Буровая компоновка с использованием саморегулируемого отклоняющего устройства и датчиков отклонения для бурения наклонных скважин
Изобретение относится к бурению наклонных стволов скважин. Устройство для бурения наклонного ствола скважины, которое в одном неограничивающем варианте реализации изобретения содержит привод для вращения бурового долота, отклоняющее устройство, которое позволяет нижнему участку буровой компоновки наклоняться относительно элемента отклоняющего устройства в пределах выбранной плоскости, когда буровая компоновка является, по существу, вращательно неподвижной, чтобы обеспечить возможность бурения криволинейного участка ствола скважины, когда буровое долото вращается приводом, при этом наклон буровой компоновки уменьшается, когда буровая компоновка вращается, чтобы обеспечить возможность бурения более прямого участка ствола скважины, и датчик наклона, который обеспечивает измерения, относящиеся к наклону нижнего участка. Контроллер определяет представляющий интерес параметр, относящийся к наклону, для управления бурением наклонного ствола скважины. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 16 ил.
ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Данная заявка испрашивает преимущество по заявке на патент США № 15/274851, поданной 23 сентября 2016 г., которая в полном объеме включена в настоящий документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0002] Данное изобретение в целом относится к бурению наклонных стволов скважин.
2. ПРЕДЫДУЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0003] Стволы скважин или скважины (также называемые стволами скважин) пробуривают в подземных пластах для добычи углеводородов (нефти и газа) с использованием бурильной колонны, которая содержит буровую компоновку (обычно называемую «компоновкой низа бурильной колонны» или «КНБК»), прикрепленную к нижней части бурильной трубы. Буровое долото, прикрепленное к нижней части буровой компоновки, вращается за счет вращения бурильной колонны с поверхности и/или с помощью привода, такого как гидравлический забойный двигатель, в буровой компоновке. При обычном способе бурения криволинейных и прямых участков стволов скважин (наклонно-направленное бурение) используют гидравлический забойный двигатель с фиксированным углом перекоса (также называемым регулируемым углом или «АКО»), чтобы обеспечить выбранный изгиб или наклон бурового долота для образования криволинейных участков скважин. Для бурения криволинейного участка останавливают вращение бурильной колонны с поверхности, направляют изгиб АКО в требуемом направлении степени набора кривизны ствола наклонной скважины и запускают вращение бурового долота с помощью гидравлического забойного двигателя. Сразу после завершения криволинейного участка буровую компоновку, включая изгиб, поворачивают с поверхности для бурения прямого участка. В результате применения таких способов получаются неровные стволы скважин. Качество ствола скважины ухудшается при увеличении наклона или изгиба, приводя к таким эффектам, как закручивание ствола скважины. К другим негативным эффектам качества ствола скважины, связанным с вращением криволинейных компоновок, принадлежат бурение стволов скважин диаметром больше диаметра долота, обрушение стенок ствола скважины и перераспределение нагрузки. Такие устройства и способы также вызывают высокое напряжение и вибрации компонентов гидравлического забойного двигателя по сравнению с буровыми компоновками без АКО и создают высокое трение между буровой компоновкой и стволом скважины из-за изгиба, контактирующего с внутренней частью ствола скважины при вращении буровой компоновки. Следовательно, максимальная степень набора кривизны ствола наклонной скважины уменьшается за счет уменьшения угла изгиба АКО, чтобы снизить нагрузки на гидравлический забойный двигатель и другие компоненты в буровой компоновке. Подобные способы требуют дополнительного времени и затрат на бурение таких стволов скважин. Поэтому желательно предусмотреть буровые компоновки и способы бурения криволинейных участков и прямых участков ствола скважины без фиксированного изгиба в буровой компоновке, чтобы снизить нагрузки на компоненты буровой компоновки и использовать различные скважинные датчики, контролирующие бурение ствола скважины.
[0004] Раскрытие изобретения в данном документе предусматривает устройство и способы бурения ствола скважины, при этом буровая компоновка содержит отклоняющее устройство, которое обеспечивает (или самостоятельно настраивает) наклон или изгиб нижней части буровой компоновки, соединенной с буровым долотом, относительно верхнего участка буровой компоновки, когда буровая компоновка является, по существу, неподвижной относительно возможности вращения для бурения криволинейных участков ствола скважины и выпрямляет нижний участок буровой компоновки, когда буровая компоновка вращается для бурения прямых или относительно прямых участков ствола скважины. Различные датчики предоставляют информацию о параметрах, относящихся к направлению буровой компоновки, отклоняющему устройству, режиму работы буровой компоновки и/или подземному пласту, через который осуществляет бурение буровая компоновка, которая может использоваться для бурения ствола скважины в требуемом направлении и для управления различными рабочими параметрами отклоняющего устройства, буровой компоновки и буровых работ.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0005] В одном аспекте раскрыто устройство для бурения ствола скважины, , содержащая: корпус, имеющий верхний участок и нижний участок, отдельный от верхнего участка; скважинный привод для вращения бурового долота относительно бурильной трубы; вал, соединенный со скважинным приводом и буровым долотом и размещенный в корпусе; подшипниковый участок на нижнем участке, присоединяющий с возможностью вращения вал к нижнему участку; причем корпус содержит шарнирный элемент, присоединяющий верхний участок корпуса к нижнему участку корпуса с возможностью наклона нижнего участка корпуса относительно верхнего участка корпуса вокруг шарнирного элемента, когда бурильная труба является вращательно неподвижной, чтобы обеспечить возможность бурения криволинейного участка ствола скважины, а вращение бурильной трубы приводит к уменьшению наклона между верхним и нижним участками для обеспечения возможности бурения более прямого участка ствола скважины, причем вал размещен и выполнен с возможностью вращения посредством привода внутри верхнего участка, нижнего участка, подшипникового участка и шарнирного элемента; и датчик наклона, который обеспечивает измерения, относящиеся к наклону между верхним и нижним участками. В частных вариантах выполнения датчик наклона выбран из группы, состоящей из: датчика углового положения, датчика расстояния, датчика положения, кодового датчика угла поворота; датчика с эффектом Холла; магнитного маркера; емкостного датчика; и индуктивного датчика. Буровая компоновка может дополнительно содержать датчик направления, который обеспечивает измерения, связанные с направлением буровой компоновки. Буровая компоновка может дополнительно содержать датчик усилия, который обеспечивает измерения, связанные с усилием, прилагаемым по меньшей мере к нижнему участку и верхнему участку. Буровая компоновка может дополнительно содержать датчик параметров режима бурения, который обеспечивает измерения, связанные с параметрами режима бурения. Буровая компоновка может дополнительно содержать процессор, который обрабатывает измерения, полученные от датчика наклона, и передает связанную с ними информацию приемнику. Шарнирный элемент предпочтительно представляет собой шарнирное сочленение, и тем, что датчик наклона обеспечивает измерения, относящиеся к углу наклона нижнего участка относительно эталона.
[0006] В другом аспекте раскрыт способ бурения ствола скважины, который включает: транспортировку в стволе скважины буровой компоновки, посредством бурильной трубы от поверхностного местоположения, причем буровая компоновка содержит: корпус, имеющий верхний участок и нижний участок, отдельный от верхнего участка; скважинный привод для вращения бурового долота относительно бурильной трубы; вал, соединенный со скважинным приводом и буровым долотом и размещенный в корпусе; подшипниковый участок на нижнем участке, присоединяющий с возможностью вращения вал к нижнему участку; причем корпус содержит шарнирный элемент, присоединяющий верхний участок корпуса к нижнему участку корпуса с возможностью наклона нижнего участка корпуса относительно верхнего участка корпуса вокруг шарнирного элемента, когда бурильная труба является вращательно неподвижной, чтобы обеспечить возможность бурения криволинейного участка ствола скважины, а вращение бурильной трубы приводит к уменьшению наклона между верхним и нижним участками для обеспечения возможности бурения более прямого участка ствола скважины, причем вал размещен и выполнен с возможностью вращения посредством привода внутри верхнего участка, нижнего участка, подшипникового участка и шарнирного элемента; и датчик наклона, который обеспечивает измерения, относящиеся к наклону между верхним и нижним участками; бурение прямого участка ствола скважины за счет вращения бурильной трубы с места на поверхности; обеспечение того, чтобы бурильная труба становилась по меньшей мере вращательно неподвижной; определение представляющего интерес параметра, относящегося к наклону; и бурение криволинейного участка ствола скважины с помощью скважинного привода в буровой компоновке в ответ на определенный параметр, связанный с наклоном. В частных вариантах осуществления датчик наклона выбран из группы, состоящей из: датчика углового положения, датчика расстояния, датчика положения, кодового датчика угла поворота; датчика с эффектом Холла; магнитного маркера; емкостного датчика; и индуктивного датчика. Способ может дополнительно включать определение параметра направления в процессе бурения ствола скважины и регулировку направления бурения в соответствии со значением этого параметра. Способ может дополнительно включать определение усилия, прилагаемого по меньшей мере к верхнему участку и нижнему участку. Способ может дополнительно включать определение параметров режима бурения в процессе бурения ствола скважины и выполнение корректирующего действия в ответ на определенный параметр режима бурения. Способ может дополнительно включать использование процессора, который обрабатывает измерения, полученные от датчика наклона, и передает связанную с ними информацию приемнику. Способ может дополнительно включать генерирование электроэнергии с помощью устройства за счет движения одного или более элементов буровой компоновки; а также использование сгенерированной электроэнергии для питания датчика наклона. Шарнирный элемент предпочтительно представляет собой шарнирное соединение, и тем, что датчик наклона обеспечивает измерения, относящиеся к углу наклона нижнего участка относительно эталона.
[0007] Примеры более значимых отличительных признаков буровой установки обобщены довольно широко, чтобы можно было лучше понять ее подробное описание, которое следует ниже, и оценить вклад в уровень техники. Существуют дополнительные отличительные признаки, которые будут описаны ниже и которые станут объектом формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0008] Для детального понимания установки и способов, раскрытых в данном документе, следует обратиться к сопроводительным графическим материалам и их подробному описанию, при этом одинаковым элементам в основном даны одинаковые числовые обозначения и при этом:
на Фиг.1 проиллюстрирована буровая компоновка на криволинейном участке ствола скважины, который содержит отклоняющее устройство или механизм для бурения криволинейных и прямых участков ствола скважины, в соответствии с одним неограничивающим вариантом реализации изобретения;
на Фиг. 2 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации отклоняющего устройства буровой компоновки в соответствии с Фиг. 1, когда нижний участок буровой компоновки наклонен относительно верхнего участка;
на Фиг.3 проиллюстрировано отклоняющее устройство буровой компоновки в соответствии с Фиг. 2, когда нижний участок буровой компоновки является прямым относительно верхнего участка;
на Фиг.4 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации отклоняющего устройства, которое содержит устройство приложения усилия, которое инициирует наклон в буровой компоновке, такой как буровая компоновка, проиллюстрированная на Фиг.1;
на Фиг. 5 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации гидравлического устройства, которое инициирует наклон в буровой компоновке, такой как буровая компоновка, проиллюстрированная на Фиг.1;
на Фиг.6A и 6B проиллюстрированы некоторые детали компенсатора, такого как компенсатор, проиллюстрированный наФиг.2-5, для уменьшения или регулирования уровня наклона буровой компоновки;
на Фиг.7 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации отклоняющего устройства, которое имеет герметичный гидравлический участок и предварительно определенный минимальный наклон нижнего участка относительно верхнего участка;
на Фиг.8 проиллюстрировано отклоняющее устройство в соответствии с Фиг.7 с максимальным наклоном;
на Фиг.9 представлен повернутый под углом 90 градусов вид отклоняющего устройства в соответствии с Фиг.7, иллюстрирующий герметичный гидравлический участок с находящейся в нем смазкой, которая обеспечивает смазывание уплотнений отклоняющего устройства, проиллюстрированного на Фиг.7;
на Фиг.10 представлен повернутый под углом 90 градусов вид отклоняющего устройства в соответствии с Фиг.9, которое дополнительно содержит гибкие уплотнения для изоляции уплотнений, проиллюстрированных на Фиг.9, от внешней среды;
на Фиг.11 проиллюстрировано отклоняющее устройство в соответствии с Фиг.9, которое содержит запорное устройство, предотвращающее вращение штифта или шарнирного элемента отклоняющего устройства;
на Фиг.12 проиллюстрировано отклоняющее устройство в соответствии с Фиг.11, содержащее устройство, уменьшающее трение между штифтом или шарнирным элементом отклоняющего устройства и элементом или поверхностью нижнего участка, который перемещается возле штифта;
на Фиг.13 проиллюстрировано отклоняющее устройство в соответствии с Фиг.7, содержащее датчики, которые обеспечивают измерения, относящиеся к наклону нижнего участка буровой компоновки относительно верхнего участка, и датчики, которые обеспечивают измерения, относящиеся к усилию, прикладываемой нижним участком к верхнему участку во время бурения стволов скважин;
на Фиг.14 проиллюстрировано отклоняющее устройство в соответствии с Фиг.7, показывающее неограничивающий вариант реализации изобретения, относящийся к размещению датчиков, относящихся к параметрам наклонно-направленного бурения и буровой компоновки;
на Фиг.15 проиллюстрировано отклоняющее устройство в соответствии с Фиг.7, которое содержит устройство для генерирования электрической энергии за счет вибрации или перемещения в бурильной компоновке во время бурения ствола скважины; а также
на Фиг.16 проиллюстрирована приведенная в качестве примера система бурения с транспортируемой в стволе скважины бурильной колонной, которая содержит буровую компоновку с отклоняющим устройством, выполненным в соответствии с вариантом реализации данного изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0009] В аспектах раскрытие изобретения в данном документе предусматривает буровую компоновку или КНБК для использования в бурильной колонне для наклонно-направленного бурения (бурения прямых и криволинейных участков ствола скважины), содержащую отклоняющее устройство, которое инициирует наклон, чтобы обеспечить возможность бурения криволинейных участков стволов скважин и выпрямляется для обеспечения возможности бурения прямых участков (вертикальных участков и участков набора кривизны) стволов скважин. Такая буровая компоновка обеспечивает бурение прямых участков, когда буровая компоновка вращается, и обеспечивает бурение криволинейных участков, когда буровая компоновка является неподвижной, в то время как буровое долото вращается с помощью забойного привода. В аспектах наклонно-направленное бурение достигается за счет использования саморегулирующегося «шарнирного сочленения» (также называемого в данном документе «шарнирным соединением», «шарнирным устройством» или «шарнирно-сочлененным» устройством) для обеспечения наклона в буровой компоновке, когда бурильная колонна и, следовательно, буровая компоновка является неподвижной, и необязательно за счет использования компенсатора для поддержания буровой компоновки в прямом положении при вращении буровой компоновки. В других аспектах устройство приложения усилия, такое как пружина или гидравлическое устройство, может использоваться для инициирования наклона или содействия наклону путем приложения усилия в направлении шарнирного сочленения. В другом аспекте шарнирное устройство или шарнирно-сочлененное устройство изолировано от внешней среды (то есть бурового раствора, протекающего через привод, ствола скважины и/или кольцевого пространства в стволе скважины). Шарнирное соединение, вокруг которого наклоняется нижний участок буровой компоновки, имеющий на конце буровое долото, относительно верхнего участка буровой компоновки, может быть герметизирован, чтобы исключить попадание загрязняющих веществ, абразивных и эрозионных жидкостей из относительно движущихся элементов. Термин «верхний участок» буровой компоновки означает часть буровой компоновки, которая расположена выше по стволу скважины от шарнирного устройства, а термин «нижний участок» буровой компоновки используется для части буровой компоновки, которая расположена ниже по стволу скважины от шарнирного устройства. В другом аспекте отклоняющее устройство содержит упор, который поддерживает небольшой наклон нижнего участка (например, около 0,05 градуса или более), чтобы облегчить инициирование наклона нижнего участка относительно верхнего участка, когда бурильная колонна является неподвижной. В другом аспекте упор может обеспечить достижение нижним участком прямого положения относительно верхнего участка при вращении бурильной колонны. В другом аспекте отклоняющее устройство содержит другой упор, который определяет максимальный наклон нижнего участка относительно верхнего участка. Буровая система, в которой используется буровая компоновка, описанная в данном документе, дополнительно содержит один или более датчиков, которые предоставляют информацию или измерения, относящиеся к одному или более представляющим интерес параметрам, таким как параметры направления, включая, но не ограничиваясь этим, наклон передней грани режущего инструмента и азимут по меньшей мере части буровой компоновки. Термин «передняя грань режущего инструмента» представляет собой угол между представляющей интерес точкой, такой как направление, на которое указывает отклоняющее устройство, и ориентиром. Термин «верхняя часть наклонной скважины» является таким ориентиром, который означает направление в плоскости, перпендикулярной оси инструмента, где гравитация является самой низкой (отрицательный максимум). Также могут использоваться другие ориентиры, такие как «нижняя часть наклонной скважины» и «магнитный север». Другие варианты реализации изобретения могут содержать: датчики, которые обеспечивают измерения, относящиеся к наклону и уровню наклона отклоняющего устройства; датчики, которые обеспечивают измерение усилия, прилагаемого нижним участком к верхнему участку; датчики, которые предоставляют информацию о режиме работы буровой компоновки и отклоняющего устройства; и устройства (также называемые устройствами для аккумулирования энергии), которые могут использовать электрическую энергию, аккумулированную при движении (например, вибрации) отклоняющего устройства. Контроллер в буровой компоновке и/или на поверхности определяет один или более параметров на основании измерений датчика и может быть выполнен с возможностью передачи такой информации в режиме реального времени через подходящий телеметрический механизм на поверхность, чтобы дать возможность оператору (например, автоматизированному контроллеру бурения или оператору-человеку) управлять операциями бурения, включая, но не ограничиваясь этим, выбор величины и направления наклона буровой компоновки и, следовательно, бурового долота; регулировку рабочих параметров, таких как нагрузка, прикладываемая к буровой компоновке, и производительность насоса для закачки бурового раствора. Контроллер в буровой компоновке и/или на поверхности также может заставить буровое долото ориентироваться в требуемом направлении с требуемым наклоном в ответ на один или более определенных представляющих интерес параметров.
[0010] В других аспектах буровая компоновка, выполненная в соответствии с вариантом реализации данного изобретения: уменьшает закручивание ствола скважины, уменьшает трение между буровой компоновкой и стенкой ствола скважины во время бурения прямых участков; уменьшает нагрузку на компоненты буровой компоновки, включая, но не ограничиваясь этим, забойный привод (например, гидравлический забойный двигатель, электрический привод, турбинный двигатель и т. д.), и позволяет легко позиционировать буровую компоновку для наклонно-направленного бурения. Для целей данного изобретения термин «неподвижный» подразумевает «неподвижный относительно возможности вращения» (не вращающийся) или вращающийся с относительно небольшой скоростью вращения (об/мин) или угловые колебания между максимальным и минимальным угловыми положениями (также называемые «колебаниями передней поверхности режущего инструмента»). Кроме того, термин «прямой», используемый в отношении ствола скважины или буровой компоновки, включает термины «прямой», «вертикальный» и «прямолинейный» и дополнительно включает фразы «по существу, прямой», «по существу, вертикальный» или «по существу, прямолинейный». Например, фраза «прямой участок ствола скважины» или «по существу, прямой участок ствола скважины» будет подразумевать любой участок ствола скважины, который является «совершенно прямым», или участок, который имеет относительно небольшую кривизну, как описано выше и более подробно ниже.
[0011] На Фиг.1 проиллюстрирована буровая компоновка 100 на криволинейном участке ствола 101 скважины. В неограничивающем варианте реализации изобретения буровая компоновка 100 содержит отклоняющее устройство (также называемое в данном документе гибким устройством или отклоняющим механизмом) 120 для бурения криволинейных и прямых участков ствола 101 скважины. Буровая компоновка 100 дополнительно содержит забойный привод или такой привод, как гидравлический забойный двигатель 140, содержащий статор 141 и ротор 142. Ротор 142 соединен с передаточным механизмом, таким как гибкий вал 143, который присоединен к другому валу 146 (также называемому «приводным валом»), расположенному в подшипниковом узле 145. Вал 146 соединен с размельчающим устройством, таким как буровое долото 147. Буровое долото 147 вращается, когда буровая компоновка 100 и/или ротор 142 гидравлического забойного двигателя 140 вращается вследствие циркуляции раствора для бурения, такого как буровой раствор, во время буровых работ. В других вариантах реализации изобретения забойный привод может содержать любое другое устройство, которое может вращать буровое долото 147, включая, но не ограничиваясь этим, электродвигатель и турбину. В некоторых других вариантах реализации изобретения размельчающее устройство может содержать любое другое устройство, подходящее для размельчения горной породы, включая, но не ограничиваясь этим, электрическое импульсное устройство (также называемое электроразрядным устройством). Буровая компоновка 100 соединена с бурильной трубой 148, которая вращается с поверхности для вращения буровой компоновки 100 и, следовательно, буровой компоновки 100 и бурового долота 147. В конкретной конфигурации буровой компоновки, проиллюстрированной на Фиг.1, буровое долото 147 может вращаться посредством вращения бурильной трубы 148 и, следовательно, буровой компоновки 100 и/или бурового двигателя 140. Ротор 142 вращает буровое долото 147, когда флюид циркулирует через буровую компоновку 100.
Буровая компоновка 100 дополнительно содержит отклоняющее устройство 120, имеющее ось 120a, которая может быть перпендикулярна оси 100a верхнего участка буровой компоновки 100.Хотя на Фиг.1 отклоняющее устройство 120 проиллюстрировано ниже гидравлического забойного двигателя 140 и соединено с нижним участком, таким как корпус или трубчатый элемент 160, расположенный над подшипниковым узлом 145, отклоняющее устройство 120 также может быть расположено над приводом 140. В различных вариантах реализации раскрытого в данном документе изобретения отклоняющего устройства 120 корпус 160 наклоняется на выбранную или известную величину вдоль выбранной или известной плоскости, определенной осью верхнего участка буровой компоновки 110a и осью нижнего участка буровой компоновки 100b в соответствии с Фиг.1 для наклона бурового долота 147 вдоль выбранной плоскости, что позволяет бурить криволинейные участки скважины. Как будет описано дальше со ссылкой на Фиг.2-6, наклон инициируется, когда буровая компоновка 100 является неподвижной (не вращается) или, по существу, неподвижной относительно возможности вращения. Затем криволинейный участок бурят, вращая буровое долото 147 с помощью бурового двигателя 140 без вращения буровой компоновки 100. Отклоняющее устройство 120 выравнивается при вращении буровой компоновки, что позволяет бурить прямые участки ствола скважины. Таким образом, в аспектах отклоняющее устройство 120 обеспечивает выбранный наклон в бурильной компоновке 100, который обеспечивает возможность бурения криволинейных участков вдоль требуемых траекторий ствола скважины, когда бурильная труба 148 и, следовательно, буровая компоновка 100 являются неподвижными относительно возможности вращения или, по существу, неподвижными относительно возможности вращения, а буровое долото 147 вращается с помощью привода 140. Однако когда буровая компоновка 100 вращается, например, за счет вращения бурильной трубы 148 с поверхности, наклон выпрямляется, что позволяет бурить прямые участки скважины, как более подробно описано со ссылкой на Фиг.2-9. В одном варианте реализации изобретения под отклоняющим устройством 120 (между отклоняющим устройством 120 и буровым долотом 147) предусмотрен стабилизатор 150, который инициирует изгибающий момент в отклоняющем устройстве 120, а также поддерживает наклон, когда буровая компоновка 100 не вращается и во время бурения криволинейных участков скважины оказывается нагрузка на буровое долото. В другом варианте реализации изобретения над отклоняющим устройством 120 может быть предусмотрен стабилизатор 152 в дополнение к стабилизатору 150 или без него, чтобы инициировать изгибающий момент в отклоняющем устройстве 120 и поддерживать наклон во время бурения криволинейных участков стволов скважин. В других вариантах реализации изобретения может быть предусмотрен более чем один стабилизатор выше и/или ниже отклоняющего устройства 120.Для оптимальной работы может выполняться моделирование для определения местоположения и количества стабилизаторов. В других вариантах реализации изобретения в подходящем месте над отклоняющим устройством 120 может быть предусмотрен дополнительный изгиб, которое может включать, но не ограничиваться этим, фиксированный изгиб, гибкий изгиб, отклоняющее устройство и штифт или шарнирное устройство.
[0012] На Фиг. 2 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации отклоняющего устройства 120 для использования в буровой компоновке, такой как буровая компоновка 100, проиллюстрированная на Фиг. 1. В соответствии с Фиг. 1 и 2, в одном неограничивающем варианте реализации изобретения отклоняющее устройство 120 содержит шарнирный элемент, такой как штифт или шарнир 210, имеющий ось 212, которая может быть перпендикулярна продольной оси 214 буровой компоновки 100, вокруг которой корпус 270 нижнего участка 290 буровой компоновки 100 наклоняется или отклоняется на определенную величину относительно верхнего участка 220 (части верхнего участка) относительно плоскости, определенной осью 212. Корпус 270 наклоняется между, по существу, прямым концевым упором 282 и наклонным концевым упором 280, который определяет максимальный наклон. Когда корпус 270 нижнего участка 290 наклоняется в противоположном направлении, прямой концевой упор 282 определяет прямое положение буровой компоновки 100, при котором наклон равен нулю или, в качестве альтернативного варианта, по существу, прямое положение, при котором наклон относительно незначителен, но больше чем ноль, например, около 0,2 градуса или более. Такой наклон может содействовать инициированию наклона нижнего участка 290 буровой компоновки 100 для бурения криволинейных участков, когда буровая компоновка является неподвижной относительно возможности вращения. В таких вариантах реализации изобретения корпус 270 наклоняется вдоль конкретной плоскости или в радиальном направлении, как определено осью 212 штифта. Одно или более уплотнений, таких как уплотнение 284, предусмотрено между внутренней частью корпуса 270, и еще один элемент буровой компоновки 100 изолирует внутренний участок корпуса 270 ниже уплотнения 284 от внешней среды, например бурового раствора.
[0013] С дальнейшей ссылкой на Фиг. 1 и 2, когда на буровое долото 147 оказывается нагрузка и продолжается бурение, когда бурильная труба148является, по существу, неподвижной относительно возможности вращения, она будет инициировать наклон корпуса 270 вокруг оси 212 штифта 210. Буровое долото 147 и/или стабилизатор 150 под отклоняющим устройством 120 инициирует изгибающий момент в отклоняющем устройстве 120, а также поддерживает наклон, когда бурильная труба 148 и, следовательно, буровая компоновка 100 являются, по существу, неподвижными относительно возможности вращения и оказывается нагрузка на долото 147 при бурении криволинейных участков стволов скважин. Аналогичным образом, стабилизатор 152, в дополнение к стабилизатору 150 и буровому долоту или без него, может также определять изгибающий момент в отклоняющем устройстве 120 и поддерживать наклон во время бурения криволинейных участков стволов скважин. Стабилизаторы 150 и 152 могут быть вращающимися или невращающимися устройствами. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения может быть предусмотрено компенсирующее устройство или компенсатор 240 для уменьшения или регулирования уровня изменения наклона при вращении буровой компоновки 100. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения компенсатор 240 может содержать поршень 260 и компенсатор 250, имеющий гидравлическое сообщение с поршнем 260 через линию 260a, чтобы уменьшать, ограничивать или регулировать уровень изменения наклона. Приложение усилия F1 к корпусу 270 заставляет корпус 270 и, следовательно, нижний участок 290 наклоняться вокруг оси 212 штифта. Приложение усилия F1’ противоположно направлению усилия F1 к корпусу 270 заставляет корпус 270 и, следовательно, буровую компоновку 100 выпрямляться или наклоняться в направлении, противоположном направлению усилия F1’. Для стабилизации с поверхности выпрямленного положения корпуса 270 во время вращения буровой компоновки 100 также могут использовать компенсатор. Эксплуатация компенсирующего устройства 240 более подробно описана со ссылкой на Фиг. 6A и 6B. Однако для уменьшения или регулирования уровня изменения наклона буровой компоновки 100 вокруг штифта 210 могут использовать любое другое подходящее устройство.
[0014] Далее в соответствии с Фиг. 1-3, когда бурильная труба 148 является, по существу, неподвижной относительно возможности вращения (не вращается), и усиливается нагрузка на буровое долото 147 во время бурения, отклоняющее устройство будет инициировать наклон буровой компоновки 100 в месте шарнира 210 вокруг оси 212 шарнира. Вращение бурового долота 147 с помощью забойного привода 140 заставляет буровое долото 147 инициировать бурение криволинейного участка. Когда бурение продолжается, непрерывная нагрузка, оказываемая на буровое долото 147, будет продолжать увеличивать наклон до тех пор, пока наклон не достигнет максимального значения, определенного наклонным концевым упором 280. Таким образом, в одном аспекте можно бурить криволинейный участок путем включения шарнира 210 в буровую компоновку 100 с наклоном, определенным наклонным концевым упором 280. Если компенсирующее устройство 240 содержится в буровой компоновке 100, как проиллюстрировано на Фиг. 2, наклон буровой компоновки 100 вокруг оси 210 приведет к тому, что корпус 270 на участке 290 будет прикладывать усилие F1 к поршню 260, заставляя флюид 261, такой как нефть, перемещаться от поршня 260 к компенсатору 250 через трубопровод или путь потока, такой как линия 260a. Поток флюида 261 от поршня 260 к компенсатору 250 может быть ограничен для уменьшения или регулирования уровня изменения наклона и предотвращения внезапного наклона нижнего участка 290, как более подробно описано со ссылкой на Фиг. 6A и 6B. Как конкретно проиллюстрировано на Фиг. 1 и 2, буровое долото 147 осуществляет бурение криволинейного участка вверх по стволу скважины. Чтобы пробурить прямой участок после бурения криволинейного участка, буровую компоновку 100 можно повернуть на 180 градусов, чтобы убрать наклон, а затем повернуть с поверхности, чтобы пробурить прямой участок. Тем не менее, когда буровая компоновка 100 вращается на основании положений стабилизаторов 150 и/или 152 или другого оборудования в стволе скважины между отклоняющим устройством 120 и буровым долотом 147 и, находясь в контакте со стенкой ствола скважины, изгибающие усилия в стволе скважины воздействуют на корпус 270 и прилагают усилия в направлении, противоположном направлению усилия F1, тем самым выпрямляя корпус 270, и, следовательно, буровую компоновку 100, что позволяет флюиду 261 протекать от компенсатора 250 к поршню 260, заставляя поршень двигаться в направлении наружу. Такой поток флюида может быть или может не быть ограничен, что позволяет корпусу 270 и, следовательно, нижнему участку 290 быстро выпрямляться (без существенной задержки). Перемещение поршня 260 в направлении наружу может поддерживаться пружиной, расположенной в силовом сообщении с поршнем 260, компенсатором 250 или и тем и другим. Прямой концевой упор 282 ограничивает перемещение элемента 270, в результате чего нижний участок 290 остается прямым до тех пор, пока вращается буровая компоновка 100. Таким образом, вариант реализации буровой компоновки 100, проиллюстрированной на Фиг. 1 и 2, обеспечивает самопроизвольный наклон, когда буровая компоновка 120 является неподвижной (не вращается) или, по существу, неподвижной и выпрямляется, когда вращается буровая компоновка 100. Хотя забойный привод 140, проиллюстрированный на Фиг. 1, показан как гидравлический забойный двигатель, для вращения бурового долота 147 может быть использован любой другой подходящий привод. На Фиг.3 проиллюстрирована буровая компоновка 100 в прямом положении, при этом корпус 270 упирается в прямой концевой упор 282.
[0015] На Фиг.4 проиллюстрирован другой неограничивающий вариант реализации отклоняющего устройства 420, которое содержит устройство приложения усилия, такое как пружина 450, которое непрерывно прикладывает направленное радиально наружу усилие F2 к корпусу 270 нижнего участка 290, чтобы обеспечить или инициировать наклон по отношению к нижнему участку 290. В одном варианте реализации изобретения пружина 450 может быть размещена между внутренней частью корпуса 270 и корпусом 470 снаружи передаточного механизма 143 (Фиг.1). В этом варианте реализации изобретения пружина 450 заставляет корпус 270 наклоняться в радиальном направлении наружу вокруг шарнира 210 вплоть до максимального изгиба, определенного наклонным концевым упором 280. Когда буровая компоновка 100 является неподвижной (не вращается) или, по существу, неподвижной относительно возможности вращения, оказывается нагрузка на буровое долото 147 и буровое долото вращается посредством забойного привода 140, тогда буровое долото 147 инициирует бурение криволинейного участка. По мере продолжения бурения наклон увеличивается до своего максимального уровня, определенного наклонным концевым упором 280. Для бурения прямого участка буровая компоновка 100 вращается с поверхности, что заставляет ствол скважины прикладывать усилие F3 к корпусу 270, сжимая пружину 450 для выпрямления буровой компоновки 100. Когда пружина 450 сжимается под действием усилия F3, корпус 270 сбрасывает давление на поршне 260, что позволяет флюиду 261 течь от компенсатора 250 по линии262 обратно к поршню 260 без существенной задержки, как описано более подробно со ссылкой на Фиг.6A и 6B.
[0016] На Фиг. 5 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации устройства 540 приложения гидравлического усилия для инициирования выбранного наклона буровой компоновки 100. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения устройство 540 приложения гидравлического усилия содержит поршень 560 и компенсационное устройство или компенсатор 550. Буровая компоновка 100 также может содержать компенсационное устройство или компенсатор, такой как компенсатор 240, проиллюстрированный на Фиг.2. Компенсационное устройство 240 содержит поршень 260 и компенсатор 250, проиллюстрированные и описанные со ссылкой на Фиг.2. Устройство 540 приложения гидравлического усилия может быть расположено под углом 180 градусов по отношению к устройству 240. Поршень 560 и компенсатор 550 находятся в гидравлической связи друг с другом. Во время бурения флюид 512a, такой как буровой раствор, протекает под давлением через буровую компоновку 100 и возвращается поверхности через кольцевое пространство между буровой компоновкой 100 и стволом скважины, как проиллюстрировано флюидом 512b. Давление P1 флюида 512a в буровой компоновке 100 больше (обычно на 20-50 бар), чем давление P2 флюида 512b в кольцевом пространстве. Когда флюид 512a протекает через буровую компоновку 100, давление P1 воздействует на компенсатор 550 и, соответственно, на поршень 560, в то время как давление P2 воздействует на компенсатор 250 и, соответственно, на поршень 260. Давление P1, превышающее давление P2, создает перепад давления (P1 –P2) на поршне 560, причем указанный перепад давления достаточен для того, чтобы заставить поршень 560 перемещаться в радиальном направлении наружу, что толкает корпус 270 наружу для инициирования наклона. В компенсаторе 550 для уменьшения или регулирования уровня изменения наклона может быть предусмотрен ограничитель 562, как описано более подробно со ссылкой на Фиг.6A и 6B.Таким образом, когда бурильная труба 148 является, по существу, неподвижной относительно возможности вращения (не вращается), поршень 560 медленно выпускает гидравлический флюид 561 через ограничитель 562 до тех пор, пока не будет достигнут полный угол наклона. Ограничитель 562 может быть выбран для создания высокого сопротивления потоку, чтобы предотвратить быстрое перемещение поршня, которое может присутствовать во время колебаний передней поверхности режущего инструмента буровой компоновки для стабилизации наклона. Перепад давления усилия на поршне всегда присутствует во время циркуляции бурового раствора, и ограничитель 562 ограничивает уровень наклона. При вращении буровой компоновки 100 изгибающие моменты на корпусе 270 заставляют поршень 560 втягиваться, что выравнивает буровую компоновку 100, а затем удерживает его в прямом положении до тех пор, пока вращается буровая компоновка 100. Для коэффициента компенсации компенсирующего устройства 240 может быть установлено более высокое значение, чем для коэффициента устройства 540, чтобы стабилизировать положение выпрямления во время вращения буровой компоновки 100.
[0017] На Фиг.6A и 6B проиллюстрированы некоторые детали компенсирующего устройства 600, которое является таким же, как устройство 240 в соответствии с Фиг.2, 4 и 5. В соответствии с Фиг.2, а также Фиг.6A и 6B, когда корпус 270 прикладывает усилие F1 к поршню 660, он перемещает гидравлический флюид (такой как нефть) из камеры 662, связанной с поршнем 660, в камеру 652, связанную с компенсатором 620, как показано стрелкой 610. Ограничитель 611 ограничивает поток флюида из камеры 662 в камеру 652, что приводит к увеличению давления между поршнем 660 и ограничителем 611, ограничивая или контролируя таким образом величину наклона. Когда поток гидравлического флюида продолжает протекать через ограничитель 611, наклон продолжает увеличиваться до максимального уровня, определенного наклонным концевым упором 280, проиллюстрированным и описанным со ссылкой на Фиг. 2. Таким образом, ограничитель 611 определяет уровень изменения наклона. В соответствии с Фиг.6B, когда усилие F1 высвобождается из корпуса 270, как показано стрелкой F4, усилие F5 на компенсаторе 620 перемещает флюид из камеры 652 обратно в камеру 662 поршня 660 через обратный клапан 612, минуя ограничитель 611, что позволяет корпусу 270 перемещаться в свое прямое положение без существенной задержки. В качестве предохранительного устройства может быть предусмотрен предохранительный клапан 613, чтобы избежать чрезмерного давления, превышающего расчетную характеристику гидравлических элементов.
[0018] На Фиг.7 проиллюстрирован альтернативный вариант реализации отклоняющего устройства 700, которое можно использовать в буровой компоновке, такой как буровая компоновка 100, проиллюстрированная на Фиг.1. Отклоняющее устройство 700 содержит штифт 710 с осью 714 штифта, перпендикулярной оси 712 инструмента. Штифт 710 поддерживается опорным элементом 750. Отклоняющее устройство 700 соединено с нижним участком 790 буровой компоновки и содержит корпус 770. Корпус 770 имеет внутреннюю криволинейную или сферическую поверхность 771, которая перемещается по наружной сопрягающейся криволинейной или сферической поверхности 751 опорного элемента 750. Отклоняющее устройства 700 дополнительно содержит уплотнительный механизм 740, чтобы отделять или изолировать смазочный флюид (внутренний флюид) 732 от воздействия внешнего давления и флюидов (флюиды 722a внутри буровой компоновки и флюиды 722b за пределами буровой компоновки). В одном варианте реализации изобретения отклоняющее устройство 700 содержит канавку или камеру 730, которая открыта и передает давление флюида 722a или 722b смазочного флюида 732 через подвижное уплотнение во внутреннюю камеру 734 для флюида, который имеет гидравлическое сообщение с поверхностями 751 и 771. Самоустанавливаемое уплотнение 735 обеспечивает компенсацию давления в камере 734. Уплотнение 772, размещенное в канавке 774 вокруг внутренней поверхности 771 корпуса 770, герметизирует или изолирует флюид 732 от внешней среды. В качестве альтернативного варианта, уплотняющий элемент 772 может быть размещен внутри канавки вокруг наружной поверхности 751 опорного элемента 750. В этих конфигурациях центр 770c поверхности 771 такой же или примерно такой же, как центр 710c штифта 710. В варианте реализации изобретения в соответствии с Фиг.7, когда нижний участок 790 наклоняется вокруг штифта 710, поверхность 771 вместе с уплотнительным элементом 772 перемещается по поверхности 751. Если уплотнение 772 расположено внутри поверхности 751, то уплотнительный элемент 772 будет оставаться неподвижным вместе с опорным элементом 750. Уплотнительный механизм 740 дополнительно содержит уплотнение, которое изолирует смазочный флюид 732 от воздействия внешнего давления и внешнего флюида 722b. В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг.7, это уплотнение имеет внешнюю криволинейную или округлую поверхность 791, связанную с нижним участком 790, который перемещается под неподвижной сопрягаемой криволинейной или округлой поверхностью 721 верхнего участка 720. Уплотнительный элемент, такой как уплотнительное кольцо 724, размещенный в канавке 726 вокруг внутренней части поверхности 721, изолирует смазочный флюид 732 от воздействия внешнего давления и флюида 722b. Когда нижний участок наклоняется вокруг штифта 710, поверхность 791 перемещается под поверхностью 721, при этом уплотнение 724 остается неподвижным. В качестве альтернативного варианта, уплотнение 724 может быть размещено внутри наружной поверхности 791, и в этом случае такое уплотнение будет перемещаться вместе с поверхностью 791. Таким образом, в аспектах данное изобретение обеспечивает герметичное отклоняющее устройство, при этом нижний участок буровой компоновки, такой как участок 790, наклоняется вокруг герметичных смазываемых поверхностей относительно верхнего участка, такого как участок 720. В одном варианте реализации изобретения нижний участок 790 может быть выполнен так, чтобы нижний участок 790 мог достигать совершенно прямого положения относительно верхнего участка 220. В такой конфигурации ось 712 инструмента и ось 717 нижнего участка 790 будут совмещены друг с другом. В другом варианте реализации изобретения нижний участок 790 может быть выполнен с возможностью обеспечения постоянного минимального наклона нижнего участка 290 относительно верхнего участка, например, наклона Aмин, проиллюстрированного на Фиг.7. Такой наклон может содействовать движению наклона нижнего участка от исходного положения наклона Aмин до требуемого наклона по сравнению с отсутствием начального наклона нижнего участка. Например, минимальный наклон может составлять 0,2 градуса или более, что может быть достаточным для проведения большинства буровых работ.
[0019] На Фиг.8 проиллюстрировано отклоняющее устройство 700 в соответствии с Фиг.7, когда нижний участок 790 достиг полного или максимального угла наклона или угла наклона Aмакс. В одном варианте реализации изобретения, когда нижний участок 790 продолжает наклоняться вокруг штифта 210, поверхность 890 нижнего участка 790 останавливается поверхностью 820 верхнего участка 720. Зазор 850 между поверхностями 890 и 820 определяет максимальный угол наклона Aмакс. Отверстие 830 предусмотрено для заполнения камеры 733 смазочным флюидом 732. В одном варианте реализации изобретения предусмотрено отверстие 831 для передачи давления, которое позволяет передавать давление флюиду 722b за пределы буровой компоновки с помощью камеры 730 и давления во внутренней камере 734 для флюида через самоустанавливаемое уплотнение 735. На Фиг.8, плечо 820 действует как наклонный концевой упор. Внутренняя камера 734 для флюида также может использоваться в качестве компенсирующего устройства. Компенсирующее устройство использует флюид, присутствующую в зазоре 850, как проиллюстрировано на Фиг.8, в максимальном положении наклона, определенном максимальным углом наклона Aмакс, который принудительно выходит или выдавливается из зазора 850 при уменьшении наклона в направлении Aмин. Подходящие каналы для флюида предназначены для обеспечения и ограничения потока между обеими сторонами зазора 850 и другими зонами камеры 734 для флюида, которые обмениваются объемом флюида за счет перемещения отклоняющего устройства. Для обеспечения компенсации могут быть добавлены подходящие уплотнения, размеры зазоров или лабиринтные уплотнения. Для регулирования параметров компенсации с точки зрения плотности и вязкости могут быть выбраны свойства смазочного флюида 732.
[0020] На Фиг.9 представлен повернутый на 90 градусов вид отклоняющего устройства 700 в соответствии с Фиг.7, иллюстрирующий герметичный гидравлический участок 900 отклоняющего устройства 700. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения герметичный гидравлический участок 900 содержит резервуар или камеру 910, заполненную смазочным средством 920, которое находится в гидравлическом сообщении с каждым из уплотнений в отклоняющем устройстве 700 через определенные каналы для потока флюида. На Фиг.9 канал 932a для потока флюида подает смазочное средство 920 на внешнее уплотнение 724, канал 932b для потока флюида подает смазочное средство 720 на неподвижное уплотнение 940 вокруг штифта 710, и канал 932c для потока флюида подает смазочное средство 920 на внутреннее уплотнение 772. В конфигурации, проиллюстрированной на Фиг.9, уплотнение 772 изолирует смазочное средство от загрязнения буровым раствором 722a, протекающим через буровую компоновку, и от давления P1 буровой жидкости 722a внутри буровой компоновки, которое выше, чем давление P2 снаружи буровой компоновки во время проведения буровых работ. Уплотнение 724 изолирует смазочное средство 920 от загрязнения внешним флюидом 722b. В одном варианте реализации изобретения уплотнение 724 может представлять собой сильфонное уплотнение. Гибкое сильфонное уплотнение может использоваться в качестве устройства компенсации давления (вместо применения специального устройства, такого как самоустанавливаемое уплотнение 735, как описано со ссылкой на Фиг.7 и 8), для передачи давления от флюида 722b смазочному средству 920. Уплотнение 725 изолирует смазочное средство 920 от загрязнения внешним флюидом 722b вокруг штифта 710. Уплотнение 725обеспечивает дифференциальное движение между штифтом 710 и элементом 790 нижнего участка. Уплотнение 725 также находится в гидравлическом сообщении со смазочным средством 920 через канал 932c для потока флюида. Поскольку давление между флюидом 722b и смазочным средством 920 выравнивается через уплотнение 724, уплотнение 725 штифта не изолирует два уровня давления, обеспечивая более длительный срок службы динамического уплотнения, например уплотнения 725.
[0021] На Фиг.10 проиллюстрировано отклоняющее устройство 700 в соответствии с Фиг.7, которое может быть выполнено с возможностью включения одного или более гибких уплотнений для изоляции динамических уплотнений 724 и 772 от бурового раствора. Гибкое уплотнение представляет собой любое уплотнение, которое расширяется и сжимается по мере того, как объем смазочного средства внутри такого уплотнения соответственно увеличивается и уменьшается, а также уплотнение, которое обеспечивает перемещение между частями, которые желательно герметизировать. Может использоваться любое подходящее гибкое уплотнение, включая, но не ограничиваясь этим, сильфонное уплотнение и гибкое резиновое уплотнение. В конфигурации в соответствии с Фиг.10 вокруг динамического уплотнения 724 предусмотрено гибкое уплотнение 1020, которое изолирует уплотнение 724 от флюида 722b снаружи буровой компоновки. Вокруг динамического уплотнения 772 предусмотрено гибкое уплотнение 1030, которое защищает уплотнение 772 от флюида 722a внутри буровой компоновки. Отклоняющее устройство, выполненное в соответствии с данным изобретением, может быть выполнено с возможностью: одиночного уплотнения, такого как уплотнение 772, которое изолирует флюид, протекающий через внутреннюю часть буровой компоновки, и его давление от флюида снаружи буровой компоновки; второго уплотнения, такого как уплотнение 724, которое изолирует внешний флюид от внутреннего флюида или компонентов отклоняющего устройства 700; одного или более гибких уплотнений для изоляции одного или более других уплотнений, таких как динамические уплотнения 724 и 772; и резервуара для смазочного средства, такого как резервуар 920 (Фиг.9), окруженный по меньшей мере двумя уплотнениями для смазывания различных уплотнений отклоняющего устройства 700.
[0022] На Фиг.11 проиллюстрировано отклоняющее устройство в соответствии с Фиг.9, которое содержит запорное устройство для предотвращения вращения штифта или шарнирного элемента 710 отклоняющего устройства. В конфигурации на Фиг.11 запорный элемент 1120 может быть размещен между штифтом 710 и элементом или компонентом неподвижного элемента720 буровой компоновки. Запорный элемент 1120 может быть заклиненным элементом или компонентом, например штифтом, который предотвращает вращение штифта 710, когда нижний участок 790 наклоняется или вращается вокруг штифта 710. Любое другое подходящее устройство или механизм также может использоваться в качестве запорного устройства, включая, но не ограничиваясь ими, устройства трения и сцепления.
[0023] На Фиг.12 проиллюстрировано отклоняющее устройство 700 в соответствии с Фиг.10, которое содержит устройство 1220 уменьшения трения между штифтом или шарнирным элементом 710 отклоняющего устройства 700 и элементом или поверхностью 1240 нижнего участка 790, которая перемещается вокруг штифта 710. Устройство 1220 уменьшения трения может быть любым устройством, которое уменьшает трение между движущимися элементами, включая, но не ограничиваясь ими, подшипники.
[0024] На Фиг.13 проиллюстрировано отклоняющее устройство 700 в соответствии с Фиг.7, которое в одном аспекте содержит датчик 1310, который обеспечивает измерения, относящиеся к наклону или углу наклона нижнего участка 790 относительно верхнего участка 710. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения датчик 1310 (также называемый в данном документе датчиком наклона) может быть размещен вдоль, около или по меньшей мере частично внутри штифта 710. Любой подходящий датчик может использоваться в качестве датчика 1310 для определения наклона или угла наклона, включая, но не ограничиваясь ими, датчик измерения угловой скорости, датчик с эффектом Холла, магнитный датчик и контактный или тактильный датчик. Такие датчики также могут использоваться для определения уровня изменения наклона. Если такой датчик содержит два компонента, которые обращены друг к другу или движутся относительно друг друга, то один такой компонент может быть размещен на, вдоль или внутри наружной поверхности 710a штифта 710, а другой компонент может быть размещен на, вдоль или внутри внутренней части 790a нижнего участка 790, который перемещается или вращается вокруг штифта 710. В другом аспекте датчик 1320 расстояния может быть размещен, например, в зазоре 1340, обеспечивая измерения относительно расстояния или длины зазора 1340. Измерение длины зазора может использоваться для определения наклона, угла наклона или уровня изменения наклона. Кроме того, один или более датчиков1350 могут быть размещены в зазоре 1340 для обеспечения сигнала, относящегося к наличию контакта между частями и значению усилия, прилагаемого нижним участком 790 к верхнему участку 720.
[0025] На Фиг.14 проиллюстрировано отклоняющее устройство 700 в соответствии с Фиг.7, которое содержит датчики 1410 на участке 1440 верхнего участка 720, которые предоставляют информацию о параметрах буровой компоновки и параметрах ствола скважины, которые полезны для бурения ствола скважины вдоль требуемой траектории скважины, иногда называемые в данной области техники «геонавигацией». Некоторые такие датчики могут содержать датчики, которые обеспечивают измерения, относящиеся к таким параметрам, как передняя поверхность режущего инструмента, наклон (гравитация) и направление (магнитное). Для определения таких параметров могут быть использованы акселерометры, магнитометры и гироскопы. Кроме того, датчик вибрации может быть расположен в местоположении 1440. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения участок 1440 может находиться на верхнем участке 720 вблизи конечного упора 1445. Однако датчики 1410 могут быть расположены в любом другом подходящем местоположении в буровой компоновке выше или ниже отклоняющего устройства 700 или в буровом долоте. К тому же датчики 1450 могут быть размещены в штифте 710 для предоставления информации об определенных физических условиях отклоняющего устройства 700, включая, но не ограничиваясь этим, крутящий момент, изгиб и нагрузку. Такие датчики могут быть размещены внутри и/или вокруг штифта 710, так как соответствующие усилия, относящиеся к таким параметрам, передаются через штифт 710.
[0026] На Фиг.15 проиллюстрировано отклоняющее устройство 700 в соответствии с Фиг.7, которое содержит устройство 1510 для генерирования электрической энергии благодаря динамике отклонения, такой как вибрация, перемещение и энергия деформации в отклоняющем устройстве 700 и буровой компоновке. Устройство 1510 может содержать, но не ограничивается ими, пьезоэлектрические кристаллы, электромагнитный генератор, микроэлектромеханическое (МЭМС) устройство. Сгенерированная энергия может храниться в запоминающем устройстве, таком как батарея или конденсатор 1520, в буровой компоновке и может использоваться для питания различных датчиков, электрических цепей и других устройств в буровой компоновке.
[0027] В соответствии с Фиг.13-14, сигналы датчиков 1310, 1320, 1350, 1410 и 1450 могут передаваться или посылаться на контроллер или другую подходящую схему в буровой компоновке с помощью жесткой проводниковой системы, оптического устройства или способа беспроводной передачи, включая, но не ограничиваясь ими, акустические, радиочастотные и электромагнитные способы. Контроллер в буровой компоновке может обрабатывать сигналы датчиков, сохранять такую информацию в памяти буровой компоновки и/или пересылать или передавать в режиме реального времени соответствующую информацию на поверхностный контроллер с помощью любого подходящего способа телеметрии, включая, но не ограничиваясь этим, проводную трубную, гидроимпульсную телеметрию, акустическую передачу и электромагнитную телеметрию. Информация о наклоне, поступающая с датчика 1310, может использоваться оператором для управления направлением бурения вдоль требуемой или заранее определенной траектории скважины, то есть геонавигации, и для управления рабочими параметрами, такими как нагрузка на долото. Информация об усилии, прилагаемом нижним участком 790 к верхнему участку 720, поступающая от датчика 1320, может использоваться для управления нагрузкой на буровое долото, чтобы избежать повреждения отклоняющего устройства 700. Информация о крутящем моменте, изгибе и нагрузке от датчиков 1450 относится к техническому состоянию отклоняющего устройства и процессу бурения и может использоваться для управления параметром бурения, таким как приложенная и перенесенная нагрузка на буровое долото. Информация о давлении внутри буровой компоновки и в кольцевом пространстве может использоваться для управления перепадом давления вокруг уплотнений и, следовательно, в смазочном средстве.
[0028] На Фиг. 16 представлено схематическое изображение приведенной в качестве примера буровой системы 1600, в которой может использоваться буровая компоновка 1630, которая содержит отклоняющее устройство 1650, описанное со ссылкой на Фиг. 2-12, для бурения прямых и наклонных стволов скважин. Проиллюстрировано, что буровая система 1600 содержит ствол 1610 скважины, образовываемый в пласте 1619, который содержит верхний участок 1611 ствола скважины с установленной в нем обсадной колонной 1612, и нижний участок 1614 ствола скважины, который бурят с помощью бурильной колонны 1620. Бурильная колонна 1620 содержит трубчатый элемент 1616, который транспортирует буровую компоновку 1630 на своем нижнем конце. Трубчатый элемент 1616 может быть бурильной трубой, образованной соединением участков труб, колонной гибких насосно-компрессорных труб или их комбинацией. Проиллюстрировано, что буровая компоновка 1630 соединена с размельчающим устройством, таким как буровое долото 1655, прикрепленным к ее нижнему концу. Буровая компоновка 1630 содержит ряд устройств, инструментов и датчиков для предоставления информации, относящейся к различным параметрам пласта 1619, буровой компоновки 1630 и буровых работ. Буровая компоновка 1630 содержит отклоняющее устройство 1650, выполненное в соответствии с вариантом реализации изобретения, описанным со ссылкой на Фиг. 2-15. На Фиг. 16 проиллюстрировано, что буровая колонна 1630 транспортируется вглубь ствола 1610 скважины с приведенной в качестве примера буровой установки 1680 на поверхности 1667. Приведенная в качестве примера буровая установка 1680 проиллюстрирована в качестве наземной буровой установки для простоты объяснения. Устройство и способы, раскрытые в данном документе, могут также использоваться в морских буровых установках. Роторный стол 1669 или верхний привод 1669a, соединенный с бурильной колонной 1620, может использоваться для вращения бурильной колонны 1620 и, следовательно, буровой компоновки 1630. Блок 1690 управления (также называемый «контроллером» или «поверхностным контроллером»), который может быть компьютерной системой, на поверхности 1667 может использоваться для приема и обработки данных, получаемых от датчиков в буровой компоновке 1630, и для управления связанной с бурением работой различных устройств и датчиков в буровой компоновке 1630. Поверхностный контроллер 1690 может содержать процессор 1692, устройство хранения данных (или машиночитаемый носитель) 1694 для хранения данных и компьютерные программы 1696, доступные для процессора 1692 для определения различных представляющих интерес параметров во время бурения ствола 1610 скважины и для управления выбранными операциями различных устройств и инструментов в буровой компоновке 1630 и операциями устройств и инструментов для бурения ствола 1610 скважины. Устройство 1694 хранения данных может быть любым подходящим устройством, включая, но не ограничиваясь ими, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память, магнитную ленту, жесткий диск и оптический диск. Для бурения ствола 1610 скважины буровой раствор 1679 закачивают под давлением в трубчатый элемент 1616, и этот поток проходит через буровую компоновку 1630 и выпускается в нижней части 1610a бурового долота 1655. Буровое долото 1655 размельчает пластовую породу в шлам 1651. Буровой раствор 1679 возвращается на поверхность 1667 вместе со шламом 1651 через кольцевое пространство (также называемое «затрубным пространством») 1627 между бурильной колонной 1620 и стволом 1610 скважины.
[0029] С дальнейшей ссылкой на Фиг. 16, буровая компоновка 1630 может дополнительно содержать один или более скважинных датчиков (также называемых датчиками для измерения в процессе бурения (ИПБ), датчиками или инструментами для каротажа в процессе бурения (КПБ)), и датчики, описанные со ссылкой на Фиг. 13-15, совместно именуемые скважинными устройствами и обозначенные цифровой позицией 1675, а также по меньшей мере один блок управления или контроллер 1670 для обработки данных, полученных от скважинных устройств 1675. Скважинные устройства 1675 содержат множество датчиков, которые обеспечивают измерения или предоставляют информацию, относящуюся к направлению, положению и/или ориентации буровой компоновки 1630 и/или бурового долота 1655, в режиме реального времени. Такие датчики содержат, но не ограничиваются ими, акселерометры, магнитометры, гироскопы, датчики измерения глубины, устройства для измерения скорости проходки при бурении. Устройства 1675 также содержат датчики, которые предоставляют информацию о режиме работы бурильной колонны и буровых работах, включая, но не ограничиваясь ими, датчики, которые предоставляют информацию о вибрации, биении, прихвате-проскальзывании, скорости проникновения бурового долота в пласт, нагрузке на долото, крутящем моменте, изгибе, биении, скорости потока, температуре и давлении. Устройства 1675 дополнительно могут содержать инструменты или устройства, которые обеспечивают измерение или предоставляют информацию о свойствах горных пород, газа, флюидов или любой их комбинации в пласте 1619, включая, но не ограничиваясь ими, инструмент для измерения удельного сопротивления, акустический инструмент, прибор гамма-каротажа, прибор радиоактивного каротажа, инструмент для отбора проб или инструмент-испытатель пласта, керноотборник и инструмент ядерного магнитного резонанса. Буровая компоновка 1630 также содержит устройство 1686 для подачи электрической энергии на различные скважинные устройства 1675 и телеметрическую систему или блок 1688, которые могут использовать любой подходящий метод телеметрии, включая, но не ограничиваясь этим, гидроимпульсную телеметрию, электромагнитную телеметрию, акустическую телеметрию и передачу по сигналопроводящей трубе. Такие методы телеметрии известны в данной области техники и, таким образом, в данном документе подробно не описываются. Буровая компоновка 1630, как упомянуто выше, дополнительно содержит отклоняющее устройство (также называемое направляющим механизмом или устройством) 1650, которое позволяет оператору направлять буровое долото 1655 в требуемых направлениях для бурения наклонных стволов скважин. Стабилизаторы, такие как стабилизаторы 1662 и 1664, предусмотрены вдоль участка 1650 направляющего устройства для стабилизации участка, содержащего отклоняющее устройство 1650 (также называемого направляющим участком) и остальную часть буровой компоновки 1630. Скважинный контроллер 1670 может содержать процессор 1672, такой как микропроцессор, устройство 1674 хранения данных и программу 1676, доступную для процессора 1672. В аспектах контроллер 1670 принимает измерения от различных датчиков во время бурения и может частично или полностью обрабатывать такие сигналы для определения одного или более представляющих интерес параметров, а также заставляет телеметрическую систему 1688 передавать некоторую или всю такую информацию на поверхностный контроллер 1690. В аспектах контроллер 1670 может определять местоположение и ориентацию буровой компоновки или бурового долота и отправлять такую информацию на поверхность. В качестве альтернативного или дополнительного варианта, контроллер 1690 на поверхности определяет такие параметры на основании данных, полученных от буровой компоновки. Оператор на поверхности, контроллер 1670 и/или контроллер 1690 могут ориентировать (направление и наклон) буровую компоновку в требуемых направлениях для бурения наклонных участков ствола скважины в ответ на такие определенные или рассчитанные параметры направления. В различных аспектах буровая система 1600 позволяет оператору ориентировать размельчающее устройство в любом требуемом направлении, ориентируя буровую компоновку на основании результатов измерения ориентации (например, относительно севера, относительно верхней стороны ствола скважины и т.д.), которые определяются на поверхности на основании результатов скважинных измерений, описанных ранее, для бурения криволинейных и прямых участков вдоль требуемых траекторий скважины, управления направлением бурения и, при необходимости, непрерывной регулировки ориентации в ответ на поступающие от датчиков различные параметры, определенные датчиками, описанными в данном документе, а также для настройки параметров бурения, чтобы избежать повреждения компонентов буровой компоновки. Такие действия и регулирование могут выполняться автоматически контроллерами в системе или путем ввода данных оператором или в полуручном режиме.
[0030] Таким образом, в определенных аспектах отклоняющее устройство содержит один или более датчиков, которые обеспечивают измерения, относящиеся к параметрам наклонно-направленного бурения или состоянию отклоняющего устройства, например, углу или угловой скорости, расстоянию или значению расстояния, оба из которых относятся к наклону или уровню наклона. Такой датчик может содержать, но не ограничивается этим, датчик изгиба и электромагнитный датчик. Электромагнитный датчик переводит изменение угла или изменение расстояния, связанное с изменением наклона, в напряжение с помощью закона индукции или изменения емкости. Либо тот же датчик, либо другой датчик может измерять динамические параметры бурения, такие как ускорение, нагрузка на долото, изгиб, крутящий момент, об/мин. Отклоняющее устройство также может содержать датчики оценки пласта, которые используются для принятия решений в связи с геонавигацией, либо через связь с поверхностью, либо автоматически через скважинный контроллер. Датчики оценки пласта, такие как датчики удельного сопротивления, акустические датчики, датчики ядерного магнитного резонанса (ЯМР), датчики ядерно-магнитного каротажа и т.д. могут использоваться для определения характерных свойств пласта в забое, включая геологические границы.
[0031] В некоторых других аспектах буровые компоновки, описанные в данном документе, содержат отклоняющее устройство, которое: (1) обеспечивает наклон, когда буровая компоновка не вращается, а буровое долото вращается посредством забойного привода, такого как гидравлический забойный двигатель, для обеспечения бурения криволинейных или шарнирно-сочлененных участков ствола скважины; и (2) выпрямляет наклон при вращении буровой компоновки, чтобы обеспечить бурение прямых участков ствола скважины. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения может быть предусмотрено устройство для приложения механического усилия, чтобы инициировать наклон. В другом неограничивающем варианте реализации изобретения может быть предусмотрено гидравлическое устройство для инициирования наклона. Может быть предусмотрено компенсирующее устройство, помогающее поддерживать наклон прямо при вращении буровой компоновки. Также может быть предусмотрено компенсирующее устройство для поддержки шарнирно-сочлененного положения буровой компоновки, когда на наклон воздействуют быстрые усилия, например, во время колебаний передней поверхности режущего инструмента. Кроме того, может быть предусмотрен ограничитель для уменьшения или регулирования уровня наклона. Таким образом, в различных аспектах буровая компоновка автоматически поворачивается в наклонное или шарнирно-сочлененное положение, когда буровая компоновка не вращается, и автоматически достигает прямого или, по существу, прямого положения, когда буровая компоновка вращается. Датчики предоставляют информацию о направлении (положении и ориентации) нижней части буровой компоновки в стволе скважины, причем эта информация используется для ориентации нижней части буровой компоновки в требуемом направлении бурения. Может быть обеспечен постоянный заданный наклон, чтобы способствовать наклону нижнего участка, когда буровая компоновка является неподвижной относительно возможности вращения. В отклоняющем устройстве предусмотрены концевые упоры, которые определяют минимальный и максимальный наклон нижнего участка относительно верхнего участка буровой компоновки. Различные датчики в буровой компоновке, в том числе датчики в отклоняющем устройстве или связанные с ними датчики, используются для бурения стволов скважин по требуемым траекториям скважины и для осуществления корректирующих действий, чтобы избежать повреждения компонентов буровой компоновки. Для целей настоящего изобретения термин «является, по существу, неподвижной относительно возможности вращения», как правило, означает, что буровая компоновка не вращается при вращении бурильной колонны с поверхности. Фраза «является, по существу, неподвижной относительно возможности вращения» и термин «неподвижный» считаются эквивалентными. Кроме того, «прямой» участок предназначен для включения «по существу, прямого» участка.
[0032] Вышеизложенное изобретение относится к определенным приведенным в качестве примера вариантам реализации изобретения и способам. Для специалистов в данной области техники будут очевидны различные модификации. Предполагают, что все такие модификации в пределах объема прилагаемой формулы изобретения будут охвачены вышеприведенным изобретением. Слова «содержащий», «содержит», «включающий» и «включает», используемые в формуле изобретения, следует понимать как означающие «включающий, но не ограничивающийся ими».
1. Буровая компоновка для бурения ствола скважины, содержащая:
корпус, имеющий верхний участок и нижний участок, отдельный от верхнего участка;
скважинный привод для вращения бурового долота относительно бурильной трубы;
вал, соединенный со скважинным приводом и буровым долотом и размещенный в корпусе;
подшипниковый участок на нижнем участке, присоединяющий с возможностью вращения вал к нижнему участку;
причем корпус содержит шарнирный элемент, присоединяющий верхний участок корпуса к нижнему участку корпуса с возможностью наклона нижнего участка корпуса относительно верхнего участка корпуса вокруг шарнирного элемента, когда бурильная труба является вращательно неподвижной, чтобы обеспечить возможность бурения криволинейного участка ствола скважины, а вращение бурильной трубы приводит к уменьшению наклона между верхним и нижним участками для обеспечения возможности бурения более прямого участка ствола скважины, причем вал размещен и выполнен с возможностью вращения посредством привода внутри верхнего участка, нижнего участка, подшипникового участка и шарнирного элемента; и
датчик наклона, который обеспечивает измерения, относящиеся к наклону между верхним и нижним участками.
2. Буровая компоновка по п. 1, отличающаяся тем, что датчик наклона выбран из группы, состоящей из: датчика углового положения, датчика расстояния, датчика положения, кодового датчика угла поворота; датчика с эффектом Холла; магнитного маркера; емкостного датчика и индуктивного датчика.
3. Буровая компоновка по п. 1, дополнительно содержащая датчик направления, который обеспечивает измерения, связанные с направлением буровой компоновки.
4. Буровая компоновка по п. 1, дополнительно содержащая датчик усилия, который обеспечивает измерения, связанные с усилием, прилагаемым по меньшей мере к нижнему участку и верхнему участку.
5. Буровая компоновка по п. 1, дополнительно содержащая датчик параметров режима бурения, который обеспечивает измерения, связанные с параметрами режима бурения.
6. Буровая компоновка по п. 1, дополнительно содержащая процессор, который обрабатывает измерения, полученные от датчика наклона, и передает связанную с ними информацию приемнику.
7. Буровая компоновка по п. 1, отличающаяся тем, что шарнирный элемент представляет собой шарнирное сочленение, и тем, что датчик наклона обеспечивает измерения, относящиеся к углу наклона нижнего участка относительно эталона.
8. Способ бурения ствола скважины, включающий:
транспортировку в стволе скважины буровой компоновки, посредством бурильной трубы от поверхностного местоположения, причем буровая компоновка содержит:
корпус, имеющий верхний участок и нижний участок, отдельный от верхнего участка;
скважинный привод для вращения бурового долота относительно бурильной трубы;
вал, соединенный со скважинным приводом и буровым долотом и размещенный в корпусе;
подшипниковый участок на нижнем участке, присоединяющий с возможностью вращения вал к нижнему участку;
причем корпус содержит шарнирный элемент, присоединяющий верхний участок корпуса к нижнему участку корпуса с возможностью наклона нижнего участка корпуса относительно верхнего участка корпуса вокруг шарнирного элемента, когда бурильная труба является вращательно неподвижной, чтобы обеспечить возможность бурения криволинейного участка ствола скважины, а вращение бурильной трубы приводит к уменьшению наклона между верхним и нижним участками для обеспечения возможности бурения более прямого участка ствола скважины, причем вал размещен и выполнен с возможностью вращения посредством привода внутри верхнего участка, нижнего участка, подшипникового участка и шарнирного элемента; и
датчик наклона, который обеспечивает измерения, относящиеся к наклону между верхним и нижним участками;
бурение прямого участка ствола скважины за счет вращения бурильной трубы с места на поверхности;
обеспечение того, чтобы бурильная труба становилась по меньшей мере вращательно неподвижной;
определение представляющего интерес параметра, относящегося к наклону; и
бурение криволинейного участка ствола скважины с помощью скважинного привода в буровой компоновке в ответ на определенный параметр, связанный с наклоном.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что датчик наклона выбран из группы, состоящей из: датчика углового положения, датчика расстояния, датчика положения, кодового датчика угла поворота; датчика с эффектом Холла; магнитного маркера; емкостного датчика; и индуктивного датчика.
10. Способ по п. 8, дополнительно включающий определение параметра направления в процессе бурения ствола скважины и регулировку направления бурения в соответствии со значением этого параметра.
11. Способ бурения по п. 8, дополнительно включающий определение усилия, прилагаемого по меньшей мере к верхнему участку и нижнему участку.
12. Способ по п. 8, дополнительно включающий определение параметров режима бурения в процессе бурения ствола скважины и выполнение корректирующего действия в ответ на определенный параметр режима бурения.
13. Способ по п. 8, дополнительно включающий использование процессора, который обрабатывает измерения, полученные от датчика наклона, и передает связанную с ними информацию приемнику.
14. Способ по п. 8, дополнительно включающий:
генерирование электроэнергии с помощью устройства за счет движения одного или более элементов буровой компоновки; а также
использование сгенерированной электроэнергии для питания датчика наклона.
15. Способ по п. 8, отличающийся тем, что шарнирный элемент представляет собой шарнирное соединение, и тем, что датчик наклона обеспечивает измерения, относящиеся к углу наклона нижнего участка относительно эталона.
