Забойный двигатель широкого применения

Группа изобретений относится к области бурения скважин. Устройство формирования ствола скважины в подземной формации содержит буровое долото, соединительное устройство, присоединенное к буровому долоту и способное передавать крутящий момент и аксиальное давление на буровое долото, буровой двигатель, приводимый в действие текучей средой, находящейся под давлением, и содержащий статор и ротор, расположенный в статоре и соединенный с соединительным устройством для передачи крутящего момента, генератор аксиального давления, связанный с ротором и имеющий напорную поверхность, подвергающуюся давлению текучей среды, протекающей через буровой двигатель, и силовой узел, выполненный с возможностью избирательного крепления статора бурового двигателя к стенке ствола скважины в момент приложения аксиального давления к буровому долоту. Обеспечивается осевое усилие на долото, когда вес колонны бурильных труб недостаточен для поддержания нагрузки на долото, необходимой для эффективного разбуривания пласта. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение в целом относится к скважинным инструментам месторождений, а в частности к буровым ставам, используемым для операций бурения скважин со смещением.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для добычи углеводородов, таких как нефть и газ, буровые скважины или стволы скважин бурятся путем вращения бурового долота, прикрепленного к нижней части бурового става (также называемого здесь компоновкой низа бурильной колонны или "КНБК"). Буровой став крепится к нижней части колонны бурильных труб, которая, как правило, представляет собой сочлененную жесткую трубу или относительно гибкую наматываемую на барабан трубу, обычно называемую в данной области техники как "сплошная колонна гибких насосно-компрессорных труб" Колонна, содержащая бурильные трубы и буровой став обычно называется колонной бурильных труб. При использовании сочлененный трубы в качестве бурильной трубы, буровое долото вращает сочлененная труба с поверхности и/или забойный двигатель в буровом ставе. В случае использования сплошной колонны гибких насосно-компрессорных труб, буровое долото вращается забойным двигателем. Во время бурения буровая жидкость (называемая также "буровой раствор") подается под давлением в бурильные трубы. Буровой раствор проходит через буровой став и выпускается через нижнюю часть бурового долота. Буровой раствор обеспечивает подачу смазки к буровому долоту и выносит на поверхность кусочки породы, раздробленные буровым долотом при бурении ствола скважины. Буровой двигатель приводится в действие буровым раствором, проходящим через буровой став. Приводной вал, соединенный с двигателем и буровым долотом, вращает буровое долото.

Значительная часть текущих буровых работ включает бурение наклоннонаправленных стволов скважин, позволяющих наиболее полно использовать продуктивные пласты. Наклоннонаправленная скважина представляет собой ствол скважины, который не вертикален (напр., горизонтален). Наклоннонаправленная часть такого ствола скважины может простираться на тысячи футов от вертикального участка данного ствола скважины. Обычно вес колонны бурильных труб на вертикальном участке создает нагрузку на долото (WOB), необходимую для прижатия бурового долота к пласту в процессе бурения. При увеличении длины наклоннонаправленных участков, эксплуатационная WOB уменьшается из-за силы лобового сопротивления и других факторов окружающей среды. Настоящее изобретение устраняет необходимость создания WOB в тех случаях, когда вес колонны бурильных труб недостаточен для поддержания WOB, необходимой для эффективного резания пласта, а также других потребностей известного уровня техники.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном варианте осуществления, предлагается устройство для формирования ствола скважины в подземной формации. Устройство содержит буровое долото, соединительное устройство, присоединенное к буровому долоту, и способное передавать крутящий момент и аксиальное давление на буровое долото. Буровой двигатель содержит статор и ротор, расположенный в статоре и соединенный с соединительным устройством для передачи крутящего момента. Устройство также содержит генератор аксиального давления, связанный с ротором и имеющий напорную грань, находящуюся под давлением жидкой среды, протекающей через буровой двигатель, и силовой узел, избирательно крепящий статор к стенке ствола скважины.

В одном варианте осуществления, предлагается способ формирования ствола скважины в подземной формации. Способ включает формирование бурового става, содержащего: буровое долото; соединительное устройство, присоединенное к буровому долоту; соединительное устройство, способное передавать крутящий момент и аксиальное давление на буровое долото; буровой двигатель, приводимый в действие жидкой средой, находящейся под давлением, и содержащий ротор, расположенный в статоре и соединенный с соединительным устройством для передачи крутящего момента; генератор аксиального давления, связанный с ротором; генератор аксиального давления, имеющий напорную грань, находящуюся под давлением жидкой среды, протекающей через буровой двигатель; и силовой узел, избирательно крепящий статор к стенке ствола скважины. Способ также включает в себя опускание бурового става в ствол скважины и толкание бурового долота в направлении забоя скважины с использованием аксиального давления, генерированного буровым мотором.

Примеры некоторых признаков изобретения, таким образом, обобщены достаточно широко в целях их лучшего понимания в нижеследующем подробном описании и оценки вклада в усовершенствование существующей техники. Существуют дополнительные признаки изобретения, описанные ниже, которые составляют предмет формулы изобретения, прилагаемой к настоящему документу.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для лучшего понимания настоящего описания сделаны ссылки на следующее подробное описание варианта осуществления изобретения, которое следует рассматривать совместно с прилагаемыми чертежами, на которых одинаковые позиции, как правило, обозначены одинаковыми цифрами.

На РИС. 1 представлена система бурения, выполненная в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На РИС. 2 представлено схематическое изображение устройства генерации аксиального давления буровым мотором, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На РИС. 3 представлено схематическое изображение системы управления устройством генерации аксиального давления буровым мотором, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На РИС. 4 представлено схематическое изображение устройства генерации аксиального давления буровым мотором, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, позиционированное на впускном отверстии бурового мотора.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Как будет ясно из дальнейшего обсуждения, варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают создание бурового става, который генерирует локальную нагрузку на долото (WOB) с помощью бурового мотора. В целом, для создания энергии вращения и осевого усилия на буровое долото используется перепад давления в буровом моторе. В некоторых вариантах осуществления, данный перепад давления поступательно перемещает ротор бурового мотора на заранее заданное расстояние, представляющее собой то же расстояние на которое буровое долото врезается в пробуриваемый пласт. Силовой узел крепит часть бурового става, включающего статор бурового мотора, к стенке ствола скважины, а ротор передает осевое усилие на буровое долото. После перемещения бурового долота на заранее заданное расстояние элемент силового узла отключается, отводя бурой став от стенки ствола скважины. Бурой став скользит вперед под весом колонны бурильных труб и/или другого механизма, восстанавливающего положение ротора. Иллюстративные, не ограничивающие варианты осуществления изобретения описаны ниже более подробно.

На РИС. 1 показан один иллюстративный вариант осуществления системы бурения 10 с использованием управляемого бурового става или компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 12 для горизонтально-направленного бурения ствола скважины 14. Ствол скважины 14 имеет вертикальный участок 16 и наклонный участок 17. Хотя участок 17 показан как горизонтальный, но он может иметь любой угол или углы наклона по отношению к вертикали. Кроме того, хотя показана наземная буровая установка, данное изобретение и способ в равной степени применимы к морским системам бурения. Система 10 содержит колонну бурильных труб 18, удерживаемую буровой установкой 20. Колонна бурильных труб 18, представляющая собой составные трубы или гибких трубы, включает проводники для подачи питания и/или передачи данных, например, провода для двусторонней связи и передачи электроэнергии. В одном варианте осуществления, КНБК 12 включает буровое долото 100, силовой узел 110, осуществляющий крепление и/или управляющее усилие, и буровой мотор 120 для вращения и подачи вперед бурового долота 100.

Как будет обсуждаться более подробно ниже, буровой мотор 120 генерирует как крутящий момент для вращения бурового долота 100, так и осевое усилие, или WOB, подавая буровое долото 100 вперед в направлении забоя скважины 22. Буровой мотор 120 может представлять собой любой мотор, приводимый в действие жидкой средой под давлением, например, буровым раствором. Одним из подходящих буровых моторов является винтовой или аксиально-поршневой двигатель объемного типа (или двигатель Муано). Если сила реакции препятствует вращению ротора бурового мотора 122 (Рис. 2), то перепад давления в буровом моторе 120 генерирует крутящий момент и осевое усилие, подаваемые на буровое долото 100. Подаваемое осевое усилие может выступать в качестве единственной нагрузки (WOB) для бурового долота 110. В качестве альтернативы, подаваемое осевое усилие может взаимодействовать с другим генератором WOB {напр., весом колонны бурильных труб), обеспечивая часть необходимой WOB (напр., 90%, 50%, 20% и т.д.).

На Рис. 2 показан участок КНБК 12, где используется один неограничивающий вариант осуществления бурового мотора 120 в соответствии с настоящим изобретением. Буровой мотор 120 включает ротор 122, расположенный в корпусе статора 124. Ротор 122 и корпус статора 124 оснащены типовыми винтовыми зубьями (не показаны). Когда находящаяся под давлением жидкая среда протекает через буровой мотор 120, винтовые зубья (не показаны) создают жидкостные камеры, которые вращают ротор 122. В вариантах осуществления настоящего изобретения, перепад давления в жидкой среде также генерирует осевое усилие, которое толкает ротор 122 в направлении бурового долота 100.

В одном из вариантов осуществления, данное осевое усилие может генерироваться генератором 130 аксиального давления, выполненным на внешней поверхности соединительного устройства 126, способного передавать крутящий момент и аксиальное давление. Соединительное устройство 126 передает крутящий момент и осевое усилие, генерированное ротором 122, на буровое долото 100. Соединительное устройство 126 выполняется в виде вала или трубы. Генератор 130 осевого усилия представляет собой кольцевой прилив 132, образованный на внешней поверхности 134 соединительного устройства 126. Прилив 132 функционирует как головка поршня, которая осуществляет поступательное движение или ход в кольцевой камере 136, отделяющей соединительное устройство 126 от корпуса 138. Прилив 132 также разделяет кольцевую камеру 136 на силовую камеру 140 и разгрузочную камеру 142. Во время работы, находящаяся под давлением жидкая среда в силовой камере 140 воздействует на нагнетающие поверхности прилива 132, генерируя требуемое осевое усилие. Следует понимать, что описанные варианты осуществления способны работать в качестве забойного двигателя с системой интегрированного расширения (INES). INES позволяет буровому ставу работать независимо от приложенного веса / силы к верхней части бурового мотора.

Соединительное устройство 126 включает каналы и полости, направляющие буровой раствор в кольцевую камеру 136 и к буровому долоту 100. В одном варианте осуществления, соединительное устройство 126 включает один или несколько каналов 144, передающих часть бурового раствора, покидающего буровой двигатель 120, в центральный канал 146, который находится в жидкостной связи со штуцерами (не показаны), соединенными с буровым долотом 100. Соединительное устройство 126 также включает канал 148, передающий оставшийся буровой раствор, выходящий из бурового мотора 120, в силовую камеру 140. Каналы 144, 148 параллельны и развязаны гидравлически. То есть, один канал напрямую не связан с другим каналом.

Жидкая среда в силовой камере 140 переходит в разгрузочную камеру 142 через зазор 150 между корпусом 138 и приливом 132. Жидкая среда покидает разгрузочную камеру 142 через зазор 152 между корпусом 138 и/или опорой 114. Следует отметить, что непрерывный поток жидкой среды поддерживается силовой камерой 150 через зазоры 150, 152.

Силовой узел 110 избирательно входит в зацепление со стенкой ствола буровой скважины 15, прикрепляя часть КНБК 12 к стенке ствола буровой скважины 15 в момент приложения осевого усилия к буровому долоту 100. Дополнительно или в качестве альтернативы, силовой узел 110 способен управлять буровым долотом 100. В одном варианте осуществления, элемент силового узла 110 включает несколько прижимных башмаков 112, которые распределены по окружности вокруг опоры 114. Известные источники питания (не показаны), например гидравлические системы и электрические двигатели используются для радиального расширения и втягивания прижимных башмаков 112.

Если два или более прижимных башмака 112 выдвигаются и входят в зацепление со стенкой буровой скважины 15, то части КНБК 12, которые жестко закреплены к опоре 114, например, корпусе 138 и корпусе статора 124, остаются неподвижными относительно стенки буровой скважины 15. Таким образом, генератор 130 осевого усилия смещается в осевом направлении относительно корпуса 138 и прикладывает осевое усилие на буровое долото 110. Следует иметь в виду, что силовой узел 110 способен управлять буровым долотом 100 во время закрепления КНБК 12. Например, прижимные башмаки 112 способны расширяться на различные радиальные расстояния и эксцентрично располагать опору 114 относительно ствола скважины 14. Таким образом, буровое долото 100 может быть "нацелено" в направлении, которое не соосно продольной оси ствола скважины 14.

Поскольку прилив 132 крепится к соединительному устройству 126, то прилив 132 способен осуществлять скользящий контакт с корпусом 138 во время вращения. Чтобы свести к минимуму износ, прилив 132 и корпус может включать противоизносные вставки 154, например, алмазные вставки, снижая воздействие скользящего контакта. Кроме того, противоизносные вставки 156 могут использоваться для снижения воздействия вращательного движения между соединительным устройством 126 и корпусом 138 и/или опорой 114. Текучая среда, проходящая через камеру 136, может использоваться для смазки контактных поверхностей противоизносных вставок 156. Противоизносные вставки 154 способны работать в качестве упорных подшипников и принимать на себя всю осевую нагрузку (WOB) от бурового долота 100 или прилива 132.

В некоторых вариантах осуществления, КНБК 12 может быть предварительно сконфигурирована таким образом, что функционирование КНБК 12 не подвергается регулировке при изменениях условий эксплуатации. В других вариантах осуществления, может использоваться контроллер 160 для динамической регулировки уставок в ответ на один или несколько измеренных параметров скважины.

На Рис. 3 схематически показано примерное устройство, в котором контроллер 160 принимает сигналы от одного или нескольких датчиков 162, например, датчиков линейных перемещений, датчиков угловых перемещений, датчики давления, датчиков расхода, датчиков температуры, датчиков числа оборотов, датчиков крутящего момента, а также датчики параметров окружающей среды и бурения. Данные от этих датчиков 162 используются в микропроцессоре контроллера 160 запрограммированном соответствующим образом для управления одним или несколькими исполнительными механизмами 164, 166, которые воздействуют на устройства контроля расхода, например, клапана 168, 170, чтобы получения желаемой реакции. Типичная реакция может представлять собой требуемый параметр, связанный с буровым долотом, например, WOB или крутящий момент, в пределах заранее определенного диапазона. Другие примерные реакции могут представлять собой снижение вибрации КНБК, например, подклинку-проворот, поперечную вибрацию, биение, подскакивание долота на забое. Еще одной примерной реакцией может быть изменение глубины резания бурового долота 100.

В некоторых вариантах осуществления, контроллер 160 способен управлять исполнительным механизмом 164 для управления клапаном 166, который регулирует объем бурового раствора, протекающего через буровой мотор 120 (Рис. 2) и/или в силовую камеру 140. Например, клапан 166 может располагаться сверху бурового мотора 120 и получать буровой раствор 172, протекающей в отверстие колонны бурильных труб 18 (Рис. 1). Клапан 168 способен регулировать объем бурового раствора, протекающего через 174 буровой мотор 120. В некоторых вариантах осуществления, клапан 168 способен стравить часть бурового раствора 176 в затрубное пространство, окружающее колонну бурильных труб 18 (Рис. 1). Для уменьшения расхода бурового мотора 120 (Рис. 2) и уменьшения числа оборотов и WOB может использоваться любой из этих способов.

Аналогичным образом, клапан 170 может использоваться для управления частичной подачей текучей среды в силовую камеру 140 (Рис. 2), и центральное отверстие 146 (Рис. 2), что меняет величину WOB на буровое долото 100. Клапан 170 может располагаться в центральном отверстии 146 (Рис. 2), канале 144 (Рис. 2) или в камере 140 (Рис. 2). В одном варианте осуществления, клапан 170 меняет объем жидкой среды 178, протекающей через центральное отверстие 146 (Рис. 2), что приводит к изменению объема текучей среды 180, поступающей в камеру 140 (Рис. 2). Для уменьшения расхода бурового мотора 120 (Рис. 2) и уменьшения числа оборотов и WOB может использоваться любой из этих способов.

В других вариантах, контроллер 160 программируется на изменение динамики бурения для ускорения буровых работ. Например, контроллер 160 способен посылать управляющие сигналы на исполнительный механизм 164, который с помощью клапана 168 образует пульсирующий поток текучей среды. Например, клапан 168 может изменять расход бурового раствора в соответствии с заданным графиком, и изменять WOB. График может представлять собой синусоидальную кривую, ступенчатую функцию или другое заранее заданное увеличение или уменьшение WOB в течение определенного периода времени, например, частоту 15 Гц, синусоиду, амплитуду от 50% до 100%. Величина флуктуаций варьируется с целью оптимизации механической скорости проходки (например, улучшения очистки скважины, уменьшения трения, оптимизации глубины резания и т.д.).

Кроме того, в непоказанных вариантах осуществления, исполнительные механизмы 164, 166 способны управлять другими устройствами, иными, чем устройства управления расходом. Например, исполнительные механизмы 164, 166 способны управлять электродвигателям, сигнальными системами и/или системами передачи данных, рычагами, скользящие муфтами и т.д.

В некоторых вариантах осуществления, КНБК 12 включает такое устройство, как индукционный тормоз (не показан), чтобы "искусственно" генерировать реактивную силу. В тех случаях, когда на буровое долото 100 не воздействует сила сопротивления вращению, то буровой мотор 120 не способен создать перепад давления достаточной величины, чтобы генерировать осевое усилие. В этих случаях, тормозной механизм может временно противостоять вращению ротора 122, соединительного устройства 126 или бурового долота 100 для создания нужного перепада давления и смещения бурового долота 100.

На Рис. 4 показан участок КНБК 12, который использует генератор 130 осевого усилия, расположенный рядом с впускным отверстием для текучей среды 190 бурового мотора 120. Как было описано выше, буровой мотор 120 включает ротор 122, расположенный в корпусе статора 124. При таком расположении, генератор 130 осевого усилия крепится к ротору 122 и включает фланец 192, имеющий одно или несколько отверстий 194. Фланец 192 имеет напорную грань 196, на которую действует перепад давления от бурового мотора 120. Фланец герметизирует внутреннюю поверхность соответствующим уплотнением 198. Как и раньше, этот перепад давления генерирует осевое усилие, которое передается на соединительное устройство 126 ротором 122. Следует иметь в виду, что генератор 130 осевого усилия может располагаться в различных местах, пока генератор 130 осевого усилия, буровой мотор 120 и буровое долото 100 соединены с помощью соединения передающего осевое усилие, которое способно передавать осевое усилие от генератора 130 осевого усилия к буровому долоту 100.

На Рис. 1-2, представлен иллюстративный вариант спуска КНБК 12 в скважину 14 для формирования наклоннонаправленного участка 17 скважины. Буровой раствора под давлением закачивают с поверхности через колонну бурильных труб 18 вниз до КНБК 12. Буровой мотор 120 использует буровой раствор под давлением для создания энергии вращения и осевого усилия. В "скользящем режиме" бурения или "скользящем бурении" колонна бурильных труб 18 не вращается. Скорее всего, вся энергии вращения для бурового долота 100 генерируется буровым мотором 120.

Изначально силовой узел 110 приводится в действие для крепления КНБК 12 к стенке ствола скважины 15. В некоторых ситуациях, буровое долото 100 не имеет достаточного контакта с поверхностью для создания достаточно высокой реактивной силы, вызывающей требуемый перепад давления на буровом моторе 120. В этом случае активируется индукционный тормоз (не показан), чтобы создать искусственное сопротивление вращению бурового долота 100. Из-за искусственной реактивной силы, перепад давления на буровом моторе 120 увеличивается, что увеличивает давление жидкой среды в силовой камере 140. Данное давление жидкой среды прикладывается к поперечным нагнетающим поверхностям прилива 132, создавая осевое усилие тяги. Во время рабочего хода осевое усилие тяги смещает соединительное устройство 126 и буровое долото 100. Происходит смещение соединительного устройства 126, пока вставки 154 в разгрузочной камере 142 находятся в контакте или почти в контакте. В качестве альтернативы, контроллер 160 способен прекратить рабочий ход.

Повтор хода начинается прекращением работы силового узла 110 и втягиванием прижимных башмаков 112. Данное действие прекращает прижим КНБК 12 к стенке буровой скважины 15. После этого КНБК 12 может свободно перемещаться, а буровое долото 100 подаваться в направлении забоя скважины 22. Таким образом, буровое долото 100, соединительное устройство 126 и ротор 122 удерживается неподвижно относительно забоя скважины 22. Колонна бурильных труб 18 может скользить вниз под весом колонны бурильных труб 18, под воздействием от источника с поверхности и/или скважинного источника (напр. толкателя). Происходит смещение корпуса 138 соединительного устройства 126, пока вставки 154 в силовой камере 140 находятся в контакте или почти в контакте. В качестве альтернативы, контроллер 160 способен прекратить повторный ход.

Следует понимать, что на Рис. 2 представлен упрощенный вид одного из вариантов осуществления настоящего изобретения. Например, соединительное устройство 126 показано как унитарный элемент, который соединяет буровое долото 100 с ротором 122. В других вариантах осуществления настоящего изобретения соединительное устройство 126 может представлять собой сборку из вращающихся элементов, включающую гибкие валы, муфты, трубы и т.д. В другом примере, силовой узел 110 выполняется в виде отдельного переводника или корпуса. Кроме того, силовой узел 110 может размещаться на втулке (не показано), поворачиваясь относительно опорной оправки (не показана). Кроме того, генератор 130 осевого усилия показан выполненным на соединительном устройстве 126. В других вариантах осуществления, генератор 130 осевого усилия может выполняться в других местах, например, на роторе 122.

Использованный выше термин заранее заданный относится к значению или объему, который специально рассчитывался.

Поскольку упомянутое выше описание направлено на некоторые, не ограничивающие объем настоящего изобретения, иллюстративные примеры осуществления, возможны различные модификации, очевидные специалистам в данной области техники. Предполагается, что все варианты осуществления, в пределах объема и сущности прилагаемой формулы изобретения, охватываются упомянутым выше описанием.

1. Устройство формирования ствола скважины в подземной формации, содержащее:

- буровое долото;

- соединительное устройство, присоединенное к буровому долоту и способное передавать крутящий момент и аксиальное давление на буровое долото;

- буровой двигатель, приводимый в действие текучей средой, находящейся под давлением, и содержащий:

- статор; и

- ротор, расположенный в статоре и соединенный с соединительным устройством для передачи крутящего момента;

- генератор аксиального давления, связанный с ротором и имеющий напорную поверхность, подвергающуюся давлению текучей среды, протекающей через буровой двигатель; и

- силовой узел, выполненный с возможностью избирательного крепления статора бурового двигателя к стенке ствола скважины в момент приложения аксиального давления к буровому долоту.

2. Устройство по п. 1, в котором генератор аксиального давления содержит прилив, выполненный на соединительном устройстве, и устройство дополнительно содержит кожух, охватывающий генератор аксиального давления, так что прилив способен поступательно перемещаться в камере, образованной между кожухом и соединительным устройством, причем соединительное устройство содержит первый канал, передающий текучую среду от бурового двигателя в камеру и второй канал, передающий текучую среду от бурового двигателя в буровое долото.

3. Устройство по п. 2, в котором прилив делит камеру на силовую камеру и разгрузочную камеру, причем первый зазор между кожухом и соединительным устройством создает соединение по текучей среде между силовой камерой и разгрузочной камерой, а второй зазор между кожухом и соединительным устройством создает соединение по текучей среде между разгрузочной камерой и затрубным пространством ствола скважины.

4. Устройство по п. 1, в котором силовой узел содержит несколько расширяющихся в радиальном направлении прижимных башмаков, способных взаимодействовать со стенкой ствола скважины, причем силовой узел способен крепить статор бурового двигателя к стенке ствола скважины, а ротор бурового двигателя способен поступательно перемещаться на заранее заданное расстояние, когда статор бурового двигателя крепится к стенке ствола скважины.

5. Устройство по п. 4, в котором прижимные башмаки способны простираться в радиальном направлении на разные расстояния в один и тот же момент времени, придавая тем самым эксцентриситет буровому долоту в стволе скважины.

6. Устройство по п. 1, дополнительно содержащее контроллер, функционально соединенный по меньшей мере с одним исполнительным механизмом и сигналом в канале связи по меньшей мере с одним датчиком, причем контроллер запрограммирован управлять по меньшей мере одним рабочим параметром бурового долота.

7. Устройство по п. 6, в котором по меньшей мере один исполнительный механизм способен управлять устройством для регулирования расхода и по меньшей мере одним рабочим параметром, представляющим собой по меньшей мере: (i) нагрузку на долото, (ii) число оборотов и (iii) механическую скорость проходки.

8. Устройство по п. 6, в котором по меньшей мере один исполнительный механизм способен управлять устройством для регулирования расхода и по меньшей мере одним рабочим параметром, представляющим собой: подскакивание долота на забое, удар, поперечную вибрацию, осевую вибрацию, радиальное усилие на буровой став, подклинку-проворот, биение, изгибающий момент, износ бурового долота, биение и осевое усилие на буровой став.

9. Устройство по п. 6, в котором по меньшей мере один исполнительный механизм способен управлять устройством для регулирования расхода и рабочим параметром, представляющим собой глубину резания бурового долота.

10. Устройство по п. 6, в котором по меньшей мере один исполнительный механизм способен управлять устройством для регулирования расхода, способным менять нагрузку на долото соответственно заданной схеме.

11. Способ формирования ствола скважины в подземной формации, включающий:

- формирование бурового става, включающего:

- буровое долото;

- соединительное устройство, присоединенное к буровому долоту и способное передавать крутящий момент и аксиальное давление на буровое долото;

- буровой двигатель, приводимый в действие текучей средой, находящейся под давлением и содержащий ротор, расположенный в статоре и соединенный с соединительным устройством для передачи крутящего момента;

- генератор аксиального давления, связанный с ротором и имеющий напорную нагнетающую поверхность, находящуюся под давлением текучей среды, протекающей через буровой двигатель; и

- силовой узел, избирательно крепящий статор к стенке ствола скважины;

- опускание бурового става в ствол скважины; и

- толкание бурового долота в направлении забоя скважины с использованием аксиального давления, генерированного буровым двигателем, когда генератор аксиального давления крепит статор к стенке ствола скважины.

12. Способ по п. 11, в котором генератор аксиального давления включает прилив, выполненный на соединительном устройстве, и способ дополнительно включает:

поступательное перемещение прилива в камере, образованной между кожухом и соединительным устройством;

передачу текучей среды от бурового двигателя в камеру по первому каналу; и

передачу текучей среды от бурового двигателя к буровому долоту по второму каналу, который параллелен первому каналу.

13. Способ по п. 11, в котором прилив делит камеру на силовую камеру и разгрузочную камеру, и в котором первый зазор отделяет кожух и прилив, а второй зазор отделяет соединительное устройство и кожух, и дополнительно включающий:

образование первым зазором жидкостного соединения между силовой камерой и разгрузочной камерой; и

образование вторым зазором жидкостного соединения между разгрузочной камерой и затрубным пространством ствола скважины.

14. Способ по п. 11, в котором силовой узел включает несколько расширяющихся в радиальном направлении прижимных башмаков, способных взаимодействовать со стенкой ствола скважины, и дополнительно включающий крепление статора бурового двигателя к стенке ствола скважины силовым узлом, причем ротор бурового двигателя поступательно перемещается на заранее заданное расстояние, когда статор бурового двигателя крепится к стенке ствола скважины.

15. Способ по п. 14, дополнительно включающий придание эксцентриситета буровому долоту в стволе скважины за счет расширения прижимных башмаков в радиальном направлении на разные расстояния.

16. Способ по п. 11, в котором управляют по меньшей мере одним рабочим параметром, связанным с буровым долотом, с помощью контроллера, функционально соединенного по меньшей мере с одним исполнительным механизмом, и сигналом в канале связи с по меньшей мере одним датчиком.