RU2776547C1 - Rotary-controlled system for drilling wells with a closed decision cycle - Google Patents
Rotary-controlled system for drilling wells with a closed decision cycle Download PDFInfo
- Publication number
- RU2776547C1 RU2776547C1 RU2021125499A RU2021125499A RU2776547C1 RU 2776547 C1 RU2776547 C1 RU 2776547C1 RU 2021125499 A RU2021125499 A RU 2021125499A RU 2021125499 A RU2021125499 A RU 2021125499A RU 2776547 C1 RU2776547 C1 RU 2776547C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic
- drilling
- downhole
- rotating spindle
- rotating
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title abstract 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 2
- 102100000672 SMPX Human genes 0.000 abstract 1
- 108060007673 SMPX Proteins 0.000 abstract 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
Images
Abstract
Description
Роторно-управляемая система (РУС) для бурения скважин с замкнутым циклом принятия решения предназначена для бурения преимущественно наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.The rotary steerable system (RS) for drilling wells with a closed decision-making cycle is designed for drilling predominantly directional and horizontal sections of wells.
В настоящее время для указанной цели наибольшее распространение получила система бурения скважин, основанная на применении в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) забойного двигателя с изогнутой шпиндельной секцией. В процессе бурения с набором угла крутящий момент на долоте создается ротором забойного двигателя за счет гидравлической энергии бурового раствора, бурильная колонна и корпус забойного двигателя с изогнутой шпиндельной секцией при этом не вращается. Заглубление скважины происходит путем скольжения невращающейся бурильной колонны и невращающегося корпуса забойного двигателя относительно стенки скважины. Для контроля траектории направления бурения выше забойного двигателя устанавливается телесистема (Одновинтовые гидравлические машины, том 2, Д.Ф. Балденко. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007 г., стр. 37-46).At present, for this purpose, the most widely used well drilling system is based on the use of a downhole motor with a curved spindle section as part of the bottom hole assembly (BHA). In the process of drilling with a set angle, the torque on the bit is created by the downhole motor rotor due to the hydraulic energy of the drilling fluid, while the drill string and the downhole motor body with a curved spindle section do not rotate. The well is deepened by sliding the non-rotating drill string and the non-rotating body of the downhole motor relative to the borehole wall. To control the trajectory of the drilling direction, a telesystem is installed above the downhole motor (Single-screw hydraulic machines,
Недостатком аналога является то, что изменение интенсивности набора параметров кривизны скважины предполагает извлечение КНБК на поверхность с целью изменения угла отклонения шпиндельной секции двигателя. Другим недостатком аналога является то, что при наборе угла бурильная колонна и КНБК в процессе бурения не вращается, что приводит к ухудшению условий передачи осевой нагрузки на долото вследствие влияния сил трения между бурильной колонной с КНБК и стенкой скважины.The disadvantage of the analog is that changing the intensity of the set of borehole curvature parameters involves extracting the BHA to the surface in order to change the deflection angle of the engine spindle section. Another disadvantage of the analogue is that when the angle is set, the drill string and the BHA do not rotate during drilling, which leads to deterioration in the conditions for transferring the axial load to the bit due to the influence of friction forces between the drill string with the BHA and the borehole wall.
Вследствие того, что силы трения покоя превышают силы трения движения, скольжение колонны труб с КНБК по мере углубления скважины происходит неравномерно, рывками, что вызывает динамические удары на долото и КНБК в целом. Отсутствие вращения колонны бурильных труб так же ухудшает условия выноса разбуренной породы на поверхность, особенно при бурении горизонтальных участков скважины. Другим недостатком аналога является то, что при наборе угла реактивный момент от долота передается через корпус забойного двигателя на бурильную колонну, что приводит к отклонению изогнутой шпиндельной секции от требуемой траектории скважины вследствие упругости бурильной колонны, как результат, возникает необходимость вводить неизбежные коррективы при бурении скважины, что приводит к непроизводительным затратам времени.Due to the fact that the static friction forces exceed the friction forces of movement, the sliding of the pipe string with the BHA as the well deepens is uneven, jerky, which causes dynamic impacts on the bit and the BHA as a whole. The lack of rotation of the drill string also worsens the conditions for the removal of drilled rock to the surface, especially when drilling horizontal sections of the well. Another disadvantage of the analogue is that when the angle is set, the reactive moment from the bit is transmitted through the downhole motor body to the drill string, which leads to the deviation of the bent spindle section from the required well trajectory due to the elasticity of the drill string, as a result, it becomes necessary to introduce inevitable adjustments when drilling the well. , which results in wasted time.
Известна роторно-управляемая система гидромеханического типа (Патент №2612403), которая позволяет набирать угол в процессе бурения, изменять интенсивность набора параметров кривизны скважины без извлечения КНБК на поверхность и поддерживать траекторию направленного бурения при вращении бурильной колонны и КНБК. Вращение бурильной колонны и КНБК при наборе угла позволяет снизить негативное влияние сил трения на процесс передачи осевой нагрузки на долото, повысить качество очистки ствола скважины, исключить влияние реактивного момента на долоте на процесс ориентирования. Другим преимуществом данной роторно-управляемой системы является возможность применения уже существующей, широко применяемой, стандартной телесистемы для контроля траектории направления бурения.Known rotary-controlled system of hydromechanical type (Patent No. 2612403), which allows you to gain angle during drilling, change the intensity of the set of parameters of the curvature of the well without removing the BHA to the surface and maintain the trajectory of directional drilling during rotation of the drill string and BHA. The rotation of the drill string and the BHA during the set angle reduces the negative effect of friction forces on the process of transferring the axial load to the bit, improves the quality of wellbore cleaning, and eliminates the effect of the reaction moment on the bit on the orientation process. Another advantage of this rotary steerable system is the ability to use an already existing, widely used, standard telesystem to control the trajectory of the direction of drilling.
Несмотря на то, что данная роторно-управляемая система прошла успешные промысловые испытания и показала работоспособность и эффективность (Журнал «Бурение и нефть», декабрь 2018 г. «Первая роторно-управляемая система гидромеханического типа в России создана в компании «БУРИНТЕХ»), она обладает следующим недостатком.Despite the fact that this rotary-controlled system has passed successful field tests and has shown its operability and efficiency (Drilling and Oil magazine, December 2018. “The first hydromechanical-type rotary-controlled system in Russia was created by the BURINTEKH company), it has the following disadvantage.
Основным недостатком аналога является невозможность осуществления полностью автоматизированного контроля бурения с замкнутым циклом принятия решения, которое позволило бы исключить влияние человеческого фактора в виде ошибочных действий персонала на процесс бурения.The main disadvantage of the analogue is the impossibility of fully automated control of drilling with a closed decision-making cycle, which would eliminate the influence of the human factor in the form of erroneous actions of personnel on the drilling process.
Наиболее близким по технической сути и достигаемому результату является роторно-управляемая система для бурения скважин с замкнутым циклом принятия решения (Patent USA, US 7,556,105B2. Closed Loop Drilling Assembly With Electronics Outside a Non-Rotating Sleeve), позволяющая набирать угол в процессе бурения, изменять интенсивность набора параметров кривизны скважины и поддерживать траекторию направленного бурения при вращении бурильной колонны и КНБК на основе полностью автоматизированного контроля бурения.The closest in technical essence and the achieved result is a rotary-controlled system for drilling wells with a closed decision-making cycle (Patent USA, US 7,556,105B2. Closed Loop Drilling Assembly With Electronics Outside a Non-Rotating Sleeve), change the intensity of the set of borehole curvature parameters and maintain the directional drilling trajectory with the rotation of the drill string and BHA based on fully automated drilling control.
Данная роторно-управляемая система состоит из поверхностного привода и бурильной колонны с КНБК, включающей отклонитель, центратор, забойный двигатель и долото. В состав РУС так же входит поверхностный и забойный процессоры и блоки забойных и поверхностных датчиков системы ориентации КНБК и регистрации контроля параметров бурения и физических свойств окружающих пород, передающих информацию на процессоры через каналы связи. Отклонитель включает в себя вращающийся шпиндель и невращающийся геостационарный корпус с плашками, которые выдвигаясь из корпуса и упираясь о стенки скважины создают результирующую отклоняющую силу на долоте в требуемом направлении. На геостационарном корпусе отклонителя установлена метка излучатель, на вращающемся корпусе отклонителя установлен датчик приемник, их взаимодействие позволяет определить пространственное положение плашек при бурении. На основе получаемых от датчиков данных, процессоры РУС оценивают направление бурения сопоставляя получаемую информацию с предварительно загруженной в память компьютера процессоров программой бурения и вводят коррекцию при необходимости. Коррекция направления бурения производится путем создания корректирующей (отклоняющей) силы в требуемом направлении посредством плашек, для чего масляными насосами высокого давления, установленными в отклонителе, рабочая жидкость через гидравлические распределительные каналы подается к поршням плашек, вызывая их выдвижение за пределы геостационарного корпуса до момента упора о стенку скважины. Отвод рабочей жидкости обратно на прием масляных насосов осуществляется по возвратным гидравлическим распределительным каналам. Гидравлические распределительные каналы выполнены, как во вращающемся шпинделе, так и в невращающемся геостационарном корпусе. Их герметичное соединение между собой в кольцевой щели между шпинделем и геостационарном корпусом осуществляется посредством внутренних уплотнительных элементов, при этом герметичность соединений по отношению к внешнему пространству кольцевой щели осуществляется посредством внешних уплотнительных элементов. Управление работой масляных насосов высокого давления, а так же их приводами, расчет необходимого усилия выдвижения каждой плашки и требуемого направления действия силы, а следовательно, и расчет необходимого давления в распределительных гидравлических каналах, осуществляется компьютером процессора (процессоров).This rotary steerable system consists of a surface drive and a drill string with a BHA including a whipstock, a centralizer, a downhole motor and a bit. The RSS also includes surface and downhole processors and blocks of downhole and surface sensors of the BHA orientation system and recording the control of drilling parameters and the physical properties of surrounding rocks, transmitting information to the processors through communication channels. The deflector includes a rotating spindle and a non-rotating geostationary body with rams that, moving out of the body and resting against the borehole walls, create the resulting deflecting force on the bit in the required direction. An emitter mark is installed on the geostationary body of the diverter, a receiver sensor is installed on the rotating body of the diverter, their interaction allows determining the spatial position of the rams during drilling. Based on the data received from the sensors, the RSS processors evaluate the direction of drilling by comparing the information received with the drilling program previously loaded into the computer memory of the processors and introduce a correction if necessary. The drilling direction is corrected by creating a corrective (deflecting) force in the required direction by means of the rams, for which the high-pressure oil pumps installed in the deflector supply the working fluid through the hydraulic distribution channels to the pistons of the rams, causing them to extend beyond the geostationary body until they stop well wall. The removal of the working fluid back to the intake of oil pumps is carried out through the return hydraulic distribution channels. Hydraulic distribution channels are made both in a rotating spindle and in a non-rotating geostationary housing. Their hermetic connection to each other in the annular gap between the spindle and the geostationary housing is carried out by means of internal sealing elements, while the tightness of the connections in relation to the outer space of the annular gap is carried out by means of external sealing elements. The operation of high-pressure oil pumps, as well as their drives, the calculation of the required pushing force of each ram and the required direction of the force, and, consequently, the calculation of the required pressure in the distribution hydraulic channels, is carried out by the computer of the processor (processors).
Данное техническое решение обладает следующими недостатками.This technical solution has the following disadvantages.
Недостаточная надежность всей РУС, обусловленная недостаточной надежностью отклонителя при его работе в составе КНБК в скважинных условиях. Из опыта конструирования бурового забойного оборудования известна проблема герметизации вращающихся деталей при их работе под давлением в скважинных условиях. Создание надежной герметизации вращающихся деталей сдерживается крайне тяжелыми условиями эксплуатации оборудования в скважине, такими как, агрессивное и коррозионное воздействие бурового раствора, большие перепады давлений, действующие на уплотнительные элементы, большие нагрузки, испытываемые герметизируемыми деталями. В качестве примера можно указать на шпиндельную секцию винтового забойного двигателя, выполнение которой герметичной и маслонаполненной сдерживается невысокой надежностью уплотнений, обеспечивающих герметизацию вращающегося вала шпинделя относительно невращающегося корпуса шпинделя. Как результат, вследствие подобных затруднений в настоящее время наибольшее распространение получила конструкция негерметизированного проточного шпинделя. В отклонителе прототипа, герметичность кольцевой щели между вращающимся шпинделем и невращающимся геостационарным корпусом в месте соединения гидравлических распределительных каналов по отношению к внешнему пространству, осуществляется посредством внешних уплотнительных элементов, непосредственно контактирующих с буровым раствором заполняющим внешнее пространство. При этом другая сторона внешних уплотнительных элементов контактирует с рабочей жидкостью, прокачиваемой масляными насосами по гидравлическим распределительным каналам под высоким давлением в процессе создания результирующей отклоняющей силы на долоте. Очевидно, что в процессе бурения, давление под поршнями плашек, а значит и давление в гидравлических распределительных каналах может быстро изменяться в зависимости от режима бурения - набора угла, стабилизация параметров кривизны - в сравнении с относительно стабильным давлением во внешнем пространстве, определяемым глубиной скважины, как результат, внешние уплотнительные элементы будут испытывать крайне нестабильные перепады давления в процессе бурения. Все эти факторы, а именно, контакт с буровым раствором, зачастую содержащим агрессивные к материалу уплотнительных элементов добавки, резкие изменения перепадов давления, снижают надежность работы внешних уплотнительных элементов.Insufficient reliability of the entire RSS, due to the insufficient reliability of the whipstock during its operation as part of the BHA in downhole conditions. From the experience of designing downhole drilling equipment, the problem of sealing rotating parts during their operation under pressure in downhole conditions is known. Creation of reliable sealing of rotating parts is constrained by extremely difficult operating conditions of the equipment in the well, such as aggressive and corrosive effects of drilling mud, large pressure drops acting on the sealing elements, heavy loads experienced by the sealed parts. As an example, we can point to the spindle section of a downhole motor, the performance of which is sealed and oil-filled is constrained by the low reliability of the seals that ensure the sealing of the rotating shaft of the spindle relative to the non-rotating spindle housing. As a result, due to such difficulties, the design of an unsealed flow spindle is currently the most common. In the prototype deflector, the tightness of the annular gap between the rotating spindle and the non-rotating geostationary housing at the junction of the hydraulic distribution channels in relation to the external space is carried out by means of external sealing elements that are in direct contact with the drilling fluid filling the external space. At the same time, the other side of the outer sealing elements is in contact with the working fluid pumped by the oil pumps through the hydraulic distribution channels under high pressure in the process of creating the resulting deflecting force on the bit. Obviously, during the drilling process, the pressure under the pistons of the rams, and hence the pressure in the hydraulic distribution channels, can quickly change depending on the drilling mode - angle gain, stabilization of the curvature parameters - in comparison with a relatively stable pressure in the external space, determined by the depth of the well, as a result, the outer sealing elements will experience highly unstable pressure drops during the drilling process. All these factors, namely, contact with drilling fluid, often containing additives that are aggressive to the material of the sealing elements, and sudden changes in pressure drops, reduce the reliability of the operation of external sealing elements.
Другой причиной недостаточной надежности отклонителя РУС является недостаточно надежная герметизация гидравлических распределительных каналов между собой в кольцевой щели. Их герметизация осуществляется посредством внутренних уплотнительных элементов, размещенных в кольцевой щели. Очевидно, что в процессе работы отклонителя в скважине, давление, действующее на внутренние уплотнительные элементы со стороны гидравлических распределительных каналов, будет определяться давлением под поршнями плашек, которое, как уже говорилось, может сильно меняться в процессе бурения. С другой стороны, в кольцевой щели между соседними гидравлическими распределительными каналами существует герметичная кольцевая полость, расположенная между внутренними уплотнительными элементами, давление в которой очень трудно оценить однозначно. Можно предположить, что в начальный период работы, когда еще не наблюдаются утечки через внутренние уплотнительные элементы, в данной герметичной кольцевой полости сохранено атмосферное давление, запертое в нем при сборке отклонителя. Однако, давление в данной полости, вероятнее всего, со временем повысится, например, по причине утечек в данную полость рабочей жидкости из гидравлических распределительных каналов в процессе работы устройства в скважине или его стендовых испытаний. Вместе с тем, как уже указывалось ранее, давление в гидравлических распределительных каналах в процессе бурения может сильно измениться, очевидно, что и объем утечек, а, следовательно, и перепад давления на внутренних уплотнительных элементах, так же может сильно измениться. Как результат, подобное исполнение герметизации гидравлических распределительных каналов между собой в кольцевой щели предполагает большую степень неопределенности в возможных ожидаемых перепадах давлений на внутренних уплотнительных элементах в процессе бурения. Ситуация становится еще более неопределенной, если принять во внимание взаимовлияние разности давлений в соседних гидравлических распределительных каналах на направление и величину утечек через внутренние уплотнительные элементы. Например, в случае, когда давление в одном из гидравлических распределительных каналов в процессе набора угла сильно повысится по сравнению с давлением в соседнем гидравлическом распределительном канале, вполне возможна ситуация, когда утечки будут происходить из одного гидравлического распределительного канала в соседний, что нарушит скоординированную, заранее рассчитанную процессором схему работу плашек в процессе ориентирования долота. Таким образом, нестабильные, плохо прогнозируемые перепады давления на внутренних уплотнительных элементах и возможность утечек рабочей жидкости из одного гидравлического распределительного канала в другой, существенно снижает надежность работы отклонителя РУС в скважине.Another reason for the insufficient reliability of the RSS diverter is the insufficiently reliable sealing of the hydraulic distribution channels between themselves in the annular gap. Their sealing is carried out by means of internal sealing elements placed in the annular gap. Obviously, during the operation of the diverter in the well, the pressure acting on the internal sealing elements from the side of the hydraulic distribution channels will be determined by the pressure under the pistons of the rams, which, as already mentioned, can vary greatly during drilling. On the other hand, in the annular gap between adjacent hydraulic distribution channels, there is a sealed annular cavity located between the internal sealing elements, the pressure in which is very difficult to unambiguously assess. It can be assumed that in the initial period of operation, when there are no leaks through the internal sealing elements, atmospheric pressure is stored in this sealed annular cavity, locked in it during the assembly of the deflector. However, the pressure in this cavity is likely to increase over time, for example, due to leakage into this cavity of the working fluid from the hydraulic distribution channels during the operation of the device in the well or its bench tests. At the same time, as already mentioned earlier, the pressure in the hydraulic distribution channels during drilling can change greatly, it is obvious that the volume of leaks, and, consequently, the pressure drop across the internal sealing elements, can also change greatly. As a result, such a design of sealing the hydraulic distribution channels between themselves in the annular gap implies a large degree of uncertainty in the possible expected pressure drops across the internal sealing elements during the drilling process. The situation becomes even more uncertain if one takes into account the mutual influence of the pressure difference in adjacent hydraulic distribution channels on the direction and magnitude of leaks through internal sealing elements. For example, in the case when the pressure in one of the hydraulic distribution channels in the process of climbing the angle increases significantly compared to the pressure in the adjacent hydraulic distribution channel, it is quite possible that leaks will occur from one hydraulic distribution channel to the adjacent one, which will violate the coordinated, in advance the scheme calculated by the processor for the operation of the rams in the process of bit orientation. Thus, unstable, poorly predictable pressure drops on the internal sealing elements and the possibility of leakage of the working fluid from one hydraulic distribution channel to another, significantly reduces the reliability of the RSS diverter in the well.
Другой причиной недостаточной надежности отклонителя РУС может служить необходимость выполнения и герметизации в кольцевой щели дополнительных возвратных гидравлических каналов, осуществляющих отвод рабочей жидкости обратно на прием масляных насосов.Another reason for the insufficient reliability of the RSS diverter may be the need to make and seal additional return hydraulic channels in the annular gap that drain the working fluid back to the intake of oil pumps.
Еще одной причиной недостаточной надежности отклонителя РУС является несбалансированность давления на приеме масляных насосов отклонителя с давлением в затрубном пространстве. Действительно, при работе отклонителя в скважине, давление в затрубном пространстве в процессе заглубления скважины может достигать значительных величин (200…400 атм и более), как результат, в процессе набора угла или стабилизации параметров кривизны ствола скважины, масляным насосам отклонителя для создания необходимого расчетного усилия прижатия плашек к стенке скважины, необходимо дополнительно преодолеть гидростатическое давление, обусловленное весом бурового раствора в затрубном пространстве.Another reason for the insufficient reliability of the diverter RSS is the imbalance of the pressure at the intake of the diverter oil pumps with the pressure in the annulus. Indeed, during the operation of the whipstock in the well, the pressure in the annular space in the process of deepening the well can reach significant values (200 ... the effort of pressing the rams against the well wall, it is necessary to additionally overcome the hydrostatic pressure due to the weight of the drilling fluid in the annulus.
Задачей изобретения является повышение надежности роторно-управляемой системы для бурения скважин с замкнутым циклом принятия решения.The objective of the invention is to improve the reliability of a rotary-controlled system for drilling wells with a closed decision-making cycle.
Поставленная задача решается тем, что в роторно-управляемой системе для бурения скважин с замкнутым циклом принятия решения, включающей поверхностный привод, установленный в компоновке низа бурильной колонны отклонитель с вращающимся шпинделем и корпусом и с невращающимся геостационарным корпусом, центратор отклонителя, долото, расположенное ниже отклонителя, забойный двигатель, установленный над отклонителем, забойные и поверхностные процессоры соединенные между собой каналом связи, блоки поверхностных и забойных датчиков системы ориентации компоновки низа бурильной колонны и регистрации и контроля параметров бурения и физических свойств окружающих пород, плашки отклонителя, установленные на геостационарном корпусе с возможностью выхода в радиальном направлении для упора о стенку ствола скважины с целью создания отклоняющей силы, метку излучатель и датчик приемник системы определения пространственного положения плашек, гидропривод плашек отклонителя, включающий гидравлические распределительные каналы, поршни и масляные насосы высокого давления с электроприводом, управляемые забойным процессором посредством контроллера гидропривода, внутренние и внешние уплотнительные элементы, размещенные в кольцевой щели между невращающимся геостационарном корпусом и вращающимся шпинделем для герметизации гидравлических распределительных каналов между собой и внешним пространством кольцевой щели, согласно изобретению, отклонитель снабжен гидрокомпенсатором в виде масляной полости, выполненной во вращающемся шпинделе и изолированной от затрубного пространства посредством подвижного поплавка и гидравлически связанной с внешним пространством кольцевой щели, во вращающемся шпинделе и корпусе отклонителя выполнен осевой разгрузочный канал, гидравлически связывающий прием масляных насосов с внешним пространством кольцевой щели посредством масляной полости гидроусилителя, выполненной во вращающемся шпинделе и разделенной подвижным поплавком гидроусилителя, причем герметичная полость в кольцевой щели между герметизированными гидравлическими распределительными каналами гидравлически связана с осевым разгрузочным каналом посредством радиальных каналов, выполненных во вращающемся шпинделе, а подвод и отвод рабочей жидкости к плашкам отклонителя осуществляется по одному гидравлическому распределительному каналу. Вместе с тем, подвижный поплавок гидроусилителя подпружинен посредством упругого элемента, размещенного в масляной полости гидроусилителя со стороны внешнего пространства кольцевой щели.The problem is solved by the fact that in a rotary-controlled system for drilling wells with a closed decision-making cycle, including a surface drive, a whipstock installed in the assembly of the bottom of the drill string with a rotating spindle and body and with a non-rotating geostationary body, a whipstock centralizer, a bit located below the whipstock , a downhole motor mounted above a deflector, downhole and surface processors interconnected by a communication channel, units of surface and downhole sensors of the system for orienting the bottom hole assembly and recording and controlling drilling parameters and the physical properties of surrounding rocks, deflector rams mounted on a geostationary body with the ability to exit in the radial direction to stop against the wall of the wellbore in order to create a deflecting force, a mark emitter and a receiver sensor of the system for determining the spatial position of the rams, a hydraulic drive of the deflector rams, including hydraulic distribution casting channels, pistons and high-pressure oil pumps with electric drive controlled by the downhole processor by means of a hydraulic drive controller, internal and external sealing elements placed in the annular gap between the non-rotating geostationary body and the rotating spindle to seal the hydraulic distribution channels between themselves and the outer space of the annular gap, according to of the invention, the diverter is equipped with a hydraulic compensator in the form of an oil cavity, made in a rotating spindle and isolated from the annulus by means of a movable float and hydraulically connected to the outer space of the annular gap, an axial unloading channel is made in the rotating spindle and the diverter housing, hydraulically connecting the reception of oil pumps with the outer space annular gap through the oil cavity of the hydraulic booster, made in a rotating spindle and separated by a movable float of the hydraulic booster, and the sealed cavity in the co The annular gap between the sealed hydraulic distribution channels is hydraulically connected to the axial discharge channel by means of radial channels made in the rotating spindle, and the supply and discharge of the working fluid to the diverter rams is carried out through one hydraulic distribution channel. At the same time, the movable float of the hydraulic booster is spring-loaded by means of an elastic element placed in the oil cavity of the hydraulic booster from the outer space of the annular gap.
По вопросу соответствия отличий предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень" можем сообщить следующее.On the issue of compliance of the differences of the proposed technical solution with the criterion of "inventive step" we can report the following.
Из уровня техники в добыче нефти на сегодняшний день можно отметить применение гидрокомпенсатора как элемента системы гидрозащиты погружного электродвигателя центробежного насоса, обеспечивающего выравнивание давления в масляной полости погружного электродвигателя с наружным давлением скважины, что позволяет защитить внутреннюю полость двигателя от попадания пластовой жидкости и утечки масла (Ш.К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти). С другой стороны, в области бурения известен буровой (ремонтный) гидравлический ясс, где так же применяется гидрокомпенсатор для выравнивания давления масла во внутренней полости гидроцилиндра ясса с давлением в скважине посредством подвижного поплавка, что позволяет улучшить условия работы сальников ясса. Известно так же применение гидромеханических гидроусилителей в различных областях машиностроения, которые позволяют повысить давление в гидравлических линиях (полостях) за счет применения подпружиненных подвижных поплавков (Т.М. Башта. Машиностроительная гидравлика).From the prior art in oil production today, one can note the use of a hydraulic compensator as an element of the hydraulic protection system of a submersible electric motor of a centrifugal pump, which ensures equalization of the pressure in the oil cavity of the submersible electric motor with the external pressure of the well, which makes it possible to protect the internal cavity of the engine from ingress of formation fluid and oil leakage (Ш K. Gimatudinov Reference book on oil production). On the other hand, in the field of drilling, a drilling (repair) hydraulic jar is known, where a hydraulic compensator is also used to equalize the oil pressure in the internal cavity of the jar hydraulic cylinder with the pressure in the well by means of a movable float, which improves the working conditions of the jar seals. It is also known the use of hydromechanical hydraulic boosters in various fields of mechanical engineering, which allow you to increase the pressure in hydraulic lines (cavities) through the use of spring-loaded movable floats (TM Bashta. Mechanical hydraulics).
Однако, совокупность отличительных признаков заявляемого изобретения, а именно, выполнение отклонителя с гидрокомпенсатором, гидроусилителем, выполнение осевого разгрузочного и радиальных гидравлических каналов во вращающемся шпинделе, организация подвода и отвода рабочей жидкости к плашкам отклонителя по одному гидравлическому распределительному каналу, позволяет достигнуть новый технический результат, а именно, повышение надежности РУС, выраженное в виде:However, the set of distinguishing features of the claimed invention, namely, the implementation of the diverter with a hydraulic compensator, hydraulic booster, the implementation of axial unloading and radial hydraulic channels in a rotating spindle, the organization of the supply and removal of the working fluid to the diverter rams through one hydraulic distribution channel, allows to achieve a new technical result, namely, the increase in the reliability of the RSS, expressed as:
- увеличения надежности работы внешних уплотнительных элементов в кольцевой щели отклонителя за счет уменьшения перепада давления на них;- increasing the reliability of the operation of external sealing elements in the annular gap of the diverter by reducing the pressure drop on them;
- увеличения надежности работы внешних и внутренних уплотнительных элементов в кольцевой щели отклонителя за счет исключения контакта с буровым раствором и недопущения попадания загрязнений в кольцевую щель;- increasing the reliability of the operation of external and internal sealing elements in the annular slot of the whipstock by eliminating contact with the drilling fluid and preventing the ingress of contaminants into the annular slot;
- исключения нескоординированной работы плашек отклонителя за счет предотвращения перетоков рабочей жидкости;- exclusion of uncoordinated work of the diverter rams due to the prevention of working fluid overflows;
- увеличения надежности работы отклонителя за счет совмещения функций подвода и отвода рабочей жидкости в гидравлическом распределительном канале.- increasing the reliability of the diverter by combining the functions of supplying and discharging the working fluid in the hydraulic distribution channel.
Таким образом, в обнаруженной нами информации не выявлено влияние отличительных в заявленном изобретении признаков на достижение такого результата, следовательно, заявляемое изобретение, на наш взгляд, отвечает условию изобретательского уровня.Thus, the information we found did not reveal the influence of the distinguishing features in the claimed invention on the achievement of such a result, therefore, the claimed invention, in our opinion, meets the condition of inventive step.
На фиг. 1 изображена схема роторно-управляемой системы (РУС) для бурения скважин с замкнутым циклом принятия решения; на фиг. 2 - изображен продольный разрез отклонителя РУС; на фиг. 3 - сечение А-А фиг.2; на фиг. 4 - гидравлическая схема работы плашек отклонителя; на фиг.5 - сечение Б-Б фиг.2.In FIG. 1 shows a diagram of a rotary-steerable system (RS) for drilling wells with a closed decision-making cycle; in fig. 2 - shows a longitudinal section of the deflector RSS; in fig. 3 - section A-A figure 2; in fig. 4 - hydraulic scheme of the diverter rams; figure 5 - section B-B figure 2.
Роторно-управляемая система для бурения скважин с замкнутым циклом принятия решения состоит из комплекса скважинного и поверхностного оборудования (Фиг. 1). Скважинное оборудование включает в себя забойный отклонитель 1 с плашками 2 для создания отклоняющей силы, центратор 3 для восприятия реакции от отклоняющей силы и центрирования компоновки низа бурильной колонны (КНБК), комплекс скважинной электроники обеспечивающей ориентацию долота и КНБК в целом, а так же сбор информации о физических свойствах разбуриваемых пород, текущих параметров бурения, прием и передачу информации на поверхность и турбогенератор 4 для питания скважинной электроники и исполнительных механизмов отклонителя 1. Комплекс скважинной электроники включает в себя один или несколько процессоров 5 с компьютером, установленных в отклонителе 1 и блок забойных датчиков 6 и 7, которые могут быть установлены, как в пределах отклонителя 1, так и могут быть разнесены по КНБК. Например, в случае установки в КНБК забойного двигателя 8, блок забойных датчиков 7 устанавливают над забойным двигателем 8. Разрушение горной породы осуществляют специально сконструированным для этой цели долотом 9, установленным под отклонителем 1. Поверхностное оборудование РУС включает в себя комплекс поверхностной электроники, обеспечивающий необходимый интерфейс оператора с роторно-управляемой системой, сбор информации о параметрах бурения, прием и передачу информации с поверхности на КНБК. В комплекс поверхностной электроники входит один или несколько процессоров 10 с компьютером и блок поверхностных датчиков 11. Крутящий момент к долоту 9 передается с поверхности посредством бурильной колонны 12, вращаемой поверхностным приводом - или устьевым ротором 13 или мотор-вертлюгом 14. В случае применения забойного двигателя 8, крутящий момент на долоте 9 создают за счет использования гидравлической энергии бурового раствора, закачиваемого в колонну бурильных труб 12.The rotary steerable system for drilling wells with a closed decision-making cycle consists of a complex of downhole and surface equipment (Fig. 1). The downhole equipment includes a
Блок забойных датчиков 6, размещенный преимущественно в пределах отклонителя 1, регистрирует информацию о пространственном положении как долота, так и КНБК в целом и передает ее в забойный процессор 5 и (или) в поверхностный процессор 10. Передача информации с поверхности до КНБК и обратно осуществляется с помощью датчиков 11 и 7 посредством двухканальной системы телеметрии, основанной на акустическом или электромагнитном принципе, информация в пределах КНБК (короткий канал связи) передается с помощью проводной связи или так же, путем акустического или электромагнитного канала связи. Блок забойных датчиков 6 так же регистрирует необходимую информацию о физических свойствах разбуриваемых пород и текущие параметры бурения.Downhole sensors block 6, located mainly within the
В свою очередь отклонитель 1 (Фиг. 2) включает в себя геостационарный корпус 15, который не вращается во время бурения и в котором размещены с возможностью радиального перемещения плашки 2 (Фиг. 3). Плашки 2 имеют возможность выдвигаться в радиальном направлении за пределы геостационарного корпуса 15 как раздельно (эксцентрично), так и одновременно (концентрично), для того что бы упираясь о стенки скважины ориентировать долото 9 (Фиг. 1) относительно оси скважины в процессе бурения. Перемещение плашек 2 в радиальном направлении за пределы геостационарного корпуса 15 осуществляется за счет радиального движения поршней 16 гидропривода размещенных подвижно и герметично в радиальных глухих цилиндрических полостях 17, выполненных в геостационарном корпусе 15. Обратное движение плашек 2 происходит за счет давления затрубного пространства над долотом 9, действующего на поршни 16 и за счет силы реакции от стенки скважины в момент создания отклоняющей силы. Продольно по оси отклонителя 1 и внутри геостационарного корпуса 15 на опорных узлах 18 размещен с возможностью вращения шпиндель 19, который жестко закреплен с расположенным по оси отклонителя 1 корпусом 20, центратором 3, турбогенератором 4 и далее со шпиндельным валом забойного двигателя 8. В свою очередь, корпус забойного двигателя 8 жестко закреплен с колонной бурильных труб 12, при этом между забойным двигателем 8 и бурильными трубами 12 размещен блок забойных датчиков 7. Таким образом, крутящий момент от колонны бурильных труб 12 и забойного двигателя 8 передается к долоту 9 путем вращения турбогенератора 4, центратора 3, корпуса 20 и шпинделя 19, геостационарный корпус 15 при этом не вращается.In turn, the deflector 1 (Fig. 2) includes a
Гидропривод плашек 2 (Фиг. 4) включает в себя масляные насосы 21 высокого давления с электроприводами 22, установленные в корпусе 20 (Фиг. 2) и питаемые от турбогенератора 4. Масляные насосы 21 работают независимо друг от друга, каждый из насосов 21 обеспечивает выдвижение конкретной плашки 2. Выдвижение плашки 2 осуществляют за счет подачи рабочей жидкости под расчетным давлением в цилиндрическую полость 17 под поршень гидропривода 16. Подача рабочей жидкости к поршням гидропривода 16 и ее отвод обратно к масляным насосам 21 осуществляется посредством гидравлических распределительных каналов 23 выполненных, как в невращающемся геостационарном корпусе 15, так и во вращающемся шпинделе 19 и в корпусе 20 (Фиг. 2 и 5). Невращающийся геостационарный корпус 15 и вращающийся шпиндель 19 образуют кольцевую щель 24, разобщение гидравлических распределительных каналов 23 в кольцевой щели 24, как между собой, так и по отношению к внешнему пространству осуществляется с помощью внутренних уплотнительных элементов 25 и внешних уплотнительных элементов 26, соответственно. При этом внутренние уплотнительные элементы 25 выполнены для работы преимущественно в условиях высоких давлений, внешние уплотнительные элементы 26 выполнены для работы в условиях преимущественно низких давлений. В шпинделе 19 и корпусе 20 выполнен осевой разгрузочный канал 27 (Фиг. 2, 4 и 5) для сбора утечек рабочей жидкости, возникающих при работе РУС через внутренние 25 и внешние уплотнительные элементы 26 и подачи ее обратно на прием масляных насосов 21. Утечки рабочей жидкости попадают в осевой разгрузочный канал 27 посредством радиальных гидравлических каналов 28 (Фиг. 4), выполненных в шпинделе 19. С целью герметизации кольцевой щели 24 и других внутренних полостей, образованных невращаюшимся геостационарным корпусом 15 и вращающимся шпинделем 19 и корпусом 20 от давления в затрубном пространстве, геостационарный корпус 15 оснащен концевыми уплотнениями 29 (Фиг. 2). В данные внутренние полости между концевыми уплотнениями 29, за исключением пространства кольцевой щели 24 между внешними уплотнительными элементами 26, закачивается масло для обеспечения длительной работы внешних уплотнительных элементов 26 и опорных узлов 18, испытывающих большие нагрузки в процессе бурения. С целью выравнивания давления во внутренних полостях между концевыми уплотнениями 29 с давлением в затрубном пространстве, отклонитель 1 оснащен гидрокомпенсатором. Гидрокомпенсатор отклонителя 1 представляет собой масляную полость 30 (Фиг. 2 и 4), выполненную в шпинделе 19, изолированную от затрубного пространства посредством подвижного поплавка 31, и гидравлически связанную с внутренними полостями между концевыми уплотнениями 29 посредством гидравлического канала 32 (Фиг. 2 и 4). С другой стороны, с целью изолирования осевого разгрузочного канала 27 от масляной полости 30 и от внутренних полостей между концевыми уплотнениями 29, а так же создания некоторого избыточного давления в разгрузочном канале 27 по отношению к затрубному пространству, в шпинделе 19 выполнен гидравлический усилитель 33 (Фиг. 2). Гидравлический усилитель 33 представляет собой масляную полость 34 (Фиг. 4), гидравлически связанную с разгрузочным каналом 27 с одной стороны, и посредством гидравлического канала 35 с масляной полостью 30 и внутренними полостями между концевыми уплотнениями 29 с противоположной стороны. При этом, осевой разгрузочный канал 27 и гидравлический канал 35 изолированы между собой посредством подвижного поплавка 36 размещенного в масляной полости 34, причем для создания некоторого избыточного давления в разгрузочном канале 27 по отношению к затрубному пространству, поплавок 36 подпружинен посредством упругого элемента 37, размещенного в масляной полости 34 со стороны гидравлического канала 35.The hydraulic drive of the rams 2 (Fig. 4) includes high-pressure oil pumps 21 with
Каждый из масляных насосов 21 оснащен байпасной линией 38 (Фиг. 4), связывающей выкидную линию масляного насоса 21 с его приемом, а так же оснащен контроллером 39 гидропривода, включающего в себя датчики давления, расхода и управляющие клапаны. Контроллеры 39 гидропривода и электроприводы 22 масляных насосов 21 управляются забойным процессором 5. Передача и прием информации от забойного процессора 5 к контроллерам 39 гидропривода и электроприводам 22 осуществляется с помощью адаптера 40 (Фиг. 2).Each of the oil pumps 21 is equipped with a bypass line 38 (Fig. 4) connecting the flow line of the
Для определения пространственного положения каждой из плашек 2, на невращающемся геостационарном корпусе 15 установлена метка-излучатель 41 (Фиг. 2) (например, магнитная метка), на ответной поверхности вращающегося корпуса 20 установлен датчик-приемник 42.To determine the spatial position of each of the dies 2, a label-emitter 41 (Fig. 2) (for example, a magnetic label) is installed on the non-rotating
Роторно-управляемая система для бурения скважин с замкнутым циклом принятия решения работает следующим образом.Rotary-driven system for drilling wells with a closed decision-making cycle works as follows.
Крутящий момент к долоту 9 передается с поверхности посредством бурильной колонны 12, вращаемой поверхностным приводом - или устьевым ротором 13 или мотор-вертлюгом 14. В случае применения забойного двигателя 8, крутящий момент так же создается путем использования гидравлической энергии бурового раствора, закачиваемого в колонну бурильных труб 12. Таким образом, при бурении долото 9 может вращаться тремя способами: вращением только бурильной колонной 12, вращением только забойным двигателем 8, или комбинацией вращательных движений бурильной колонны 12 и забойного двигателя 8.The torque to the
В процессе ориентирования блок забойных датчиков 6 и 7 регистрирует информацию, необходимую для определения пространственного положения КНБК и ориентации долота (зенитный угол и азимутальный угол) и передает полученные данные забойному процессору 5. Для управления процессом ориентирования долота 9 забойному процессору 5 так же необходимо определить положение плашек 2 невращающегося геостационарного корпуса 15 относительно КНБК. Во время вращения корпуса 20, датчик-приемник 42, проходя мимо метки-излучателя 41, определяет ее положение, а следовательно и положение плашек 2 невращающегося геостационарного корпуса 15 относительно пространственного положения КНБК в момент замера. Датчик-приемник 42 передает полученные данные забойному процессору 5. Таким образом, в процессе бурения, забойный процессор 5 получает текущую информацию о зенитном и азимутальном углах КНБК на глубине замера и о положении плашек 2 невращающегося геостационарного корпуса 15 относительно пространственного положения КНБК. Для определения фактической глубины нахождения КНБК (расстояние от устья до КНБК по стволу скважины) и глубины забоя скважины используется блок поверхностных датчиков 11. В дальнейшем, принятие решения о необходимости коррекции направления бурения и управление процессом ориентирования долота в требуемом направлении бурения может осуществляться несколькими способами:In the process of orientation, the block of
1) Управление процессом ориентирования долота 9 и принятие решения о необходимости коррекции направления бурения осуществляется забойным процессором 5. В этом случае, процессор 5 дополнительно к информации, получаемой от блока забойных датчиков 6 и 7, получает так же информацию с блока поверхностных датчиков 11 о фактической глубине местонахождения КНБК. Передача информации с поверхности до КНБК и обратно при этом осуществляется посредством двухканальной системы телеметрии с помощью датчиков 11 и 7. Таким образом, получаемая процессором 5 информация позволяет определить текущее пространственное положение КНБК (зенитный угол и азимутальный угол) на фактической глубине нахождения КНБК. Для создания базы сравнения, в память компьютера забойного процессора 5 предварительно загружается программа бурения, включающая в себя информацию о требуемом профиле скважины и ее инклинограмме. В процессе бурения, забойный процессор 5 сравнивает текущее пространственное положение КНБК с требуемым профилем или траекторией скважины, после чего принимает решение о корректировке направления бурения при необходимости. Для корректировки направления бурения, забойным процессором 5 определяется пространственное положение плашек 2 невращающегося геостационарного корпуса 15 относительно КНБК на основе информации, получаемой от датчика-приемника 42. Сама корректировка направления бурения происходит путем формулирования и выдачи команд забойным процессором 5 через адаптер 40 к контроллерам 39 гидропривода и электроприводам 22 для выдвижения плашек 2 из геостационарного корпуса 15 и создания расчетной отклоняющей (корректирующей) силы на долоте 9 в требуемом направлении.1) Controlling the
2) Управление процессом ориентирования долота 9 осуществляется с помощью забойного процессора 5, однако принятие решения о необходимости коррекции направления бурения осуществляется поверхностным процессором 10. В этом случае, поверхностный процессор 10 получает информацию о текущем пространственном положении КНБК (зенитный угол и азимутальный угол) с помощью блока забойных датчиков 6 и 7 посредством системы телеметрии. Одновременно, поверхностный процессор 10 так же получает информацию о фактической глубине нахождения КНБК от блока поверхностных датчиков 11. Получаемая информация позволяет процессору 10 определить текущее пространственное положение КНБК (зенитный угол и азимутальный угол) на фактической глубине нахождения КНБК. Для создания базы сравнения, в память компьютера поверхностного процессора 10 предварительно загружается программа бурения, включающая в себя информацию о требуемом профиле скважины и ее инклинограмме. Процессор 10 сравнивает текущее пространственное положение КНБК с требуемым профилем или траекторией скважины, после чего принимает решение о корректировке направления бурения при необходимости. Корректировка происходит путем формулирования и передачи команды поверхностным процессором 10 забойному процессору 5 посредством системы телеметрии. Для выполнения команды, забойный процессор 5 определяет пространственное положение плашек 2 невращающегося геостационарного корпуса 15 относительно КНБК на основе информации, получаемой от датчика-приемника 42. Корректировка направления бурения происходит путем формулирования и выдачи команд забойным процессором 5 через адаптер 40 к контроллерам 39 гидропривода и электроприводам 22 для выдвижения плашек 2 из геостационарного корпуса 15 и создания расчетной отклоняющей (корректирующей) силы на долоте 9 в требуемом направлении.2) The
Таким образом, в этом случае, поверхностный процессор 10 принимает решение о необходимости корректировки, а забойный процессор 5 для выполнения команды поверхностного процессора 10 управляет гидроприводом плашек 2 геостационарного корпуса 15 для создания отклоняющей (корректирующей) силы на долоте 9 в требуемом направлении.Thus, in this case, the
В обеих случаях, оператор роторно-управляемой системы с замкнутым циклом принятия решения имеет возможность вмешаться в работу РУС посредством интерфейса компьютера поверхностного процессора 10, для чего по двухканальной системе телеметрии с КНБК передается текущая информация по зенитному и азимутальному углам на поверхность в поверхностный процессор 10. Кроме этого, поверхностный процессор 10 может так же получать информацию о физических свойствах разбуриваемых пород, текущих параметров бурения и иную необходимую информацию.In both cases, the operator of the rotary-controlled system with a closed decision-making cycle has the ability to intervene in the work of the RSS through the computer interface of the
При бурении горизонтальных протяженных участков в продуктивном пласте, роторно-управляемая система с замкнутым циклом принятия решения использует дополнительный критерий, подтверждающий нахождение КНБК в продуктивном пласте. В качестве дополнительного критерия используется информация о физических свойствах продуктивного пласта, таких как, удельное электрическое сопротивление, диэлектрическую константу, пористость, которые были получены ранее при бурении разведочных скважин в данном регионе бурения. При приближении к продуктивному пласту и после входа в него блок забойных датчиков 6 и 7 регистрирует информацию о физических свойствах пород окружающих КНБК и передает в процессоры 5 и (или) 10. В память компьютера процессора 5 и (или) 10 предварительно загружается программа бурения, включающая в себя информацию о физических свойствах продуктивного пласта. Процессор 5 и (или) 10 сравнивают текущее пространственное положение КНБК и физические свойства окружающих пород с предварительно загруженной в память компьютера информацией, после чего делается качественный вывод, где находится КНБК - в продуктивном пласте или вне его.When drilling horizontal long sections in a reservoir, the rotary steerable system with a closed decision loop uses an additional criterion confirming that the BHA is in the reservoir. As an additional criterion, information is used on the physical properties of the reservoir, such as electrical resistivity, dielectric constant, porosity, which were obtained earlier when drilling exploration wells in this drilling region. When approaching the reservoir and after entering it, the block of
Скважинная электроника, включающая в себя забойный процессор 5, блок забойных датчиков 6 и 7, датчик-приемник 42, а так же исполнительные механизмы отклонителя 1, включающие в себя электроприводы 22 и контроллеры 39 гидропривода питаются электроэнергией, вырабатываемой турбогенератором 4 от потока буровой жидкости, подающейся к КНБК через колонну бурильных труб 12.Downhole electronics, including
Рассмотрим более подробно работу гидропривода плашек 2. Величина отклоняющей силы на долоте 9 и вектор ее направления есть результат суммарного действия всех плашек 2 невращающегося геостационарного корпуса 15 на стенку ствола скважины, при этом сила реакции от отклоняющей силы воспринимается центратором 3. Для получения требуемой отклоняющей силы в требуемом направлении, усилие прижатия каждой плашки 2 о стенку скважины рассчитывается забойным процессором 5 по специально разработанному алгоритму. Далее забойный процессор 5 управляет работой контроллеров 39 и электроприводов 22, устанавливая необходимые давления рабочей жидкости в гидравлических распределительных каналах 23, а следовательно, и в цилиндрической полости 17 под поршнем 16 каждой из плашек 2. В процессе бурения каждый из масляных насосов 21 работает сам на себя по байпасной линии 38 через контроллер 39 гидропривода, при этом каждый из масляных насосов 21 обеспечивает выдвижение конкретной плашки 2 по своему собственному гидравлическому распределительному каналу 23. Подача рабочей жидкости из гидравлических распределительных каналов 23, выполненных во вращающемся шпинделе 19 в соответствующие гидравлические распределительные каналы 23, выполненных в невращающемся геостационарном корпусе 15 осуществляется через кольцевую щель 24, при этом разобщение гидравлических распределительных каналов 23 между собой осуществляется с помощью внутренних уплотнительных элементов 25 установленных в кольцевой щели 24. В процессе ориентирования долота 9, при прижатии плашек 2 с усилием о стенку скважины, в соответствующих гидравлических распределительных каналах 23, а следовательно, и в соответствующем пространстве кольцевой щели 24 развивается высокое давление, как результат, при работе РУС по мере износа уплотнений возникают утечки рабочей жидкости через внутренние уплотнительные элементы 25, которые через радиальные каналы 28 собираются в осевом разгрузочном канале 27 и подаются обратно на прием масляных насосов 21 высокого давления. По отношению к внутренним полостям между концевыми уплотнениями 29, гидравлические распределительные каналы 23 в кольцевой щели 24 дополнительно герметизируются посредством внешних уплотнительных элементов 26. Как уже указывалось ранее, в данные внутренние полости закачивается масло для обеспечения длительной работы внешних уплотнительных элементов 26 и опорных узлов 18, испытывающих большие нагрузки в процессе бурения. При работе отклонителя 1 в скважине, давление масла в вышеуказанных полостях выравнивается с давлением в затрубном пространстве на глубине работы КНБК через подвижный поплавок 31 гидрокомпенсатора. Вместе с тем, герметичная полость в кольцевой щели 24 между внутренним уплотнительным элементом 25 и внешним уплотнительным элементом 26 гидравлически связана посредством радиального канала 28 с осевым разгрузочным каналом 27, давление в котором несколько выше, чем давление в затрубном пространстве за счет работы гидравлического усилителя 33. Как результат, перепад давления на внешних уплотнительных элементах 26 при работе отклонителя 1 в скважине будет незначительным на любой глубине нахождения КНБК. Заметим, что при этом развиваемый градиент давления на внешних уплотнительных элементах 26 будет направлен от внутреннего пространства кольцевой щели 24 (между внутренним уплотнительным элементом 25 и внешним уплотнительным элементом 26), к внешнему пространству кольцевой щели, что исключает попадание масла из внутренних полостей между кольцевыми уплотнениями 29 геостационарного корпуса 15. Подобная техническая особенность позволяет предотвратить попадание посторонних частиц (продуктов износа, возможного загрязнения и т.д) в кольцевую щель 24, затем в гидравлические распределительные каналы 23, осевой разгрузочный канал 27 и далее на прием масляных насосов 21, а так же в цилиндрические полости 17 под поршнями 16 плашек 2 при работе отклонителя 1 в скважине и тем самым повысить надежность работы РУС в целом.Let us consider in more detail the operation of the hydraulic drive of
Работа гидравлического усилителя 33 проявляется в виде небольшого увеличения давления рабочей жидкости в осевом разгрузочном канале 27 в сравнении с давлением в затрубном пространстве за счет упругого элемента 37 действующего на подвижный поплавок 36.The operation of the
Заметим, что выполнение радиальных каналов 28 во вращающемся шпинделе 19 позволяют не только собирать возможные утечки, но и организовать прогнозируемые перепады давления на внутренних уплотнительных элементах 25 в процессе углубления скважины, т.е. при изменении давления в затрубном пространстве. Т.е. несмотря на возможные сочетания давлений в гидравлических распределительных каналах 23 и затрубного давления в момент создания отклоняющей (корректрирующей) силы на долоте 9 на различных глубинах, перепад давления на внутренних уплотнительных элементах 25 будет направлен всегда от гидравлического распределительного канала 23 к осевому разгрузочному каналу 27. Как результат, исключается возможность утечек рабочей жидкости из одного гидравлического распределительного канала 23 в другой, что позволит предотвратить нескоординированную работу плашек 2 в процессе ориентирования долота 9.Note that the implementation of
Выполнение отклонителя 1 с гидрокомпенсатором позволяет предотвратить контакт внешних уплотнительных элементов 26 с буровым раствором, кроме этого, соответствующее уменьшение перепада давления на внешних уплотнительных элементах 26 позволяет повысить надежность и долговечность их работы в скважинных условиях, и тем самым повысить надежность работы отклонителя 1 в целом. Отметим, что закачка масла во внутренние полости между концевыми уплотнениями 29 позволяет так же обеспечить более надежную работу не только внешних уплотнительных элементов 26, но и опорных узлов 18, испытывающих большие нагрузки в процессе бурения.The implementation of the
Обратное движение плашек 2 происходит за счет давления затрубного пространства над долотом 9, действующего на поршни 16, а так же за счет силы реакции от стенки скважины в момент создания отклоняющей силы, причем рабочая жидкость отводится по тому же гидравлическому распределительному каналу 23, по которому она была подведена к плашкам 2. Т.е. в процессе работы отклонителя 1, гидравлический распределительный канал 23 выполняет две функции - подвод и отвод рабочей жидкости к плашкам 2. Подобное конструктивное исполнение позволяет уменьшить количество гидравлических распределительных каналов 23, а следовательно, уменьшить количество герметичных соединений в кольцевой щели 24, что так же позволит повысить надежность работы отклонителя 1 в целом.The reverse movement of the
Выполнение отклонителя 1 с гидрокомпесатором и гидроусилителем позволяет сбалансировать давление на приеме масляных насосов 21 с давлением в затрубном пространстве, что позволит существенно снизить нагрузку на масляные насосы 21 при работе на больших глубинах.The implementation of the
Блок забойных датчиков 6 и 7 могут регистрировать так же и другую информацию, например информацию о виброактивности КНБК для оценки условий его работы и возможных причин отказов забойной электроники, информацию о физических и химических свойствах бурового раствора, регистрировать появление сероводорода при бурении, информацию по осевой нагрузке и крутящему моменту на долоте и другую необходимую информацию.
Предлагаемое изобретение позволяет осуществлять бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин в полностью автоматическом режиме, с замкнутым циклом принятия решения, и позволит практически исключить влияние человеческого фактора в виде ошибочных действий персонала на процесс бурения.The proposed invention allows drilling of directional and horizontal wells in a fully automatic mode, with a closed decision-making cycle, and will virtually eliminate the influence of the human factor in the form of erroneous actions of personnel on the drilling process.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2776547C1 true RU2776547C1 (en) | 2022-07-22 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998034003A1 (en) * | 1997-01-30 | 1998-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assembly with a steering device for coiled-tubing operations |
| RU2239042C2 (en) * | 1999-12-10 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Холдингз Лимитед | Method for drilling a well and concurrently directing drilling crown actively controlled by rotating drill system and actively controlled rotating directed system |
| US7556105B2 (en) * | 2002-05-15 | 2009-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling assembly with electronics outside a non-rotating sleeve |
| RU2457308C2 (en) * | 2010-10-07 | 2012-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Spindle oil-filled section of hydraulic downhole motor |
| RU2690238C1 (en) * | 2017-12-04 | 2019-05-31 | Александр Владимирович Суханов | Rotary controlled system with electric drive for bit rotation speed adjustment |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998034003A1 (en) * | 1997-01-30 | 1998-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Drilling assembly with a steering device for coiled-tubing operations |
| RU2239042C2 (en) * | 1999-12-10 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Холдингз Лимитед | Method for drilling a well and concurrently directing drilling crown actively controlled by rotating drill system and actively controlled rotating directed system |
| US7556105B2 (en) * | 2002-05-15 | 2009-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling assembly with electronics outside a non-rotating sleeve |
| RU2457308C2 (en) * | 2010-10-07 | 2012-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Spindle oil-filled section of hydraulic downhole motor |
| RU2690238C1 (en) * | 2017-12-04 | 2019-05-31 | Александр Владимирович Суханов | Rotary controlled system with electric drive for bit rotation speed adjustment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2598671C2 (en) | Modular controlled rotary drive, deflecting tool and controlled rotary drilling system with modular drive | |
| US6241031B1 (en) | Electro-hydraulically controlled tractor | |
| US7389830B2 (en) | Rotary steerable motor system for underground drilling | |
| US9145736B2 (en) | Tilted bit rotary steerable drilling system | |
| CN111295497B (en) | Rotary guide system with actuator having link | |
| CA2587884C (en) | Modular drilling apparatus with power and/or data transmission | |
| CA2875794C (en) | Tachometer for downhole drilling motor | |
| NO172258B (en) | APPARATUS AND PROCEDURES FOR DIVERSE DRILLING | |
| US9828853B2 (en) | Apparatus and method for drilling fluid telemetry | |
| US5402855A (en) | Coiled tubing tools for jet drilling of deviated wells | |
| RU2587205C2 (en) | Piston pulling system used in underground wells | |
| WO2019100116A1 (en) | Simple rotary steerable drilling system | |
| AU2017355273B2 (en) | Flexible collar for a rotary steerable system | |
| US10415377B2 (en) | Fluid pressure pulse generator and flow bypass sleeve for a telemetry tool | |
| RU2776547C1 (en) | Rotary-controlled system for drilling wells with a closed decision cycle | |
| US2877977A (en) | Well control equipment | |
| CA2992768C (en) | Seal and seal assembly for a fluid pressure pulse generating tool | |
| US20100140876A1 (en) | Sealing gland and methods of use | |
| US11105192B1 (en) | Variable build motor | |
| US11021910B2 (en) | Sealing assembly and related methods | |
| US20210180430A1 (en) | Smart circulation sub | |
| WO2023147409A1 (en) | Sealed rotating system for managed pressure drilling | |
| CN105829640B (en) | Energization formula PAEK sealing element |