СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИННЫМИ РОТОРНЫМИ СИСТЕМАМИ БУРЕНИЯ Российский патент 2012 года по МПК E21B7/08 E21B7/10 

Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится к способу и устройству направленного роторного бурения, конкретно к способу и устройству для перемещения бурового долота по необходимой траектории посредством избирательной регулировки расхода части потока бурового раствора через отверстия, размещенные вблизи корпуса бурового долота, для приложения бокового гидравлического усилия и минимизации контакта со стволом скважины механических направляющих.

Уровень техники изобретения

Во всех способах, известных заявителю, используют некоторые виды механического контакта со стволом скважины для получения управления направлением бурения бурильного инструмента или, как в варианте способов позиционирования долота, управление направлением бурения достигается смещением оси бурового долота на некоторый угол относительно остальной части бурильного инструмента. Давление бурового раствора, необходимое для создания потока бурового раствора через изменяющуюся геометрию (отверстия, изгибы, узкие проходы, напорные трубопроводы и т.д.), в общем описываемое как потеря давления, обычно считается отрицательным эффектом, изменяющим режимы потока, поскольку часто требует альтернативных технических условий. Аналогичные изменяющиеся режимы потока бурового раствора используют в описанном способе и устройстве для создания перепада давления между двумя сторонами бурильного инструмента и при этом создания необходимого бокового усилия на бурильном инструменте, используемого для управления инструментом для бурения в заданном направлении. Предпринимались попытки использования изменений направленных потоков бурового раствора, отличные от данного изобретения и не направленные на использование перепадов гидравлического давления вокруг бурильного инструмента, управляющих инструментом для бурения в предпочтительном направлении. Патент США №4836301, раскрывает пример данного типа систем направления бурового раствора, использующих изменение направления потока бурового раствора внутри бурильного инструмента для создания гидродинамической силы для отклонения оси бурового долота в заданном направлении с использованием способа управления и системы позиционирования долота.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Создан способ гидравлического управления направлением бурения бурового долота, содержащий установку углового направления от продольной оси компоновки низа бурильной колонны с буровым долотом и открытие одного или нескольких боковых отверстий на выбранном интервале для отвода бурового раствора от бурового долота для создания перемещающего гидравлического усилия в угловом направлении, противоположном угловому направлению, требуемому для продвижения вперед бурового долота к установленному направлению. Способ может дополнительно содержать регулировку зазора между дальним концом отверстий и втулкой карданного соединения для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.

Данный способ может дополнительно предусматривать определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из боковых отверстий к боковой поверхности ствола скважины способом, в настоящее время применяемым в программах направленного бурения.

В случае, если используют устройство направленного бурения с позиционированием долота, данный способ может включать в себя определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из отверстий на втулку карданного соединения, соединенную с буровым долотом, для перемещения бурового долота в установленном направлении. Поскольку боковое гидравлическое усилие, прилагаемое потоком бурового раствора через боковые отверстия, является функцией расстояния от дальнего конца бокового отверстия до противоположной поверхности ствола скважины, данный способ может также содержать этапы регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины для увеличения гидравлических усилий, прикладываемых для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении, или отвода части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы с буровым долотом для направления дополнительной силы на боковую стенку ствола скважины.

Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения, используемая для осуществления способа данного изобретения, является компоновкой низа бурильной колонны, имеющей одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны для направленного бурения. Компоновка низа бурильной колонны может дополнительно содержать буровое долото и блок управления для регистрации и регулировки расхода бурового раствора через боковые отверстия, управляющего перемещением компоновки во время бурения. Управление можно осуществлять как с поверхности, со сбором и передачей данных, так и с использованием технологий автоматического управления направлением бурения на основе ввода данных от датчиков.

Компоновку низа бурильной колонны можно полностью разместить в блоке управления, размещенном вблизи забойного двигателя. Альтернативно, компоновку низа бурильной колонны можно адаптировать к стандартной компоновке бурения с приложением боковой нагрузки к долоту посредством выполнения отверстий в каждой отклоняющей опоре управления для избирательного принудительного бокового перемещения бурового раствора на ствол скважины, минимизируя, тем самым, износ на отклоняющих опорах с получением управления по направлению.

Способ может дополнительно содержать отвод части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы с буровым долотом для направления дополнительной силы на боковую стенку ствола скважины или отвод части бурового раствора через одно или несколько боковых отверстий для направления бурового долота и всей бурящей КНБК прямо вперед вдоль продольной оси КНБК. Данный способ можно дополнительно выполнять с использованием модуля/блока управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации КНБК и использования данной информации для открытия и закрытия боковых отверстий с достижением необходимого направления бурения.

Настоящее изобретение также включает в себя компоновку низа бурильной колонны для направленного бурения, содержащую: компоновку низа бурильной колонны, одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны. Данный вариант осуществления можно также реализовать с компоновкой низа бурильной колонны, содержащей буровое долото и блок управления, или с компоновкой низа бурильной колонны, содержащей блок управления, размещенный вблизи забойного двигателя, или с боковыми отверстиями, размещенными в корпусе бурового долота.

В устройстве данного варианта осуществления можно также выполнять боковые отверстия как в секции компоновки бурового долота с калибром, так и в отдельной секции КНБК между буровым долотом и блоком управления или в секции, составляющей интегральную часть блока управления. Кроме того, в данном устройстве можно выполнять боковые отверстия во втулке с карданным шарниром, соединенной с буровым долотом в бурильной компоновке с позиционированием долота, тем самым обеспечивая перемещение гидравлическим давлением втулки в необходимом направлении. Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения может содержать компоновку низа бурильной колонны с приложением боковой нагрузки на долото, в которой боковые отверстия находятся в отклоняющей опоре управления, или компоновка низа бурильной колонны может содержать механизм регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины или втулки с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки в противоположном направлении.

Устройство компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения данного изобретения может также содержать компоновку низа бурильной колонны с механизмом для отвода части бурового раствора через боковые отверстия для направления бурового долота и всей бурящей КНБК прямо вперед вдоль продольной оси бурящей КНБК. Наконец, компоновка низа бурильной колонны данного изобретения может содержать модуль/блок управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации КНБК, и использующий данную информацию для открытия и закрытия боковых отверстий для получения необходимого направления бурения. Возможны следующие преимущества предложенного способа и устройства бурильного инструмента управления направлением бурения.

Более простая конструкция инструмента - исключение многих частей, компоновочных узлов и процессов изготовления, таких как компоновочные узлы прижимных пластин, толкатели, отклоняющие опоры, поршни, тороидальный канал, твердосплавные наплавки, гайки и болты и другие части, в настоящее время необходимые для получения сил отталкивания всей компоновки, использующиеся для управления направлением бурения бурильных инструментов.

Исключение или минимизация износа частей внешних блоков отклонения или управления направлением бурения вследствие только гидравлического контакта с абразивным стволом скважины.

Существенное уменьшение ударных нагрузок на бурильную компоновку низа бурильной колонны, поскольку буровой раствор, используемый для создания бокового гидравлического усилия, должен поглощать большую часть ударных нагрузок с увеличением, при этом увеличивая надежность КНБК.

Существенно пониженная стоимость новых блоков отклонения или управления направлением бурения вследствие уменьшенного числа частей и процессов изготовления.

Уменьшение на порядок стоимости техобслуживания и эксплуатации, поскольку отсутствуют части блоков отклонения или управления направлением бурения, подвергающиеся воздействию контакта со стволом скважины (отсутствуют компоновочные узлы прижимных пластин, толкатели, отклоняющие опоры, поршни, тороидальный канал, твердосплавные наплавки, гайки и болты и другие части, которые в настоящее время требуют регулярной замены).

Создание более гладкого ствола скважины вследствие отсутствия скребущих отклоняющих опор.

Более высокая скорость проходки и уменьшенное время бурения, поскольку больший крутящий момент направлен на бурение, исключен или уменьшен механический контакт блоков отклонения или управления направлением бурения со стволом скважины, отбирающий крутящий момент при управлении направлением КНБК.

Повышенная надежность операций бурения вследствие уменьшения движущихся частей снаружи КНБК, отсутствия теряющихся в скважине частей.

Улучшенное управление направлением бурения через более мягкие пласты, поскольку боковое усилие, используемое для управления направлением бурения, распределяется только как давление и на гораздо большей площади ствола скважины.

Улучшенная возможность работы при повышенных температурах вследствие исключения эластомерных частей.

Управление направлением бурения бурильного инструмента получают приложением гидравлических усилий с одной стороны инструмента, таким образом, получая направление бурения инструмента в противоположном направлении. Часть бурового раствора отводят через ряд боковых отверстий и через узкий зазор между секцией управления направлением бурения инструмента и стволом скважины. Единовременно открывают только дроссельные отверстия с одной стороны инструмента для создания перепада давления в кольцевом пространстве между инструментом и стволом скважины между противоположными сторонами инструмента, таким образом создавая боковое гидравлическое усилие на инструменте, направляющее инструмент в противоположную сторону. Перепад давления создают в основном посредством давления, необходимого для проталкивания некоторого количества (расхода) бурового раствора через узкий зазор между инструментом и стволом скважины. Давление, необходимое для проталкивания бурового раствора через узкий зазор между инструментом и стволом скважины, создается перепадом давления внутри и снаружи бурильного инструмента. Новый подход требует регулируемого расхода части бурового раствора, проходящего через систему управления направлением бурения и выходящего в кольцевое пространство между инструментом и стволом скважины через узкий кольцевой зазор.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

На Фиг.1 показана схема расположения боковых отверстий в буровом долоте.

На Фиг.2 показана схема расположения боковых отверстий в компоновке низа бурильной колонны.

На Фиг.3 показана схема детали регулировки бокового отверстия, перемещающей дальний конец отверстия ближе к боковой поверхности ствола скважины.

На Фиг.4 показана схема роторной управляемой системы позиционирования долота с использованием гидравлического усилия из бокового отверстия для перемещения бурового раствора на поворотный рычаг долота.

На Фиг.5 показана схема размещения бокового отверстия в корпусе отклоняющей опоры направленного бурения.

На Фиг.6 показан график, описывающий прогнозируемые соотношения между кольцевым зазором и боковым гидравлическим усилием при различных расходах.

На Фиг.7 показан график, описывающий прогнозируемые соотношения между расходом в боковом направлении и боковым гидравлическим усилием при различных величинах зазора.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На Фиг.1 показан способ для гидравлического управления направлением бурения скважинного бурильного инструмента без механического контакта секции управления направлением бурения инструмента со стволом 100 скважины. Значительное боковое гидравлическое усилие, действующее на скважинный инструмент, можно создать отводом части бурового раствора, выходящей с одной стороны инструмента, в относительно небольшой кольцевой зазор h между боковым краем инструмента 10 и стволом 100 скважины. Перепад давления, созданный таким образом вокруг инструмента/ долота 50 в кольцевом пространстве 110 между инструментом и стволом скважины, может создавать значительное боковое усилие, зависящее от геометрии потока (ширины зазора h и длины, размера бокового отверстия выхода бурового раствора и т.д.), перепада давления внутри и снаружи инструмента, свойств бурового раствора и других факторов. Боковое усилие на инструменте и/или долоте 50, созданное таким образом, может быть достаточным для обеспечения управления направлением бурения скважинных бурильных систем. Гидравлическое боковое усилие можно получать с использованием конструкции, аналогичной существующим блокам отклонения или управления направлением бурения, но имеющей множество боковых отверстий 40 (только одно показано в данном сечении), вместо существующих компоновок с отклоняющими опорами и поршнями. Выходное сечение бокового отверстия 40 должно находиться достаточно близко к стенке ствола 100 скважины или поверхности для обеспечения достаточно малого зазора h между боковым краем корпуса 10 инструмента, где размещено боковое отверстие 40, и стволом 100 скважины для создания достаточного перепада давления вокруг инструмента в кольцевом пространстве 110 между инструментом и стволом скважины. Боковое усилие можно также обеспечить с боковым отверстием 40, размещенным в части 10 с калибром ствола рядом с самим буровым долотом 50, где меньший зазор h между инструментом 50 и стволом 110 скважины проще поддерживать во время бурения (чем меньше зазор, тем больше гидравлическое боковое усилие).

Когда вся бурильная КНБК, включающая в себя боковые отверстия, вращается во время бурения, одно или несколько боковых отверстий открываются, только когда располагаются в положение, приблизительно противоположном необходимому изменению направления бурения, тогда как другие боковые отверстия закрыты, пока не расположатся в положение, приблизительно противоположном необходимому изменению направления бурения при вращении всей КНБК вокруг своей продольной оси. Соответствующее открытие и закрытие боковых отверстий или открытие и закрытие путей прохода бурового раствора к данным отверстиям можно получить и управлять им с использованием существующих способов открытия и закрытия проходов бурового раствора к управляющим направлением бурения отклоняющим опорам с использованием традиционного блока отклонения или управления направлением бурения и управления процессом с помощью традиционного блока управления, выполняющего необходимые измерения и функции контроля и управления направлением бурения. Например, клапан противоположного вращения, вращающийся с одинаковой скоростью, но в противоположном направлении с КНБК, можно использовать для открытия и закрытия путей прохода бурового раствора к боковым дроссельным отверстиям, таким образом, поддерживая подачу потока бурового раствора через боковые отверстия геостационарной, то есть в одном направлении/с одной ориентацией относительно земли, когда остальная часть бурильной КНБК вращается относительно земли. Поток бурового раствора через боковые отверстия удерживается геостационарным в боковом направлении, противоположном необходимому изменению в направлении бурения.

Необходимое открытие и закрытие боковых отверстий или путей прохода бурового раствора к данным отверстиям также можно обеспечить другим средством, таким как поршневой или клапанный механизм, управляемый из блока управления, измеряющим относительное положение КНБК и ориентацию в реальном масштабе времени, или другим средством.

Описанные способы и механизмы можно также использовать для направления бурильной КНБК на бурение вперед по прямой линии вдоль продольной оси. Например, роторный клапан, описанный выше, можно использовать для направления потока бурового раствора в одно или несколько боковых дроссельных отверстий для получения необходимого бокового гидравлического усилия и соответствующего перемещения бурового долота в противоположном направлении. Когда вращающийся клапан не удерживается геостационарным, но вместо этого вращается полностью или частично с остальной частью КНБК или частично вращается в направлении, противоположном вращению КНБК, буровой раствор эффективно направляется в боковые отверстия, когда они имеют различную ориентацию относительно земли, таким образом, прикладывая боковые гидравлические усилия во всех направлениях вокруг ствола скважины и, таким образом, направляя бурильную КНБК прямо вперед вдоль продольной оси. Другим способом направления КНБК для бурения прямо вперед является одновременное открытие боковых отверстий в одно время или закрытие боковых отверстий при бурении прямо вперед и обратное переключение в режим управления направлением бурения, когда КНБК начинает отклоняться от прямого пути.

В другом варианте осуществления, показанном на Фиг.4, предложенный способ можно использовать для управления направлением бурения бурильного инструмента 51, выпуская часть бурового раствора в кольцевое пространство с одной стороны бурильного инструмента между двумя интегральными частями самого скважинного инструмента, например между внутренним корпусом 52 инструмента и внешней втулкой 53, соединенными вместе карданным шарниром UJ, при этом внешняя втулка 53 соединена с корпусом 54 долота, и где угловое смещение оси втулки 53 и долота относительно оси внутреннего корпуса инструмента, обеспечивающее необходимое управление направлением бурения долота, получают аналогичным гидравлическим усилием. При открытии боковых отверстий, только когда они располагаются противоположно необходимому изменению в направлении бурения при вращении КНБК, и при использовании одного из способов, описанных выше для управления открытием и закрытием боковых отверстий, ось внешней втулки 53 и бурового долота удерживается с угловым смещением относительно остальной части КНБК, что управляет бурением инструмента в направлении углового смещения, с удержанием геостационарным на необходимом направлении бурения.

Существующие системы направленного бурения используют забойный турбодвигатель с отклоняющим переводником или роторную управляющую систему (РУС) с секцией управления направлением бурения для создания двухмерной или трехмерной траектории ствола скважины. Системы РУС имеют много преимуществ по сравнению с системами с забойными двигателями и используются сегодня для большинства мероприятий бурения. Существующие системы РУС используют технологии приложения боковой нагрузки к долоту или позиционирования долота для обеспечения необходимого управления направлением бурения бурильного инструмента.

По большей части сегодняшний рынок бурения представлен системами, использующими технологию приложения боковой нагрузки к долоту, использующую механические отклоняющие опоры 200, пример которых частично показан на Фиг.5, выходящие радиально из бурильного инструмента и прижимающиеся к стволу 100 скважины для получения бокового усилия на инструменте, которое, в свою очередь, заставляет долото бурить в направлении, соответствующем боковому усилию, действующему на инструмент. Основной проблемой таких систем с отклоняющими опорами является высокий износ в результате контактов со стволом 100 скважины, приводящий к высоким затратам на изготовление и ремонт и, следовательно, высокой общей стоимости выполнения техобслуживания. Новаторский подход, предложенный в данном документе, минимизирует механические контакты со стволом скважины с целью управления направлением бурения.

Данные испытаний перепада давления показывают, что большой перепад давления и, таким образом, большое боковое усилие можно создать с используемым в настощее время перепадом давления внутри и снаружи бурильного инструмента и с выделением части имеющегося общего расхода бурового раствора.

На Фиг.6 и 7 обобщена данная взаимосвязь.

Управление направлением бурения бурильного инструмента или бурового долота можно обеспечить приложением гидравлических усилий к одной стороне инструмента, таким образом, получая управление направлением бурения инструмента в противоположном направлении. Концепцию предложенного изобретения можно объяснить с использованием Фиг.2. Часть бурового раствора отводят через боковое дроссельное отверстие с расходом Q_s в узкий зазор h между секцией 11 управления направлением бурения инструмента и стволом 100 скважины. Только отверстия 40 с одной стороны инструмента открыты для бокового потока с расходом Q_s бурового раствора в это время для создания перепада давления Р₁ - P₂ между данной и противоположной сторонами инструмента и создания, таким образом, бокового гидравлического усилия F_s на инструменте и долоте, управляющего направлением инструмента и долота в противоположном направлении от направления бокового потока с расходом Q_s. Перепад давления получают в основном давлением, требуемым для проталкивания некоторого количества бурового раствора при расходе Q_s через узкий зазор между инструментом и стволом скважины (зазор h на Фиг.2). Давление, необходимое для проталкивания бурового раствора через узкий зазор h между инструментом и стволом скважины, обеспечивает перепад давления p_o внутри и давления р₂ снаружи бурильного инструмента.

В другом варианте осуществления боковой выпуск части бурового раствора с расходом Q_s может вдавливаться в кольцевой зазор h между секцией 10 долота с калибром ствола скважины и стволом 100 скважины на примыкающей боковой стороне бурового долота 50, как показано на Фиг.1. Таким способом можно получить более высокое боковое гидравлическое усилие F_s для управления направлением бурения долота с меньшей потерей бурового раствора. Также данная система может быть менее сложной, поскольку исключает необходимость полностью отдельного управления направлением бурения секции/модуля скважинного инструмента. Например, регулятор расхода, то есть поворотный клапан, может являться частью блока управления, и боковые отверстия, использующиеся для управления направлением бурения, могут являться частью компоновки бурового долота. Традиционно, имеется отдельное управление направлением бурения секции/модуля, то есть блок отклонения, между буровым долотом и блоком управления. Если кольцевой зазор h между инструментом 50 на Фиг.1 или 11 на Фиг.2 и стволом 100 скважины слишком велик или может значительно изменяться во время бурения, можно использовать модифицированный корпус с дроссельным отверстием, пример которого показан на Фиг.3, создающим саморегулирующийся по ширине кольцевой зазор h. Давление p₀ бурового раствора на внутреннем конце регулируемого адаптера должно толкать адаптер 300 радиально наружу, уменьшая при этом кольцевой зазор h. Когда кольцевой зазор h достаточно мал для создания давления бурового раствора на внешний конец адаптера 300 (в зазоре h), создающего усилие, направленное внутрь, на конце адаптера, равное усилию на адаптере, направленному наружу, от внутреннего давления бурового раствора, адаптер достигает состояния равновесия, в результате кольцевой зазор h может быть меньше, чем описанный в предыдущих вариантах. Размер регулируемого зазора h в основном зависит от геометрии адаптера, геометрии потока бурового раствора и перепада давления внутри и снаружи бурильного инструмента. Таким образом, необходимый саморегулирующийся кольцевой зазор h можно получить и поддерживать с тщательным определением и регулировкой данных параметров. Когда адаптер 300 не используют для целей управления направлением бурения и для предотвращения его чрезмерного радиального выхода из КНБК, можно использовать пружину или эластомер или другое средство для удержания адаптера дальше всего втянутым внутрь КНБК, пример чего показан на Фиг.3. В другом варианте осуществления предложенный способ можно использовать для получения управления направлением бурения бурильного инструмента посредством выпуска части бурового раствора с одной стороны бурильного инструмента между двумя интегральными частями самого скважинного инструмента, например между внутренним корпусом 52 инструмента и внешней втулкой 53, соединенными вместе карданным шарниром UJ, показанными на Фиг.4, где внешняя втулка 53 соединена с корпусом 54 долота, и угловое смещение оси втулки и долота относительно оси внутреннего корпуса инструмента, создающее необходимое управление направлением бурения долота, получают аналогичным гидравлическим усилием. Конкретную конструктивную концепцию, показанную на Фиг.4, можно оптимизировать для дополнительного сужения выхода бурового раствора между втулкой и внутренним корпусом инструмента, увеличивающего давление р₁ между двумя частями, таким образом увеличивая перепад Р₁ - P₂ давления и увеличивая гидравлическое боковое усилие F_s, использующееся для управления направлением бурения.

Предложенный способ также можно использовать с существующими конструкциями бурильного инструмента для минимизирования абразивного износа и ударных нагрузок на инструмент, показанный на Фиг.5. Небольшое количество бурового раствора можно выпускать под давлением через отклоняющую опору 200 на месте 210 контакта отклоняющей опоры со стволом скважины для создания гидравлического усилия F_s, действующего на отклоняющую опору и уменьшающего или устраняющего механический контакт между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины. Поскольку зазор между действующей отклоняющей опорой и стволом скважины очень мал или практически не существует, когда отклоняющую опору поджимают к стволу скважины, только небольшое количество бурового раствора необходимо выпустить для получения относительно большого гидравлического бокового усилия между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины и, таким образом, минимизировать или устранить механический контакт между отклоняющей опорой 200 и стволом 100 скважины.

Оценки боковых гидравлических усилий применительно к способу управления направлением бурения, описанному в данном документе, показаны на Фиг.6 и 7. Давление в кольцевом зазоре h между инструментом и стволом скважины, использовавшееся для расчета данных боковых гидравлических усилий, оценивали на основе данных измеренного скачка давления при прокачивании воды через сопло на забое скважины с равной общей площадью сечения выпуска бурового раствора (общей площади сечения всех отверстий сопел). Распределение давления в кольцевом зазоре приняли соответствующим измеренному перепаду давления через сопло на забое скважины для аналогичной общей площади сечения потока, то есть поток бурового раствора в кольцевом зазоре h требует одинакового давления для достижения одинакового расхода с потоком бурового раствора через сопло для одинаковой площади сечения потока (общей площади отверстий сопел). Поскольку площадь сечения потока в кольцевом зазоре h поступательно увеличивается с увеличением расстояния от бокового отверстия, давление в зазоре оценивали при различных радиальных расстояниях от бокового отверстия и боковое усилие подсчитывали как сумму произведений каждого дискретного давления и соответствующей площади инструмента. Хотя данные оценки давления и силы основаны на данных испытаний различных систем подачи, они обеспечивают аппроксимацию распределения давления в кольцевом зазоре h и бокового гидравлического усилия F_s в рассматриваемой бурильной системе.

Как показано на Фиг.6 и 7, боковые гидравлические усилия, превышающие усилия отклоняющей опоры сравнимой серийной бурильной системы, показанной как стандартная система отклоняющей опоры, можно получить для многих рабочих значений расходов и кольцевых зазоров, зависящих от размера бурящегося ствола, среди других факторов. Для вариантов на Фиг.6 и 7 рабочие значения расходов через боковые отверстия (боковые расходы) могут составлять порядка 100 галл/мин (380 л/мин) и рабочие значения кольцевого зазора h могут составлять порядка 2 мм, но другие боковые расходы и кольцевые зазоры также могут являться рабочими. Например, более узкий кольцевой зазор h может являться рабочим для способа и механизма, показанного на Фиг.3, с дополнительным увеличением бокового гидравлического усилия и уменьшением требуемого бокового расхода для эффективного управления направлением бурения бурящей КНБК.

Кроме того, для получения более высокого давления в кольцевом зазоре h и, следовательно, более высокого бокового усилия F_s для гидравлического управления направлением бурения бурильного инструмента геометрию кольцевого потока можно измененять так, что больший перепад давления создают в кольцевом зазоре, как вблизи, так и на удалении от бокового отверстия, для одинакового номинального кольцевого зазора h и одинакового бокового расхода Q_s бурового раствора. Например, боковой поток можно выпустить в локализованный кольцевой зазор в нескольких точках в разных направлениях для создания большего перепада давления и более высокого давления на большей площади кольцевого зазора, создавая более значительное боковое усилие (то есть несколько боковых потоков в одном кольцевом зазоре могут иметь противоток, таким образом, возможно, создавая больший перепад давления перед выходом бурового раствора из площади кольцевого зазора). Другие способы, для примера, без ограничения, включают в себя изменение геометрии потока и инструмента, свойства бурового раствора и перепады давления могут меняться для лучшего оптимизирования гидравлических боковых усилий на бурильном инструменте, обеспечивая, тем самым, адекватное управление направлением бурения с минимумом нарушений потока бурового раствора через буровое долото.

Описан ряд вариантов осуществления изобретения и его альтернатив. Приведенное выше описание включает в себя считающиеся, по мнению изобретателей, наилучшими вариантами осуществления изобретения, однако описаны не все возможные альтернативы. По этой причине объем и ограничения настоящего изобретения не сводятся к приведенному выше описанию, но вместо этого определяются и широко толкуются прилагаемой формулой изобретения.

Группа изобретений относится к способу и устройству направленного роторного бурения. Обеспечивает приложение бокового гидравлического усилия, минимизацию контакта со стволом скважины механических направляющих, высокую скорость проходки, уменьшенное время бурения, улучшенное управление направлением бурения. Способ гидравлического управления направлением бурения бурового долота содержит установку углового направления от продольной оси компоновки низа бурильной колонны (КНБК), имеющей буровое долото; открытие одного или нескольких боковых отверстий на выбранном интервале для отвода бурового раствора от бурового долота для создания перемещающего гидравлического усилия в угловом направлении, противоположном угловому направлению, требуемому для продвижения вперед бурового долота к установленному направлению; отвод части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы для направления дополнительного усилия на боковую стенку ствола скважины. Компоновка низа бурильной колонны для наклонно направленного бурения содержит КНБК, одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности КНБК, и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на КНБК, при этом КНБК содержит механизм регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины или втулки с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ гидравлического управления направлением бурения бурового долота, содержащий следующие стадии: установка углового направления от продольной оси компоновки низа бурильной колонны, имеющей буровое долото; открытие одного или нескольких боковых отверстий на выбранном интервале для отвода бурового раствора от бурового долота для создания перемещающего гидравлического усилия в угловом направлении, противоположном угловому направлению, требуемому для продвижения вперед бурового долота к установленному направлению; отвод части бурового раствора через боковую отклоняющую опору роторной управляемой системы для направления дополнительного усилия на боковую стенку ствола скважины.

2. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из боковых отверстий к боковой поверхности ствола скважины.

3. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение направления для продвижения вперед бурового долота и направление потока бурового раствора из боковых отверстий на втулку с карданным шарниром, соединенную с буровым долотом, для перемещения бурового долота в установленном направлении.

4. Способ по п.1, дополнительно содержащий регулировку зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.

5. Способ по п.1, дополнительно содержащий регулировку зазора между дальним концом боковых отверстий и втулкой с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.

6. Способ по п.1, дополнительно содержащий использование модуля/блока управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации компоновки низа бурильной колонны и использование данной информации для открытия и закрытия боковых отверстий для достижения необходимого направления бурения.

7. Компоновка низа бурильной колонны для наклонно направленного бурения, содержащая компоновку низа бурильной колонны, одно или несколько боковых отверстий, разнесенных по периметру окружности компоновки низа бурильной колонны и клапаны включения для избирательного открытия и закрытия боковых отверстий для создания бокового гидравлического усилия на компоновке низа бурильной колонны, при этом компоновка низа бурильной колонны содержит механизм регулировки зазора между дальним концом боковых отверстий и поверхностью ствола скважины или втулки с карданным шарниром для увеличения усилия, прикладываемого для перемещения компоновки низа бурильной колонны в противоположном направлении.

8. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, содержащая буровое долото и блок управления.

9. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, содержащая блок управления, размещенный вблизи забойного двигателя.

10. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в корпусе бурового долота.

11. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в секции компоновки бурового долота с калибром ствола скважины.

12. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в отдельной секции компоновки между буровым долотом и блоком управления.

13. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены в секции, составляющей интегральную часть блока управления.

14. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой боковые отверстия выполнены во втулке с карданным шарниром, соединенной с буровым долотом в бурильной компоновке с позиционированием долота.

15. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит бурильную компоновку с приложением боковой нагрузки к буровому долоту, в которой боковые отверстия выполнены в отклоняющей опоре управления.

16. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит механизм отвода части бурового раствора через боковые отверстия для направления бурового долота и всей компоновки низа бурильной колонны прямо вперед вдоль ее продольной оси.

17. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит модуль/блок управления для измерения и обработки данных параметров бурения, направления и ориентации компоновки низа бурильной колонны, и использующий данную информацию для открытия и закрытия боковых отверстий для получения необходимого направления бурения.