняющая опора и/или т.п. является эксцентрически соединенной или асимметричной, здесь должны находиться секции муфты цилиндра, калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п. (именуемые далее в данном документе ближние секции), расположенные ближе к центральной продольной оси компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, чем другие секции муфты цилиндра, калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п. В некоторых аспектах настоящего изобретения муфта цилиндра, калибрующая отклоняющая опора и/или т.п. может соединяться с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом, так что, когда боковое усилие приложено к компоновке низа бурильной колонны и/или буровому долоту, калибрующий режущий элемент (элементы), ближний к удаленным секциям, либо лишен возможности резать стенку или контакт резания между ближним калибрующим режущим элементом (элементами) и стенкой сдерживается. В таких аспектах калибрующему режущему элементу (элементам) вблизи ближних секций не должно создаваться таких препятствий или должны отсутствовать препятствия взаимодействий резания со стенкой посредством ближних секций вследствие геометрии цилиндра, муфты, калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п. Поэтому муфта цилиндра, калибрующая отклоняющая опора и/или т.п. может обеспечивать управление взаимодействиями резания между калибрующими отклоняющими опорами и стенкой под действием бокового усилия.
Как указано выше, боковое усилие для управления наклонно-направленным бурением не должно быть действующим в одном направлении во время процесса бурения, но должно изменять направление и/или содержать множество различных компонентов направления вследствие изменения условий во время процесса бурения. В варианте осуществления настоящего изобретения цилиндр, муфта, калибрующая отклоняющая опора и/или т.п. может соединяться с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом, так что резание дна забоя ствола скважины режущими элементами и/или стенки калибрующими режущими элементами под действием меняющего направление бокового усилия отклоняется
- 25 017791 для совпадения с усилием или малым угловым диапазоном изменяющихся по направлению боковых усилий. Таким путем, направлением бокового резания калибрующими режущими элементами под действием бокового усилия можно управлять.
Как рассмотрено выше, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения вместо муфты цилиндра, калибрующей отклоняющей опоры и/или т.п., являющихся асимметричными или соединенными с эксцентриситетом с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом, цилиндр, муфта, калибрующая отклоняющая опора и/или т.п. может иметь податливость, изменяющуюся по окружности, изменяющую способность резания калибрующих режущих элементов по контуру внутреннего диаметра бурящегося ствола скважины. В дополнительных вариантах осуществления компоновка низа бурильной колонны и/или бурового долота может иметь распределение веса, изменяющееся радиально и обеспечивающее отклонение, фокусирование и/или направление движения компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота под действием бокового усилия. В таких вариантах осуществления неравномерное утяжеление компоновки 95 низа бурильной колонны и/или бурового долота 97 может отклонять/фокусировать/направлять движение компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, таким образом поворачивая/фокусируя/направляя способность резания режущих элементов и/или калибрующих режущих элементов бурового долота. В некоторых аспектах настоящего изобретения элементы взаимодействия могут содержать выдвижную отклоняющую опору, которая может выталкиваться наружу из компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота для корректировки взаимодействий между компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом и, в результате, взаимодействий резания между режущими элементами и/или калибрующими режущими элементами и поверхностью ствола скважины.
В невращающейся буровой системе элемент взаимодействия может соединяться с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом в такой конфигурации, что, когда боковое усилие приложено к компоновке низа бурильной колонны и/или буровому долоту, выбранное направление бурения должно предпочесть/выполнить отклонение, и буровое долото должно предпочтительно резать в выбранном направлении. Во вращающейся буровой системе согласно варианту осуществления настоящего изобретения элемент взаимодействий соединен с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом так, что является геостационарным во время процесса роторного бурения. Таким путем, выбранное с отклонением направление бурения остается постоянным, когда прикладывают боковое усилие во время вращательного бурения ствола скважины. В аспектах настоящего изобретения элемент взаимодействия является выдвижным элементом, который можно периодически выдвигать, где периодическое выдвижение является многократным в периоде вращения компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, так, что действие выдвижного элемента является геостационарным относительно вращающейся буровой системы.
В общем, бурящийся ствол скважины является стволом скважины в геологическом пласте, по существу, с цилиндрической поверхностью, поэтому в некоторых аспектах элемент взаимодействия может содержать элемент с профилем, неравномерным по отношению к центральной оси бурильной колонны и/или стволу скважины. Только в качестве примера, элемент взаимодействия может содержать эксцентрический цилиндр, соединенный с компоновкой низа бурильной колонны. При этом соединенная с компоновкой низа бурильной колонны центральная ось эксцентрического цилиндра является не совпадающей с центральной осью компоновки низа бурильной колонны. В другом примере элемент взаимодействия может содержать ряд отклоняющих опор, расположенных вокруг компоновки низа бурильной колонны и выполненных с возможностью контакта с цилиндрической поверхностью ствола скважины во время процесса бурения, при этом по меньшей мере одна отклоняющая опора выполнена с возможностью выдвижения наружу из компоновки низа бурильной колонны в меньшей или большей степени, чем другие отклоняющие опоры.
В других вариантах осуществления элемент взаимодействия может содержать элемент с неоднородной податливостью. Только в качестве примера, податливый элемент может содержать элемент с некоторой податливостью и секцию элемента с увеличенной или уменьшенной податливостью относительно некоторой податливости остальных элементов и может быть выполнен для создания данной по меньшей мере части области увеличенной или уменьшенной податливости и по меньшей мере части элемента с некоторой податливостью могут каждая контактировать с цилиндрической поверхностью во время процесса бурения в результате динамического движения компоновки низа бурильной колонны. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения можно использовать исполнительный механизм для изменения характеристик элемента взаимодействия, такой как для перевода элемента взаимодействия из элемента, взаимодействующего единообразно с поверхностью ствола скважин, в элемент, взаимодействующий не единообразно с поверхностью.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения элемент взаимодействия, как являющийся элементом с неоднородным профилем, неоднородной податливостью и/или т.п., может не быть выполнен для приложения давления на поверхности или для динамического воздействия на поверхность, но в отличие от этого может являться пассивным по сути и взаимодействовать с поверхностью вследствие динамического движения бурильной колонны во время процесса бурения. Например,
- 26 017791 элемент взаимодействия может содержать выдвижной элемент, выдвигающийся наружу из бурильной колонны. В некоторых аспектах усилия могут быть приложены выдвижным элементом на поверхность, но для упрощения и по экономическим причинам усилия могут быть только по сущности небольшими, т.е. усилиями менее 1 кН.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения элемент взаимодействия может быть выполнен таким, что выходит за контур режущих элементов бурового долота и/или располагается полностью в контуре. В других вариантах осуществления элемент взаимодействия может иметь, по меньшей мере, участок, который может выходить за контур бурового долота. В некоторых аспектах настоящего изобретения элемент взаимодействия может выходить за контур бурового долота и/или режущих элементов на расстояние в пределах одного-десятков миллиметров, с диапазоном выхода за контур, обеспечивающим наведение/управление буровой системы.
В некоторых аспектах настоящего изобретения, где элемент взаимодействия содержит один или несколько выдвижных элементов, один или несколько выдвижных элементов могут быть выдвинуты так, чтобы не выходить за контур режущих элементов бурового долота и/или располагаться полностью в контуре. В других аспектах один или несколько выдвижных элементов можно выдвигать для создания выхода, по меньшей мере, участка одного или нескольких выдвижных элементов за контур режущих элементов и/или бурового долота. Наведение буровой системы можно обеспечивать в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения выдвижением одного или нескольких выдвижных элементов в диапазоне 1-10 мм за контур режущих элементов и/или бурового долота. В таких вариантах осуществления, в отличие от систем наклонно-направленного бурения с использованием реактивных сил, упора в стенку ствола скважины для наведения, только небольшая мощность и/или минимальное скважинное оборудование можно использовать/может быть необходимо для приведения в действие и/или поддержания необходимого выдвижения выдвижных элементов за контур режущих элементов и/или бурового долота.
На этапе 220 взаимодействия резания между буровым долотом и геологическим пластом управляются движением компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота. В варианте осуществления настоящего изобретения элемент взаимодействия может быть выборочно установлен в стволе скважины для обеспечения выборочного отклонения направления резания режущими элементами и/или калибрующими режущими элементами с приложением бокового усилия. В некоторых аспектах элемент взаимодействия можно переустановить на компоновке низа бурильной колонны и/или буровом долоте перед бурением дополнительной секции ствола скважины. В вариантах осуществления, где исполнительный механизм, такой как кулачок или т.п., можно использовать для изменения места реакции, обеспечиваемой элементом взаимодействия относительно компоновки низа бурильной колонны и/или бурового долота, кулачок можно избирательно устанавливать и/или переустанавливать во время процесса бурения.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения средство управления положением в стволе скважины, ориентацией в стволе скважины, местоположением и/или ориентацией на бурильной колонне элемента взаимодействия можно использовать для перемещения элемента взаимодействия во время процесса бурения. Это может обеспечивать управление боковым усилием в режиме реального времени. Средство управления может содержать исполнительный механизм, который может приводиться в действие двигателем, гидравлически от потока бурового раствора, проходящего в стволе скважины и/или т.п.
На этапе 230 осуществляют наведение буровой системы для бурения ствола скважин в необходимом направлении. В варианте осуществления настоящего изобретения необходимое направление секции ствола скважины, подлежащей бурению, можно определить и элемент взаимодействия можно соединить с компоновкой низа бурильной колонны и/или буровым долотом и установить в ствол скважины для фокусирования/отклонения направления резания стенки посредством калибрующих режущих элементов для наведения буровой системы для бурения секции ствола скважины в необходимом направлении. В некоторых аспектах процессор может управлять положением, ориентацией и/или т.п. геостационарного элемента взаимодействия, используемого для управления. В некоторых вариантах осуществления данные от датчиков, расположенных на бурильной колонне, данные от датчиков, расположенных в стволе скважины, данные от датчиков, расположенных в геологическом пласте вблизи ствола скважины, сейсмические данные и/или т.п. может обрабатывать процессор для определения положения ориентации устройства, используемого для управления динамическими взаимодействиями для необходимого направления бурения. Датчики могут включать в себя акселерометры, гравитометры и/или т.п., соединенные с компоновкой низа бурильной колонны и выполненные с возможностью определения местоположения, ориентации компоновки низа бурильной колонны и сил, действующих на компоновку низа бурильной колонны и ее движения в стволе скважины.
Данные, касающиеся работы бурильной колонны и/или бурового долота во время процесса бурения, можно регистрировать. Данные могут включать в себя такие позиции, как осевая нагрузка на долото, скорость вращения буровой системы, нагрузка на крюке, крутящий момент и/или т.п. Кроме того, данные можно собирать в стволе скважины, на оборудовании на поверхности, в пласте, окружающем
- 27 017791 ствол скважины, и/или т.п., и можно вводить данные, относящиеся к мероприятиям/процессам бурения, исполняемым или которые предстоит исполнить в процессе бурения. Например, можно определять давления и/или температуры в стволе скважины и пласте, сейсмические данные можно получать в стволах скважин и/или пласте, можно идентифицировать свойства бурового раствора и/или т.п.
Измеренные данные, касающиеся буровой системы, и/или данные, касающиеся геологического пласта и/или условий в бурящемся стволе скважины, и/или т.п. можно обрабатывать. Обработка может являться определительно/вероятностной по сущности и может идентифицировать текущие и/или потенциальные будущие состояния буровой системы. Например, можно идентифицировать условия и/или потенциальные условия буровой системы, такие как показатели неэффективной работы бурового долота, заклинивания бурового долота и/или т.п.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения процессор, принимающий данные измерений, можно использовать для управления регулированием/направлением бокового усилия. Например, магнитометры, гравитометры, акселерометры, гигроскопические системы и/или т.п. могут определять амплитуду, частоту, скорость, ускорение и/или т.п. буровой системы для создания понимания любого движения буровой системы и/или действия/направления бокового усилия. Данные с датчиков можно отправлять на процессор для обработки, и величины, касающиеся направления бокового усилия или т.п., можно отображать, использовать в системе управления для управления позиционированием элемента взаимодействия, обрабатывать с другими данными геологического пласта, ствола скважины и/или т.п., для обеспечения работы системы управления для регулирования направления резания калибрующими режущими элементами под действием бокового усилия. Только в качестве примера, передачу измерительной информации на процессор можно выполнять посредством системы телеметрии, оптоволоконных кабелей, кабельных бурильных труб, кабельной гибкой насосно-компрессорной трубы, беспроводной связи и/или т.п.
Изобретение подробно описано для ясности и понимания. Вместе с тем, должно быть ясно, что некоторые изменения и модификации можно осуществлять в объеме прилагаемой формулы изобретения. Более того, в приведенном выше описании для показа различные способы и/или процедуры были описаны в определенном порядке. Следует уяснить, что альтернативные варианты осуществления, способы и/или процедуры можно выполнять в порядке, отличающемся от приведенного.
Claims (21)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ управления роторной системой бурения, предназначенной для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт и содержащей бурильную колонну и компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото, согласно которому прикладывают боковое усилие к компоновке низа бурильной колонны для создания бокового движения компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины и обеспечения бокового резания буровым долотом; управляют с использованием элемента управления направлением, соединенного с компоновкой низа бурильной колонны так, что его положение остается стационарным во время роторного бурения ствола скважины, боковым движением компоновки низа бурильной колонны для направления бокового резания и обеспечения наклоннонаправленного бурения ствола скважины в первом направлении; и перемещают элемент управления направлением на компоновке низа бурильной колонны в процессе бурения для управления боковым движением компоновки низа бурильной колонны для направления бокового резания и обеспечения наклонно-направленного бурения ствола скважины во втором направлении.
- 2. Способ по п.1, при котором буровое долото содержит один или несколько калибрующих режущих элементов и элемент управления направлением управляет взаимодействиями между одним или несколькими калибрующими режущими элементами и боковой стенкой ствола скважины.
- 3. Способ по п.1, при котором элемент управления направлением содержит втулку, соединенную с эксцентриситетом с компоновкой низа бурильной колонны.
- 4. Способ по п.3, при котором втулка соединена с компоновкой низа бурильной колонны с возможностью ее вращения вокруг компоновки низа бурильной колонны.
- 5. Способ по п.1, при котором элемент управления направлением содержит множество калибрующих отклоняющих опор, соединенных с компоновкой низа бурильной колонны.
- 6. Способ по п.5, при котором одна или несколько из множества калибрующих отклоняющих опор являются перемещающимися относительно центральной оси компоновки низа бурильной колонны.
- 7. Способ по п.1, при котором элемент управления направлением содержит цилиндр с податливостью, изменяющейся по периферии цилиндра.
- 8. Способ по п.1, при котором элемент управления направлением содержит комплект калибрующих отклоняющих опор, при этом одна или несколько калибрующих отклоняющих опор имеют свойства податливости, отличные от свойств податливости других калибрующих отклоняющих опор в комплекте.
- 9. Способ по п.1, при котором при приложении бокового усилия к буровому долоту режущие элементы располагают на буровом долоте так, что создается боковое усилие, действующее на буровое долото при бурении им ствола скважины.- 28 017791
- 10. Способ по п.1, при котором при приложении бокового усилия к буровому долоту используют гибкий элемент и множество центраторов с жесткими лопастями для использования осевой нагрузки на долото для создания бокового усилия.
- 11. Способ по п.1, при котором при приложении бокового усилия к буровому долоту используют фиксированный изгиб в буровой системе и множество центраторов с жесткими лопастями для использования осевой нагрузки на долото для создания бокового усилия.
- 12. Способ по п.1, при котором при приложении бокового усилия к буровому долоту манипулируют буровым долотом для нацеливания в направлении от центральной оси ствола скважины.
- 13. Способ по п.1, при котором при приложении бокового усилия к буровому долоту используют исполнительный механизм, соединенный с компоновкой низа бурильной колонны, для приложения усилия к стенке для создания реактивного бокового усилия на компоновке низа бурильной колонны.
- 14. Устройство управления роторной системой бурения для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт, содержащей компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото; бурильную колонну, соединенную с компоновкой низа бурильной колонны; генератор бокового усилия, соединенный с бурильной колонной и предназначенный для создания бокового усилия, действующего на компоновку низа бурильной колонны; элемент управления направлением, соединенный с компоновкой низа бурильной колонны так, что его положение остается стационарным во время роторного бурения ствола скважины, и выполненный с возможностью взаимодействия с боковой стенкой ствола скважины для отклонения или фокусирования бокового движения компоновки низа бурильной колонны, направленного к стенке и созданного боковым усилием, исполнительный механизм для перемещения элемента управления на компоновке низа бурильной колонны и процессор.
- 15. Устройство по п.14, в котором элемент управления направлением содержит втулку, соединенную с эксцентриситетом с компоновкой низа бурильной колонны и выполненную с возможностью обеспечения сдерживания бокового движения компоновки низа бурильной колонны в некотором диапазоне азимутальных углов и обеспечения меньшего сдерживания или отсутствия сдерживания для бокового движения компоновки низа бурильной колонны в комплементарном диапазоне азимутальных углов.
- 16. Устройство по п.15, в котором втулка соединена с компоновкой низа бурильной колонны с возможностью вращения.
- 17. Устройство по п.14, в котором элемент управления направлением содержит множество калибрующих отклоняющих опор, асимметрично соединенных с компоновкой низа бурильной колонны и выполненных с возможностью обеспечения наклонно-направленного бурения посредством сдерживания радиального движения компоновки низа бурильной колонны в диапазоне азимутальных углов.
- 18. Устройство по п.17, в котором одна или несколько из множества калибрующих отклоняющих опор являются перемещающимися относительно центральной оси компоновки низа бурильной колонны и способны перемещаться для изменения диапазона азимутальных углов.
- 19. Устройство по п.14, в котором элемент управления направлением содержит цилиндр с податливостью, изменяющейся по периферии цилиндра для обеспечения отклонения или фокусирования бокового движения компоновки низа бурильной колонны.
- 20. Устройство по п.14, в котором элемент управления направлением содержит комплект калибрующих отклоняющих опор, при этом одна или несколько калибрующих отклоняющих опор имеют свойства податливости, отличные от свойств податливости других калибрующих отклоняющих опор в комплекте, причем указанный комплект выполнен с возможностью обеспечения отклонения или фокусирования бокового движения компоновки низа бурильной колонны.
- 21. Устройство по п.14, в котором одна или несколько калибрующих отклоняющих опор соединены с буровым долотом и приспособлены для взаимодействия с боковой стенкой ствола скважины и ее резания.
Applications Claiming Priority (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/839,381 US8757294B2 (en) | 2007-08-15 | 2007-08-15 | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation |
| US12/116,408 US8534380B2 (en) | 2007-08-15 | 2008-05-07 | System and method for directional drilling a borehole with a rotary drilling system |
| US12/116,444 US8720604B2 (en) | 2007-08-15 | 2008-05-07 | Method and system for steering a directional drilling system |
| US12/116,380 US8066085B2 (en) | 2007-08-15 | 2008-05-07 | Stochastic bit noise control |
| US12/116,390 US8763726B2 (en) | 2007-08-15 | 2008-05-07 | Drill bit gauge pad control |
| PCT/GB2008/002705 WO2009022114A1 (en) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | System and method for directionally drilling a borehole with a rotary drilling system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070263A1 EA201070263A1 (ru) | 2010-08-30 |
| EA017791B1 true EA017791B1 (ru) | 2013-03-29 |
Family
ID=41664355
Family Applications (5)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070263A EA017791B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Система и способ наклонно-направленного бурения ствола скважины роторной системой бурения |
| EA201070265A EA201070265A1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Способ управления калибрующим элементом бурового долота и буровое долото |
| EA201070264A EA019369B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Система и способ управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте |
| EA201070266A EA018829B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Контроль стохастического шума бурового долота |
| EA201070267A EA018610B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Способ и система управления направлением перемещения в системе наклонно-направленного бурения |
Family Applications After (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070265A EA201070265A1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Способ управления калибрующим элементом бурового долота и буровое долото |
| EA201070264A EA019369B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Система и способ управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте |
| EA201070266A EA018829B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Контроль стохастического шума бурового долота |
| EA201070267A EA018610B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Способ и система управления направлением перемещения в системе наклонно-направленного бурения |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (4) | EP2188484A1 (ru) |
| CN (6) | CN101778992A (ru) |
| AU (1) | AU2008288343A1 (ru) |
| CA (4) | CA2694858C (ru) |
| EA (5) | EA017791B1 (ru) |
| MX (4) | MX340647B (ru) |
| WO (4) | WO2009022116A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU174947U1 (ru) * | 2017-04-19 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество специального машиностроения и металлургии "Мотовилихинские заводы" | Устройство для направленного бурения ствола скважины |
| RU2698759C1 (ru) * | 2018-06-04 | 2019-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Компоновка бурильной колонны для строительства горизонтальных участков большой протяженности |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8783382B2 (en) * | 2009-01-15 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Directional drilling control devices and methods |
| WO2013067263A2 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for an automatic milling operation |
| CN102536192B (zh) * | 2012-03-15 | 2015-03-25 | 中国海洋石油总公司 | 一种井下定向动力钻具工具面动态控制系统及其控制方法 |
| CN103675925B (zh) * | 2013-12-18 | 2016-11-16 | 贝兹维仪器(苏州)有限公司 | 一种利用高频磁力仪随钻电阻率测量装置及方法 |
| CA2931099C (en) | 2013-12-20 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Closed-loop drilling parameter control |
| GB2545823B (en) * | 2014-09-18 | 2020-08-26 | Halliburton Energy Services Inc | Real-time variable depth of cut control for a downhole drilling tool |
| CN104499940B (zh) * | 2014-11-02 | 2017-04-05 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种全旋转指向式导向工具及导向方法 |
| CN104632184A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-05-20 | 四川宏华电气有限责任公司 | 一种钻机角度精确定位检测和控制系统 |
| CN105332692B (zh) * | 2015-10-28 | 2018-10-23 | 西南石油大学 | 近钻头绝缘测量的新型组合涡轮钻具 |
| RU2612403C1 (ru) * | 2016-04-04 | 2017-03-09 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Устройство для гидромеханического управления направленным роторным бурением |
| US10746009B2 (en) * | 2016-06-02 | 2020-08-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Depth-based borehole trajectory control |
| CA3039489C (en) * | 2016-11-04 | 2021-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flexible collar for a rotary steerable system |
| US11066923B2 (en) * | 2017-06-26 | 2021-07-20 | Hrl Laboratories, Llc | System and method for generating output of a downhole inertial measurement unit |
| CN107816317B (zh) * | 2017-11-22 | 2019-02-22 | 中国矿业大学 | 一种高压电脉冲与机械钻相协同的快速钻进装置及方法 |
| US10738587B2 (en) * | 2018-05-04 | 2020-08-11 | Saudi Arabian Oil Company | Monitoring operating conditions of a rotary steerable system |
| US11434696B2 (en) * | 2018-07-02 | 2022-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Directional drilling systems and methods |
| US20200208472A1 (en) * | 2018-12-31 | 2020-07-02 | China Petroleum & Chemical Corporation | Steerable downhole drilling tool |
| WO2020168157A1 (en) * | 2019-02-15 | 2020-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole directional drilling tool |
| WO2021021140A1 (en) | 2019-07-30 | 2021-02-04 | Landmark Graphics Corporation | Predictive torque and drag estimation for real-time drilling |
| CN110905409B (zh) * | 2019-11-28 | 2021-06-15 | 西安石大斯泰瑞油田技术有限公司 | 一种高钻速旋转导向系统实现高造斜率的方法 |
| RU2734915C2 (ru) * | 2020-01-17 | 2020-10-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Интегра-Технологии" | Способ направленного бурения с коррекцией траектории скважины |
| CN111364976B (zh) * | 2020-04-02 | 2023-09-19 | 中国铁建重工集团股份有限公司 | 一种水平取芯钻机斜面钻头方位识别装置及系统 |
| RU2765025C1 (ru) * | 2021-02-01 | 2022-01-24 | Павел Михайлович Ведель | Способ бурения наклонно-направленной скважины и устройство для его осуществления |
| CN113216841B (zh) * | 2021-05-27 | 2022-06-24 | 河北锐石钻头制造有限公司 | 一种可自调节pdc钻头 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5213168A (en) * | 1991-11-01 | 1993-05-25 | Amoco Corporation | Apparatus for drilling a curved subterranean borehole |
| US6092610A (en) * | 1998-02-05 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells |
| WO2003052237A1 (en) * | 2001-12-19 | 2003-06-26 | Schlumberger Holdings Limited | Hybrid rotary steerable system |
Family Cites Families (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4319649A (en) * | 1973-06-18 | 1982-03-16 | Jeter John D | Stabilizer |
| US4739843A (en) * | 1986-05-12 | 1988-04-26 | Sidewinder Tool Joint Venture | Apparatus for lateral drilling in oil and gas wells |
| US5265682A (en) * | 1991-06-25 | 1993-11-30 | Camco Drilling Group Limited | Steerable rotary drilling systems |
| US5553678A (en) * | 1991-08-30 | 1996-09-10 | Camco International Inc. | Modulated bias units for steerable rotary drilling systems |
| CN2128666Y (zh) * | 1992-07-18 | 1993-03-24 | 石油大学(华东) | 径向水平钻井造斜装置 |
| US5332048A (en) * | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
| GB9411228D0 (en) * | 1994-06-04 | 1994-07-27 | Camco Drilling Group Ltd | A modulated bias unit for rotary drilling |
| US5485889A (en) * | 1994-07-25 | 1996-01-23 | Sidekick Tools Inc. | Steering drill bit while drilling a bore hole |
| CN1145444A (zh) * | 1995-09-13 | 1997-03-19 | 霍华山 | 利用pdc钻头於井眼轨迹预测与控制的方法与系统 |
| GB9612524D0 (en) * | 1996-06-14 | 1996-08-14 | Anderson Charles A | Drilling apparatus |
| US6213226B1 (en) * | 1997-12-04 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling assembly and method |
| US6340063B1 (en) * | 1998-01-21 | 2002-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Steerable rotary directional drilling method |
| BE1012545A3 (fr) * | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
| US6308787B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-10-30 | Vermeer Manufacturing Company | Real-time control system and method for controlling an underground boring machine |
| US6601658B1 (en) * | 1999-11-10 | 2003-08-05 | Schlumberger Wcp Ltd | Control method for use with a steerable drilling system |
| US6438495B1 (en) * | 2000-05-26 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method for predicting the directional tendency of a drilling assembly in real-time |
| CA2345560C (en) * | 2000-11-03 | 2010-04-06 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Rotary steerable drilling tool |
| WO2002036924A2 (en) * | 2000-11-03 | 2002-05-10 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Rotary steerable drilling tool and method for directional drilling |
| DE60104082T2 (de) * | 2001-01-27 | 2005-07-28 | Camco International (Uk) Ltd., Stonehouse | Schneidstruktur für Bohrmeissel |
| US6732817B2 (en) * | 2002-02-19 | 2004-05-11 | Smith International, Inc. | Expandable underreamer/stabilizer |
| GB2418456B (en) * | 2003-06-23 | 2007-02-21 | Schlumberger Holdings | Inner and outer motor with eccentric stabilizser |
| US7287604B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Steerable bit assembly and methods |
| US7306056B2 (en) * | 2003-11-05 | 2007-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Directional cased hole side track method applying rotary closed loop system and casing mill |
| GB2408526B (en) * | 2003-11-26 | 2007-10-17 | Schlumberger Holdings | Steerable drilling system |
| BRPI0507122B1 (pt) * | 2004-01-28 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services Inc | engrenagem de vetor rotativo |
| GB0503742D0 (en) * | 2005-02-11 | 2005-03-30 | Hutton Richard | Rotary steerable directional drilling tool for drilling boreholes |
| GB2425790B (en) * | 2005-05-05 | 2010-09-01 | Schlumberger Holdings | Steerable drilling system |
| US8186458B2 (en) * | 2005-07-06 | 2012-05-29 | Smith International, Inc. | Expandable window milling bit and methods of milling a window in casing |
| GB0515394D0 (en) * | 2005-07-27 | 2005-08-31 | Schlumberger Holdings | Steerable drilling system |
| CN1966935A (zh) * | 2005-11-04 | 2007-05-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 根据相邻井筒来定位钻井套管的方法及装置 |
-
2008
- 2008-08-12 CN CN200880103169A patent/CN101778992A/zh active Pending
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002707 patent/WO2009022116A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002732 patent/WO2009022128A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 CN CN201410032693.2A patent/CN103774990A/zh active Pending
- 2008-08-12 CN CN200880103209.3A patent/CN101784746B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-12 MX MX2010001814A patent/MX340647B/es active IP Right Grant
- 2008-08-12 EA EA201070263A patent/EA017791B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 EA EA201070265A patent/EA201070265A1/ru unknown
- 2008-08-12 MX MX2010001815A patent/MX341532B/es active IP Right Grant
- 2008-08-12 EP EP08788277A patent/EP2188484A1/en not_active Withdrawn
- 2008-08-12 EP EP08788278A patent/EP2176493A1/en not_active Withdrawn
- 2008-08-12 AU AU2008288343A patent/AU2008288343A1/en not_active Abandoned
- 2008-08-12 EP EP08788276A patent/EP2188483A1/en not_active Withdrawn
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002706 patent/WO2009022115A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 CN CN200880111782.9A patent/CN101827995B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-12 CA CA2694858A patent/CA2694858C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-12 EA EA201070264A patent/EA019369B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 CA CA2694977A patent/CA2694977A1/en not_active Abandoned
- 2008-08-12 EP EP08788301A patent/EP2176494A1/en not_active Withdrawn
- 2008-08-12 EA EA201070266A patent/EA018829B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002705 patent/WO2009022114A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 EA EA201070267A patent/EA018610B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 MX MX2010001816A patent/MX337972B/es active IP Right Grant
- 2008-08-12 CA CA2694857A patent/CA2694857A1/en not_active Abandoned
- 2008-08-12 CN CN200880111732A patent/CN101827994A/zh active Pending
- 2008-08-12 MX MX2010001817A patent/MX2010001817A/es active IP Right Grant
- 2008-08-12 CA CA2694868A patent/CA2694868A1/en not_active Abandoned
- 2008-08-12 CN CN200880103153.1A patent/CN103299020B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5213168A (en) * | 1991-11-01 | 1993-05-25 | Amoco Corporation | Apparatus for drilling a curved subterranean borehole |
| US6092610A (en) * | 1998-02-05 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells |
| WO2003052237A1 (en) * | 2001-12-19 | 2003-06-26 | Schlumberger Holdings Limited | Hybrid rotary steerable system |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU174947U1 (ru) * | 2017-04-19 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество специального машиностроения и металлургии "Мотовилихинские заводы" | Устройство для направленного бурения ствола скважины |
| RU2698759C1 (ru) * | 2018-06-04 | 2019-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Компоновка бурильной колонны для строительства горизонтальных участков большой протяженности |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA017791B1 (ru) | Система и способ наклонно-направленного бурения ствола скважины роторной системой бурения | |
| US8720605B2 (en) | System for directionally drilling a borehole with a rotary drilling system | |
| US8899352B2 (en) | System and method for drilling | |
| US8757294B2 (en) | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation | |
| US8960329B2 (en) | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes | |
| US8763726B2 (en) | Drill bit gauge pad control | |
| US8307914B2 (en) | Drill bits and methods of drilling curved boreholes | |
| US20100139980A1 (en) | Ball piston steering devices and methods of use | |
| CA3011718C (en) | A method and application for directional drilling with an asymmetric deflecting bend | |
| CA3007654C (en) | Systems and methods for minimizing downhole tool vibrations and disturbances | |
| CA2749692A1 (en) | Offset stochastic control | |
| WO2010092314A1 (en) | Control systems and methods for temporary inhibition of side cutting |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |