СПОСОБ КОНТРОЛЯ НАПРАВЛЕНИЯ ВРАЩАТЕЛЬНОЙ УПРАВЛЯЕМОЙ БУРОВОЙ КОМПОНОВКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КАНАЛОВ С ПЕРЕМЕННЫМ ПОТОКОМ ФЛЮИДА Российский патент 2017 года по МПК E21B7/04 E21B47/24 

Уровень техники

Настоящее раскрытие относится в основном к операциям бурения скважин и, более конкретно, к контролю направления вращательной управляемой буровой компоновки с использованием каналов переменного потока флюида.

По мере того, как операции бурения скважин становятся более сложными, и достижение углеводородных резервуаров все более затруднительным, необходимость в точном размещении буровой компоновки в формации, и вертикально, и горизонтально, увеличивается. Часть этой операции требует управления буровой компоновкой, как для избегания конкретных формаций, так и для пересечения нужной формации. Управление буровой компоновкой включает в себя изменение направления, в котором направлена буровая компоновка/долото. Текущие механизмы для управления буровой компоновкой являются обычно сложными и дорогими, и могут требовать сцепления со скважиной с помощью механизмов зацепления, что может вызвать проблемы, когда они должны пройти через важные механизмы, такие, как противовыбросовое устройство, которое может быть важным для безопасности во время буровых операций.

В US 6 092 610 раскрыта вращательная управляемая буровая система с активным регулированием. Для обеспечения регулируемого управления вращательным буровым долотом, определяется местонахождение вала бурового долота относительно хомута для крепления инструментов, и вал бурового долота удерживается геостационарно и избирательно наклоняется по оси относительно хомута для крепления инструментов во время вращения бурильной колонны путем вращения его на карданном шарнире путем отклоняющего сердечника, который вращается противоположно вращению хомута и с той же периодичностью вращения. Однако в US 6 092 610 не раскрыт управляемый флюидом механизм привода, сообщенный по текучей среде с каналом переменного потока флюида,

содержащий клапан управления потока для изменения потока текучей среды посредством канала переменного потока флюида.

Сущность изобретения

Согласно первому аспекту настоящего изобретения, предложена система для контроля направления буровой компоновки с признаками, раскрытыми в пункте 1 формулы изобретения.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения, предложен способ контроля направления буровой компоновки в скважине с признаками, раскрытыми в пункте 5 формулы изобретения.

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения, предложен способ контроля направления буровой компоновки в скважине с признаками, раскрытыми в пункте 11 формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Некоторые конкретные примерные варианты осуществления раскрытия станут поняты при обращении, частично, к следующему описанию и прилагающимся чертежам.

Фиг. 1 является диаграммой, иллюстрирующей примерную буровую систему в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 2A-D являются диаграммами, иллюстрирующими примерную управляющую компоновку, в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 3A-C являются диаграммами, иллюстрирующими примерное управление, в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

В то время, как варианты осуществления этого раскрытия были изображены, описаны и определены со ссылкой на примерные варианты осуществления раскрытия, такие ссылки не накладывают ограничение на раскрытие, и такое ограничение не подразумевается. Предмет раскрытия допускает значительные модификации, измерения, и эквиваленты по форме и функции, как это станет понятным специалистам в данной области техники, обладающими преимуществами этого раскрытия. Изображенные и описанные варианты осуществления этого раскрытия являются только примерными, и не исчерпывают объем раскрытия.

Подробное описание чертежей

Настоящее раскрытие относится в основном к операциям бурения скважины и, более конкретно, к контролю направления вращательной управляемой буровой компоновки с использованием каналов переменного потока флюида.

Здесь подробно описаны иллюстративные варианты осуществления настоящего раскрытия.

В интересах понятности, не все признаки реальной реализации могут быть описаны в этой спецификации. Должно быть понятно, что при разработке любого такого реального варианта осуществления, различные решения, специфичные для реализации, должны быть сделаны для достижения конкретных целей реализации, которые могут различаться от одной реализации к другой. Более того, должно быть понятно, что такая разработка может быть сложной и занимать много времени, но будет, тем не менее, обычной разработкой, выполняемой специалистами в данной области техники, имеющими преимущество настоящего раскрытия.

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения, даны следующие примеры определенных вариантов осуществления. Ни каким образом следующие примеры не должны быть прочитаны как ограничивающие или определяющие объем раскрытия. Варианты осуществления настоящего раскрытия могут быть применены в горизонтальным, вертикальным, наклонным, многомерным, u-образным соединениям, пересечениям, обводам (пробуренным в обход прихваченного инструмента на средней глубине с возвратом в скважину ниже), или по-другому нелинейным скважинам в любом типе подземной формации. Варианты осуществления могут быть применены к нагнетательным скважинам и добывающим скважинам, включающим в себя скважины по добыче природных ресурсов, таких как сероводород, углеводороды или геотермальные скважины; а также при создании скважин туннелей для пересечения реки и других туннельных скважин для конструкций вблизи поверхности земли, или при бурении u-образных трубопроводов, используемых для транспортировки флюидов, таких как углеводороды. Не предполагается ограничений описанных ниже вариантов осуществления с одним способом реализации.

В соответствии с аспектами настоящего раскрытия, здесь описаны системы и способы для контроля направления буровой компоновки в скважине. Примерная система может содержать корпус и канал переменного потока флюида. Управляемый флюидом механизм привода может находиться в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида. Дополнительно, отклоняющий сердечник может быть подсоединена к выходу управляемого флюидом механизма привода. Отклоняющий сердечник может независимо вращаться относительно корпуса. В определенных вариантах осуществления, система может также включать в себя вал долота, подвижно соединенный с корпусом. Вал долота может быть соединен эксцентричной приемной частью отклоняющего сердечника, и корпус может быть выполнен с возможностью передавать крутящий момент на вал долота. Как будет описано ниже, вал долота может быть соединен с буровым долотом, и крутящий момент, переданный корпусом на вал долота, может приводить в движение буровое долото. Управляемый флюидом механизм привода может вращать отклоняющий сердечник в противоположном направлении по отношению к корпусу, что может поддерживать угловую ориентацию отклоняющего сердечника, вала долота и бурового долота по отношению к окружающей формации по время буровых операций. Скорость вращения отклоняющего сердечника в противоположном направлении может изменяться путем управления скоростью управляемого флюидом механизма привода. Скорость управляемого флюидом механизма привода может управляться путем изменения потока бурового флюида в канале переменного потока флюида, с которым управляемый флюидом механизм привода находится в гидравлическом соединении.

Фиг. 1 является диаграммой, иллюстрирующей примерную буровую систему 100, в соответствии с аспектами настоящего раскрытия. Буровая система 100 включает в себя буровую установку 102, смонтированную на поверхности 101 земли и расположенную над скважиной 104, проходящей в подземной формации 103. В показанном варианте осуществления, буровая компоновка 105 может быть расположена в скважине 104 и может быть подсоединена к буровой установке 102. Буровая компоновка 105 может содержать буровую колонну 106 и компоновку 107 низа буровой колонны (КНБК). Буровая колонна 106 может содержать множество сегментов, соединенных при помощи резьбового соединения. КНБК 107 может содержать буровое долото 109, устройство 108 для измерения во время бурения и направляющую компоновку 114. Направляющая компоновка 114 может контролировать направление, в котором осуществляется бурение скважины 104. Специалистам в данной области техники станет понятно в виду этого раскрытия, что скважина 104 будет пробурена в направлении, перпендикулярном рабочей поверхности 110 бурового долота 109, что соответствует продольной оси 116 бурового долота 109. Соответственно, контроль направления скважины 104 может включать в себя контроль угла между продольной осью 116 бурового долота 109 и продольной осью 115 направляющей компоновки 114, и контроль угловой ориентации бурового долота 109 относительно формации 103.

В соответствии с аспектами настоящего раскрытия, которые будут описаны ниже, направляющая компоновка 114 может включать в себя отклоняющий сердечник (не показан), который заставляет продольную ось 116 бурового долота 109 отклоняться от продольной оси 115 направляющей компоновки 114. Отклоняющий сердечник может вращаться в противоположном направлении относительно направления вращения буровой колонны 106 для поддержания угловой ориентации бурового долота 109 относительно формации 103. Направляющая компоновка 114 может принимать управляющие сигналы от управляющего узла 113. Управляющий узел 113 может содержать систему обработки информации с процессором и устройством памяти, и может соединяться с направляющей компоновкой 114 посредством телеметрической системы. В определенных вариантах осуществления, как будет описано ниже, управляющий узел 113 может передавать управляющие сигналы направляющей компоновке 114 для изменения продольной оси 115 бурового долота 109, а также для управления обратным вращением частей отклоняющего сердечника для поддержания угловой ориентации бурового долота 109 относительно формации 103. Как здесь используется, поддержание угловой ориентации бурового долота относительно формации 103 может быть названо удержанием бурового долота в "геостационарном" положении. В определенных вариантах осуществления, процессор и устройство памяти могут быть расположены внутри направляющей компоновки 114 для выполнения некоторых или всех управляющих функций. Более того, другие компоненты КНБК 107, включая устройство 108 измерения во время бурения, может соединяться с и получать инструкции от управляющего узла 113.

В определенных вариантах осуществления, буровая колонна 106 может приводиться во вращение для бурения скважины 104. Вращение буровой колонны 106 может, в свою очередь, вращать КНБК 107 и буровое долото 109 в том же направлении и с той же скоростью. Вращение может заставлять направляющую компоновку 114 вращаться вокруг ее продольной оси 115, и буровое долото 109 вращаться вокруг его продольной оси 116 и продольной оси 115 направляющей компоновки 114. Вращение бурового долота 109 вокруг продольной оси 116 желательно для того, чтобы буровое долото 109 врезалось в формацию, но вращение бурового долота 109 вокруг продольной оси 115 направляющей компоновки 114 может быть нежелательным в определенных условиях, поскольку это изменяет угловую ориентацию бурового долота относительно формации 103. Например, когда продольная ось 116 бурового долота 109 находится под углом к продольной оси буровой колонны 115, как это показано на Фиг. 1, буровое долото 109 может вращаться вокруг продольной оси 115 направляющей компоновки 114, препятствуя буровой компоновке осуществлять бурение под определенным углом и в определенном направлении.

Фиг. 2A-D являются диаграммами, иллюстрирующими примерную направляющую компоновку 200 в соответствии с аспектами настоящего раскрытия, которая может быть использована, частично, для удержания бурового долота в геостационарном положении во время буровых операций. Фиг. 2B-D изображают иллюстративные части направляющей компоновки 200. Как будет описано ниже, направляющая компоновка 200 может включать в себя корпус 201, который может быть подсоединен непосредственно к буровой колонне, или косвенно, например, через устройство для измерения во время бурения. Корпус 201 может содержать раздельные сегменты 201a-c или может содержать один единый корпус. В определенных вариантах осуществления, как это будет описано ниже, каждый из сегментов может соответствовать отдельной инструментальной части направляющей компоновки 200. Например, секция 201a может вмещать в себя управляющие механизмы, и может соединяться с управляющим узлом на поверхности и/или принимать управляющие сигналы с поверхности и управлять механизмами внутри направляющей компоновки. В определенных вариантах осуществления, управляющие механизмы могут содержать процессор и устройство памяти, и могут принимать измерения от датчиков положения внутри направляющей компоновки, таких как гравитационные датчики положения, которые могут показывать направление бурения. Секция 201b может содержать элементы привода, включающие в себя каналы переменного потока и управляемый потоком механизм привода. Секция 201c может содержать направляющие элементы, которые управляют углом бурения и осевой ориентацией бурового долота, подсоединенного к валу 202 долота направляющей компоновки.

В определенных вариантах осуществления, направляющая компоновка 200 может быть соединена, прямо или косвенно, к буровой колонне, через которую может прокачиваться буровой флюид во время буровых операций. Буровой флюид может течь через отверстия 204 в кольцеобразный зазор 205 вокруг управляющего модуля 206. Находясь в кольцеобразном зазоре 205, буровой флюид может либо течь во внутренний кольцеобразный зазор 208, находящийся в гидравлическом соединении с управляемым флюидом механизме 209 привода, либо может отводиться в обводной кольцеобразный зазор 207. Клапан 210 управления потоком может быть включен в модуль 206 управления потоком и может управлять количеством/скоростью бурового флюида, который поступает во внутренний кольцеобразный зазор 208 для приведения в действие управляемого флюидом механизма 209 привода.

В определенных вариантах осуществления, канал флюида от отверстия 204 до внутреннего кольцеобразного зазора 208 может содержать канал 203 переменного потока флюида, при этом управляемый флюидом механизм 209 привода находится в гидравлическом соединении с каналом 203 переменного потока флюида через внутренний кольцеобразный зазор 208. Клапан 210 управления потоком может быть расположен внутри канала 203 переменного потока флюида, и выполнен с возможностью изменять течение флюида через канал 203 переменного потока флюида. В соответствии с аспектами настоящего раскрытия, скорость вращения управляемого флюидом механизма 209 привода может управляться количеством и скоростью бурового флюида, который втекает во внутренний кольцеобразный зазор 208. В определенных вариантах осуществления, клапан 210 управления потоком, таким образом, может быть использован для управления скоростью вращения управляемого флюидом механизма 209 привода путем изменения количества или скорости бурового флюида, который поступает во внутренний кольцеобразный зазор 208. Специалисты в данной области техники оценят в виду этого раскрытия, что другие каналы переменного потока флюида являются возможными, используя различные конфигурации клапана, которые могут измерять поток бурового флюида через управляемый флюидом механизм привода.

Как описано выше, направляющая компоновка 200 может содержать управляемый флюидом механизм 209 привода, находящийся в гидравлическом соединении с каналом 203 переменного потока флюида через внутренний кольцеобразный зазор 208. В показанном варианте осуществления, управляемый флюидом механизм 209 привода содержит турбину, но также возможны и другие управляемые флюидом механизмы привода, включающие в себя забойный двигатель, но не ограниченные им. Турбина 209 может содержать множество роторов и статоров, которые производят вращательное движение в ответ на протекание флюида во внутреннем кольцеобразном зазоре 208. Турбина 209 может производить вращение на выходном валу 211, который может быть подсоединен, прямо или косвенно, к отклоняющему сердечнику 212. В показанном варианте осуществления, редуктор 213 скорости может быть размещен между турбиной 209 и выходным валом 211 для уменьшения скорости вращения, производимого турбиной 209.

В определенных вариантах осуществления, генератор 214 может быть подсоединен к управляемому флюидом механизму 209 привода. В показанном варианте осуществления, генератор 214 может быть подсоединен магнитным способом к ротору 209a турбины 209. Генератор 214 может содержать проводной статор 214a. Проводной статор 214a может быть подсоединен магнитным способом к ротору 209a ротора 209 через магниты 215, подсоединенные к ротору 209a. По мере вращения турбины вращается и ротор 209a, что может заставить магниты 215 вращаться вокруг проводного статора 214a. Это может генерировать электрический ток в генераторе 214, который может быть использован для питания различных управляющих механизмов и датчиков, расположенных внутри направляющей компоновки 200, включая управляющие механизмы внутри сегмента 201a.

Выходной вал 211 может быть подсоединен, прямо или косвенно, к отклоняющему сердечнику 212. Выходной вал 211 может передавать вращение от турбины 209 к отклоняющему сердечнику 212 таким образом, что отклоняющий сердечник 212 может вращаться независимо от корпуса 201. Отклоняющий сердечник 212 может быть подсоединен к выходному валу 211 на первом конце и может содержать эксцентричную приемную часть 217 на втором конце. Вал 216 долота может быть, по меньшей мере, частично, расположен в эксцентричной приемной части 217. Эксцентричная приемная часть 217 может быть использована для изменения или поддержания продольной оси 219 вала 216 долота и бурового долота (не показано), подсоединенного к валу 216 долота.

Вал 216 долота может быть подвижно соединен с корпусом 201 в точке поворота 218. Как можно видеть, вал 216 долота может поворачиваться вокруг поворотной точки 218 для изменения продольной оси 219 вала 216 долота. В определенных вариантах осуществления, эксцентричная приемная часть 217 может заставлять вал 216 долота поворачиваться вокруг точки 218 поворота, что может сместить продольную ось 219 вала 216 долота относительно продольной оси 220 направляющей компоновки 200. В дополнение к возможности поворачивать вал 216 долота относительно корпуса 201, точка 218 поворота может быть также использована для передачи крутящего момента от корпуса 201 к валу 216 долота. Крутящий момент может быть передан буровому долоту (не показано), которое подсоединено к валу 216 долота, и которое может разделять продольную ось 219 вала 216 долота. Продольная ось 219 вала 216 долота может, таким образом, соответствовать углу бурения направляющей компоновки 200.

Во время буровых операций буровая колонна, подсоединенная к корпусу 201, может вращаться, заставляя корпус 201 вращаться вокруг продольной оси 220. Вращение корпуса 201 может быть передано валу 216 долота как крутящий момент через точку 218 поворота с использованием шариков 290. Крутящий момент может заставлять вал 216 долота вращаться вокруг продольной оси 219, а также вокруг продольной оси 220 направляющей компоновки 200. Когда продольная ось 219 вала 216 долота смещается относительно продольной оси 220 направляющей компоновки 200, это может заставить конец вала 216 долота вращаться относительно продольной оси 220, изменяя угловое направление вала 216 долота и соответствующего долота относительно окружающей формации.

В определенных вариантах осуществления, отклоняющий сердечник 212 может вращаться в противоположном направлении относительно корпуса 201 для обеспечения угловой ориентации вала 216 долота. Например, буровая колонна может вращаться в первом направлении с первой скоростью, заставляя направляющую компоновку 200 вращаться в первом направлении и с первой скоростью. Для удержания угловой ориентации вала 216 долота относительно окружающей формации, канал 203 переменного потока может управляться, для того чтобы позволить течение бурового флюида через управляемый флюидом механизм 209 привода таким образом, что отклоняющий сердечник 212 вращается во втором направлении, противоположном первому направлению, со второй скоростью, равной первой скорости. То есть, при вращении отклоняющего сердечника 212 в противоположном направлении относительно корпуса 201 с той же скоростью, эксцентрический конец 217 отклоняющего сердечника 212 может оставаться неподвижным относительно окружающей формации (геостационарным), поддерживая угловую ориентацию вала 216 долота относительно формации, позволяя в тоже время валу 216 долота вращаться вокруг его продольной оси 219. Более того, угловая ориентация вала 216 долота может быть изменена относительно окружающей формации путем вращения отклоняющего сердечника 212 с любой другой скоростью, отличной от скорости вращения корпуса 201.

Фиг. 3A-C являются диаграммами, иллюстрирующими другую примерную направляющую компоновку 300 в соответствии с аспектами настоящего раскрытия. Фиг. 3B и Фиг. 3C иллюстрируют избранные части направляющей компоновки 300. Как будет описано ниже, направляющая компоновка 300 может позволять изменять угол бурения путем изменения продольной оси вала долота относительно продольной оси направляющей компоновки. Это отличается от направляющей компоновки 200, где продольная ось 219 вала 216 долота может быть зафиксирована относительно продольной оси 220 путем конфигурации эксцентричного конца 217 отклоняющего сердечника 212.

Направляющая компоновка может содержать корпус 301, который может содержать сегменты 301a-d. Корпус 301 может также содержать одну единую структуру. Подобно направляющей компоновке 200, направляющая компоновка 300 может содержать секцию 301a, содержащую управляющие механизмы, секцию 301b, содержащую механизмы привода, и сегмент 301d, содержащий направляющие механизмы. Направляющая компоновка 301 также содержит сегмент 301c, который содержит механизм управления углом бурения, который будет описан ниже.

В определенных вариантах осуществления, направляющая компоновка 300 может содержать управляемый флюидом механизм привода, подобный турбине 209 в направляющей компоновке 200. Аналогично, управляемый флюидом механизм привода может приводить в движение выходной вал (не показан), который может быть подсоединен к отклоняющему сердечнику 303, и позволять отклоняющему сердечнику 303 вращаться независимо по отношению к корпусу 301. В отличие от направляющей компоновки 200, в которой выходной вал 211 турбины 209 непосредственно подсоединен к отклоняющему сердечнику 212, отклоняющий сердечник 303 направляющей компоновки 300 может быть подсоединен косвенно к выходному валу турбины через механизм 302 управления углом бурения. Как будет описано ниже, механизм 302 управления углом бурения может передавать крутящий момент от управляемого флюидом механизма привода к отклоняющему сердечнику 303, одновременно управляя продольной осью вала 304 долота, подсоединенного к отклоняющему сердечнику 303.

В показанном варианте осуществления, отклоняющий сердечник 303 может быть, по меньшей мере, частично, расположен в эксцентрическом кулачке 305. Отклоняющий сердечник 303 и эксцентрический кулачок 305 могут оба быть подсоединены к выходному валу управляемого флюидом механизма привода через механизм 302 управления углом бурения таким образом, что управляемый флюидом механизм привода может заставлять отклоняющий сердечник 303 и эксцентрический кулачок 305 вращаться вместе, независимо от корпуса 301. Отклоняющий сердечник 303 может иметь эксцентричную приемную часть 306, в которой размещен конец вала 304 долота. Так же, как и в направляющей компоновке 200 на Фиг. 2, эксцентричная приемная часть 306 может вызвать смещение продольной оси 309 вала 304 долота относительно продольной оси 308 направляющей компоновки 300. Эксцентрический кулачок 305 может также включать в себя эксцентрическую часть 307, в которой расположена часть отклоняющего сердечника 303, и при помощи, которой продольная ось 308 отклоняющего сердечника 303 может быть отклонена от продольной оси направляющей компоновки 300.

Специалисты в данной области техники оценят в виду этого раскрытия, что вращение отклоняющего сердечника 303 независимо относительно эксцентрического кулачка 305 может вызвать отклонение продольной оси 309 вала 304 долота, что приведет к изменению угла бурения направляющей компоновки 300. Эксцентрическая приемная часть 306, например, может быть выполнена с возможностью вызывать фиксированное отклонение продольной оси 309 вала 304 долота в 10° относительно продольной оси направляющей компоновки 300. Аналогично, эксцентрический кулачок 306, например, может быть выполнен с возможностью вызывать фиксированное отклонение продольной оси 308 отклоняющего сердечника 303 в 10° относительно продольной оси направляющей компоновки 300. Путем вращения отклоняющего сердечника 303 относительно эксцентрического кулачка 305, отклонения могут складываться или вычитаться, приводя к изменению отклонения продольной оси 309 вала 304 долота (и, тем самым, угла бурения) между 0° (параллельно с направляющей компоновкой 300) и 20°. Угловые изменения и их значения, описанные выше, не являются ограничивающими, но являются просто иллюстрациями аспектов настоящего раскрытия.

В показанном варианте осуществления, механизм 302 контроля угла бурения может содержать электрический мотор 310, подсоединенный к отклоняющему сердечнику 303. То есть, выход электрического мотора 310 может быть выполнен с возможностью вращать отклоняющий сердечник 303 независимо от эксцентрического кулачка 305 таким образом, что угол бурения направляющей компоновки может быть изменен. Механизм 302 контроля угла бурения может дополнительно содержать источник 311 энергии, который может быть подсоединен к и получать энергию от генератора (не показан), подсоединенного к управляемому флюидом механизму привода. Дополнительно, механизм 302 контроля угла бурения может также принимать или генерировать управляющие сигналы для управления электрическим мотором 310 и углом бурения направляющей компоновки 300. Когда угол бурения установлен, электрический мотор 310 может поддерживать вращательную ориентацию отклоняющего сердечника 303 по отношению к эксцентрическому кулачку 305 таким образом, что отклоняющий сердечник 303 и эксцентрический кулачок могут вместе приводится во вращение при помощи управляемого флюидом механизма привода для поддержания вала 304 долота в геостационарном положении.

В соответствии с аспектами настоящего раскрытия, примерный способ для контроля направления буровой компоновки в скважине может содержать размещение направляющей компоновки в скважине. Направляющая компоновка может содержать корпус, канал переменного потока флюида, размещенный в корпусе, управляемый флюидом механизм привода, находящийся в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида; и отклоняющий сердечник, подсоединенный к управляемому флюидом механизму привода. Направляющая компоновка может быть такой же или подобно направляющим компоновкам 200 и 300, описанным выше. Способ может включать в себя вращение отклоняющего сердечника независимо от корпуса, и изменение скорости вращения отклоняющего сердечника путем изменения канала переменного потока флюида. В определенных вариантах осуществления, изменение канала переменного потока флюида может содержать в себе изменение потока флюида через канал переменного потока флюида с использованием клапана управления потоком.

В определенном варианте осуществления примерного способа, направляющая компоновка может дополнительно содержать вал долота, подвижно подсоединенного к корпусу. Вал долота может быть частично размещен в эксцентрической приемной части отклоняющего сердечника. Дополнительно, корпус может быть выполнен с возможностью передавать крутящий момент на вал долота. Более того, управляемый флюидом механизм привода может содержать турбину или забойный мотор, и направляющая компоновка может дополнительно содержать генератор, подсоединенный к управляемому флюидом механизму привода.

В определенном варианте осуществления упомянутого выше способа, отклоняющий сердечник может быть, по меньшей мере, частично, размещен в эксцентрическом кулачке. И эксцентрический кулачок может быть подсоединен к выходу управляемого флюидом механизма привода. Дополнительно, отклоняющий сердечник может быть подсоединен к электрическому мотору, который выполнен с возможностью вращать отклоняющий сердечник независимо от эксцентрического кулачка. Как описано выше, электрический мотор может вращать отклоняющий сердечник относительно эксцентрического кулачка для изменения угла бурения направляющей компоновки.

В соответствии с аспектами настоящего раскрытия, другой примерный способ для контроля направления буровой компоновки в скважине может содержать размещение направляющей компоновки в скважине, при этом направляющая компоновка содержит отклоняющий сердечник, подсоединенный к валу долота. Направляющая компоновка, отклоняющий сердечник и вал долота могут быть такими же или подобными описанным выше на Фиг. 2A-2D и Фиг. 3A-3C. Способ может также включать в себя вращение отклоняющего сердечника при помощи электрического мотора, подсоединенного к отклоняющему сердечнику. Вращение отклоняющего сердечника при помощи электрического мотора может вызывать изменение продольной оси вала долота.

Способ может также включать в себя изменение скорости вращения отклоняющего сердечника с помощью изменения канала переменного потока флюида, находящегося в гидравлическом соединении с управляемым флюидом механизмом привода. Канал переменного потока флюида может включать в себя клапан контроля потока.

Таким образом, настоящее раскрытие является хорошо адаптированным для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также тех, что им присущи. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее раскрытие может быть изменено и использовано различными, но эквивалентными способами, очевидными специалистам в данной области техники, имеющими преимущество этого раскрытия. Более того, для подробностей, показанных здесь конструкции и дизайна не подразумевается ограничений, отличных от описанных в формуле изобретения ниже. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие вариации рассматриваются в объеме и сущности настоящего раскрытия. Также, термины в формуле изобретения имеют свой однозначный, простой смысл, пока другое не будет явно и четко определено заявителем. Неопределенные артикли “a” или “an”, как это используется в формуле изобретения, определены здесь для обозначения одного или более одного элемента, которые они вводят. Дополнительно, термины "подсоединять" и "подсоединенный" или их любая общая вариация, как это использовано в подробном описании или формуле изобретения, не подразумевает ограничения непосредственным соединением. Наоборот, два элемента могут быть соединены косвенно, и будут считаться соединенными в объеме подробного описания и формулы изобретения.

Группа изобретений относится к области бурения. Система для контроля направления буровой компоновки в скважине содержит корпус, канал переменного потока флюида в корпусе, управляемый флюидом механизм привода в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида, и отклоняющий сердечник, подсоединенный к выходу управляемого флюидом механизма привода. Отклоняющий сердечник выполнен с возможностью вращения независимо относительно корпуса. Канал переменного потока флюида содержит клапан управления потоком, выполненный с возможностью изменения потока флюида через канал переменного потока флюида. Обеспечивается упрощение направления буровой компоновки в скважине. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Система для контроля направления буровой компоновки в скважине, содержащая:

корпус (201);

канал (203) переменного потока флюида в корпусе (201);

управляемый флюидом механизм (209) привода в гидравлическом соединении с каналом (203) переменного потока флюида; и

отклоняющий сердечник (212), подсоединенный к выходу (211) управляемого флюидом механизма (209) привода, причем отклоняющий сердечник (212) выполнен с возможностью вращения независимо относительно корпуса (201), в которой

канал (203) переменного потока флюида содержит клапан (210) управления потоком, выполненный с возможностью изменения потока флюида через канал (203) переменного потока флюида.

2. Система по п.1, дополнительно содержащая вал (202) долота, подвижно подсоединенного к корпусу (201), при этом:

вал (202) долота частично размещен в эксцентрической приемной части (217) отклоняющего сердечника (212); и

корпус (201) выполнен с возможностью передачи крутящего момента на вал (202) долота.

3. Система по п. 2, в которой управляемый флюидом механизм (209) привода содержит турбину или забойный мотор.

4. Система по п.1, дополнительно содержащая генератор (214), подсоединенный к управляемому флюидом механизму (209) привода.

5. Система по любому из пп.1-4, в которой:

отклоняющий сердечник (212) размещен, по меньшей мере, частично, в эксцентрическом кулачке (305), при этом

эксцентрический кулачок (305) подсоединен к выходу (211) управляемого флюидом механизма (209) привода.

6. Система по п.5, в которой:

отклоняющий сердечник (212) подсоединен к электрическому мотору (310); и

электрический мотор (310) выполнен с возможностью вращения отклоняющего сердечника (212) независимо от эксцентрического кулачка (305).

7. Способ контроля направления буровой компоновки в скважине, содержащий этапы, на которых:

размещают направляющую компоновку (200) в скважине (104), при этом направляющая компоновка (200) содержит:

корпус (201);

канал (203) переменного потока флюида, расположенный в корпусе (201);

управляемый флюидом механизм (209) привода в гидравлическом соединении с каналом (203) переменного потока флюида; и

отклоняющий сердечник (212), подсоединенный к управляемому флюидом механизму (209) привода;

вращают отклоняющий сердечник (212) независимо от корпуса (201); и

изменяют скорость вращения отклоняющего сердечника (212) путем изменения канала (203) переменного потока флюида.

8. Способ по п.7, в котором:

направляющая компоновка (200) дополнительно содержит вал (202) долота, подвижно подсоединенный к корпусу (201);

вал (202) долота частично размещен в эксцентрической приемной части (217) отклоняющего сердечника (212); и

корпус (201) выполнен с возможностью передачи крутящего момента на вал (202) долота.

9. Способ по п.8, в котором изменение канала (203) переменного потока флюида содержит этап, на котором изменяют поток флюида через канал (203) переменного потока флюида с использованием клапана (210) управления потоком.

10. Способ по п.8, в котором управляемый флюидом механизм (209) привода содержит турбину или забойный мотор.

11. Способ по п.8, в котором направляющая компоновка (200) дополнительно содержит генератор (214), подсоединенный к управляемому флюидом механизму (209) привода.

12. Способ по любому из пп.7-11, в котором:

отклоняющий сердечник (212) размещают, по меньшей мере, частично, в эксцентрическом кулачке (305), при этом

эксцентрический кулачок (305) подсоединен к выходу (211) управляемого флюидом механизма (209) привода.

13. Способ по п.12, в котором:

отклоняющий сердечник (212) подсоединяют к электрическому мотору (310); причем

электрический мотор (310) выполнен с возможностью вращения отклоняющего сердечника (212) независимо от эксцентрического кулачка (305).

14. Способ по п.13, дополнительно содержащий этап, на котором изменяют угол бурения направляющей компоновки (200) путем вращения отклоняющего сердечника (212) относительно эксцентрического кулачка (305).

15. Способ контроля направления буровой компоновки в скважине, содержащий этапы, на которых:

размещают направляющую компоновку (200) в скважине (104), при этом направляющая компоновка (200) содержит отклоняющий сердечник (212), подсоединенный к валу (202) долота;

вращают отклоняющий сердечник (212) при помощи электрического мотора (310), подсоединенного к отклоняющему сердечнику (212);

вращают отклоняющий сердечник (212) с использованием управляемого флюидом механизма (209) привода, подсоединенного к отклоняющему сердечнику (212);

изменяют скорость вращения отклоняющего сердечника (212) с помощью изменения канала (203) переменного потока флюида, находящегося в гидравлическом соединении с управляемым флюидом механизмом (209) привода.

16. Способ по п.15, в котором вращение отклоняющего сердечника (212) с помощью электрического мотора (310) изменяет продольную ось вала (202) долота.

17. Способ по п. 16, в котором продольная ось вала (202) долота соответствует углу бурения бурового устройства.

18. Способ по п.15, в котором канал переменного потока флюида содержит клапан (210) управления потоком.

19. Способ по любому из пп.15-18, в котором управляемый флюидом механизм (209) привода содержит турбину или забойный мотор.