УСТРОЙСТВО ДЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ С АВТОМАТИЧЕСКОЙ РЕГУЛИРОВКОЙ И СПОСОБ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН Российский патент 2021 года по МПК E21B7/04 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Данная заявка испрашивает приоритет заявки на патент США № 14/667026, поданной 24 марта 2015 года, которая полностью включена в данную заявку посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Данное изобретение в целом относится к бурению наклонно-направленных стволов скважин.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Буровые скважины или скважины (также называемые стволами скважин) пробуривают в подземных пластах с целью добычи углеводородов (нефти и газа) с использованием бурильной колонны, содержащей буровую компоновку (как правило, называемую «компоновка низа бурильной колонны» или «КНБК»), присоединенную к нижней части бурильной трубы. Буровое долото, присоединенное к нижней части буровой компоновки, вращается посредством вращения бурильной колонны с поверхности и/или посредством привода, например, забойного двигателя, расположенного в буровой компоновке. В распространенном способе бурения криволинейных и прямолинейных участков стволов скважин (наклонно-направленное бурение) с целью обеспечения выбранного изгиба бурового долота для формирования криволинейных участков скважин используют забойный двигатель с регулируемым переводником-отклонителем с фиксированным изгибом. Для бурения криволинейного участка вращение бурильной колонны с поверхности прекращают, изгиб регулируемого переводника-отклонителя направляют в требуемом направлении бурения, при этом буровое долото вращают посредством забойного двигателя. После завершения криволинейного участка для бурения прямолинейного участка буровую компоновку, содержащую изгиб, вращают с поверхности. С помощью данных способов формируются криволинейные стволы скважин. По мере увеличения изгиба качество ствола скважины ухудшается, что приводит к таким последствиям как, например, спиралеобразность ствола скважины. Другие отрицательные последствия ухудшения качества скважины, связанные с вращением изогнутых компоновок, включают: бурение стволов скважин диаметром больше диаметра долота, обрушение стенок стволов скважин и перераспределением веса. При использовании данного устройства и способов компоненты забойного двигателя также подвергаются высоким нагрузкам и вибрациям, по сравнению с буровыми компоновками без регулируемого переводника-отклонителя, и создается высокое трение между буровой компоновкой и стволом скважины из-за изгиба, соприкасающегося со стволом скважины при вращении буровой компоновки. Следовательно, для уменьшения напряжений на забойном двигателе и других компонентах буровой компоновки из-за уменьшения угла изгиба регулируемого переводника-отклонителя снижают максимальный темп набора кривизны ствола наклонной скважины. Данные способы приводят к увеличению времени бурения ствола скважины и, следовательно, могут быть более дорогостоящими. Поэтому для уменьшения напряжений на компонентах буровой компоновки желательно разработать буровые компоновки и способы бурения криволинейных участков ствола скважины с изгибом и прямолинейными участками без изгиба буровой компоновки.

[0003] В данном описании изобретения представлено устройство и способы бурения стволов скважин, причем буровая компоновка содержит отклоняющее устройство, выполненное с возможностью автоматической регулировки для обеспечения требуемого наклона при бурении криволинейных участков и выпрямления при вращении буровой компоновки для бурения прямолинейных участков ствола скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] В одном аспекте описывается устройство для бурения криволинейных и прямолинейных участков ствола скважины, которое в одном неограничивающем варианте реализации содержит буровую компоновку, выполненную с возможностью присоединения на ее конце бурового долота, выполненного с возможностью вращения посредством привода, расположенного в буровой компоновке, и вращения буровой компоновки с поверхности, причем буровая компоновка содержит отклоняющее устройство, которое (i) наклоняет секцию буровой компоновки относительно выбранной оси или в пределах выбранной плоскости, когда буровая компоновка практически неподвижна, для обеспечения бурения криволинейного участка ствола скважины посредством вращения бурового долота с помощью привода; и (ii) выпрямляет нижнюю секцию, когда буровая компоновка вращается для обеспечения бурения прямолинейного участка ствола скважины.

[0005] В другом аспекте описывается способ бурения ствола скважины, который в одном неограничивающем варианте реализации включает: подачу в ствол скважины буровой компоновки, содержащей привод для вращения бурового долота, отклоняющее устройство, выполненное с возможностью наклона буровой компоновки относительно выбранной оси или в выбранной плоскости, когда буровая компоновка практически неподвижна, и выпрямления буровой компоновки при вращении буровой компоновки; поддержание буровой компоновки практически неподвижной для обеспечения возможности наклона корпуса буровой компоновки; приложение веса к буровому долоту; и вращение бурового долота посредством привода для бурения криволинейного участка ствола скважины.

[0006] Примеры наиболее важных особенностей устройства для бурения были достаточно широко обобщены с целью сделать их последующее подробное описание более понятным, а также для того, чтобы можно было по достоинству оценить усовершенствования существующего уровня техники. Существуют дополнительные особенности, которые будут описаны ниже и которые станут объектом формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0007] Для полного понимания устройства и способов, описанных в данной заявке, была сделана ссылка на прилагаемые графические материалы и их подробное описание, на которых одинаковые элементы, как правило, имеют одинаковые номера и где:

на Фиг. 1 проиллюстрирована буровая компоновка, расположенная в криволинейном участке ствола скважины, содержащая отклоняющее устройство или механизм для бурения криволинейных и прямолинейных участков ствола скважины в соответствии с одним неограничивающим вариантом реализации изобретения;

на Фиг. 2 проиллюстрировано отклоняющее устройство буровой компоновки, проиллюстрированной на Фиг. 1, когда нижняя секция буровой компоновки наклонена;

на Фиг. 3 проиллюстрировано отклоняющее устройство буровой компоновки, проиллюстрированной на Фиг. 1, когда нижняя секция буровой компоновки выпрямлена;

на Фиг. 4 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации отклоняющего устройства, содержащего устройство для приложения силы, выполненного с возможностью инициирования наклона в буровой компоновке, например, в буровой компоновке, проиллюстрированной на Фиг. 1;

на Фиг. 5 проиллюстрирован другой неограничивающий вариант реализации гидравлического отклоняющего устройства, выполненный с возможностью инициирования наклона в буровой компоновке, например, в буровой компоновке, проиллюстрированной на Фиг. 1; при этом

на Фиг. 6А и 6В проиллюстрированы некоторые детали демпфера, например демпфера, проиллюстрированного на Фиг. 2–5, выполненного с возможностью уменьшения или регулирования скорости наклона буровой компоновки.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0008] В аспектах, описанных в данной заявке, представлена буровая компоновка или КНБК, содержащая отклоняющее устройство, выполненное с возможностью инициирования наклона для осуществления бурения криволинейных участков стволов скважин, и выпрямления для осуществления бурения прямолинейных (вертикальных и тангенциальных) участков стволов скважин. Данная буровая компоновка предотвращает или уменьшает спиралеобразность ствола скважины, снижает трение между буровой компоновкой и стволом скважины при бурении прямолинейных участков, снижает нагрузку на компоненты буровой компоновки, такие как скважинный привод (например, забойный двигатель), а также позволяет легко позиционировать буровую компоновку для наклонно-направленного бурения. Данная буровая компоновка позволяет осуществлять бурение прямолинейных участков без изгиба буровой компоновки, когда буровая компоновка вращается, и позволяет осуществлять бурение криволинейного участка, когда буровая компоновка неподвижна (не вращается), в то время как буровое долото вращается с помощью скважинного привода. В аспектах изобретения такое бурение осуществляется за счет использования шарнирного соединения с автоматической регулировкой для образования наклона в буровой компоновке, когда бурильная колонна и, следовательно, буровая компоновка неподвижна (не вращается), и использования демпфера для поддержания буровой компоновки прямой, когда буровая компоновка вращается. В других аспектах для инициирования наклона путем приложения силы в направлении вращения относительно стержня, когда буровая компоновка не вращается, может использоваться устройство для приложения силы, например, пружина или гидравлическое устройство.

[0009] На Фиг. 1 проиллюстрирована буровая компоновка 100, расположенная в криволинейном участке ствола 101 скважины. В неограничивающем варианте реализации изобретения буровая компоновка 100 содержит отклоняющее устройство (также называемое в данной заявке как устройство с гибкой связью или механизм отклонения) 120 для бурения криволинейных и прямолинейных участков ствола 101 скважины. Буровая компоновка 100 дополнительно содержит скважинный привод или привод, такой как забойный двигатель 140, содержащий статор 141 и ротор 142. Ротор 142 соединен с трансмиссией, такой как гибкий вал 143, соединенный с другим валом 146, расположенным в подшипниковом узле 145. Вал 146 соединен с буровым долотом 147. Буровая компоновка 100 дополнительно содержит буровое долото 147, которое вращается во время операций бурения, когда ротор 142 забойного двигателя 140 вращается из-за циркуляции бурового раствора, такого как буровая грязь. Буровая компоновка 100 соединена с бурильной трубой 148, которая вращается с поверхности для вращения буровой компоновки 100 и, таким образом, бурового долота 147. В конкретной конфигурации буровой компоновки, проиллюстрированной на Фиг. 1, буровое долото 147 может вращаться посредством вращения бурильной трубы 148 и, таким образом, буровой компоновки 100 и/или забойного двигателя 140. При циркуляции флюида через буровую компоновку 100 ротор 142 вращает буровое долото 147. Буровая компоновка 100 дополнительно содержит отклоняющее устройство 120. Хотя на Фиг. 1 отклоняющее устройство 120 проиллюстрировано под забойным двигателем 140 (привода) и соединено с нижней секцией, такой как корпус или трубчатый элемент 160, расположенный над секцией подшипников 145, отклоняющее устройство 120 также может быть расположено над приводом 140. В различных вариантах реализации описанного в данной заявке отклоняющего устройства 120, корпус 160 осуществляет наклон на выбранную величину вдоль выбранной плоскости для наклона бурового долота 147 вдоль выбранной плоскости для осуществления бурения криволинейных участков ствола скважины. Как описано ниже со ссылкой на Фиг. 2–6, наклон начинается, когда буровая компоновка 120 неподвижна (не вращается) или практически неподвижна с точки зрения вращения. Затем путем вращения бурового долота с помощью забойного двигателя 140 пробуривают криволинейный участок, при этом буровая компоновка 120 остается неподвижной. Когда буровая компоновка вращается, нижняя секция 160 выпрямляется, что позволяет осуществлять бурение прямолинейных участков ствола скважины. Таким образом, в аспектах изобретения отклоняющее устройство 120 обеспечивает выбранный наклон в буровой компоновке 100, позволяющий осуществлять бурение криволинейных участков, когда бурильная труба 148 и, следовательно, буровая компоновка, является практически неподвижной с точки зрения вращения, а буровое долото 147 вращается посредством привода 140. Однако при вращении буровой компоновки 100, например, с поверхности посредством вращения бурильной трубы 148, наклон выпрямляется, позволяя осуществлять бурение прямолинейных участков ствола скважины, как более подробно описано со ссылкой на Фиг. 2–6. В одном варианте реализации стабилизатор 150 расположен под устройством с гибкой связью 120 (между устройством с гибкой связью 120 и буровым долотом 147), которое инициирует изгибающий момент в отклоняющем устройстве 120, а также поддерживает наклон, когда буровая компоновка 100 не вращается, и прикладывает вес к буровому долоту при бурении криволинейных участков ствола скважины. В другом варианте реализации стабилизатор 152 может быть расположен над отклоняющим устройством 120, в дополнение к стабилизатору 150 или без него, для инициирования изгибающего момента в отклоняющем устройстве 120 и для поддержания наклона во время бурения криволинейных участков ствола скважины. В других вариантах реализации изобретения могут быть использованы не менее двух стабилизаторов, расположенных над и/или под отклоняющим устройством 120. С целью оптимизации работы может выполняться моделирование для определения местоположения и количества стабилизаторов.

[0010] На Фиг. 2 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации изобретения отклоняющего устройства 120 для использования в буровой компоновке, такой как буровая компоновка 100, проиллюстрированная на Фиг. 1. Со ссылкой на Фиг. 1 и 2, в одном неограничивающем варианте реализации изобретения отклоняющее устройство 120 содержит поворотный элемент, например, стержень 210, имеющий ось 212, перпендикулярную продольной оси 214 буровой компоновки 100, вокруг которой осуществляется наклон корпуса 270 нижней секции 290 буровой компоновки 100 на выбранную величину относительно трансмиссии 143 относительно плоскости, определенной осью 212. Корпус 270 наклоняется между прямым концевым упором 282 и наклонным концевым упором 280, определяющим максимальный угол наклона. Когда корпус 270 нижней секции 290 наклонен в противоположном направлении, прямой концевой упор 282 определяет прямое положение буровой компоновки 100, при котором угол наклона равен нулю. В данном варианте реализации изобретения корпус 270 выполнен с возможностью наклона только вдоль конкретной плоскости или радиального направления. Для герметизации внутренней части корпуса 270 ниже уплотнения 284 от внешней среды, такой как буровой раствор, между внутренней частью корпуса 270 и другим элементом буровой компоновки 100 предусмотрено одно или более уплотнений, таких как уплотнение 284.

[0011] Возвращаясь к Фиг. 1 и 2, в случае, когда к буровому долоту 147 прикладывается вес, в то время как бурильная труба 148 практически неподвижна с точки зрения вращения, инициируется наклон корпуса 270 вокруг оси 212 стержня 210. При бурении криволинейных участков ствола скважины стабилизатор 150 под устройством с гибкой связью 120 инициирует изгибающий момент в отклоняющем устройстве 120, а также поддерживает угол наклона, когда бурильная труба 148 и, следовательно, буровая компоновка 120, практически неподвижна с точки зрения вращения (не вращается), а к буровому долоту 147 прикладывается вес. Подобным образом, стабилизатор 152, в дополнение к стабилизатору 150 или без него, также инициирует изгибающий момент в отклоняющем устройстве 120 и поддерживает угол наклона во время бурения криволинейных участков ствола скважины. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения может использоваться устройство для гашения колебаний или демпфер 240 для уменьшения или регулирования скорости увеличения угла наклона при повороте буровой компоновки 100. В одном неограничивающем варианте реализации демпфер 240 может содержать поршень 260 и компенсатор 250, гидравлически связанный с поршнем 260 посредством канала 260а, для снижения или регулирования скорости наклона. Приложение силы F1 к корпусу 270 вызовет наклон корпуса 270 и, следовательно, нижней секции 290 вокруг оси 212 стержня. Приложение силы F1’, направление которой противоположно направлению силы F1 на корпусе 270, вызывает выпрямление корпуса 270 и, следовательно, буровой компоновки 100. Демпфер может также использоваться для стабилизации выпрямленного положения корпуса 270 при вращении буровой компоновки 100 с поверхности. Работа устройства для гашения колебаний 240 более подробно описана со ссылкой на Фиг. 6A и 6B. Однако для снижения или регулирования скорости изгиба буровой компоновки 100 вокруг стержня 210 может использоваться любое другое подходящее устройство.

[0012] Со ссылкой на Фиг. 1–3, в случае, когда бурильная труба 148 является практически неподвижной с точки зрения вращения (не вращается) и к буровому долоту 147 прикладывается вес, отклоняющее устройство будет инициировать наклон буровой компоновки 100 на стержне 210 вокруг оси стержня 212. Вращение бурового долота 147 с помощью скважинного привода 140 будет инициировать бурение криволинейного участка буровым долотом 147. По мере продолжения бурения постоянный вес, приложенный к буровому долоту 147, будет продолжать увеличивать угол наклона до тех пор, пока угол наклона не достигнет максимального значения, определенного наклонным концевым упором 280. Таким образом, в одном аспекте изобретения бурение криволинейного участка может осуществляться путем добавления в буровую компоновку 100 стержня 210 с углом наклона, определяемым наклонным концевым упором 280. Если устройство для гашения колебаний 240 является частью буровой компоновки 100, как проиллюстрировано на Фиг. 2, отклонение буровой компоновки 100 вокруг стержня 210 приведет к тому, что корпус 270 в секции 290 приложит силу F1 к поршню 260, вызывая перенос флюида 261, такого ​​как нефть, из поршня 260 в компенсатор 250 через канал или путь прохождения флюида 260a. Для снижения или регулирования скорости увеличения угла наклона и для предотвращения внезапного наклона нижней секции 290 поток флюида 261 от поршня 260 к компенсатору 250 может быть ограничен, как более подробно описано со ссылкой на Фиг. 6A и 6B. В конкретных графических материалах на Фиг. 1 и 2 буровое долото 147 будет осуществлять бурение криволинейного участка по направлению вверх. Для бурения прямолинейного участка для устранения наклона после бурения криволинейного участка буровая компоновка 100 может вращаться на 180 градусов, а затем вращаться с поверхности для бурения прямолинейного участка. При этом в случае, когда буровая компоновка 100 вращается на основании положения стабилизаторов 150 и/или 152 и траектории скважины, изгибающие силы в стволе скважины действуют на корпус 270 и вызывают силы, действующие в направлении, противоположном направлению силы F1, тем самым выпрямляя корпус 270 и, соответственно, буровую компоновку 100, которая позволяет флюиду 161 протекать от компенсатора 250 к поршню 260, вызывая перемещение поршня наружу. Данный поток флюида не может быть ограничен, благодаря чему корпус 270 и, следовательно, нижняя секция 290 быстро выпрямляется (без существенной задержки). Перемещение поршня 260 наружу может обеспечиваться за счет пружины, связанной либо с поршнем 260, либо с компенсатором 250. Прямой концевой упор 282 ограничивает перемещение элемента 270, что приводит к тому, что нижняя секция 290 остается прямой до тех пор, пока вращается буровая компоновка 100. Таким образом, вариант реализации буровой компоновки 100, проиллюстрированной на Фиг. 1 и 2, обеспечивает самоинициирующийся наклон, когда буровая компоновка 120 неподвижна (не вращается) или практически неподвижна, и выпрямляется при вращении буровой компоновки 100. Хотя скважинный привод 140, проиллюстрированный на Фиг. 1, проиллюстрирован как забойный двигатель, для вращения бурового долота 147 может использоваться любой другой подходящий привод. На Фиг. 3 проиллюстрирована буровая компоновка 100 в прямом положении, причем корпус 270 опирается на прямой концевой упор 282.

[0013] На Фиг. 4 проиллюстрирован другой неограничивающий вариант реализации отклоняющего устройства 420, которое содержит устройство для приложения силы, такое как пружина 450, которая постоянно вызывает внешнюю силу F2, действующую в радиальном направлении на корпус 270 нижней секции 290 для обеспечения или инициирования наклона к нижней секции 290. В одном варианте реализации пружина 450 может быть расположена между внутренней частью корпуса 270 и корпусом 470 с внешней стороны трансмиссии 143. В данном варианте реализации пружина 450 вызывает наклон корпуса 270 в радиальном направлении наружу вокруг стержня 210 до максимального изгиба, определяемого наклонным концевым упором 280. В случае когда буровая компоновка 100 неподвижна (не вращается) или практически неподвижна в направлении вращения, к буровому долоту 147 прикладывается вес и буровое долото вращается скважинным приводом 140, буровое долото 147 будет инициировать бурение криволинейного участка. По мере продолжения бурения наклон увеличивается до максимального уровня, определенного наклонным концевым упором 280. Для бурения прямолинейного участка буровую компоновку 100 вращают с поверхности, что приводит к тому, что к корпусу 270 со стороны ствола скважины прикладывается сила F3, сжимая пружину 450 для выравнивания буровой компоновки 100. При сжатии пружины 450, в случае приложения силы F3, корпус 270 уменьшает давление на поршень 260, что позволяет флюиду 261 возвратиться из компенсатора 250 обратно в поршень 260 без существенной задержки, как более подробно описано со ссылкой на Фиг. 6A и 6B.

[0014] На Фиг. 5 проиллюстрирован неограничивающий вариант реализации гидравлического устройства 540 для приложения силы для инициирования в буровой компоновке 100 выбранного угла наклона. В одном неограничивающем варианте реализации устройство 540 содержит поршень 560 и компенсационное устройство или компенсатор 550. Буровая компоновка 100 также может содержать устройство для гашения колебаний или демпфер, например демпфер 240, проиллюстрированный на Фиг. 2. Устройство для гашения колебаний 240 содержит поршень 260 и компенсатор 250, проиллюстрированные и описанные со ссылкой на Фиг. 2. Устройство 540 может быть расположено относительно устройства 240 под углом 180 градусов. Поршень 560 и компенсатор 550 гидравлически связаны друг с другом. Во время бурения флюид 512a, например, буровой раствор, протекает под давлением через буровую компоновку 100 и возвращается на поверхность через кольцевое пространство между буровой компоновкой 100 и стволом скважины, как проиллюстрировано с помощью флюида 512b. Давление P1 флюида 512a в буровой компоновке 100 превышает (как правило, 20-50 бар) давление P2 флюида 512b в кольцевом пространстве. При протекании флюида 512a через буровую компоновку 100 давление P1 воздействует на компенсатор 550 и, соответственно, на поршень 560, тогда как давление P2 воздействует на компенсатор 250 и, соответственно, на поршень 260. Давление P1, превышающее давление P2, создает перепад давления (P1 – P2) на поршне 560, причем данный перепад давления является достаточным для перемещения поршня 560 наружу в радиальном направлении, выталкивая корпус 270 наружу и инициируя наклон. Для снижения или регулирования скорости наклона в компенсаторе 550 может быть предусмотрен ограничитель 562, как более подробно описано со ссылкой на Фиг. 6A и 6B. Таким образом, когда бурильная труба 148 является практически неподвижной с точки зрения вращения (не вращается), поршень 560 медленно прокачивает гидравлическую жидкость 561 через ограничитель 562 до достижения полного угла наклона. Ограничитель 562 может быть выбран для создания высокого сопротивления потоку, для предотвращения быстрого перемещения поршня, которое может присутствовать при колебании торца бурильного инструмента буровой компоновки, для стабилизации угла наклона. Во время циркуляции бурового раствора всегда существует сила, вызванная перепадом давлений на поршне, при этом ограничитель 562 ограничивает скорость наклона. При вращении буровой компоновки 100 изгибающие моменты на корпусе 270 вызывают втягивание поршня 560, выпрямляя буровую компоновку 100, а затем, удерживая ее в прямом положении до тех пор, пока вращается буровая компоновка 100. Для стабилизации выпрямленного положения при вращении буровой компоновки 100 скорость гашения колебаний устройства для гашения колебаний 240 может быть выбрана большей, чем скорость устройства 540.

[0015] На Фиг. 6А и 6В проиллюстрированы некоторые детали устройства для гашения колебаний 600, которое является аналогичным устройству 240 на Фиг. 2, 4 и 5. Со ссылкой на Фиг. 2 и Фиг. 6А и 6В, в случае, когда корпус 270 прикладывает силу F1 к поршню 660, происходит перемещение гидравлической жидкости (например, нефти) из камеры 662, связанной с поршнем 660, в камеру 652, связанную с компенсатором 620, как проиллюстрировано стрелкой 610. Ограничитель 611 ограничивает поток флюида из камеры 662 в камеру 652, увеличивая давление между поршнем 660 и ограничителем 611, тем самым ограничивая или регулируя скорость наклона. По мере протекания потока гидравлической жидкости через ограничитель 611 наклон продолжает увеличиваться до максимального уровня, заданного наклонным концевым упором 280, проиллюстрированным и описанным со ссылкой на Фиг. 2. Таким образом, ограничитель 611 определяет скорость увеличения угла наклона. Со ссылкой на Фиг. 6В, когда сила F1 высвобождается из корпуса 270, как проиллюстрировано стрелкой F4, сила F5 на компенсаторе 620 перемещает флюид из камеры 652 обратно в камеру 662 поршня 660 через обратный клапан 612 в обход ограничителя 611, обеспечивая перемещение корпуса 270 в прямое положение без существенной задержки. В качестве защитного устройства для предотвращения возникновения избыточного давления, превышающего значения, допустимые для гидравлических элементов, может быть предусмотрен предохранительный клапан 613.

[0016] Таким образом, в аспектах изобретения буровые компоновки, описанные в данной заявке, содержат отклоняющее устройство, которое: (1) обеспечивает наклон, когда буровая компоновка не вращается, причем буровое долото вращается посредством скважинного привода, например забойного двигателя, для осуществления бурения криволинейных или сочлененных участков ствола скважины; причем (2) наклон автоматически выпрямляется, когда буровая компоновка вращается, для осуществления бурения прямолинейных участков ствола скважины. В одном неограничивающем варианте реализации изобретения может быть предусмотрено устройство для приложения механического усилия для инициирования наклона. В другом неограничивающем варианте реализации изобретения может быть предусмотрено гидравлическое устройство для инициирования наклона. Устройство для гашения колебаний может быть выполнено с возможностью поддержания прямого положения при вращении буровой компоновки. Также может быть предусмотрено устройство для гашения колебаний для сохранения сочлененного положения буровой компоновки в случае, когда на наклон воздействуют быстрые усилия, например, при колебаниях торца бурильного инструмента. Кроме того, для снижения или регулирования скорости наклона может быть предусмотрен ограничитель. Таким образом, в различных аспектах изобретения буровая компоновка автоматически сочленяется в наклонное или шарнирное положение в случае, когда буровая компоновка не вращается и автоматически достигает прямого или практически прямого положения в случае вращения буровой компоновки. В контексте данного описания, «практически неподвижна с точки зрения вращения», как правило, означает, что буровая компоновка не вращается с поверхности посредством вращения бурильной колонны 148. Фраза «практически неподвижна с точки зрения вращения» и термин «неподвижная» считаются эквивалентными. Кроме того, термин «прямолинейный» участок включает «практически прямолинейный» участок.

[0017] Вышеприведенное описание относится к некоторым примерным вариантам реализации и способам. Специалистам в данной области техники будут очевидны различные модификации. Предполагается, что все такие модификации в пределах объема прилагаемой формулы изобретения охватываются вышеприведенным описанием. Слова «включающий» и «включает», используемые в формуле изобретения, должны интерпретироваться как «включая, но не ограничиваясь этим».

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Устройство для бурения криволинейных и прямолинейных участков ствола скважины содержит буровую компоновку, выполненную с обеспечением бурового долота на ее конце, имеющего возможность вращения посредством привода в буровой компоновке, и выполненную для соединения с бурильной трубой, имеющей возможность вращения с поверхности. Буровая компоновка содержит вал, соединенный с приводом и буровым долотом, корпус, включающий верхнюю и нижнюю секции, и секцию подшипников, расположенную в нижней секции и соединяющую с возможностью вращения вал с нижней секцией. Корпус характеризуется наличием поворотного элемента между верхней и нижней секциями, соединяющего верхнюю и нижнюю секции с возможностью наклона нижней секции относительно верхней секции, когда бурильная труба неподвижна с точки зрения вращения, обеспечивая бурение криволинейного участка ствола скважины вращением бурового долота посредством привода. Указанный вал размещен внутри верхней, нижней секций и секции подшипников. Привод выполнен с возможностью вращения вала, в то время как верхняя секция, нижняя секция, секция подшипников и поворотный элемент неподвижны с точки зрения вращения, когда буровая компоновка является неподвижной с точки зрения вращения, и вращение бурильной трубы вызывает уменьшение наклона между верхней и нижней секциями, обеспечивая бурение прямолинейного участка ствола скважины. Обеспечивается автоматическая регулировка наклона при бурении криволинейных участков и выпрямления при вращении буровой компоновки для бурения прямолинейных участков ствола скважины и уменьшение напряжений на компонентах буровой компоновки. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Устройство для бурения криволинейных и прямолинейных участков ствола скважины, содержащее буровую компоновку, выполненную с обеспечением бурового долота на ее конце, имеющего возможность вращения посредством привода в буровой компоновке, и выполненную для соединения с бурильной трубой, имеющей возможность вращения с поверхности,

причем буровая компоновка содержит вал, соединенный с приводом и буровым долотом, корпус, включающий верхнюю и нижнюю секции, и секцию подшипников, расположенную в нижней секции и соединяющую с возможностью вращения вал с нижней секцией,

корпус характеризуется наличием поворотного элемента между верхней и нижней секциями, соединяющего верхнюю и нижнюю секции с возможностью наклона нижней секции относительно верхней секции, когда бурильная труба неподвижна с точки зрения вращения, обеспечивая бурение криволинейного участка ствола скважины вращением бурового долота посредством привода,

указанный вал размещен внутри верхней, нижней секций и секции подшипников,

привод выполнен с возможностью вращения вала, в то время как верхняя секция, нижняя секция, секция подшипников и поворотный элемент неподвижны с точки зрения вращения, когда буровая компоновка является неподвижной с точки зрения вращения, и

вращение бурильной трубы вызывает уменьшение наклона между верхней и нижней секциями, обеспечивая бурение прямолинейного участка ствола скважины.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что корпус дополнительно содержит концевой упор, ограничивающий угол наклона до выбранного угла.

3. Устройство по п. 1 или 2, отличающееся тем, что нижняя секция выполнена с возможностью наклона вокруг поворотного элемента в выбранной плоскости, причем поворотный элемент выбран из группы, включающей стержень и шарнирное соединение.

4. Устройство по любому из пп. 1-3, отличающееся тем, что корпус дополнительно содержит устройство для приложения силы для вызывания наклона.

5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что устройство для приложения силы выбирают из группы, состоящей из: (i) пружины, выполненной с возможностью приложения усилия к нижней секции; и (ii) гидравлического устройства, выполненного с возможностью приложения усилия к нижней секции в ответ на разность давлений.

6. Устройство по любому из пп. 1-4, отличающееся тем, что поворотный элемент имеет ось стержня, расположенную на расстоянии от продольной оси буровой компоновки для инициирования наклона при приложении осевой нагрузки к буровой компоновке.

7. Устройство по любому из пп. 1-4, отличающееся тем, что корпус дополнительно содержит демпфер, выполненный с возможностью снижения скорости наклона.

8. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что демпфер снижает варьирование наклона, когда бурильная труба является неподвижной с точки зрения вращения.

9. Способ бурения ствола скважины, включающий:

подачу в ствол скважины посредством бурильной трубы с поверхности буровой компоновки, включающей:

буровое долото на ее конце, имеющее возможность вращения посредством привода в буровой компоновке;

вал, соединенный с приводом и буровым долотом; и

корпус, включающий верхнюю и нижнюю секции и поворотный элемент между верхней и нижней секциями, соединяющий верхнюю и нижнюю секции с возможностью создания наклона нижней секции относительно верхней секции, когда бурильная труба неподвижна с точки зрения вращения, обеспечивая бурение криволинейного участка ствола скважины,

причем вращение бурильной трубы вызывает уменьшение наклона между верхней и нижней секциями, обеспечивая бурение прямолинейного участка ствола скважины,

отличающийся тем, что осуществляют:

поддержание буровой трубы неподвижной с точки зрения вращения для осуществления наклона нижней секции относительно верхней секции вокруг поворотного элемента; и

вращение бурового долота посредством привода для бурения криволинейного участка ствола скважины, в то время как бурильная труба неподвижна с точки зрения вращения, тем самым вращая вал, в то время как верхняя секция, нижняя секция, секция подшипников и поворотный элемент неподвижны с точки зрения вращения, причем вал размещен внутри верхней секции, нижней секции и секции подшипников.

10. Способ по п. 9, дополнительно включающий: вращение бурильной трубы для уменьшения наклона и бурение прямолинейного участка ствола скважины посредством прикладывания веса к буровому долоту.

11. Способ по п. 9 или 10, дополнительно включающий ограничение наклона до выбранного угла во время бурения криволинейного участка посредством концевого упора.

12. Способ по любому из пп. 9-11, дополнительно включающий использование демпфера, выполненного с возможностью снижения скорости наклона, когда бурильная труба является неподвижной с точки зрения вращения.

13. Способ по любому из пп. 9-12, дополнительно включающий приложение силы посредством устройства для приложения силы к нижней секции для инициирования наклона, когда бурильная труба является неподвижной с точки зрения вращения.

14. Способ по п. 13, в котором устройство для приложения силы выбирают из группы, состоящей из: (i) пружины, выполненной с возможностью приложения усилия к нижней секции; и (ii) гидравлического устройства, выполненного с возможностью приложения усилия к нижней секции в ответ на разность давлений.

15. Способ по п. 13, дополнительно включающий использование стабилизатора, который выбирают из группы, состоящей из: (i) стабилизатора под поворотным элементом; (ii) стабилизатора над поворотным элементом; и (iii) стабилизатора под поворотным элементом и стабилизатора над поворотным элементом.