NO309905B1

NO309905B1 - Method and device for deviation drilling

Info

Publication number: NO309905B1
Application number: NO944891A
Authority: NO
Inventors: Mike Sheppard
Original assignee: Anadrill Int Sa
Priority date: 1993-12-17
Filing date: 1994-12-16
Publication date: 2001-04-17
Also published as: NO944891L; GB9325876D0; FR2714108B1; FR2714108A1; GB2284837A; CA2137888A1; GB2284837B; NO944891D0

Abstract

Anordning og fremgangsmåte for å bevirke avvik av et borehull som bores ved hjelp av rotasjonsboring under anvendelse av en borkrone (24) med minst én dyse (38, 40, 42) gjennom hvilken et borefluid bringes til å strømme, slik at ved bruk vil borefluid-strammen gjennom dysen virke til at én sektor av borkronen (24) skjærer mer effektivt enn resten av borkronen. Fremgangsmåten omfatter modulering av borefluid-stremmen gjennom dysen, slik at når borkronen roterer blir skjærevirkningen til én sektor optimert når borkronen er i ønsket awiksretning, og minskes ved andre steder i borehullet. Anordningen omfatter en rotasjons-borkrone (24) med minst én dyse (38, 40, 42) og modulatorinnretninger for modulering av borefluidstrømmen gjennom dysen.Device and method for causing deviation of a borehole drilled by means of rotary drilling using a drill bit (24) with at least one nozzle (38, 40, 42) through which a drilling fluid is caused to flow, so that in use drilling fluid will The tension through the nozzle causes one sector of the drill bit (24) to cut more efficiently than the rest of the drill bit. The method comprises modulating the drilling fluid stream through the nozzle, so that when the drill bit rotates, the cutting effect of one sector is optimized when the drill bit is in the desired deviation direction, and is reduced at other places in the borehole. The device comprises a rotary drill bit (24) with at least one nozzle (38, 40, 42) and modulator devices for modulating the drilling fluid flow through the nozzle.

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og anordning for styringen av fremdriftsretningen under boring av et borehull, f.eks. et borehull for en olje- eller gassbrønn. The present invention relates to a method and device for controlling the direction of progress during drilling of a borehole, e.g. a borehole for an oil or gas well.

Ved boring av et borehull for en olje- eller gassbrønn, er det ønskelig å kunne styre fremdriftsretningen av hullet under boring, ettersom det ofte er umulig eller uønsket å bore vertikalt fra overflaten for å nå mål-formasjonen. Ved fra-lands-boring er det f.eks. vanlig praksis fra et enkelt sted å bore flere borehull som stråler ut i forskjellige retninger; dette fordi det er økonomisk uønsket å måtte flytte borekonstruksjonen (halvt-nedsenkbar rigg, oppjekkbar rigg, boreplattform) for å bore flere brønner som ligger forholdsvis nær hverandre. Der de produserende formasjoner strekker seg horisontalt, men er forholdsvis tynne, er det dessuten ønskelig at borehullet forblir i den produserende formasjon så lenge som mulig, istedenfor at det strekker seg vinkelrett gjennom den, med sikte på å optimere produksjonen derfra. When drilling a borehole for an oil or gas well, it is desirable to be able to control the direction of progress of the hole during drilling, as it is often impossible or undesirable to drill vertically from the surface to reach the target formation. In the case of off-shore drilling, there is e.g. common practice from a single location to drill multiple boreholes radiating in different directions; this is because it is economically undesirable to have to move the drilling structure (semi-submersible rig, jack-up rig, drilling platform) in order to drill several wells that are relatively close to each other. Where the producing formations extend horizontally, but are relatively thin, it is also desirable that the borehole remains in the producing formation as long as possible, instead of extending perpendicularly through it, with the aim of optimizing production from there.

Den for tiden vanligst anvendte metode for styring av boreretningen, er å bruke en brønnmotor og et bøyd mellomstykké ("sub") nær borkronen. I et slikt tilfelle bores brønnens innledende, vertikale del under anvendelse av en vanlig rotasjons-boreteknikk hvor hele borstrengen, med borkronen på dens ende, rote-res fra overflaten. Når det blir ønskelig å avvike boringen fra vertikalretningen, trekkes borestrengen opp og en awiksboring-bunnhullenhet (BHA) anvendes (BHA'en omfatter et bøyd mellomstykké, typisk med en avbøyning på 1/2 - 3°, og en brønnmotor som drives av det gjennomstrømmende boreslam og som virker til å rotere borkronen uten behov for borstreng-rotasjon). Borestrengen gjen-nedsenkes og dreies deretter inntil det bøyde mellomstykket vender borkronen i ønsket retning, og boring gjenopptas ved rotering av borkronen under anvendelse av brønnmotoren. Så snart ønsket avvik er oppnådd, kan rotasjonsboring gjenopptas for å holde, bygge eller falle fra den nye retning under anvendelse av en rett BHA. The currently most commonly used method for controlling the drilling direction is to use a well motor and a bent intermediate piece ("sub") near the drill bit. In such a case, the initial, vertical part of the well is drilled using a conventional rotary drilling technique where the entire drill string, with the drill bit at its end, is rotated from the surface. When it becomes desirable to deviate the drilling from the vertical direction, the drill string is pulled up and an awiks drilling bottom hole unit (BHA) is used (the BHA comprises a bent intermediate piece, typically with a deflection of 1/2 - 3°, and a well motor driven by the through-flowing drilling mud and which acts to rotate the drill bit without the need for drill string rotation). The drill string is re-immersed and then rotated until the bent intermediate piece turns the drill bit in the desired direction, and drilling is resumed by rotating the drill bit using the well motor. Once the desired deviation is achieved, rotary drilling can be resumed to hold, build or fall from the new direction using a straight BHA.

Det er visse problemer med denne fremgangsmåte. Borehastigheten under boring med brønnmotor er lavere enn med rotasjonsboring, det er større sannsyn-lighet for at borestrengen vil bli påvirket av differensial-fastkjøring, og den tid det tar å skifte BHA minsker fremdriftshastigheten ytterligere. Følgelig er det ønskelig å tilveiebringe retningsstyring under rotasjonsboring. There are certain problems with this method. The drilling speed during drilling with a well motor is lower than with rotary drilling, there is a greater likelihood that the drill string will be affected by differential jamming, and the time it takes to change the BHA further reduces the progress rate. Consequently, it is desirable to provide directional control during rotary drilling.

I US 4.637.479 er det foreslått å tilveiebringe retningsstyring ved å styre borefluid-strømmen ved hjelp av stråledyser i borkronen, idet den ytterligere kraft på grunn av stråle-trykkraften gjør at borkronen virker mer effektivt i én seksjon av hullet enn i resten av hullet. Denne seksjonsmessige differering oppnås ved sek-sjonsmessig åpning og lukking av dysene i borkronen etterhvert som borkronen roterer, slik at dysene bare virker i én, utvalgt seksjon av hullet og således bevirker forbedret kutting ved hjelp av borkronen i denne seksjon; på denne måte bringes borkronens bane til å avvike. Imidlertid krever dette behov for sekvens-messig åpning og lukking av borkrone-dysene et tilhørende ventilarrangement og fluidtilførsel, med de meromkostninger som en slik komplisering innebærer. Foreliggende oppfinnelse søker å tilveiebringe et system for retningsstyring under rotasjonsboring, som anvender virkningen av borefluid-strømmen gjennom borkronen, men som ikke krever den sekvensmessige åpning og lukking av stråledysene i borkronen (og som følgelig ikke krever det tilhørende ventilarrangement og fluidtil-førsel til dysene), og foreslår at fluidstrømmen ganske enkelt kan moduleres istedenfor å omdirigeres. In US 4,637,479 it is proposed to provide directional control by controlling the drilling fluid flow by means of jet nozzles in the drill bit, the additional force due to the jet pressure force means that the drill bit works more efficiently in one section of the hole than in the rest of the hole . This section-wise differentiation is achieved by section-wise opening and closing of the nozzles in the drill bit as the drill bit rotates, so that the nozzles only work in one, selected section of the hole and thus causes improved cutting with the help of the drill bit in this section; in this way, the path of the drill bit is made to deviate. However, this need for sequential opening and closing of the drill bit nozzles requires an associated valve arrangement and fluid supply, with the additional costs that such a complication entails. The present invention seeks to provide a system for directional control during rotary drilling, which uses the effect of the drilling fluid flow through the drill bit, but which does not require the sequential opening and closing of the jet nozzles in the drill bit (and which consequently does not require the associated valve arrangement and fluid supply to the nozzles ), and suggests that the fluid flow can simply be modulated rather than redirected.

I samsvar med et første aspekt ved foreliggende oppfinnelse er det følgelig tilveiebragt en fremgangsmåte for å bevirke avvik av et borehull som bores ved rotasjonsboring, under anvendelse av en borkrone som har minst én dyse gjennom hvilken et borefluid bringes til å strømme, slik at ved bruk vil borefluidstrøm-men gjennom denne dyse tillate én sektor av borkronen å kutte mer effektivt enn resten av borkronen, hvilken fremgangsmåte omfatter modulering av borefluid-strømmen gjennom denne dyse under borkronens rotasjon, slik at skjærevirkningen til den valgte sektor optimeres når den er i den ønskete awiksretning og reduseres ved andre steder i borehullet. In accordance with a first aspect of the present invention, there is consequently provided a method for causing deviation of a borehole drilled by rotary drilling, using a drill bit having at least one nozzle through which a drilling fluid is caused to flow, so that when using will drilling fluid flow through this nozzle allow one sector of the drill bit to cut more effectively than the rest of the drill bit, which method comprises modulating the drilling fluid flow through this nozzle during rotation of the drill bit, so that the cutting effect of the selected sector is optimized when it is in the desired awick direction and is reduced at other locations in the borehole.

Foreliggende oppfinnelse har den fordel i forhold til kjent teknikk, at den ikke krever at hver dyse i borkronen må kunne styres uavhengig når det forekom-mer flere enn én stråledyse; det er den totale strømning gjennom borkronen som moduleres, og på grunn av denne modulering skaper strømmen gjennom dysene en asymmetri i kutte- eller skjærevirkningen som kan benyttes til å styre avviket. The present invention has the advantage compared to known technology that it does not require that each nozzle in the drill bit must be able to be controlled independently when there is more than one jet nozzle; it is the total flow through the drill bit that is modulated, and because of this modulation the flow through the nozzles creates an asymmetry in the cutting or shearing action which can be used to control the deviation.

Et andre aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringer en anordning for styring av boreretningen i et borehull, hvilken anordning omfatter: en rotasjons-borkrone med minst én dyse for gjennomstrømning av et borefluid slik at borefluidstrømmen gjennom denne dyse over skjærestrukturer på borkronen bevirker en forholdsvis forbedret skjærevirkning av én seksjon av borkronen i forhold til resten av borkronen, kjennetegnet ved at anordningen omfatter en modulatorinnretning for å modulere skjærevirkningen av seksjonen ved å modulere mengden av borefluid som strømmer gjennom borkronen slik at den relativt sett forbedrede skjærevirkning oppstår i en ønsket awiksretning av hullet. A second aspect of the invention provides a device for controlling the drilling direction in a borehole, which device comprises: a rotary drill bit with at least one nozzle for the flow of a drilling fluid so that the flow of drilling fluid through this nozzle over cutting structures on the drill bit causes a relatively improved cutting effect of one section of the drill bit in relation to the rest of the drill bit, characterized in that the device comprises a modulator device to modulate the cutting effect of the section by modulating the amount of drilling fluid flowing through the drill bit so that the relatively improved cutting effect occurs in a desired direction of deviation of the hole.

Midlene for modulering av strømmen utgjør fortrinnsvis en del av bunnhullenheten og kan innbefatte ytterligere midler for synkronisering av modulasjonen med borestrengens rotasjon. Når mer enn én dyse anvendes, moduleres borefluid-strømmen gjennom alle dysene samtidig. Midlene for modulering av strømmen er hensiktsmessig en strømnings-avbryter. The means for modulating the flow preferably form part of the downhole unit and may include further means for synchronizing the modulation with the rotation of the drill string. When more than one nozzle is used, the drilling fluid flow through all the nozzles is modulated simultaneously. The means for modulating the flow is suitably a flow interrupter.

De ytterligere midler for synkronisering av borefluid-modulasjonen, kan innbefatte akselerometre og/eller magnetometre for detektering av borestrengens rotasjonsstilling. De ytterligere midler kan også omfatte midler for detektering av signaler fra overflaten, f.eks. trykkpulser i borefluid-tilførselen, for styring av modulasjonen og følgelig bore-retningen. Også midler for kommunisering av borkrone-stillingen til overflaten, igjen f.eks. trykkpuls-telemetri, kan være anordnet. The additional means for synchronizing the drilling fluid modulation may include accelerometers and/or magnetometers for detecting the rotational position of the drill string. The additional means may also include means for detecting signals from the surface, e.g. pressure pulses in the drilling fluid supply, for controlling the modulation and consequently the drilling direction. Also means for communicating the bit position to the surface, again e.g. pressure pulse telemetry, can be arranged.

Dysearrangementet i borkronen kan omfatte en enkelt dyse som retter en strøm ved én del av borkronen. Alternativt kan det anvendes et antall dyser som er slik anordnet at strømmen fra dysene er rettet for å gi den ønskete virkning med hensyn til borkronens skjærevirkning - f.eks. rette strømmen fra én dyse ved arbeidsflaten og strømmen fra hvilke som helst andre dyser ved skjærestrukturene og borkronen for å virke som slampiler (mud picks). Dessuten eller alternativt kan dysenes indre geometri velges slik at strømningen er større i den aktuelle seksjon av borkronen i forhold til resten av borkronen. The nozzle arrangement in the drill bit may comprise a single nozzle which directs a stream at one part of the drill bit. Alternatively, a number of nozzles can be used which are arranged in such a way that the flow from the nozzles is directed to give the desired effect with regard to the cutting effect of the drill bit - e.g. direct the flow from one nozzle at the work surface and the flow from any other nozzles at the cutting structures and bit to act as mud picks. In addition or alternatively, the internal geometry of the nozzles can be chosen so that the flow is greater in the relevant section of the drill bit compared to the rest of the drill bit.

Foreliggende oppfinnelse skal i det følgende, som eksempel, beskrives i til-knytning til de medfølgende tegninger, hvor: Figur 1 viser en prøverigg for demonstrering av foreliggende oppfinnelse; Figur 2 viser et diagram over resultater av en boretest med avvik i én retning; Figur 3 viser et diagram tilsvarende figur 2, hvor awiksretningen er endret under prøven; Figur 4 viser en borkrone for bruk ved en fremgangsmåte på en anordning ifølge foreliggende oppfinnelse; og Figur 5 viser et skjematisk riss av anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse. The present invention shall in the following, as an example, be described in connection with the accompanying drawings, where: Figure 1 shows a test rig for demonstrating the present invention; Figure 2 shows a diagram of the results of a drilling test with deviation in one direction; Figure 3 shows a diagram corresponding to Figure 2, where the direction of deflection is changed during the test; Figure 4 shows a drill bit for use in a method on a device according to the present invention; and Figure 5 shows a schematic diagram of the device according to the present invention.

Prøveriggen vist på figur 1 omfatter et kammer 10 som en borespindel 12 rager inn i. Borespindelen 12 er forbundet med en motor 14 og ei borefluid-tilførselsledning 16. En steinprøve 18 er anordnet under borespindelen 12 i kammeret. En mekanisme 20 er innrettet til å utsette prøve-borespindelen for en over-belastning, og et begrensningssystem 22 er anordnet for regulering av fluid-pore-trykket i prøven. Ved bruk blir en borkrone 24 montert på borespindelen 12 og bores inn i prøven under påvirkning av motoren 14. Borefluid sirkuleres gjennom borespindelen 12 og borkronen 24 ved hjelp av en pumpe 26. Borefluidet strøm-mer ut fra borkronen og hullet som bores i prøven, og det effektive trykk i hullet ved borkronen (bottom hole pressure) reguleres ved hjelp av en forsterker der borefluidet forlater kammeret. Enhver tendens til at borkronen avviker fra en rett bane under boring, detekteres ved hjelp av skjærkraft-følere 28 i borespindelen over borkronen. The test rig shown in Figure 1 comprises a chamber 10 into which a drill spindle 12 projects. The drill spindle 12 is connected to a motor 14 and a drilling fluid supply line 16. A rock sample 18 is arranged below the drill spindle 12 in the chamber. A mechanism 20 is arranged to subject the sample drill spindle to an overload, and a limiting system 22 is arranged to regulate the fluid pore pressure in the sample. In use, a drill bit 24 is mounted on the drill spindle 12 and drilled into the sample under the influence of the motor 14. Drilling fluid is circulated through the drill spindle 12 and the drill bit 24 by means of a pump 26. The drilling fluid flows out from the drill bit and the hole that is drilled in the sample, and the effective pressure in the hole at the bit (bottom hole pressure) is regulated by means of an amplifier where the drilling fluid leaves the chamber. Any tendency for the drill bit to deviate from a straight path during drilling is detected by means of shear force sensors 28 in the drill spindle above the drill bit.

Volumstrømmen fra pumpene er ca. 110 l/min. Volumstrømmen til borkronen reguleres ved hjelp av en styreventil (ikke vist). Dette slipper hele strømmen gjennom til borkronen eller avleder noe av strømmen til borehull-ringrommet gjennom dysene (se figur 4). Ventilåpningen og -stengningen er synkronisert med borkronens rotasjon, slik at strømmen til borkronen er høy (ca. 90% av volum-strøm) over 120° borkrone-rotasjon og reduseres deretter (til ca. 10%) over 240° rotasjon. Under perioden med lav strømning til borkronen, avledes strømmen til borehullet gjennom dysene, og opprettholder således et konstant trykkfall mellom pumpe-utstrømningen og bunnen i hullet. The volume flow from the pumps is approx. 110 l/min. The volume flow to the drill bit is regulated by means of a control valve (not shown). This lets the entire flow through to the drill bit or diverts some of the flow to the borehole annulus through the nozzles (see figure 4). The valve opening and closing is synchronized with the drill bit rotation, so that the flow to the drill bit is high (approx. 90% of volume flow) over 120° drill bit rotation and is then reduced (to approx. 10%) over 240° rotation. During the period of low flow to the bit, the flow to the borehole is diverted through the nozzles, thus maintaining a constant pressure drop between the pump outflow and the bottom of the hole.

Ventilen åpner og lukker ved hver omdreining av borkronen. Omdreinings-hastigheten er 30 omdr./min. Perioden med høy til lav strømning avhenger av konstruksjonen av ventil-bryterelementet. For disse prøver er ventilelementet konstruert for 120° høy strømning og 240° lav strømning, men det er en viss over-lapping mellom de høye og lave perioder, slik at den virkelige periode med høy strømning er noe større enn 120°. The valve opens and closes with each revolution of the drill bit. The rotation speed is 30 rpm. The period of high to low flow depends on the design of the valve-switch element. For these samples, the valve element is designed for 120° high flow and 240° low flow, but there is some overlap between the high and low periods so that the actual high flow period is somewhat greater than 120°.

Prøvedata Sample data

Prøvestykker: Richemont-kalkstein Specimens: Richemont Limestone

Borkrone: 3/18" tri-cone, modifisert med to Drill bit: 3/18" tri-cone, modified with two

dyser av typen "mud pick" og én nozzles of the "mud pick" type and one

"spyledyse", som spyler inn i bore- "flushing nozzle", which flushes into the drilling

hull-hjørnet hole corner

Slam: Vannbasert CMC-polymer med en PV på Sludge: Water-based CMC polymer with a PV on it

2,5 og en YP på 2,5 2.5 and a YP of 2.5

Venstre WOB: Ca. 4,5 kN Left WOB: Approx. 4.5 kN

(vekt på borkronen) (weight on the drill bit)

SDPP: 7,6 MPa SDPP: 7.6 MPa

(overflate-borrørtrykk = pumpeutløpstrykk) (surface drill pipe pressure = pump discharge pressure)

SBHP: 3,0 MPa SBHP: 3.0 MPa

(overflate-bunnhulltrykk = ringromtrykk) (surface-bottom hole pressure = annulus pressure)

Steinomslutningstrykk: 4 MPa Rock enclosing pressure: 4 MPa

Stein-overbelastnings- stone overload

trykk: 1,5 MPa pressure: 1.5 MPa

Slamtemperatur: 18til24°C Sludge temperature: 18 to 24°C

Prøveriggen anvendes for fremskaffing av resultatene avmerket i figur 2 og 3. The test rig is used to obtain the results marked in figures 2 and 3.

Figur 2 viser et diagram over bøyemomentet sammenlignet med borkronens dreiestilling. I dette tilfelle skjer høystrømsperioden når "spyle"-dysen er i 120°-segmentet sentrert på 0° (øst). Bendemomentet er vist som et"+" på diagrammet, og sammenfaller med det foretrukne spyleslam, derved skjærevirkning på grunn av strøm-pulseringen. Figure 2 shows a diagram of the bending moment compared to the rotation position of the drill bit. In this case, the high flow period occurs when the "flush" nozzle is in the 120° segment centered at 0° (east). The bending moment is shown as a "+" on the diagram, and coincides with the preferred flush, thereby cutting effect due to the current pulsation.

Diagrammet vist i figur 3 omfatter innledningsvis en gjentagelse av diagrammet i figur 2 (og vist som "o" på diagrammet), men halvveis gjennom prøven ble strøm-pulseringen omstilt med 180°, slik at den sterke strømningen fant sted når spyledysen var i segmentet sentrert på 180° (vest) og er vist som "+" på diagrammet. The diagram shown in Figure 3 initially includes a repetition of the diagram in Figure 2 (and shown as "o" on the diagram), but halfway through the test the current pulsation was rearranged by 180°, so that the strong flow took place when the spray nozzle was in the segment centered on 180° (west) and is shown as "+" on the diagram.

Borkronen som ble benyttet ved disse prøver er vist i figur 4 (sett nedenfra), og omfatter en rullemeiselkrone med tre kjegler 30, 32, 34 montert på et borkrone-legeme 36. Borefluid-dyser 38, 40, 42 er anordnet i borkronelegemet 36 mellom kjeglene 30, 32, 34 og er slik innrettet at to av dysene 38, 40 leder borefluid-strømmen F, F' direkte på de nærliggende kjegler 30, 32 for å virke som slampiler, og retter ikke noen strømning mot arbeidsflaten. Den resterende dyse 42 retter strømning F" inn i arbeidsflatens hjørne. Borefluid-strømmen er således asym-metrisk i forhold til borkronen, og på grunn av retningen av strømmen fra dysene vil borkrone-partiet nær dysen 42 få en forholdsvis forbedret skjærevirkning i forhold til resten av borkronen, når borefluid strømmer fra dysene. Denne forskjell blir større etterhvert som borefluid-strømmen gjennom borkronen øker. Hvis borefluid-strømmen pulseres slik at strømmen er sterk hver gang dysen 42 passerer punkt A på arbeidsflaten og svak under den øvrige del av omdreiningen, vil således borkronen bore fortrinnsvis i retning av punkt A. Selv om borkronen fremde-les skjærer bedre nær dysen 42 når strømmen er svak, er forskjellen sammenlignet med resten av borkronen liten, og betydelig mindre enn skjæreeffekten når strømmen er sterk. Det vil være klart at borefluid-strømmen må moduleres i henhold til stillingen av borkronen (dysene) i forhold til arbeidsflaten, og dette gjøres best én gang pr. omdreining (selv om lavere frekvenser kan benyttes). The drill bit that was used in these tests is shown in Figure 4 (viewed from below), and comprises a roller chisel bit with three cones 30, 32, 34 mounted on a drill bit body 36. Borefluid nozzles 38, 40, 42 are arranged in the drill bit body 36 between the cones 30, 32, 34 and is arranged so that two of the nozzles 38, 40 direct the drilling fluid flow F, F' directly onto the nearby cones 30, 32 to act as mud arrows, and do not direct any flow towards the working surface. The remaining nozzle 42 directs flow F" into the corner of the working surface. The drilling fluid flow is thus asymmetrical in relation to the drill bit, and due to the direction of the flow from the nozzles, the drill bit part near the nozzle 42 will have a relatively improved cutting effect compared to the rest of the bit, when drilling fluid flows from the nozzles. This difference becomes greater as the drilling fluid flow through the bit increases. If the drilling fluid flow is pulsed so that the flow is strong every time the nozzle 42 passes point A on the working surface and weak during the rest of the revolution , the drill bit will thus preferentially drill in the direction of point A. Although the drill bit still cuts better near the nozzle 42 when the flow is weak, the difference compared to the rest of the drill bit is small, and significantly less than the cutting effect when the flow is strong. It will be clear that the drilling fluid flow must be modulated according to the position of the drill bit (nozzles) in relation to the working surface, and this is best done once per r. revolution (although lower frequencies can be used).

Det skal forstås at det nøyaktige dyse-antall og -type kan varieres, med bi-behold av denne virkning. I det enkleste tilfelle er bare én dyse nødvendig, (f.eks. dysen 42), men dette kan under visse omstendigheter føre til borkrone-sammen-klumping, og derfor de andre to dyser 38, 40. It should be understood that the exact number and type of nozzles can be varied, without prejudice to this effect. In the simplest case, only one nozzle is required, (e.g. nozzle 42), but this can under certain circumstances lead to bit clumping, and therefore the other two nozzles 38, 40.

Den fullstendig bunnhullenhet for utførelse av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, er skjematisk vist i figur 5. Bunnhullenheten er forbundet The complete bottom hole unit for carrying out the method according to the present invention is schematically shown in figure 5. The bottom hole unit is connected

med en borestreng 50 gjennom hvilken det pumpes et borefluid fra overflaten, og omfatter en MWD (måling under boring) - og slampulstelemetri-pakke 52 som bl.a. muliggjør kommunikasjon mellom bunnhullenheten og overflateutstyr ved hjelp av positive trykkpulser i borefluidet. MWD-pakken 52 omfatter en slamstrøm-drevet generator som gir kraft til de forskjellige deler av bunnhullenheten. Under MWD-pakken 52 er det et retningsmåleverktøy 54 som måler retningen og skråningen til bunnhullenheten i borehullet, og som følgelig til enhver tid gir en indikasjon på boreretningen. Informasjon fra retningsmåleverktøyet 54 sendes til overflaten via MWD-pakken 52. En strømningsmodulator 56 er beliggende nær retningsmåle-verktøyet 54, og virker til å modulere borefluidstrømmen gjennom borkronen 58, with a drill string 50 through which a drilling fluid is pumped from the surface, and comprises a MWD (measurement while drilling) - and mud pulse telemetry package 52 which, among other things, enables communication between the downhole unit and surface equipment using positive pressure pulses in the drilling fluid. The MWD package 52 includes a mudflow-driven generator that provides power to the various parts of the downhole assembly. Beneath the MWD package 52 is a direction measuring tool 54 which measures the direction and inclination of the downhole unit in the borehole, and which consequently gives an indication of the drilling direction at all times. Information from the direction measuring tool 54 is sent to the surface via the MWD package 52. A flow modulator 56 is located near the direction measuring tool 54, and acts to modulate the drilling fluid flow through the drill bit 58,

for derved å bevirke avviket i boreretningen. Borkronen 58 oppviser det ovenfor beskrevne, asymmetriske strømningsmønster gjennom dysene. Strømnings-modulatoren 56 innbefatter en føler som angir borkronens stilling i borehullet under rotasjon, og bevirker modulering av borefluid-strømmen gjennom borkronen 58 i henhold til borkronens 58 stilling i forhold til arbeidsflaten som beskrevet i for-bindelse med figur 4. Instruksjoner bringes fra overflaten via MWD-pakken 52 til modulatoren 56 for styring av boreretningen. Retningsmåleverktøyet 54 gir en indikasjon på borehullets aktuelle bane, og modulatoren 56 styres for å bringe borkronen 58 til å avvike i ønsket retning. thereby causing the deviation in the drilling direction. The drill bit 58 exhibits the asymmetric flow pattern through the nozzles described above. The flow modulator 56 includes a sensor that indicates the position of the drill bit in the borehole during rotation, and causes modulation of the flow of drilling fluid through the drill bit 58 according to the position of the drill bit 58 in relation to the working surface as described in connection with Figure 4. Instructions are brought from the surface via the MWD package 52 to the modulator 56 for controlling the drilling direction. The direction measuring tool 54 gives an indication of the current path of the borehole, and the modulator 56 is controlled to cause the drill bit 58 to deviate in the desired direction.

Claims

1. Device for controlling the drilling direction of a borehole (12), comprising a rotary drill bit (24) with at least one nozzle (38, 40, 42) for the flow of a drilling fluid so that the drilling fluid flow through this nozzle (42) over cutting structures on the drill bit (24) causes a relatively improved cutting effect of one section of the drill bit in relation to the rest of the drill bit, characterized in that the device comprises a modulator device to modulate the cutting effect of the section by modulating the amount of drilling fluid flowing through the drill bit (24) so that the relatively improved cutting effect occurs in a desired direction of the hole.

2. Device according to claim 1, characterized in that the modulator device is a flow interrupter which forms part of the drill string bottom hole unit.

3. Device according to claim 1 or 2, characterized in that it comprises synchronizing means which synchronize the modulation of the drilling fluid flow with the rotation of the drill bit.

4. Device according to claim 4, characterized in that the synchronization means comprise a detector for detecting signals from the surface.

5. Device according to one of the preceding claims, characterized in that it comprises a transmission device (52) for communicating to the surface signals indicating the position of the drill bit (24).

6. Device according to one of the preceding claims, characterized in that the nozzle arrangement in the drill bit comprises a single nozzle which directs a current onto one part of the drill bit (24).

7. Device according to claims 1 to 5, characterized in that the nozzle arrangement comprises a number of nozzles (38, 40, 42) and that the flow from one nozzle (42) is directed towards the work surface and the flow from the other nozzles (38, 40) is directed towards cutting structures on the drill bit (24) to act as mud arrows.

8. Device according to claim 7, characterized in that the internal geometry of the nozzles (38, 40, 42) is such that there is a stronger flow in one section of the drill bit compared to the rest of the drill bit.

9. Method for causing deviation of a borehole (12) which is drilled by means of rotary drilling using a drill bit (24) with at least one nozzle (42) through which a drilling fluid is caused to flow so that in use the drilling fluid flow through this nozzle (42) allow a sector of the drill bit (24) to cut more efficiently than the rest of the drill bit, including modulation of drilling fluid flow-but through this nozzle (42) when the drill bit (24) rotates, so that the cutting effect of the selected sector is optimized when it is in the desired deflection direction and is reduced at other places in the borehole (12).

10. Method according to claim 9, characterized in that the modulation of the drilling fluid flow is synchronized with the rotation of the drill bit (24) in the borehole (12) during drilling.