NO20110693A1

NO20110693A1 - Anti-vortex drill bits, well site systems and methods for these

Info

Publication number: NO20110693A1
Application number: NO20110693A
Authority: NO
Inventors: Olivier Sindt; Riadh Boulleg; Kjell Haugvaldstad
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2008-10-27
Filing date: 2011-05-10
Publication date: 2011-05-19
Also published as: US20100101864A1; WO2010049677A1; GB2479836A; GB201108694D0; CN102232138B; CA2741618A1; RU2011121357A; JP2012506962A; RU2509862C2; JP5538410B2; CN102232138A

Abstract

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer antivirvelborkroner, brønnstedsystemer og fremgangsmåter for disse. En utførelse av oppfinnelsen tilveiebringer en borkrone (105) innbefattet et indre hulrom i fluidkommunikasjon med en borestreng og en første målpute (206a) lokalisert på det ytre av borkronen. Den første målpute innbefatter en første dyse (212) i fluidkommunikasjon med det indre hulrom. Borkronen er utformet slik at et fluid kontinuerlig strømmer fra den første dyse.The present invention provides anti-vortex drill bits, well site systems and methods thereof. An embodiment of the invention provides a drill bit (105) including an inner cavity in fluid communication with a drill string and a first target pad (206a) located on the exterior of the drill bit. The first target pad includes a first nozzle (212) in fluid communication with the internal cavity. The drill bit is designed so that a fluid continuously flows from the first nozzle.

Description

OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN FIELD OF THE INVENTION

Den foreliggende oppfinnelse angår systemer og fremgangsmåter for å forhindre virvelbevegelse og andre avvik av borkronen og/eller bunnhullssammenstillingen under boring innen en brønn. The present invention relates to systems and methods for preventing swirl movement and other deviations of the drill bit and/or downhole assembly during drilling within a well.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

Borkrone-virvelbevegelse og avvik er et betydelig problem innen boreindustrien. Olje, gass, vann og andre naturressurser er ofte lokalisert mellom 4000 og 10000 fot under grunnen. Som et resultat, kan selv et en-gradsawik av en brønn resultere i en betydelig økning i boredistanse, tid og kostnad. Bit swirl movement and deviation is a significant problem in the drilling industry. Oil, gas, water and other natural resources are often located between 4,000 and 10,000 feet underground. As a result, even a one-degree deviation of a well can result in a significant increase in drilling distance, time and cost.

I noen anvendelser søker boreren en vertikal brønnboring. En glatt vertikal brønnboring tilrettelegger for setting av større foringsrør med minimal klaring og tilbyr muligheten av å benytte en ekstra streng av foringsrør ved et senere stadium i brønnkonstruksjonsoperasjoner. En brønnboring som drifter bort fra og tilbake til vertikalen kan eliminere dette valg. Hvis i tillegg flere brønnboringer er boret fra en enkel plattform, kan avvik forårsake borestrengkollisjoner. In some applications, the driller seeks a vertical wellbore. A smooth vertical wellbore facilitates the setting of larger casing with minimal clearance and offers the possibility of using an additional string of casing at a later stage in well construction operations. A wellbore that drifts away from and back to the vertical can eliminate this choice. If, in addition, several wellbores are drilled from a single platform, deviations can cause drillstring collisions.

Selv i kontrollert styring eller retningsborings-anvendelser, kan det være i høy grad ønskelig å opprettholde den ønskede bane, f.eks. ved boring til mål under forskutt fjell, i sterkt hellende bunn, eller i tektoniske aktive områder. Even in controlled steering or directional drilling applications, it may be highly desirable to maintain the desired trajectory, e.g. when drilling to targets under displaced rock, in steeply sloping ground, or in tectonically active areas.

I tillegg fører borkrone-virvelbevegelse, en tilstand hvor borkronens rotasjonssenter flytter seg bort fra sitt geometriske senter, føre til flere problemer. Disse problemer innbefatter ikke-sylindriske hull, brønnboringsawik og overflødig borkroneslitasje. In addition, bit whirling, a condition where the bit's center of rotation moves away from its geometric center, leads to several problems. These problems include non-cylindrical holes, wellbore drift and excess bit wear.

Konvensjonelle anti-virvelborkroner forsøker å redusere virvelbevegelse ved å skape en ubalansert sidekraft ved kutter(e)-fjellinteraksjon. Denne ubalansekraft vil kun ha en forutsigbar størrelse og retning hvis kuttevirkningen er jevn og kontinuerlig og kutterne ikke er slitt eller skadet. Ingen av disse forhold skjer regelmessig da kuttevirkning ofte er en atskilt prosess istedenfor en kontinuerlig, (som når kutterne genererer avskallinger istedenfor kontinuerlige avskjæringer). Når steinen (fjellet) er fjernet ved en avskallingsvirkning, er størrelsen og retningen verken konstant eller forutsigbar. Conventional anti-whirl bits attempt to reduce swirl movement by creating an unbalanced lateral force upon cutter(s)-rock interaction. This imbalance force will only have a predictable size and direction if the cutting action is smooth and continuous and the cutters are not worn or damaged. Neither of these conditions occurs regularly as cutting action is often a discrete process rather than a continuous one (such as when the cutters generate flakes instead of continuous cuts). When the rock (rock) has been removed by a flaking action, its size and direction are neither constant nor predictable.

Følgelige, er det fortsatt et behov for apparat og metodikk for å forhindre virvelbevegelse og avvik. Accordingly, there remains a need for apparatus and methodology to prevent vortex motion and deviation.

BESKRIVELSE AV TEGNINGENE DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

For en bredere forståelse av opprinnelsen og ønskede mål med den foreliggende oppfinnelse, er referanse gjort til den følgende detaljerte beskrivelse sett i forbindelse med de vedføyde tegningsfigurer hvor like referansenummer angir tilsvarende deler ut gjennom de forskjellige riss og hvori: Fig. 1 illustrerer et brønnstedsystem hvor den foreliggende oppfinnelse kan anvendes. For a broader understanding of the origin and desired goals of the present invention, reference is made to the following detailed description seen in connection with the attached drawings where like reference numbers indicate corresponding parts through the different drawings and in which: Fig. 1 illustrates a well site system where the present invention can be used.

Fig. 2 illustrerer en borkrone i henhold til de foreliggende oppfinnelser. Fig. 2 illustrates a drill bit according to the present inventions.

Fig. 2A illustrerer en borkrone i henhold til de foreliggende oppfinnelser innen et borehull. Fig. 3A illustrerer et tverrsnitt av en borkrone sentrert innen et borehull. Fig. 3B illustrerer et tverrsnitt av en borkrone lokalisert ut av senter innen et borehull. Fig. 2A illustrates a drill bit according to the present inventions within a borehole. Fig. 3A illustrates a cross-section of a drill bit centered within a borehole. Fig. 3B illustrates a cross-section of a drill bit located off-center within a borehole.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer apparat og fremgangsmåter for å forhindre virvelbevegelse og andre avvik av borkronen og/eller bunnhullssammenstillingen under boring innen et brønnboring. The present invention provides apparatus and methods for preventing swirl movement and other deviations of the drill bit and/or downhole assembly during drilling within a wellbore.

Oppfinnelsene tilveiebrakt heri er tilpasset til bruk i et område av boreope-rasjoner slik som olje-, gass- og vannboring. Således er borkronelegemet kon-struert for innlemmelse i brønnstedsystemet som vanligvis er benyttet innen olje-, gass- og vannindustrier. Et eksemplifiserende brønnstedsystem er vist i fig. 1. The inventions provided herein are adapted for use in an area of drilling operations such as oil, gas and water drilling. Thus, the drill bit body is designed for incorporation into the well site system that is usually used in the oil, gas and water industries. An exemplary well site system is shown in fig. 1.

Fig. 1 illustrerer et brønnstedsystem hvor den foreliggende oppfinnelse kan anvendes. Brønnstedet kan være på land eller til havs. I dette eksemplifiserende system, er et borehull 11 formet i underoverflate-formasjoner ved rotasjonsboring på en måte som er velkjent. Utførelser av oppfinnelsen kan også benytte retningsboring, som vil beskrives heretter. Fig. 1 illustrates a well site system where the present invention can be used. The well site can be on land or at sea. In this exemplary system, a borehole 11 is formed in subsurface formations by rotary drilling in a manner well known. Embodiments of the invention can also use directional drilling, which will be described hereafter.

En borestreng 12 er opphengt innen borerør 11 og har en bunnhullssammenstilling 100 som innbefatter en borkrone 105 ved sin nedre ende. Overflatesystemet omfatter plattform og boretårnsammenstilling 10 posisjonert over borehullet 11, sammenstillingen 10 innbefatter et rotasjonsbord 16, kelly (drivrør) 17, krok 18 og rotasjonssvivel 19. Borestrengen 12 er rotert ved rotasjonsbordet 16, aktivert av innretninger som ikke er vist, som opptar drivrøret 17 ved den øvre ende av borestrengen. Borestrengen 12 er opphengt fra en krok 18, festet til en løpeblokk (ikke vist), gjennom drivrøret 17 og en rotasjonssvivel 19 som tillater rotasjon av borestrengen i forhold til kroken. Som vel kjent, kunne et toppdrevet rotasjonssystem alternativt vært benyttet. A drill string 12 is suspended within drill pipe 11 and has a bottom hole assembly 100 which includes a drill bit 105 at its lower end. The surface system comprises a platform and derrick assembly 10 positioned above the wellbore 11, the assembly 10 includes a rotary table 16, kelly (drive pipe) 17, hook 18 and rotary swivel 19. The drill string 12 is rotated by the rotary table 16, actuated by devices not shown, which occupy the drive pipe 17 at the upper end of the drill string. The drill string 12 is suspended from a hook 18, attached to a running block (not shown), through the drive pipe 17 and a rotation swivel 19 which allows rotation of the drill string in relation to the hook. As is well known, a top-driven rotation system could alternatively have been used.

I eksempelet til denne utførelse, innbefatter overflatesystemet videre borefluid eller slam 26 lagret i en grop 27 formet ved brønnstedet. En pumpe 29 leverer borefluidet 26 til det indre av borestrengen 12 via en port i svivel 19, som bevirker at borefluidet strømmer nedover gjennom borestrengen 12 som indikert ved retningspilen 8. Borefluidet går ut av borestrengen 12 via porter i borkronen 105, og sirkulerer oppover gjennom ringromsområdet mellom utsiden av borestrengen og veggen av borerøret, som indikert ved retningspilene 9. På denne velkjente måte, smører borefluidet borkronen 105 og fører formasjons-avskjæringer opp til overflaten ettersom det returnerer til gropen 27 for resirkulasjon. In the example of this embodiment, the surface system further includes drilling fluid or mud 26 stored in a pit 27 formed at the well site. A pump 29 delivers the drilling fluid 26 to the interior of the drill string 12 via a port in the swivel 19, which causes the drilling fluid to flow downward through the drill string 12 as indicated by the directional arrow 8. The drilling fluid exits the drill string 12 via ports in the drill bit 105, and circulates upwards through the annulus region between the outside of the drill string and the wall of the drill pipe, as indicated by the directional arrows 9. In this well-known manner, the drilling fluid lubricates the drill bit 105 and carries formation cuttings up to the surface as it returns to the pit 27 for recirculation.

Bunnhullsammenstillingen 100 til den illustrerte utførelse innbefatter en logging-under-boring (LWD)-modul 120, en måling-under-boring (MWD)-modul 130, et rotostyrbart system og motor, og borkrone 105. The downhole assembly 100 of the illustrated embodiment includes a logging-while-drilling (LWD) module 120 , a measurement-while-drilling (MWD) module 130 , a rotatable system and motor, and drill bit 105 .

LWD-modulen 120 er anordnet i en spesiell type av vektrør, som er kjent på fagområdet, og kan inneholde én eller flere av kjente typer av loggeverktøy. Det vil også forstås at flere enn én LWD- og MWD-modul kan være anvendt, f.eks. som representert ved 120A. (Referanser, ut gjennom, til en modul ved posisjonen til 120 kan alternativt bety en modul ved posisjonen av 120A også). LWD-modulen innbefatter muligheter for måling, behandling, og lagring av informasjon, så vel som kommunikasjon med overflateutstyret. I den foreliggende utførelse, innbefatter LWD-modulen en trykkmålingsanordning. The LWD module 120 is arranged in a special type of neck tube, which is known in the field, and can contain one or more of known types of logging tools. It will also be understood that more than one LWD and MWD module may be used, e.g. as represented by 120A. (References, throughout, to a module at the position of 120 may alternatively mean a module at the position of 120A as well). The LWD module includes capabilities for measuring, processing and storing information, as well as communication with the surface equipment. In the present embodiment, the LWD module includes a pressure measurement device.

MWD-modulen 130 er også anordnet i en spesiell type av vektrør, som er kjent på området, og kan inneholde én eller flere anordninger for å måle egen-skaper av borestrengen og borkronen. MWD-verktøyet innbefatter videre et apparat (ikke vist) for å generere elektrisk kraft til brønnhullssystemet. Dette kan typisk innbefatte en slamturbin-generator drevet av strømmen av borefluid, det skal forstås at andre kraft- og/eller batterisystemer kan anvendes. I den foreliggende utførelse innbefatter MWD-modulen én eller flere av følgende typer av måleanordninger: en vekt-på-borkrone-måleanordning, en momentmåle- anordning, en vibrasjons-måleanordning, en støt-måleanordning, en feste/glide-måleanordning, en retnings-måleanordning og en helnings-måleanordning. The MWD module 130 is also arranged in a special type of weight tube, which is known in the field, and may contain one or more devices for measuring properties of the drill string and the drill bit. The MWD tool further includes an apparatus (not shown) for generating electrical power to the wellbore system. This can typically include a mud turbine generator driven by the flow of drilling fluid, it should be understood that other power and/or battery systems can be used. In the present embodiment, the MWD module includes one or more of the following types of measuring devices: a weight-on-bit measuring device, a torque measuring device, a vibration measuring device, a shock measuring device, an attachment/sliding measuring device, a directional measuring device and a slope measuring device.

En spesiell fordelaktig bruk av systemet er i forbindelse med kontrollert styring av "retningsboring". I denne utførelse, er et rotorstyrbart undersystem 150 (fig. 1) fremskaffet. Retningboring er det antatte avvik av brønnboringen fra banen den naturlig vil innta. Med andre ord, er retningsboring styringen av borestrengen slik at den beveger seg i en ønsket retning. A particularly advantageous use of the system is in connection with the controlled management of "directional drilling". In this embodiment, a rotor controllable subsystem 150 (Fig. 1) is provided. Directional drilling is the assumed deviation of the well drilling from the path it will naturally take. In other words, directional drilling is the control of the drill string so that it moves in a desired direction.

Retningsboring er, f.eks., fordelaktig i offshoreboring fordi den muliggjør at mange brønner kan bores fra en enkelt plattform. Retningsboring muliggjør også horisontal boring gjennom et reservoar. Horisontal boring muliggjør en lengre lengde av brønnboringen som kan krysse reservoaret, som øker produksjons-mengden fra brønnen. Directional drilling is, for example, advantageous in offshore drilling because it enables many wells to be drilled from a single platform. Directional drilling also enables horizontal drilling through a reservoir. Horizontal drilling enables a longer length of the wellbore that can cross the reservoir, which increases the amount of production from the well.

Et retningsboringssystem kan også være benyttet i vertikal boreoperasjon. Ofte vil borkronen dreie av en planlagt borebane på grunn av den uforutsigbare naturen til formasjonene som penetreres eller de varierende kreftene som borkronen erfarer. Når et slikt avvik oppstår, kan et retningsboringssystem være benyttet for å føre borkronen tilbake på kurs. A directional drilling system can also be used in vertical drilling operations. Often the bit will deviate from a planned drill path due to the unpredictable nature of the formations being penetrated or the varying forces experienced by the bit. When such a deviation occurs, a directional drilling system can be used to bring the bit back on course.

En kjent fremgangsmåte for retningsboring innbefatter bruken av roterbare styresystemer ("RSS"). I et RSS, er borestrengen rotert fra overflaten, og brønnhullsanordninger bevirker at borkronen borer i den ønskede retning. Rotering av borestrengen reduserer i høy grad hendelsene av at borestrengen henger seg opp eller setter seg fast under boring. Roterbare styreboresystemer for boring av avviksborehull inn i jorden kan generelt klassifiseres som enten "point-the-bit" One known method of directional drilling involves the use of rotary steering systems ("RSS"). In an RSS, the drill string is rotated from the surface, and downhole devices cause the drill bit to drill in the desired direction. Rotating the drill string greatly reduces the incidents of the drill string hanging up or getting stuck during drilling. Rotatable guide drilling systems for drilling deviation boreholes into the earth can generally be classified as either "point-the-bit"

(peking av borkronen)-systemer eller "push-the-bit" (skyvning av borkronen)-systemer. (pointing the bit) systems or "push-the-bit" (pushing the bit) systems.

I peke-borkrone-systemet, er rotasjonsaksen til borkronen avveket fra den lokale akse til bunnhullssammenstillingen i den generelle retning av det nye hullet. Hullet går fremover i henhold til vanlig tre-punkts geometri definert ved øvre og nedre stabiliserings-berøringspunkter og borkronen. Avviksvinkelen til borkroneaksen, koplet med en endelig avstand mellom borkronen og nedre stabiliserings-rør, resulterer i den ikke-kolineære tilstand påkrevet for at en bue genereres. Det er mange måter som dette kan oppnås på, innbefattende en fast bøy ved et punkt i bunnhullssammenstillingen nær det nedre stabiliseringsrør eller en fleksing av borkrone-drivakselen fordelt mellom de øvre og nedre stabiliseringsrør. I sin ideelle form, er borkronen ikke påkrevet å skjære sideveis fordi borkroneaksen er kontinuerlig rotert i retningen av det buede hull. Eksempler på peke-borkronetype roterende styrbare systemer, og hvorledes disse opererer, er beskrevet i US-patentsøknad publikasjonsnr. 2002/0011359; 2001/0052428 og US-patent nr. 6,394,193; 6,364,034; 6,244,361; 6,158,529; 6,092,610; og 5,113,953 alle heri innlemmet ved referanse. In the pointing-bit system, the axis of rotation of the bit is deviated from the local axis of the bottom hole assembly in the general direction of the new hole. The hole advances according to conventional three-point geometry defined by upper and lower stabilization contact points and the drill bit. The deviation angle of the bit axis, coupled with a finite distance between the bit and the lower stabilization tube, results in the non-collinear condition required for an arc to be generated. There are many ways in which this can be achieved, including a fixed bend at a point in the downhole assembly near the lower stabilizer tube or a flexing of the bit drive shaft distributed between the upper and lower stabilizer tubes. In its ideal form, the bit is not required to cut sideways because the bit axis is continuously rotated in the direction of the curved hole. Examples of pointing-bit type rotary controllable systems, and how these operate, are described in US patent application publication no. 2002/0011359; 2001/0052428 and US Patent No. 6,394,193; 6,364,034; 6,244,361; 6,158,529; 6,092,610; and 5,113,953 all herein incorporated by reference.

I det skyveborkrone-rotasjonsstyrbaresystemet er det vanligvis ingen spesielt identifisert mekanisme for å avvike kroneaksen fra den lokale bunnhulls-sammenstillingsakse; i stedet er den påkrevde ikke-kolineære tilstand oppnådd ved å bevirke den ene eller begge av de øvre og nedre stabiliseringsrør til å påføre en eksentrisk kraft eller forskyvning i en retning som er foretrukket orientert med hensyn til retningen av hullutbredelse. Igjen, kan det være mange måter som dette kan oppnås på, innbefattende ikke-roterende (med hensyn til hullet) eksentriske stabiliseringsrør (forskyvningsbaserte tilnærminger) og eksentriske aktuatorer som påfører kraft til borkronen i den ønskede styreretning. Igjen, er styring oppnådd ved å skape ikke-kolineraritet mellom borkronen og i det minste to andre berøringspunkter. I dens idealiserte form, er borkronen påkrevet å skjære sideveis for å generere et buet hull. Eksempler på skyveborkronetype-rotasjons-styrbaresystemer, og hvorledes de opererer er beskrevet i US-patenter nr. 5,265,682; 5,553,678; 5,803,185; 6,089,332; 5,695,015; 5,685,579; 5,706,905; 5,553,679; 5,673,763; 5,520,255; 5,603,385; 5,582,259; 5,778,992; 5,971,085 alle er innlemmet med referanse. In the sliding bit rotary steerable system, there is usually no specifically identified mechanism for deviating the bit axis from the local downhole alignment axis; instead, the required non-collinear condition is achieved by causing one or both of the upper and lower stabilizer tubes to apply an eccentric force or displacement in a direction preferentially oriented with respect to the direction of hole propagation. Again, there can be many ways in which this can be achieved, including non-rotating (with respect to the hole) eccentric stabilizer tubes (displacement-based approaches) and eccentric actuators that apply force to the bit in the desired steering direction. Again, control is achieved by creating non-collinearity between the drill bit and at least two other contact points. In its idealized form, the bit is required to cut laterally to generate a curved hole. Examples of pusher bit type rotary steerable systems and how they operate are described in US Patent Nos. 5,265,682; 5,553,678; 5,803,185; 6,089,332; 5,695,015; 5,685,579; 5,706,905; 5,553,679; 5,673,763; 5,520,255; 5,603,385; 5,582,259; 5,778,992; 5,971,085 all of which are incorporated by reference.

Spesielle utførelser av oppfinnelsen beskrevet heri, tilveiebringer borkroner 105 og bunnhullssammenstillinger 100 for å redusere virvelbevegelse og/eller avvik. Particular embodiments of the invention described herein provide drill bits 105 and downhole assemblies 100 to reduce vortex motion and/or deviation.

Anti- virvelkroner Anti-vortex crowns

Fig. 2 viser en borkrone 105. Borkronen 105 innbefatter en bakre ende 202 og et kutteparti 204. Bakre ende 202 er tilpasset for direkte eller indirekte forbindelse med borestreng 12. Kuttepartiet 204 innbefatter én eller flere ribber 206a, 206b, 206c, 206d. Ribber 206 innbefatter måleseksjoner 208, som kontakter veggene til borerøret som har blitt boret av kuttere 210. Selv om kuttere 210 kun er vist på ribbe 206b, kan kuttere 210 være utformet på et flertall eller alle ribber 206 som fordelaktig for spesielle boresituasjoner. Fig. 2 shows a drill bit 105. The drill bit 105 includes a rear end 202 and a cutting part 204. Rear end 202 is adapted for direct or indirect connection with drill string 12. The cutting part 204 includes one or more ribs 206a, 206b, 206c, 206d. Ribs 206 include gauge sections 208, which contact the walls of the drill pipe that has been drilled by cutters 210. Although cutters 210 are only shown on rib 206b, cutters 210 may be formed on a majority or all ribs 206 as advantageous for particular drilling situations.

I utførelser til den foreliggende oppfinnelse, er én eller flere dyser 212 lokalisert på det ytre av borkrone 105. Dyser 212 kan være lokalisert på mål (kaliber) -seksjoner 208 eller i daler 214 mellom ribber 206. Dysene 212 tillater fluid 26 fra det indre av borestreng 12 å gå ut av borkronen for å oppnå stabilitet og redusere virvelbevegelse. Ytterligere dyser kan være lokalisert på borkrone 105, f.eks. på den fremre ende 216 for smøring og fjerning av avskjæringer som er velkjent på fagområdet. In embodiments of the present invention, one or more nozzles 212 are located on the exterior of drill bit 105. Nozzles 212 may be located on target (caliber) sections 208 or in valleys 214 between ribs 206. Nozzles 212 allow fluid 26 from the interior of drill string 12 to exit the drill bit to achieve stability and reduce swirling. Additional nozzles can be located on drill bit 105, e.g. on the front end 216 for lubrication and removal of cut-offs which are well known in the art.

I noen utførelser, inneholder borkrone 105 en enkel dyse 212. Borefluid 26 strømmer fra dyse 212, og kontakter veggen til borehullet 11, og skaper en sidekraft som er vesentlig perpendikulær til orienteringen av dyse 212 og målseksjon 208. Denne kraft, skaper en anti-virveleffekt. In some embodiments, drill bit 105 contains a single nozzle 212. Drilling fluid 26 flows from nozzle 212 and contacts the wall of borehole 11, creating a lateral force substantially perpendicular to the orientation of nozzle 212 and target section 208. This force creates an anti- vortex effect.

I noen utførelser er dysen 212 posisjonert vesentlig motsatt fra hoveddelen av kuttere 210. For eksempel, hvis kutterne 210 er lokalisert langsgående langs borkronen 105, kan dysen 212 være lokalisert omkring 180° fra kutterne 210. I en slik utførelse skaper borefluid, frigjort fra dysen 212, en sidekraft som skyver kronen i retningen av kutterne 210. Denne utførelse (1) bevirker en økt kontakt mellom kuttere 210 og veggen av borehull 11, og/eller (2) nøytraliserer sidekrefter som kommer fra kontakt mellom kutterne 210 og borehullsveggen. In some embodiments, the nozzle 212 is positioned substantially opposite from the main body of cutters 210. For example, if the cutters 210 are located longitudinally along the drill bit 105, the nozzle 212 may be located about 180° from the cutters 210. In such an embodiment, drilling fluid released from the nozzle creates 212, a lateral force that pushes the crown in the direction of the cutters 210. This embodiment (1) causes an increased contact between the cutters 210 and the wall of the borehole 11, and/or (2) neutralizes lateral forces coming from contact between the cutters 210 and the borehole wall.

I andre utførelser er dysen 212 posisjonert omtrent 90° bak hoveddelen av kutterne 210. Som illustrasjon på dette prinsipp, kan situasjonen, vist i fig. 2A, betraktes. Borkrone 105 roterer mot klokkeretning i borehullet 11. Kuttere 210 er omtrent i ferd med å støte mot et fremspring 218 fra borehullsvegg 220. Hvis fremspring 218 er av spesielt sterkt materiale, vil fremspringet forbli intakt i det minste øyeblikkelig når det først kontaktes av kuttere 210. Rotasjonskraften på borkronen 105, vil bevirke at borkronen 105 beveger seg i den negative y-retning inntil målpute 206a, kontakter borehullsvegg 220. Imidlertid, hvis dyse 212 er lokalisert på målpute 206a, vil borefluidet 26 generere en kraft i den positive y-retning, som motvirker tendensen til at borkrone 105 beveger seg fra senter. Dessuten, beveger den positive y-kraft hele kronen 105, og derved tilveiebringer ytterligere kraft til kuttere 210 og hjelper til med borehulls-utbredelsen. In other embodiments, the nozzle 212 is positioned approximately 90° behind the main part of the cutters 210. As an illustration of this principle, the situation shown in fig. 2A, is considered. Drill bit 105 rotates counterclockwise in borehole 11. Cutters 210 are about to collide with a protrusion 218 from borehole wall 220. If protrusion 218 is of particularly strong material, the protrusion will remain intact at least momentarily when first contacted by cutters 210 .The rotational force on the drill bit 105 will cause the drill bit 105 to move in the negative y direction until target pad 206a contacts borehole wall 220. However, if nozzle 212 is located on target pad 206a, the drilling fluid 26 will generate a force in the positive y direction , which counteracts the tendency for the drill bit 105 to move from the centre. Also, the positive y-force moves the entire bit 105, thereby providing additional force to cutters 210 and aiding in borehole propagation.

Andre kuttere 210- og dyse 212-utforminger er innen området for disse oppfinnelser. For eksempel, kan totalkraftvektoren generert ved rotasjonen av borkronen 105 og kontakt med et flertall av kuttere 210 beregnes ved å benytte kjente ligninger og teknologi. Dysen 212 kan utformes for å motvirke de mest sannsynlige kraftvektorer. Other cutter 210 and nozzle 212 designs are within the scope of these inventions. For example, the total force vector generated by the rotation of the drill bit 105 and contact with a plurality of cutters 210 can be calculated using known equations and technology. The nozzle 212 can be designed to counteract the most likely force vectors.

Ved å utnytte den hydrauliske kraft til borefluid 26 fra dyse 212, produserer borkroner 105 en mer forutsigbar og konstant ubalansekraft for å redusere og/eller forhindre kronevirvelbevegelse. Retningen av ubalansekraften er kjent gitt posisjonen av porten. Størrelsen av ubalansekraften er en funksjon av avstanden mellom dysen 212 og borehullsvegg 220, differensialtrykket mellom borefluidet 26 By utilizing the hydraulic power of drilling fluid 26 from nozzle 212, drill bit 105 produces a more predictable and constant unbalance force to reduce and/or prevent bit swirl movement. The direction of the unbalance force is known given the position of the gate. The size of the unbalance force is a function of the distance between the nozzle 212 and borehole wall 220, the differential pressure between the drilling fluid 26

i borehullet og borefluidet 26 i borestrengen 12, og geometrien (f.eks. form og størrelse) av dysen 212. Videre bør ikke slitasje og skade på kutterne 210 påvirke amplituden og retningen av sidekraften. in the wellbore and the drilling fluid 26 in the drill string 12, and the geometry (eg, shape and size) of the nozzle 212. Furthermore, wear and damage to the cutters 210 should not affect the amplitude and direction of the lateral force.

I noen utførelser, er det utvendige av dyse 212 omgitt av hevede ringrom og andre geometriegenskaper for å danne større hydraulisk trykk ettersom borefluidet 26 går ut av dyse 212. En slik egenskap, og/eller den hele målseksjon 206 kan være belagt med eller fabrikkert helt fra et slitasje-motstandsdyktig eller hardbelagt materiale, slik som polykrystallinsk diamant (PCD). In some embodiments, the exterior of nozzle 212 is surrounded by raised annulus and other geometry features to generate greater hydraulic pressure as the drilling fluid 26 exits nozzle 212. Such a feature, and/or the entire target section 206 may be coated or fabricated entirely from a wear-resistant or hard-coated material, such as polycrystalline diamond (PCD).

Selvstabiliserte kroner og bunnhullssammenstillinger Self-stabilized crowns and bottom hole assemblies

En annen utførelse av oppfinnelsen benytter én eller flere dyser 212 for å stabilisere en borkrone 105 og/eller bunnhullssammenstilling (BHA) innen et borehull. Another embodiment of the invention utilizes one or more nozzles 212 to stabilize a drill bit 105 and/or bottom hole assembly (BHA) within a borehole.

Fig. 3A viser et tverrsnitt av en borkrone 105 med tre målputer 206a, 206b, 206c, generelt atskilt (f.eks. 120° på senter) rundt periferien av borkronen 105, hver har henholdsvis en dyse 212a, 212b, 212c. Borefluid 26 (representert ved de tykke linjene) strømmer fra innsiden av borkronen 105 gjennom dyse 212a, 212b, 212c. Fig. 3A shows a cross-section of a drill bit 105 with three target pads 206a, 206b, 206c, generally spaced (eg, 120° on center) around the periphery of the drill bit 105, each having a nozzle 212a, 212b, 212c, respectively. Drilling fluid 26 (represented by the thick lines) flows from inside the drill bit 105 through nozzles 212a, 212b, 212c.

Borkronen 105, vist i fig. 3A, er generelt sentrert innen borehull 11. Følgelig, vil enhver hydraulisk kraft, skapt av borefluidet kansellere hverandre. Imidlertid, hvis borkrone 105 beveger seg fra senter, som vist i fig. 3B, vil amplituden til kraftvektoren generert av borefluid 26 fra dyse 212a øke ettersom rommet mellom dyse 212a og borehullsvegg 220 avtar. Samtidig vil enhver kraftvektor generert av dyse 212b og 212c avta og resultere i en netto kraftvektor (representert ved pil 222) som skyver kronen bort fra veggen 220. The drill bit 105, shown in fig. 3A, is generally centered within borehole 11. Consequently, any hydraulic force created by the drilling fluid will cancel each other out. However, if the drill bit 105 moves from the center, as shown in fig. 3B, the amplitude of the force vector generated by drilling fluid 26 from nozzle 212a will increase as the space between nozzle 212a and borehole wall 220 decreases. At the same time, any force vector generated by nozzle 212b and 212c will decrease and result in a net force vector (represented by arrow 222) pushing the crown away from wall 220.

I noen utførelser, er fluidstrømning til den ene eller flere dyser begrenset av én eller flere ventiler (f.eks. strupeventiler). En enkel ventil kan være forbundet til hver dyse ved rørsystem eller andre midler. Mer foretrukket er hver dyse selvstendig regulert av en separat ventil. Selvstendig (uavhengig) regulering sikrer at volumet av borefluid 26 som strømmer til en spesiell dyse 212 ikke øker utover en ønsket terskel for på den måten å forhindre andre dyser 212 eller porter (f.eks. porter lokalisert på den fremre kant 216 til borkronen 105). In some embodiments, fluid flow to the one or more nozzles is restricted by one or more valves (eg, throttle valves). A single valve may be connected to each nozzle by piping or other means. More preferably, each nozzle is independently regulated by a separate valve. Self-contained (independent) regulation ensures that the volume of drilling fluid 26 flowing to a particular nozzle 212 does not increase beyond a desired threshold thereby preventing other nozzles 212 or ports (e.g., ports located on the leading edge 216 of the drill bit 105 ).

Idet utførelser i figurene 3A og 3B viser en borkrone 105 med tre dyser 212, innbefatter oppfinnelsen beskrevet heri bruken av fluid med ethvert antall av dyser 212 for stabiliseringen av en borkrone 105 eller bunnhullssammenstilling. For eksempel vil en borkrone 105 med en enkel dyse produsere en lignende effekt som en borkrone 105 med tre dyser. Ettersom borkrone 105 roteres, vil kraften generert av den enkle dyse øke i amplitude ettersom dysen føres gjennom områder hvor borkrone 105 er nærmere borehullsveggen 220. Denne økte kraft vil presse borkrone 105 tilbake til senter. Videre, er borkroner og bunnhullssammenstillinger med to, tre, fire, fem eller seks dyser, og lignende innen området av oppfinnelsen. While embodiments in Figures 3A and 3B show a drill bit 105 with three nozzles 212, the invention described herein includes the use of fluid with any number of nozzles 212 for the stabilization of a drill bit 105 or bottomhole assembly. For example, a drill bit 105 with a single nozzle will produce a similar effect as a drill bit 105 with three nozzles. As drill bit 105 is rotated, the force generated by the single nozzle will increase in amplitude as the nozzle is passed through areas where drill bit 105 is closer to borehole wall 220. This increased force will push drill bit 105 back to center. Furthermore, drill bits and downhole assemblies with two, three, four, five or six nozzles, and the like are within the scope of the invention.

Prinsippene beskrevet heri kan anvendes for stabiliseringsputer lokalisert langs det utvendige av bunnshullssammenstillingen 100 og andre partier av borestrengen 12. Stabiliseringsputer virker likeledes på målputer for å minimalisere bevegelse av bunnhullssammenstillingen og borestrengen. I en slik utførelse, er én eller flere dyser tilført til én eller flere stabiliseringsputer for å tillate borefluid 26 å virke som beskrevet heri. The principles described herein can be applied to stabilization pads located along the exterior of the downhole assembly 100 and other portions of the drill string 12. Stabilization pads also act on target pads to minimize movement of the downhole assembly and drill string. In such an embodiment, one or more nozzles are supplied to one or more stabilization pads to allow drilling fluid 26 to act as described herein.

Kombinasjon antivirvel og selvstabiliserende kroner Combination anti-swirl and self-stabilizing crowns

Prinsippene med anti-virvel og selvstabiliserende kroner beskrevet heri, kan kombineres for å fremstille en krone 105 som produserer netto ubalansert sidekraft for å redusere virvelbevegelse idet den fremdeles tilveiebringer én eller flere dyser for å korrigere et avvik fra senter av borehullet 11. I en slik utførelse, er én av et flertall av dyser 212 større i tverrsnittsareal for å produsere en ubalanse-sidekraft. The principles of anti-swirl and self-stabilizing crowns described herein can be combined to produce a crown 105 that produces net unbalanced lateral force to reduce swirl motion while still providing one or more nozzles to correct a deviation from the center of the borehole 11. In such embodiment, one of a plurality of nozzles 212 is larger in cross-sectional area to produce an imbalance side force.

Den foregående beskrivelse og tegninger som danner del herav er illustrative i sin natur og demonstrerer visse foretrukne utførelser av oppfinnelsen. Det skal imidlertid erkjennes og forstås at beskrivelsen ikke skal anses som begrensende for oppfinnelsen fordi mange forandringer, modifikasjoner og variasjoner kan gjøres deri av de som er faglært på området uten å avvike fra det vesentlige beskyttelsesområde eller intensjonen for oppfinnelsen. The foregoing description and drawings which form a part hereof are illustrative in nature and demonstrate certain preferred embodiments of the invention. However, it should be recognized and understood that the description should not be considered limiting of the invention because many changes, modifications and variations can be made therein by those skilled in the field without deviating from the essential scope of protection or the intent of the invention.

Claims

1. Drill bit, characterized in that it comprises: an internal cavity in fluid communication with a drill string; and a first target pad located on the outside of the drill bit, the first target pad having a first nozzle in fluid communication with the inner cavity, wherein the drill bit is designed so that a fluid continuously flows from the first nozzle.

2. Drill bit according to claim 1, characterized in that the fluid flow is sufficient to push the drill bit away from a wall of a borehole.

3. Drill bit according to claim 1, characterized in that the drill bit further comprises one or more cutters.

4. Drill bit according to claim 3, characterized in that the first target pad is located substantially opposite from a majority of the cutters.

5. Drill bit according to claim 3, characterized in that the first target pad is located around 90° behind a majority of the cutters, with respect to a direction of rotation of the drill bit.

6. Drill bit according to claim 1, characterized in that it further comprises: a first valve to regulate the flow of fluid from the first nozzle.

7. Drill bit according to claim 1, characterized in that it further comprises: a second target pad located on the outside of the drill bit, and the second target pad has a second nozzle in fluid communication with the inner cavity.

8. Drill bit according to claim 7, characterized in that the first valve regulates the flow of fluid from the first and second nozzles.

9. Drill bit according to claim 7, characterized in that it further comprises: a second valve to regulate the flow of fluid from the second nozzle.

10. Well site system, characterized in that it comprises: a drill string; a drive pipe connected to the drill string; and a drill bit comprising: an internal cavity in fluid communication with a drill string; and a first target pad located on the outside of the drill bit, the first target pad having a first nozzle in fluid communication with the inner cavity, wherein the drill bit is designed so that a fluid continuously flows from the first nozzle.

11. Method for drilling a deflected borehole in a subsurface formation, characterized in that it comprises: mounting a drill bit on a drill string, where the drill bit comprises: a drill bit comprising: an internal cavity in fluid communication with a drill string; and a first target pad located on the outside of the drill bit, the first target pad having a first nozzle in fluid communication with the internal cavity, wherein the drill bit is designed so that a fluid continuously flows from the first nozzle; substantially simultaneous rotation of the drill string and pumping through the drill string to the drill bit.