Система (варианты) и способ (варианты) гидравлического уравновешивания скважинных режущих инструментов
Предложены варианты системы и способа уравновешивания нагрузки и распределения гидравлической энергии между скважинными режущими инструментами. Техническим результатом является повышение эффективности бурения. Компоновка низа бурильной колонны, содержащая буровое долото и скважинный расширитель, аксиально смещенный по направлению к буровому долоту, первый переводник скважинного датчика, расположенный в непосредственной близости к буровому долоту с возможностью контролировать нагрузку на долото, второй переводник скважинного датчика, расположенный в непосредственной близости к скважинному расширителю с возможностью контролировать нагрузку на скважинный расширитель, блок передачи данных, имеющий коммуникационное соединение с первым и вторым переводниками скважинных датчиков и выполненный с возможностью принимать и обрабатывать данные о нагрузке на долото и нагрузке на скважинный расширитель, и одну или более управляемых насадок, расположенных в каждом из указанных бурового долота и скважинного расширителя, причем каждая управляемая насадка имеет коммуникационное соединение с блоком передачи данных и приводится в действие этим блоком передачи данных, чтобы регулировать подачу гидравлической энергии на буровое долото или скважинный расширитель, когда соотношение между нагрузкой на долото и нагрузкой на скважинный расширитель превышает заданный рабочий порог. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Данное раскрытие изобретения относится к бурению стволов скважин в подземных пластах и, в частности, к системам и способам уравновешивания нагрузки и распределения гидравлической энергии между отдельными скважинными режущими инструментами.
[0002] Стволы скважин формируют в подземных пластах для различных целей, включая, например, добычу нефти и газа, а также добычу геотермального тепла. Такие стволы скважин обычно образуют с помощью одного или более буровых долот, таких как буровые долота с запрессованными поликристаллическими алмазными резцами (т.е. “лопастные” буровые долота), шарошечные буровые долота для твердых пород (т.е. “шарошечные” буровые долота), буровые долота со вставными алмазами и буровые долота смешанного типа, которые могут содержать, например, как запрессованные алмазные резцы, так и шарошечные резцы. Буровое долото непосредственно или косвенно присоединено к концу колонны бурильных труб или рабочей колонны, которая содержит ряд удлиненных трубчатых сегментов, имеющих стыковое соединение, и проходит от поверхности вглубь ствола скважины. Различные инструменты и компоненты, в том числе буровое долото, часто расположены на дистальном конце колонны бурильных труб в нижней части ствола скважины или иным образом соединены с таким дистальным концом. Эту сборку инструментов и компонентов обычно называют “компоновкой низа бурильной колонны” (КНБК).
[0003] Для того чтобы сформировать ствол скважины, буровое долото вращается и связанные с ним резцы или абразивные устройства режут, дробят, рассекают и/или истирают пластовые породы, тем самым содействуя продвижению бурового долота вглубь подземного пласта. В некоторых случаях буровое долото вращают в стволе скважины посредством вращения колонны бурильных труб с поверхности, а флюид, такой как буровой раствор, закачивают с поверхности по направлению к буровому долоту. Буровой раствор выходит из бурильной колонны в области бурового долота сквозь одну или более насадок, расположенных в нем, и может служить для охлаждения бурового долота и вымывания твердых буровых частиц на поверхность через кольцевое пространство, образованное между колонной бурильных труб и открытой поверхностью ствола скважины. Однако в других случаях буровое долото может вращаться посредством соединения бурового долота с забойным двигателем (например, турбонасосным забойным двигателем), который, в свою очередь, соединен с колонной бурильных труб и находится в непосредственной близости к буровому долоту. Буровой раствор, закачиваемый с поверхности, может приводить забойный двигатель в движение для вращения бурового долота и впоследствии выходить из насадок бурового долота и возвращаться обратно на поверхность через кольцевое пространство.
[0004] Чтобы увеличить диаметр ствола скважины, устройство “скважинный расширитель” (также называется “устройством для расширения ствола скважины” или “расширителем ствола скважины”) могут применять в сочетании с буровым долотом как часть КНБК. Скважинный расширитель обычно смещен аксиально вверх по направлению к буровому долоту вдоль длины КНБК. В процессе работы буровое долото работает как направляющее долото, чтобы образовать пилотную скважину в подземном пласте, и скважинный расширитель следует за буровым долотом сквозь пилотную скважину с целью расширить диаметр ствола скважины, в то время как КНБК продвигается вглубь пласта.
[0005] Во время бурения ствола скважины на буровое долото и скважинный расширитель оказывает влияние осевая сила, или нагрузка, направленная от поверхности через бурильную колонну, которая обеспечивает продвижение режущих инструментов вглубь пласта. Эту силу, или нагрузку, как правило, называют “нагрузкой на долото” (WOB) и “нагрузкой на скважинный расширитель” (WOR). Эффективное бурение с применением как бурового долота, так и скважинного расширителя может существенно влиять на производительность и скорость проникновения (ROP) вглубь пласта. Тем не менее, управление WOB и WOR, когда они применяются одновременно, может быть довольно сложной задачей. Возможны несколько вариантов развития событий, которые могут препятствовать эффективности бурения, тем самым приводя не только к низкой ROP, но и к преждевременному износу скважинных инструментов. Например, ствол скважины может проходить через разные пласты или слои горной породы, и каждый пласт может обладать различными физическими характеристиками. Некоторые пласты могут быть относительно мягкими, и в них легко осуществлять бурение, а другие являются относительно твердыми и трудно поддающимися бурению. Когда ствол скважины проходит сквозь относительно твердый пласт и входит в лежащий под ним более мягкий пласт, буровое долото быстро удаляет породу из более мягкого пласта, а скважинный расширитель продолжает более медленно расширять ствол скважины в более твердом пласте. Следовательно, соотношение между WOB и WOR может стать нежелательным и неравномерно распределиться между скважинным расширителем и буровым долотом.
[0006] Несбалансированное распределение нагрузки между скважинным расширителем и буровым долотом может привести к несбалансированному образованию шлама на каждом режущем инструменте, что, в свою очередь, может привести к зашламованию долота, поскольку неэффективно смываемый шлам имеет тенденцию налипать вокруг режущих инструментов. Во время буровых работ, как кратко указывалось выше, шлам смывается с режущих инструментов посредством бурового раствора, нагнетаемого в ствол скважины с поверхности, и, в конечном итоге, выбрасывается из каждого режущего инструмента с помощью одной или более насадок, установленных на нем. Поскольку размеры насадок в каждом из бурового долота и скважинного расширителя определены перед погружением в ствол скважины, определенными также являются гидравлическая пропускная способность через скважинный расширитель и буровое долото и, таким образом, подаваемая на них гидравлическая энергия.
[0007] Гидравлическая энергия, расходуемая на каждый режущий инструмент, зависит, главным образом, от перепада давления на насадках бурового долота и скважинного расширителя, и уравновешивания давления между этими режущими инструментами, поскольку они расположены последовательно вдоль КНБК. Может быть довольно сложно управлять гидравлической пропускной способностью бурового раствора через скважинный расширитель и буровое долото во время их одновременного использования. Однако эффективное управление ею повышает эффективность бурения, тем самым увеличивая скорость проникновения вглубь подземного пласта.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0008] Данное раскрытие изобретения относится к бурению стволов скважин в подземных пластах и, в частности, к системам и способам уравновешивания нагрузки и распределения гидравлической энергии между отдельными скважинными режущими инструментами.
[0009] В некоторых вариантах реализации изобретения раскрыта компоновка низа бурильной колонны и она может содержать первый переводник скважинного датчика, выполненный с возможностью контролировать нагрузку на долото, второй переводник скважинного датчика, аксиально смещенный по направлению к первому переводнику скважинного датчика и выполненный с возможностью контролировать нагрузку на скважинный расширитель, и блок передачи данных, имеющий коммуникационное соединение с первым и вторым переводниками скважинных датчиков и выполненный с возможностью принимать и обрабатывать данные о нагрузке на долото и нагрузке на скважинный расширитель, а также регулировать подачу гидравлической энергии по меньшей мере на что-то одно из бурового долота и скважинного расширителя, когда соотношение между нагрузкой на долото и нагрузкой на скважинный расширитель превышает заданный рабочий порог.
[0010] В других вариантах реализации изобретения раскрыт способ бурения ствола скважины. Способ реализации изобретения может включать следующие этапы: контроль нагрузки на долото первым переводником скважинного датчика, расположенным в непосредственной близости к буровому долоту, при этом буровое долото расположено на дистальном конце компоновки низа бурильной колонны; контроль нагрузки на скважинный расширитель переводником скважинного датчика, расположенным в непосредственной близости к скважинному расширителю, при этом скважинный расширитель аксиально смещен по направлению к буровому долоту вдоль компоновки низа бурильной колонны; прием сигналов, представляющих нагрузку на долото и нагрузку на скважинный расширитель, блоком передачи данных, имеющим коммуникационное соединение как с первым, так и со вторым переводником скважинного датчика; и регулирование подачи гидравлической энергии по меньшей мере на что-то одно из бурового долота или скважинного расширителя, когда соотношение между нагрузкой на долото и нагрузкой на скважинный расширитель превышает заданный рабочий порог.
[0011] В других вариантах реализации изобретения раскрыт другой способ бурения ствола скважины. Способ реализации изобретения может включать следующие этапы: контроль нагрузки на долото первым переводником скважинного датчика, расположенным в непосредственной близости к буровому долоту, при этом буровое долото расположено на дистальном конце компоновки низа бурильной колонны; контроль нагрузки на скважинный расширитель переводником скважинного датчика, расположенным в непосредственной близости к скважинному расширителю, при этом скважинный расширитель аксиально смещен по направлению к буровому долоту вдоль компоновки низа бурильной колонны; прием сигналов, представляющих нагрузку на долото и нагрузку на скважинный расширитель, блоком передачи данных, имеющим коммуникационное соединение как с первым, так и со вторым переводником скважинного датчика; передачу одного или более сигналов корректировки, когда соотношение между нагрузкой на долото и нагрузкой на скважинный расширитель превышает заданный рабочий порог; и регулирование подачи гидравлической энергии по меньшей мере на что-то одно из бурового долота или скважинного расширителя в ответ на один или более сигналов корректирующих действий.
[0012] Особенности данного раскрытия изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники после прочтения описания последующих предпочтительных вариантов реализации изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0013] Следующие чертежи включены в данный документ для иллюстрации определенных аспектов данного раскрытия изобретения, и их не следует рассматривать как исключительные варианты реализации изобретения. В отношении раскрытого объекта изобретения возможны значительные модификации, изменения, комбинации и эквиваленты относительно формы и функции, как это будет очевидно для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из данного раскрытия изобретения.
[0014] Фиг. 1 иллюстрирует вид сбоку типовой компоновки низа бурильной колонны, опускаемой в типовой ствол скважины, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения.
[0015] Фиг. 2A, 2B и 2C представляют собой схемы, иллюстрирующие три различные сценария бурения, которые могут возникнуть при бурении ствола скважины.
[0016] Фиг. 3A и 3B иллюстрируют последовательные виды в поперечном сечении типовой регулируемой насадки, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения.
[0017] Фиг. 4A представляет собой схему, иллюстрирующую сценарий, в котором требуется увеличение подачи гидравлической энергии на буровое долото, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения.
[0018] Фиг. 4B представляет собой схему, иллюстрирующую сценарий, в котором требуется увеличение подачи гидравлической энергии на скважинный расширитель, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения.
ПОДРОБНОЕ РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0019] Данное раскрытие изобретения относится к бурению стволов скважин в подземных пластах и, в частности, к системам и способам уравновешивания нагрузки и распределения гидравлической энергии между отдельными скважинными режущими инструментами.
[0020] Бурение скважин с максимально большими отходами от вертикали и расширение охвата на большую глубину требует как усовершенствованных моделей, так и всестороннего анализа буровых работ. Эффективность бурения является важным вопросом в случае сверхдлинных скважин, а оптимизация и контроль эффективности работы различных режущих инструментов имеет важное значение для успешного освоения скважин. Раскрытые в данном документе варианты реализации изобретения могут оказаться выгодными при контроле буровых работ в скважине в режиме реального времени и эффективном управлении гидравлической энергией, подаваемой на каждый режущий инструмент в ответ на обнаруженные состояния скважины. В результате этого можно разумным образом управлять гидравлической энергией и гидравлической пропускной способностью для каждого режущего инструмента, тем самым улучшая скорость проникновения при бурении и общую эффективность бурения.
[0021] Фиг. 1 иллюстрирует вид сбоку типовой компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 100, опускаемой в типовой ствол скважины 108, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Как проиллюстрировано, КНБК 100 может содержать буровое долото 102 и скважинный расширитель 104, аксиально отдаленные вдоль колонны бурильных труб 106, которая простирается от поверхности (не проиллюстрировано). Буровое долото 102 и скважинный расширитель 104 могут быть выполнены с возможностью бурить или иным образом прорезать ствол скважины 108 в подземном пласте 110 с целью добычи из него одного или более углеводородов. В то время как колонна бурильных труб 106 продвигает КНБК 100 вглубь подземного пласта 110, буровое долото 102 может образовывать ствол скважины 108 по первому диаметру, а скважинный расширитель 104 может вслед за буровым долотом 102 расширять размер ствола скважины ко второму диаметру, при этом второй диаметр больше, чем первый диаметр. КНБК 100 могут проворачивать в стволе скважины, например, путем вращения с поверхности колонны бурильных труб 106. Однако в других вариантах реализации изобретения забойный двигатель или буровой насос (не проиллюстрирован) в равной степени могут быть использованы для вращения КНБК 100, без отхода от объема изобретения.
[0022] Хотя это конкретно и не проиллюстрировано, специалисты в данной области техники легко поймут, что КНБК 100 может дополнительно содержать различные другие типы буровых инструментов или компонентов, такие как, среди прочего, блок рулевого управления, один или более стабилизаторов, один или более механических и динамических инструментов, одну или более утяжеленных бурильных труб, один или более ударных яссов, один или более ускорителей и одну или более секций бурильных труб с утолщенной стенкой.
[0023] КНБК 100 может дополнительно содержать первый переводник скважинного датчика 112a и второй переводник скважинного датчика 112b, соединенные с колонной бурильных труб 106 или иным образом входящие в ее состав. Первый переводник скважинного датчика 112a может быть расположен рядом или каким-либо образом в непосредственной близости к буровому долоту 102, а второй переводник скважинного датчика 112b может быть расположен рядом или каким-либо образом в непосредственной близости к скважинному расширителю 104. Первый и второй переводники скважинных датчиков 112a, b могут быть выполнены с возможностью контролировать различные технологические параметры в скважинной среде по отношению к КНБК 100. Например, первый переводник скважинного датчика 112a может быть выполнен с возможностью контролировать технологические параметры, соответствующие буровому долоту 102, такие как, среди прочего, нагрузка на долото (WOB), крутящий момент на долото (ТОВ), обороты в минуту (об/мин) бурового долота 102, изгибающий момент колонны бурильных труб 106 рядом с буровым долотом 102, вибрация на буровом долоте 102 или вблизи него и тому подобное. Аналогичным образом, второй переводник скважинного датчика 112b может быть выполнен с возможностью контролировать технологические параметры скважинного расширителя 104, такие как, среди прочего, нагрузка на скважинный расширитель (WOR), крутящий момент на скважинный расширитель (TOR), обороты в минуту (об/мин) скважинного расширителя 104, изгибающий момент колонны бурильных труб рядом со скважинным расширителем 104, вибрация на скважинном расширителе 104 или вблизи него и тому подобное.
[0024] В некоторых вариантах реализации изобретения один или оба из первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b могут представлять собой инструмент DRILLDOC®, коммерчески доступный от “Sperry Drilling” из Хьюстона, штат Техас, США. Инструмент DRILLDOC®, или тип переводника скважинного датчика 112a, b, может быть выполнен с возможностью обеспечения измерений в режиме реального времени нагрузки, крутящего момента и изгибающего момента на расположенном рядом режущем инструменте (т.е. буровом долоте 102 и скважинном расширителе 104), чтобы получать характеристики подачи энергии с поверхности на режущий инструмент. Будет понятно, что эти измерения содействуют оптимизации параметров бурения с целью максимально повысить производительность и свести к минимуму передачу энергии впустую и вибрацию.
[0025] КНБК 100 может дополнительно содержать блок двунаправленной передачи данных 114, соединенный с колонной бурильных труб 106 или иным образом входящий в ее состав. Блок передачи данных 114 может иметь коммуникационное соединение с каждым из первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b посредством одной или более линий передачи данных 116 таким образом, что блок передачи данных 114 может быть выполнен с возможностью передавать и принимать данные первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b в режиме реального времени. Соответственно, блок передачи данных 114 может в режиме реального времени получать технологические параметры как бурового долота 102, так и скважинного расширителя 104 во время бурения.
[0026] В некоторых вариантах реализации изобретения блок передачи данных 114 может содержать один или более микропроцессоров 118, таких как закрытый микропроцессор с возможностью обратной связи или тому подобное. Микропроцессор 118 может быть выполнен с возможностью обеспечивать взаимодействие между собой первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b. В результате этого первый переводник скважинного датчика 112a может получать данные об общих условиях эксплуатации скважинного расширителя 104 в режиме реального времени путем обмена данными со вторым переводником скважинного датчика 112b, а второй переводник скважинного датчика 112b может подобным образом получать данные об общих условиях эксплуатации бурового долота 102 в режиме реального времени путем обмена данными с первым переводником скважинного датчика 112a.
[0027] Блок передачи данных 114 может дополнительно иметь коммуникационное соединение с поверхностью (не проиллюстрировано) посредством одной или более линий передачи данных 120 таким образом, что блок передачи данных 114 может быть способен в режиме реального времени передавать данные на поверхность или получать их с поверхности. Например, блок передачи данных 114 может быть выполнен с возможностью передавать на поверхность различные технологические параметры скважинной среды, получаемые посредством первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b. После того как данные технологических параметров получены на поверхности, оператор может проанализировать контролируемые и сообщаемые данные технологических параметров и, если необходимо, в ответ осуществить одно или более корректирующих действий или предпринять что-либо подобное. В некоторых вариантах реализации изобретения, как описано более подробно ниже, одно или более корректирующих действий могут включать отправку одного или более командных сигналов или сигналов корректирующих действий обратно в скважину на блок передачи данных 114, который инициирует действие со стороны либо бурового долота 102, либо скважинного расширителя 104.
[0028] Однако в других вариантах реализации изобретения блок передачи данных 114 может осуществлять связь с компьютеризованной системой (не проиллюстрирована) или т.п., выполненной с возможностью принимать различные данные технологических параметров скважинной среды, получаемые посредством первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b. Как будет понятно, такая компьютеризованная система может быть расположена либо в скважине, либо на поверхности. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения блок передачи данных 114 сам по себе может служить в качестве компьютеризованной системы, описанной в данном документе. Когда данные технологических параметров скважинной среды превышают или иным образом выходят за рамки одного или более заданных предельных значений эксплуатации, компьютеризованная система может быть выполнена с возможностью предупреждать оператора или пользователя о технологической аномалии, и в ответ на это могут быть посланы один или более командных сигналов корректирующих действий на КНБК 100 с целью изменить скважинные условия эксплуатации, чтобы эксплуатационные параметры снова находились в пределах безопасного или эффективного рабочего диапазона. В других вариантах реализации изобретения после распознания или определения иным образом нарушения или превышения заданного предельного значения эксплуатации, компьютеризованная система может быть выполнена с возможностью автоматической отправки одного или более сигналов корректирующих действий на КНБК 100, без отхода от объема данного изобретения. Соответственно, одно или более корректирующих действий могут быть полностью автоматизированы по меньшей мере в одном варианте реализации изобретения.
[0029] Однако в других вариантах реализации изобретения данные технологических параметров скважинной среды, получаемые блоком передачи данных 114 посредством первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b, могут вместо этого сохраняться в бортовом запоминающем устройстве (не проиллюстрировано), расположенном в блоке передачи данных 114. Когда собранные данные технологических параметров скважинной среды сохраняются в бортовом запоминающем устройстве, они могут быть преобразованы в глубоко заложенные регистрационные данные, чтобы их можно было применять для последующего анализа, когда КНБК 100 возвращается на поверхность и техник может получить доступ к бортовому запоминающему устройству и скачать его содержимое.
[0030] Как будет понятно, линии передачи данных 116, 120 могут представлять собой любой тип проводных или беспроводных телекоммуникационных устройств или средств, известных специалистам в данной области техники, такой как, среди прочего, электрические провода или линии, волоконно-оптические линии, технологии скважинной телеметрии (гидроимпульсные, акустические, электромагнитные частотные и т.д.), их комбинации и тому подобное. В некоторых вариантах реализации изобретения линии передачи данных 116, 120 могут образовывать часть системы бурильных труб со встроенным кабелем для передачи сигнала, в которой применяют электрические провода для передачи электрических сигналов на поверхность и с поверхности.
[0031] К технологическим параметрам, которые можно контролировать посредством первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b, оказывающих непосредственное воздействие на скорость проникновения (ROP) и общую эффективность систем бурения, принадлежат WOB и WOR. Первый и второй переводники скважинных датчиков 112a, b могут быть выполнены с возможностью контролировать WOB и WOR, соответственно, и передавать данные о них на блок передачи данных 114 для определения соотношения между обоими параметрами. Когда соотношение между WOR и WOB превышает заданное значение или эксплуатационный порог, это может указывать на то, что на что-то одно из бурового долота 102 или скважинного расширителя 104 оказывается чрезмерная нагрузка в колонне бурильных труб 106, тем самым отрицательно влияя на эффективность бурения и ROP. При обнаружении такого состояния блок передачи данных 114 может быть выполнен с возможностью посылать сигнал на поверхность, указывающий то же самое. На поверхности, как описано выше, оператор или компьютерная система может принимать и анализировать данный сигнал и, в случае необходимости, осуществлять в ответ одно или более корректирующих действий для того, чтобы соотношение между WOR и WOB снова находилось в безопасном или соответствующем рабочем диапазоне.
[0032] Специалисты в данной области техники легко поймут, что бурение с применением как бурового долота 102, так и скважинного расширителя 104 может существенно влиять на производительность и, таким образом, оказывать влияние на расчеты удельной энергии. В связи с разными уровнями наступательной работоспособности бурового долота 102 и скважинного расширителя 104 боковая сила резания каждого инструмента может приводить к разным соответствующим показателям удельной энергии. Например, в то время как КНБК 100 продвигается вглубь подземного пласта 110, буровое долото 102 и скважинный расширитель 104 могут бурить разные пласты, обладающие совершенно разными уровнями прочности продуктивного пласта. В результате этого для каждого режущего инструмента может требоваться разная удельная энергия для обеспечения эффективной эксплуатации и ROP.
[0033] Как видно на фиг. 2A, 2B и 2C, по-прежнему со ссылкой на фиг. 1, проиллюстрированы схемы трех различных сценариев бурения, которые могут возникнуть при бурении ствола скважины 108. Как видно на фиг. 2A, нагрузка на колонну бурильных труб 106, измеренная на поверхности (т.е. “SWOB”), может быть равна или, по существу, равна WOB, измеренной с помощью первого переводника скважинного датчика 112а, например, SWOB = WOB = 20 тысяч фунтов. В результате этого как WOR, так и скорость проникновения скважинного расширителя (“ROPr”) равны нулю или около нуля. В таком случае существует небольшая или нулевая передача нагрузки на скважинный расширитель 104 и, следовательно, небольшое или нулевое усилие резания на скважинный расширитель 104, что может привести к снижению ROP и нежелательной вибрации в колонне бурильных труб 106.
[0034] Как видно на фиг. 2B, нагрузка, измеренная на поверхности SWOB, может быть равна или, по существу, равна WOR, измеренной с помощью второго переводника скважинного датчика 112b, например, SWOB = WOR = 20 тысяч фунтов. В результате этого как WOB, так и скорость проникновения бурового долота (“ROPb”) равны нулю или около нуля. В таком случае существует небольшая или нулевая передача нагрузки на буровое долото 102, и, следовательно, полное усилие резания передается от бурового долота 102 на скважинный расширитель 104. Соответственно, когда распределение нагрузки между буровым долотом 102 и скважинным расширителем 104 становится несбалансированным, например, как проиллюстрировано на фиг. 2A и 2B, буровая система может обладать несбалансированными показателями скорости бурения и слабой общей ROP.
[0035] Однако на фиг. 2C видно, что бурение осуществляется эффективно, когда первый и второй переводники скважинных датчиков 112a, b сообщают блоку передачи данных 114 (фиг. 1) о том, что нагрузка между скважинным расширителем 104 и буровым долотом 102, по существу, сбалансирована. В частности, SWOB на фиг. 2C, по существу, равна (или иным образом находится в пределах заданного диапазона соответствующей эксплуатации) WOB плюс WOR, например, WOB 10 тысяч фунтов + WOR 10 тысяч фунтов = SWOB 20 тысяч фунтов. В таком случае ROPr и ROPb каждая больше нуля и, следовательно, колонна бурильных труб 106 продвигается эффективно вглубь пласта 110 (фиг. 1).
[0036] Дисбалансы нагрузок между буровым долотом 102 и скважинным расширителем 104 могут также иметь неблагоприятные последствия в виде несбалансированного образования шлама на каждом режущем инструменте. Соответственно, когда соотношение между WOR и WOB превышает заданное значение или эксплуатационный порог, как сообщено первым и вторым переводниками скважинных датчиков SUBS 112a, b и определено блоком передачи данных 114, это может быть признаком чрезмерного образования шлама на режущем инструменте, испытывающем повышенную нагрузку. Как обсуждалось выше, шлам надлежащим образом смывают с режущих инструментов с помощью бурового раствора, подаваемого из одной или более насадок, расположенных внутри или иным образом входящих в состав каждого режущего инструмента. Если шлам надлежащим образом не вымыть или иным образом не удалить из ствола скважины 108, он может налипать вокруг соответствующего режущего инструмента и тем самым приводить к зашламованию долота, что может еще больше понижать и без того низкую скорость бурения и/или ROP
[0037] В тех случаях, когда несбалансированное распределение нагрузки между буровым долотом 102 и скважинным расширителем 104 приводит к бурению с помощью режущих инструментов на разных ROP, каждый режущий инструмент может требовать другой гидравлической энергии для соответствующего смывания получаемого шлама с режущих инструментов. Гидравлическая энергия, расходуемая на колонну бурильных труб 106, основывается, главным образом, на перепаде давления, проходящем через насадки и воздействующем на буровое долото 102 и скважинный расширитель 104, и уравновешивании давления между этими режущими инструментами, поскольку эти инструменты расположены последовательно вдоль КНБК 100.
[0038] В соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, когда первый и второй переводники скважинных датчиков 112a, b обнаруживают дисбаланс между WOB и WOR, что может быть признаком чрезмерного образования шлама на режущем инструменте, который испытывает повышенную нагрузку, блок передачи данных 114 может быть выполнен с возможностью посылать сигнал на поверхность, указывающий то же самое. На поверхности оператор или вычислительная система может принимать и анализировать данный сигнал и, в случае необходимости, осуществлять в ответ одно или более корректирующих действий для увеличения гидравлической энергии режущего инструмента, который испытывает повышенную нагрузку. В результате этого возросшее количество шлама, который мог бы препятствовать ROP и эффективности бурения, может быть более эффективно удалено из непосредственной близости к режущему инструменту.
[0039] В некоторых вариантах реализации изобретения соответствующее корректирующее действие может включать увеличение скорости потока бурового раствора с поверхности к буровому долоту 102 и скважинному расширителю 104 и тем самым увеличивать гидравлическую энергию, подаваемую на каждый режущий инструмент. Увеличение гидравлической энергии, подаваемой на буровое долото 102 и скважинный расширитель 104, может привести к увеличению скорости потока бурового раствора через насадки, расположенные в них, и, следовательно, к увеличению гидравлической эффективности в удалении бурового шлама с области вокруг соответствующего режущего инструмента. Соответственно, по меньшей мере в одном варианте реализации изобретения гидравлическую энергию, подаваемую на каждый из бурового долота 102 и скважинного расширителя 104, можно регулировать вручную с поверхности путем увеличения скорости потока бурового раствора через колонну бурильных труб 106.
[0040] В других вариантах реализации изобретения соответствующее корректирующее действие может включать разумное управление гидравлической энергией и гидравлической пропускной способностью для каждого из бурового долота 102 и скважинного расширителя 104. По меньшей мере в одном варианте реализации изобретения это может быть достигнуто путем применения одной или более регулируемых насадок на каждом режущем инструменте. Оператор на поверхности или компьютеризированная система могут управлять регулируемыми насадками в каждом режущем инструменте, тем самым регулируя или иным образом оптимизируя расход и через буровое долото 102, и через скважинный расширитель 104, что может оказаться выгодным в повышении скорости бурения и общей ROP.
[0041] Как видно на фиг. 3A и 3B, по-прежнему со ссылкой на фиг. 1, проиллюстрированы последовательные виды в поперечном сечении типовой насадки 300, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Следует отметить, что насадка 300 проиллюстрирована только с целью демонстрации и, следовательно, не должна рассматриваться как ограничивающая объем изобретения. Действительно, специалисты в данной области техники легко поймут, что существует несколько других типов и конструкций насадок, которые в равной степени могут быть применены в контексте данного раскрытия изобретения, но не выходят за пределы объема изобретения.
[0042] Как проиллюстрировано, насадка 300 может содержать корпус 302, который содержит входное отверстие для жидкости 304, выходное отверстие для жидкости 306 и шток 308, выполненный с возможностью перемещения по меньшей мере частично внутри корпуса 302. Насадка 300 может быть сконфигурирована для применения либо в одном, либо в обоих из бурового долота 102 и скважинного расширителя 104 и по меньшей мере в одном варианте реализации изобретения может быть соединена с ним(ними) резьбой 310, сделанной на корпусе 302. В других вариантах реализации изобретения насадка 300 может быть соединена или иным образом прикреплена к своему соответствующему буровому долоту 102 или скважинному расширителю 104 с применением методов механических крепежей, клейких материалов, пайки твердым припоем или сварки и тому подобного, без отхода от объема данного изобретения. Как будет понятно, несколько насадок 300 могут быть расположены в каждом режущем инструменте или иным образом соединены с ним, что, как правило, известно специалистам в данной области техники. Некоторые или все насадки, применяемые в каждом режущем инструменте, можно регулировать, как в основном описано в данном документе. Тем не менее, в данном документе также предусмотрено применение одной или более нерегулируемых насадок в сочетании с одной или более регулируемыми насадками, без отхода от объема данного изобретения.
[0043] В некоторых вариантах реализации изобретения насадка 300 может дополнительно содержать пружину 312 и плунжер 314, соединенный со штоком 308. Шток 308 и плунжер 314 могут в данном документе упоминаться как плунжер и шток в сборке. Пружина 312 может представлять собой, например, цилиндрическую винтовую пружину и может иметь известный коэффициент жесткости пружины. Плунжер 314 может быть приведен в действие с помощью одного или более управляющих устройств (не проиллюстрированы), включая, среди прочего, гидравлический цилиндр, соленоид либо один или более других электромеханических приводов. После приведения в действие плунжер 314 может быть оттянут, для того чтобы постепенно оттянуть шток 308 во входном отверстии для жидкости 304, как проиллюстрировано на фиг. 3B. Продвижение плунжера 314 может одновременно растянуть пружину 312, таким образом сохраняя энергию пружины, которая может быть применена впоследствии для втягивания штока 308.
[0044] В некоторых вариантах реализации изобретения шток 308 может иметь конусообразный профиль, благодаря чему после втягивания во входное отверстие для жидкости 304 площадь потока через входное отверстие для жидкости 304, соответственно, уменьшается. После устранения осевой силы, приложенной к поршню 314, пружина 312 может быть выполнена с возможностью сжиматься и притягивать или иным образом оттягивать шток 308 обратно из входного отверстия для жидкости 304, как проиллюстрировано на фиг. 3A, таким образом, соответственно снова увеличивая площадь потока входного отверстия для жидкости 304. Однако в других вариантах реализации изобретения пружину 312 можно не применять, а плунжер и шток в сборке 308, 314, могут вместо этого быть оттянуты обратно из входного отверстия для жидкости 304 с помощью одного или более управляющих устройств.
[0045] В процессе типовой работы, когда первый и второй переводники скважинных датчиков 112a, b обнаруживают дисбаланс между WOB и WOR, что может быть признаком избыточного образования шлама на режущем инструменте, который испытывает повышенную весовую нагрузку, сигнал корректирующего действия может быть сгенерирован и послан для регулирования соответствующей(их) насадки(док) 300 для того, чтобы уравновесить распределение гидравлической энергии между буровым долотом 102 и скважинным расширителем 104. В некоторых вариантах реализации изобретения одно или более управляющих устройств, выполненных с возможностью приведения в действие плунжера 314, могут иметь коммуникационное соединение с блоком передачи данных 114 и могут быть выполнены с возможностью приведения в действие плунжера 314 после приема команды или сигнала корректирующего действия от блока передачи данных 114. В результате этого соответствующей(ими) насадкой(ами) 300 можно управлять, чтобы регулировать или иным образом оптимизировать площадь потока из насадки(док) 300, расположенной(ых) в режущем инструменте, который испытывает повышенную весовую нагрузку.
[0046] Это может быть достигнуто путем приведения в действие плунжера и штока в сборке 308, 314, связанных с соответствующей или конкретной насадкой(ами) 300. В некоторых вариантах реализации изобретения сигнал корректирующего действия, полученный от блока передачи данных 114, может направлять плунжер 314 для оттягивания штока 308 из входного отверстия для жидкости 304, как проиллюстрировано на фиг. 3A, и, таким образом, увеличивать площадь потока и скорость течения через насадку 300. В других вариантах реализации изобретения сигнал корректирующего действия может направлять плунжер 314 для втягивания штока 308 во входное отверстие для жидкости 304, как проиллюстрировано на фиг. 3B, и, таким образом, уменьшать площадь потока и скорость течения через насадку 300. Как будет понятно, сигнал корректирующего действия может быть направлен как в буровое долото 102, так и в скважинный расширитель 104 и в соответствующие насадки 300, расположенные в них так, что гидравлическая энергия, подаваемая на каждый режущий инструмент, по существу, сбалансирована.
[0047] Может быть несколько различных сценариев, когда может быть выгодным балансировать и оптимизировать гидравлическую энергию на каждом из бурового долота 102 и скважинного расширителя 104. Например, со ссылкой на фиг. 4A, проиллюстрирована схема случая, в котором требуется увеличение подачи гидравлической энергии на буровое долото 102, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Как проиллюстрировано, нагрузка на колонну бурильных труб 106, измеренная на поверхности (т.е. “SWOB”), может быть равна или, по существу, равна WOB, измеренной с помощью первого переводника скважинного датчика 112а, например, SWOB = WOB = 20 тысяч фунтов. В результате этого как WOR, так и скорость проникновения скважинного расширителя (“ROPr”) равны нулю или около нуля. В таком случае существует небольшая или нулевая передача нагрузки на скважинный расширитель 104 и, следовательно, небольшое или нулевое усилие резания на скважинный расширитель 104.
[0048] В соответствии с вариантами реализации изобретения по данному описанию, это состояние может быть измерено с помощью первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b, и насадку(и) 300 в буровом долоте 102 можно регулировать так, чтобы через буровое долото 102 направлялся больший поток бурового раствора с целью повышения гидравлической энергии, а также увеличения скорости потока для удаления шлама. В некоторых вариантах реализации изобретения насадки 300 в скважинном расширителе 104 одновременно можно регулировать так, чтобы через скважинный расширитель 104 направлялся меньший поток бурового раствора. В результате этого гидравлическая энергия, подаваемая на каждый режущий инструмент, может быть сбалансирована и иным образом оптимизирована.
[0049] На фиг. 4B проиллюстрирована схема сценария, в котором требуется увеличение подачи гидравлической энергии на скважинный расширитель 104, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Как проиллюстрировано, нагрузка, измеренная на поверхности SWOB, может быть равна или, по существу, равна WOR, измеренной с помощью второго переводника скважинного датчика 112b, например, SWOB = WOR = 20 тысяч фунтов. В результате этого как WOB, так и скорость проникновения бурового долота (“ROPb”) равны нулю или около нуля. В таком случае существует небольшая или нулевая передача нагрузки на буровое долото 102, и, следовательно, полное усилие резания передается от бурового долота 102 на скважинный расширитель 104.
[0050] В соответствии с вариантами реализации изобретения по данному описанию, это состояние может быть измерено с помощью первого и второго переводников скважинных датчиков 112a, b, и насадки 300 (Фиг. 3A и 3B) в скважинном расширителе 104 можно регулировать так, чтобы через скважинный расширитель 104 направлялся больший поток бурового раствора с целью повышения гидравлической энергии, а также увеличения скорости потока для удаления шлама. В некоторых вариантах реализации изобретения насадки 300 в буровом долоте 102 одновременно можно регулировать таким образом, что через буровое долото 102 направляют меньший поток бурового раствора. В результате этого гидравлическая энергия, подаваемая на каждый режущий инструмент, может быть сбалансирована.
[0051] Во время буровых работ первый и второй переводники скважинных датчиков 112a, b могут иметь непрерывную связь друг с другом посредством одного или более микропроцессоров 118 (Фиг. 1). В результате этого регулирование гидравлической энергии, подаваемой на каждый из бурового долота 102 и скважинного расширителя, можно осуществлять в режиме реального времени или как только первый и второй переводники скважинных датчиков 112a, b обнаруживают рабочий параметр (например, соотношение между WOB и WOR), который превышает заданный предел эксплуатационного порога. При обнаружении такой аномалии КНБК 100 может быть выполнена с возможностью приведения в действие насадок 300 одного или обоих режущих инструментов для того, чтобы уравновешивать гидравлическую энергию, подаваемую на буровое долото 102 и скважинный расширитель 104. В результате этого распределение гидравлической энергии между обоими режущими инструментами регулируют так, чтобы получить заданную гидромеханическую удельную энергию с целью достигать не только оптимальной скорости бурения, но и эффективной очистки ствола скважины.
[0052] Когда первый и второй переводники скважинных датчиков 112а, b обнаруживают, что технологический параметр (например, WOB и WOR) сбалансирован, или иначе указанный параметр вновь обнаруживают в пределах или ниже заданного предела эксплуатационного порога, бурение может быть возобновлено или каким-либо иным образом может осуществляться более эффективно. Кроме того, специалистам в данной области техники будет понятно, что гидравлическую энергию, подаваемую на каждый режущий инструмент, и площадь потока из каждой насадки 300 можно регулировать в режиме реального времени и по отдельности оптимизировать таким образом, чтобы обеспечить повышенную общую ROP и эффективность бурения.
[0053] Следовательно, описанные системы и способы хорошо подходят для достижения целей и преимуществ, указанных в данном документе, а также целей и преимуществ, которые присущи данному изобретению. Описанные выше конкретные варианты реализации изобретения являются только иллюстративными, поскольку принципы данного раскрытия изобретения можно модифицировать и реализовать различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из изложенных в данном документе принципов. Кроме того, никакие ограничения не направлены на детали конструкции или устройства, указанные в данном документе, помимо описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, раскрытые выше в данном документе, могут быть изменены, объединены или модифицированы и все такие изменения находятся в пределах объема и сущности данного изобретения. Системы и способы, описанные в данном документе в качестве иллюстрации, могут быть соответствующим образом реализованы в отсутствие любого элемента, не описанного конкретно в данном документе, и/или любого необязательного элемента, описанного в данном документе. Хотя структуры и способы описаны с помощью терминов “составляющий”, “содержащий” или “включающий” различные компоненты или этапы, указанные структуры и способы могут также “состоять, по существу, из” или “состоять из” различных компонентов и этапов. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут изменяться на некоторую величину. Всякий раз, когда описывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, конкретно описываются любое число и любой диапазон, попадающие в указанный диапазон. В частности, каждый диапазон значений (в виде “от около a до около b” или, эквивалентно, “от около a до b”, или, эквивалентно, “от около a-b”), описанный в данном документе, следует понимать как устанавливающий каждое число и диапазон, попадающие в более широкий диапазон значений. Также термины в формуле изобретения имеют свое очевидное, обычное значение, если иное недвусмысленно и ясно не определено обладателем патента. Кроме того, элементы, указанные в формуле изобретения в единственном числе, определены в данном документе как представляющие один или большее количество соответствующих элементов. При наличии какого-либо несоответствия в использовании слова или термина в этом описании и одном или более патентах или других документах, которые могут быть включены в данный документ посредством ссылки, следует использовать определения, соответствующие данному описанию.
1. Компоновка низа бурильной колонны, содержащая:
буровое долото и скважинный расширитель, аксиально смещенный по направлению к буровому долоту;
первый переводник скважинного датчика, расположенный в непосредственной близости к буровому долоту с возможностью контролировать нагрузку на долото;
второй переводник скважинного датчика, расположенный в непосредственной близости к скважинному расширителю с возможностью контролировать нагрузку на скважинный расширитель;
блок передачи данных, имеющий коммуникационное соединение с первым и вторым переводниками скважинных датчиков и выполненный с возможностью принимать и обрабатывать данные о нагрузке на долото и нагрузке на скважинный расширитель;
и одну или более управляемых насадок, расположенных в каждом из указанных бурового долота и скважинного расширителя, причем каждая управляемая насадка имеет коммуникационное соединение с блоком передачи данных и приводится в действие этим блоком передачи данных, чтобы регулировать подачу гидравлической энергии на буровое долото или скважинный расширитель, когда соотношение между нагрузкой на долото и нагрузкой на скважинный расширитель превышает заданный рабочий порог.
2. Компоновка низа бурильной колонны по п. 1, отличающаяся тем, что блок передачи данных содержит один или более микропроцессоров, выполненных с возможностью обеспечивать взаимодействие между собой первого и второго переводников скважинных датчиков.
3. Компоновка низа бурильной колонны по п. 1, отличающаяся тем, что блок передачи данных имеет коммуникационное соединение с поверхностью и выполнен с возможностью в режиме реального времени передавать данные на позицию на поверхности скважины и получать их с позиции на поверхности скважины.
4. Компоновка низа бурильной колонны по п. 3, отличающаяся тем, что данные, передаваемые с позиции на поверхности скважины, включают один или более сигналов корректирующих действий для регулирования подачи гидравлической энергии.
5. Компоновка низа бурильной колонны по п. 1, отличающаяся тем, что одна или более насадок содержат:
корпус, содержащий входное отверстие для жидкости и выходное отверстие для жидкости;
шток, выполненный с возможностью перемещения по меньшей мере частично внутри корпуса; и
плунжер, соединенный со штоком и выполненный с возможностью постепенного оттягивания и втягивания штока во входном отверстии для жидкости, что, таким образом, обеспечивает регулирование скорости потока жидкости через одну или более насадок.
6. Компоновка низа бурильной колонны по п. 5, дополнительно содержащая пружину, функционально соединенную со штоком и выполненную с возможностью оттягивать и втягивать шток во входном отверстии для жидкости.
7. Компоновка низа бурильной колонны по п. 1, отличающаяся тем, что управляемые насадки, расположенные в буровом долоте, выполнены с возможностью приведения в действие при помощи блока передачи данных, когда нагрузка на долото превышает нагрузку на скважинный расширитель, при этом управляемые насадки, расположенные в скважинном расширителе, выполнены с возможностью приведения в действие при помощи блока передачи данных, когда нагрузка на скважинный расширитель превышает нагрузку на долото.
8. Способ бурения ствола скважины, включающий следующие этапы:
контролирование нагрузки на долото с помощью первого переводника скважинного датчика, расположенного в непосредственной близости к буровому долоту, при этом буровое долото расположено на дистальном конце компоновки низа бурильной колонны;
контролирование нагрузки на скважинный расширитель с помощью второго переводника скважинного датчика, расположенного в непосредственной близости к скважинному расширителю, при этом скважинный расширитель смещен аксиально по направлению к буровому долоту вдоль компоновки низа бурильной колонны;
прием сигналов, относящихся к нагрузке на долото и нагрузке на скважинный расширитель, с помощью блока передачи данных, имеющего коммуникационное соединение как с первым, так и со вторым переводниками скважинных датчиков, а также имеющего коммуникационное соединение с одной или более управляемыми насадками, расположенными в каждом из указанных бурового долота и скважинного расширителя; и
приведение в действие указанных одной или более управляемых насадок с помощью блока передачи данных и, тем самым, регулирование подачи гидравлической энергии на буровое долото или скважинный расширитель, когда соотношение между нагрузкой на долото и нагрузкой на скважинный расширитель превышает заданный рабочий порог.
9. Способ по п. 8, дополнительно включающий обеспечение взаимодействия между собой первого и второго переводников скважинных датчиков с помощью одного или более микропроцессоров, расположенных в блоке передачи данных.
10. Способ по п. 8, дополнительно включающий передачу данных на позицию на поверхности скважины и прием данных с позиции на поверхности скважины в режиме реального времени, при этом блок передачи данных имеет коммуникационное соединение с позицией на поверхности скважины.
11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что регулирование подачи гидравлической энергии включает приведение в действие указанных одной или более управляемых насадок с помощью блока передачи данных и, тем самым, регулирование скорости потока бурового раствора, направленного на буровое долото или скважинный расширитель.
12. Способ по п. 8, отличающийся тем, что приведение в действие одной или более управляемых насадок включает:
прием указанными одной или более управляемыми насадками сигнала корректирующего действия от блока передачи данных;
и приведение в действие одной или более регулируемых насадок в ответ на указанный сигнал корректирующего действия.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что по меньшей мере одна из одной или более регулируемых насадок содержит корпус, имеющий входное отверстие для жидкости и выходное отверстие для жидкости, шток и плунжер, соединенный со штоком, дополнительно включающий следующие этапы:
постепенное втягивание штока во входное отверстие для жидкости с целью уменьшения скорости течения жидкости по меньшей мере через одну из одной или более регулируемых насадок; и
постепенное оттягивание штока из входного отверстия для жидкости с целью увеличения скорости потока жидкости по меньшей мере через одну из одной или более регулируемых насадок.
14. Способ по п. 13, дополнительно включающий следующие этапы:
втягивание пружины, когда шток постепенно втягивается во входное отверстие для жидкости; и
оттягивание пружины для постепенного оттягивания штока из входного отверстия для жидкости.
15. Способ по п. 8, дополнительно включающий:
выборочное приведение в действие управляемых насадок, расположенных в буровом долоте, при помощи блока передачи данных, когда нагрузка на долото превышает нагрузку на скважинный расширитель;
и выборочное приведение в действие управляемых насадок, расположенных в скважинном расширителе, при помощи блока передачи данных, когда нагрузка на скважинный расширитель превышает нагрузку на долото.
16. Способ бурения ствола скважины, включающий следующие этапы:
контролирование нагрузки на долото с помощью первого переводника скважинного датчика, расположенного в непосредственной близости к буровому долоту, при этом буровое долото расположено на дистальном конце компоновки низа бурильной колонны;
контролирование нагрузки на скважинный расширитель с помощью второго переводника скважинного датчика, расположенного в непосредственной близости к скважинному расширителю, при этом скважинный расширитель смещен аксиально по направлению к буровому долоту вдоль компоновки низа бурильной колонны;
прием сигналов, относящихся к нагрузке на долото и нагрузке на скважинный расширитель, с помощью блока передачи данных, имеющего коммуникационное соединение как с первым, так и со вторым переводниками скважинных датчиков;
передачу одного или более сигналов корректирующих действий, когда соотношение между нагрузкой на долото и нагрузкой на скважинный расширитель превышает заданный рабочий порог; и
прием указанного одного или более сигналов корректирующих действий посредством одной или более управляемых насадок, расположенных в каждом из указанных бурового долота и скважинного расширителя, и тем самым регулирование подачи гидравлической энергии на буровое долото или скважинный расширитель в ответ на один или более сигналов корректирующих действий.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что регулирование подачи гидравлической энергии включает приведение в действие указанных одной или более управляемых насадок и, тем самым, регулирование скорости потока бурового раствора, направленного по меньшей мере на что-то одно из бурового долота или скважинного расширителя.
18. Способ по п. 16, отличающийся тем, что передача одного или более сигналов корректирующих действий включает следующие этапы:
передачу данных о нагрузке на долото и нагрузке на скважинный расширитель на позицию на поверхности скважины посредством блока передачи данных; и
отправку одного или более сигналов корректирующих действий с позиции на поверхности скважины обратно на блок передачи данных.
19. Способ по п. 16, дополнительно включающий:
выборочное приведение в действие управляемых насадок, расположенных в буровом долоте, при помощи блока передачи данных, когда нагрузка на долото превышает нагрузку на скважинный расширитель;
и выборочное приведение в действие управляемых насадок, расположенных в скважинном расширителе, при помощи блока передачи данных, когда нагрузка на скважинный расширитель превышает нагрузку на долото.
