RU2660711C1 - Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения - Google Patents
Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2660711C1 RU2660711C1 RU2017111982A RU2017111982A RU2660711C1 RU 2660711 C1 RU2660711 C1 RU 2660711C1 RU 2017111982 A RU2017111982 A RU 2017111982A RU 2017111982 A RU2017111982 A RU 2017111982A RU 2660711 C1 RU2660711 C1 RU 2660711C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stiffness
- housing
- drilling
- tubular structure
- drill bit
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000005452 bending Methods 0.000 title description 29
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 9
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 4
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims description 3
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 10
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 10
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 10
- 230000004044 response Effects 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229910001285 shape-memory alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003351 stiffener Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/062—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft rotating inside a non-rotating guide travelling with the shaft
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/067—Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Устройство для управления направлением бурения ствола скважины содержит внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса, вращательно независимый от него и имеющий неравномерную жесткость, и приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри внутреннего корпуса. Обеспечивается упрощение управления направлением ствола скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение в целом относится к бурению скважин и, в частности, к корпусу переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения.
Углеводороды, такие как нефть и газ, как правило, добывают из подземных пластов, которые могут быть расположены на суше или в море. Выполнение подземных работ и способы, применяемые для извлечения углеводородов из подземного пласта, могут быть сложными. Обычно подземные работы предполагают выполнение ряда различных этапов, таких как, например, бурение ствола скважины в требуемом месте расположения скважины, обработка скважины для оптимизации добычи углеводородов и осуществление необходимых этапов для добычи и переработки углеводородов из поземного пласта.
Бурение ствола скважины может включать введение бурового долота в пласт и вращение бурового долота для расширения ствола скважины. При некоторых операциях может возникнуть необходимость управления направлением, в котором ствол скважины расширяется путем изменения оси бурового долота по отношению к стволу скважины. Обычно это достигается с помощью сложных механизмов, что увеличивает расходы, связанные с буровыми работами.
ФИГУРЫ
Некоторые конкретные, приведенные в качестве примера, варианты реализации настоящего изобретения будут понятны частично со ссылкой на следующее описание и сопроводительные графические материалы.
На Фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая приведенную в качестве примера буровую систему, соответствующую аспектам настоящего изобретения.
Фиг. 2A и 2B представляют собой схемы, иллюстрирующие приведенный в качестве примера скважинный инструмент, соответствующий аспектам данного изобретения.
Фиг. 3A и 3B представляют собой схемы, иллюстрирующие приведенный в качестве примера скважинный инструмент, соответствующий аспектам данного изобретения.
Фиг. 4 представляет собой схему, иллюстрирующую приведенный в качестве примера корпус с неравномерной жесткостью, соответствующий аспектам данного изобретения.
Несмотря на то что варианты реализации данного изобретения были проиллюстрированы и описаны, а также изложены посредством ссылки на приведенные в качестве примера варианты реализации изобретения, эти ссылки не ограничивают изобретение, и такое ограничение не подразумевается. Раскрываемый объект изобретения допускает значительную модификацию, изменение и эквиваленты по форме и функции, что будет очевидно для специалистов в данной области техники, которые ознакомятся с настоящим описанием. Раскрытые варианты осуществления настоящего изобретения приведены лишь в качестве примеров и не исчерпывают объем изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Для ясности, в настоящем описании могут быть изложены не все особенности фактической реализации. Разумеется, следует иметь в виду, что при разработке любого такого фактического варианта реализации изобретения для достижения конкретных целей реализации приняты многочисленные специфичные для реализации решения, которые будут изменяться от одного варианта реализации изобретения к другому. Кроме того, следует иметь в виду, что такой процесс разработки может быть сложным и продолжительным, тем не менее, эта разработка будет рутинным мероприятием для специалистов в данной области техники, ознакомляющихся с данным описанием.
Для облегчения понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры некоторых вариантов реализации. Приведенные ниже примеры ни в коем случае не следует рассматривать как ограничивающие или определяющие объем данного изобретения. Варианты реализации данного изобретения могут быть применимы к горизонтальным, вертикальным, отклоненным или другим нелинейным стволам скважины в любом типе подземного пласта. Варианты реализации изобретения могут быть применимы к нагнетательным скважинам, а также добывающим скважинам, включая углеводородные скважины. Варианты осуществления могут быть реализованы с использованием инструмента, подходящего для тестирования, извлечения и отбора проб вдоль секций пласта. Варианты осуществления могут быть реализованы посредством инструментов, которые, например, могут быть переправлены через канал потока в колонне труб или с использованием кабеля, тросовой проволоки, колонны гибких труб, скважинного робота и т.п.
Некоторые системы и методы обсуждаются ниже в контексте операций бурения и добычи нефти, в ходе которых получается информация относительно параметров и условий в скважине. Существует несколько способов сбора скважинной информации, включая каротаж во время бурения («КВБ») и измерение во время бурения («ИВБ»). При КВБ данные обычно собирают во время процесса бурения, таким образом избегая любой необходимости извлечения бурового снаряда для погружения проводного каротажного прибора. Следовательно, КВБ обеспечивает возможность оператору, осуществляющему бурение, вносить точные модификации или исправления в режиме реального времени для оптимизации производительности, при этом сводя к минимуму время простоя. Термин «ИВБ» обозначает измерение условий в скважине, относящихся к перемещению и расположению бурового снаряда во время продолжения бурения. КВБ более сосредоточен на измерении параметров пласта. Хотя существуют различия между ИВБ и КВБ, термины ИВБ и КВБ часто используют взаимозаменяемо. В настоящем описании термин КВБ будет использован с пониманием того, что этот термин включает сбор параметров пласта и сбор информации, относящейся к перемещению и расположению бурового снаряда.
Термины «соединять» или «соединяет», применяемые в данном документе, могут обозначать либо косвенное, либо прямое соединение. Например, два механически соединенных устройства могут быть соединены механически прямо, если механическое соединение подразумевает близкий или непосредственный физический контакт между двумя устройствами, или соединены механически косвенно, если каждое из двух устройств присоединено к промежуточному компоненту или конструкции. Термин «соединен с возможностью связи», применяемый в данном документе, обычно относится к электронному (или, в некоторых случаях, гидравлическому) соединению между двумя элементами, через которое они могут осуществлять электронную (или гидравлическую) связь. Электронное соединение обычно делает возможным поток электрической энергии и/или данных между элементами. Такая электронная связь может подразумевать проводную и/или беспроводную связь, например, с помощью Wi-fi, Bluetooth или другого беспроводного протокола, LAN, коаксиального кабеля, волоконно-оптического кабеля, проводных физических соединений, дорожек на монтажной плате или любой другой среды для передачи сигналов или их комбинации. Как и в случае прямых и косвенных физических соединений, первое устройство может быть прямо присоединено с возможностью связи ко второму устройству, например, прямым электронным соединением, или косвенно соединено с возможностью связи через промежуточные устройства и/или соединения.
На Фиг. 1 представлена схема приведенной в качестве примера подземной буровой системы 100, в которой ось бурового долота 118 может быть изменена в скважине с помощью корпуса переменной жесткости 124 в соответствии с аспектами настоящего изобретения. Система бурения 100 содержит буровую платформу 102, расположенную на поверхности 104. В показанном варианте реализации изобретения поверхность 104 содержит верхнюю часть пласта 106, содержащую одну или более породных толщ или слоев 106a-d, а буровая платформа 102 может быть в контакте с поверхностью 104. В других вариантах реализации изобретения, таких как операции морского бурения, поверхность 104 может быть отделена от буровой платформы 102 массой воды.
Буровая система 100 содержит буровую вышку 108, поддерживаемую буровой платформой 102 и имеющую талевый блок 138 для подъема и спуска бурильной колонны 114. Ведущая труба 136 поддерживает бурильную колонну 114 при ее спуске через роторный стол 142 в ствол скважины 110. Насос 130 может прокачивать буровой раствор через питающую трубу 134 в ведущую бурильную трубу 136, в скважину через внутреннюю часть бурильной колонны 114, через отверстия в буровом долоте 118, обратно на поверхность через кольцевое пространство 140, сформированное бурильной колонной 114 и стенкой ствола скважины 110. Оказавшись на поверхности, буровой раствор может выходить из кольцевого пространства 140 через трубу 144 и в сточный резервуар 132. Буровой раствор переносит буровой шлам из ствола скважины 110 в резервуар 132 и способствует сохранению целостности ствола скважины 110.
Буровая система 100 может содержать компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 116, присоединенную к бурильной колонне 114 рядом с бурильным долотом 118. КНБК 116 может содержать инструмент КВБ/ИВБ 122 и телеметрический прибор 120. Инструмент КВБ/ИВБ 122 может содержать приемники и/или передатчики (например, антенны, способные принимать и/или передавать один или более электромагнитных сигналов). По мере прохождения ствола скважины 110 при бурении пласта 106, инструмент КВБ/ИВБ 122 может получать данные измерений, касающиеся различных свойств пласта, а также ориентации и положения инструмента и прочих условий бурения. Телеметрический прибор 120 может быть присоединен к другим элементам КНБК 116, например, инструмент КВБ/ИВБ 122, и может передавать данные на поверхность и принимать данные с поверхности через поверхностный трансивер 146, данные соответствуют или направляются одному или более элементам КНБК 116. Телеметрический прибор 120 может передавать измерения или данные через один или более проводных или беспроводных каналов связи (например, трубу со встроенным кабелем или распространение ЭМВ). В альтернативном варианте телеметрический прибор 120 может передавать данные в виде серии импульсов или модуляций давления в потоке бурового раствора (например, телеметрия по гидроимпульсному каналу связи или гидросиреновому каналу связи) или в виде серии акустических импульсов, распространяющихся к поверхности через среду, такую как бурильная колонна 114.
В некоторых вариантах реализации изобретения система 100 может также содержать забойный двигатель 150 и корпус переменной жесткости 124, расположенный между забойным двигателем 150 и буровым долотом 118. В показанном варианте реализации изобретения забойный двигатель 150 и корпус переменной жесткости 124 расположены в КНБК 116 как можно ближе к буровому долоту 18. В других вариантах реализации изобретения забойный двигатель 150 и корпус переменной жесткости 124 могут располагаться в других зонах вдоль бурильной колонны 114, в том числе выше инструмента КВБ/ИВБ 122 и телеметрического прибора 120 в КНБК 116, и быть присоединенными к бурильной колонне 114 выше КНБК 116. Забойный двигатель 150 может вращать буровое долото 118, вызывая продвижение ствола скважины 116. В некоторых вариантах реализации изобретения забойный двигатель 150 может быть выполненным в виде забойного турбинного двигателя с турбиной с гидравлическим приводом, вращающейся в зависимости от потока бурового раствора через бурильную колонну 114. Турбина с гидравлическим приводом забойного двигателя 150 может содержать ротор и статор. Ротор может быть присоединен к буровому долоту 118 посредством гибкого приводного вала (не показан), проходящего через корпус переменной жесткости 124.
Корпус переменной жесткости 124 может частично контролировать продольную ось 128 бурового долота 118 по отношению к продольной оси 126 системы 100 выше корпуса переменной жесткости 124. В частности, корпус переменной жесткости 124 может селективно изгибаться для отклонения продольной оси 128 бурового долота 118 от продольной оси 126 системы 100 выше корпуса переменной жесткости 124 на угол 150, соответствующий углу изгиба корпуса переменной жесткости 124. Отклонение может происходить, потому что изгиб корпуса переменной жесткости 124 передается гибкому приводному валу (не показан) между двигателем 150 и буровым долотом 118. Отклоняя продольную ось 128 от продольной оси 126, корпус переменной жесткости 124 может изменять направление бурения системы 100, соответствующее продольной оси 128 бурового долота 118.
В соответствии с аспектами данного изобретения, корпус переменной жесткости 124 может селективно изгибаться в зависимости от нагрузки, приложенной к буровому долоту 118 буровой системой 100. Эту нагрузку можно рассматривать как «нагрузку на буровое долото» (НБД) и можно характеризовать массой элементов между буровым долотом 118 и талевым блоком 138 за вычетом любых сил трения, действующих на бурильную колонну 114 со стороны ствола скважины 110 и любых масс, удерживаемых талевым блоком 138. Угол изгиба корпуса переменной жесткости 124 может частично зависеть от НБД и характеристик жесткости корпуса переменной жесткости 124. Кроме того, как будет описано в деталях ниже, характеристики жесткости корпуса переменной жесткости 124 можно изменять внутри скважины, чтобы выбрать момент изгиба корпуса переменной жесткости 124 в ответ на НБД, величину изгиба и ориентацию изгиба по отношению к продольной оси 126.
Фиг. 2A и 2B представляют собой схемы, иллюстрирующие приведенный в качестве примера скважинный инструмент 200, соответствующий аспектам данного изобретения. Инструмент 200 содержит корпус переменной жесткости 202, расположенный между муфтой 204 и опорной частью 206, а приводной вал 208 по меньшей мере частично расположен внутри корпуса переменной жесткости 202. Муфта 204 может содержать одну или более поверхностей зацепления 210, посредством которых инструмент 200 может быть присоединен к другим элементам бурового снаряда, такими как забойный двигатель или бурильная труба. Приводной вал 208 может быть присоединен к забойному двигателю посредством адаптера 212, присоединен к концу приводного вала 208 и передающим вращающий момент от забойного двигателя на приводной вал 208. Другой конец приводного вала 208 может содержать переводник долота 214, которым во время работы может быть соединено буровое долото (не показано). Переводник долота 214 может быть частью приводного вала 208 или присоединенным к нему. Опорная часть 206 может содержать один или более подшипников 216 или других элементов, облегчающих вращение приводного вала 208 относительно корпуса переменной жесткости 202, муфты 204 и опорной части 206.
В показанном варианте реализации изобретения корпус переменной жесткости 202 содержит внешний корпус 218 и внутренний корпус 220, по меньшей мере частично расположенный внутри внешнего корпуса 218 и вращательно независимый от него. Внешний корпус 218 и внутренний корпус 220 могут содержать продолговатые трубчатые конструкции, выполненные из металла или другого материала, достаточно прочного, чтобы выдержать скважинные условия. В показанном варианте реализации изобретения внешний корпус 218 может вращаться относительно муфты 204 и внутреннего корпуса 218, который может независимо вращаться или быть вращательно зафиксированным на муфте 204. Устройство позиционирования 250 может вращать внешний корпус 218 относительно муфты 204 и внутреннего корпуса 218. В показанном варианте реализации изобретения устройство позиционирования 250 содержит регулировочное кольцо, которое может быть использовано для селективного вращательного отсоединения от муфты 204 так, чтобы угловая ориентация относительно муфты 204 могла быть изменена.
В некоторых вариантах реализации изобретения как внешний корпус 218, так и внутренний корпус 220 могут иметь неравномерные характеристики жесткости, характеризующиеся тем, что по меньшей мере одна часть внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220 имеет меньшее значение жесткости, чем другая часть корпусов 218 и 220 соответственно. Эти части могут быть расположены в любом осевом, кольцевом или угловом положении относительно продольных осей внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220. В показанном варианте реализации изобретения часть внутреннего корпуса 220 с меньшим значением жесткости содержит участок с насечками 220a на внутренней поверхности внутреннего корпуса 220. Аналогично, часть внешнего корпуса 218 с меньшим значением жесткости содержит участок с насечками 218a на внешней поверхности внешнего корпуса 218. Участки с насечками 220a и 220b соответствуют угловым частям соответствующих корпусов, в которых меньше конструкционного материала, чем в других угловых частях, таким образом сокращая жесткость или упругость корпусов на участках с насечками 220a и 220b. Участки с насечками 220a и 220b могут быть сформированы во время отливки или формирования другим способом внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220 или, например, после формирования внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220, например, путем удаления материала из конструкции корпуса.
Характеристики жесткости корпуса переменной жесткости 124 могут частично зависеть от относительной ориентации участков с насечками 220a и 220b, так что характеристики жесткости корпуса переменной жесткости 124 могут быть изменены путем вращения внешнего корпуса 218 относительно внутреннего корпуса 220. В показанном варианте реализации изобретения участки с насечками 220a и 220b могут быть расположены относительно друг друга так, чтобы предотвратить или позволить изгиб корпуса переменной жесткости 124 и управлять величиной угла изгиба на корпусе переменной жесткости 124. В частности, если участки с насечками 220a и 220b не имеют углового наложения, корпус переменной жесткости 124 может иметь значение жесткости, близкое к равномерному при всех угловых ориентациях, так что корпус переменной жесткости 124 не будет изгибаться в ответ на известную НБД. Напротив, если участки с насечками 220a и 220b имеют полное или частичное угловое наложение, корпус переменной жесткости 124 может иметь угловую часть с меньшим значением жесткости, чем у остальной части корпуса переменной жесткости 124, так что корпус переменной жесткости 124 сможет изгибаться в ответ на известную НБД. В особенности, угол изгиба корпуса переменной жесткости 124 в ответ на определенную НБД может быть максимальным, если имеется полное наложение между участками с насечками 220a и 220b.
В общем, величина угла изгиба корпуса 124 зависит от жесткости корпуса 124 и приложенной НБД. Для определенного значения жесткости величина угла изгиба положительно коррелируется с приложенной НБД с увеличением угла изгиба при увеличении НБД и наоборот. Для определенной приложенной НБД величина угла изгиба отрицательно коррелируется с жесткостью с уменьшением угла изгиба при увеличении жесткости и наоборот. В некоторых вариантах реализации изобретения величина угла изгиба корпуса 124 может быть известной для диапазона доступных значений жесткости корпуса 124 и для диапазона значений НБД. Для достижения желаемого угла изгиба может быть выбрана соответствующая комбинация жесткости и прилагаемой НБД. .
При использовании буровая система, содержащая инструмент 200 может быть расположена внутри ствола скважины, а бурение может производится с приложением НБД к буровому долоту, присоединенному к инструменту 200 и закачиванием бурового раствора в скважину для вращения забойного двигателя и бурового долота. В некоторых случаях инструмент 200 может начинаться с невыровненных участков с насечками 220a и 220b, так что корпус переменной жесткости 124 не изгибается в ответ на прилагаемую НБД. Это можно назвать «прямым» режимом, так как без изгиба корпуса переменной жесткости 124 бурильная колонна, КНБК и буровое долото в основном выровнены, и буровое долото будет бурить в целом по прямой линии. В определенной точке может возникнуть необходимость бурить под углом к текущему направлению, в котором выполняется бурение ствола скважины. В этой точке инструмент 200 может быть поднят на поверхность посредством бурильной колонны, и регулировочное кольцо 250 использовано для вращения внешнего корпуса 218 относительно внутреннего корпуса 220 для полного или частичного углового выравнивания участков с насечками 220a и 220b так, чтобы корпус переменной жесткости 124 изгибался в ответ на НБД. Это можно назвать режимом «направленного бурения», в котором изгиб корпуса переменной жесткости 124 заставляет буровое долото бурить под углом к остальной части бурильной колонны. Величина угла смещения может частично зависеть от величины выравнивания между участками с насечками 220a и 220b.
Фиг. 3A и 3B представляют собой схемы, иллюстрирующие другой приведенный в качестве примера скважинный инструмент 300, соответствующий аспектам данного изобретения. Как и инструмент, описанный выше, инструмент 300 содержит корпус переменной жесткости 302, расположенный между муфтой 304 и опорной частью 306, а приводной вал 308 по меньшей мере частично расположен внутри корпуса переменной жесткости 302. Также, как и в описанном выше инструменте, корпус переменной жесткости 302 содержит внешний корпус 318 и внутренний корпус 320, по меньшей мере частично расположенный внутри внешнего корпуса 320 и вращательно независимый от него. Однако в показанном варианте реализации изобретения внешний корпус 318 вращательно зафиксирован на муфте 304 внутри внутреннего корпуса 320, имеющего возможность вращения относительно внешнего корпуса 318. В этом варианте реализации изобретения устройство позиционирования 322 в виде электродвигателя включено в муфту 304 для вращения и позиционирования внутреннего корпуса 320 относительно внешнего корпуса 318. Электродвигатель может, например, получать энергию и команды от соответствующего источника питания и блока управления, расположенного внутри муфты 304 или за пределами муфты 304 в забойном двигателе. В других вариантах реализации изобретения устройство позиционирования 322 может содержать турбину гидропривода, зажимное устройство, селективно присоединяющего внутренний корпус 320 к приводному валу 308, или другие средства, понятные специалисту в данной отрасли при ознакомлении с настоящим описанием.
В показанном варианте реализации изобретения как внешний корпус 318, так и внутренний корпус 320 могут иметь неравномерные характеристики жесткости, характеризующиеся соответствующими угловыми частями 318a и 320a с меньшими значениями жесткости, вызванными продольными отверстиями, просверленными в конструкционном материале внешнего и внутреннего корпуса 318/320. Как и участки с насечками, описанные выше, продольные отверстия заменяют конструкционные материалы так, что имеется меньше конструкционного материала, противостоящего усилиям сжатия, например, НБД, что вызывает изгиб корпуса под действием таких усилий. Продольные отверстия могут быть сформированы во время отливки или формирования другим способом внешнего корпуса 318 и внутреннего корпуса 320 или, например, после формирования внешнего корпуса 318 и внутреннего корпуса 320, например, путем удаления материала из конструкции корпуса.
В некоторых вариантах реализации изобретения инструмент 300 может содержать блок управления 350, расположенный внутри муфты 304, частично управляющий и контролирующий относительную угловую ориентацию внутреннего корпуса 320 относительно внешнего корпуса 318, управляя двигателем 322. В частности, блок управления 350 может подавать сигнал электродвигателю 322 для вращения внутреннего корпуса 320, чтобы, например, заставить части 318a и 320a двигаться в сторону углового выравнивания или в противоположную сторону, или изменять градус углового выравнивания между частями 318a и 320a. В некоторых вариантах реализации изобретения датчики (не показаны) могут быть встроены во внутренний корпус 320 и/или внешний корпус 318, а блок управления 350 может получать результаты измерений от датчиков, которые могут быть использованы для определения относительной угловой ориентации внутреннего корпуса 320 и внешнего корпуса 318. Блок управления 350 может подавать сигнал электродвигателю 322 в ответ на команду от блока управления, расположенного в другом месте буровой системы, или же он может подавать сигнал двигателю 322 без внешней команды. В других вариантах реализации изобретения блок управления 350 может располагаться в других местах буровой системы, например, в скважине за пределами инструмента 300 или на поверхности.
Используемый в данном изобретении блок управления может содержать процессор, примеры которого включают микропроцессоры, микроконтроллеры, цифровые сигнальные процессоры (DSP), специализированные интегральные микросхемы (ASIC) или любые другие цифровые или аналоговые схемы, выполненные с возможностью интерпретирования и/или выполнения программных инструкций и/или обработки данных. Блок управления может также содержать элемент памяти, присоединенный с возможностью связи к процессору. Процессор может быть выполнен с возможностью интерпретирования и/или выполнения программных инструкций и/или данных, хранящихся в памяти. Примеры элементов памяти включают энергонезависимые носители, читаемые компьютером, которые могут содержать любую систему, устройство или аппарат, выполненные с возможностью удерживания и/или размещения одного или более модулей памяти; например, память может содержать память только для чтения, память с произвольной выборкой, твердотельную память или память на дисках. Каждый модуль памяти может содержать любую систему, устройство или аппарат, выполненные с возможностью хранения программных инструкций и/или данных в течение определенного периода времени (например, энергонезависимые носители, читаемые компьютером).
Как описано выше, внутренний и внешний корпус 320/318 могут иметь угловую ориентацию относительно друг друга для управления углом изгиба инструмента. Фиг. 3B иллюстрирует три примера ориентации. Ориентация (a) иллюстрирует корпус переменной жесткости 302, когда части 318a/320a или, соответственно, внешний и внутренний корпус 318/320 находятся в положении полного углового выравнивания. Эта ориентация может соответствовать максимальному углу изгиба корпуса переменной жесткости 302 в направлении, указанном стрелкой 306. Направление изгиба 306 совпадает с угловым центром зон наложения частей 318a/320a. Ориентация (b) иллюстрирует корпус переменной жесткости 302, когда части 318a/320a или, соответственно, внешний и внутренний корпус 318/320 находятся в положении частичного углового выравнивания. Поскольку участок каждой части 318a/320a вращательно наложен на части с более высокой жесткостью корпусов 318/320, эффективное значение жесткости корпуса переменной жесткости 302 выше, что означает, что угол изгиба меньше, чем в ориентации (a), когда приложена такая же НБД. Кроме того, направление изгиба 306 изменено вслед за угловым центром зон наложения частей 318a/320a. Ориентация (с) иллюстрирует корпус переменной жесткости 302, когда части 318a/320a или, соответственно, внешний и внутренний корпус 318/320 не находятся в положении углового выравнивания. Поскольку части 318a/320a полностью вращательно наложены на части с более высокой жесткостью корпусов 318/320, корпус переменной жесткости 300 в целом может выдерживать НБД без изгиба.
То есть, значения жесткости корпусов 318/320 могут быть определены и выбраны в соответствии с конкретными значениями НБД, которые, вероятно, будут встречаться в ходе операции бурения. В частности, части с меньшей жесткостью 318a/320a корпусов 318/320 могут быть сконструированы так, что когда они вращательно наложены друг на друга, общее значение жесткости достаточно низко, чтобы весь корпус переменной жесткости 302 изгибался в ответ на данную НБД. Аналогично, части с меньшей жесткостью 318a/320a и другие части корпусов 318/320 могут быть сконструированы или выбраны так, что когда части с меньшей жесткостью 318a/320a не выровнены, эффективное значение жесткости корпуса переменной жесткости 302 достаточно высоко, чтобы выдерживать НБД без изгиба. Что касается корпусов 318/320, значения жесткости частей 318a/320a может частично зависеть от количества, размера и ориентации продольных отверстий в корпусе 318a/320a, тогда как значение жесткости других частей корпусов 318/320 могут зависеть от характеристик конструкционных материалов, использованных для изготовления корпуса 318/320.
Возможны другие варианты реализации инструментов, содержащих корпуса переменной жесткости, кроме описанных выше. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения, как внутренний, так и внешний корпус могут иметь возможность вращения для обеспечения максимального контроля угла изгиба и направления. Кроме того, возможны другие варианты реализации корпусов переменной жесткости, кроме описанных выше. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внутренний или внешний корпус может быть изготовлен из множества материалов, некоторые из которых могут иметь другую жесткость, чем другие. Фиг. 4 представляет собой схему такого приведенного в качестве примера корпуса 400. В показанном варианте реализации изобретения корпус 400 характеризуется неравномерной жесткостью благодаря своей конструкции с применением множества материалов, каждый из которых ограничен угловыми диапазонами 402/404/406 корпуса 400. Каждый из материалов может иметь разную жесткость так, чтобы корпус 400 имел возможность углового ориентирования относительно другого корпуса, как описано выше, чтобы предоставить возможность изгиба и обеспечить несколько разных углов изгиба, соответствующих одной НБД. Хотя в корпусе 400 показаны три равных угловых диапазона 402/404/406, могут быть использованы другие количества материалов и угловых ориентаций. Кроме того, различные материалы могут содержать один и тот же основной материал с разными комбинированными добавками для изменения жесткости или сплавы, имеющие разное процентное содержание основных ингредиентов.
В других вариантах реализации изобретения корпус переменной жесткости может содержать единственную трубчатую конструкцию вместо конфигурации с внутренним и внешним корпусом, описанной выше. В таких вариантах реализации изобретения корпус может быть изготовлен из материала, жесткость которого может изменяться благодаря взаимодействию с внешними управляющими воздействиями. Например, корпус может быть изготовлен из материала с жесткостью, которая изменяется в ответ на тепловые или химические изменения, например, такие, которые происходят при погружении корпуса на глубину в ствол скважины и помещении в буровой раствор в стволе скважины. Корпус может также быть изготовлен из материала с жесткостью, реагирующей на электромагнитные управляющие воздействия. В таких случаях электрический сигнал, магнитное поле и/или электрическое поле могут создаваться на корпусе для изменения жесткости корпуса, чтобы обеспечить возможность изгиба корпуса.
В соответствии с аспектами настоящего изобретения приведенный в качестве примера аппарат для управления направлением бурения ствола скважины содержит внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри, вращательно независимый от внешнего корпуса и имеющий неравномерную жесткость. Приводной вал может быть расположен по меньшей мере частично внутри внутреннего корпуса. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус или внутренний корпус может содержать трубчатую конструкцию c по меньшей мере одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части.
В некоторых вариантах реализации изобретения часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней. В некоторых вариантах реализации изобретения множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере один композитный материал, расположенный на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции. В некоторых вариантах реализации изобретения множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два материала, расположенных на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции.
В любом из вариантов реализации изобретения, описанных в двух предыдущих параграфах, аппарат может дополнительно содержать устройство позиционирования для вращения одного из: внутреннего корпуса и внешнего корпуса относительно другого из: внутреннего корпуса и внешнего корпуса, соответственно. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство позиционирования содержит электродвигатель, присоединенный к внутреннему корпусу. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство позиционирования содержит регулировочное кольцо, присоединенное к внешнему корпусу.
В соответствии с аспектами настоящего изобретения, приведенный в качестве примера способ управления направлением бурения ствола скважины может включать бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте и изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины. Ствол скважины может быть пробурен во втором направлении в подземном пласте, при этом второе направление основано по меньшей мере частично на измененной характеристике жесткости корпуса. В некоторых вариантах реализации изобретения изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает вращение внутреннего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, или внешнего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, относительно внешнего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, или внутреннего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, соответственно.
В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию по меньшей мере с одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части. В некоторых вариантах реализации изобретения изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает одно из: изменение теплового состояния корпуса и изменение химического состояния корпуса, а также воздействие по меньшей мере одного из: электрического сигнала, магнитного поля и электрического поля на корпус.
В любом варианте реализации изобретения, описанном в двух предыдущих параграфах, бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте может включать действие массы на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота при помощи приводного вала, расположенного по меньшей мере частично внутри корпуса, а бурение ствола скважины во втором направлении в подземном пласте может включать действие такой же массы на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота с помощью приводного вала. В некоторых вариантах реализации изобретения вращение бурового долота с помощью приводного вала включает вращение бурового долота с помощью забойного двигателя, присоединенного к буровому долоту через приводной вал.
В соответствии с аспектами настоящего изобретения, приведенная в качестве примера система управления направлением бурения ствола скважины включает корпус переменной жесткости и приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри корпуса переменной жесткости. Забойный двигатель может быть присоединен к приводному валу и корпусу переменной жесткости. Буровое долото может быть присоединено к приводному валу. В некоторых вариантах реализации изобретения корпус переменной жесткости содержит внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость; и внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса, вращательно независимый от него и имеющий неравномерную жесткость.
В некоторых вариантах реализации изобретения система дополнительно содержит по меньшей мере одно из: регулировочное кольцо, присоединенное ко внешнему корпусу и электродвигатель, присоединенный ко внутреннему корпусу. В некоторых вариантах реализации изобретения. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию по меньшей мере с одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части. В некоторых вариантах реализации изобретения часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней. В некоторых вариантах реализации изобретения множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере один из композитных материалов, расположенных на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции; множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два материала, расположенных на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции. В некоторых вариантах реализации изобретения корпус переменной жесткости содержит по меньшей мере одно из: сплав с памятью формы, пьезоэлектрический материал и пьезорезистивный материал.
Определенные варианты реализации, описанные ранее, являются иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано другими, но эквивалентными способами, понятными специалистам в данной области техники, у которых есть возможность ознакомиться с настоящим описанием. Кроме того, описанные в контексте настоящего изобретения подробности конструкции или дизайна не предполагают ограничения, за исключением описанных ниже в формуле изобретения. Таким образом, следует понимать, что определенные иллюстративные варианты реализации, раскрытые ранее, могут быть изменены или модифицированы, при этом все такие изменения находятся в пределах объема и сущности настоящего изобретения. Кроме того, термины в формуле изобретения использованы в их простом, обычном значении, если обратное явным образом не указано заявителем. Под использованной в формуле изобретения формой единственного числа следует понимать один или большее количество элементов. Кроме того, термины «соединять» или «соединяемый» или любые распространенные варианты, применяемые в подробном описании или формуле изобретения, не предназначены для ограничения лишь прямым соединением. Наоборот, два элемента могут быть соединены косвенно и по-прежнему рассматриваться как соединенные в рамках объема подробного описания и формулы изобретения.
Claims (46)
1. Устройство для управления направлением бурения ствола скважины, содержащее:
внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость;
внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса, вращательно независимый от него и имеющий неравномерную жесткость; и
приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри внутреннего корпуса.
2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что по меньшей мере один из: внешний корпус или внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из:
множеством материалов с различной жесткостью, и
одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем другая часть.
3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что указанная часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть указанной трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней.
4. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере один композитный материал, расположенный на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции.
5. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два материала, расположенных на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции.
6. Устройство по любому из пп. 1-5, дополнительно содержащее устройство позиционирования для вращения одного из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса
по отношению к другому из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса, соответственно.
7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что устройство позиционирования содержит электродвигатель, присоединенный к внутреннему корпусу.
8. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что устройство позиционирования содержит регулировочное кольцо, присоединенное к внешнему корпусу.
9. Способ управления направлением бурения ствола скважины, включающий этапы, в которых:
выполняют бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте;
изменяют характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины, причем указанный корпус содержит внутренний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость;
выполняют бурение ствола скважины во втором направлении в подземном пласте, при этом второе направление основано по меньшей мере частично на измененной характеристике жесткости корпуса.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает вращение одного из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса по отношению к другому из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса.
11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что по меньшей мере один из: внешний корпус или внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из:
множеством материалов с различной жесткостью, и
одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем другая часть.
12. Способ по п. 9, отличающийся тем, что изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает по меньшей мере одно из:
изменение теплового состояния корпуса;
изменение химического состояния корпуса; и
воздействие на корпус по меньшей мере одного из: электрического сигнала, магнитного поля и электрического поля.
13. Способ по любому из пп. 9-12, отличающийся тем, что
бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте включает приложение нагрузки на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота с помощью приводного вала, по меньшей мере частично расположенного внутри корпуса; и
бурение ствола скважины во втором направлении в подземном пласте включает приложение такой же нагрузки на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота с помощью приводного вала.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что вращение бурового долота с помощью приводного вала включает вращение бурового долота с помощью забойного двигателя, присоединенного к буровому долоту через приводной вал.
15. Система управления направлением бурения ствола скважины, содержащая:
корпус переменной жесткости, содержащий внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внутренний корпус, имеющий неравномерную жесткость;
приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри корпуса переменной жесткости;
забойный двигатель, присоединенный к приводному валу и корпусу переменной жесткости; и
буровое долото, присоединенное к приводному валу.
16. Система по п. 15, отличающаяся тем, что
внутренний корпус расположен по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса и вращательно независим от него.
17. Система по п. 16, дополнительно содержащая по меньшей мере одно из: регулировочное кольцо, присоединенное к внешнему корпусу, и электродвигатель, присоединенный к внутреннему корпусу.
18. Система по п. 15, отличающаяся тем, что по меньшей мере одно из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из:
множеством материалов с различной жесткостью, и
одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем другая часть.
19. Система по п. 18, отличающаяся тем, что часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть указанной трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней.
20. Система по п. 18, отличающаяся тем, что множество материалов с различными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере одно из:
композитный материал, расположенный на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции;
множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два местоположения материала на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции.
21. Система по п. 15, отличающаяся тем, что корпус переменной жесткости содержит по меньшей мере одно из: сплав с эффектом запоминания формы, пьезоэлектрический материал и пьезорезистивный материал.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2014/072563 WO2016108823A1 (en) | 2014-12-29 | 2014-12-29 | Variable stiffness fixed bend housing for directional drilling |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2660711C1 true RU2660711C1 (ru) | 2018-07-09 |
Family
ID=56284782
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017111982A RU2660711C1 (ru) | 2014-12-29 | 2014-12-29 | Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10641044B2 (ru) |
| EP (1) | EP3201420B1 (ru) |
| CN (1) | CN107109898A (ru) |
| AU (1) | AU2014415648A1 (ru) |
| BR (1) | BR112017007272A2 (ru) |
| CA (1) | CA2966193C (ru) |
| MX (1) | MX2017005451A (ru) |
| MY (1) | MY184706A (ru) |
| RU (1) | RU2660711C1 (ru) |
| WO (1) | WO2016108823A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2556631A (en) * | 2016-11-17 | 2018-06-06 | Deep Casing Tools Ltd | Rotary drive apparatus |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144604C1 (ru) * | 1998-05-15 | 2000-01-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью - Научно-производственная фирма "Геобур" | Способ управления отклонителем при бурении скважины компоновкой с забойным двигателем |
| US6109372A (en) * | 1999-03-15 | 2000-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable well drilling system utilizing hydraulic servo-loop |
| US6837315B2 (en) * | 2001-05-09 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable drilling tool |
| RU2443844C2 (ru) * | 2006-05-11 | 2012-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система бурения ствола скважины и способ выполнения операций бурения ствола скважины |
| RU2455448C2 (ru) * | 2007-11-27 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для гидравлического управления скважинными роторными системами бурения |
| WO2014098892A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling control using a bendable driveshaft |
Family Cites Families (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4227584A (en) | 1978-12-19 | 1980-10-14 | Driver W B | Downhole flexible drive system |
| US4597454A (en) | 1984-06-12 | 1986-07-01 | Schoeffler William N | Controllable downhole directional drilling tool and method |
| US4817740A (en) | 1987-08-07 | 1989-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for directional drilling of subterranean wells |
| CA2022452C (en) | 1990-08-01 | 1995-12-26 | Douglas Wenzel | Adjustable bent housing |
| US5135059A (en) * | 1990-11-19 | 1992-08-04 | Teleco Oilfield Services, Inc. | Borehole drilling motor with flexible shaft coupling |
| CA2063161A1 (en) | 1992-03-16 | 1993-09-17 | Lennard Sihlis | Adjustable bent housing ii |
| US5673765A (en) | 1993-10-01 | 1997-10-07 | Wattenburg; Willard H. | Downhole drilling subassembly and method for same |
| GB9507008D0 (en) * | 1995-04-05 | 1995-05-31 | Mcloughlin Stephen J | A downhole adjustable device for trajectory control in the drilling of deviated wells |
| US5857531A (en) | 1997-04-10 | 1999-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bottom hole assembly for directional drilling |
| US6607044B1 (en) | 1997-10-27 | 2003-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Three dimensional steerable system and method for steering bit to drill borehole |
| 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 |
| DE69933766D1 (de) | 1998-06-08 | 2006-12-07 | Webb Charles T | Vorrichtung und verfahren zum richtbohren |
| US6470974B1 (en) * | 1999-04-14 | 2002-10-29 | Western Well Tool, Inc. | Three-dimensional steering tool for controlled downhole extended-reach directional drilling |
| WO2000065198A1 (en) * | 1999-04-27 | 2000-11-02 | Stephen John Mcloughlin | Apparatus and method for transmitting information to and communicating with a downhole device |
| US6394193B1 (en) | 2000-07-19 | 2002-05-28 | Shlumberger Technology Corporation | Downhole adjustable bent housing for directional drilling |
| CA2345560C (en) | 2000-11-03 | 2010-04-06 | Canadian Downhole Drill Systems Inc. | Rotary steerable drilling tool |
| US6550818B2 (en) | 2001-04-20 | 2003-04-22 | Cavare Ltd. | Bent sub assembly for directional drilling |
| US6808027B2 (en) * | 2001-06-11 | 2004-10-26 | Rst (Bvi), Inc. | Wellbore directional steering tool |
| CA2494237C (en) | 2001-06-28 | 2008-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill tool shaft-to-housing locking device |
| US8353348B2 (en) | 2001-08-19 | 2013-01-15 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
| US7287604B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Steerable bit assembly and methods |
| US7383897B2 (en) | 2005-06-17 | 2008-06-10 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Downhole steering tool having a non-rotating bendable section |
| WO2007014111A2 (en) | 2005-07-22 | 2007-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool position sensing system |
| FR2898935B1 (fr) * | 2006-03-27 | 2008-07-04 | Francois Guy Jacques Re Millet | Dispositif d'orientation d'outils de forage |
| US8590636B2 (en) | 2006-04-28 | 2013-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable drilling system |
| GB0610814D0 (en) * | 2006-06-01 | 2006-07-12 | Geolink Uk Ltd | Rotary steerable drilling tool |
| GB0724900D0 (en) * | 2007-12-21 | 2008-01-30 | Schlumberger Holdings | Hybrid drilling system with mud motor |
| US8739901B2 (en) | 2008-03-13 | 2014-06-03 | Nov Worldwide C.V. | Wellbore percussion adapter and tubular connection |
| US8360172B2 (en) | 2008-04-16 | 2013-01-29 | Baker Hughes Incorporated | Steering device for downhole tools |
| WO2010098755A1 (en) | 2009-02-26 | 2010-09-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for steerable drilling |
| US8777598B2 (en) | 2009-11-13 | 2014-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Stators for downwhole motors, methods for fabricating the same, and downhole motors incorporating the same |
| US20110155466A1 (en) * | 2009-12-28 | 2011-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Varied rpm drill bit steering |
| US8770318B2 (en) | 2010-04-01 | 2014-07-08 | National Oilwell Varco, L.P. | Drilling motor with a locking collet sleeve stabilizer |
| US8286733B2 (en) | 2010-04-23 | 2012-10-16 | General Electric Company | Rotary steerable tool |
| US9534445B2 (en) | 2011-05-30 | 2017-01-03 | Alexandre Korchounov | Rotary steerable tool |
| WO2012177781A2 (en) | 2011-06-20 | 2012-12-27 | David L. Abney, Inc. | Adjustable bent drilling tool having in situ drilling direction change capability |
| US9556677B2 (en) | 2012-02-17 | 2017-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
| US9500031B2 (en) | 2012-11-12 | 2016-11-22 | Aps Technology, Inc. | Rotary steerable drilling apparatus |
| WO2014144256A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Schlumberger Canada Limited | Drill motor connecting rod |
-
2014
- 2014-12-29 EP EP14909630.7A patent/EP3201420B1/en active Active
- 2014-12-29 AU AU2014415648A patent/AU2014415648A1/en not_active Abandoned
- 2014-12-29 MX MX2017005451A patent/MX2017005451A/es unknown
- 2014-12-29 BR BR112017007272A patent/BR112017007272A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2014-12-29 CA CA2966193A patent/CA2966193C/en active Active
- 2014-12-29 US US15/531,187 patent/US10641044B2/en active Active
- 2014-12-29 WO PCT/US2014/072563 patent/WO2016108823A1/en active Application Filing
- 2014-12-29 MY MYPI2017000602A patent/MY184706A/en unknown
- 2014-12-29 CN CN201480084400.3A patent/CN107109898A/zh active Pending
- 2014-12-29 RU RU2017111982A patent/RU2660711C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144604C1 (ru) * | 1998-05-15 | 2000-01-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью - Научно-производственная фирма "Геобур" | Способ управления отклонителем при бурении скважины компоновкой с забойным двигателем |
| US6109372A (en) * | 1999-03-15 | 2000-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable well drilling system utilizing hydraulic servo-loop |
| US6837315B2 (en) * | 2001-05-09 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable drilling tool |
| RU2443844C2 (ru) * | 2006-05-11 | 2012-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система бурения ствола скважины и способ выполнения операций бурения ствола скважины |
| RU2455448C2 (ru) * | 2007-11-27 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ и устройство для гидравлического управления скважинными роторными системами бурения |
| WO2014098892A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling control using a bendable driveshaft |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112017007272A2 (pt) | 2017-12-26 |
| EP3201420A1 (en) | 2017-08-09 |
| CN107109898A (zh) | 2017-08-29 |
| AU2014415648A1 (en) | 2017-04-20 |
| US10641044B2 (en) | 2020-05-05 |
| CA2966193A1 (en) | 2016-07-07 |
| EP3201420A4 (en) | 2018-05-30 |
| CA2966193C (en) | 2019-10-22 |
| MX2017005451A (es) | 2017-07-04 |
| WO2016108823A1 (en) | 2016-07-07 |
| US20170350192A1 (en) | 2017-12-07 |
| MY184706A (en) | 2021-04-19 |
| EP3201420B1 (en) | 2020-01-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2693066C2 (ru) | Способ и устройство контроля искривления ствола скважины | |
| US10907465B2 (en) | Closed-loop drilling parameter control | |
| CN103703209B (zh) | 包括可缩回垫的钻土工具、包括用于这种工具的可缩回垫的筒、及相关方法 | |
| RU2442873C2 (ru) | Управление наклонно-направленным бурением с использованием регулируемого вращения долота | |
| US11286723B2 (en) | Rotary steerable system | |
| RU2642898C2 (ru) | Автоматизация бурения скважин с использованием профиля энергии и формы ствола скважины | |
| RU2428554C1 (ru) | Управление наклонно направленным бурением с использованием периодического возмущающего воздействия на буровое долото | |
| US10487642B2 (en) | Frequency analysis of drilling signals | |
| WO2013071223A2 (en) | System and method for steering a relief well | |
| RU2622574C2 (ru) | Скважинный буровой двигатель и способ использования | |
| US20120018219A1 (en) | Method and steering assembly for drilling a borehole in an earth formation | |
| CN110366627B (zh) | 用于旋转式转向系统的策略挠性部段 | |
| CA2996132A1 (en) | Mud pulse telemetry tool comprising a low torque valve | |
| US10006249B2 (en) | Inverted wellbore drilling motor | |
| RU2660711C1 (ru) | Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения | |
| Jerez et al. | Advancements in powered rotary steerable technologies result in record-breaking runs | |
| US20230296013A1 (en) | In-bit strain measurement for automated bha control |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201230 |