Настоящее изобретение имеет отношение к бурению нефтяных и газовых скважин, а более конкретно, касается создания устройств, которые используются для проходки криволинейных (идущих с изгибом) стволов скважин под поверхностью земли. Идущие в боковом (наклонном) направлении стволы обладают большим потенциалом извлечения нефти, чем в любом другом случае. Например, такие стволы могут быть использованы для извлечения свежей нефти путем захода в трещины, проникновения в нарушения сплошности продуктивного пласта и отвода нефти из ловушек с уклоном вверх. Повторное закачивание идущей в боковом направлении скважины позволяет также решать такие проблемы, как водное конусообразование, конусообразование газа и избыточный приток воды из гидравлических разломов, которые находятся ниже линии перехода нефть - вода. Более того, может возникать совместный благоприятный эффект при одновременном использовании бокового повторного закачивания скважины и усовершенствованной техники добычи, что позволяет решать проблемы согласного залегания, контактировать с невыведенной нефтью путем повторного закачивания инжекционных скважин и изменением направления вывода (подвигания) нефти путем преобразования существующего распределения скважин в конфигурации с линейной горной выработкой. Наконец, стратегия бокового повторного закачивания скважины позволяет использовать преимущества имеющейся инфраструктуры производства, ресурсов капитала существующих скважин, разведанных ресурсов нефти на месте, а также вторичной и третичной технологии добычи.
Одним из главных препятствий на пути широкого использования боковых скважин является необходимость поддержания стоимости проходки боковых скважин и их завершения (обустройства) на возможно более низком уровне. Экономика капитального ремонта на стареющих нефтяных полях требует существенного уменьшения стоимости относительно той, которая может быть позволена при бурении новых горизонтальных скважин. Таким образом, существует острая необходимость в создании надежной системы бурения с уменьшенной стоимостью, в которой используется оборудование и структуры службы капремонта и ремонта.
Дополнительно, в связи с экономическими ограничениями, имеются и технические ограничения. Для достижения технического успеха системы бурения по криволинейному направлению желательно было бы осуществлять бурение с согласующимся радиусом кривизны и производить бурение в желательном криволинейном направлении. При этом крайне желательно следующее.
Располагать конец бурильной установки в пределах точного интервала глубин таким образом, чтобы боковая скважина могла пересекать желательную зону продуктивного пласта.
Размещать боковую скважину в направлении, задаваемом размещением, желательной картиной добычи (шага подвигания) или другими геологическими соображениями.
Создавать гладкие скважины для облегчения бурения в боковом направлении и успешного завершения скважины.
Буровые системы с управляемым ротором представляют собой одну из категорий систем для криволинейного бурения. Расположенные в глубине скважины компоненты таких систем часто содержат изогнутую сборку, гибкие буровые воротники и оборудование для ориентации направления скважины. Изогнутая сборка является относительно короткой и включает в себя гибкий шарнир, который прижимается к одной стороне скважины для создания наклона бурового долота. Оборудование для ориентации обычно содержит стандартный переходник толкатель-башмак для осуществления магнитной ориентации. Такая базовая концепция системы существует уже десятилетиями, однако проблемы увеличения угла и контроля поддержания направления ограничивают ее успешное коммерческое использование.
В патенте США 5213168 на имя Уоррена и др. (заявленного корпорацией Амоко) описывается усовершенствованная система для криволинейного бурения. Улучшение параметров такой системы было достигнуто, в частности, путем стабилизации бурового долота в определенной точке изогнутого (криволинейного) пути и проектированием долота таким образом, что оно осуществляет резание только в указанном направлении. В частности, улучшенная стабильность долота достигнута за счет использования техники "замера с малым трением". (См., например, патенты США 5010789 и 5042596 на имя Бретта и др., заявленные корпорацией Амоко). Резцы (режущие элементы) бурильного долота располагаются при этом таким образом, что они направляют боковое усилие в направлении гладкой подушки на одной из сторон участка замера бурового долота. Подушка контактирует со стенкой скважины и передает усилие восстановления на буровое долото. Это усилие вращает долото и непрерывно толкает одну из сторон бурового долота (ту из сторон, которая не имеет измерительной режущей структуры) в направлении прижима к стенке скважины. При использовании такого бурового долота система криволинейного бурения движется по криволинейному пути за счет непрерывного направления бурового долота по линии, которая тангенциальна этому криволинейному пути. Система работает гладко, отверстие имеет одинаковый диаметр и эффекты переменной литологии отсутствуют. Более того, стоимость изготовления такой системы бурения, включая стоимость противовихревого бурового долота, намного меньше, чем стоимость системы криволинейного бурения, в которой используется гидравлический забойный двигатель.
В то время как буровое долото вращается относительно своего центра в замерном отверстии, смещенное от центра положение гибкого шарнира заставляет ось бурового долота наклоняться относительно осевой линии скважины в любом месте, кроме лицевой стороны долота. На лицевой стороне долота осевая линия бурового долота направлена по касательной к осевой линии криволинейного пути. Если кривизна отверстия нарушается и становится менее желательной кривизны, то ось бурового долота будет указывать в направлении выше наклона скважины и будет в результате стремиться увеличить кривизну. Если кривизна становится больше той, которая желательна, то происходит противоположное. Таким образом возникает стабильное равновесие, при котором осевая линия лицевой стороны долота и наклон отверстия совмещаются. Более того, по мере того, как долото идет при бурении по изогнутому пути, наклон долота непрерывно изменяется таким образом, что этот наклон всегда существует в таком направлении, которое поддерживает проходку скважины по желательному криволинейному пути без необходимости прорезания долотом боковых путей.
Несмотря на то что система бурения в соответствии с патентом США 5213168 имеет многочисленные преимущества в сравнении с ранее известными системами, опыт показал, что она может быть дополнительно усовершенствована.
Главной задачей настоящего изобретения является создание усовершенствованных систем для бокового бурения с малым и большим радиусом.
Одной из частных задач настоящего изобретения является создание системы для криволинейного бурения, имеющей усовершенствованный шаровой шарнир или гибкий шарнир (гибкое сочленение).
Другой задачей настоящего изобретения является создание более прочной (надежной) системы для криволинейного бурения.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание усовершенствованной системы для криволинейного бурения, которая включает в себя обычное буровое долото.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание дешевой системы для бокового бурения, которая содержит противовихревое буровое долото со смещенным центром.
Другой специфической задачей настоящего изобретения является создание усовершенствованного бурового долота, предназначенного для использования в системе для криволинейного бурения.
В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения, в нем предусматривается создание усовершенствованного бурового долота для системы криволинейного бурения. Система для криволинейного бурения подключается к роторной буровой колонне (труб) для бурения криволинейной подземной скважины, имеющей дно, стенку, внутренний радиус и наружный радиус. Система бурения содержит средства направления движения по криволинейному пути, которые подключаются к буровой колонне для направления буровой колонны по криволинейному пути, усовершенствованное роторное буровое долото и гибкий шарнир, расположенный между концами буровой колонны и установленный на определенном расстоянии от бурового долота. Усовершенствованное буровое долото имеет: основной участок, расположенный у продольной оси долота для контактирования с расположенным ниже в скважине концом буровой колонны; боковой участок, который идет у продольной оси долота и который отходит от основного участка, причем он имеет концы, расположенные выше и ниже в скважине; лицевой участок, расположенный у продольной оси долота и который отходит от бокового участка; и множество режущих элементов, которые установлены на корпусе бурового долота и создают боковое усилие на буровое долото в расположенном ниже в скважине конце бурового долота в ответ на вращение бурового долота в скважине. В частности, усовершенствованное буровое долото может нести на своем боковом участке опорные средства для главным образом постоянного контактирования со стенкой скважины во время бурения и для восприятия реактивной силы от стенки скважины, при воздействии бокового усилия на буровое долото, которая направлена в положение, смежное с расположенным выше в скважине концом бокового участка бурового долота. Реактивная сила и боковое усилие образуют направленный в низ скважины момент, приложенный к буровому долоту и противодействующий направленному в верх скважины моменту, имеющему компоненту силы, которая направлена к гибкому шарниру. Расположенный выше в скважине конец опорного элемента размещен на определенном осевом расстоянии от лицевой стороны бурового долота, таким образом, что величина направленного в низ скважины момента и величина направленного в верх скважины момента ниже величины направленного в низ скважины момента и величины направленного в верх скважины момента, которые могли бы существовать, если бы опорный элемент был расположен на осевом расстоянии, которое превышало бы определенное осевое расстояние.
В соответствии с особым видом осуществления изобретения, режущие элементы бурового долота образованы двумя комплектами режущих элементов. Один из комплектов режущих элементов расположен смежно с расположенным ниже в скважине концом бокового участка бурового долота, а второй из комплектов режущих элементов расположен смежно с расположенным выше в скважине концом бокового участка бурового долота, при этом первый комплект режущих элементов расположен на радиальном расстоянии от продольной оси долота, которое меньше радиального расстояния второго комплекта режущих элементов от продольной оси долота.
В соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения в нем использован переходник расширения скважины для соединения основного участка стандартного долота с остальной частью системы для криволинейного бурения. Переходник имеет расположенный ниже в скважине конец и расположенный выше в скважине конец и несет установленный на его расположенном ниже в скважине конце реактивный элемент, а также средства расширения скважины на его расположенном выше в скважине конце. Реактивный элемент (элемент контроля реакции) главным образом непрерывно контактирует с участком стенки скважины во время бурения и воспринимает реактивную силу, идущую от скважины, возникающую в ответ на боковое усилие от режущих элементов. Реактивный элемент простирается в радиальном направлении от продольной оси долота не более чем на величину прореза скважины режущими элементами. Средства расширения расширяют скважину, прорезанную режущими элементами, и располагаются с угловым опережением реактивного элемента максимум на 180 и минимум на 60o. Указанный реактивный элемент состоит из двух реактивных элементов, причем каждый из этих составляющих реактивных элементов в основном непрерывно контактирует с указанным участком стенки буровой скважины в процессе бурения. Реактивный элемент представляет собой подушку скольжения или роликовый, не режущий элемент.
На фиг. 1A схематически показано построение системы для криволинейного бурения, соответствующей настоящему изобретению, которая приспособлена для использования при бурении криволинейных скважин, имеющих большой радиус кривизны.
На фиг. 1B, 1C, 1D и 1E схематически приведены частичные построения других вариантов систем для криволинейного бурения в соответствии с настоящим изобретением, которые приспособлены для бурения криволинейных скважин, имеющих малый радиус кривизны.
На фиг. 2 изображено в увеличенном масштабе сечение нижнего конца обычной системы для криволинейного бурения, аналогичной показанной на фиг. 1A-1D, в которой средства направления по криволинейному пути расположены над гибким шарниром.
На фиг. 3 схематически показан вид сбоку бурового долота, которое установлено на конце системы для криволинейного бурения, показанной на фиг. 1A.
На фиг. 5 схематически показано другое построение системы для криволинейного бурения, соответствующей настоящему изобретению.
На фиг. 5A и 5B приведены поперечные сечения двух положений (с верхней стороны и на 90o левее верхней стороны) средства направления по криволинейному пути фиг. 5 по линии 5A-5A.
На фиг. 5C изображено в увеличенном масштабе продольное сечение усовершенствованного гибкого шарнира системы, показанной с верхнего конца на фиг. 5.
На фиг. 5D и 5E приведены поперечные сечения усовершенствованного гибкого шарнира фиг. 5C по линиям 5D-5D и 5E-5E.
На фиг. 6 показано поперечное сечение по линии 6-6 фиг. 5 переходника расширения скважины.
На фиг. 7 схематически показано еще одно построение системы для криволинейного бурения, соответствующей настоящему изобретению.
Так как настоящее изобретение может быть осуществлено в различных вариантах, показанных на чертежах, то далее различные варианты осуществления изобретения будут описаны более подробно. Однако следует понимать, что приведенное описание является только описанием принципов построения изобретения, причем приведенные примеры не носят характера, ограничивающего изобретение. Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 1B-1D, на которой показана система 20 для криволинейного бурения, расположенная между роторным буровым долотом 22 и буровой колонной 24, которая используется для бурения криволинейных нефтяных или газовых скважин 26. Скважина 26 характеризуется внутренним радиусом Ri, наружным радиусом Ro и радиусом кривизны Rc. Система для криволинейного бурения 20 работает от обычного источника бурения (не показанного на чертежах для упрощения и известного специалистам в данной области) и предназначена для подземной проходки в толще земных материалов с целью образования скважины 26, имеющей стенку скважины 28. Ротационный источник бурения может содержать имеющиеся в продаже бурильные установки с бурильной колонной труб для подсоединения к имеющимся в продаже подземным буровым долотам. Система 20 может быть использована для бурения криволинейных (изогнутых) скважин 26 практически в любой среде ( например, водяных скважин, паровых скважин, подземных выработок и т.п.). Система 20 также может быть использована для начала проходки изогнутой скважины 26 из главным образом прямолинейной скважины.
Система для криволинейного бурения 20 содержит: изогнутые направляющие средства 34, подключаемые к бурильной колонне 24: буровое долото 22; опорный элемент 48; и средства контакта или средства зацепления со скважиной 50. Для бурения изогнутой скважины 26 необходимо инициировать и поддерживать изгиб (отклонение) 30 оси бурового долота 31 относительно продольной оси 32 скважины 26, а также контролировать азимутальное направление отклонения скважины. Средства направления по криволинейной траектории 34 используются для инициализации и поддержания отклонения 30 путем отклонения буровой колонны 24 в направлении внешнего радиуса R0 скважины.
Буровое долото 22 имеет основной участок 36, участок замера 40, идущий от основного участка, лицевой участок 42, идущий от участка замера, множество режущих элементов 44, а также средства дисбаланса усилия 46 для создания вектора Fi, чистого усилия дисбаланса (см. фиг. 4), который главным образом перпендикулярен продольной оси бурового долота 31 во время бурения.
Опорный элемент 48 установлен в системе 20 для криволинейного бурения вблизи режущих элементов 44 для пересечения плоскости силы, ограничиваемой продольной осью 31 долота и вектором Fi, чистого усилия дисбаланса, причем этот опорный элемент предназначен главным образом для непрерывного контактирования со стенкой буровой скважины 28 во время процесса бурения. Средства зацепления со скважиной 50 используются для организации контакта или для зацепления со стенкой скважины 28 и для поддержки компонента радиальной силы, соответствующего вектору Fi, чистого усилия дисбаланса на стенку скважины 28 во время бурения.
Обратимся теперь к фиг. 2, на которой показаны средства направления по криволинейному пути 34, которые содержат оправку 86, установленную с возможностью вращения в корпусе или эксцентриковом рукаве 98, и блок гибкого или шарового шарнира 186. Оправка 86 имеет нижний 90 и верхний 89 относительно скважины концы, продольную ось 92 или ось вращения, а также внутренний проход 94 для жидкости. Корпус 98 имеет нижний 102 и верхний 100 относительно скважины концы, продольную ось 104 (см. также фиг. 5A и 5B) и проход 106, идущий между указанными верхним и нижним относительно скважины концами. Проход 106 может простираться через толщу корпуса 98 под углом, идущим наклонно относительно оси корпуса 104, для образования наклона оси вращения 92 оправки 86 относительно оси корпуса. Корпус 98 содержит средства 50 входа в зацепление со скважиной, предназначенные для предотвращения вращения корпуса с оправкой в процессе бурения. Средства входа в зацепление со скважиной 50 обычно содержат штыри, лезвия, органы типа проводов и типа щеток или другие устройства создания трения, которые вступают в контакт со стенкой скважины 28 для предотвращения вращения корпуса 98 в то время, когда в процессе бурения вращаются буровое долото 22, буровая колонна 24 и оправка 86 (обычно в направлении по часовой стрелке, если смотреть сверху скважины 26), причем эти средства позволяют корпусу с оправкой вращаться в том случае, когда оправка вращается в противоположном направлении (обычно против часовой стрелки). (См. патент США 5213168 на имя Уоррена и др., заявленный корпорацией Амоко).
Система 20 может быть использована для бурения криволинейных скважин, имеющих большой, средний и малый радиусы кривизны. При изменении степени наклона скважины он обычно выражается в терминах радиуса скважины Rc. (См. фиг. 1A). Это отличается от принятого при обычном бурении, когда степень кривизны скважин обычно характеризуется возрастанием или уменьшением наклона в градусах на 100 футов проходки. Радиусом малой кривизны обычно считают радиус менее 150 футов. Средний радиус соответствует диапазону 150-300 футов, а большим радиусом считают радиус более 300 футов. Если произвести сравнение, то 5 градусов на 100 футов приблизительно соответствуют радиусу кривизны 1,000 футов. Ни один из различных радиусов кривизны (малый, средний или большой) не является лучшим, чем другие. В зависимости от задач для данной скважины и ситуационных ограничений часто желательной является определенная, а не иная кривизна. Однако, как правило, кривизна меньшего радиуса часто более желательна, когда имеется минимальное открытое отверстие между гнездом обсадной трубы и зоной добычи. Чем меньше радиус, тем меньше необходимость удаления секции из обсадной трубы. Малые радиусы кривизны также позволяют располагать погружные насосы ближе к зоне продуктивного пласта. И чем меньше радиус кривизны, тем меньше образование над зоной добычи, которое необходимо преодолеть. Это может свести к минимуму проблемы, связанные с необходимостью держать открытыми скважины, подверженные воздействию нестабильных сланцев, газовых шапок и других продуктивных зон. По мере уменьшения радиуса кривизны уменьшается длина наклонной скважины, которая должна быть пробурена. Малые радиусы кривизны ограничивают также типы заканчивания скважин, которые могут быть выполнены. Например, нереалистичной является обычная оболочка с радиусом кривизны 30 футов.
Гибкость буровой колонны 24 и способность системы 20 производить бурение скважины с малым радиусом кривизны усиливается добавлением гибкого шарнира (сочленения) 186 между концами буровой колонны. Гибким шарниром 186 может быть шарнирный буровой отклонитель (вилочный шарнир) или универсальный шарнир другой формы, который способен создавать отклонение 30 для увеличения радиуса кривизны Rc и передачи скручивающих, осевых и растягивающих усилий через отклонение.
Другими средствами изменения радиуса кривизны Rc криволинейной скважины 26 является изменение длины L (см. фиг. 1A) между буровым долотом 22 и гибким шарниром 186. Это может быть осуществлено путем использования одного или нескольких распорных элементов 178. Обратимся к рассмотрению фиг. 2, на которой система для криволинейного бурения 20 содержит распорный элемент 178, который подключен с возможностью отсоединения между буровым долотом 22 и нижним относительно скважины концом 90 оправки 86. При этом создаются подходящие средства для изменения расстояния L между буровым долотом 22 и нижним относительно скважины концом 90 оправки 86, без изменения бурового долота или оправки. Распорный элемент 178 имеет конструкцию, которая позволяет относительно быстро и недорого изготовлять такие элементы, имеющие различную длину. Это позволяет изготавливать другие элементы (например, буровое долото 22, оправку 86 и т.п...), на изготовление которых требуется большее время и которые являются более дорогими, в основном одного и того же размера, что сокращает расходы потребителя на их изготовление.
Обратимся к рассмотрению бурового долота 22, основная часть которого 36 располагается по продольной оси 31 и предназначена для подключения к приводному источнику вращения посредством буровой колонны 24 и для подключения средств 34 направления по криволинейному пути. Основной участок 36 содержит соединитель 38 (например, штыревого или блочного типа, см. пример в нижней части на фиг. 2), который может быть подключен известным образом к другим частям буровой колонны 24. Продольная ось долота 31 проходит через центр основного участка 36 бурового долота 22. В тексте описания используется термин "радиальный", который означает, что положение расположено или измерено в направлении наружу, перпендикулярном относительно продольной оси долота 31, например, как это показано на фиг. 3 и 4. Используемый в тексте описания термин "боковой" означает, что положение или направления расположены или измерены в направлении наружу поперечно (то есть вбок) относительно оси бурового долота 31, хотя и не обязательно перпендикулярно в направлении наружу относительно оси 31 бурового долота. Термин "осевое" или "продольное" относится к положениям или направлениям, которые расположены или измерены вдоль оси бурового долота 31.
Участок замера 40 бурового долота 22 обычно цилиндрический по форме, причем его ось главным образом совпадает с осью бурового долота 31. По причине главным образом цилиндрической формы участка замера 40 этот участок замера имеет радиус Rg, который измеряется радиально наружу и перпендикулярно относительно продольной оси бурового долота 31 до внешней поверхности 48 участка замера, как это показано на фиг. 2. Другими словами, участок замера 40 соединяется с лицевым участком 42 бурового долота 22 по кольцевой линии, на которой производится измерение радиуса бурового долота Rg. Участок замера 40 идет от основного участка 36 и преимущественно содержит множество внешних канавок 52 или каналов 57 (см. фиг. 4), которые идут главным образом параллельно оси бурового долота 31, что облегчает удаление осколков породы, буровой пыли и остатков со дна скважины 26.
Лицевой участок 42 бурового долота 22 имеет изогнутый профиль (то есть если смотреть сбоку перпендикулярно оси 31 бурового долота на сечение лицевого участка, то он имеет вогнутый профиль). Лицевой участок 42 в боковой перспективе может, например, иметь сферическую, параболическую или другую искривленную форму (см. фиг. 2 и 3). Однако это не является ограничительным фактором. Например, лицевой участок 42 может быть плоским или может иметь идущую по оси полость для получения образцов кернов.
Режущие элементы 44 бурового долота 22 закреплены на внешней части бурового долота 22 и выступают из нее со сдвигом друг относительно друга. Преимущественно буровое долото 22 содержит по меньшей мере один измерительно-режущий элемент 56, который смещен от режущих элементов 44 на лицевой стороне 42 бурового долота и который закреплен на участке замера 40 и выступает из него.
Каждый из режущих элементов преимущественно содержит поликристаллический алмазный компактный материал (PCD), закрепленный на подложке, такой как карбидная подложка (см. фиг. 4). Режущие элементы, естественно, могут содержать и другие материалы, такие как натуральные алмазы или термостабильные поликристаллические алмазные материалы. Каждый из режущих элементов 44 и 56 имеет основание, расположенное на лицевом участке 42 или на участке замера 40 соответственно корпуса бурового долота. Каждый из режущих элементов 44 и 56 имеет режущую кромку для контактирования с подземным материалом породы, который должен быть срезан.
Режущие элементы содержат один комплект режущих элементов, который расположен с нижним относительно скважины концом бокового участка долота, и второй комплект режущих элементов, который расположен с верхним относительно скважины концом бокового участка бурового долота. Более того, число режущих элементов во втором комплекте режущих элементов (который расположен смежно с верхним (относительно скважины) концом бокового участка бурового долота) меньше, чем число режущих элементов, расположенных с нижним относительно скважины концом бокового участка бурового долота.
Система для криволинейного бурения 20 преимущественно содержит средства 46 для создания чистого усилия дисбаланса F i вдоль вектора силы чистого дисбаланса, который в основном перпендикулярен продольной оси 31 в процессе бурения. Перед началом дальнейшего изложения необходимо определить преимущественные компоненты и свойства средств создания дисбаланса усилия 46, различные силы, действующие на буровое долото 22 в процессе бурения и процесс их образования, а также определить, как эти силы управляются в системе для криволинейного бурения.
Средства создания усилия дисбаланса 46 могут создавать дисбаланс массы в буровом долоте 22 или в буровой колонне 24 за счет эксцентрикового рукава или воротника, установленного вокруг бурового долота или буровой колонны, или в них может быть использован аналогичный механизм, способный создать вектор Fi чистого усилия дисбаланса. Преимущественно средства создания усилия дисбаланса 46 создаются режущими элементами 44 и 56 и содержат радиальную силу дисбаланса и круговую (направленной по окружности) силу дисбаланса. Другими словами, вектор Fi чистого усилия дисбаланса может быть получен в виде комбинации или результирующей векторов радиальной силы дисбаланса и круговой силы дисбаланса.
Созданная режущими элементами 44 и 56 величина и направление вектора Fi чистого усилия дисбаланса будут зависеть от положения и ориентации режущих элементов (например, от специфического расположения режущих элементов 44 и 56 на буровом долоте 22, а также от формы бурового долота, так как форма бурового долота влияет на положение режущих элементов). Ориентация предусматривает задний и боковой наклоны режущих элементов. Величина и направление вектора Fi чистого усилия дисбаланса будут также зависеть от конкретного конструктивного исполнения (например, от формы, размеров и т.п.) индивидуальных режущих элементов 44 и 56, а также от удельной весовой нагрузки, приложенной к буровому долоту 22, от скорости вращения и физических свойств подземной породы, в которой нужно осуществлять бурение. Удельной весовой нагрузкой является продольная или осевая сила, которая приложена посредством приводного источника вращения (то есть при помощи буровой колонны), которая направлена к лицевому участку 42 долота 22. Подземные буровые долота часто подвержены воздействию удельных весовых нагрузок 10,000 фунтов или более.
В любом случае, режущие элементы 44 и 56 расположены и установлены таким образом, чтобы вектор F i чистого усилия дисбаланса в основном поддерживал поверхность опорного элемента в контакте со стенкой скважины 28 в процессе бурения и чтобы создавался чистый радиальный вектор дисбаланса в направлении поддержания равновесия, причем в случае нарушения перемещения чистый радиальный вектор дисбаланса должен приводить главным образом к восстановлению направления равновесия. Эти аспекты изобретения и связанные с ними усилия, воздействующие на буровое долото, обсуждаются в патентах США 5213168; 5131478; 5010789 и 5042596, заявленных корпорацией Амоко.
Как показано на фиг. 4, режущие элементы линейно расположены вдоль радиуса лицевого участка долота. Однако это показано только в качестве примера, не носящего ограничительного характера. Например, режущие элементы могут быть расположены и нелинейно по радиусу на лицевом участке, с образованием одной или нескольких искривленных картин расположения (не показаны), или же могут быть расположены неравномерно, по случайному закону на лицевом участке (не показаны). Все режущие элементы предназначены для создания вектора Fi чистого усилия дисбаланса, который располагается в процессе бурения главным образом перпендикулярно к продольной оси 31 долота.
Обратимся к рассмотрению фиг. 3 и 4, на которых показан опорный элемент или поверхность скольжения 48, которая расположена поблизости от режущих элементов бурового долота для пересечения плоскости силы, которая ограничена вектором Fi чистого усилия дисбаланса и продольной осью долота 31. Опорная поверхность 48 преимущественно расположена на буровом долоте 22 или примыкает к нему (например, располагается на буровом воротнике или на стабилизаторе, который установлен рядом с буровым долотом, как это легко поймут специалисты в данной области из содержащихся в описании деталей изобретения). Преимущественно опорная поверхность 48 локализована в пределах главным образом области на замерном участке 40 бурового долота 22 без непрерывного режущего элемента. Преимущественно область без непрерывного режущего элемента заходит на лицевой участок 42 бурового долота 22.
Свободная от режущих элементов область содержит непрерывную область замерного участка 40 и лицевой участок 42 без режущих элементов 44 и 56, а также поверхности трения. Свободная от режущих элементов область пересекает и располагается рядом с плоскостью силы, ограниченной вектором Fi чистого усилия дисбаланса и продольной осью долота 31. Концепция с использованием плоскости силы полезна для использования в качестве опорной поверхности при объяснении воздействия вектора Fi чистого усилия дисбаланса на буровое долото 22 и на систему 20 для криволинейного бурения. Например, плоскость силы лежит в плоскости чертежа фиг. 3 и выходит наружу от продольной оси долота 31 через опорную поверхность 48. При рассмотрении бурового долота 22 в продольном направлении, как это показано на фиг. 4, плоскость силы выходит перпендикулярно из плоскости чертежа с ее проекцией, соответствующей вектору Fi чистого усилия дисбаланса. Концепция плоскости силы помогает пониманию воздействия вектора Fi чистого усилия дисбаланса, так как вектор Fi чистого усилия дисбаланса не всегда может пересекать участок замера 40. В некоторых случаях, например, вектор Fi чистого усилия дисбаланса может выходить наружу радиально относительно оси 31 у или вблизи лицевого участка 42, непосредственно в направлении стенки скважины 28, без прохода через участок замера 40. Однако даже и в таком случае вектор Fi чистого усилия дисбаланса будет направлен к и будет лежать в радиальной плоскости бурового долота 22, которая проходит через участок замера 40.
Опорная поверхность 48 расположена в области, свободной от режущих элементов у плоскости силы, и предназначена для непрерывного контактирования со стенкой скважины 28 в процессе бурения. Опорная поверхность 48 может содержать один или несколько роликов, шарикоподшипников или других несущих нагрузку поверхностей с малым трением. Преимущественно опорная поверхность 48 содержит главным образом гладкую, износостойкую поверхность скольжения 48, расположенную в области, свободной от режущих элементов у плоскости силы и предназначенную для контактирования со скольжением со стенкой скважины 28 в процессе бурения. Преимущественно поверхность скольжения 48 пересекает плоскость силы, образованную вектором Fi чистого усилия дисбаланса и продольной осью долота 31.
Поверхность скольжения или опорная поверхность 48 образует главным образом непрерывную область, которая имеет размер, равный или меньший размера области, свободной от режущих элементов. В данном случае опорная поверхность 48 расположена на участке замера 40.
Опорная поверхность 48 может состоять из такого же материала, что и другие участки бурового долота 22, или же из относительно более твердого материала, такого как карбидный материал. Дополнительно опорная поверхность 48 может содержать износостойкое покрытие или алмазное покрытие, вставки из алмазных штырей, множество тонких алмазных прокладок или аналогичных вставок или покрытий, которые упрочняют опорную поверхность и повышают ее срок службы.
Опорная поверхность 48 непосредственно контактирует со стенкой скважины 28. Буровой раствор накачивается через буровое долото и циркулирует в направлении вверх по скважине за участком замера бурового долота 22, создавая таким образом определенную смазку для опорной поверхности 48. Тем не менее существенный контакт опорной поверхности 48 со стенкой скважины 28 всегда должен сохраняться. Поэтому, как это указано выше, часто желательно использование низкофрикционного износостойкого покрытия для опорной поверхности.
Специфический размер и конфигурация опорной поверхности 48 будут зависеть от специфической конструкции бурового долота и от вида применения. Преимущественно опорные средства или поверхность скольжения 48 образована вдоль главным образом полной продольной длины участка замера 40 и простирается по окружности вокруг не менее чем 50% окружности участка замера. Поверхность скольжения 48 может проходить вокруг 20-50% окружности участка замера. Преимущественно поверхность скольжения 48 проходит вокруг не менее 30% окружности участка замера.
Предпочтительная поверхность скольжения 48 имеет достаточную площадь, таким образом, что когда поверхность скольжения прижата к стенке скважины 28, то приложенная сила будет существенно меньше, чем сила сжатия подземных материалов почвы, образующих стенку скважины. Это предохраняет поверхность скольжения 48 от обрушения внутрь скважины и от выкрашивания стенки скважины 28, что могло бы возникать при нежелательном вихревом движении долота и чрезмерном увеличении размеров скважины 26. Поверхность скольжения 48 имеет достаточный размер для восприятия вектора Fi чистого усилия дисбаланса, который перемещается (изменяет направление) в ответ на изменения твердости подземных материалов почвы, и восприятия других возмущающих сил, возникающих в скважине 26. Преимущественно размер поверхности скольжения 48 выбирается также таким образом, чтобы вектор Fi чистого усилия дисбаланса оставался заключенным в поверхности скольжения по мере износа режущих элементов бурового долота.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 1B, на которой показана преимущественная модификация системы для криволинейного бурения по малому радиусу кривизны, содержащая добавочную гибкую или шарнирную трубную секцию 84 буровой колонны, установленную непосредственно над системой 20 для криволинейного бурения. Эта шарнирная секция 84 обычно содержит секции труб, имеющие шарнирные стыки 85 или им подобные шарниры, которые хорошо известны сами по себе специалистам в данной области техники. Шарнирная секция 84 устроена таким образом, что буровая колонна 24 не лишает систему 20 возможности бурения скважин с малым радиусом кривизны (принимая во внимание тот факт, что обычная буровая колонна часто не имеет достаточной гибкости для прохода по малому радиусу кривизны и поэтому не может позволить системе производить бурение скважин, изогнутых по малому радиусу кривизны). Шарнирная секция 84 преимущественно идет в верхнем относительно скважины направлении от системы 20 для криволинейного бурения через искривленный участок скважины.
Шарнирные буровые воротники обычно именуют "покачивающимися трубами". Их конструируют путем обрезания ряда взаимосочлененных приливов вдоль стенки стальных буровых воротников. Каждый такой воротник 84 снабжается гидравлическим шлангом высокого давления и блоком уплотнения. Исторически такие воротники являлись единственным разумным средством обеспечения поворота по малому радиусу кривизны, однако это средство не является идеальным, так как воротники стремятся распрямиться под воздействием усилия сжатия, вызывают неравномерность вращения буровой колонны, усложняют процедуру ориентации рукава отклонения (изгиба) и сложны в эксплуатации. Стальные воротники являются очень прочными по характеристикам проектирования и изготовления и обладают хорошим сроком службы, однако при их использовании возникают серьезные проблемы. Более того, несмотря на то что покачивающиеся трубы продолжают изготавливать, их иногда трудно эксплуатировать, так как они не могут быть установлены надлежащим образом в буровых установках. Это приводит к затрате дополнительного времени захвата и установки таких элементов в процессе бурения и расцепления (буровой колонны). Так как для циркуляции бурового раствора должен быть установлен гидравлический шланг, то это ограничивает размер пространства для приборов наблюдения, которые должны проходить через буровую колонну. Это также ограничивает пределы создаваемого в системе давления.
При использовании покачивающихся труб часто получают бурение с задирами (грубое бурение) по причине вариации гибкости каждого отрезка труб в процессе его отклонения и поворота на полном обороте вращения колонны. Суммарный эффект вращения от 60 до 100 отрезков, вращающихся на радиусе кривизны 30 футов, может создавать значительные осцилляции осевого момента. Смещение или "дефазирование" отрезков вниз по длине трубы может уменьшить эту проблему, однако некоторые такие сдвиги могут в действительности даже усугубить эффект.
В результате наличия "наклона" в отрезках часто возникают проблемы ориентации. Покачивающаяся труба получает свою гибкость за счет зазоров или врубов, которые создаются сварочным резаком в процессе производства, однако эта же характеристика позволяет каждому отрезку скользить и перемещаться относительно других отрезков, в особенности при изгибе трубы по криволинейной траектории. Дополнительный "наклон" 60-100 отрезков в кривой может создать большой перекос разрывов сплошности, который приводит к опасным погрешностям ориентации.
Одной из альтернатив использованию покачивающихся труб является применение непрерывных трубчатых элементов, изготовленных из высокопрочного низкомодульного материала, такого как титан или композиты из графитного стекловолокна (см. фиг. 1D). Такие материалы могут обеспечивать достаточную прочность без развития значительных напряжений, которые часто образуются в более привычных материалах, таких как сталь или алюминий.
Большинство металлических компонентов не может быть использовано при работе с циклическими нагрузками, превышающими 50% их предела текучести, по причине ускорения возрастания усталостного разлома за счет коррозии и поверхностных неоднородностей (пазов). По указанной причине оказалось, что только титан обеспечивает адекватную усталостную прочность при использовании бурения по малому радиусу кривизны. С другой стороны, композитные материалы являются более стойкими к возрастанию усталостного разрушения, причем они обладают меньшей стоимостью. Таким образом, несмотря на то что титан имеет слегка меньшие уровни напряжений, чем композитный материал, композитный материал на практике может обеспечить больший усталостный срок службы.
Композитная буровая труба 84 (см. фиг. 1D) является альтернативой покачивающейся трубе. Композитная буровая труба имеет износостойкие подушки, размещенные вдоль ее корпуса для предотвращения полного контакта трубы со стенкой скважины. Оптимальное размещение подушек может быть определено при помощи анализа (расчета) методом конечных элементов. Легкая по весу, не имеющая шарнирных соединений композитная труба гораздо удобней в эксплуатации, чем покачивающаяся труба. Бурение при ее использовании происходит более гладко, при этом передача веса и момента вращения улучшаются (о чем свидетельствуют большие скорости проникновения), а ориентация получается более точной. Более того, композитную трубу проще использовать.
Из проведенных испытаний с композитной трубой стало ясно, что бурение по криволинейной траектории может быть эффективным и точным процессом в отсутствие нежелательных шарнирных воротников. Это приводит к необходимости изучения возможности проектирования покачивающихся труб, которые могли бы по поведению приближаться к композитной трубе. Была построена аппаратура для динамического анализа поведения покачивающейся трубы. Она состоит из оболочки длиной 22 фута и диаметром 4, 5 дюйма, изогнутой с кривизной 2 градуса на фут (то есть с радиусом 28'), которая имитировала буровую скважину 3,94'', в которой с наклоном (с изгибом) и вращением может быть помещена покачивающаяся труба. В устройстве при помощи электродвигателя и гидравлического подъемника одновременно обеспечивалось вращение и осевое нагружение покачивающейся трубы. В оболочке были вырезаны окна, позволяющие производить непосредственное наблюдение шарнирных соединений (разрезов). Гидравлическое давление, удельная весовая нагрузка на долото и ток двигателя (момент) записывались на ленточном самописце, причем данные затем переводились в цифровую форму для последующего анализа. Результаты показывают следующее.
Вариации гибкости разреза (шарнира) на полном цикле вращения вызывают циклическое расширение трубы (то есть труба становится короче и длиннее).
Закругленные концы ведущих (передних) краев разрезов позволяют ведущим (вращающим) выступам "выпрямлять" ведомые (вращаемые) выступы при приложении к ним вращающего момента, что дополнительно способствует удлинению трубы.
Сразу же после снятия момента вращения (путем выключения мотора платформы бурения) труба релаксирует и осевая нагрузка исчезает драматическим образом.
Испытания на моделях с малыми пластиковыми трубами показали, что идеальная покачивающаяся труба должна быть спроектирована таким образом, чтобы обеспечить гладкий переход осевой нагрузки от одного выступа к другому, причем, если это возможно, вращающий момент должен быть одновременно передан от обоих вращающих выступов к обоим вращаемым выступам. Таким образом, способность к существенному центрированию при помещении в напряженное состояние обеспечивает значительный благоприятный эффект при организации ориентации.
Эксперименты показали, что распределения с искривленными поверхностями не отвечают критерию передачи вращающего момента. Однако распределения с квадратными краями отвечают критерию передачи вращающего момента за счет того, что оба вращающих выступа обеспечивают одновременную передачу вращающего момента. Таким образом, плоский верх выступа и ведущих краев обеспечивает гладкую передачу осевой нагрузки.
Было проведено испытание сочленения в виде истинного ласточкина хвоста, который имеет центровку и желательные плоские края выступа (см. фиг. 1C). Стык длиной 20 футов с нулевой фазировкой дал обнадеживающие результаты, однако очевидно, что стыки должны быть фазированными для обеспечения более гладкого прохода шарнирного воротника. Вместо использования полного смещения применяется смещение только на несколько градусов на каждый стык, как и в предшествующей практике, причем это распределение повторялось более часто для уменьшения распространения боковых изгибов. Улучшение выглядит сенсационно, так как достигается практически гладкое вращение при всех осевых нагрузках. За счет применения стыка в виде ласточкина хвоста поведение покачивающейся трубы было существенно улучшено.
Использование сочленения в виде ласточкина хвоста делает покачивающуюся трубу жизнеспособным вариантом для использования при бурении с коротким радиусом кривизны, который может быть настоятельно рекомендован к использованию. Однако для достижения дополнительных задач системы, таких как проходка боковых скважин большой длины, потенциальные преимущества композитной трубы могут превысить низкую стоимость стальной покачивающейся трубы.
Ранее было отмечено, что одним из средств или методов изменения радиуса кривизны Rc изогнутой скважины 26 является изменение длины L распорного элемента или элементов 178 (см. фиг. 1A-1E) между буровым долотом 22 и нижним относительно скважины концом 90 оправки 86. Распорный элемент 178 подключается с возможностью отсоединения между буровым долотом 2 и нижним относительно скважины концом 90 оправки 86. Часто при проходке горизонтальной секции скважины производится коррекция наклона направления. Чем длиннее боковое ответвление и чем тоньше зона добычи, тем больше необходимость осуществления такой коррекции. Обычно коррекции направления наклона, производимые на боковом участке, осуществляются на большем радиусе кривизны, чем используемый для формирования участка с малым радиусом ствола скважины. Кривизна участка скважины с малым радиусом может обычно составлять 200o на сто футов. Коррекции обычно имеют порядок 10o на сто футов. Проектирование системы для криволинейного бурения с целью достижения определенной кривизны производится путем определения или контроля ее характеристической длины и эксцентриситета рукава отклонения (изгиба). Например, если система для криволинейного бурения имеет характеристическую длину 16 дюймов и эксцентриситет 0,625 дюймов, то для увеличения радиуса кривизны следует либо слегка увеличить характеристическую длину, либо слегка уменьшить эксцентриситет. Если характеристическая длина сохраняется на уровне 16 дюймов, то тогда эксцентриситет должен быть уменьшен до 0,037 для увеличения кривизны до 10o на сто футов. Эта величина меньше, чем нормальное изменение диаметра скважины, и поэтому существует вероятность получения непредсказуемых параметров системы. Другими словами, не практично осуществлять достижение уменьшенной кривизны за счет уменьшения эксцентриситета.
Альтернативно, характеристическая длина может быть увеличена для получения уменьшенной кривизны. Если эксцентриситет сохраняется на уровне 0,625 дюймов, то тогда длина должна быть увеличена до 104 дюймов. Несмотря на то что система с такими размерами может быть создана с предсказуемыми результатами, эта система будет слишком длинной для прохода через участки кривизны малого радиуса, которые следует пройти до того, как войти в боковую или горизонтальную секцию скважины.
Одним из путей разрешения этой дилеммы является использование гибкого распорного элемента 178. Обратимся к рассмотрению фиг. 1E, где показан гибкий распорный элемент 178 в виде трубы из композитного материала стекловолокно/углерод, аналогичного материалу, который был использован для образования трубы 84 фиг. 1D. В результате такого решения получают достаточно гибкую систему для осуществления ее прохода через криволинейный участок скважины, но достаточно жесткую для поддержания надлежащего направления бурового долота. Другими словами, система для криволинейного бурения, содержащая композитную трубчатую секцию 178 выше бурового долота относительно скважины, должна обладать достаточной гибкостью для того, чтобы проходить через изогнутый участок скважины, но одновременно обладать адекватной жесткостью для поддержания направления бурового долота.
Имеется также возможность достижения аналогичного эффекта с использованием шарнирных воротников, имеющих конструкцию выступов, которая позволяет сделать замок жестким по месту при приложении к выступу усилия сжатия. Имеется также возможность достижения подобной гибкости в распорном элементе за счет использования сталей с высоким напряжением или титановых материалов, которые достаточно гибки без превышения предела текучести материала при прохождении через изогнутую секцию скважины. Функция гибкого или шарового шарнира 186 заключается в том, чтобы позволить буровому долоту 22 иметь достаточный наклон в скважине 26 для бурения криволинейных участков малого радиуса. Шарнир должен иметь возможность передачи: осевого усилия в направлении к буровому долоту, растягивающего усилия для вытягивания долота при его застревании и вращающего момента для вращения бурового долота. Гибкий шарнир должен также: вращаться гладко (равномерно), стягиваться при воздействии нагрузки (усилия) сжатия, не выпрямляться при воздействии нагрузки скручивания и пропускать жидкость с минимальной протечкой.
Усовершенствованный гибкий шарнир описан в патенте США 5213168. Этот шарнир содержит два передающих вращающий момент зуба, которые входят в зацепление вблизи центра шарика, и втулку передачи осевого усилия, которая слегка "покачивается" (совершает биения) для поддержания зубьев в зацепленном состоянии в процессе вращения системы. Биение минимальное в том случае, когда нагрузка на зубья направлена непосредственно к центру шарика. Этот шарнир имеет достаточную прочность и хорошие операционные характеристики для осуществления бурения по малому радиусу кривизны. Вместе с тем известные ранее гибкие шарниры не обладают удовлетворительными параметрами, так как они имеют тенденцию к выпрямлению под воздействием либо усилия сжатия, либо усилия скручивания.
Усовершенствованный гибкий или шаровой шарнир 286 показан на фиг. 5, 5C, 5D и 5E. Он содержит нагрузочный корпус 250 и корпус-гнездо 252. Блок шарового шарнира 286 обеспечивает передачу осевого усилия и усилия скручивания через буровую колонну при обеспечении возможности циркуляции бурового раствора через центр шарнира.
Нагрузочный корпус 250 имеет первый конец 254, противоположный конец 256 и расточку 258, идущую между концами 254 и 256. Нагрузочный корпус 250 имеет главным образом цилиндрическую форму, причем его продольная ось проходит через концы 254 и 256. Нагрузочный корпус 250 имеет также нагрузочный элемент или шаровую цапфу 262, расположенную внутри его и идущую из первого конца 254 нагрузочного корпуса. Соответствующий конец 256 нагрузочного корпуса 250 используется для подключения нагрузочного корпуса к буровой колонне, буровому воротнику, системе для криволинейного бурения и т.п. Преимущественно отверстие 258 имеет жидкостную связь с отверстием 265 элемента нагрузки 262. Как это показано на чертежах, элемент нагрузки 262 имеет на одном из своих концов вал 263. Вал 263 предназначен для соединения элемента нагрузки 262 с нагрузочным корпусом 250. Гнездовой корпус 252 имеет первый конец 264, противоположный конец 266 и расточку 268, идущую между концами 264 и 266.
Гнездовой корпус 252 сконструирован и устроен таким образом, чтобы нагрузочный элемент 262 нагрузочного корпуса 250 входил в проточку 268 с его первого конца 264 при посредстве опорного элемента удержания 278 и фиксирующей гайки 290. В предпочтительном варианте построения гнездовой корпус 252 имеет цилиндрическую форму, при этом его продольная ось 269 проходит через концы 264 и 266. На противоположном конце 266 гнездового корпуса может быть образована буровая труба, буровой воротник, оправка и т.п., к которым может быть присоединен гнездовой корпус 252.
Гнездовой корпус 252 имеет втулку передачи осевого усилия или осевую опорную поверхность 274, которая расположена в проточке 268 гнездового корпуса 252. Шаровая цапфа 262 имеет поверхность передачи осевого усилия 276 для контактирования с опорной осевой поверхностью 274 и для распределения осевого усилия между нагрузочным корпусом 250 и гнездовым корпусом 252, что необходимо для передачи удельной весовой нагрузки на долото от буровой колонны к остальной части системы для криволинейного бурения.
Проведенные ранее работы с системой для криволинейного бурения по малому радиусу показали, что гибкий шарнир обладает такими параметрами, что он не выпрямляется под воздействием как сил осевого сжатия, так и сил скручивания. Более того, предпочтительным является передача сил скручивания с возможно большим смешением от центральной линии шарнира. В данном случае силы сжатия передаются посредством втулки передачи осевого усилия 274 и шаровой цапфы 262. Растягивающие усилия передаются посредством опорного элемента удержания 278 и шаровой цапфы 262. Преимущественно втулка передачи осевого усилия 274 и шаровая цапфа 262 сконструированы из различных материалов или из материалов с минимальным заеданием. Уплотнительные элементы 280 (например, уплотнительные кольца) позволяют удерживать буровой раствор в проточке по центру шаровой цапфы 262 и втулки передачи осевого усилия 274.
Одной специальной новой характеристикой усовершенствованного гибкого шарнира 286, показанного на фиг. 5 и 5C, является способ, в соответствии с которым вращающий момент передается через шарнир. Обратимся к рассмотрению фиг. 5E, на которой показаны шесть металлических шариков 260, расположенных в главным образом дополнительных по форме сферических карманах или полостях 270 и 272, выполненных в шаровой цапфе 262 и в нижнем конце 264 корпуса гнезда 252, что позволяет осуществить мягкую (гладкую) передачу момента вращения. Эти полости или карманы 270 и 272 имеют такую форму, что когда шарнир изгибается в любом направлении (в допустимых проектных пределах), то все шарики нагружаются одинаково. В частности, карманы 270 в шаровой цапфе 262 имеют в основном сферическую форму для удержания шариков 260 на месте относительно центра "шарика" на конце шаровой цапфы; однако смежные карманы 272 не имеют идеальную дополнительную сферическую форму (то есть они овальные по форме), так что это позволяет гнездовому корпусу 252 осуществлять ограниченное относительное угловое перемещение (например, на несколько градусов) относительно нагрузочного корпуса 250. В частности, нагрузочная поверхность 276 осевой нагрузки и опорная поверхность 274 осевой нагрузки сконструированы и устроены таким образом, что нагрузочная поверхность, когда она контактирует с опорной поверхностью, поворачивается относительно центра поворота 292, который обычно лежит в одной плоскости с ними или совпадает по радиусу (относительно продольных осей 259 и 269 двух корпусов 250 и 252), за счет момента вращения, передаваемого шариками 260.
Другой уникальной характеристикой усовершенствованного гибкого шарнира 286 является способ закрепления шаровой цапфы 262 в нагрузочном корпусе 250 (см. фиг 5D). В частности, предусмотрен плоский ключ 294 (фиг. 5C) для предотвращения осевого перемещения шаровой цапфы 262 относительно нагрузочного корпуса 250. Жесткость относительно скручивающего усилия обеспечивается за счет четырех штифтов или шпонок 296, которые расположены в канавках 298 между концом 299 шаровой цапфы 262 и корпусом нагрузочного корпуса 250. Для сохранения герметичности предусмотрены уплотнения 280.
Преимущественно, как это показано в примере фиг. 5C, нагрузочная поверхность 276 осевого усилия и опорная поверхность 274 осевого усилия сопряжены по вогнутой и выпуклой поверхностям с целью облегчения осуществления движения поворота при передаче осевого усилия между нагрузочным корпусом 250 и гнездовым корпусом 252. Как показано в примере фиг. 5C, преимущественная нагрузочная поверхность 276 осевого усилия имеет вогнутую форму, а опорная поверхность 274 осевого усилия имеет выпуклую форму, хотя любая из этих поверхностей 276 и 274 может быть вогнутой по форме, если другая из них выпуклая по форме. В соответствии с одним из прототипов гибкого шарнира 286 нагрузочная поверхность 276 осевого усилия и удерживающий опорный элемент 278 образуют сферическую полость для шарового конца шаровой цапфы 262.
Гибкий шарнир 186 может быть расположен в любом из средств направления по криволинейной траектории 34 и обычно располагается на том же конце средств направления по криволинейной траектории, что и средства зацепления 50. Для подключения гибкого шарнира 186 к оправке 86 может быть использован как нагрузочный корпус 250, так и гнездовой корпус 252. На фиг. 2 средства зацепления 50 и гибкий шарнир 186 расположены в направлении к концу оправки 86, обращенному вниз относительно скважины. На фиг. 5 контактные средства 50 расположены противоположно варианту фиг. 2.
Обратимся к рассмотрению фиг. 2, на которой боковое усилие прикладывается к (стенке) скважины при помощи режущих элементов 44 бурового долота 22. Этому усилию Fc сопротивляется реактивная сила FR, воздействующая на подушку скольжения 48, которая расположена слегка вверх относительно скважины от основания бурового долота 22. Результаты испытаний показали, что сила FR, воздействующая на подушку скольжения 48, действует или направлена к верхнему концу этой подушки (потому что основной износ происходит по верхнему относительно скважины концу подушки). Так как сила резания Fc и реактивная сила FR приложены к одной и той же осевой точке на оси 31 бурового долота 22, то образуется момент, который сообщает боковое усилие FL блоку шарового шарнира 186 (так как шаровой шарнир является ближайшей нежесткой частью буровой колонны). В частности, боковое/идущее в сторону усилие FL стремится вытолкнуть шарик 162 из его гнезда 176, создавая таким образом износ шарнира и последующее смещение оси 31 бурового долота 22. Это смещение может быть достаточно значительным, чтобы повлиять на радиус кривизны Rc скважины, пробуренной системой 20.
Боковое усилие FL на блок шарового шарнира 186 может быть минимизировано уменьшением осевого промежутка (разделения) силы резания Fc и реактивной силы FR, воздействующей на подушку. В одной из систем, до тех пор пока эта проблема не была исследована, осевое разделение между силами Fc и FR составляло около трех дюймов для диаметра бурового долота 3 15/16 дюйма. Буровое долото аналогичного диаметра, имеющее участок замера, расположенный ближе к концу бурового долота, будет обеспечивать лучшие характеристики.
Момент, образованный этими двумя силами Fc и FR, также может быть уменьшен путем распределения части силы резания Fc по оси над подушкой 48 или под этой подушкой. Это показано на фиг. 3 и 4. При проектировании бурового долота 22' в соответствии с этой концепцией момент, образованный силами Fc и FR, может быть устранен для всех практических применений в виде ограничения проектирования на шаровой шарнир.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 3, где показано буровое долото 22' с дополнительным преимуществом, связанным с уменьшением проблем зазора в тех случаях, когда оно используется в узких (то есть с малым радиусом кривизны) скважинах. Более конкретно, как только буровое долото 22' будет вытянуто на расстояние, приблизительное равное длине подушки 48, то буровое долото перемещается в часть скважины, которая несколько шире, чем наибольший диаметральный размер бурового долота. Это обеспечивает достаточный зазор, так что если буровое долото 22' слегка наклонено или если над ним накоплены отходы, то тенденция застревания бурового долота в скважине 26 остается незначительной.
Вновь обратимся к рассмотрению фиг. 3, на которой показано буровое долото 22', которое вращается относительно центральной линии или оси 31, определяемой режущими элементами 5a и 6a, а также подушкой скольжения 48. Режущие элементы 56a и 56b замерного участка радиально смещены на большее расстояние относительно центральной линии 31 бурового долота 22', чем подушка скольжения 48 (то есть Rc превышает Rp). Таким образом, при вращении бурового долота 22' режущие элементы 56a и 56b замерного участка прорезают скважину с диаметром, равным двойному радиусу Rc (то есть с диаметром 2Rc). Более того, как только буровое долото 22' вытаскивается на расстояние, слегка большее длины подушки 48, оно перемещается в участок скважины, который слегка шире, чем наибольший диаметральный размер Rp плюс Rc. В соответствии с одним из вариантов построения разница между диаметром скважины и эффективным диаметром бурового долота 22' имеет порядок 1/16 дюйма. Это обеспечивает адекватный зазор, так что если буровое долото 22' слегка наклонено или если над ним накоплены отходы, то тенденция застревания бурового долота в скважине 26 остается незначительной.
Обратимся к рассмотрению фиг. 5, на которой показана система, которая может быть использована для увеличения наклона буровой скважины до 35o при нарастании угла до 5o на 100 футов, как это показывают испытания аналогичных систем для криволинейного бурения. Однако после достижения наклона 35o любая попытка продолжить бурение с эксцентриситетом буровой системы, ориентированной на 90o относительно плоскости изгиба (кривизны) (то есть попытка бурения с целью изменения направления скважины), будет безуспешной. Как только бурение продолжается после ориентации эксцентрикового рукава 98 (и в некоторых случаях даже ранее восстановления бурения), рукав вращается так, что шарнир устанавливается вне кривой изгиба. Представляется, что это вращение может быть вызвано комбинацией силы тяжести и сил изгиба, создающих момент (см. фиг. 5A и 5B), который вызывает нестабильность рукава 98 при его правой или левой ориентации относительно высокой стороны. Несмотря на то что контактные силы уменьшены, когда в скважине нет кривизны, гравитационные силы, воздействующие на систему, оказываются достаточными для того, чтобы препятствовать поддержанию желательной ориентации рукава.
Силы изгиба и гравитационные силы могут быть уменьшены путем введения второго гибкого или шарового шарнира, распорного элемента между двумя шарнирами и стабилизатора системы. Это показано на фиг. 7. Как силы изгиба, так и гравитационные силы воротников над шарниром поддерживаются (гасятся) стабилизатором 58. В результате они не создают момента вращения рукава 98. Гравитационная сила элементов системы, расположенных ниже шарнира, гасится эксцентриковым рукавом 98. Острые, установленные по оси, лезвия 51 с пружинной нагрузкой, которые имеются по бокам эксцентрикового рукава 98, дополнительно помогают поддерживать ориентацию.
Длина распорного элемента 278 между двумя гибкими шарнирами 286 и 286' определяется в зависимости от степени эксцентриковости рукава 98. В одной из ситуаций длина распорного элемента 278 выбрана таким образом, что максимальный изгиб в шарнире составляет около одного градуса. Наклон распорного элемента 278 обеспечивает дополнительный выигрыш в том, что удельная весовая сила (WOB) вызывает направление радиального компонента к задней стороне эксцентрикового рукава 98; это создает тенденцию удержания его на месте. Этот эффект может быть усилен путем встраивания острых ориентированных по оси ребер на донной стороне эксцентрикового рукава.
При использовании систем для криволинейного бурения, аналогичных показанным на фиг. 1 и 2, иногда при вытаскивании системы 20 из скважины вытягивают большое количество увлекаемых отходов (испытывают большое сопротивление среды). Можно полагать, что это вызвано протягиванием не вращающегося рукава 98 позади проницаемых (открытых) зон, которые имеют более толстый фильтровой осадок. Добавление вращающегося стабилизатора 58, установленного на небольшом расстоянии над рукавом 98, является одним из средств удаления фильтрового осадка в процессе вращения буровой колонны. Вытягивание отходов (сопротивление среды) может быть дополнительно уменьшено за счет циркуляции бурового раствора и за счет вращения буровой колонны позади любых проницаемых зон, которые могут иметь толстый слой фильтрового осадка.
Испытание криволинейных буровых инструментов диаметром 3 15/16 дюйма для бурения по малому радиусу и криволинейных буровых инструментов диаметром 8 1/2 дюйма для бурения по большому радиусу, аналогичных показанным на фиг. 1A и 1B, показало, что очень полезно предотвращение вихревого движения долота при бурении скважины контролируемой кривизны. Это раскрыто в патенте США 5213168. Указанные испытания также продемонстрировали, что буровое долото в соответствии с фиг. 3 и 4 уменьшает сопротивление среды при вытаскивании буровой системы из скважины. Было бы предпочтительным получение по меньшей мере некоторых преимуществ антивихревого бурового долота или долота с двумя центрами при использовании стандартного бурового долота (совместно с роликом-конусом и протягиванием) в буровой системе для криволинейного бурения.
Одним из путей достижения такого эффекта является использование стандартного бурового долота в сочетании с переходником расширения скважины (например, с роликовым переходником или переходником из PCD), расположенным над буровым долотом. На фиг. 5 и 6 показано такое устройство. Переходник расширения скважины 60 (например, роликовый переходник или переходник из PCD) располагается над стандартным буровым долотом 22''. Эта комбинация одновременно обеспечивает противовихревую стабильность и преимущества, связанные с двухцентровым расширением скважины. В данном примере, показанном на чертежах, роторное буровое долото 22'' имеет базовый участок 36, который располагается вокруг продольной оси 31 и предназначен для подключения нижнего относительно скважины конца криволинейных направляющих средств 34 (через распорные элементы 70 и 72), а также имеет участок замера 40, лицевой участок 42 и расположенные на лицевом участке режущие элементы. Режущие элементы могут создавать боковую силу, воздействующую на буровое долото в процессе вращения бурового долота в скважине; однако для стандартного или обычного бурового долота 22'' эта сила мала. Корпус 62 переходника расширения скважины 60 несет реактивный элемент 64 и элемент расширения скважины 66.
Элемент расширения скважины 66 располагается над реактивным элементом 64. Элемент расширения увеличивает ширину или открывает скважину, прорезанную буровым долотом 22''. Элемент расширения скважины 66 идет в радиальном направлении относительно продольной оси 31 и на определенном осевом расстоянии выше режущих элементов бурения. Элемент расширения скважины 66 располагается с опережением реактивного элемента 64 максимум на 180o. Элемент расширения скважины 66 внедряется в стенку скважины и производит боковое усилие на скважину. Преимущественно элемент расширения скважины 66 создает боковое усилие, которое превышает любое усилие, создаваемое буровым долотом 22' (то есть чистая боковая сила локализована так, как если бы существовал только элемент расширения).
Реактивный элемент 64 располагается над участком замера бурового долота 22''. Реактивный элемент 64 в основном непрерывно контактирует со стенкой буровой скважины 28 в процессе бурения и воспринимает реактивную силу, идущую от скважины и возникающую в ответ на приложение боковой силы, создаваемой элементом 66 расширения скважины и буровым долотом 22''. Реактивный элемент 64 выступает от продольной оси долота 31 не более чем на размер скважины, пробуренной режущими элементами. Реактивная сила и боковая сила создают направленный в низ скважины момент, который противодействует направленному в верх скважины моменту, имеющему компоненту силы, которая направлена к гибкому шарниру 286. Реактивный элемент 64 может содержать не режущий элемент скольжения или качения.
Преимущественно элемент 66 расширения скважины располагается относительно ближе к буровому долоту 22'' по сравнению с расстоянием от бурового долота до гибкого шарнира 286, так что величина направленного в низ скважины момента и величина направленного в верх скважины момента меньше величины направленного вниз скважины момента и величины направленного в верх скважины момента, которые могли быть иметь место, если бы указанный элемент расширения скважины был бы расположен на большем осевом расстоянии от бурового долота. Другими словами, направленный в низ скважины момент и направленный в верх скважины момент меньше, чем это могло бы быть в том случае, если бы элемент расширения скважины 66 располагался дальше от бурового долота. Преимущественно элемент расширения скважины 66 располагается с опережением реактивного элемента минимум на 60 o (см. фиг. 6).
Как показано на фиг. 6, элемент расширения скважины 66 содержит идущий в радиальном направлении рычаг 67 и множество установленных на этом рычаге режущих элементов 68. Как показано на фиг. 6, реактивный элемент 64 содержит одну подушку; однако и в этой же конструкции может оказаться предпочтительным использование нескольких подушек 64a и 64b (показанных пунктиром). При своем функционировании переходник расширения 60 расширяет скважину на небольшую величину для обеспечения зазора для обеспечения вывода инструмента из скважины. Он также создает радиальную силу для привода во вращение инструмента от "низкофрикционного" реактивного элемента 64 для минимизации вихревого движения долота.
Несмотря на то что был описан предпочтительный вид осуществления изобретения, следует понимать, что изобретение не ограничивается только этим видом его реализации и что в него специалистами в данной области техники могут быть внесены изменения, не выходящие за рамки приведенной далее формулы изобретения. Таким образом, приведенное описание следует понимать только как пример осуществления изобретения, данный для того, чтобы специалисты могли успешно его внедрить в практику. В изобретение могут быть внесены разнообразные изменения, в том числе связанные с заменой материалов и использованием отдельных характеристик изобретения. Например, буровое долото фиг. 5 и 7 может представлять собой конусное роликовое буровое долото. Более того, возможно, чтобы некоторое стандартное буровое долото из PDC имело подушку замера, которая сама по себе работала бы как низкофрикционный реактивный элемент для устройства, показанного на фиг. 1, 5 и 7, за счет чего устраняется необходимость в наличии отдельного реактивного элемента на переходнике расширения скважины. Таким образом, следует иметь в виду, что разнообразные модификации, альтернативные варианты, изменения и т.п. могут быть внесены в изобретение, не отклоняясь от изобретательского замысла изобретения и не выходя за рамки объема его патентных притязаний, который определен приложенной формулой изобретения. Формула изобретения построена таким образом, что перекрывает все указанные модификации, которые проведены в объеме патентных притязаний настоящего изобретения.
Изобретение относится к области бурения направленных скважин и представляет систему для бурения по криволинейному пути и роторное буровое долото для бурения подземных криволинейных буровых скважин. В соответствии с одним из вариантов осуществления буровое долото имеет боковой участок, множество режущих элементов, которые создают боковое усилие на буровое долото в ответ на вращение бурового долота в буровой скважине, и опорные средства. Опорные средства установлены на боковом участке бурового долота и контактируют со стенкой скважины в процессе бурения, воспринимая реактивную силу, которая идет от скважины в ответ на воздействие бокового усилия и направлена в положение, смежное с верхним относительно скважины концом бокового участка бурового долота. Реактивная сила и указанное боковое усилие образуют направленный в низ скважины момент относительно указанного бурового долота, противодействующий направленному в верх скважины моменту, имеющему компоненту силы, которая направлена к гибкому шарниру. Верхний относительно скважины конец опорных средств расположен относительно ближе к режущим элементам, так что величина направленного в низ скважины момента и величина направленного в верх скважины момента минимизированы. 3 с. и 13 з.п.ф-лы, 7 ил.
указанной стенки скважины в ответ на воздействие бокового усилия на буровое долото, которая направлена в положение, смежное с расположенным выше в скважине концом бокового участка указанного бурового долота, причем реактивная сила и боковое усилие образуют направленный в низ скважины момент, приложенный к буровому долоту и противодействующий направленному в верх скважины моменту, имеющему компоненту силы, которая направлена к гибкому шарниру, отличающаяся тем, что расположенный выше в скважине конец указанных опорных средств размещен на определенном осевом расстоянии от лицевой стороны бурового долота так, что величина направленного в низ скважины момента и величина направленного в верх скважины момента меньше величины направленного в низ скважины момента и величины направленного в верх скважины момента, которые могли бы существовать, если бы расположенный выше в скважине конец указанных опорных средств был размещен на осевом расстоянии, которое превышало бы указанное определенное осевое расстояние.
что она содержит элемент расширения, установленный на буровой колонне и расположенный над буровым долотом, предназначенный для расширения скважины, прорезанной буровым долотом, путем внедрения в стенки скважины, причем указанный элемент расширения идет в радиальном направлении относительно указанной продольной оси на определенном осевом расстоянии выше режущих элементов бурового долота, и реактивный элемент, установленный на буровой колонне и расположенный между буровым долотом и указанным элементом расширения, предназначенный для, главным образом, непрерывного контактирования со стенкой буровой скважины в процессе бурения, причем указанный реактивный элемент простирается от продольной оси долота не более чем на прорез скважины буровым долотом, причем указанный элемент расширения расположен по углу с опережением указанного реактивного элемента максимально на 180o.
| US 5213168 A, 25.05.93 | |||
| БУРОВОЕ ДОЛОТО | 0 |
|
SU386118A1 |
| Шарнирный отклонитель | 1972 |
|
SU583274A1 |
| Устройство для направленного бурения скважин | 1978 |
|
SU768925A2 |
| Снаряд для направленного бурения | 1982 |
|
SU1020562A1 |
| Устройство для забуривания дополнительного ствола скважины | 1985 |
|
SU1278437A1 |
| Алмазная буровая коронка | 1988 |
|
SU1657594A1 |
