EA019369B1 - Система и способ управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте - Google Patents
Система и способ управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте Download PDFInfo
- Publication number
- EA019369B1 EA019369B1 EA201070264A EA201070264A EA019369B1 EA 019369 B1 EA019369 B1 EA 019369B1 EA 201070264 A EA201070264 A EA 201070264A EA 201070264 A EA201070264 A EA 201070264A EA 019369 B1 EA019369 B1 EA 019369B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling
- wellbore
- drilling system
- drill bit
- drill string
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 513
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 141
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 72
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 92
- 230000008846 dynamic interplay Effects 0.000 claims abstract description 75
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 101
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 79
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 60
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 26
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 67
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 35
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 35
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 35
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 25
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 19
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 230000001846 repelling effect Effects 0.000 description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 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
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
Способ использования динамического движения буровой системы в стволе скважины, системы, бурящей геологический пласт или осуществляющей отбор керна, системы, содержащей буровое долото и бурильную колонну, для управления буровой системой, согласно которому управляют динамическими взаимодействиями между секцией буровой системы и поверхностью упомянутого ствола скважины; используют управляемые динамические взаимодействия между секцией буровой системы и поверхностью упомянутого ствола скважины для управления буровой системой и используют утяжеленную бурильную трубу или калибрующую отклоняющую опору, соединенную не концентрически с буровой системой, для динамического взаимодействия с поверхностью ствола.
Description
Данное изобретение в общем относится к способу и системе управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте. Конкретнее, но не в качестве ограничения, в одном варианте осуществления настоящего изобретения созданы система и способ управления взаимодействиями между буровой системой для бурения ствола скважины и поверхностью бурящегося ствола скважины для обеспечения наведения буровой системы для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт. В некоторых аспектах настоящего изобретения буровой системой можно управлять для обеспечения достижения стволом скважины проектного объекта.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения можно регистрировать данные, касающиеся функционирования буровой системы во время бурения ствола скважины, и управлять взаимодействиями между буровой системой бурения ствола скважины и поверхностью ствола скважины, реагируя на измеренные данные для обеспечения управления работой буровых систем. В некоторых аспектах взаимодействиями между буровой системой и поверхностью можно управлять для обеспечения управления взаимодействием бурового долота с геологическим пластом.
В отраслевой практике часто является необходимым наклонно-направленное бурение ствола скважины через геологический пласт или бурение для отбора 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 для отбора керна в подземных пластах в некоторых случаях необходимо иметь возможность изменения и управления направлением бурения, например, для направления ствола скважины к проектной цели 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.
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 называется 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 является предпочтительным в морском бурении, поскольку обеспечивает бурение множества скважин с одной буровой платформы. Наклонно-направленное бурение также обеспечивает горизонтальное бурение через коллектор. Горизонтальное бурение обеспечивает создание отрезка ствола скважины увеличенной длины, проходящего через коллектор, что увеличивает производительность скважины.
Систему наклонно-направленного бурения можно также использовать в операции вертикального бурения. Часто буровое долото отклоняется от проектной траектории 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 траекторию.
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.
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
- 1 019369 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.
Буровая система может представлять собой систему роторного бурения, в которой забойная компоновка, включающая в себя буровое долото, соединена с бурильной колонной, которая может приводиться в действие/во вращение с буровой платформы. В роторной системе бурения наклоннонаправленное бурение ствола скважины можно обеспечивать изменением факторов, таких как осевая нагрузка на долото, скорость вращения и т.д.
Для роторного бурения известные способы наклонно-направленного бурения включают в себя использование роторных управляемых систем (РУС). В РУС бурильную колонну вращают с поверхности и забойные устройства осуществляют бурение 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 системе позиционирования долота ось вращения бурового долота отклоняется от локальной оси компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в общем направлении нового ствола скважины. Проводку ствола скважины осуществляют согласно стандартной трехточечной геометрии, образованной верхней и нижней точками касания центратора с жесткими лопастями и бурового долота. 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 центратором с жесткими лопастями.
Позиционирование долота может содержать использование забойного гидравлического двигателя для вращения бурового долота, причем двигателя и бурового долота, установленных на бурильной колонне, включающей в себя изгиб под углом. 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 иметь наклон 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 вращением бурового долота можно 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 с позиционированием 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 включены в данный документ в виде ссылки.
Системы отталкивания всей компоновки от оси скважины и способы используют приложение усилия с упором в стенку 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 не коллинеарности достигается осуществлением приложения механизмом усилия, создающего смещение в направлении предпочтительного ориентирования относительно направления проводки ствола скважины. Существует много путей, которыми этого можно достичь, включающих в себя подходы со смещением без вращения (относительно ствола скважины) и с эксцентрическими исполнительными механизмами, прилагающими усилие к буровому долоту в необходимом направлении наведения. Также, наведение получается созданием не коллинеарности 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; 5971085, все включены в данный документ в виде ссылки.
Известные формы РУС оборудованы механизмом противоположного вращения, вращающимся 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 противоположного вращения и геостационарный.
В системе отталкивания всей компоновки от оси скважины обычно используют центратор с жест
- 2 019369 кими 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 поджимает отклоняющую опору к стенке ствола скважины в противоположном направлении от необходимого отклонения. В результате буровое долото толкается в необходимом направлении.
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 8сЫитЬегдег Ро\усг6пус используют три отклоняющие опоры, расположенные вокруг секции компоновки низа бурильной колонны, подлежащие синхронному развертыванию из компоновки низа бурильной колонны, чтобы отталкивать долото в некотором направлении, осуществляя наведение бурящегося ствола скважины. В системе отклоняющие опоры установлены близко, в пределах 1-4 футов (0,3-1,2 м) за долотом и имеют привод/приводятся в действие струей бурового раствора, взятой из текучей среды циркуляции. В других системах можно использовать осевую нагрузку на долото, созданную буровой системой, или клин или т.п. для ориентирования буровой системы в стволе скважины.
Хотя система и способы приложения усилия с упором в стенку ствола скважины и с использованием реактивных сил, толкающих буровое долото в некотором направлении или смещающих долото для бурения в необходимом направлении, можно использовать с буровыми системами, включающими в себя роторную систему бурения, системы и способы могут иметь недостатки. Например, такие системы и способы могут требовать приложения больших усилий к стенке ствола скважины для изгиба бурильной колонны и/или ориентирования бурового долота в стволе скважины; такие усилия могут иметь порядок 5 кН или больше, что может требовать для создания больших/сложных забойных гидравлических двигателей или т.п. Кроме того, многие системы и способы могут использовать цикличное упирание отклоняющих опор/исполнительных механизмов наружу, в стенки ствола скважины, когда компоновка низа бурильной колонны вращается, для создания реактивных сил, толкающих буровое долото, что может требовать сложных/дорогих/затратных в эксплуатации синхронизирующих систем, сложных систем управления и/или т.п.
Сущность изобретения
Данное изобретение в общем относится к способу и системе управления буровой системой, выполненной для бурения или бурения с отбором керна ствола скважины через геологический пласт. Конкретнее, но не в качестве ограничения, варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают использование случайных изменений параметров бурения, т.е. неустановившегося движения буровой системы в стволе скважины во время процесса бурения и взаимодействия между буровой системой и поверхностью ствола скважины, получающиеся в результате неустановившегося движения буровой системы, для управления буровой системой и/или процессом бурения.
Соответственно, варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают управление цикличными взаимодействиями между буровой системой и поверхностью ствола скважины во время процесса бурения и использование управления цикличными взаимодействиями между буровой системой и поверхностью ствола для управления работой/функционированием буровой системы. В некоторых вариантах осуществления цикличными взаимодействиями между одной или несколькими секциями буровой системы и поверхностью ствола скважин можно управлять для обеспечения наведения буровой системы для наклонно-направленного бурения ствола скважины. В других вариантах осуществления цикличными взаимодействиями между одной или несколькими секциями буровой системы и поверхностью ствола скважины можно управлять для обеспечения управления работой буровой системы, такой как управление работой бурового долота во время процесса бурения.
Соответственно, в одном варианте осуществления настоящего изобретения создан способ наведения буровой системы, сконфигурированной для бурения ствола скважины в геологическом пласте, содержащий управление динамическими взаимодействиями между секциями буровой системы и поверхностью упомянутого ствола скважины;
использование управляемых динамических взаимодействий между секциями буровой системы и поверхностью упомянутого ствола скважины для управления буровой системой.
В некоторых аспектах этап управления динамическими взаимодействиями между секциями буровой системы и поверхностью упомянутого ствола скважины содержит создание неоднородных динамических взаимодействий между секциями буровой системы и стенкой ствола. Более того, этап регулирования динамических взаимодействий между секцией буровой системы и поверхностью упомянутого ствола скважины может содержать создание изменения взаимодействий между секцией буровой системы и поверхностью по окружности вокруг секции буровой системы.
В роторных системах бурения секция буровой системы, обеспечивающая управление динамиче
- 3 019369 скими взаимодействиями, может устанавливаться геостационарной в стволе скважины во время работы буровой системы. В некоторых вариантах осуществления динамическими взаимодействиями можно управлять для обеспечения наведения буровой системы. В других вариантах осуществления динамическими взаимодействиями можно управлять для обеспечения управления буровым долотом.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения регулирование динамического взаимодействия, по меньшей мере, между секцией буровой системы и поверхностью упомянутого ствола скважины может содержать соединение контактного элемента с буровой системой и использование контактного элемента для управления динамическим взаимодействием. В роторной системе бурения контактный элемент можно удерживать геостационарно в стволе скважины во время работы буровой системы.
В некоторых аспектах настоящего изобретения контактный элемент выполнен с возможностью создания неоднородного динамического взаимодействия с поверхностью. В таких аспектах контактный элемент может быть выполнен асимметричным, может быть выполнен с неоднородной податливостью, может содержать цилиндр, эксцентрически соединенный с компоновкой низа бурильной колонны, может содержать элемент с неоднородным распределением веса и/или т.п.
В некоторых вариантах осуществления контактный элемент может содержать выдвижной элемент, который можно выдвигать наружу от буровой системы к поверхности и/или в контакт с ней. Выдвижной элемент можно использовать для приложения усилия к поверхности для управления динамическими взаимодействиями. Усилие, приложенное к поверхности, может составлять менее 1 кН.
В некоторых аспектах контактный элемент может соединяться с буровой системой так, что создается расположение контактного элемента внутри контура резания бурового долота. В других аспектах контактный элемент может соединяться с буровой системой так, что создается расположение, по меньшей мере, участка контактного элемента выходящим за пределы контура резания бурового долота.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения можно использовать приводное устройство для изменения/управления динамическим движением буровой системы во время процедуры бурения. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения можно использовать процессор для управления системой управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и поверхностью. Управление системой для управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и поверхностью ствола может содержать установку системы на буровой системе и/или перемещение системы на буровой системе. В некоторых аспектах управляющий процессор может принимать данные от датчиков, относящиеся к процессу бурения, работе буровой системы и/или компонентов буровой системы, положений буровой системы и/или компонентов буровой системы, местоположения проектного объекта ствола скважины в геологическом пласте, условиям в стволе скважины, свойствам геологического пласта и/или части геологического пласта в процессе бурения, свойствам динамического движения буровой системы и/или различных секций буровой системы и/или т.п.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения управление динамическими взаимодействиями между буровой системой и поверхностью бурящегося ствола скважины можно обеспечивать изменение профиля стенки бурящегося ствола скважины. В некоторых аспектах таким устройством, как асимметричное буровое долото, вспомогательное буровое долото, выдвижной элемент, выходящий из буровой системы к стенке, электроимпульсное буровое долото, струйное устройство и/или т.п., можно управлять при неоднородном профиле стенки ствола для обеспечения управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и стенкой.
В вариантах осуществления настоящего изобретения системой или способом управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и поверхностью бурящегося ствола скважины можно осуществлять управление в режиме реального времени, обеспечивая управление буровой системой в режиме реального времени. Конфигурацию контроллера динамических взаимодействий можно определить теоретически, экспериментально, моделированием динамических взаимодействий, из опыта по предыдущим процессам бурения и/или т.п. В некоторых аспектах контроллер динамических взаимодействий может содержать контактный элемент, установленный менее чем в 10 футах (3 м) над буровым долотом, может содержать контактный элемент, с внешней поверхностью, расположенной с отступом менее чем в миллиметры внутрь контура бурения бурового долота, может содержать контактный элемент, с внешней поверхностью расположенной выступающей на расстояние порядка миллиметров за контур бурения бурового долота.
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 неограничивающих и иллюстративных вариантов осуществления, данных со ссылкой на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 схематично показана система бурения ствола скважины.
- 4 019369
На фиг. 2А схематично показана система наведения буровой системы для бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2В показано сечение податливой системы, использующейся для наведения буровой системы для бурения ствола скважины, показанной на фиг. 2А, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 3А-С схематично показана система кулачкового управления для наведения буровой системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 4А-С схематично показаны системы активных калибрующих отклоняющих опор для наведения буровой системы, выполненной для бурения ствола скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 5 схематично показана система приложения вибрации для наведения буровой системы для наклонно-направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 6А и 6В показаны системы для выборочного снятия характеристик поверхности ствола скважины для наведения бурильной компоновки для наклонно-направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 7А показана блок-схема последовательности операций способа наведения буровой системы для наклонно-направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 7В показана блок-схема последовательности операций способа управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте 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.
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 менять. 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 обеспечивают использование до настоящего времени недооцененного и не изученного случайного изменения параметров процесса бурения, или неустановившегося/нестационарного движения буровой системы в стволе скважины во время процесса бурения и взаимодействий между буровой системой и стволом скважины, получающихся в результате неустановившегося/нестационарного движения буровой системы, для управления буровой системой и/или процессом бурения.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения созданы система и способ управления взаимодействиями между буровой системой для бурения ствола скважины и поверхностью бурящегося ствола скважины, в результате неустановившегося/нестационарного движения буровой системы во время процесса бурения, для обеспечения наведения буровой системы для наклонно-направленного бурения ствола скважины через геологический пласт. В некоторых аспектах настоящего изобретения буровой системой можно управлять для обеспечения достижения стволом скважины проектного объекта или бурения через проектный объект. В другом варианте осуществления настоящего изобретения данные, касающиеся функционирования буровой системы, можно регистрировать и управлять взаимодействиями между буровой системой для бурения ствола скважины и поверхностью ствола скважин с реагированием на данные измерений для управления буровой системой, т.е. взаимодействием между буровым долотом и
- 5 019369 геологическим пластом и т.д., в процессе бурения ствола скважины.
На фиг. 1 схематично показана 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. Компоновка 17 низа бурильной колонны может содержать буровое долото 20, наряду с различными другими компонентами (не показано), такими как наддолотный 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 рабочей 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 проведения измерений, инструменты измерений во время бурения, инструменты каротажа во время бурения и/или другие специализированные устройства.
Утяжеленная бурильная труба может представлять собой компонент утяжеления бурильной колонны, который можно использовать для создания осевой нагрузки на долото. Таким образом, утяжеленные бурильные трубы могут представлять собой 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 с другими скважинными инструментами, которые вместе могут составлять компоновку 17 низа бурильной колонны.
Сила тяжести действует на большую массу утяжеленной бурильной трубы (труб) для создания значительного направленного вниз усилия, которое может требоваться буровому долоту 20 для разрушения горной породы и бурения через геологический пласт. 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 соответственно меньше веса приходится на крюк на поверхности. Если измерение на поверхности показывает вес на 20000 фунтов (9080 кг) меньше веса с буровым долотом 20, не касающимся поверхности 41 дна забоя, тогда усилие в 20000 фунтов (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 неспособным к выполнению проходки через геологический пласт 30. Буровое долото 20 и режущие элементы 23 можно 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 по радиусу 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, получающимся 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.
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. могут служить для прокачки бурового раствора
- 6 019369 к буровому долоту 20 и подъема, спуска и/или вращения компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20.
В некоторых системах оборудование 33 на поверхности может содержать верхний привод, ротор или т.п., трубу, гибкую насосно-компрессорную трубу или т.п., которые могут передавать вращение 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 соединяться соответствующими зубчатыми механизмами 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 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 в действие/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 как производимое вращением бурильной трубы, так и 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. Буровые растворы можно закачивать в ствол 27 скважины через систему 12 соединительного устройства или т.п. для привода в действие 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 применяемым 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 в действие бурового долота 20 в дополнение к приводу в действие, создаваемое 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.
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 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 скважины во время процесса бурения могут затруднять маневр и/или эффективное использование кривого переводника для наведения буровой системы.
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. Обращаются к различным системам для обеспечения наклонно-направленного бурения посредством управления/приложения данных значительных усилий для изгиба/придания формы/направления/отталкивания буровой системы и/или для использования данных значительных усилий и/или создания значительных реактивных усилий на буровой системе от упирания наружу в пласт 30 для ориентирования буровой системы в стволе скважины и/или относительно дна забоя ствола 27 скважины и/или для отталкивания бурового долота 20 для наведения буровой системы для наклонно-направленного бурения ствола 27 скважины.
Вместе с тем, системы, использующие усилия, возникающие в процессе бурения, например торцевую нагрузку, для наведения буровой системы могут быть сложными и могут не обеспечивать точного наведения буровой системы. Более того, системы, осуществляющие наведение буровой системы посредством перемещения/ориентирования буровой системы в стволе скважины и/или отталкивания бурового долота 20, могут требовать создания на забое скважины больших усилий, превышающих 1 кН, и/или выдвижения элементов от бурильной колонны на значительное расстояние за пределы досягаемости реза
- 7 019369 ния бурового долота - т.е. далеко за контур бурового долота, где контур может задавать внешняя режущая кромка бурового долота 20, создания реактивных усилий, используемых для перемещения/ориентации буровой системы и/или отталкивания бурового долота 20. Для отталкивания или перемещения буровой системы в стволе скважины, когда буровая система вращается, может также требоваться синхронизация приложения упора исполнительными механизмами к стенке ствола 27 скважины. Такое вырабатывание энергии, большие выходы за контур резания бурового долота 20 и/или синхронизация упора могут требовать больших и/или дорогих двигателей и/или работы и управления комплексными системами и могут усложнять и/или увеличивать стоимость бурового оборудования и процесса бурения.
При бурении по прямой линии обычной буровой системой, без приложения бокового усилия 15 или т.п., заявители определили, что буровое долото 20 может, по существу, вибрировать в стволе 27 скважины, причем вибрации содержат цикличное перемещение бурового долота 20 в направлениях, отличающихся от направления бурения. Термин вибрация/колебание движения используют в данном документе для описания цикличных/постоянных перемещений буровой системы в процессе бурения, которые могут иметь направление в стволе скважины, отличающееся от направления бурения, и могут являться, в сущности, случайными.
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 обнаружено, что буровые системы, содержащие буровые долота без калибрующих отклоняющих опор, производят ствол скважины с диаметром, существенно превышающим диаметр для эквивалентных буровых систем, содержащих буровые долота и калибрующие отклоняющие опоры. Анализом результатов данных испытаний определено, что во время работы буровой системы компоновка 17 низа бурильной колонны циклично претерпевает движение, включающее в себя перемещения с уходом от центральной оси 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 Заявители нашли, 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, являющееся движением в направлении, отличающемся от направления продольного/поступательного движения компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20, может создаваться в компоновке 17 низа бурильной колонны и/или буровом долоте 20. Дополнительно к этому заявители проанализировали работу буровой системы и нашли, что вдобавок к неустановившемуся/нестационарному движению во время работы буровой системы, приложение усилия через систему 12 соединительного устройства и бурового долота 20 на геологический пласт 30 на забое ствола 27 скважин, работа/вращение бурового долота 20, взаимодействие бурового долота 20 с геологическим пластом 30 на забое ствола 27 скважины (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 20 скважины 20 (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 цикличным, произвольным, нестационарным движением, при этом, по меньшей мере, компонент 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. 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.
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 движе
- 8 019369 нием, неустановившимся движением, радиально-динамическим движением, радиальнонеустановившимся 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 ствола в процессе бурения.
Прерывистый/цикличный контакт и/или ударное взаимодействие между бурильной колонной 10 и поверхностью ствола 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 бурильной колонны 10 и поверхностью ствола. Например, секции/компоненты могут являться секцией бурильной колонны 10 вблизи бурового долота 20, компоновкой 17 низа бурильной колонны, компонентом компоновки 17 низа бурильной колонны, таким, например, как утяжеленная бурильная труба, калибрующие отклоняющие опоры, центраторы 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 ствола, 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. 2А схематично показана система наведения буровой системы для бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг. 2А буровая система для бурения ствола скважины может содержать компоновку 17 низа бурильной колонны, которая, в свою очередь, может содержать буровое долото 20. Буровая система может обеспечивать 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, несущую конструкцию или т.п. Муфтовая компоновка 55 может иметь внешнюю поверхность 55А.
В некоторых аспектах, где 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 ствола. Муфтовая компоновка 55 может содержать множество отклоняющих опор, выполненных для контакта со стенкой 53 ствола.
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 каждого из элементов (отклоняющими опорами) муфтовой компоновки 55. 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 ствола 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 ствола 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 яв
- 9 019369 ляться 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 установлено выше, во время процесса наклонно-направленного бурения компоновка 17 низа бурильной колонны или одна или несколько секций компоновки 17 низа бурильной колонны могут испытывать динамические взаимодействия со стенкой 53 ствола и/или забоем 54 ствола скважины. В варианте осуществления настоящего изобретения муфтовая компоновка 55 может быть выполнена для обеспечения производства динамическим движением компоновки 17 низа бурильной колонны динамических взаимодействий между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 ствола и/или забоем 54 бурения ствола скважины во время процесса бурения. В различных аспектах настоящего изобретения отличающиеся между собой внешние окружности, такие как муфтовые компоновки 55 и компоновки 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20, могут обеспечивать различные динамические взаимодействия между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 ствола и/или забоем 54 бурения. Моделирование, теоретический анализ, проведение экспериментов и/или т.п. можно использовать для выбора относительных отличий внешних окружностей между муфтовой компоновкой 55 и компоновкой 17 низа бурильной колонны и/или бурового долота 20 для конкретного процесса бурения для производства желаемого/необходимого динамического взаимодействия.
В варианте осуществления настоящего изобретения, в котором боковая податливость податливого элемента изменяется по окружности податливого элемента 57, динамическое взаимодействие между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 ствола и/или забоем 54 бурения может не являться однородным по окружности вокруг муфтовой компоновки 55. Только в качестве примера, податливый элемент 57 может содержать область 59В уменьшенной податливости и область 59А увеличенной податливости. В некоторых аспектах динамические взаимодействия между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 ствола и/или забоем 54 бурения над секцией податливого элемента 57 с увеличенной боковой податливостью, т.е. областью 59А увеличенной податливости, могут демпфироваться в сравнении с динамическими взаимодействиями между муфтовой компоновкой 55 и стенкой 53 ствола и/или забоем 54 бурения над секцией податливого элемента 57, с уменьшенной боковой податливостью, т.е. областью 59В уменьшенной податливости.
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 может выходить 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.
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 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.
- 10 019369
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 (вверх, как показано на фиг. 2А), но может обеспечивать перемещение муфтовой компоновки 55 внутрь на области 59А увеличенной податливости (вниз, как показано на фиг. 2А). В результате, буровое долото 20, когда претерпевает динамическое движение во время процесса бурения, может взаимодействовать со стенкой 53 и/или забоем 54 бурения и может стремиться к перемещению, ориентированию или предпочтительно разрушению/удалению горной породы в направлении области 59А увеличенной податливости (вверх, как показано на фиг. 2А) и/или к ней. В таком варианте осуществления в результате наличия у податливого элемента 57 выбранной неоднородной податливости, во время процесса бурения, в результате динамического движения компоновки 17 низа бурильной колонны и бурового долота 20, податливый элемент 57 может обеспечивать наведение буровой системы и может обеспечивать наклоннонаправленное бурение ствола 50 скважины. Неоднородные взаимодействия буровой системы и поверхности ствола 27 скважины можно также использовать для управления взаимодействиями и в результате функционирования бурового долота 20 в геологическом пласте во время процесса бурения.
В вариантах осуществления настоящего изобретения любая неоднородная податливость по окружности муфтовой компоновки 55 или податливого элемента 57 может обеспечивать наведение/управление буровой системы. Значение разницы 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 определено теоретически, смоделировано, выведено из экспериментальных исследований, рассчитано 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 обеспечения бурения ствола скважины 50 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, условий 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 скважины 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 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, следовательно, буровое долото 20 и/или компоновка 17 низа бурильной колонны может вращаться в стволе 50 скважины. В таком варианте осуществления муфтовая компоновка
- 11 019369 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 выполнить с возможностью обеспечения фиксирования, предотвращения трением между одним или несколькими цилиндрами и пластом вращения 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 установку положения 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 ствола. 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 наведения буровой системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг. 3А показана система наклоннонаправленного бурения с системой кулачкового управления согласно варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг. 3А показана буровая система, бурящая ствол 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.
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. На фиг. 3В показана компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры системы фиг. 3А 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 со
- 12 019369 держать 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 динамическими взаимодействиями между компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и стенкой 53 ствола с созданием 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 неоднородных свойств компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры, которую и свойства которой можно использовать для управления динамическими взаимодействиями между компоновкой 73 калибрующей отклоняющей опоры и стенкой 53 ствола 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 в 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 ствола и/или забоем 54 бурения во время процесса бурения не должны быть однородными вокруг компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры.
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 калибра бурового долота 20. В результате, компоновка 73 калибрующей отклоняющей опоры, выведенная за пределы калибра, может неоднородно взаимодействовать с поверхностью ствола 50 скважины. Кулачок 79 может иметь секцию с устойчиво изменяющимся внешним диаметром для создания устойчивого изменения калибра/диаметра, по меньшей мере, секции компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры во время процесса бурения.
Во время процесса бурения компоновка 17 низа бурильной колонны может претерпевать динамическое движение в стволе 50 скважины, 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 ствола и/или забоем 54 бурения должны заставлять буровую систему бурить в направлении 85 бурения, при этом направление 85 бурения 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
- 13 019369 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 варианте осуществления настоящего изобретения кулачок 79 может создавать резкое изменение, уход направления оси компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры относительно 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 градусов/100 футов (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 градусов/100 футов (31 м) является небольшим, системе создания управляемых, неоднородных динамических взаимодействий с поверхностью ствола скважин во время процесса бурения может быть необходимо создавать только 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, выходящие за калибр бурового долота и/или с отступом от калибра 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 калибр или отступ внутрь калибра 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 спускоподъемных 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.
Приведенные 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.
С использованием конфигурации компоновки 73 калибрующей отклоняющей опоры и/или подат
- 14 019369 ливой 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 для наклонно-направленного бурения ствола 50 скважины. 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 ствола. Множество углублений можно расположить установленными в различных положениях по окружности кулачка 79 для обеспечения взаимодействия между калибрующими режущими элементами 24 и стенкой 53 ствола 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 буровой системой, выполненные для бурения ствола скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В варианте осуществления настоящего изобретения активную калибрующую отклоняющую опору 100 можно использовать для управления буровой системой, которая может содержать бурильную трубу 90, соединенную с компоновкой 95 низа бурильной колонны. Компоновка 95 низа бурильной колонны может включать в себя 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.
Активная калибрующая отклоняющая опора 100 может содержать диск, цилиндр, множество индивидуальных элементов, например, ряд отклоняющих опор, расположенных по окружности 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 она находится менее чем в 20 футах (6 м) над буровым долотом 97. В других аспектах активная калибрующая отклоняющая опора 100 может соединяться с буровой системой так, что она находится менее чем в 10 футах (3 м) над буровым долотом 97.
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 неоднородных взаимодействий калибрующей отклоняющей опоры 100, сориентированной в стволе скважины по стенке ствола скважины. С использованием процессора или т.п. для управления установкой активной калибрующей отклоняющей опоры 100 в стволе скважины в нужное положение, работу и/или наведение буровой системы можно контролировать/управлять, и данный контроль/управление может, в некоторых аспектах, 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 футов (36 м) от него.
На фиг. 4В показан один вариант осуществления активной калибрующей отклоняющей опоры системы, показанной на фиг. 4А. На фиг. 4В согласно варианту осуществления настоящего изобретения ак
- 15 019369 тивная калибрующая отклоняющая опора 100А может содержать асимметричный элемент. 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, активная калибрующая отклоняющей опора 100А может неоднородно взаимодействовать с поверхностью ствола скважины в результате динамического движения бурильной колонны во время процесса бурения, что должно зависеть от несимметричной конфигурации активной бурильной отклоняющей опоры 100А.
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, на расстоянии в диапазоне от нескольких дюймов (1 дюйм=25 мм) до 1020 футов (3-6 м) над буровым долотом. 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 ствола в результате динамического движения бурильной колонны.
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 по окружности 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 располагается полностью в контуре резания бурового долота; причем, 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 миллиметра-десятков миллиметров от него. В других аспектах и вновь только в качестве примера, активная калибрующая отклоняющая опора 100А может соединяться с бурильной колонной для обеспечения выхода за контуры резания, по меньшей мере, участка внешней поверхности активной калибрующей отклоняющей опоры 100А в пределах от десятых долей до десятков миллиметров.
В варианте осуществления настоящего изобретения активная калибрующая отклоняющая опора 100А, поскольку она является не концентрической с компоновкой низа бурильной колонны, асимметричной и/или т.п., может не единообразно взаимодействовать с поверхностью бурящегося ствола скважины в результате радиального движения буровой системы в стволе скважины во время процесса бурения. Цикличные динамические взаимодействия между активной калибрующей отклоняющей опор 100А, показанной на фиг. 4В, и поверхностью ствола скважины во время процесса бурения могут давать в результате стремление буровой системы к бурению вниз в направлении 103, как показано на фигуре. Посредством удержания активной калибрующей отклоняющей опоры 100А геостационарной во время процесса бурения, активную калибрующую отклоняющую опору 100А можно использовать для наведения буровой системы.
В варианте осуществления настоящего изобретения, посредством выполнения активной калибрующей отклоняющей опоры 100А с отступом от калибра, по меньшей мере в одном месте по окружности вокруг замкнутого контура активной калибрующей отклоняющей опоры 100А, можно создавать небольшой зазор между активной калибрующей отклоняющей опорой 100А и поверхностью, который можно использовать для наведения бурового долота 97. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровую систему можно наводить с использованием контактных поверхностей на компоновке 95 низа бурильной колонны, которые могут находиться внутри профиля, прорезаемого режущими элементами и/или без выталкивания контактных поверхностей за прорезаемый профиль.
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 элемен
- 16 019369 том 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 изменения динамических взаимодействий между калибрующей отклоняющей опорой 100В и поверхностью бурящегося ствола скважины, в результате радиального/динамического движения буровой системы в стволе скважины во время процесса бурения.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения активная калибрующая отклоняющая опора 100В может быть выполнена для создания расположения выдвинутой активной калибрующей отклоняющей опоры 100В полностью в контуре резания бурового долота. В других вариантах осуществления настоящего изобретения секция или вся выдвинутая/частично выдвинутая активная калибрующая отклоняющая опора 100В может выходить за контур резания бурового долота. Только в качестве примера, активная калибрующая отклоняющая опора 100В может соединяться с бурильной колонной для обеспечения нахождения внешней поверхности активной калибрующей отклоняющей опоры 100В в выдвинутом положении внутри контура резания с отступом порядка 1-10 мм от него. В других аспектах, и вновь 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 она выдвинута или частично выдвинута, за пределы контура резания на 1-10 мм от него.
В варианте осуществления настоящего изобретения взаимодействиями между активными калибрующими отклоняющими опорами 100В и поверхностью можно управлять посредством позиционирования/выдвижения выдвижного элемента 107 для обеспечения наведения буровой системы и наклоннонаправленного бурения ствола скважины, бурящегося буровой системой. 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 наведения буровой системы. В варианте осуществления настоящего изобретения выдвижной элемент 107 можно выдвигать для корректировки динамических взаимодействий между активной калибрующей отклоняющей опорой 100 и поверхностью бурящегося ствола скважины. Это может требовать простого пассивного выдвижения выдвижного элемента 107, чтобы придавать активной калибрующей отклоняющей опоре 100 неоднородную форму вокруг центральной оси буровой системы и/или в стволе скважины, без приложения усилия с упором в поверхность ствола.
В некоторых аспектах, вместе с тем, выдвижной элемент 107 можно позиционировать выдвинутым для приложения усилия к поверхности ствола. Только в качестве примера, в некоторых вариантах осуществления выдвижной элемент 107 может передавать усилие менее 1 кН на поверхность ствола для обеспечения как передачи реактивных сил от поверхности на буровую систему, так и управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и поверхностью ствола. 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 для обеспечения неустановившегося движения и/или неоднородного взаимодействия буровой системы с поверхностью ствола скважины. При этом неоднородное утяжеление буровой системы может обеспечивать управление и/или наведение буровой системы. 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.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения вместо калибрующих отклоняющих опор, утяжеленных бурильных труб и/или т.п. или в комбинации с ними, бурильной колонне можно придавать форму для обеспечения управления неустановившимися взаимодействиями с поверхностью ствола. Например, компоновке 95 низа бурильной колонны может быть придана асимметричная форма, она может иметь асимметричную податливость и/или т.п. Дополнительно к этому, согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения буровое долото 97 может являться асимметричным, иметь асимметричную податливость, иметь неоднородные режущие свойства и/или т.п. Более того, буровая система может быть выполнена для усиления неустановившегося движения буровой системы во время процесса бурения. Моделирование, экспериментальные исследования и/или т.п. можно использовать для разработки буровых систем с усиленным неустановившимся движением. Установку режущих
- 17 019369 элементов на буровом долоте 97, параметры работы режущих элементов можно использовать для обеспечения усиления неустановившегося движения. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровая система может включать в свой состав гибкую/податливую соединительную муфту, кривой переводник и/или т.п. (не показано), способные к усилению неустановившихся взаимодействий, улучшающие управление буровой системой с неустановившимися взаимодействиями и/или т.п.
На фиг. 5 схематично показана система исполнительного механизма цикличного радиального движения для наведения буровой системы наклонно-направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В варианте осуществления настоящего изобретения буровая система может содержать бурильную колонну 140, которая может, в свою очередь, содержать компоновку 95 низа бурильной колонны, и буровая система может быть выполнена для бурения ствола скважины через геологический пласт.
В некоторых вариантах осуществления устройство 150 создания радиального движения может быть скреплено с бурильной колонной 140. Устройство 150 создания радиального движения может быть выполнено для создания радиального движения компоновки 95 низа бурильной колонны в стволе скважины; где радиальное движение может являться любым движением компоновки 95 низа бурильной колонны, направленным от центральной оси ствола скважины к стенке ствола скважины. Устройство 150 создания радиального движения может содержать механический вибратор, акустический вибратор и/или т.п., которые могут создавать цикличное радиальное движение, такое как вибрации, компоновки 95 низа бурильной колонны. Устройство 150 создания радиального движения может быть настроено по физическим характеристикам бурильной колонны 140 и/или компоновки 95 низа бурильной колонны для обеспечения усиления создаваемого радиального движения.
В варианте осуществления настоящего изобретения взаимодействия между компоновкой 95 низа бурильной колонны и поверхностью ствола скважины можно создавать, усиливать, изменять и/или т.п. посредством устройства 150 создания радиального движения. Устройство 150 создания радиального движения может обеспечивать наведение бурильной колонны 140 созданием, приложением, изменением и/или т.п. взаимодействий между компоновкой низа бурильной колонны и поверхностью ствола скважины. Посредством наведения бурильной колонны 140 можно осуществлять наклонно-направленное бурение ствола скважины, бурящегося бурильной колонной 140. Процессор 155 можно использовать для управления устройством 150 создания радиального движения для создания взаимодействий между компоновкой 95 низа бурильной колонны и поверхностью ствола для обеспечения наведения бурильной колонны 140 в необходимом направлении.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения устройство 150 создания радиального движения можно использовать в комбинации с другими способами создания неоднородных неустановившихся взаимодействий между буровой системой и поверхностью бурящегося ствола скважины, приведенных в данном описании. В таких вариантах осуществления устройство 150 создания радиального движения может обеспечивать усиление или демпфирование неустановившегося движения бурильной колонны для усиления/демпфирования действия контроллера неустановившегося взаимодействия и/или для управления контроллером неустановившегося взаимодействия. Таким путем, контроллер неустановившегося взаимодействия может действовать как контроллер/управляющее устройство контроллера неустановившегося взаимодействия и может сам управляться процессором для обеспечения управления/наведения буровой системы и/или усиления демпфирования взаимодействий неоднородного неустановившегося движения между контроллером неустановившегося взаимодействия и поверхностью ствола скважин.
На фиг. 6А и 6В показаны системы избирательного снятия характеристик поверхности ствола скважины для наведения бурильной компоновки для наклонно-направленного бурения ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В процессе бурения бурильную колонну 160 можно использовать для бурения ствола скважины через геологический пласт. Бурильная колонна 160 может содержать компоновку низа бурильной колонны 165 и соединительное устройство 170, которое может соединять компоновку низа бурильной колонны 165 с оборудованием вблизи площадки на поверхности или на ней. Компоновка низа бурильной колонны может содержать буровое долото 173, которое может содержать множество зубьев 174 для срезания/разрушения горной породы в геологическом пласте для создания/продолжения бурящегося ствола скважины.
Во время процесса бурения поверхность бурящегося ствола скважины может иметь, в общем, правильную форму и может быть образована внешним диаметром бурового долота 173. В общем, поверхность образована окружностью. Свойства различных участков геологического пласта могут обусловливать неправильную форму поверхности. На фиг. 6А согласно варианту осуществления настоящего изобретения формообразующее устройство 180 может взаимодействовать с поверхностью для изменения/придания формы поверхности. Формообразующее устройство 180 может содержать гидроструйную систему для струйной обработки поверхности, буровое долото, выполненное с возможностью бокового забуривания в поверхность, режущую пластину для срезания поверхности и/или т.п.
В варианте осуществления настоящего изобретения формообразующее устройство 180 можно использовать для изменения профиля поверхности ствола для обеспечения управления взаимодействиями
- 18 019369 между компоновкой 165 низа бурильной колонны и поверхностью ствола. В некоторых аспектах калибрующая отклоняющая опора 185 может соединяться с компоновкой 165 низа бурильной колонны вблизи бурового долота 173 и может быть выполнена для взаимодействия с поверхностью ствола во время бурения ствола скважины буровой системой. В случае, если поверхность ствола является относительно однородной, произвольные взаимодействия между калибрующей отклоняющей опорой 185 и поверхностью ствола, получающиеся в результате радиального движения компоновки низа бурильной колонны 165, во время процесса бурения могут, в среднем, являться однородными и могут не оказывать влияния на направление бурения. В варианте осуществления настоящего изобретения формообразующее устройство 180 может создавать контур/форму поверхности ствола для управления взаимодействиями между калибрующей отклоняющей опорой 185 и поверхностью. В некоторых аспектах настоящего изобретения компоновка 165 низа бурильной колонны может не содержать калибрующей отклоняющей опоры 185 и взаимодействия могут осуществляться напрямую между компоновкой низа бурильной колонны 165 и поверхностью ствола.
В варианте осуществления настоящего изобретения посредством регулирования взаимодействий между калибрующей отклоняющей опорой 185 и поверхностью ствола можно осуществлять наведение буровой системы. В некоторых аспектах формообразующее устройство 180 может удерживаться геостационарным во время процедуры наведения для обеспечения точного выбора поверхности ствола, подлежащей обработке формообразующим устройством 180 во время процесса бурения, когда бурильная колонна 140 и/или компоненты бурильной колонны 140 могут перемещаться/вращаться в стволе скважины.
Формообразующее устройство 180 может содержать водоструйные сопла, установленные между калибрующими режущими элементами и калибрующими отклоняющими опорами бурового долота. Водоструйные сопла или т.п. можно использовать для подрезания геологического пласта перед калибрующей отклоняющей опорой для создания зазора между поверхностью ствола и калибрующей отклоняющей опорой, который может обеспечивать вибрационное наведение буровой системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В других вариантах осуществления электроимпульсные системы могут быть установлены перед калибрующими отклоняющими опорами и могут использоваться для размягчения секции поверхности ствола для предоставления возможности калибрующей отклоняющей опоре разрушать материал данной секции для создания зазора для обеспечения вибрационного наведения буровой системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В других вариантах осуществления электроимпульсные системы можно использовать для создания зазора напрямую.
Показанное на фиг. 6В буровое долото 173 может быть выполнено для бурения ствола скважины с выборочной неоднородной поверхностью. В некоторых аспектах зуб 190 бурового долота 173 может быть выполнен с избирательным включением в работу для создания контура поверхности. В других аспектах различные методики можно использовать для управления буровым долотом 173 для избирательного придания формы поверхности ствола. Посредством регулирования контуров можно управлять формой поверхности с избирательным размещением канавок, углублений или т.п. в поверхности, взаимодействием между поверхностью ствола и компоновкой низа бурильной колонны 165, получающимся в результате радиального движения компоновки низа бурильной колонны 165 во время бурения ствола скважины, и направлением бурения, в результате, можно также управлять. В некоторых аспектах буровое долото 173 может содержать механический режущий элемент, который можно развертывать для предпочтительного резания одной стороны поверхности ствола.
На фиг. 7А показана блок-схема последовательности операций способа 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 сама содержать компоновку низа бурильной колонны, содержащую буровое долото для контакта с геологическим пластом и бурения секции ствола скважины через геологический пласт. Компоновка низа бурильной колонны может быть соединена с оборудованием на поверхности посредством бурильной трубы, обсадной трубы, гибкой насоснокомпрессорной трубы или т.п. Буровое долото может приводиться в действие верхним приводом, ротором, двигателем, буровым раствором и/или т.п. Во время процесса бурения бурильная колонна может претерпевать произвольное движение в стволе скважины, указанное произвольное движение может включать в себя радиальные вибрации, обусловливающие цикличный контакт бурильной колонны поверхностью ствола скважины во время процесса бурения. Взаимодействия между бурильной колонной и поверхностью, получающиеся в результате радиальных вибраций, могут наиболее значительно проявляться на забое ствола скважины, где взаимодействия могут происходить между компоновкой низа бурильной колонны и поверхностью ствола.
На этапе 210 взаимодействиями вибрационного типа между бурильной колонной и поверхностью можно управлять. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения управление динамическими взаимодействиями может происходить на забое ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения на забое ствола скважины можно использовать устройства для создания неоднородных взаимодействий вибрационного типа компоновки низа бурильной колонны и по
- 19 019369 верхности ствола. В таком варианте осуществления этап регулирования взаимодействия вибрационного типа между бурильной колонной и поверхностью ствола может содержать демпфирование и/или усиление на местах работ по окружности поверхности взаимодействий вибрационного типа между компоновкой низа бурильной колонны и поверхностью. Демпфирование и/или усиление на местах по окружности поверхности может поддерживаться или усиливаться при бурении ствола скважины. В некоторых аспектах множество устройств можно использовать для создания неоднородного взаимодействия между компоновкой низа бурильной колонны и поверхностью ствола.
В варианте осуществления настоящего изобретения элемент взаимодействия можно использовать на этапе 212 для создания управления динамическими взаимодействиями. Элемент взаимодействия может являться независимым элементом, таким как утяжеленная бурильная труба, компоновка калибрующей отклоняющей опоры, цилиндр или т.п., который может соединяться с бурильной колонной, и в некоторых аспектах, компоновкой низа бурильной колонны, может являться секцией бурильной колонны, такой как секция компоновки низа бурильной колонны, или т.п. Элемент взаимодействия может быть выполнен для обеспечения однородного взаимодействия между элементом взаимодействия и поверхностью бурящегося ствола скважины.
В общем, бурящийся ствол скважины является стволом скважины в геологическом пласте, по существу, с цилиндрической поверхностью. Соответственно, в некоторых аспектах элемент взаимодействия может содержать элемент с профилем, являющимся неоднородным относительно центральной оси бурильной колонны и/или ствола 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 несовпадающей 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 от компоновки низа бурильной колонны на величину, большую или меньшую, чем у других отклоняющих опор.
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 скважины, в элемент, взаимодействующий не единообразно с поверхностью ствола.
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 поверхность ствола или для динамического воздействия на поверхность ствола, но, в отличие от этого, может являться пассивным, по сути, и взаимодействовать с поверхностью ствола вследствие динамического движения бурильной колонны во время процесса бурения. Например, элемент взаимодействия может содержать выдвижной элемент, выдвигающийся наружу из бурильной колонны. В некоторых аспектах усилия могут быть приложены выдвижным элементом на поверхность ствола, но для упрощения и по экономическим причинам, усилия могут быть, по сущности, только небольшими, т.е. усилиями менее 1 кН.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения элемент взаимодействия может быть выполнен таким, что не 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, в пределах выхода за контур, обеспечивающего наведение/управление буровой системы.
В некоторых аспектах настоящего изобретения, где элемент взаимодействия содержит один или несколько выдвижных элементов, один или несколько выдвижных элементов могут выдвигаться так, чтобы не выходить за контур режущих элементов бурового долота и/или располагаться полностью в контуре. В других аспектах один или несколько выдвижных элементов могут выдвигаться 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 пределах 1-10 мм за контур режущих элементов и/или бурового долота. В таких вариантах осуществления, в
- 20 019369 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.
В некоторых аспектах использования множества устройств может быть выполнена комбинация устройств для обеспечения неоднородных взаимодействий между бурильной колонной и поверхностью ствола по окружности вокруг бурильной колонны и, в таких конфигурациях, соединение множества устройств с бурильной колонной способом, в котором влияние одного устройства на динамические взаимодействия нейтрализует влияние другого устройства, может быть предотвращено. Устройства, которые можно использовать для управления динамическими взаимодействиями, могут включать в себя, помимо прочего, следующие устройства: калибрующие отклоняющие опоры, утяжеленные бурильные трубы, центратор с жесткими лопастями и/или т.п., которые могут неконцентрически располагаться на компоновке низа бурильной колонны; калибрующие отклоняющие опоры, утяжеленные бурильные трубы, центраторы с жесткими лопастями и/или т.п., которые могут быть выполнены с неоднородной по окружности сжимаемостью; устройства для изменения профиля/формы/контура поверхности; буровые долота, выполненные для бурения ствола скважины с неправильной внутренней поверхностью; и/или т.п.
На этапе 220 можно осуществлять наведение буровой системы посредством управления взаимодействиями вибрационного типа между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины. В варианте осуществления настоящего изобретения устройства, использующиеся для управления динамическими взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины, можно избирательно устанавливать в стволе скважины для создания динамических взаимодействий наведения буровой системы. В буровых системах, в которых, по меньшей мере, участок бурильной колонны вращается во время процесса бурения, устройства можно удерживать геостационарными в стволе скважины для обеспечения наведения. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения устройства, использующиеся для управления динамическими взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины, могут быть избирательно установлены на бурильной колонне до начала бурения секции ствола скважины для создания необходимого наведения буровой системы. В некоторых аспектах устройства, использующиеся для управления динамическими взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины, могут быть переустановлены до начала бурения дополнительной секции ствола скважины. В вариантах осуществления, где исполнительный механизм, такой как кулачок или т.п., используют для изменения свойств устройства, использующегося для управления динамическими взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины, кулачок вместо устройства, использующегося для управления динамическими взаимодействиями, 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 устройства, использующегося для управления динамическими взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины, и/или устройства для включения в работу устройства, использующегося для управления динамическими взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины, такое как кулачок или т.п., можно использовать для перемещения устройств, использующихся для управления динамическими взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины во время процесса бурения.
На этапе 230 осуществляют наведение буровой системы для бурения ствола скважин в необходимом направлении. В варианте осуществления настоящего изобретения можно определить необходимое направление секции ствола скважины, подлежащей бурению, и устройство, использующееся для управления динамическими взаимодействиями, может быть установлено в стволе скважины и/или на бурильной колонне для наведения буровой системы для бурения секции ствола скважины в необходимом направлении. В некоторых аспектах процессор может управлять положением, ориентацией и/или т.п. устройства, использующегося для управления динамическими взаимодействиями в стволе скважины и/или на бурильной колонне для обеспечения бурения секции ствола скважины, подлежащей бурению в необходимом направлении. 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.
На фиг. 7В показана блок-схема последовательности операций способа для управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте согласно варианту осуществления настоящего изобретения. На этапе 240 буровая система, содержащая бурильную колонну и буровое долото, выполненные для бурения ствола скважины в геологическом пласте, можно использовать для бурения секции ствола скважины. На этапе 250 можно регистрировать данные, касающиеся работы бурильной колонны и/или бурового долота во время процесса бурения. Данные могут включать в себя такие позиции, как осевая нагрузка на долото, скорость вращения буровой системы, нагрузка на крюке, крутящий
- 21 019369 момент и/или т.п. Кроме того, данные можно собирать в стволе скважины, на оборудовании на поверхности, в пласте, окружающем 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.
На этапе 260 данные измерений, касающиеся буровой системы, и/или данные, касающиеся геологического пласта и/или условий в бурящемся стволе скважины и/или т.п., могут быть обработаны. 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 осуществления управления взаимодействиями неустановившегося движения между буровой системой и поверхностью ствола скважины. Например, магнитометры, гравитометры, акселерометры, гироскопические системы и/или т.п. могут определять амплитуду, частоту, скорость, ускорение и/или т.п. буровой системы обеспечения понимания любого неустановившегося движения. Данные от датчиков можно отправлять на процессор для обработки, и значения параметров неустановившегося движения буровой системы могут отображаться, использоваться в системе управления для управления неустановившимися взаимодействиями бурильной колонны, обрабатываться с другими данными из геологического пласта, ствола скважины и/или т.п. для обеспечения управления системой управления для управления неустановившимися взаимодействиями бурильной колонны и/или т.п. 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.
На этапе 270 можно управлять взаимодействиями вибрационного типа между бурильной колонной и поверхностью бурящегося ствола скважины. Управление взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважин можно обеспечивать посредством изменения/манипулирования/смены характеристик контакта секции компоновки низа бурильной колонны, секции бурильной колонны, режущих элементов бурового долота, профиля поверхности ствола скважины и/или т.п. Характеристики контакта могут являться характеристиками, связанными с внешней поверхностью секции компоновки низа бурильной колонны, секции бурильной колонны, режущих элементов бурового долота и/или т.п., которые могут контактировать с поверхностью ствола скважины во время процесса бурения.
Характеристики контакта могут содержать профиль/форму внешней поверхности (т.е. могут содержать характеристики эксцентрической формы внешней поверхности вокруг центральной оси буровой системы, компоновки низа бурильной колонны, бурового долота и/или т.п., могут содержать параметры секций внешней поверхности, выходящих за калибр и/или имеющих отступ в калибр), могут содержать параметры неоднородной податливости вокруг внешней поверхности и/или т.п.
На этапе 280 управляемые взаимодействия вибрационного типа между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины можно использовать для управления работой/функционированием буровой системы. Например, когда можно обнаруживать и прогнозировать аномальный шум бурового долота буровой системы, взаимодействиями вибрационного типа между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины можно управлять для устранения, уменьшения и/или предотвращения аномального шума. В варианте осуществления настоящего изобретения функциональность буровой системы можно определять из обработанных данных и можно изменять посредством управления взаимодействиями между бурильной колонной и поверхностью ствола скважины. Таким путем, варианты осуществления настоящего изобретения могут создавать новые системы и способы для управления работой буровых систем.
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 различных способов и/или процедур, были описаны в определенном порядке. Следует уяснить, что альтернативные варианты осуществления, способы и/или процедуры можно выполнять в порядке, отличающемся от приведенного.
Claims (39)
1. Способ использования динамического движения буровой системы в стволе скважины во время бурения или бурения с отбором керна в геологическом пласте буровой системой, содержащей бурильную колонну, компоновку низа и буровое долото, для управления буровой системой, согласно которому создают секцию буровой системы для управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и внутренней поверхностью ствола скважины, при этом указанная секция предназначена для обеспечения изменений указанных взаимодействий, обусловленных динамическим перемещением буровой системы в процессе бурения, по окружности вокруг секции буровой системы и обеспечения создания указанных взаимодействий случайным динамическим перемещением буровой системы в стволе скважины, поддерживают указанную секцию без вращения в стволе скважины в процессе бурения и используют управляемые динамические взаимодействия между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины для управления буровой системой.
2. Способ по п.1, при котором при управлении динамическими взаимодействиями между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины создают неоднородные динамические взаимодействия между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины.
3. Способ по п.1, при котором при использовании управляемых динамических взаимодействий между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины динамические взаимодействия используют для наведения буровой системы.
4. Способ по п.1, при котором при использовании управляемых динамических взаимодействий между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины динамические взаимодействия используют для управления взаимодействием между буровым долотом и забоем скважины.
5. Способ по п.1, при котором при использовании управляемых динамических взаимодействий между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины динамические взаимодействия используют для повышения показателей работы бурового долота.
6. Способ по п.1, при котором при управлении динамическими взаимодействиями между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины создают асимметричную секцию буровой системы.
7. Способ по п.1, при котором при управлении динамическими взаимодействиями между секцией буровой системы и внутренней поверхностью ствола скважины соединяют контактный элемент с буровой системой и используют его для управления динамическими взаимодействиями.
8. Способ по п.7, при котором поддерживают контактный элемент без вращения в стволе скважины во время работы буровой системы.
9. Способ по п.8, при котором контактный элемент выполнен с возможностью создания неоднородного динамического взаимодействия с внутренней поверхностью ствола скважины.
10. Способ по п.8, при котором контактный элемент имеет асимметричную форму.
11. Способ по п.8, при котором дополнительно позиционируют контактный элемент в стволе скважины для обеспечения необходимого функционирования буровой системы.
12. Способ по п.11, при котором необходимым функционированием является наведение буровой системы.
13. Способ по п.8, при котором контактный элемент соединен с компоновкой низа бурильной колонны.
14. Способ по п.8, при котором контактный элемент соединен с буровым долотом.
15. Способ по п.8, при котором контактный элемент соединен с буровой системой для создания условия цикличного входа контактного элемента в контакт с внутренней поверхностью ствола скважины во время процесса бурения.
16. Способ по п.8, при котором контактный элемент выполнен с возможностью создания изменения динамического взаимодействия между контактным элементом и внутренней поверхностью ствола скважины по окружности вокруг контактного элемента.
17. Способ по п.8, при котором контактный элемент содержит цилиндр, эксцентрически соединенный с компоновкой низа бурильной колонны.
18. Способ по п.8, при котором контактный элемент является перемещающимся на компоновке низа бурильной колонны.
19. Способ по п.8, при котором контактный элемент является вращающимся на компоновке низа бурильной колонны.
20. Способ по п.8, при котором контактный элемент соединен с буровой системой для обеспечения расположения контактного элемента в контуре резания бурового долота.
21. Способ по п.8, в котором контактный элемент соединен с буровой системой для обеспечения расположения по меньшей мере части контактного элемента снаружи контура резания бурового долота.
22. Способ по п.1, при котором дополнительно используют процессор для осуществления управления динамическими взаимодействиями.
- 23 019369
23. Способ по п.22, при котором процессор осуществляет управление динамическими взаимодействиями в режиме реального времени.
24. Способ по п.22, при котором дополнительно используют процессор для обработки данных активного положения контактного элемента на компоновке низа бурильной колонны для обеспечения необходимого управления буровой системой и устанавливают контактный элемент в активное положение.
25. Способ по п.22, при котором дополнительно регистрируют данные и передают регистрируемые данные на процессор.
26. Способ по п.23, при котором регистрируемые данные содержат данные функционирования, содержащие данные, касающиеся функционирования по меньшей мере одного функционального элемента буровой системы.
27. Способ по п.23, при котором регистрируемые данные содержат данные, касающиеся динамического движения буровой системы в стволе скважины.
28. Способ по п.23, при котором регистрируемые данные содержат сейсмические данные, относящиеся к геологическому пласту, окружающему ствол скважины.
29. Способ по п.23, при котором регистрируемые данные содержат данные ствола скважины, содержащие данные, касающиеся условий в стволе скважины.
30. Система управления буровой системой для бурения или отбора керна в геологическом пласте, содержащая буровую систему, имеющую бурильную колонну, компоновку низа бурильной колонны и буровое долото, при этом ствол скважины, пробуриваемый буровой системой, образован внутренней поверхностью стенки ствола скважины и забоем скважины, и элемент взаимодействия, соединенный с буровой системой, предназначенный для управления динамическими взаимодействиями между буровой системой и внутренней поверхностью ствола скважины, поддерживаемый без вращения на буровой системе в процессе бурения, обеспечивающий изменения указанных взаимодействий, обусловленных динамическим движением буровой системы в стволе скважины в процессе бурения, по окружности вокруг элемента взаимодействия и обеспечивающий создание указанных взаимодействий случайным динамическим перемещением буровой системы в стволе скважины.
31. Система по п.30, в которой элемент взаимодействия предназначен управлять указанными динамическими взаимодействиями для наведения буровой системы.
32. Система по п.30, в которой элемент взаимодействия предназначен управлять указанными динамическими взаимодействиями для управления показателями работы бурового долота.
33. Система по п.30, в которой элемент взаимодействия соединен с буровой системой на расстоянии менее 20 футов (6 м) над буровым долотом.
34. Система по п.30, в которой элемент взаимодействия соединен с компоновкой низа бурильной колонны для создания асимметричного наружного профиля элемента взаимодействия и компоновки низа бурильной колонны.
35. Система по п.30, дополнительно содержащая исполнительный механизм для перемещения элемента взаимодействия на буровой системе.
36. Система по п.35, содержащая исполнительный механизм для вращения элемента взаимодействия на буровой системе.
37. Система по п.30, дополнительно содержащая процессор, соединенный с исполнительным механизмом и выполненный с возможностью управления исполнительным механизмом для установки элемента взаимодействия на буровой системе.
38. Система по п.37, дополнительно содержащая датчик для передачи данных на процессор.
39. Система по п.38, в которой датчик является одним из следующего: геофизический датчик, акселерометр, гигроскопический датчик, датчик температуры, локационный датчик, датчик давления, датчик радиального движения, датчик износа.
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 |
| US12/116,380 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 |
| US12/116,444 US8720604B2 (en) | 2007-08-15 | 2008-05-07 | Method and system for steering a directional drilling system |
| US12/116,408 US8534380B2 (en) | 2007-08-15 | 2008-05-07 | System and method for directional drilling a borehole with a rotary drilling system |
| PCT/GB2008/002706 WO2009022115A1 (en) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070264A1 EA201070264A1 (ru) | 2010-08-30 |
| EA019369B1 true EA019369B1 (ru) | 2014-03-31 |
Family
ID=41664355
Family Applications (5)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070267A EA018610B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Способ и система управления направлением перемещения в системе наклонно-направленного бурения |
| EA201070263A EA017791B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Система и способ наклонно-направленного бурения ствола скважины роторной системой бурения |
| EA201070264A EA019369B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Система и способ управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте |
| EA201070265A EA201070265A1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Способ управления калибрующим элементом бурового долота и буровое долото |
| EA201070266A EA018829B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Контроль стохастического шума бурового долота |
Family Applications Before (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070267A EA018610B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Способ и система управления направлением перемещения в системе наклонно-направленного бурения |
| EA201070263A EA017791B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Система и способ наклонно-направленного бурения ствола скважины роторной системой бурения |
Family Applications After (2)
| 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 |
| EA201070266A EA018829B1 (ru) | 2007-08-15 | 2008-08-12 | Контроль стохастического шума бурового долота |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (4) | EP2188483A1 (ru) |
| CN (6) | CN101784746B (ru) |
| AU (1) | AU2008288343A1 (ru) |
| CA (4) | CA2694858C (ru) |
| EA (5) | EA018610B1 (ru) |
| MX (4) | MX341532B (ru) |
| WO (4) | WO2009022115A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2765025C1 (ru) * | 2021-02-01 | 2022-01-24 | Павел Михайлович Ведель | Способ бурения наклонно-направленной скважины и устройство для его осуществления |
Families Citing this family (25)
| 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 |
| RU2600995C2 (ru) * | 2011-11-04 | 2016-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и система для автоматической операции разбуривания |
| 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 |
| CN106574484B (zh) * | 2014-09-18 | 2019-04-19 | 哈里伯顿能源服务公司 | 用于井下钻井工具的实时可变切割深度控制 |
| 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 |
| BR112019006604A2 (pt) | 2016-11-04 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services Inc | sistema rotativo direcionável, sistema rotativo de perfuração e método para perfurar um furo de poço |
| RU174947U1 (ru) * | 2017-04-19 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество специального машиностроения и металлургии "Мотовилихинские заводы" | Устройство для направленного бурения ствола скважины |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US11939867B2 (en) * | 2019-02-15 | 2024-03-26 | 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 |
| 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 (7)
| 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 |
| WO1997047848A1 (en) * | 1996-06-14 | 1997-12-18 | Andergauge Limited | Drilling apparatus |
| WO1999028587A1 (en) * | 1997-12-04 | 1999-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling system including eccentric adjustable diameter blade stabilizer |
| WO2001021927A2 (en) * | 1999-09-24 | 2001-03-29 | Vermeer Manufacturing Company | Real-time control system and method for controlling an underground boring machine |
| WO2002036924A2 (en) * | 2000-11-03 | 2002-05-10 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Rotary steerable drilling tool and method for directional drilling |
| WO2004113664A1 (en) * | 2003-06-23 | 2004-12-29 | Schlumberger Holdings Limited | Inner and outer motor with eccentric stabilizer |
Family Cites Families (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US5213168A (en) * | 1991-11-01 | 1993-05-25 | Amoco Corporation | Apparatus for drilling a curved subterranean borehole |
| 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 |
| US6340063B1 (en) * | 1998-01-21 | 2002-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Steerable rotary directional drilling method |
| US6092610A (en) * | 1998-02-05 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells |
| BE1012545A3 (fr) * | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
| 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 |
| EP1227214B1 (en) * | 2001-01-27 | 2004-06-30 | Camco International (UK) Limited | Cutting structure for drill bit |
| US20030127252A1 (en) * | 2001-12-19 | 2003-07-10 | Geoff Downton | Motor Driven Hybrid Rotary Steerable System |
| US6732817B2 (en) * | 2002-02-19 | 2004-05-11 | Smith International, Inc. | Expandable underreamer/stabilizer |
| 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 |
| WO2005099424A2 (en) * | 2004-01-28 | 2005-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc | Rotary vector gear for use in rotary steerable tools |
| 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 EP EP08788276A patent/EP2188483A1/en not_active Withdrawn
- 2008-08-12 EA EA201070267A patent/EA018610B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 EP EP08788301A patent/EP2176494A1/en not_active Withdrawn
- 2008-08-12 EA EA201070263A patent/EA017791B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 MX MX2010001815A patent/MX341532B/es active IP Right Grant
- 2008-08-12 MX MX2010001817A patent/MX2010001817A/es active IP Right Grant
- 2008-08-12 CN CN200880103209.3A patent/CN101784746B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-12 EA EA201070264A patent/EA019369B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 MX MX2010001814A patent/MX340647B/es active IP Right Grant
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002706 patent/WO2009022115A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 EA EA201070265A patent/EA201070265A1/ru unknown
- 2008-08-12 CA CA2694858A patent/CA2694858C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-12 CN CN200880103169A patent/CN101778992A/zh active Pending
- 2008-08-12 CA CA2694977A patent/CA2694977A1/en not_active Abandoned
- 2008-08-12 EA EA201070266A patent/EA018829B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 CA CA2694868A patent/CA2694868A1/en not_active Abandoned
- 2008-08-12 EP EP08788277A patent/EP2188484A1/en not_active Withdrawn
- 2008-08-12 CN CN200880111782.9A patent/CN101827995B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-12 CN CN201410032693.2A patent/CN103774990A/zh active Pending
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002707 patent/WO2009022116A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 CN CN200880103153.1A patent/CN103299020B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-12 CN CN200880111732A patent/CN101827994A/zh active Pending
- 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 AU AU2008288343A patent/AU2008288343A1/en not_active Abandoned
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002705 patent/WO2009022114A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 WO PCT/GB2008/002732 patent/WO2009022128A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 EP EP08788278A patent/EP2176493A1/en not_active Withdrawn
Patent Citations (7)
| 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 |
| WO1997047848A1 (en) * | 1996-06-14 | 1997-12-18 | Andergauge Limited | Drilling apparatus |
| WO1999028587A1 (en) * | 1997-12-04 | 1999-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling system including eccentric adjustable diameter blade stabilizer |
| WO2001021927A2 (en) * | 1999-09-24 | 2001-03-29 | Vermeer Manufacturing Company | Real-time control system and method for controlling an underground boring machine |
| WO2002036924A2 (en) * | 2000-11-03 | 2002-05-10 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Rotary steerable drilling tool and method for directional drilling |
| WO2004113664A1 (en) * | 2003-06-23 | 2004-12-29 | Schlumberger Holdings Limited | Inner and outer motor with eccentric stabilizer |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2765025C1 (ru) * | 2021-02-01 | 2022-01-24 | Павел Михайлович Ведель | Способ бурения наклонно-направленной скважины и устройство для его осуществления |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA019369B1 (ru) | Система и способ управления буровой системой для бурения ствола скважины в геологическом пласте | |
| US8757294B2 (en) | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation | |
| US8727036B2 (en) | System and method for drilling | |
| US8720605B2 (en) | System for directionally drilling a borehole with a rotary drilling system | |
| US8960329B2 (en) | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes | |
| US8307914B2 (en) | Drill bits and methods of drilling curved boreholes | |
| US8157024B2 (en) | Ball piston steering devices and methods of use | |
| US9982487B2 (en) | Wellbore drilling systems with vibration subs | |
| US12091921B2 (en) | Shock-based damping systems and mechanisms for vibration damping in downhole applications | |
| 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 KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| 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 KZ |
|
| 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 |