RU2703067C2 - Компоновка управления направлением движения для наклонно-направленного бурения ствола скважины - Google Patents
Компоновка управления направлением движения для наклонно-направленного бурения ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2703067C2 RU2703067C2 RU2017115928A RU2017115928A RU2703067C2 RU 2703067 C2 RU2703067 C2 RU 2703067C2 RU 2017115928 A RU2017115928 A RU 2017115928A RU 2017115928 A RU2017115928 A RU 2017115928A RU 2703067 C2 RU2703067 C2 RU 2703067C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- spindle
- casing
- bit
- center line
- clutch
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 31
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 15
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 12
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 12
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001846 repelling effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
-
- 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
- E21B7/064—Deflecting the direction of boreholes specially adapted drill bits therefor
-
- 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
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
-
- 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
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Компоновка управления направлением движения содержит кожух, имеющий продольную осевую линию; шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, причем шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией кожуха; отклоняющее устройство, выполненное с возможностью передачи боковой силы на шпиндель для смещения передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии, причем отклоняющее устройство содержит отклоняющую муфту, коаксиальную со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и узел ориентирования торца долота, выполненный с возможностью вращения передней соединительной оконечности шпинделя в требуемом направлении. При этом шпиндель является свободно вращающимся относительно кожуха, отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота. Обеспечивается минимизация внутренних циклических напряжений изгиба, высокие угловые скорости поворота, а также независимое управление направлением бурения с уменьшенной вибрацией. 8 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к области систем наклонно-направленного бурения и способу управления направлением во время бурения вертикальных или горизонтальных скважин. Конкретнее, настоящее изобретение относится к компоновке управления направлением движения для включения в бурильную колонну для наклонно-направленного бурение.
Предпосылки изобретения
Системы наклонно-направленного бурения являются системами, хорошо известными в технике бурения нефтяных и газовых скважин. Такая система в общем содержит бурильную колонну с компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) содержащей компоновку управления направлением движения и буровое долото, прикрепленное к нижнему концу бурильной колонны.
В наклонно-направленном бурении компоновка низа бурильной колонны обычно содержит компоновку измерений во время бурения (MWD) содержащую датчики для сбора информации по направлению (угол наклона и азимут) ствола скважины и других скважинных параметров бурения, и содержит передатчики телеметрии для передачи данных с датчиков на устье, на наземный блок управления. Дополнительно, для управления направлением, обычная компоновка низа бурильной колонны содержит забойный двигатель и кривой переводник, соединенный c валом для вращения бурового долота. Если необходимо, роторная управляемая система (РУС) заменяет забойный двигатель, или применяетcя в комбинации с ним для обеспечения управления направлением движения. Преимущество РУС состоит в том, что система обеспечивают управление направлением движения при вращении всей бурильной колонны, тогда как забойный двигатель в одиночку обеспечивает только управление направлением движения при удержании бурильной колонны фиксированной в конкретном направление (или под углом торца долота) от поверхности. Преимущества непрерывного вращения бурильной колонны являются многочисленными и включают в себя значительное уменьшение трения между бурильной колонной и стволом скважины, что обеспечивает бурение горизонтальных скважин большей протяженности.
Роторные управляемые системы, в общем, содержат трубчатый кожух, заключающий в себе вал, имеющий передний конец, соединенный напрямую или не напрямую с буровым долотом. Управляющие направлением движения механизмы различных видов могут быть размещены в кожухе для изменения ориентации переднего конца вала для изменения направления бурения. Первую категорию роторных управляемых систем выполняют с возможностью работы в конфигурации ʺpush-the-bitʺ (отклонение долота), и вторую категорию роторных управляемых систем выполняют с возможностью работы в конфигурации ʺpoint the bitʺ (направление долота). В конфигурации отклонения долота доминирующим фактором управления направлением движения является боковая (или поперечная) сила, передаваемая на долото. В конфигурации направления долота, доминирующим фактором управления направлением движения является угловое смещение или перекос долота. В роторных управляемых системах каждой из категорий содержатся дополнительно подкатегории.
Для роторных управляемых систем, выполненных с возможностью работы в конфигурации отклонения долота, кожух содержит башмаки или некоторые другие смещающие механизмы, которые можно избирательно активировать для приложения реактивной боковой силы на вал, таким образом изменяя ориентацию бурового долота.
Роторная управляемая система с отклонением долота первой подкатегории содержит не вращающийся (или медленно вращающийся) кожух, снабженный множеством башмаков, распределенных по окружности кожуха и направленных к стволу скважины. Башмаки избирательно приводятся в действие для перемещения в упор к стенке ствола скважины и изменения ориентации кожуха, который отклоняет вал и обеспечивает требуемую боковую силу на буровом долоте, таким образом отклоняя буровое долото вбок к предпочтительному направлению бурения.
Роторная управляемая система с отклонением долота второй подкатегории содержит не вращающийся (или медленно вращающийся) кожух, снабженный фиксированным закрепленным на корпусе стабилизатором и отклоняющим устройством, расположенным внутри окружности кожуха и направленным к валу. Внутреннее отклоняющее устройство избирательно приводится в действие для отталкивания вала от центра стабилизированного кожуха и, таким образом, от центра ствола скважины, обеспечивая боковую силу на буровом долоте.
Роторная управляемая система с отклонением долота другой подкатегории содержит вращающийся кожух, снабженный множеством башмаков, распределенных по окружности кожуха и направленных к стволу скважины. Башмаки вращаются с кожухом и могут независимо перемещаться из втянутого в выдвинутое положение, упираясь в стенку ствола скважины и толкая кожух вбок от центра ствола скважины, таким образом изменяя его ориентацию. Система дополнительно содержит средство управления, которое приводит в действие один башмак, когда башмак пересекает выбранный радиальный угол, так, что башмак перемещается в упор со стволом скважины в выбранном направлении для изменения ориентации кожуха, который отклоняет вал и обеспечивает требуемую смещающую силу на буровом долоте. Во время бурения в мягких породах применение системы управления направлением движения, в которой башмаки вдавливаются в ствол скважины, может являться нецелесообразным, в особенности с вращающимися башмаками.
Для роторных управляемых систем, выполненных с возможностью работы в конфигурации направления долота, основным применяемым способом наклона бурового долота является изгиб вала внутри отцентрированного не вращающегося (или медленно вращающегося) кожуха, таким образом, получают угловое отклонение вала от центральной осевой линии ствола скважины. В данном случае не вращающийся кожух включает в себя противоположно вращающееся средство некоторого вида и механизм для отклонения вала внутри не вращающегося кожуха. В данном случае изгиб во время вращения вала может вызвать усталость на валу, и вал может разрушиться или деформироваться после некоторого времени работы. Паллиативные решения включают в себя применение дорогостоящих материалов и могут требовать увеличения диаметра вала, указанное ограничено имеющимися сечениями для смещающих механизмов, мощностью и контрольно-измерительными приборами.
Кроме роторных управляемых систем категории ʺотклонения долотаʺ и ʺнаправления долотаʺ, также существуют гибридные роторные управляемые системы с функциональными возможностями управление направлением движения обеих систем, отклонения долота и направления долота, в зависимости от конфигурации. Пример такой гибридной роторной управляемой системы раскрыт в патенте US patent No 7,188,685. Данная роторная управляемая система содержит верхнюю секцию, соединенную с секцией управления направлением движения и буровое долото, соединенное с секцией управления направлением движения. Верхняя секция соединена с утяжеленной бурильной трубой, на которой обеспечен верхний стабилизатор. Секция управления направлением движения содержит нижний стабилизатор и соединена с верхней секцией вертлюгом, который является карданным шарниром с двумя степенями свободы, так, что вертлюг установлен между нижним стабилизатором и буровым долотом. Между секцией управления направлением движения и верхней секцией установлены поршни и приводятся в действие для перемещения в упор с секцией управления направлением движения, которая поворачивается на карданном шарнире. Секция управления направлением движения наклоняется до контакта нижнего стабилизатора с пластом, в данной точке поршень действует для проходки пласта в конфигурации отклонения долота. При бурении пласта препятствия, создаваемые пластом, удаляются, периферии секции управления направлением движения обеспечивается дополнительный наклон и инструмент затем начинает управляться по направлению движения, как система направления долота. Вращение секции управления направлением движения на башмаках вызывает трение, которое может давать износ данных частей и вибрацию секции управления направлением движения, которая может влиять на качество ствола скважины.
Требуется создание роторной управляемой системы, лишенной недостатков устройств существующей техники и обеспечивающей следующее:
управление движением по траектории скважины в конфигурации отклонения долота или направления долота;
конфигурацию направления долота, в которой минимизированы внутренние циклические напряжения изгиба;
относительно высокие угловые скорости поворота (или интенсивность отклонения ствола);
конфигурация, которую легко обслуживать в полевых условиях;
функциональную возможность варьирования угловой скорости поворота (или интенсивность отклонения ствола) с обеспечением независимого управления направления торца долота и;
удовлетворительное управление направлением бурения с уменьшенной вибрацией.
Сущность изобретения
Согласно первому аспекту, настоящее изобретение относится к компоновке 100 управления направлением движения, содержащей кожух 136, имеющий продольную осевую линию 101 и шпиндель 102, содержащий переднюю соединительную оконечность 103 и заднюю соединительную оконечность 104, причем шпиндель 102 проходит через кожух 136 и расположен в первом положении коаксиально с продольной осью 101 кожуха 136, компоновка управления направлением движения отличается тем, что содержит:
отклоняющее устройство для передачи боковой силы на шпиндель 102, которая дает смещение передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 от продольной осевой линии 101,
и узел ориентирования торца долота для поворота передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 к требуемому направлению;
шпиндель 102, свободно вращающийся относительно кожуха, отклоняющего узла и узла ориентирования торца долота.
Предпочтительно, шпиндель 102 соединен с кожухом 136 через блок подшипников содержащий сферическое гнездо 105, расположенное вокруг блока шарикоподшипников 130.
Предпочтительно, узел ориентирования торца долота содержит:
ориентирующую муфту 106, по меньшей мере частично включенную в кожух 136 и расположенную вокруг шпинделя 102, причем ориентирующая муфта 106 содержит первую часть 106a муфты, имеющую канал, коаксиальный с продольной осевой линией 101 кожуха 136, и вторую часть 106b муфты, имеющую канал, коаксиальный со второй осевой линией 137, наклонной относительно продольной осевой линии 101 кожуха 136; и
приводную систему для вращения ориентирующей муфты 106.
Предпочтительно, отклоняющее устройство является отклоняющим узлом, содержащим:
отклоняющую муфту 107, расположенную вокруг шпинделя 102 и коаксиальную со второй осевой линией 137 и;
приводную систему для перемещения отклоняющей муфты 107 вдоль второй осевой линии 137.
Предпочтительно, приводная система для вращения ориентирующей муфты 106 содержит первый зубчатый исполнительный механизм 108, который взаимодействует с зубчатой поверхностью 109 ориентирующей муфты 106.
Предпочтительно, приводная система для перемещения отклоняющей муфты 106 вдоль второй осевой линии 137 содержит:
первую приводную муфту 110, окружающую шпиндель 102, и по меньшей мере частично включенную в первую часть 106а ориентирующей муфты 106, причем первая приводная муфта 110 содержит:
зубчатую поверхность111, и
зубчатую оконечность 112, направленную к каналу второй части 106b ориентирующей муфты 106;
второй зубчатый исполнительный механизм 113, который взаимодействует с зубчатой поверхностью 111 первой приводной муфты 110;
вторую приводную муфту 114, окружающую шпиндель 102, включенную во вторую часть 106b ориентирующей муфты 106, удерживаемую, благодаря упору 115 во второй части 106b муфты и установленную вокруг отклоняющей муфты 107, причем вторая приводная муфта 114, содержит:
зубчатую оконечность 116, которая взаимодействует с зубчатой оконечностью 112 первой приводной муфты 110 и ;
спиральное направляющее средство 117, обеспеченное на ее внутренней поверхности;
линейное направляющее средство 118, обеспеченное во второй части 106b ориентирующей муфты 106.
Предпочтительно, отклоняющая муфта 107 содержит:
первую сторону, содержащую движущееся по спирали кулачковое следящее устройство 119, которое взаимодействует со спиральным направляющим средством 117 во второй приводной муфте 114;
вторую сторону, содержащую второе кулачковое следящее устройство 120, которое взаимодействует с линейным направляющим средством 118.
Предпочтительно, узел из сферического гнезда 121a и шарикоподшипников 121b расположен между отклоняющей муфтой 107 и шпинделем 102.
Предпочтительно, наружная поверхность кожуха 136 дополнительно содержит входящие в контакт со стволом башмаки 122.
Предпочтительно, кожух 136 дополнительно содержит один или несколько корпусов 123, включающих в себя батарею 124, электронный блок 125 управления и двигатели 126, 127.
Предпочтительно, компоновка управления направлением движения содержит первый двигатель 126 и первый зубчатый исполнительный механизм 108, специально предназначенный для вращения ориентирующей муфты 106, а также второй двигатель 127 и второй зубчатый исполнительный механизм 113, специально предназначенный для вращения первой приводной муфты 110 приводной системы для приведения в действие отклоняющей муфты 107.
В первой возможной конфигурации компоновка управления направлением движения дополнительно содержит шарнирный стабилизирующий переводник 131, соединенный с задней оконечностью 104 шпинделя 102.
Во второй возможной конфигурации компоновка управления направлением движения дополнительно содержит шарнирный переводник 135, соединенный с передней оконечностью 103 шпинделя 102 и соединенный с наддолотным стабилизирующим переводником 133, имеющим лопасти 134 на расстоянии от шарнира 139 шарнирного переводника 135, и, в свою очередь, соединенным с буровым долотом 200.
Предпочтительно, кожух выполнен с возможностью исключения вращения в стволе скважины, и служит в качестве опорной точки для управления направлением движения долота.
Более предпочтительно, компоновка управления направлением движения дополнительно содержит электронный блок 125 управления, выполненный в конфигурации для измерения любого нежелательного поворота кожуха в стволе скважины, вычисление корректировки для применения в наведении долота в требуемом направлении и применения данных корректировок для отклоняющего узла и узла ориентирования торца долота.
Во втором аспекте настоящее изобретение относится к способу наклонно-направленного бурения ствола скважины с обеспечением компоновки 100 управления направлением движения в бурильной колонне, как представлено в настоящем раскрытии, и в котором параметры управления направлением движения изменяют, применяя отклоняющее устройство.
В способе настоящего изобретения, направление при управлении направлением движения можно дополнительно изменять, применяя узел ориентирования торца долота.
В первом варианте осуществления способа настоящего изобретения компоновка 100 управления направлением движения применяетcя в конфигурации отклонения долота, с передней оконечностью 103 шпинделя 102, соединенной с буровым долотом 200.
Во втором варианте осуществления способа по настоящему изобретению, компоновка 100 управления направлением движения применяетcя в конфигурации направления долота, при этом передняя оконечность 103 шпинделя 102 соединена со вторым шарнирным переводником 135, в свою очередь соединенным с наддолотным стабилизирующим переводником 133, в свою очередь соединенным с буровым долотом 200.
Настоящее изобретение можно также описать, как компоновку 100 управления направлением движения, содержащую кожух 136 с продольной осевой линией 101 и шпиндель 102, содержащий переднюю соединительную оконечность 103 и заднюю соединительную оконечность 104, причем шпиндель 102 проходит через кожух 136 и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией 101, отклоняющее устройство для передачи боковой силы на шпиндель 102 в кожухе 136 для придания смещения передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 от продольной осевой линии 101, отличающуюся тем, что дополнительно содержит шарнирный стабилизирующий переводник, соединенный с задней оконечностью шпинделя.
Предпочтительно, шарнирный стабилизирующий переводник расположен снаружи кожуха.
В другом вариант осуществления изобретения передняя оконечность 103 шпинделя 102 соединена с шарнирным переводником 135, в свою очередь соединенным с наддолотным стабилизатором 133, который напрямую соединен с буровым долотом 200. Дополнительно, наддолотный стабилизатор и долото могут быть объединены в один блок.
Предпочтительно, кожух выполнен с возможностью исключения вращения или с возможностью медленного вращения в стволе скважины и служит в качестве опорной точки для управления направлением движения долота.
Предпочтительно, компоновка управления направлением движения содержит:
отклоняющее устройство для создания боковой силы, действующей на шпиндель 102 в кожухе 136, для придания передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 смещения от продольной осевой линии 101, и
узел ориентирования торца долота для поворота передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 к требуемому направлению;
шпиндель 102, свободно вращающийся относительно кожуха, отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота.
Предпочтительно, компоновка управления направлением движения содержит устройство управления, выполненное для измерения любого нежелательного поворота кожуха в стволе скважины, вычисления корректировки для применения в наведении долота в требуемом направлении и применения данных корректировок в отклоняющем устройстве и узле торца долота.
В способе бурения направленного ствола скважины по настоящему изобретению компоновка 100 управления направлением движения, такая, как представлена в настоящем раскрытии, обеспечена в бурильной колонне, и абсолютную величину направление бурения изменяют, обеспечивая боковую силу на шпинделе.
В способе узел ориентирования торца долота можно применять для изменения ориентации торца бурового долота.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1а показан вид сечения компоновки управления направлением движения согласно варианту осуществления настоящего изобретения, компоновка управления направлением движения соединена с буровым долотом.
На фиг. 1b показан вид сечения компоновки управления направлением движения согласно варианту осуществления настоящего изобретения, компоновка управления направлением движения соединена с шарнирным стабилизирующим переводником, который соединен с буровым долотом.
На фиг. 2а показан с увеличением вид сечения первой части компоновки управления направлением движения по вариантам осуществления, представленным на на фиг. 1a и 1b.
На фиг. 2b показан с увеличением вид сечения второй части компоновки управления направлением движения по вариантам осуществления, представленным на на фиг. 1a и 1b.
На фиг. 3 показан с увеличением вид сечения передней части компоновки управления направлением движения по настоящему изобретению.
На фиг. 4 показан трехмерный вид разобранной передней части компоновки управления направлением движения, представленной на фиг. 3.
На фиг. 5 показан трехмерный вид внутреннего устройства первой части компоновки управления направлением движения, представленной на фиг. 2a.
Подробное описание
Согласно первому аспекту, настоящее изобретение относится к компоновке 100 управления направлением движения для включения в бурильную колонну для управления направлением движения бурового долота в наклонно-направленной скважине.
Компоновка управления направлением движения по настоящему изобретению содержит кожух 136, имеющий продольную осевую линию 101, и шпиндель 102, содержащий переднюю соединительную оконечность 103 для соединения с буровым долотом 200 и заднюю соединительную оконечность 104 для соединения с бурильной колонной, шпиндель 102 проходит через кожух 136 и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией 101. Компоновка управления направлением движения отличается тем, что содержит:
отклоняющее устройство для поворота шпинделя 102 в кожухе 136 или, другими словами, передачи боковой силы на шпиндель, придающей смещение передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 от продольной осевой линии 101, и
узел ориентирования торца долота для поворота передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 к требуемому направлению;
причем шпиндель 102 свободно вращается относительно кожуха, отклоняющего узла и узла ориентирования торца долота.
Предпочтительно, отклоняющее устройство является отклоняющим узлом, как представлено выше в данном документе. Альтернативно, отклоняющее устройство может быть любым отклоняющим устройством известным специалисту в данной области техники, таким, например, как поршни или башмаки, расположенные в кожухе 136 для отталкивания шпинделя 102, и приводимые в действие исполнительным механизмом.
На фиг. 1 представлен вид сечения варианта осуществления компоновки управления направлением движения, выполненной в конфигурации ʺотклонения долотаʺ. Термин ʺотклонение долотаʺ применяетcя, как ссылка на конфигурации ʺотклонения долотаʺ существующей техники систем управления направлением движения, в которых боковую силу передают на шпиндель для изменения смещения шпинделя относительно осевой линии кожуха. В настоящем изобретении изгиб шпинделя минимизирован, благодаря соединению задней оконечности 104 шпинделя 102 с шарнирным стабилизирующим переводником 131 так, что когда боковую силу передают на шпиндель 102, шпиндель поворачивается относительно шарнира и передняя оконечность 103 шпинделя 102 получает смещение от осевой линии кожуха. Передняя оконечность шпинделя соединена с буровым долотом 200.
Предпочтительно, шарнирный стабилизирующий переводник 131 расположен снаружи кожуха 136. Данное устройство упрощает конструкцию и изготовление компоновки управления направлением движения, и шарнирный стабилизирующий переводник 131 можно легко удалить и заменить. Шарнирный стабилизирующий переводник 131 также дает больше гибкости компоновке управления направлением движения, и ствол скважины можно бурить с более резкими искривлениями.
На фиг. 1b представлен вид сечения компоновки управления направлением движения аналогичной представленной на на фиг. 1a, но с дополнительным средством, расположенным между передним концом 103 шпинделя 102 и буровым долотом 200, при этом компоновка управления направлением движения выполнена в конфигурации ʺнаправления долотаʺ. Задняя оконечность 104 шпинделя 102 соединена с первым шарнирным стабилизирующим переводником 131, и передняя оконечность 103 шпинделя 102 соединена с шарнирным переводником 135, который соединен с наддолотным стабилизатором 133, который соединен с буровым долотом 200. Наддолотный стабилизатор 133 имеет лопасти 134, установленные на расстоянии от шарнира 139 шарнирного переводника 135, для получения улучшенного действия конфигурации ʺнаправления долотаʺ, при этом лопасти действуют, как башмаки стабилизатора, предотвращая разрушение породы боковой поверхностью долота и поддерживая центрирование в стволе скважины в данной точке. В данной конфигурации, когда сила передается на боковую сторону шпинделя 102, шпиндель поворачивается в шарнире 131ʹ шарнирного стабилизирующего переводника 131, передняя оконечность 103 шпинделя нацелена в первом направлении под углом α относительно продольной осевой линии 101 кожуха 136. Шарнирный переводник 135 обеспечивает бурильной колонне уход от центра ствола скважины. Точка опоры, образованная наддолотным стабилизатором 133 и стенкой ствола скважины, обуславливает нацеливание бурового долота на точку во втором направлении под углом β относительно продольной осевой линии 101 кожуха, при этом угол β прямо пропорционален углу α, но имеет противоположное направление, находясь в зависимости от расстояния между точкой опоры и долотом.
Данные обе вышеупомянутые конфигурации дают преимущество в том, что шпиндель 102 не изгибается при создании изменений ориентации бурового долота, так что усталость материала на шпинделе уменьшается, и поэтому долговечность компоновки управления направлением движения и управления направлением бурового долота улучшается. Предпочтительно, шарнирный переводник 135 также расположен снаружи кожуха 136 для упрощения конструкция компоновки управления направлением движения и облегчения техобслуживания.
На фиг. 2а показан с увеличением вид первой части компоновки управления направлением движения согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Шпиндель 102 соединен с кожухом 136 через блок подшипников, содержащий сферическое гнездо 105, соединенное с внутренней поверхностью кожуха 136 и расположенное вокруг набора шаровых опор 130, что обеспечивает свободное вращение шпинделя 102 относительно кожуха 136. Сферическое гнездо 105 расположено между шпинделем 102 и кожухом 136 так, что обеспечивает поворот шпинделя 102 относительно кожуха 136 и обеспечивает радиальную и/или аксиальную связь с передачей нагрузки между шпинделем 102 и кожухом 136. Предпочтительно, блок подшипников расположен в окрестности заднего конца кожуха и задней оконечности 104 шпинделя 102.
Более детальный, трехмерный вид внутреннего устройства кожуха 136 представлен на фиг. 5. Кожух 136 содержит отсеки или корпуса 123 для размещения одной или нескольких батарей 124, электронных блоков 125 управления и двигателей 126 и 127 для поддержания связи с поверхностью и приведения в действие отклоняющего узла и узла ориентирования торца долота.
На фиг. 2b представлен с увеличением вид второй части компоновки управления направлением движения, показывающий узел ориентирования торца долота и отклоняющий узел. Узел ориентирования торца долота содержит ориентирующую муфту 106, включенную в кожух 136 и расположенную вокруг шпинделя 102. Ориентирующая муфта 106 содержит первую часть 106a, имеющую канал, коаксиальный с продольной осевой линией 101 кожуха, и вторую часть 106b, имеющую канал, коаксиальный со второй осевой линией 137, наклонной относительно продольной осевой линии 101 кожуха. Предпочтительно, наружная поверхность второй части 106b муфты является цилиндрически коаксиальной с продольной осевой линией 101 кожуха 136 и имеет наружный диаметр, выполненный с возможностью предотвращения проникновения шлама из ствола скважины в кожух. Например, наружный диаметр второй части 106b муфты больше или равен наружному диаметру конца кожуха 136, несущего ориентирующую муфту 106. Альтернативно, наружный диаметр второй части 106b муфты может, по существу, быть равен или больше внутреннего диаметра конца кожуха 136, несущего ориентирующую муфту 106. Вследствие наклона канала второй части 106b муфты вместе со второй осевой линией 137, наружный диаметр второй части 106b муфты больше диаметра первой части 106а ориентирующей муфты. Для обеспечения более компактной компоновки управления направлением движения, предпочтительным является частичное включение ориентирующей муфты 106 в кожух 136, с первой частью 106a муфты, расположенной внутри кожуха 136, и второй частью 106b муфты, расположенной снаружи кожуха 136. Предпочтительно, по меньшей мере один подшипник, предпочтительно, упорный подшипник 132 расположен между кожухом 136 и ориентирующей муфтой 106. Узел ориентирования торца долота дополнительно содержит приводную систему для вращения ориентирующей муфты 106, причем приводная система содержит, предпочтительно, первый зубчатый исполнительный механизм 108, который взаимодействует с зубчатой поверхностью 109 ориентирующей муфты. Первый зубчатый исполнительный механизм 108 расположен в кожухе 136 и может приводиться в действие двигателем 126. Зубчатая поверхность 109 предпочтительно расположена на наружной поверхности первой части 106a муфты внутри кожуха.
Отклоняющий узел содержит отклоняющую муфту 107, расположенную вокруг шпинделя 102 и коаксиальную со второй осевой линией 137. Предпочтительно, отклоняющая муфта расположена внутри второй части 106b ориентирующей муфты 106. Отклоняющий узел дополнительно содержит приводную систему для перемещения ориентирующей муфты 107 вдоль второй осевой линии 137.
Вариант осуществления приводной системы для перемещения отклоняющей муфты 107 представлен выше в данном документе и показан на фиг. 2b, 3 и 4. Приводная система для перемещения отклоняющей муфты 107 содержит первую приводную муфту 110, которая окружает шпиндель 102, и которая по меньшей мере частично включена в первую часть 106а ориентирующей муфты 106, при этом зубчатая поверхность 111 может взаимодействовать со вторым зубчатым исполнительным механизмом 113, расположенным в кожухе 136. Второй зубчатый исполнительный механизм 113 может приводиться в действие вторым двигателем 127. Первая приводная муфта 110 дополнительно содержит зубчатую оконечность 112, направленную к каналу второй части 106b ориентирующей муфты 106. Вторая приводная муфта 114 включена внутрь второй части 106b ориентирующей муфты 106, коаксиально со второй осевой линией 137, и удерживается упором 115 во второй части 106b муфты. Вторая приводная муфта 114 окружает отклоняющую муфту 107, которая установлена вокруг шпинделя 102. Вторая приводная муфта 114 содержит:
зубчатую оконечность 116, которая взаимодействует с зубчатой оконечностью 112 первой приводной муфты 110 и;
спиральное направляющее средство 117, обеспеченное на ее внутренней поверхности.
Отклоняющая муфта 107 содержит:
первую сторону, содержащую движущееся по спирали кулачковое следящее устройство 119, которое взаимодействует с направляющим средством 117 во второй приводной муфте 114;
второй сторону, содержащую линейно движущийся кулачок 120, который взаимодействует с линейным направляющим средством 118, обеспеченным во второй части 106b ориентирующей муфты 106.
Отклоняющая муфта 107 соединена со шпинделем 102 через блок подшипников, содержащий сферическое гнездо 121a и шарикоподшипники 121b. Сферическое гнездо 121a расположено между отклоняющей муфтой 107 и шарикоподшипниками 121b, в свою очередь, расположенными вокруг шпинделя 102. Зазор между внутренней поверхностью отклоняющей муфты 107 и наружной поверхностью шаровой опоры 121b обеспечивает вращение шаровой опоры 121b относительно отклоняющей муфты 107, с центром на осевой линии 138 сферического гнезда 121a.
Для отклонения осевой линии 101ʹ шпинделя относительно осевой линии 101 кожуха передаются инструкции в электронный блок 125 управления для приведения в действие второго зубчатого исполнительного механизма 113 для вращeния первой приводной муфты 110, зубчатая оконечность 112 которой взаимодействует с соответствующей зубчатой оконечностью 116 второй приводной муфты, 114 наклонной относительно первой приводной муфты 110. Инструкции передаются в электронный блок управления, например, через передатчики телеметрии. Внутренняя поверхность второй приводной муфты 114 содержит спиральное направляющее средство 117, взаимодействующее с движущимся по спирали кулачковым следящим устройством 119 отклоняющей муфты 107. Движущееся по спирали кулачковое следящее устройство 119 предпочтительно расположено на задней стороне отклоняющей муфты 107, ориентированной в направлении к первой приводной муфте 110. Передняя сторона отклоняющей муфты 107, которая ориентирована в направлении к переднему концу 103 шпинделя 102, содержит второе кулачковое следящее устройство 120, которое взаимодействует с линейным направляющим средством 118, которое неподвижно закреплено во второй части 106b ориентирующей муфты. Вращeние вместе со второй приводной муфтой линейного направляющего средства 118 предотвращено, так что вращение второй приводной муфты 114 обуславливает перемещение отклоняющей муфты 107 вдоль второй осевой линии 137 канала второй части 106b ориентирующей муфты 106. Данное действие отклоняет шпиндель 102 из положения, параллельного осевой линии 101 кожуха 136, во второе положение, наклонное относительно осевой линии 101 кожуха 136. Подшипниковый блок расположенный между отклоняющей муфтой 107 и шпинделем 102 обеспечивает свободное вращение шпинделя 102 относительно отклоняющей муфты 107 и ориентирующей муфты 106 и обеспечивает конструктивное соединение между частями.
Альтернативные варианты осуществления отклоняющего узла, включающие в себя различные варианты осуществления отклоняющей муфты 107 и средства для толкания отклоняющей муфты 107 вдоль второй осевой линии 137 могут быть исследованы специалистом в данной области техники, такие, например, как отклоняющая муфта, приводимая в действие поршневым средством или параллелограммным механизмом с приводом от двигателя.
Для ориентирования шпинделя 102 к требуемому направлению или, другими словами, для изменения угла торца бурового долота, инструкции передаются в электронный блок 125 управления, например, через передатчики телеметрии, для приведения в действие первого зубчатого исполнительного механизма 108 для вращения ориентирующей муфты 106. Электронный блок управления может также управлять работой и обеспечивать управление направлением независимо от команд с поверхности с помощью запрограммированных в компьютере алгоритмов.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения кожух 136 компоновки управления направлением движения содержит корпус для первого двигателя 126, соединенного с первым зубчатым исполнительным механизмом 108, специально предназначенным для вращения ориентирующей муфты 106, и для второго двигателя 127, соединенного со вторым зубчатым исполнительным механизмом 113, специально предназначенным для вращения первой приводной муфты 110 приводной системы для приведения в действие отклоняющей муфты 107. В таком варианте осуществления, следовательно, возможна передача инструкций для отклонения шпинделя в требуемое смещенное положение относительно осевой линии 101 кожуха 136 при вращении шпинделя 102 вокруг осевой линии 101 кожуха 136 для ориентирования шпинделя к требуемому направлению, или другими словами, для изменения ориентации торца инструмента шпинделя в направлении к требуемому углу. Такая компоновка управления направлением движения обеспечивает лучшее управление ориентацией торца инструмента и обеспечивает стволу скважины искривления лучшего качества.
Кожух 136 является предпочтительно выполненным с возможностью исключения вращения в стволе скважины, например, с обеспечением на наружной поверхности кожуха множества стабилизирующих башмаков 122, выполненных с возможностью контакта со стенкой ствола скважины. Башмаки 122 могут иметь рифленую контактную поверхность или могут быть выполнены из резинового материала для обеспечения трения со стенкой ствола скважины и предотвращения вращения кожуха. Предпочтительно кожух 136 занимает положение, не зависящее от вращения шпинделя, узла ориентирования торца долота и отклоняющего узла, при этом кожух 136 служит в качестве опорной точки для управление направлением движения. Компоновка управления направлением движения настоящего изобретения обеспечивает более легкое управление углом торца долота во всем диапазоне в 360°. Компоновка управления направлением движения настоящего изобретения также обеспечивает смещению передней оконечности шпинделя варьирование для генерирования вариаций интенсивности отклонения от отклонений низкой интенсивности до отклонений высокой интенсивности. Гибкость компоновки управления направлением движения получают, благодаря поворотному стабилизатору и созданию шарнира для шпинделя, вокруг которого шпиндель вращается. Данная гибкость обеспечивает высокую интенсивность отклонений.
Несмотря на выполнение кожуха с возможностью исключения вращения в стволе скважины, обеспеченного предпочтительно стабилизирующими башмаками 122, может случиться случайное вращение кожуха в стволе скважины вследствие, например нештатного трения в подшипниках. Для предотвращения нештатных отклонений в управлении направлением движения, кожух 136 компоновки управления направлением движения предпочтительно оборудован контроллером, включающим в себя акселерометры или другие измерительные средства, для измерения девиации кожуха 136 относительно его начальной ориентации торца инструмента и вектора силы тяжести. Контроллер предпочтительно включен в электронный блок 125 управления и выполнен с возможностью измерения девиации углового положения кожуха для вычисления корректировок с возможностью применения к отклоняющему узлу и узлу ориентирования торца долота для управления направлением движения долота, согласно требуемой траектории, и для применения данных корректировок к отклоняющему узлу и узлу ориентирования торца долота.
Компоновка 100 управления направлением движения согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения содержит кожух 136, имеющий продольную осевую линию 101, и шпиндель 102, содержащий переднюю соединительную оконечность 103 и заднюю соединительную оконечность 104, причем шпиндель 102 проходит через кожух 136 и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией 101, отклоняющее устройство для передачи боковой силы на шпиндель 102 в кожухе 136, такой которая дает смещение передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 от продольной осевой линии 101, и отличается тем, что дополнительно содержит шарнирный стабилизатор 131 соединенный с задней оконечностью 104 шпинделя. Шарнирный стабилизирующий переводник 131 дает больше гибкости компоновке управления направлением движения. Отклоняющее устройство может являться любым отклоняющим устройством, известным в технике, таким как комплект поршней или башмаков, толкающих шпиндель 102 для смещения от продольной осевой линии 101 кожуха 136, или отклоняющее устройство может являться отклоняющим узлом, как раскрыто выше в данном документе. Под действием боковой силы на шпинделе 102, шпиндель 102 поворачивается в шарнире шарнирного стабилизатора, и изгиб шпинделя предотвращается. Благодаря данному признаку, ствол скважины можно бурить с более резкими искривлениями.
Предпочтительно, шарнирный стабилизатор расположен снаружи кожуха 136. Компоновка управления направлением движения является простой в изготовлении, содержит меньше частей в кожухе, и для упрощения техобслуживания в ней снимается шарнирный стабилизирующий переводник.
в другой конфигурации второго варианта осуществления изобретения передняя оконечность 103 шпинделя 102 соединена с шарнирным переводником 135, который соединен с наддолотным стабилизирующим переводником 133, который соединен с буровым долотом 200.
Предпочтительно, кожух 136 выполнен с возможностью исключения вращения в стволе скважины, и служит в качестве опорной точки для управления направлением движения долота.
Предпочтительно, компоновка управления направлением движения содержит:
отклоняющий узел для передачи боковой силы на шпиндель 102 в кожух 136, такой, которая дает смещение передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 от продольной осевой линии 101, и
узел ориентирования торца долота для поворота передней соединительной оконечности 103 шпинделя 102 к требуемому направлению;
шпиндель 102, свободно вращающийся относительно кожуха, отклоняющего узла и узла ориентирования торца долота.
Предпочтительно, компоновка управления направлением движения содержит устройство управления, выполненное для измерения любого нежелательного поворота кожуха в стволе скважины, вычисления корректировок для применения в наведении долота в требуемом направлении и применения данных корректировок к отклоняющему узлу и узлу ориентирования торца долота.
Предпочтительно, узел ориентирования торца долота и отклоняющий узел могут содержать любой из признаков, перечисленных выше в данном документе, для компоновки управления направлением движения по первому варианту осуществления настоящего изобретения.
Предпочтительно, второй вариант осуществления компоновки управления направлением движения содержит любой из признаков первого варианта осуществления настоящего изобретения.
Согласно второму аспекту, настоящее изобретение относится к способу бурения наклонно-направленного ствола скважины с помощью обеспечения в бурильной колонне компоновки 100 управления направлением движения по любому из вышеупомянутых вариантов осуществления, и в котором направление бурения изменяют, управляя работой отклоняющего узла.
Предпочтительно, направление бурения дополнительно изменяют, управляя работой узла ориентирования торца долота.
Более предпочтительно, направление бурения изменяют, одновременно управляя работой отклоняющего узла и узла ориентирования торца долота.
В варианте осуществления способа настоящего изобретения компоновку 100 управления направлением движения применяют в конфигурации отклонения долота, с передней оконечностью 103 шпинделя 102, соединенной с буровым долотом 200.
В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения компоновку 100 управления направлением движения применяют в конфигурации направления долота, при этом передняя оконечность 103 шпинделя 102 соединена с шарнирным переводником 135, который соединен с наддолотным стабилизатором 133, имеющим лопасти 134 на расстоянии от шарнира 139 шарнирного переводника 135, причем наддолотный стабилизатор 133 соединен с буровым долотом 200.
Также, первую секцию ствола скважины можно бурить, применяя компоновку управления направлением движения в конфигурации отклонения долота и второй секцию ствола скважины можно бурить, применяя компоновку управления направлением движения в конфигурации направления долота или наоборот.
Claims (80)
1. Компоновка управления направлением движения, содержащая:
кожух, имеющий продольную осевую линию;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, причем шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией кожуха;
отклоняющее устройство, выполненное с возможностью передачи боковой силы на шпиндель для смещения передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии, причем отклоняющее устройство содержит отклоняющую муфту, коаксиальную со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и
узел ориентирования торца долота, выполненный с возможностью вращения передней соединительной оконечности шпинделя в требуемом направлении,
при этом шпиндель является свободно вращающимся относительно кожуха, отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота.
2. Компоновка управления направлением движения по п. 1, дополнительно содержащая сферическое гнездо, расположенное вокруг множества шарикоподшипников, выполненное с возможностью соединения шпинделя с кожухом.
3. Компоновка управления направлением движения по п. 1, в которой наружная поверхность кожуха дополнительно содержит входящие в контакт со стволом башмаки.
4. Компоновка управления направлением движения по п. 1, в которой кожух дополнительно содержит один или более корпусов, включающих в себя батарею, электронный блок управления и двигатель.
5. Компоновка управления направлением движения по п. 1, дополнительно содержащая шарнирный стабилизирующий переводник, соединенный с задней оконечностью шпинделя.
6. Компоновка управления направлением движения по п. 1, дополнительно содержащая шарнирный переводник, соединенный с передней оконечностью шпинделя и соединенный со стабилизатором, имеющим одну или более лопастей, причем одна или более лопастей проходят на расстоянии от шарнира шарнирного переводника, причем стабилизатор соединяется с буровым долотом.
7. Компоновка управления направлением движения по п. 6, в которой кожух выполнен с возможностью исключения вращения в стволе скважины и служит в качестве опорной точки для управления направлением движения долота.
8. Компоновка управления направлением движения, содержащая:
кожух, имеющий продольную осевую линию;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, причем шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией кожуха;
отклоняющее устройство, выполненное с возможностью передачи боковой силы на шпиндель для смещения передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии; и
узел ориентирования торца долота, выполненный с возможностью вращения передней соединительной оконечности шпинделя в требуемом направлении и дополнительно содержащий:
ориентирующую муфту, по меньшей мере частично включенную в кожух и расположенную вокруг шпинделя, причем ориентирующая муфта содержит первую часть муфты, имеющую канал, коаксиальный с продольной осевой линией кожуха, и вторую часть муфты, имеющую канал, коаксиальный со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и
приводную систему для вращения ориентирующей муфты,
при этом шпиндель является свободно вращающимся относительно кожуха, отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота.
9. Компоновка управления направлением движения по п. 8, в которой приводная система для вращения ориентирующей муфты дополнительно содержит первый зубчатый исполнительный механизм, который взаимодействует с зубчатой поверхностью ориентирующей муфты.
10. Компоновка управления направлением движения по п. 9, в которой отклоняющее устройство является отклоняющим узлом, содержащим отклоняющую муфту, расположенную вокруг шпинделя и коаксиальную со второй осевой линией, а также приводную систему для перемещения отклоняющей муфты вдоль второй осевой линии.
11. Компоновка управления направлением движения по п. 10, в которой приводная система для перемещения отклоняющей муфты вдоль второй осевой линии дополнительно содержит:
первую приводную муфту, окружающую шпиндель и по меньшей мере частично включенную в первую часть ориентирующей муфты, причем первая приводная муфта содержит:
зубчатую поверхность; и
зубчатую оконечность, направленную ко второй части ориентирующей муфты;
второй зубчатый исполнительный механизм, который взаимодействует с зубчатой поверхностью первой приводной муфты;
вторую приводную муфту, включённую во вторую часть ориентирующей муфты, удерживаемую упором во второй части муфты и установленную вокруг отклоняющей муфты, причем вторая приводная муфта содержит:
зубчатую оконечность, которая взаимодействует с зубчатой оконечностью первой приводной муфты и;
спиральную направляющую, обеспеченную на внутренней поверхности;
линейную направляющую обеспеченную во второй части ориентирующей муфты; и
отклоняющую муфту, которая дополнительно содержит:
первую сторону, содержащую движущееся по спирали кулачковое следящее устройство, которое взаимодействует со спиральной направляющей во второй приводной муфте; и
вторую сторону, содержащую второе кулачковое следящее устройство, которое взаимодействует с линейной направляющей; и
узел сферического гнезда и шарикоподшипники, расположенные между отклоняющей муфтой и шпинделем.
12. Компоновка управления направлением движения по п. 11, дополнительно содержащая первый двигатель, соединенный с первым зубчатым исполнительный механизмом, специально предназначенный для вращения ориентирующей муфты, и второй двигатель, соединенный со вторым зубчатым исполнительным механизмом, специально предназначенный для вращения первой приводной муфты приводной системы и для приведения в действие отклоняющей муфты.
13. Компоновка управления направлением движения, содержащая:
кожух, имеющий продольную осевую линию;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, причем шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией кожуха;
отклоняющее устройство, выполненное с возможностью передачи боковой силы на шпиндель для смещения передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии;
узел ориентирования торца долота, выполненный с возможностью вращения передней соединительной оконечности шпинделя в требуемом направлении;
шарнирный переводник, соединенный с передней оконечностью шпинделя и соединенный со стабилизатором, имеющим одну или более лопастей, причем одна или более лопастей проходят на расстоянии от шарнира шарнирного переводника, причем стабилизатор соединяется с буровым долотом;
контроллер, выполненный для измерения девиации в угловом положении кожуха в стволе скважины, вычисления корректировок для применения в наведении бурового долота в требуемом направлении и применения корректировок для отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота,
при этом шпиндель является свободно вращающимся относительно кожуха, отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота, причем кожух выполнен с возможностью исключения вращения в стволе скважины и служит в качестве опорной точки для управления направлением бурового долота.
14. Способ наклонно-направленного бурения ствола скважины, в котором:
обеспечивают в бурильной колонне компоновку управления направлением движения, содержащую:
кожух, имеющий продольную осевую линию;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, причем шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией кожуха;
отклоняющее устройство для передачи боковой силы на шпиндель, которая дает смещение передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии, причем отклоняющее устройство содержит отклоняющую муфту, коаксиальную со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и
узел ориентирования торца долота для поворота передней соединительной оконечности шпинделя к требуемому направлению,
при этом шпиндель является свободно вращающимся относительно кожуха, отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота; и
применяют отклоняющее устройство для изменения параметров направления бурения, или применяют узел ориентирования торца долота для изменения направления бурения, или применяют оба, отклоняющее устройство и узел ориентирования торца долота, для изменения параметров направления бурения и направления бурения.
15. Способ по п. 14, в котором компоновка управления направлением движения применяется в конфигурации отклонения долота, причем передняя оконечность шпинделя соединена с буровым долотом.
16. Способ по п. 14, в котором компоновка управления направлением движения применяется в конфигурации направления долота, причем передняя оконечность шпинделя соединена с шарнирным переводником, который соединен со стабилизатором, который соединен с буровым долотом.
17. Компоновка управления направлением движения, содержащая:
кожух, имеющий продольную осевую линию;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, при этом шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольный осевой линией;
отклоняющее устройство, выполненное с возможностью обеспечения боковой силы, действующей на шпиндель в кожухе, которая дает смещение передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии, причем отклоняющее устройство содержит отклоняющую муфту, коаксиальную со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и
шарнирный стабилизирующий переводник, соединенный с задней оконечностью шпинделя.
18. Компоновка управления направлением движения по п. 17, в которой шарнирный стабилизирующий переводник установлен снаружи кожуха.
19. Компоновка управления направлением движения, содержащая:
кожух, имеющий продольную осевую линию;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, при этом шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольный осевой линией;
отклоняющее устройство, выполненное с возможностью обеспечения боковой силы, действующей на шпиндель в кожухе, которая дает смещение передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии; и
шарнирный стабилизирующий переводник, соединенный с задней оконечностью шпинделя,
при этом передняя оконечность шпинделя соединена с шарнирным переводником, причем шарнирный переводник соединен с наддолотным стабилизатором, наддолотный стабилизатор соединен с буровым долотом.
20. Компоновка управления направлением движения по п. 19, в которой кожух выполнен с возможностью исключения вращения в стволе скважины и служит в качестве опорной точки для управления направлением бурового долота.
21. Компоновка управления направлением движения, содержащая:
кожух, имеющий продольную осевую линию, причем кожух выполнен с возможностью исключения вращения в стволе скважины и служит в качестве опорной точки для управления направлением бурового долота;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, при этом шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольный осевой линией;
отклоняющее устройство, выполненное с возможностью обеспечения боковой силы, действующей на шпиндель в кожухе, которая дает смещение передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии;
шарнирный стабилизирующий переводник, соединенный с задней оконечностью шпинделя; и
контроллер, выполненный для измерения девиации в угловом положении кожуха в стволе скважины, вычисления корректировок для применения в наведении бурового долота в требуемом направлении и применения корректировок для отклоняющего устройства и узла ориентирования торца долота.
22. Способ наклонно-направленного бурения ствола скважины, в котором:
обеспечивают в бурильной колонне компоновку управления направлением движения, содержащую:
кожух, имеющий продольную осевую линию;
шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, при этом шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией;
отклоняющее устройство, выполненное с возможностью обеспечения боковой силы, действующей на шпиндель в кожухе, которая дает смещение передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии, причем отклоняющее устройство содержит отклоняющую муфту, коаксиальную со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и
шарнирный стабилизирующий переводник, соединенный с задней оконечностью шпинделя; и
применяют отклоняющее устройство для изменения параметров направления бурения.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/510,561 US9109402B1 (en) | 2014-10-09 | 2014-10-09 | Steering assembly for directional drilling of a wellbore |
| US14/510,561 | 2014-10-09 | ||
| PCT/US2015/054119 WO2016057445A1 (en) | 2014-10-09 | 2015-10-06 | Steering assembly for directional drilling of a wellbore |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017115928A RU2017115928A (ru) | 2018-11-13 |
| RU2017115928A3 RU2017115928A3 (ru) | 2019-04-19 |
| RU2703067C2 true RU2703067C2 (ru) | 2019-10-15 |
Family
ID=53785931
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017115928A RU2703067C2 (ru) | 2014-10-09 | 2015-10-06 | Компоновка управления направлением движения для наклонно-направленного бурения ствола скважины |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9109402B1 (ru) |
| CN (1) | CN107429543B (ru) |
| CA (1) | CA2991486C (ru) |
| GB (1) | GB2547151B (ru) |
| MX (2) | MX2017004486A (ru) |
| RU (1) | RU2703067C2 (ru) |
| SA (1) | SA517381273B1 (ru) |
| WO (1) | WO2016057445A1 (ru) |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018057697A1 (en) * | 2016-09-23 | 2018-03-29 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling apparatus using a self-adjusting deflection device and deflection sensors for drilling directional wells |
| US11261667B2 (en) | 2015-03-24 | 2022-03-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting directional drilling apparatus and methods for drilling directional wells |
| WO2017065724A1 (en) | 2015-10-12 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary steerable drilling tool and method |
| US9464482B1 (en) | 2016-01-06 | 2016-10-11 | Isodrill, Llc | Rotary steerable drilling tool |
| US9657561B1 (en) | 2016-01-06 | 2017-05-23 | Isodrill, Inc. | Downhole power conversion and management using a dynamically variable displacement pump |
| EP3519663B1 (en) * | 2016-09-23 | 2023-09-13 | Baker Hughes Holdings LLC | Drilling apparatus using a self-adjusting deflection device and directional sensors for drilling directional wells |
| US10633919B2 (en) * | 2016-10-21 | 2020-04-28 | Turbo Drill Industries | Compound angle bearing assembly |
| CN108301770B (zh) * | 2017-01-12 | 2019-11-05 | 通用电气公司 | 自动调节定向钻井装置和方法 |
| GB201705424D0 (en) | 2017-04-04 | 2017-05-17 | Schlumberger Technology Bv | Steering assembly |
| CN107701107B (zh) * | 2017-10-31 | 2019-02-12 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种静态内推靠铰接式高造斜率旋转导向工具及控制方法 |
| RU2698759C1 (ru) * | 2018-06-04 | 2019-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Компоновка бурильной колонны для строительства горизонтальных участков большой протяженности |
| US11118406B2 (en) * | 2018-07-02 | 2021-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling systems and methods |
| US11021912B2 (en) | 2018-07-02 | 2021-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steering systems and methods |
| US11434696B2 (en) | 2018-07-02 | 2022-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Directional drilling systems and methods |
| WO2020210408A1 (en) * | 2019-04-08 | 2020-10-15 | Kinetic Upstream Technologies, Llc | Steering assembly for directional drilling of a wellbore |
| US11193331B2 (en) | 2019-06-12 | 2021-12-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Self initiating bend motor for coil tubing drilling |
| CN111159940B (zh) * | 2019-12-25 | 2020-09-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | 水平定向钻钻杆疲劳寿命分析方法 |
| CN111287658B (zh) * | 2020-02-20 | 2024-07-19 | 西南石油大学 | 一种全旋转导向钻具控制短节及其控制方法 |
| CN115653496A (zh) | 2022-09-20 | 2023-01-31 | 西南石油大学 | 一种二级反扭距弯螺杆定向工具 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU94024952A (ru) * | 1994-07-01 | 1996-06-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Устройство для искривления скважин |
| RU94035985A (ru) * | 1994-09-26 | 1996-07-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Управляемый отклонитель |
| RU2105880C1 (ru) * | 1994-11-29 | 1998-02-27 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Забойная телеметрическая система |
| RU2114273C1 (ru) * | 1994-09-26 | 1998-06-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ бурения наклонно направленных скважин и устройство для его осуществления |
| US20060090935A1 (en) * | 2004-11-02 | 2006-05-04 | Scientific Drilling International | Steerable drilling apparatus having a differential displacement side-force exerting mechanism |
| US20090166089A1 (en) * | 2006-03-27 | 2009-07-02 | Francois Millet | Drilling Tool Steering Device |
| US20130213713A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9402216D0 (en) | 1994-02-04 | 1994-03-30 | Bp Exploration Operating | Drilling bit assembly and apparatus |
| US5484029A (en) | 1994-08-05 | 1996-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Steerable drilling tool and system |
| WO1996030616A1 (en) | 1995-03-28 | 1996-10-03 | Japan National Oil Corporation | Device for controlling the drilling direction of drill bit |
| GB9507008D0 (en) | 1995-04-05 | 1995-05-31 | Mcloughlin Stephen J | A downhole adjustable device for trajectory control in the drilling of deviated wells |
| US6092610A (en) | 1998-02-05 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells |
| US5963138A (en) | 1998-02-05 | 1999-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for self adjusting downlink signal communication |
| CA2234495C (en) * | 1998-04-09 | 2004-02-17 | Dresser Industries, Inc. | Adjustable gauge downhole drilling assembly |
| US6328119B1 (en) * | 1998-04-09 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable gauge downhole drilling assembly |
| US6269892B1 (en) | 1998-12-21 | 2001-08-07 | Dresser Industries, Inc. | Steerable drilling system and method |
| US6808027B2 (en) | 2001-06-11 | 2004-10-26 | Rst (Bvi), Inc. | Wellbore directional steering tool |
| US7188685B2 (en) | 2001-12-19 | 2007-03-13 | Schlumberge Technology Corporation | Hybrid rotary steerable system |
| ATE429566T1 (de) * | 2003-04-25 | 2009-05-15 | Intersyn Technologies | Ein stufenloses getriebe verwendendes system und verfahren zur steuerung einer oder mehrerer systemkomponenten |
| GB0524998D0 (en) | 2005-12-08 | 2006-01-18 | Schlumberger Holdings | Steerable drilling system |
| US8967296B2 (en) | 2006-05-31 | 2015-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary steerable drilling apparatus and method |
| GB2445358B (en) | 2007-01-04 | 2011-04-13 | Schlumberger Holdings | Hole depth sensing |
| NO334262B1 (no) * | 2007-06-20 | 2014-01-20 | 2TD Drilling AS | Anordning ved apparat for retningsstyring av boreverktøy |
| GB2476463B (en) | 2009-12-22 | 2012-05-30 | Schlumberger Holdings | System and Method for Torque Stabilization of a drilling system |
| US8579044B2 (en) | 2010-03-30 | 2013-11-12 | Gyrodata, Incorporated | Bending of a shaft of a steerable borehole drilling tool |
| GB201112104D0 (en) | 2011-07-14 | 2011-08-31 | Tercel Ip Ltd | An improved directional drilling tool |
| CA2975908C (en) | 2012-02-17 | 2019-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
| WO2013180822A2 (en) * | 2012-05-30 | 2013-12-05 | Tellus Oilfield, Inc. | Drilling system, biasing mechanism and method for directionally drilling a borehole |
| US9371696B2 (en) | 2012-12-28 | 2016-06-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for drilling deviated wellbores that utilizes an internally tilted drive shaft in a drilling assembly |
| US9366087B2 (en) * | 2013-01-29 | 2016-06-14 | Schlumberger Technology Corporation | High dogleg steerable tool |
-
2014
- 2014-10-09 US US14/510,561 patent/US9109402B1/en active Active
-
2015
- 2015-07-13 US US14/797,623 patent/US10253567B2/en active Active
- 2015-10-06 MX MX2017004486A patent/MX2017004486A/es unknown
- 2015-10-06 CA CA2991486A patent/CA2991486C/en active Active
- 2015-10-06 CN CN201580067283.4A patent/CN107429543B/zh active Active
- 2015-10-06 RU RU2017115928A patent/RU2703067C2/ru active
- 2015-10-06 GB GB1707285.1A patent/GB2547151B/en active Active
- 2015-10-06 WO PCT/US2015/054119 patent/WO2016057445A1/en active Application Filing
-
2017
- 2017-04-06 MX MX2021009527A patent/MX2021009527A/es unknown
- 2017-04-08 SA SA517381273A patent/SA517381273B1/ar unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU94024952A (ru) * | 1994-07-01 | 1996-06-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Устройство для искривления скважин |
| RU94035985A (ru) * | 1994-09-26 | 1996-07-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Управляемый отклонитель |
| RU2114273C1 (ru) * | 1994-09-26 | 1998-06-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ бурения наклонно направленных скважин и устройство для его осуществления |
| RU2105880C1 (ru) * | 1994-11-29 | 1998-02-27 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Забойная телеметрическая система |
| US20060090935A1 (en) * | 2004-11-02 | 2006-05-04 | Scientific Drilling International | Steerable drilling apparatus having a differential displacement side-force exerting mechanism |
| US20090166089A1 (en) * | 2006-03-27 | 2009-07-02 | Francois Millet | Drilling Tool Steering Device |
| US20130213713A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017115928A (ru) | 2018-11-13 |
| GB2547151A (en) | 2017-08-09 |
| US20160102501A1 (en) | 2016-04-14 |
| GB201707285D0 (en) | 2017-06-21 |
| CN107429543A (zh) | 2017-12-01 |
| SA517381273B1 (ar) | 2022-12-20 |
| US10253567B2 (en) | 2019-04-09 |
| US9109402B1 (en) | 2015-08-18 |
| MX2021009527A (es) | 2021-09-08 |
| MX2017004486A (es) | 2018-07-06 |
| CN107429543B (zh) | 2019-12-10 |
| CA2991486A1 (en) | 2016-04-14 |
| RU2017115928A3 (ru) | 2019-04-19 |
| GB2547151B (en) | 2019-04-10 |
| CA2991486C (en) | 2023-10-17 |
| WO2016057445A1 (en) | 2016-04-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2703067C2 (ru) | Компоновка управления направлением движения для наклонно-направленного бурения ствола скважины | |
| EP3981945B1 (en) | Hybrid rotary steerable drilling system capable of easily deflecting | |
| RU2745645C2 (ru) | Буровая компоновка, в которой используется наклонное раздробляющее устройство для бурения наклонно-направленных стволов скважин | |
| MX2014009903A (es) | Sistemas de perforacion direccional. | |
| CA3054072C (en) | A method of configuring a rotary steerable system with a flexible collar | |
| US9869127B2 (en) | Down hole motor apparatus and method | |
| US10006249B2 (en) | Inverted wellbore drilling motor | |
| RU2721982C1 (ru) | Гибридная роторная управляемая система и способ | |
| AU2017355273B2 (en) | Flexible collar for a rotary steerable system | |
| CN105473806A (zh) | 井下可调弯度马达 | |
| US9650844B2 (en) | Bi-directional CV-joint for a rotary steerable system | |
| WO2020210408A1 (en) | Steering assembly for directional drilling of a wellbore | |
| GB2568408B (en) | Steering assembly for directional drilling of a wellbore | |
| US10858889B2 (en) | Steering assembly for directional drilling of a wellbore |