РОТОРНАЯ УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА С РЕЗЦАМИ Российский патент 2022 года по МПК E21B7/06 

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет и преимущество предварительной заявки на патент США № 62/634,217, поданной 23 февраля 2018 г., содержание которой полностью включено в настоящий документ посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Система роторного бурения определяется как система, в которой компоновка низа бурильной колонны, содержащая буровое долото, соединена с бурильной колонной, приводимой в движение с возможностью поворота с буровой платформы на поверхности. При бурении скважин в подземных пластах в отдельных случаях желательно иметь возможность изменять и управлять направлением бурения, например, чтобы направить ствол скважины к требуемой цели или управлять направлением горизонтально в продуктивном пласте после достижения цели. Также может быть желательно скорректировать отклонения от требуемого направления при бурении прямой скважины или чтобы управлять направлением скважины для обхода препятствий. Кроме того, технологии управляемого или направленного бурения также могут обеспечивать возможность достижения продуктивного пласта в тех случаях, когда доступ в вертикальном направлении является затруднительным или невозможным (например, в случае, когда месторождение нефти расположено под большим городом, водоемом или пластом, бурение которого затруднено), а также возможность группировать множество устьев скважины на одной платформе (например, для морского бурения).

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] В данном описании сущности изобретения представлен выбор концепций, которые далее описываются ниже в подробном описании. Данное описание сущности изобретения не предназначено для указания ключевых или существенных признаков заявляемого объекта изобретения, а также его не следует рассматривать, как ограничивающее объем заявляемого объекта изобретения.

[0004] В некоторых вариантах осуществления роторный управляемый инструмент содержит корпус инструмента и узел управления бурением, продолжающийся от корпуса инструмента, который содержит по меньшей мере один исполнительный механизм управления бурением, выполненный с возможностью выхода за пределы других частей узла управления бурением. Резец на роторном управляемом инструменте может быть расположен на расстоянии от по меньшей мере одного исполнительного механизма управления бурением. Роторный управляемый инструмент, за исключением резца, может иметь первый диаметр, причем резец может быть расположен на диаметре, который больше первого диаметра.

[0005] В некоторых вариантах осуществления компоновка низа бурильной колонны содержит буровое долото на конце компоновки низа бурильной колонны, причем буровое долото содержит корпус долота со множеством режущих элементов, причем множество режущих элементов включает в себя множество калибрующих резцов, определяющих калибр долота. Кроме того, компоновка низа бурильной колонны может содержать блок управления бурением, расположенный на проксимальном конце бурового долота или на расстоянии от него; причем блок управления бурением содержит узел управления бурением, продолжающийся от корпуса блока управления бурением, причем узел управления бурением содержит исполнительный механизм управления бурением, выполненный с возможностью выхода за пределы других частей узла управления бурением. Резец на блоке управления бурением расположен на расстоянии от исполнительного механизма управления бурением и выполнен с возможностью фрезерования с таким же диаметром, как и у множества калибрующих резцов, или выполнен с возможностью фрезерования с диаметром, который больше, чем у множества калибрующих резцов.

[0006] В некоторых вариантах осуществления компоновка низа бурильной колонны содержит буровое долото на дистальном конце компоновки низа бурильной колонны, причем буровое долото содержит корпус долота со множеством режущих элементов, установленных на нем. Множество режущих элементов определяет калибр долота. Кроме того, компоновка низа бурильной колонны может содержать блок управления бурением, расположенный на проксимальном конце бурового долота или на расстоянии от него, причем блок управления бурением содержит узел управления бурением, продолжающийся от корпуса блока управления бурением. Узел управления бурением содержит по меньшей мере один исполнительный механизм управления бурением, выполненный с возможностью выхода за пределы других частей узла управления бурением. Резец расположен на блоке управления бурением и выполнен с возможностью фрезерования с таким же диаметром, как и у множества калибрующих резцов, или выполнен с возможностью фрезерования с диаметром, который больше, чем у множества калибрующих резцов. Расстояние между резцом и самым верхним калибрующим режущим элементом бурового долота равно или больше 6 дюймов (15 см).

[0007] В некоторых вариантах осуществления способ бурения криволинейной скважины в стволе скважины включает бурение ствола скважины с использованием бурового долота и вращение роторного управляемого инструмента, содержащего по меньшей мере один резец, установленный на нем, в стволе скважины над буровым долотом. Кроме того, способ может включать избирательную активацию роторного управляемого инструмента для отклонения бурового долота в направлении от ствола скважины, таким образом осуществляя бурение криволинейной скважины в стволе скважины и фрезерование криволинейной скважины с использованием резца.

[0008] Другие аспекты и преимущества будут очевидны из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0009] На фиг. 1 проиллюстрировано схематическое изображение в разрезе установки для бурения ствола скважины.

[0010] На фиг. 2 проиллюстрирован схематический вид роторной управляемой системы в соответствии с предыдущим уровнем техники.

[0011] На фиг. 3 проиллюстрирован схематический вид роторной управляемой системы в соответствии с одним или более вариантами осуществления настоящего изобретения.

[0012] На фиг. 4 проиллюстрирован схематический вид роторной управляемой системы в соответствии с одним или более вариантами осуществления настоящего изобретения.

[0013] На фиг. 5 проиллюстрирован схематический вид роторной управляемой системы в соответствии с одним или более вариантами осуществления настоящего изобретения.

[0014] На фиг. 6 проиллюстрирована роторная управляемая система в соответствии с одним или более вариантами осуществления настоящего изобретения.

[0015] На фиг. 7 проиллюстрирована роторная управляемая система в соответствии с одним или более вариантами осуществления настоящего изобретения.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0016] Варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны ниже со ссылками на прилагаемые фигуры. Схожие элементы на различных фигурах могут обозначаться схожими ссылочными позициями в целях согласованности. Кроме того, в последующем подробном описании изложены многочисленные конкретные подробности для обеспечения более глубокого понимания заявленного предмета изобретения. Однако для специалиста в данной области техники будет очевидно, что описанные варианты осуществления могут быть осуществлены на практике без этих конкретных подробностей. В других случаях известные признаки не описываются подробно во избежание неоправданного усложнения описания.

[0017] Кроме того, варианты осуществления, описанные в настоящем документе, описаны с помощью терминов, обозначающих ориентацию по отношению к вертикальному стволу скважины, но любые термины, обозначающие ориентацию не следует рассматривать как ограничивающие объем изобретения. Например, варианты осуществления изобретения могут быть выполнены со ссылкой на горизонтальный ствол скважины. Также следует понимать, что различные варианты осуществления, описанные в настоящем документе, могут использоваться в различных ориентациях, таких как наклонная, перевернутая, горизонтальная, вертикальная и т. д., а также в различных условиях эксплуатации, таких как наземные или подводные, без отступления от объема настоящего изобретения. Варианты осуществления описаны исключительно в качестве примеров полезных применений, которые не ограничиваются какими-либо конкретными подробностями вариантов осуществления в настоящем документе.

[0018] Как показано на фиг. 1, в одном или более вариантах осуществления проиллюстрирована буровая система, обычно обозначенная цифрой 10, в которую могут быть включены варианты осуществления изобретения. Буровая система 10 содержит буровую установку 12, расположенную на поверхности 14, и бурильную колонну 16, подвешенную на буровой установке 12. Нижнее буровое долото 18 расположено с компоновкой низа бурильной колонны (англ. - bottom hole assembly, BHA) 20 и размещено на бурильной колонне 16 для бурения (т.е. продвижения) ствола скважины или ствола 22 скважины в пласт 24 на дальнем конце BHA 20. Вспомогательный или верхний компонент 19 долота, например расширитель, установлен над нижним буровым долотом 18 (т.е. направляющим долотом). Например, верхний компонент 19 долота может иметь больший диаметр, чем нижнее буровое долото 18 таким образом, что при нормальном использовании нижнее буровое долото 18 фрезерует ствол скважины диаметром, меньшим, чем требуемый калибрующий диаметр, а верхний компонент 19 долота предназначен для увеличения диаметра ствола скважины до требуемого калибра.

[0019] Проиллюстрированная BHA 20 содержит один или более стабилизаторов 26, модуль или переводник 28 для измерения в процессе бурения (англ. - measurement-while-drilling MWD), модуль или переводник 30 для каротажа в процессе бурения (англ. - logging-while-drilling, LWD) и роторный управляемый инструмент 32 (например, блок смещения, устройство роторной управляемой системы (англ. - rotary steerable system, RSS), исполнительный механизм управления бурением, поршни, накладки) и модуль выработки электроэнергии или переводник 34 (например, забойный двигатель). Проиллюстрированная система 10 наклонно-направленного бурения содержит скважинную систему 36 управления направлением бурения, например контроллер или блок управления стабилизацией пространственного положения, расположенный вместе с BHA 20 и функционально связанный с роторным управляемым инструментом 32 для поддержания бурового долота 18 и BHA 20 в требуемом пространственном положении при бурении, чтобы распространять ствол 22 скважины по требуемой траектории (т.е. целевое пространственное положение). Показанная скважинная система 36 управления направлением бурения содержит скважинный процессор 38 и датчики 40, например, акселерометры и магнитометры. Скважинная система 36 управления направлением бурения может представлять собой замкнутую систему, которая взаимодействует непосредственно с датчиками BHA 20, т.е. датчиками 40 угла склонения и зенитного угла ствола скважины, датчиками переводника 28 MWD и роторным управляемым инструментом 32 для управления пространственным положением бурения. Скважинная система 36 управления направлением бурения может представлять собой, например, блок, выполненный в виде стабилизированного по крену или бесплатформенного блока управления. В настоящее время доступны различные системы наклонно-направленного бурения. Наиболее распространены «роторные управляемые системы» или RSS. Системы RSS могут представлять собой системы с отклонением долота, системы с наведением долота и гибридные системы, сочетающие системы с отклонением долота и системы с наведением долота. Буровая система 10 содержит буровой раствор или промывочную жидкость 44, которая может циркулировать с поверхности 14 через осевой канал бурильной колонны 16 и возвращаться на поверхность 14 через кольцевое пространство между бурильной колонной 16 и пластом 24.

[0020] Пространственное положение инструмента (например, пространственное положение долота) обычно обозначается как ось 46 BHA 20. В проиллюстрированном варианте осуществления команды пространственного положения могут вводиться (т.е. передаваться) от инженера-технолога по наклонно-направленному бурению или контроллера траектории, обычно обозначенного как наземный контроллер 42 (например, процессор). Сигналы, такие как команды требуемого пространственного положения, могут передаваться любым подходящим способом, например, посредством гидроимпульсной телеметрии, вариаций числа оборотов в минуту, проводной бурильной трубы, акустической телеметрии, электромагнитной телеметрии или беспроводной передачи. Соответственно, при вводе данных о направлении от наземного контроллера 42 скважинная система 36 управления направлением бурения управляет продвижением ствола 22 скважины, например, с помощью роторного управляемого инструмента 32 для направления бурового долота и создания отклонения, искривления или изгиба в стволе скважины вдоль требуемой траектории. В частности, роторный управляемый инструмент 32 активируют для приведения бурового долота в заданную точку. Устройство управления направлением бурения или блок смещения может рассматриваться как основная исполнительная часть инструмента для наклонно-направленного бурения и может относиться к категории устройств с отклонением долота (push-the-bit), с направлением долота (point-the-bit) или гибридного устройства.

[0021] Роторный управляемый инструмент 32 может быть с направлением долота (point-the-bit) (например, PowerDrive Xceed, торговая марка Schlumberger), с отклонением долота (push-the-bit) (например, PowerDrive Orbit, торговая марка Schlumberger) или гибридной комбинацией (например, PowerDrive Archer, зарегистрированный товарный знак Schlumberger). В случае отклоняющих исполнительных механизмов указанные исполнительные механизмы могут быть установлены на корпусе подшипника статора двигателя, на переводнике над долотом или даже на самом долоте, аналогично накладке на долоте. Кроме того, исполнительные механизмы накладки для управления бурением могут быть расположены на свободно вращающейся втулке, установленной на долоте или рядом с ним, или на корпусе забойного двигателя (например, на статоре). Буровое долото может приводиться в движение (вращаться) с поверхности или посредством вращающей силы в скважине, такой как забойный двигатель, турбина, электродвигатель и т. д. Неограничивающим примером управляемого бурового двигателя является двигатель с сервоприводом, такой как описанный в US 2015/0354280; WO 2014/099783A1; US 2015/0354280; US 6089332; US 8469104; и US 8146679, все идеи которых включены в настоящий документ посредством ссылки.

[0022] В устройствах с направлением долота (point-the-bit) ось вращения бурового долота 18 отклоняется от локальной оси 46 компоновки низа бурильной колонны 20 в общем направлении требуемой траектории (целевое пространственное положение). Ствол скважины распространяется в соответствии с обычной трехточечной геометрией, определяемой, например, верхним и нижним стабилизаторами и резцами для расширения ствола скважины, например, верхним резцом 19. Угол отклонения оси бурового долота в сочетании с конечным расстоянием между нижней и средней точками касания приводит к неколлинеарному условию для создания кривой. Есть много способов, с помощью которых можно этого достичь, включая фиксированный изгиб в точке компоновки низа бурильной колонны рядом с нижним стабилизатором или изгиб приводного вала бурового долота, распределенный между верхним и нижним стабилизаторами. Примеры роторных управляемых систем с направлением долота (point-the-bit) и то, как они работают, описаны в публикациях заявок на патент США №№ 2002/0011359; и 2001/0052428 и патентах США №№ 6394193; 6364034; 6244361; 6158529; 6092610; и 5113953, все идеи которых включены в настоящий документ посредством ссылки.

[0023] В роторной управляемой системе с отклонением долота (push-the-bit) необходимого неколлинеарного состояния достигают за счет того, что один или оба из верхнего или нижнего стабилизаторов прикладывают эксцентрическую силу или смещение в направлении, которое предпочтительно ориентировано по отношению к направлению распространения ствола скважины. Существует много способов, посредством которых можно этого достичь, включая невращающиеся (относительно скважины) эксцентрические стабилизаторы (подходы на основе смещения) и эксцентрические исполнительные механизмы, которые прикладывают силу к буровому долоту в требуемом направлении управления бурением. Управление бурением достигается за счет создания неколинеарности между буровым долотом и по меньшей мере двумя другими точками касания. Примеры роторных управляемых систем с отклонением долота (push-the-bit) и принцип их работы описаны в патентах США №№ 5265682; 5553678; 5803185; 6089332; 5695015; 5685379; 5706905; 5553679; 5673763; 5520255; 5603385; 5582259; 5778992; и 5971085, все идеи которых включены в настоящий документ посредством ссылки.

[0024] Буровая система может быть гибридного типа, например, с вращающейся муфтой, втулкой, установленной на муфте с возможностью вращения вместе с муфтой, и универсальным шарниром, обеспечивающим угловое перемещение втулки относительно муфты для обеспечения возможности наклона оси втулки относительно оси муфты. Исполнительные механизмы регулируют относительные углы осей втулки и муфты. Путем соответствующего управления исполнительными механизмами втулку можно удерживать в практически требуемой ориентации во время вращения муфты. Неограничивающие примеры гибридных систем описаны, например, в патентах США №№ 8763725 и 7188685, все идеи которых включены в настоящий документ посредством ссылки.

[0025] Для систем «микроуправления бурением» требуется, чтобы смещение для управления бурением осуществлялось вблизи вооружения указанного долота. Это может быть проблематичным, будь то для обычной RSS или управляемого двигателя, поскольку даже небольшая длина пазов для отворачивания долота (например, пространство для ключа), узла подшипника или калибра долота оказывают влияние (например, в некоторых случаях, значительное воздействие) на способность к изгибу. Грубо говоря, способность к резкому изгибу (англ. - dogleg severity, DLS) или реакция на кривизну жесткого трехточечного узла управления бурением составляет DLS=2*ecc/(L1*L2). Если смещение для управления бурением или эксцентриситет (ecc) происходит на расстоянии L1 от вооружения долота в осевом направлении ниже блока управления бурением (нижняя точка касания) и L2 от эффективной верхней точки касания стабилизатора, которая может быть самой муфтой для BHA без стабилизаторов. DLS обратно пропорциональна L1 и L2. Однако на практике L1 обычно намного короче L2, таким образом, несколько дюймов от L1 оказывают гораздо большее влияние на DLS, чем аналогичное изменение в L2. DLS также пропорционален эксцентриситету: удвоение длины хода исполнительного механизма удваивает DLS. Если исполнительный механизм выходит за пределы длины хода для отклонения скважины из-за эрозии ствола скважины, то это определяет способность системы к изгибу, даже если существует достаточное усилие на накладке, хотя оно расходуется на выталкивание ограничителей хода до предела. Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения направлены на уменьшение L1 и, как следствие, на увеличение DLS. L1 может быть уменьшено путем встраивания вооружений долота в осевом направлении над калибрующими резцами, имеющимися на торце бурового долота.

[0026] На фиг. 2 показана обычная роторная управляемая система 60 в соответствии с предыдущим уровнем техники, содержащая инструмент 61 RSS, соединенный с буровым долотом 64 в стволе 65 скважины. Инструмент 61 RSS содержит верхний стабилизатор 62 (который может представлять собой инструмент 61 RSS для BHA без стабилизаторов) и одну или более накладок 63 для управления бурением, расположенных на инструменте 61 RSS. Одна или более накладок 63 для управления бурением расположены дальше вниз по стволу скважины на инструменте 61 RSS, чем верхний стабилизатор 62. Кроме того, верхний стабилизатор 62 создает верхнюю точку контакта для роторной управляемой системы 60. Одна или более накладок 63 для управления бурением инструмента 61 RSS обеспечивают смещение для управления бурением для обычной роторной управляемой системы 60. Обычная роторная управляемая система 60 может стать системой «микроуправления бурением» путем уменьшения L1, для чего требуется, чтобы смещение для управления бурением было расположено близко к последнему режущему элементу 66 бурового долота 64. Однако из-за длины пазов для отворачивания долота (например, пространства для ключа), узла подшипника или длины калибра долота, а также других факторов, которые требуют увеличения длины между вооружением долота и узлом управления бурением, способность к изгибу может снизиться. Способность к резкому изгибу (DLS) или реакция на кривизну жесткого трехточечного узла управления бурением описывается уравнением 1 следующим образом:

DLS=2 * ecc / (L1 * L2) (1)

где

DLS - способность к резкому изгибу (1/м);

ecc - смещение для управления бурением (м);

L1 - расстояние от последнего вооружения долота до накладки для управления бурением (м); и

L2 - расстояние от накладки для управления бурением до верхней точки контакта (м).

[0027] Со ссылкой на фиг. 2, в обычной роторной управляемой системе 60 L1 из уравнения 1 представляет собой расстояние от последнего отверстия, определяющего режущий элемент, например, в некоторых случаях это может быть режущий элемент 66 бурового долота 64, до низа части одной или более накладок 63 для управления бурением, которая входит в зацепление с пластом. Кроме того, L2 представляет собой расстояние от верха части одной или более накладок 63 для управления бурением, которая входит в зацепление с пластом, до верхнего стабилизатора 62. Как показано в уравнении 1, DLS обратно пропорциональна L1 и L2. На практике L1 обычно намного короче L2, таким образом, несколько дюймов/сантиметров от L1 оказывают гораздо большее влияние на DLS, чем аналогичное изменение в L2. Кроме того, DLS также пропорциональная эксцентриситету, например, удвоение длины хода накладок для управления бурением удваивает DLS. В обычной роторной управляемой системе 60 активация управления бурением и неоднородность пласта могут вызывать микроскручивания и микроизгибы. Микроизгибы могут отрицательно сказаться на надежности и производительности обычной роторной управляемой системы 60, особенно в чередующихся и абразивных пластах из-за контакта между одной или более накладками 63 для управления бурением и пластом ствола 65 скважины.

[0028] Как показано на фиг. 3-7, в некоторых вариантах осуществления роторный управляемый инструмент 32 остается на приемлемом расстоянии от торца 25 долота, а дополнительное вооружение долота размещают ближе к исполнительному механизму 53 управления бурением. В некоторых вариантах осуществления роторный управляемый инструмент 32 используют в роторной управляемой системе с отклонением долота (push-the-bit) с одним или более узлами управления бурением. Один или более узлов управления бурением могут содержать один или более исполнительных механизмов управления бурением и один или более активных или пассивных резцов на одном или более узлах управления бурением. Кроме того, исполнительные механизмы 53 управления бурением роторного управляемого инструмента 32 остаются на расстоянии от торца 25 долота, а вооружение 57 долота окончательного фрезерования отверстия (например, резцы) находится на расстоянии от самого верхнего отверстия, определяющего режущий элемент 79 бурового долота 18. Используемый в настоящем документе режущий элемент, определяющий самое верхнее отверстие, представляет собой режущий элемент, который находится на долоте и представляет собой режущий элемент, который расположен так, что он проходит до калибрующего или внешнего диаметра долота. В некоторых вариантах осуществления показанный режущий элемент 79 для расширения скважины снизу вверх может не быть режущим элементом, определяющим отверстие, поскольку он может быть размещен в месте, которое находится под калибром или на диаметре, который меньше калибра долота. В некоторых вариантах осуществления самый верхний калибрующий резец 78 может представлять собой режущий элемент 79, определяющий самое верхнее отверстие. Изгиб ствола скважины, создаваемый буровым инструментом, может определяться вооружением долота, которое фрезерует конечный диаметр ствола скважины, эффективно определяя L1. В некоторых вариантах осуществления роторный управляемый инструмент 32 может обеспечивать повышенную DLS, лучшее качество ствола скважины и повышенную долговечность узла управления бурением в абразивных вариантах применения. Напротив, в вариантах осуществления, в которых резцы 57 находятся ниже калибра бурового долота, в то время как срок службы узла управления бурением может быть улучшен, повышение DLS и улучшение качества ствола скважины менее вероятны.

[0029] Как показано на фиг. 3, в одном или более вариантах осуществления роторный управляемый инструмент 32 показан в роторной управляемой системе 67 в стволе 22 скважины. На нижнем конце 68 ствола 22 скважины буровое долото 18 дополнительно фрезерует ствол 22 скважины. На проксимальном конце 69 роторной управляемой системы 67 роторный управляемый инструмент 32 может содержать лопасти 70 стабилизатора или гладкий корпус для образования верхней точки контакта роторной управляемой системы 67. Резцы 57 могут быть расположены непосредственно на роторном управляемом инструменте 32 или на втулке, причем втулка скользит по внешней поверхности роторного управляемого инструмента 32, а затем накручивается или навинчивается, чтобы обеспечить прикрепление с возможностью снятия к роторному управляемому инструменту 32. Как указано выше, резцы 57 размещены на расстоянии L1 от одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением и, в частности, резцы 57 находятся над буровым долотом 18 на расстоянии D от самого верхнего отверстия, определяющего режущий элемент 79 бурового долота 18; следовательно, резцы 57 представляют собой последнее вооружение долота роторной управляемой системы 67. В одном или более вариантах осуществления расстояние D равно или больше 4 дюймов (10 см), 6 дюймов (15 см) или 9 дюймов (23 см). Таким образом, имеется осевая область 86 (или зазор), которая существует между долотом 18 и резцами 57. Такая область может иметь диаметр, который меньше калибра долота (например, внешний диаметр бурового долота, определяемый наиболее удаленными режущими элементами на буровом долоте). В одном или более вариантах осуществления осевая область не содержит режущих элементов, которые присутствуют на диаметре долота или превышают его, и/или осевая область не содержит пассивной несущей поверхности, которая присутствует на диаметре долота или превышает его. Другими словами, эта осевая область не содержит режущих элементов или пассивных несущих поверхностей, которые находятся на калибре долота или за его пределами. В некоторых вариантах осуществления осевая область 86 не содержит никаких режущих элементов или пассивных несущих поверхностей, которые постоянно входят в зацепление с пластом, например, при бурении кривой. Однако в этой осевой области необязательно могут быть режущие элементы или пассивная несущая поверхность, которые имеют радиус меньше калибра долота. Кроме того, в одном или нескольких вариантах осуществления расстояние L1 (расстояние между резцами 57 и исполнительными механизмами 53 управления бурением) меньше расстояния D. В конкретных вариантах осуществления, когда присутствует множество резцов 57, расстояние между самыми нижними резцами указанных резцов 57 и нижним краем самого нижнего исполнительного механизма 53 управления бурением меньше расстояния D.

[0030] Таким образом, когда уравнение 1 применяется к роторной управляемой системе 67, показанной на фиг. 3, L1 представляет собой расстояние от резцов 57 до одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением, а L2 представляет собой расстояние от одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением до лопастей 70 стабилизатора. Следовательно, применительно к уравнению 1, вследствие уменьшения L1, роторная управляемая система 67 имеет улучшенную способность к изгибу по сравнению с обычной роторной управляемой системой 60. В некоторых вариантах осуществления может присутствовать промежуточная пассивная поверхность 71 между буровым долотом 18 и одним или более исполнительными механизмами 53 управления бурением для обеспечения поперечной стабилизации и обеспечения максимального ограничения достигаемой DLS (т.е. предотвращения чрезмерной реакции DLS). Кроме того, остальная часть BHA, которая соединена с роторной управляемой системой 67, также может иметь множество промежуточных пассивных поверхностей. Промежуточные пассивные поверхности (71) могут не препятствовать боковому продвижению ствола 22 скважины к требуемому конечному изгибу, и, таким образом, промежуточные пассивные поверхности (71) могут быть профилированы в соответствии с конечной кривизной ствола скважины. Кроме того, резцы 57 могут иметь диаметр относительно оси инструмента, который является таким же (например, таким же или практически таким же, например, в пределах производственных допусков, таких как +/- 0,025 дюйма (0,64 мм), +/- 0,050 дюйма (1,3 мм) или +/- 0,100 дюйма (2,54 мм)), или больше диаметра калибра бурового долота относительно оси долота. Другими словами, резцы могут быть расположены в том же радиальном положении, что и калибрующие резцы, или могут быть расположены в радиальном положении, выходящем за пределы радиального положения калибрующих резцов. Поскольку долото осуществляет бурение через криволинейную часть, долото может не пробурить отверстие до предполагаемого калибра. В некоторых вариантах осуществления при размещении резцов 57 на или за калибром долота, резцы 57 могут эффективно фрезеровать или расширять ствол скважины до предполагаемого калибра ствола скважины через криволинейную часть. Резцы 57 могут эффективно расширять любые шероховатости пласта и предотвращать контакт шероховатостей пласта с чувствительными частями (т.е. узлами, не предназначенными для контакта с пластом) роторного управляемого инструмента 32. В некоторых вариантах осуществления резцы 57, размещенные на корпусе 47 инструмента и радиально рядом с номинальным диаметром ствола скважины, обеспечивают повышенную способность к изгибу, улучшают качество ствола скважины и повышают срок службы и надежность роторной управляемой системы 67.

[0031] Роторный управляемый инструмент 32, включая исполнительные механизмы 53 и любые другие компоненты, описанные в других вариантах осуществления, имеет первый диаметр, когда исполнительные механизмы управления бурением не активированы. Резцы 57 размещаются на роторном управляемом инструменте 32 на диаметре, превышающем первый диаметр. Другими словами, роторный управляемый инструмент 32, включая все компоненты, но за исключением резцов 57, имеет первый диаметр, при этом резцы 57 расположены так, что они выходят (т.е. режущая поверхность выходит) за пределы первого диаметра.

[0032] Как показано на фиг. 4, роторный управляемый инструмент 80 показан в роторной управляемой системе 67 в стволе 22 скважины. На нижнем конце 68 ствола 22 скважины буровое долото 18 фрезерует ствол 22 скважины. Стабилизатор 70 находится на проксимальном конце 69 роторной управляемой системы 67, над роторным управляемым инструментом 80 для образования верхней точки контакта роторной управляемой системы 67 с промежуточной пассивной (под калибром) поверхностью 81 между ними. На роторном управляемом инструменте 80 резцы 57 размещены рядом, например ниже, с одним или более исполнительными механизмами 53 управления бурением. Резцы могут быть установлены непосредственно на корпусе роторного управляемого инструмента 80 или расположены на одной или более вспомогательных накладках (55A, 55B) и прикреплены болтами к одной или более вспомогательным накладкам (55A, 55B) и к вращающемуся управляемому инструменту 80. Например, резцы 57 могут быть установлены на нижней вспомогательной накладке 55A, а нижняя вспомогательная накладка 55A расположена под одним или более исполнительными механизмами 53 управления бурением роторного управляемого инструмента 80. Вместе с резцами 57 на нижней вспомогательной накладке 55А резцы 57 могут действовать как расширитель полного калибра. Вместо или в дополнение к использованию вспомогательных накладок резцы 57 могут быть расположены на втулке, причем втулка скользит или навинчивается на внешнюю поверхность роторного управляемого инструмента 80.

[0033] Со ссылкой на фиг. 4, может присутствовать промежуточная пассивная поверхность 71 между буровым долотом 18 и одним или более исполнительными механизмами 53 управления бурением для обеспечения поперечной стабилизации и обеспечения максимального ограничения достигаемой DLS (т.е. предотвращения чрезмерной реакции DLS). Кроме того, остальная часть BHA, которая соединена с роторной управляемой системой 67, также может иметь множество промежуточных пассивных поверхностей. Специалист в данной области техники поймет, что промежуточные пассивные поверхности 71 могут не препятствовать боковому продвижению ствола 22 скважины к требуемому конечному изгибу, и, таким образом, промежуточные пассивные поверхности 71 могут быть профилированы в соответствии с конечной кривизной ствола скважины. Кроме того, промежуточные пассивные поверхности 71 могут иметь диаметр меньше калибрующего диаметра бурового долота 18. Кроме того, резцы 57 могут быть размещены на диаметре, который больше или равен внешнему диаметру вооружения указанного бурового долота 18. Как отмечалось выше, в некоторых вариантах осуществления это может гарантировать, что будет достигнут требуемый диаметр ствола скважины (например, эти резцы могут расширять криволинейную часть ствола 22 скважины до номинального калибра (до требуемого диаметра ствола 22 скважины)). Резцы 57 могут также эффективно расширять любые шероховатости пласта и предотвращать контакт шероховатостей пласта с чувствительными частями (т.е. узлами, не предназначенными для контакта с пластом) роторного управляемого инструмента 32. Когда уравнение 1 применяется к роторной управляемой системе 67, показанной на фиг. 4, L1 представляет собой расстояние от резцов 57 до одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением, а L2 представляет собой расстояние от одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением до стабилизатора 70; таким образом, применительно к уравнению 1, роторная управляемая система 67 имеет улучшенную способность к изгибу по сравнению с обычной роторной управляемой системой 60.

[0034] Как показано на фиг. 5, в одном или более вариантах осуществления роторная управляемая система 67 проиллюстрирована с использованием цилиндра или втулки 83 для размещения резцов 57 над буровым долотом 18 рядом с исполнительными механизмами 53 управления бурением. Как проиллюстрировано, буровое долото 18 соединено с переводником 84 к долоту, который может быть установлен на BHA, например, в нижней части инструмента, а в некоторых вариантах осуществления может быть соединен с концом приводного вала 85 забойного двигателя 82. Кроме того, втулка 83 может быть навинчена на нижнюю часть инструмента или на корпус забойного двигателя 82, или она может быть функционально соединена с переводником 84 к долоту. Например, втулка 83 может быть соединена шпонкой с приводным валом 85 двигателя для обеспечения возможности навинчивания бурового долота 18 на переводник 84 к долоту без вращения ротора забойного двигателя 82. Втулка 83 и переводник 84 к долоту могут иметь взаимно блокирующие шпоночные элементы, позволяющие приспособлению для отвинчивания бурового долота (например, ключам) сдерживать вращение, пока буровое долото 18 затягивается для его соединения с бурильной колонной. В этом примере один или более исполнительных механизмов 53 управления бурением могут представлять собой эксцентрические смещающие накладки для функционирования в качестве устройств смещения для управления бурением. Например, эксцентрическая смещающая накладка может представлять собой простую неподвижную конструкцию защитной накладки, защитную накладку по требованию (для переключения с криволинейного на прямолинейное направление бурения) или полностью роторную управляемую систему, в которой накладки синхронно выдвигаются и втягиваются посредством вращения статора двигателя под фазовым углом, соответствующим направлению управления бурением. Дополнительные неограничивающие примеры описаны в патентной публикации US 2015/0060140, которая полностью включена в настоящий документ посредством ссылки. Резцы 57 (т.е. режущие элементы для завершающего расширения) расположены ниже и рядом с одним или более исполнительными механизмами 53 управления бурением (например, эксцентрической смещающей накладкой).

[0035] Как указано выше, резцы 57 размещены на расстоянии от одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением и, в частности, резцы 57 находятся над буровым долотом 18 на расстоянии D от самого верхнего отверстия, определяющего режущий элемент 79 бурового долота 18. Следовательно, резцы 57 являются последним вооружением долота роторной управляемой системы 67. В некоторых вариантах осуществления расстояние D равно или больше 4 дюймов (10 см), 6 дюймов (15 см) или 9 дюймов (23 см). Как используется в настоящем документе, когда режущие элементы окончательного фрезерования отверстия (например, резцы 57), которые определяют размер отверстия, отделены от основного режущего элемента (например, бурового долота 18), элементы расширения отверстия (например, резцы 57) могут быть разнесены от механизма управления бурением (например, одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением) на расстояние меньше расстояние D. Таким образом, когда уравнение 1 применяется к ротационной управляемой системе 67, показанной на фиг. 5, L1 представляет собой расстояние от резцов 57 до одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением, а L2 представляет собой расстояние от одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением до лопастей 70 стабилизатора забойного двигателя 82. Таким образом, применительно к уравнению 1, роторная управляемая система 67 имеет улучшенную способность к изгибу по сравнению с обычной роторной управляемой системой 60. В некоторых вариантах осуществления путем размещения одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением на корпусе забойного двигателя 82, роторная управляемая система 67 может уменьшить износ накладки шероховатостями ствола скважины, ограничивая в некоторых случаях число оборотов двигателя на поверхности до нуля. Кроме того, это также позволяет выбирать скорость долота, не опасаясь износа одного или более исполнительных механизмов 53 управления бурением или пласта. Как и в описанных выше вариантах осуществления резцы 57, размещенные на забойном двигателе 82 и радиально рядом с номинальным диаметром ствола скважины, обеспечивают повышенную способность к изгибу, улучшают качество ствола скважины и повышают срок службы и надежность роторной управляемой системы 67.

[0036] Кроме того, специалист в данной области техники поймет, как роторная управляемая система 67 может содержать любую комбинацию, показанную на фиг. 3-5, в BHA 20 вместе с другими скважинными инструментами, известными в данной области техники, без отступления от объема настоящего изобретения. Схематические виды, показанные на фиг. 3-5, иллюстрируют один или более исполнительных механизмов 53 управления бурением, которые вращаются вместе с буровым долотом 18, однако объем настоящего изобретения не ограничивается одним или более исполнительными механизмами 53 управления бурением, вращающимися вместе с буровым долотом 18. В некоторых вариантах осуществления один или более исполнительных механизмов 53 управления бурением могут быть установлены на не вращающемся стабилизаторе в BHA 20.

[0037] На фиг. 6 показан роторный управляемый инструмент 32 или блок управления бурением в стволе 22 скважины. Роторный управляемый инструмент 32 содержит корпус 47 инструмента с верхним соединительным концом 48 и нижним соединительным концом 49. Нижний соединительный конец 48 и верхний соединительный конец 49 представлять собой охватываемое (ниппельное) соединение, гнездовое (муфтовое) соединение или любую их комбинацию. Например, в некоторых вариантах осуществления нижний соединительный конец 48 представляет собой муфтовое соединение, соединенное с проксимальным концом 50 (т.е. ниппельное соединение) бурового долота 18 напротив торца 25 долота. В этом варианте осуществления буровое долото 18 может иметь режущую поверхность (т.е. торец 25 долота) и калибрующую поверхность 72. Буровое долото 18 может содержать множество лопастей 58, которые отходят в радиальном направлении от корпуса долота и снабжены режущими элементами 73, выполненными с возможностью разрушения пласта 24. Калибрующие резцы 78 определяют диаметр отверстия, пробуренного долотом 18. Флюид из сопел бурового долота может удалять фрагменты пласта со дна ствола скважины и переносить их вверх по стволу 22 скважины. Буровое долото 18 может представлять собой любое известное в данной области техники буровое долото без отступления от объема настоящего изобретения (например, долото из поликристаллического алмаза с неподвижными резцами, шарошечное коническое долото и т. д.). Буровое долото 18 может быть удлинено таким образом, что оно закрывает соединение с роторным управляемым инструментом 32 (например, в конструкции цилиндра, показанной на фиг. 5, вооружение долота может проходить вокруг корпуса 84 долота и над ним). Кроме того, верхний соединительный конец 49 может представлять собой ниппельное или муфтовое соединение, выполненное с возможностью соединения со скважинным инструментом 51 BHA, таким как утяжеленная бурильная труба, переводник стабилизатора или любой вышеупомянутый инструмент. Хотя сами соединения конкретно не показаны, ниппельные или муфтовые соединения должны обеспечивать герметичное уплотнение с торцевой поверхностью буртика соответствующего соединения. Кроме того, соединения могут представлять собой любое соединение стандарта API или специализированное соединение и могут быть, например, резьбовыми или не резьбовыми.

[0038] В некоторых вариантах осуществления роторный управляемый инструмент 32 может содержать один или более узлов 52 управления бурением, выходящих из корпуса 47 инструмента. Один или более узлов 52 управления бурением могут содержать один или более исполнительных механизмов 53 управления бурением, выходящих за пределы одного или более узлов 52 управления бурением. Один или более исполнительных механизмов 53 управления бурением могут быть расположены на корпусе 47 инструмента. Кроме того, один или более исполнительных механизмов 53 управления бурением могут содержать активируемую смещающую накладку 54 для обеспечения смещения при бурении в роторной управляемой системе с отклонением долота (push-the-bit). Например, исполнительный механизм 53 управления бурением может содержать поршень в камере одного или более узлов 52 управления бурением, выполненный с возможностью перемещения активируемой шарнирной смещающей накладки 54 смещения из отведенного положения в выдвинутое положение для обеспечения смещения для управления бурением. В качестве альтернативы шарнирная накладка 54 может быть выполнена с возможностью активации шарикового поршня для перемещения шарнирной накладки. Неограничивающие примеры устройств управления бурением с шариковыми поршнями описаны, например, в патенте США № 8157024, полное описание которого включено в настоящий документ посредством ссылки. Может использоваться любой подходящий способ активации смещающей накладки 54. Кроме того, роторный управляемый инструмент 32 может содержать контроллер, который управляет активацией накладки 54. Один или более узлов 52 управления бурением могут содержать одну или более вспомогательных накладок (55A, 55B), расположенных рядом с активируемой смещающей накладкой 54. Вспомогательные накладки могут быть частью узла управления бурением и могут быть частью шарнира, вокруг которого вращается накладка 54. Кроме того, вспомогательные накладки могут помочь защитить активируемую смещающую накладку 54 и другие части узла 52 управления бурением. В некоторых вариантах осуществления нижняя вспомогательная накладка 55A расположена ниже активируемой смещающей накладки 54 (в направлении бурового долота 18), а верхняя вспомогательная накладка 55B расположена над активируемой смещающей накладкой 54 в направлении скважинного инструмента 51. Одна или более вспомогательных накладок (55A, 55B) могут быть активными или пассивными. Пассивные вспомогательные накладки могут быть несъемно или с возможностью снятия прикреплены к корпусу 47 инструмента с фиксированным внешним диаметром. В отличие от пассивных вспомогательных накладок, активные вспомогательные накладки не имеют фиксированного внешнего диаметра и могут быть активированы до различных внешних диаметров, оставаясь при этом в стволе скважины. Однако вспомогательные накладки (55A, 55B) не ограничиваются тем, что они находятся рядом с активируемой смещающей площадкой 54, но могут быть иным образом выполнены как единое целое с корпусом 47 инструмента или прикреплены в любом месте к нему (т.е. приварены, залиты твердым сплавом, отлиты или отформованы). Кроме того, вспомогательные накладки (55A, 55B) также могут смещаться с возможностью вращения относительно активируемой смещающей накладки 54, причем количество вспомогательных накладок может отличаться от количества смещающих накладок.

[0039] Со ссылкой на фиг. 6, в одном или более вариантах осуществления один или более резцов 57 расположены на роторном управляемом инструменте 32. Например, резцы 57 могут быть расположены на одном или более узлах 52 управления бурением. В некоторых вариантах осуществления резцы 57 могут быть прикреплены к нижней вспомогательной накладке 55А, т.е. вблизи нижнего соединительного конца 48 инструмента или дистального конца BHA. В то время как на фиг. 6 резцы 57 показаны на нижней вспомогательной накладке 55A, резцы 57 не ограничиваются размещением на нижней вспомогательной накладке 55A. Скорее, резцы 57 могут присутствовать на одном или более узлах 52 управления бурением рядом с нижним соединительным концом 48 и/или верхним соединительным концом 49 корпуса 47 инструмента, например верхней вспомогательной накладке 55B. Размещение резцов 57 на узле 52 управления бурением может позволить расположить резцы 57 относительно близко к исполнительному механизму 53 управления бурением, тем самым обеспечивая уменьшенное расстояние L1 и увеличенную DLS. Кроме того, хотя на фиг. 6 показаны резцы 57 на узлах 52 управления бурением, в частности, на нижней вспомогательной накладке 55А узла 52 управления бурением, настоящее изобретение этим не ограничивается. Скорее, один или несколько вариантов осуществления настоящего изобретения могут обеспечить размещение резцов 57 в любом месте на расстоянии D’ от исполнительного механизма 53 управления бурением или на исполнительном механизме 53 управления бурением (т.е. расстояние D’ равно нулю), так что расстояние D от резцов 57 до самого верхнего отверстия, определяющего режущий элемент 79 бурового долота 18, равно или больше 4 дюймов (10 см), 6 дюймов (15 см) или 9 дюймов (23 см). В некоторых вариантах осуществления резцы 57 могут быть прикреплены непосредственно к активируемой смещающей накладке 54. Кроме того, специалист в данной области техники поймет, как резцы 57 могут быть выполнены с возможностью перемещения в боковом направлении или неподвижно относительно корпуса 47 инструмента. Например, в то время как вспомогательные накладки, например, могут быть неподвижными в одном или более вариантах осуществления, вспомогательные накладки или другая конструкция, к которой прикреплены резцы 57, также могут быть активируемыми для перемещения наружу в боковом или радиальном направлении.

[0040] В некоторых вариантах осуществления резцы 57 могут фрезеровать ствол 22 скважины по диаметру, который по существу равен или больше калибрующего диаметра (англ. - gage diameter, GD) калибрующих резцов 78 бурового долота 18. Однако резцы 57 также могут быть помещены под калибр, а затем активироваться для перемещения в поперечном направлении к GD или над GD. Резцы 57 могут быть закреплены на вспомогательных накладках (55A, 55B) и все еще находиться под калибром GD. Когда внешний диаметр резцов 57 больше GD калибрующих резцов 78 бурового долота 18, резцы 57 можно использовать в качестве расширителя ствола скважины. Резец 57 может перемещаться в поперечном/радиальном направлении, чтобы обеспечить любой калибрующий диаметр, требуемый для дальнейшего фрезерования ствола 22 скважины. Кроме того, когда резцы 57 или конструкция, к которой прикреплены резцы 57, являются подвижными, контроллер, используемый для активации исполнительного механизма 53 управления бурением, также может использоваться для перемещения резцов 57. В качестве альтернативы, для перемещения резцов можно использовать дополнительный контроллер или контроллер, расположенный в другом инструменте BHA.

[0041] В одном или более вариантах осуществления резцы 57, используемые в этом или любом другом варианте осуществления, могут представлять собой резцы из поликристаллического алмаза (PDC), т.е. цилиндрические вставки из слоя поликристаллического алмаза на подложке, которая может быть припаяна или иным образом прикреплена к инструменту RSS, например, к вспомогательным накладкам. Кроме того, хотя резцы 57 проиллюстрированы как срезающие резцы из PDC, в любом из раскрытых вариантов осуществления могут использоваться другие типы режущих элементов и режущие элементы другой геометрии, включая, например, режущие элементы, имеющие по существу заостренный конец, или другие неплоские режущие концы (например, с удлиненной вершиной, проходящей от периферийной кромки режущего элемента (на диаметре режущего элемента или по существу на его диаметре) радиально внутрь к центру резца)).

[0042] На фиг. 7 показан роторный управляемый инструмент 32 и один или более узлов 52 управления бурением. В некоторых вариантах осуществления один или более узлов 52 управления бурением могут содержать множество узлов 56A, 56B поршня и исполнительные механизмы управления бурением, например поршни 1, 2, как показано. В некоторых вариантах осуществления поршни 1, 2 приводятся в действие буровым раствором, который отводится от основного потока через BHA, и выдвигаются для оказания давления на ствол скважины для управления буровым долотом 18. Например, первый поршневой узел 56А расположен внутри одного или более узлов 52 управления бурением на расстоянии первой длины от торца 25 указанного бурового долота 18. Кроме того, второй поршневой узел 56B расположен внутри одного или более узлов 52 управления бурением на расстоянии второй длины от торца 25 бурового долота 18, причем вторая длина больше первой длины первого поршневого узла 56A. Первый поршень 1 расположен внутри первого поршневого узла 56A, а второй поршень 2 расположен внутри второго поршневого узла 56B. Каждый поршень 1, 2 может приводиться в действие избирательно (или синхронно) для обеспечения смещения для управления бурением буровому долоту 18 для бурения кривой в стволе скважины. Торцевая поверхность каждого поршня 1, 2, контактирующая со стволом скважины, может иметь поверхность, которая содержит твердый материал, такой как карбид вольфрама или алмаз, для продления срока службы поршней 1, 2. Кроме того, как показано на фиг. 7, резцы 57 могут быть размещены на выступающем элементе 59, который окружает и ограничивает узел 52 управления бурением. Выступающий элемент 59 может также определять площадь отверстия в долоте для выноса бурового шлама между соседними узлами управления бурением для бурового раствора для транспортировки выбуренной породы на поверхность.

[0043] Как показано на фиг. 7, в одном или более вариантах осуществления резцы 57 могут быть расположены под поршнем 1, между поршнями 1, 2 или над поршнем 2. Кроме того, резцы 57 могут быть размещены на диаметре, который по существу равен или больше калибрующего диаметра (GD) калибрующих резцов 78. Например, верхний поршень 2 может иметь больший номинальный диаметр, так что он может использовать резцы 57, промежуточные по отношению к поршням 1, 2, со ссылкой на L1 (см. уравнение 1). В таком случае верхний поршень 2 отталкивает только что вырезанное отверстие, а не то, по которому трется нижний поршень 1. В этом случае оба поршня (1, 2) могут достигать DLS с их собственным L1. Кроме того, в то время как резцы 57 могут быть расположены на узле 52 управления бурением, резцы могут быть размещены в другом месте на корпусе 47 роторного управляемого инструмента 32 таким образом, чтобы оставалось расстояние между резцами 57 и исполнительными механизмами управления бурением (т.е. поршнями 1, 2) узла 52 управления бурением. В некоторых вариантах осуществления резцы 57 находятся над буровым долотом 18 на расстоянии D, равном или превышающем 4 дюйма (10 см), 6 дюймов (15 см) или 9 дюймов (23 см) от самого верхнего отверстия, определяющего режущий элемент 79 бурового долота 18. Например, резцы 57 могут находиться на нижнем конце узла 52 управления бурением (т.е. рядом с нижним соединительным концом 48 роторного управляемого инструмента 32, который соединен с проксимальным концом 50 бурового долота 18 напротив торца 25 долота. В то время как на фиг. 7 резцы 57 показаны рядом с нижним соединительным концом 48, резцы 57 не ограничиваются тем, что они находятся рядом с нижним соединительным концом 48. В некоторых вариантах осуществления резцы 57 могут быть расположены на верхнем конце узла 52 управления бурением (т.е. рядом с верхним соединительным концом 49 роторного управляемого инструмента 32, который соединен со скважинным инструментом 51 BHA). Кроме того, резцы 57 могут находиться в другом месте на корпусе 47 инструмента между верхним соединительным концом 49 и нижним соединительным концом 48.

[0044] Как описано выше, резцы 57 по настоящему изобретению могут быть размещены на роторном управляемом инструменте 32, так как показано на фиг. 3-7. BHA имеет различные диаметры в зависимости от внешнего диаметра инструментов в BHA. В одном аспекте первый диаметр представляет собой калибрующий диаметр бурового долота, а второй диаметр представляет собой диаметр резцов на роторном управляемом инструменте. Кроме того, существует расстояние D между первым диаметром (т.е., бурового долота) и вторым диаметром (например, резцов), причем область в пределах этого расстояния может быть соединительной поверхностью контакта, пассивной калибрующей областью или служить какой-либо другой цели (например, для измерения). В некоторых вариантах осуществления расстояние D между первым диаметром (например, бурового долота) и вторым диаметром (например, резцов) равно или больше 4 дюймов (10 см), 6 дюймов (15 см) или 9 дюймов (23 см). Кроме того, существует расстояние D’ между вторым диаметром и накладками или исполнительными механизмами управления бурением. Также существует расстояние D’’ между вторым диаметром (т.е. бурового долота) и накладками или исполнительными механизмами управления бурением. D’ меньше D’’.

[0045] Однако в некоторых вариантах осуществления, когда расстояние между первым диаметром (т.е. бурового долота) и вторым диаметром (т.е. резцов) увеличивается, рельеф на пассивной калибровочной области необходимо втягивать внутрь, чтобы обеспечить целевую DLS. Область между первым диаметром (т.е. бурового долота) и вторым диаметром (т.е. резцов) может быть активирована извне для изменения поперечной агрессивности и способности бурового долота к DLS. В одном аспекте второй диаметр (т.е. резцов) находится между одним или более исполнительными механизмами управления бурением роторного управляемого инструмента и бурового долота, и, таким образом, применительно к уравнению 1, описанная система имеет улучшенную способность DLS. В некоторых вариантах осуществления расстояние D включает в себя часть, имеющую диаметр меньше первого диаметра (т.е. бурового долота).

[0046] В некоторых вариантах осуществления второй диаметр (т.е. резцов) выше одного или более исполнительных механизмов управления бурением роторного управляемого инструмента. В таком случае размещение второго диаметра (т.е. резцов) над одним или более исполнительными механизмами управления бурением не способствует увеличению DLS, так как расстояние L1 (см. уравнение 1) в этом случае будет измеряться от бурового долота до одного или более исполнительных механизмов управления бурением. Вместе с резцами над одним или более исполнительными механизмами управления бурением резцы могут использоваться в качестве защитного элемента для функций роторного управляемого инструмента, повреждение которых может привести к потере управляемой при бурении DLS. Кроме того, резцы, когда они находятся над одним или более исполнительными механизмами управления бурением, могут использоваться для функции, которая не служит для управления бурением, такой как открытие ствола скважины (например, при расширении) или улучшение качества ствола скважины. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления резцы могут приводиться в действие или размещаться на одном или более исполнительных механизмах управления бурением.

[0047] Кроме того, способы по настоящему изобретению могут включать в себя использование роторного управляемого инструмента 32 и других конструкций, таких как на фиг. 1 и 3-7. Первоначально буровая установка опускает буровое долото внутрь поверхности земли, тем самым осуществляя бурение ствола скважины с помощью бурового долота. Когда буровое долото продолжает бурение ствола скважины на дальнейшую глубину, могут вращаться бурильная колонна и BHA, которые соединены с буровым долотом. Кроме того, роторный управляемый инструмент BHA вращается внутри ствола скважины. В зависимости от того, когда буровому мастеру буровой установки необходимо управлять бурением для достижения целевой области, буровой мастер может избирательно активировать роторный управляемый инструмент, чтобы отклонить буровое долото в направлении от ствола скважины. Затем буровое долото отклоняют с отклонением, отличным от текущей траектории (например, первоначальной вертикальной оси ствола скважины), чтобы получить искривленную или горизонтальную ось в стволе скважины, тем самым осуществляя бурение криволинейной скважины внутри ствола скважины. Избирательная активация роторного управляемого инструмента может быть выполнена путем передачи сигнала от буровой установки на роторный управляемый инструмент или блок управления, например, посредством электрического сигнала через проводную бурильную трубу, посредством телеметрии или других известных средств. Как только роторный управляемый инструмент проходит через криволинейную часть ствола скважины, резцы роторного управляемого инструмента могут дополнительно фрезеровать и/или очищать криволинейную часть ствола скважины. Резцы могут избирательно активироваться для втягивания или выдвижения до требуемого диаметра для фрезерования или прекращения фрезерования криволинейной скважины. Кроме того, в криволинейной скважине могут образоваться выступы. Часто при бурении в стволе скважины образуются выступы (т.е. стенка ствола скважины не является гладкой). Выступы создают острый угол в криволинейной скважине и делают ствол скважины менее однородным и более подверженным таким проблемам, как прихват трубы. Если образуется выступ, резцы, фрезерующие криволинейную скважину, могут также фрезеровать выступ, образованный в криволинейной скважине. Резцы также можно использовать в качестве разбуривателей или расширителей ствола скважины для изменения диаметра ствола скважины от бурового долота. Например, буровое долото может быть выполнено с возможностью фрезерования отверстия, диаметр которого меньше заданного диаметра скважины. Резцы, расположенные рядом с исполнительными механизмами управления бурением, могут затем расширить буровое долото до требуемого размера скважины. Количество резцов, используемых рядом с исполнительными механизмами управления бурением в стволе скважины, может быть заранее определено на основе целевого угла или глубины; однако параметры и цели скважины могут измениться, и, таким образом, использование резцов может быть изменено в реальном времени (при использовании активируемых резцов) для увеличения или уменьшения плотности и диаметра вооружения долота, расположенного рядом с исполнительными механизмами управления бурением.

[0048] В настоящем документе описан один или более конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения. Эти описанные варианты осуществления представляют собой примеры описанных в настоящем документе методик. Кроме того, чтобы предоставить краткое описание этих вариантов осуществления, не все признаки фактической реализации могут быть раскрыты в данном описании. Следует понимать, что при разработке любой такой фактической реализации, как в любом инженерном проекте или проекте опытно-конструкторских работ, многочисленные характерные для варианта осуществления решения будут приниматься для достижения конкретных целей проектировщика, например, для соответствия связанным с системой или производственным ограничениям, которые могут быть различными для каждого варианта осуществления. Более того, следует понимать, что такая опытно-конструкторская разработка может быть сложной и потребовать больших затрат времени, но, тем не менее, будет обычной практикой при конструировании, изготовлении и производстве для специалистов в данной области техники, пользующихся преимуществами настоящего изобретения.

[0049] Следует понимать, что ссылки на «один вариант осуществления» или «вариант осуществления» настоящего изобретения не предназначены для интерпретации как исключающие существование дополнительных вариантов осуществления, которые также включают перечисленные признаки. Например, любой элемент, описанный в отношении варианта осуществления в настоящем документе, может комбинироваться с любым элементом любого другого варианта осуществления, описанного в настоящем документе. Подразумевается, что числа, проценты, соотношения или другие значения, указанные в настоящем документе, включают такое значение, а также другие значения, которые «приблизительно» или «примерно» соответствуют указанному значению, что будет понятно специалисту в данной области техники, реализующему варианты осуществления настоящего изобретения. Поэтому заявленное значение следует интерпретировать достаточно широко, чтобы охватывать значения, которые по меньшей мере достаточно близки к заявленному значению для осуществления желаемой функции или достижения желаемого результата. Заявленные значения включают по меньшей мере ожидаемые отклонения в подходящем процессе производства или изготовления и могут включать значения, которые находятся в пределах 5%, в пределах 1%, в пределах 0,1% или в пределах 0,01% от заявленного значения.

[0050] Для специалиста в данной области техники также будет понятно в контексте настоящего изобретения, что такие эквивалентные конструкции не отступают от сущности и объема настоящего изобретения, и что в варианты осуществления, описанные в настоящем документе, могут быть внесены различные изменения, замены и исправления без отступления от сущности и объема настоящего изобретения. Эквивалентные конструкции, включая функциональные пункты «средство плюс функция» предназначены для охвата конструкций, описанных в настоящем документе как выполняющих указанную функцию, включая как конструктивные эквиваленты, которые функционируют подобным образом, так и эквивалентные конструкции, которые обеспечивают ту же функцию. Заявитель явно намерен не использовать средство-плюс-функция или другое функциональное требование для любого пункта формулы, за исключением тех, в которых слова «средство для» появляются вместе со связанной функцией. Каждое добавление, удаление и модификация вариантов осуществления, которые подпадают под значение и объем формулы изобретения, охватываются формулой изобретения.

[0051] Следует понимать, что любые направления или системы отсчета в предшествующем описании представляют собой только относительные направления или движения. Например, любые ссылки на «верхний» и «нижний», или «над» или «под» только описывают относительное положение или движение связанных элементов.

[0052] Настоящее изобретение может быть осуществлено в других отдельных видах без отступления от его сути или характеристик. Описанные варианты осуществления изобретения должны рассматриваться только как иллюстрация, но не как ограничение. Изменения, которые попадают в значение и диапазон эквивалентности формулы изобретения, должны быть включены в его объем.

Изобретение относится к роторному управляемому инструменту, компоновке низа бурильной колонны и способу бурения криволинейной скважины. Роторный управляемый инструмент содержит корпус инструмента с верхним концом и нижним концом. Корпус инструмента содержит по меньшей мере один узел управления бурением, продолжающийся от корпуса инструмента, и по меньшей мере один исполнительный механизм управления бурением, выполненный с возможностью выхода за пределы других частей узла управления бурением. По меньшей мере один резец расположен на промежуточной пассивной поверхности роторного инструмента на расстоянии от по меньшей мере одного исполнительного механизма управления бурением. Роторный управляемый инструмент, за исключением по меньшей мере одного резца имеет первый диаметр, когда исполнительный механизм не выдвинут и по меньшей мере один резец находится на фиксированном диаметре, который больше первого диаметра. Компоновка низа бурильной колонны содержит буровое долото, блок управления бурением, по меньшей мере один узел управления бурением, по меньшей мере один резец на блоке управления бурением. Способ бурения криволинейной скважины включает бурение скважины с использования бурового долота, вращение роторного управляемого инструмента над буровым долотом, избирательную активацию роторного управляемого инструмента для отклонения бурового долота в направлении от ствола скважины, фрезерование криволинейной скважины с использованием по меньшей мере одного резца. Технический результат заключается в улучшении способности изгиба роторной управляемой системы, повышении ее срока службы и надежности, а также в улучшении качества ствола скважины. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Роторный управляемый инструмент, содержащий:

корпус инструмента, причем корпус инструмента содержит верхний соединительный конец и нижний соединительный конец, причем нижний соединительный конец включает в себя ниппельное соединение или муфтовое соединение;

по меньшей мере один узел управления бурением, продолжающийся радиально от корпуса инструмента и содержащий по меньшей мере один исполнительный механизм управления бурением, выполненный с возможностью выхода в радиальном направлении за пределы других частей узла управления бурением;

промежуточную пассивную поверхность между по меньшей мере одним узлом управления бурением и нижним соединительным концом, причем промежуточная пассивная поверхность имеет фиксированный внешний диаметр; и

по меньшей мере один резец на промежуточной пассивной поверхности роторного управляемого инструмента, расположенный на расстоянии от по меньшей мере одного исполнительного механизма управления бурением,

причем роторный управляемый инструмент, за исключением по меньшей мере одного резца, имеет первый диаметр, когда исполнительный механизм управления бурением не выдвинут, и по меньшей мере один резец находится на фиксированном диаметре, который больше первого диаметра.

2. Роторный управляемый инструмент по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере один узел управления бурением содержит по меньшей мере один поршневой узел, выполненный с возможностью размещения по меньшей мере одного исполнительного механизма управления бурением.

3. Роторный управляемый инструмент по п. 2, отличающийся тем, что исполнительный механизм управления бурением содержит поршень внутри поршневого узла для выдвижения или втягивания, чтобы обеспечить смещение для управления бурением.

4. Роторный управляемый инструмент по п. 1, отличающийся тем, что исполнительный механизм управления бурением содержит активируемую смещающую накладку.

5. Роторный управляемый инструмент по п. 1, дополнительно содержащий втулку, прикрепленную с возможностью снятия к корпусу инструмента, причем по меньшей мере один резец расположен на втулке.

6. Роторный управляемый инструмент по п. 5, отличающийся тем, что втулка функционально соединена с нижним соединительным концом.

7. Компоновка низа бурильной колонны, содержащая:

буровое долото на дистальном конце компоновки низа бурильной колонны, причем буровое долото содержит:

корпус долота; и

множество режущих элементов, установленных на нем, причем множество режущих элементов включает в себя множество калибрующих резцов, определяющих калибр долота; и

блок управления бурением, расположенный на проксимальном конце бурового долота или на расстоянии от него, причем блок управления бурением содержит:

по меньшей мере один узел управления бурением, продолжающийся от корпуса блока управления бурением, причем по меньшей мере один узел управления бурением содержит по меньшей мере один исполнительный механизм управления бурением, выполненный с возможностью выхода за пределы всех других частей узла управления бурением, и

по меньшей мере один резец на блоке управления бурением, расположенный на расстоянии от по меньшей мере одного исполнительного механизма управления бурением, причем по меньшей мере один резец выполнен с возможностью фрезерования с таким же диаметром, как и у множества калибрующих резцов, или выполнен с возможностью фрезерования с диаметром, который больше, чем у множества калибрующих резцов.

8. Компоновка низа бурильной колонны по п. 7, отличающаяся тем, что по меньшей мере один резец расположен на по меньшей мере одном узле управления бурением ниже исполнительного механизма управления бурением.

9. Компоновка низа бурильной колонны по п. 7, отличающаяся тем, что корпус блока управления бурением содержит по меньшей мере один поршневой узел, выполненный с возможностью размещения по меньшей мере одного исполнительного механизма управления бурением.

10. Компоновка низа бурильной колонны по п. 7, отличающаяся тем, что исполнительный механизм управления бурением содержит активируемую смещающую накладку.

11. Компоновка низа бурильной колонны по п. 7, дополнительно содержащая промежуточную пассивную поверхность между буровым долотом и по меньшей мере одним резцом, причем промежуточная пассивная поверхность расположена в осевой области, имеющей диаметр, который меньше диаметра множества калибрующих резцов.

12. Компоновка низа бурильной колонны по п. 7, отличающаяся тем, что расстояние между по меньшей мере одним резцом и самым верхним калибрующим режущим элементом бурового долота равно или больше 6 дюймов (15 см).

13. Компоновка низа бурильной колонны по п. 12, отличающаяся тем, что расстояние между по меньшей мере одним резцом и по меньшей мере одним исполнительным механизмом управления бурением меньше расстояния между по меньшей мере одним резцом и самым верхним калибрующим режущим элементом бурового долота.

14. Компоновка низа бурильной колонны по п. 7, дополнительно содержащая втулку, прикрепленную с возможностью снятия к блоку управления бурением, причем по меньшей мере один резец расположен на втулке.

15. Компоновка низа бурильной колонны по п. 14, отличающаяся тем, что втулка функционально соединена с нижним концом блока управления бурением.

16. Компоновка низа бурильной колонны, содержащая:

буровое долото на конце компоновки низа бурильной колонны, причем буровое долото содержит:

корпус долота; и

множество режущих элементов, установленных на нем, причем множество режущих элементов включает в себя множество калибрующих резцов, определяющих калибр долота; и

блок управления бурением, расположенный на проксимальном конце бурового долота или на расстоянии от него, причем блок управления бурением содержит:

по меньшей мере один узел управления бурением, продолжающийся от корпуса блока управления бурением, причем по меньшей мере один узел управления бурением содержит по меньшей мере один исполнительный механизм управления бурением, выполненный с возможностью выхода за пределы всех других частей узла управления бурением, и

по меньшей мере один резец на блоке управления бурением, выполненный с возможностью фрезерования с таким же диаметром, как и у множества калибрующих резцов, или выполненный с возможностью фрезерования с диаметром, который больше, чем у множества калибрующих резцов, причем расстояние между по меньшей мере одним резцом и самым верхним калибрующим режущим элементом бурового долота равно или больше 6 дюймов (15 см).

17. Способ бурения криволинейной скважины в стволе скважины, включающий:

бурение ствола скважины с использованием бурового долота;

вращение роторного управляемого инструмента по п. 1 в стволе скважины над буровым долотом;

избирательную активацию роторного управляемого инструмента для отклонения бурового долота в направлении от ствола скважины, таким образом осуществляя бурение криволинейной скважины в стволе скважины; и

фрезерование криволинейной скважины с использованием по меньшей мере одного резца.