СИСТЕМА И СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2025 года по МПК E21B7/06 

Изобретение относится к устройству и способу направленного бурения для изменения направления траектории скважины, а именно наклонно-направленной скважины с протяженным горизонтальным участком.

Наклонно-направленное бурение относится к технологии управления траекторией бурения скважины или «управляемого отклонения» бурового долота, для бурения скважин в горных породах в требуемом направлении. Существуют способы управляемого отклонения бурового долота в режиме скольжения при отсутствии вращения бурильной колонны и забойного двигателя, например, винтового забойного двигателя (ВЗД), и способы управляемого отклонения бурового долота при роторном бурении с вращением бурильной колонны с использованием роторной управляемой системы (РУС). Применение РУС повышает скорость проходки и качество ствола, уменьшает извилистость, уменьшает трение между бурильной колонной и стволом скважины, уменьшает скручивающие и осевые нагрузки, а также явления подклинки-проворота (stick & slip) по сравнению с наклонно-направленным бурением забойными двигателями. Выбор РУС обеспечивает возможность бурения горизонтальных скважин большей протяженности с равномерным диаметром стволов, что облегчает спуск обсадных колонн. Также преимущество РУС состоит в том, что она обеспечивает управление направлением бурения при вращении всей бурильной колонны, тогда как забойный двигатель обеспечивает только управление направлением бурения при удержании бурильной колонны, фиксированной в конкретном направлении (или под углом торца долота) от поверхности.

Классическая компоновка РУС, обычно, содержит трубчатый кожух, заключающий в себе вал, имеющий передний конец, соединенный с буровым долотом. Управляющие направлением движения различных видов механизмы могут быть размещены в кожухе для изменения ориентации переднего конца вала с долотом для изменения направления бурения. По принципу управления РУС разделяются на два основных вида: а) изменение величины и направления отклоняющей силы на долоте нажатием специальными выдвижными упорами из кожуха РУС на стенку скважины (push-the-bit) в виде конфигурации отклонения долота, в котором, доминирующим фактором управления направлением движения является боковая (или поперечная) сила, передаваемая на долото и б) изменение направления угла перекоса долота внутренним изгибом для отклонения оси долота от текущей оси скважины (point the bit), где основным применяемым способом изменения направления бурения является изгиб вала внутри отцентрированного, не вращающегося (или медленно вращающегося) кожуха, получая, таким образом, угловое отклонение вала от центральной осевой линии ствола скважины. В данном случае, не вращающийся кожух включает в себя, например, противоположно вращающийся механизм вращения эксцентриковой внутренней втулки с целью изменения ориентации долота для отклонения вала внутри не вращающегося кожуха. В роторных управляемых системах каждого вида содержатся дополнительно подкатегории.

При объединении обеих типов систем "push-the-bit" и "point the bit" комбинированная система может работать с изменением величины и направления отклоняющей силы на долоте "push-the-bit" и с изменением направления угла перекоса долота "point the bit". Кроме этого, эволюция РУС привела к появлению моторизованных роторных управляемых систем, в которой технология предусматривает установку ВЗД в системе РУС для увеличения скорости вращения долота при сохранении точного контроля направления бурения, тем самым исключая слайдирование.

Отдельным направлением управления траекторией скважины является разработка двухдолотных систем.

Известна двухдолотная система РУС типа "push-the-bit" на обоих долотах в виде устройства для бурения наклонно-направленной скважины содержащий невращающийся корпус с нижним стабилизатором, основное долото, узел управления смещением оси канала скважины. Устройство снабжено разбуривающим долотом с режущей частью на боковой поверхности, установленным с возможностью радиального смещения оси его вращения выше основного долота с диаметром режущей части, меньшим диаметра режущей части разбуривающего долота. Узел управления смещением оси канала выполнен в виде узла управления радиальным смещением оси вращения разбуривающего долота. Обеспечивается снижение энергетических затрат, непрерывное управление смещением оси канала непосредственно в процессе бурения и повышение качества канала скважины (РФ 2765025 от 01.02.2021).

Недостатками данного аналога является то, что оси обоих долот являются коаксиальными, оба долота работают только на смещении их осей вращения, а также, наличие ненадежного механизма смещения верхнего долота.

Наиболее близким к изобретению по совокупности существенных признаков, технической сущности и достигаемому результату из числа известных технических решений является двухдолотная система РУС с реализацией направленного бурения типа "push-the-bit" основным долотом и "point the bit" пилотным долотом, выполненная в виде устройства для бурения двумя соосными долотами, основного и пилотного, находящегося в центре тела основного долота и со сферическим соединением и возможностью передачи момента вращения. Пилотное долото является управляющим долотом с возможностью вращения в основном долоте и образования различных величин угла перекоса осей обоих долот для управляемого бурения за счет рычага управления (патент США 7207398 от 02.12.2004).

Недостатками данного аналога, взятого за прототип, является то, что оси обоих долот являются коаксиальными, пилотное долото находится впереди основного долота и испытывает большие радиальные и осевые нагрузки, а также, большое трение в сферическом соединении на рычаге управления.

Решаемой задачей настоящего изобретения является создание эффективной и экономически выгодной технологии повышения точности и надежности непрерывного управляемого бурения. Кроме того, изобретение преследует решение другой технической задачи, как использование единой системы управления траекторией скважины, как для роторного бурения, так и для бурения забойными двигателями.

Техническим результатом, на решение которого направлено изобретение, является создание ствола скважины нецилиндрической геометрии, отсутствие вращения кожуха системы управления траекторией скважины в процессе бурения и погашение негативной реакции момента кручения от вращения основного долота, а также, раздельное управление каждым долотом при ориентированном бурении.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет системы управления траекторией скважины, выполненной с возможностью размещения в компоновке низа бурильной колонны с целью управления бурением в заданном направлении, и содержащей:

герметичный кожух, с внешней геометрией в виде двух совмещенных цилиндров большего и меньшего диаметров, с образованием продольного гребня из меньшего цилиндра на большем цилиндре, заполненный смазывающей жидкостью, например, минеральным или синтетическим маслом;

полый ведущий вал, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий верхний соединительный трубный резьбовой конец и нижний соединительный трубный резьбовой конец, расположенные вне герметичного кожуха, причем, оба соединительных трубных резьбовых конца, в местах выхода из герметичного кожуха, уплотнены;

ведомый вал, расположенный параллельно полому ведущему валу, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий нижний соединительный и верхний упорный концы, расположенные внутри герметичного кожуха;

управляемый вал, расположенный внутри герметичного кожуха, с возможностью упругого продольного изгиба, соединенный своим верхним соединительным концом с соединительным концом ведомого вала, и, выходящий из герметичного кожуха, нижний соединительный конец, причем, в месте выхода из герметичного кожуха, он уплотнен;

упорные, радиальные и самоустанавливающиеся подшипники качения и/или скольжения, расположенные внутри герметичного кожуха на соединительном и упорном концах ведомого вала, на верхнем и нижнем соединительном концах управляемого вала, и на обоих, трубных концах полого ведущего вала;

шестеренную передачу полого ведущего и ведомого валов, расположенных параллельно внутри герметичного кожуха, находящихся в зубчатом зацеплении друг с другом, имеющимися на внешних поверхностях обоих валов участков с шестеренными зубьями, с возможностью вращения обоих валов в противоположные стороны друг от друга;

основное неуправляемое долото, соединенное с выходным соединительным трубным концом полого ведущего вала;

вспомогательное управляемое долото, с диаметром меньше диаметра основного неуправляемого долота, и расположенное над основным долотом по оси скважины, соединенное с передним соединительным концом управляемого вала, с возможностью изменять перекос осевой линии относительно осевой линии ведомого вала;

поперечное сечение герметичного кожуха имеет максимальную ширину, меньше диаметра основного неуправляемого долота, и максимальную длину, больше диаметра основного неуправляемого долота;

узел отклонения основного неуправляемого долота, размещенный в передней части герметичного кожуха и включающий в себя механизм, отклоняющий ось основного неуправляемого долота от оси скважины, содержащий три выдвижных упора, входящие в контакт со стенкой скважины, при этом, один, нижний зенитный, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины и два, боковых азимутальных, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины;

узел ориентирования торца вспомогательного управляемого долота, выполненный с возможностью изменения вектора направления бурения путем воздействия бокового усилия на управляемый вал и его продольного изгиба для перекоса оси вспомогательного управляемого долота относительно оси ведомого вала;

Вспомогательное управляемое долото выполнено воронкообразным.

Очищение и охлаждение вспомогательного управляемого долота происходит восходящим потоком промывочной жидкости от основного неуправляемого долота.

Ось вспомогательного управляемого долота, имеет конус возможных расположений перекоса своей оси относительно оси ведомого вала.

Перекос осей между ведомым валом и вспомогательным управляемым долотом осуществляется ориентированным боковым механическим силовым воздействием на управляемый вал, выполненный в виде длинного гибкого вала, например, с управляемой эксцентричной муфтой, или боковым гидравлическим силовым воздействием на длинный гибкий вал, например, гидроцилиндрами;

Перекос осей между ведомым валом и вспомогательным управляемым долотом осуществляется размещением на управляемом валу шарниров равных угловых скоростей или карданов;

Момент вращения полому валу передается вращающейся колонной бурильных труб.

Момент вращения полому валу передается вращающимся валом погружного гидроприводного или электроприводного двигателя.

Способ управления траекторией скважины, содержащий:

герметичный кожух, с внешней геометрией в виде двух совмещенных цилиндров большего и меньшего диаметров, с образованием продольного гребня из меньшего цилиндра на большем цилиндре, заполненный смазывающей жидкостью, например, минеральным или синтетическим маслом;

полый ведущий вал, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий верхний соединительный трубный резьбовой конец и нижний соединительный трубный резьбовой конец, расположенные вне герметичного кожуха, причем, оба соединительных трубных резьбовых конца, в местах выхода из герметичного кожуха, уплотнены;

ведомый вал, расположенный параллельно полому ведущему валу, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий нижний соединительный и верхний упорный концы, расположенные внутри герметичного кожуха;

управляемый вал, расположенный внутри герметичного кожуха, с возможностью упругого продольного изгиба, соединенный своим верхним соединительным концом с соединительным концом ведомого вала, и, выходящий из герметичного кожуха, нижний соединительный конец, причем, в месте выхода из герметичного кожуха, он уплотнен;

упорные, радиальные и самоустанавливающиеся подшипники качения и/или скольжения, расположенные внутри герметичного кожуха на соединительном и упорном концах ведомого вала, на верхнем и нижнем соединительном концах управляемого вала, и на обоих, трубных концах полого ведущего вала;

шестеренную передачу полого ведущего и ведомого валов, расположенных параллельно внутри герметичного кожуха, находящихся в зубчатом зацеплении друг с другом, имеющимися на внешних поверхностях обоих валов участков с шестеренными зубьями, с возможностью вращения обоих валов в противоположные стороны друг от друга;

основное неуправляемое долото, соединенное с выходным соединительным трубным концом полого ведущего вала;

вспомогательное управляемое долото, с диаметром меньше диаметра основного неуправляемого долота, и расположенное над основным долотом по оси скважины, соединенное с передним соединительным концом управляемого вала, с возможностью изменять перекос осевой линии относительно осевой линии ведомого вала;

узел отклонения основного неуправляемого долота, размещенный в передней части герметичного кожуха и включающий в себя механизм, отклоняющий ось основного неуправляемого долота от оси скважины, содержащий три выдвижных упора, входящие в контакт со стенкой скважины, при этом, один, нижний зенитный, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины и два, боковых азимутальных, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины;

узел ориентирования торца вспомогательного управляемого долота, выполненный с возможностью изменения вектора направления бурения путем воздействия бокового усилия на управляемый вал и его продольного изгиба для перекоса оси вспомогательного управляемого долота относительно оси ведомого вала;

осуществляется следующим образом:

формируют цилиндрическую часть скважины бурением основным неуправляемым долотом;

управляют радиальным смещением оси полого ведущего вала от цилиндрической части скважины упорами узла отклонения основного неуправляемого долота;

формируют латеральную часть в цилиндрической скважине бурением вспомогательным управляемым долотом;

управляют перекосом оси управляющего вала латеральной части скважины узлом ориентирования торца вспомогательного управляемого долота;

размещают продольный гребень герметичного кожуха в латеральной части скважины и используют его в качестве опорного элемента для исключения возможности вращения герметичного кожуха в скважине;

перемещают при бурении герметичный кожух вместе с компоновкой в скважине;

управляют направленным бурением скважины с использованием упоров узла отклонения основного неуправляемого долота и/или узлом ориентирования торца вспомогательного управляемого долота для корректирования траектории скважины;

Сущность заявленного технического решения поясняется на прилагаемых чертежах. Для облегчения понимания ориентирования направления бурения как траектории скважины, так и «управляемого отклонения» каждого бурового долота (фиг. 1), круг возможного позиционирования каждого из долот и ориентации скважины условно разделен на квадранты угловых диапазонов по, преимущественно, азимуту (II и IV) и по, преимущественно, зенитному углу (I и III). Для удобства восприятия информативности чертежей поперечных разрезов, когда стрелки поперечного сечения и взгляд направлены на чертежах вверх, это отображено, как «вид в сторону устья», а когда стрелки поперечного сечения и взгляд направлены на чертежах вниз, то это отображено, как «вид в сторону забоя».

На фиг.2 показаны квадранты направленного бурения: стрелка I-Up показывает направление только на увеличение зенитного угла, стрелка III-Down показывает направление только на уменьшение зенитного угла, стрелка IV-Left показывает направление только на бурение с поворотом азимута влево, стрелка II-Right показывает направление только на бурение с поворотом азимута вправо (вид в сторону забоя).

На фиг. 3 показана общая схема системы управления траекторией скважины, разрез произведен по продольной плоскости, проходящей через осевые линии ведомый вал-ведущий вал (в узле ориентирования использован карданный вал).

На фиг. 4 показано поперечное сечение по линии Е-Е пробуренной части скважины (вид в сторону устья)

На фиг. 5 показан поперечный разрез по линии Н-Н (расположение корпуса относительно скважины) (вид в сторону забоя)

На фиг. 6 показано поперечное сечение по линии F-F (расположение центратора, ведущего и ведомого валов в корпусе) (вид в сторону устья)

На фиг. 7 показан поперечный разрез по линии С-С (зубчатое соединение полого ведущего и ведомого валов) (вид в сторону забоя)

На фиг. 8 показан поперечный разрез по линии D-D (латеральные упоры узла отклонения основного неуправляемого долота находятся в нерабочем положении (на фиг. 3 привод латеральных упоров не показан) (вид в сторону забоя).

На фиг. 9 показан поперечный разрез по линии В1-В1 (привод зенитного упора устройства узла отклонения основного неуправляемого долота в нерабочем положении) (вид в сторону забоя)

На фиг. 10 показан поперечный разрез по линии А-А (расположение долот и их валов в скважине) (вид в сторону забоя)

На фиг. 11 показан поперечный разрез по линии В2-В2, привод управляемого вала устройства узла ориентирования вспомогательного управляемого долота в нерабочем положении (вид в сторону устья).

На фиг. 2 показана общая схема системы управления траекторией скважины, разрез произведен по продольной плоскости, проходящей через осевые линии ведомый вал-ведущий вал (в узле ориентирования использован гибкий вал).

На фиг. 13 показана вращаемая внешняя эксцентричная втулка

На фиг. 14 показана вращаемая внутренняя эксцентричная втулка

На фиг. 15 показан поперечный разрез по линии G-G управляемой эксцентричной муфты с двумя вращаемыми эксцентричными втулками (одна в другой) внутри нее, узла ориентирования вспомогательного управляемого долота в нейтральном положении (вид в сторону забоя).

На фиг. 16 показана система управления траекторией скважины при коллинеарных осях обоих долот (оси параллельны) в транспортном положении при спуско-подъемных операциях.

На фиг. 17 показан поперечный разрез по линии Е-Е (расположение бурильной колонны относительно скважины) (вид в сторону устья)

На фиг. 18 показан поперечный разрез по линии D-D, латеральные упоры узла отклонения основного неуправляемого долота находятся в транспортном положении (на фиг. 16 привод латеральных упоров не показан) (вид в сторону забоя).

На фиг. 19 показан поперечный разрез по линии В1-В1, зенитный упор узла отклонения основного неуправляемого долота находится в транспортном положении (вид в сторону забоя).

На фиг. 0 показан поперечный разрез по линии А-А, долота не вращаются, вспомогательное управляемое долото находится в транспортном положении) (вид в сторону забоя).

На фиг. 21 показана система управления траекторией скважины при значении угла перекоса оси вспомогательного управляемого долота относительно оси основного неуправляемого долота (оси расходятся более 180°) и смещении оси основного неуправляемого долота в сторону оси вспомогательного управляемого долота по апсидальной плоскости (бурение с увеличением зенитного угла).

На фиг. 22 показан поперечный разрез по линии Е-Е. Размер латеральной выработки скважины увеличен относительно размера латеральной выработки при бурении с параллельными осями долот (пунктирная линия), на величину Аир (вид в сторону устья)

На фиг. 23 показан поперечный разрез по линии D-D, латеральные упоры узла отклонения основного неуправляемого долота в нерабочем положении (на фиг. 21 привод латеральных упоров не показан) (вид в сторону забоя)

На фиг. 24 показан поперечный разрез по линии В1-В1, привод зенитного упора узла отклонения основного неуправляемого долота в рабочем состоянии с упором в стенку скважины (вид в сторону забоя).

На фиг. 25 показан поперечный разрез по линии А-А, процесс бурения с увеличением зенитного угла, долота вращаются с силовым воздействием на стенку скважины вверх по апсидальной плоскости (вид в сторону забоя).

На фиг. 26 показана система управления траекторией скважины при значении угла перекоса оси вспомогательного управляемого долота относительно оси основного неуправляемого долота (оси сходятся менее 180°) и смещении оси основного неуправляемого долота в противоположную сторону от оси вспомогательного управляемого долота по апсидальной плоскости (бурение с уменьшением зенитного угла).

На фиг. 27 показан поперечный разрез по линии Е-Е. Размер латеральной выработки скважины уменьшен относительно размера латеральной выработки при бурении с параллельными осями долот (пунктирная линия), на величину Adown (вид в сторону устья)

На фиг. 28 показан поперечный разрез по линии D-D (привод устройства узла латерального отклонения долота, на фиг. 26 не показан) с силовым воздействием обоих латеральных упоров на стенку скважины величиной F2 по апсидальной плоскости (вид в сторону забоя)

На фиг. 29 показан поперечный разрез по линии В1-В1 без силового воздействия на стенку скважины выдвижным зенитным упором узла отклонения основного неуправляемого долота (вид в сторону забоя).

На фиг. 30 показан поперечный разрез по линии А-А (процесс бурения с уменьшением зенитного угла, долота вращаются с силовым воздействием на стенку скважины вниз по апсидальной плоскости (вид в сторону забоя).

На фиг. 31 показана общая схема системы управления траекторией скважины (аналогичная по фиг. 3, но с поворотом на 90° по оси скважины, вид на продольный разрез со стороны оси вспомогательного управляемого долота), разрез произведен по оси основного неуправляемого долота, перпендикулярно плоскости, проходящей через осевые линии ведомый вал-ведущий вал при коллинеарных осях обоих долот (оси параллельны), перекос отсутствует.

На фиг. 32 показан поперечный разрез по линии Е-Е (вид в сторону устья).

На фиг. 33 показан поперечный разрез по линии D-D, латеральные упоры узла отклонения основного неуправляемого долота в нерабочем положении (на фиг. 31 привод латеральных упоров не показан) (вид в сторону забоя)

На фиг. 34 показан поперечный разрез по линии А-А, процесс бурения без изменения траектории скважины (вид в сторону забоя).

На фиг. 35 показана система управления траекторией скважины с перекосом оси вспомогательного управляемого долота вправо на угол ζ_R от оси основного неуправляемого долота (бурение в квадранте II-Right с поворотом вправо).

На фиг. 36 показан поперечный разрез по линии Е-Е (без бурильной колонны). Латеральная выработка скважины смещена вправо относительно размера латеральной выработки при бурении с параллельными осями долот (пунктирная линия), на величину Δ_right (вид в сторону забоя).

На фиг. 37 показан поперечный разрез по линии Р-Р (без валов) с левым латеральным упором в рабочем состоянии и смещении оси корпуса вправо от оси скважины с усилием F_right (привод узла отклонения основного неуправляемого долота на фиг. 35 не показан) (вид в сторону устья).

На фиг. 38 показан поперечный разрез по линии D-D с левым латеральным упором в рабочем состоянии и смещении основного неуправляемого долота вправо от оси скважины с усилием F_R-push на стенку скважины (привод узла отклонения основного неуправляемого долота на фиг. 35 не показан) (вид в сторону устья).

На фиг. 39 показан поперечный разрез по линии А-А с перекосом оси вспомогательного управляемого долота вправо на угол на угол ξ_R от абсидальной плоскости (процесс бурения с поворотом вправо, оба долота вращаются). Вспомогательное управляемое долото воздействует на стенку скважины с усилием F_R-point (вид в сторону забоя).

На фиг. 40 показана система управления траекторией скважины с перекосом оси вспомогательного управляемого долота влево на угол д. от оси основного неуправляемого долота (бурение в квадранте IV-Left с поворотом влево).

На фиг. 41 показан поперечный разрез по линии Е-Е (без бурильной колонны). Латеральная выработка скважины смещена влево относительно размера латеральной выработки при бурении с параллельными осями долот (пунктирная линия), на величину Δ_left (вид в сторону забоя).

На фиг. 42 показан поперечный разрез по линии Р-Р (без валов) с правым латеральным упором в рабочем состоянии и смещении оси корпуса влево от оси скважины с усилием F_left (привод узла отклонения основного неуправляемого долота на фиг. 40 не показан)

На фиг. 43 показан поперечный разрез по линии D-D с правым латеральным упором в рабочем состоянии и смещении основного неуправляемого долота влево от оси скважины с усилием F_L-push на стенку скважины (привод узла отклонения основного неуправляемого долота на фиг. 40 не показан)

На фиг. 44 показан поперечный разрез по линии А-А с перекосом оси вспомогательного управляемого долота влево на угол на угол ξ_L от абсидальной плоскости (процесс бурения с поворотом влево, оба долота вращаются). Вспомогательное управляемое долото воздействует на стенку скважины с усилием F_L-point.

На фиг. 45-50 показаны поперечные разрезы основных узлов системы управления траекторией скважины при бурении в квадранте III-Down с уменьшением зенитного угла, где:

на фиг. 45 (фиг. 29 и 9) показан поперечный разрез по линии В1-В1 без силового воздействия на стенку скважины выдвижным зенитным упором узла отклонения основного неуправляемого долота (вид в сторону забоя).

на фиг. 46 (фиг. 28) показан поперечный разрез по линии D-D, бурение с силовым воздействием латеральных упоров на стенку скважины и смещением оси основного неуправляемого долота от оси скважины направленного вниз по апсидальной плоскости на величину Δ_push и создания усилия на основное неуправляемое долото величиной F_push (вид в сторону забоя).

на фиг. 47 показан поперечный разрез по линии В2-В2, бурение с перекосом оси вспомогательного управляемого долота в сторону оси основного неуправляемого долота по апсидальной плоскости с силовым воздействием на подвижную втулку на управляемом вале и создания усилия на вспомогательное управляемое долото величиной F_point направленного вниз по апсидальной плоскости от оси основного неуправляемого долота. Вспомогательное управляемое долото смещено по апсидальной плоскости на величину Δ_point в сторону оси основного неуправляемого долота (вид в сторону устья).

на фиг. 48 (фиг. 30) показан поперечный разрез по линии А-А, бурение без использования узлов ориентирования торца вспомогательного управляемого долота и отклонения основного неуправляемого долота, (вид в сторону забоя)

на фиг.49 (фиг.26 и 30) показан поперечный разрез по линии А-А. Показаны все силы (F_push и F_point), включая вес компоновки (F_weight) и их векторы, прилагаемые на систему управления траекторией скважины с долотами со смещением траектории скважины вниз на величину Δ_down для уменьшения зенитного угла. Тонкой линией показано смещение кожуха в скважине, (вид в сторону забоя)

на фиг. 50 показано результирующее усилие F_down прилагаемое на систему управления траекторией скважины с долотами для уменьшения зенитного угла, (вид в сторону забоя).

На фиг. 51-56 показаны поперечные разрезы основных узлов системы управления траекторией скважины при бурении в квадранте I-Up с увеличением зенитного угла, где:

на фиг. 51 (фиг. 9) показан поперечный разрез по линии В1-В1 без силового воздействия на стенку скважины выдвижным зенитным упором узла отклонения основного неуправляемого долота (вид в сторону забоя).

на фиг. 52 (фиг. 24) показан поперечный разрез по линии В1-В1 с силовым воздействием на стенку скважины выдвижным зенитным упором и смещением оси основного неуправляемого долота от оси скважины направленного вверх по апсидальной плоскости на величину Δ_push и созданием противоположного прижимного усилия на основное неуправляемое долото с величиной F_push. Силовое воздействие латеральных упоров на стенку скважины отсутствует (вид в сторону забоя).

на фиг. 53 показан поперечный разрез по линии В2-В2, бурение с перекосом оси вспомогательного управляемого долота в противоположную сторону от оси основного неуправляемого долота по апсидальной плоскости с силовым воздействием на подвижную втулку на управляемом вале и создания усилия на вспомогательное управляемое долото величиной F_point направленного вверх по апсидальной плоскости от оси основного неуправляемого долота. Вспомогательное управляемое долото смещено по апсидальной плоскости на величину Δ_point в противоположную сторону от оси основного неуправляемого долота, (вид в сторону устья)

на фиг. 54 (фиг. 25) показан поперечный разрез по линии А-А, бурение без использования узлов ориентирования торца вспомогательного управляемого долота и отклонения основного неуправляемого долота (вид в сторону забоя).

на фиг. 55 (фиг. 21 и 25) показан поперечный разрез по линии А-А. Показаны все силы (F_push и F_point), включая вес компоновки (F_weight) и их векторы, прилагаемые на систему управления траекторией скважины с долотами со смещением траектории скважины вверх на величину Δ_UP для увеличения зенитного угла. Тонкой линией показано смещение кожуха в скважине (вид в сторону забоя).

на фиг. 56 показано результирующее усилие F_up прилагаемое на систему управления траекторией скважины с долотами для увеличения зенитного угла (вид в сторону забоя).

На фиг. 57-62 показаны поперечные разрезы основных узлов системы управления траекторией скважины при бурении в квадранте IV-Left с отходом траектории скважины влево от апсидальной плоскости, где:

на фиг. 57 (фиг. 8) показан поперечный разрез по линии В1-В1 перед бурением, с нерабочими латеральными упорами (вид в сторону забоя).

на фиг. 58 (фиг. 43) показан поперечный разрез по линии D-D с силовым воздействием F_left правого латерального упора на стенку скважины и создания бокового усилия на основное неуправляемое долото с величиной F_L-push и смещения оси основного неуправляемого долота от оси скважины на величину Δ_left-push (вид в сторону устья).

на фиг. 59 показан поперечный разрез по линии В2-В2 с перекосом оси вспомогательного управляемого долота влево по апсидальной плоскости с силовым воздействием на подвижную втулку на управляемом вале и создания усилия на вспомогательное управляемое долото величиной F_L-point путем его смещения влево от апсидальной плоскости на величину Δ _left-point (вид в сторону устья).

на фиг. 60 (фиг. 31) показан поперечный разрез по линии А-А, бурение без использования узлов ориентирования торца вспомогательного управляемого долота и отклонения основного неуправляемого долота (вид в сторону забоя).

на фиг. 61 (фиг. 40) показан поперечный разрез по линии А-А. Показаны все силы (F_L-push и F_L-point), исключая вес компоновки (F_weight) и их векторы, прилагаемые на систему управления траекторией скважины с долотами для поворота влево по азимуту. Тонкой линией показано положение кожуха в скважине, (вид в сторону забоя).

на фиг. 62 показано результирующее усилие F_l и его вектор, прилагаемое на систему управления траекторией скважины с долотами, и направленное на сдвиг траектории бурения по азимуту влево (вид в сторону забоя). На фиг. 63-68 показаны поперечные разрезы основных узлов системы управления траекторией скважины при бурении в квадранте II-Right с отходом траектории скважины вправо от апсидальной плоскости, где:

на фиг. 63 (фиг. 8) показан поперечный разрез по линии В1-В1 перед бурением, с нерабочими латеральными упорами (вид в сторону забоя).

на фиг. 64 (фиг. 38) показан поперечный разрез по линии D-D с силовым воздействием левого латерального упора на стенку скважины и создания бокового усилия на основное неуправляемое долото с величиной F_R-push и смещения оси основного неуправляемого долота от оси скважины на величину Δ_right-push (вид в сторону устья).

на фиг. 65 показан поперечный разрез по линии В2-В2 с перекосом оси вспомогательного управляемого долота вправо по апсидальной плоскости с силовым воздействием на подвижную втулку на управляемом вале и создания усилия на вспомогательное управляемое долото величиной F_R-point путем его смещения вправо от апсидальной плоскости на величину Δ_right-point (вид в сторону устья).

на фиг. 66 (фиг. 31) показан поперечный разрез по линии А-А, бурение без использования узлов ориентирования торца вспомогательного управляемого долота и отклонения основного неуправляемого долота (вид в сторону забоя).

на фиг. 67 (фиг. 35) показан поперечный разрез по линии А-А). Показаны все силы (F_R-push и F_R-point), исключая вес компоновки (F_weight) и их векторы, прилагаемые на систему управления траекторией скважины с долотами для поворота вправо по азимуту. Тонкой линией показано положение кожуха в скважине, (вид в сторону забоя).

на фиг. 68 показано результирующее усилие F_r и его вектор, прилагаемое на систему управления траекторией скважины с долотами, и направленное на сдвиг траектории бурения по азимуту вправо (вид в сторону забоя).

Система управления траекторией скважины для изменения или поддержания характеристик геопозиционирования при бурении скважины в заданном направлении (фиг. 1 и 2), размещается в компоновке низа бурильной колонны 1 (фиг. 3), и содержит герметичный кожух 100, находящийся в скважине 2, который заполнен смазывающей жидкостью 3, например, минеральным или синтетическим маслом. Герметичный кожух 100 выполнен с внешней геометрией, в виде двух совмещенных цилиндров большего диаметра 101 и меньшего диаметра 102, исключающей возможность его вращения в скважине 2 (фиг. 4, сечение Е-Е), за счет наличия на цилиндре 101 с большим диаметром части цилиндра 102 с меньшим диаметром в виде «гребня» на цилиндре большего диаметра 101 и служащего в качестве опорного геостационарного элемента с его упором в латеральную горную выработку 29 (фиг. 5, сечение Н-Н). Форма поперечного сечения герметичного кожуха 100 состоит из двух дуг окружности цилиндра 101 с большим радиусом и окружности цилиндра 102 с меньшим радиусом, соединенных своими концами друг с другом. В верхней части герметичного кожуха 100 установлен центратор или стационарный зенитный упор 26 (фиг. 6, сечение F-F). Внутри герметичного кожуха 100 расположен полый ведущий вал 4 с продольной осью S-S, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха 100, который имеет нижний соединительный 5 и верхний соединительный 6 трубные резьбовые концы, расположенные за пределами герметичного кожуха 100. К нижнему концу 5 присоединено основное неуправляемое долото 23 с продольной осью Т-Т, совпадающей с осью S-S. Момент вращения полому ведущему валу 4 и основному неуправляемому долоту 23 передается вращающейся колонной бурильных труб 1. Параллельно полого ведущего вала 4, внутри герметичного кожуха 100, расположен ведомый вал 7 с продольной осью М-М, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха 100, который имеет нижний соединительный 8 и верхний упорный 9 концы. Как вариант, внутри герметичного кожуха 100 расположен управляемый вал 10А, выполненный с возможностью перекоса и вращения внутри герметичного кожуха 100, например, при помощи карданов или шарниров равных угловых скоростей (ШРУС) 20, управляемых при помощи подвижной втулки 28, например, с приводом от силового гидроцилиндра 30Х (фиг. 11). Как другой вариант (фиг. 12), внутри герметичного кожуха 100 расположен управляемый вал 10Б, в виде длинного упругого стального или полимерного стержня, выполненный с возможностью изгиба и вращения внутри герметичного кожуха 100, например, при помощи управляемой эксцентричной муфты 32 (фиг. 15, сечение G-G), состоящей из вращаемой внешней эксцентричной втулки 33 (фиг. 13), с эксцентриситетом ε₁, и расположенной внутри нее вращаемой внутренней эксцентричной втулки 34 (фиг. 14), с эксцентриситетом ε₂. Сами приводы вращаемых эксцентричных втулок, например, электромеханических или гидромеханических, на рисунках не показаны. Внутри вращаемой внутренней эксцентричной втулки 34, расположен вращающийся управляемый вал 10Б. Перекос вращающегося управляемого вала 10Б осуществляется вращением одной из вращаемых эксцентричных втулок или обеих вместе относительно невращающегося кожуха 100 для установки торца вспомогательного управляемого долота 24 с расчетным углом перекоса. Управляемые валы 10А или 10Б соединены своими нижними концами 11, через шпиндельный вал 12, с вспомогательным управляемым долотом 24, имеющего продольную ось N-N, и расположенного ниже герметичного кожуха 100. Для улучшения управления, вспомогательное управляемое долото 24 может быть воронкообразного типа, например, в виде полусферы, конуса, параболы и т.д. В месте выхода шпиндельного вала 12 из герметичного кожуха 100, расположен опорно-радиальный узел 13, например, сферического типа, который имеет конус возможных положений перекоса своей оси вращения, включая ось N-N, относительно оси вращения М-М ведомого вала 7. Шпиндельный вал 12 с опорно-радиальным узлом 13 используются для восприятия осевой и радиальной нагрузок возникающих от вспомогательного управляемого долота 24. В местах выхода из герметичного кожуха 100 нижнего 5 соединительного и верхнего 6 соединительных трубных резьбовых концов полого ведущего вала 4, а также, нижнего соединительного конца 11 расположены узлы уплотнения 14, 15 и 16, соответственно. Полый ведущий 4 и ведомый 7 валы, расположенные параллельно, внутри герметичного кожуха 100, находятся в зубчатом зацеплении друг с другом (фиг. 7, сечение С-С), имеющимися на внешних поверхностях обоих валов участков 17 и 18, шестеренными зубьями, с возможностью вращения обоих валов в противоположные стороны друг от друга. Зубчатое соотношение шестеренных валов участков 17 и 18 определяются расчетным и опытным путями. Для вращения полого ведущего 4 и ведомого 7 валов в одном направлении, между шестеренных валами участков 17 и 18 может быть установлен промежуточный шестеренный вал (не показан). Внутри герметичного кожуха 100, на полом ведущем 4, ведомом 7 и управляемом валах 10 расположены упорные 19, радиальные 21 и самоустанавливающиеся 22 подшипники качения и/или скольжения или их комбинации. Выходной соединительный трубный резьбовой конец 5 полого ведущего вала 4 соединен с основным неуправляемым долотом 23, осевая линия вращения Т-Т которого совпадает с продольной осевой линией вращения S-S полого ведущего вала 4. Диаметр вспомогательного управляемого долота 24 (d) меньше диаметра основного неуправляемого долота 23 (D), и оно расположено над основным неуправляемым долотом 23. Основное неуправляемое долото 23 соприкасается с горной породой 25 всей своей рабочей поверхностью, с ее разрушением и образованием разбуренной горной выработки в виде цилиндра 27. Вспомогательное управляемое долото 24 соприкасается с горной породой 25 только частью своей вращающейся рабочей поверхности, для разрушения породы 25, с образованием в нем продольной латеральной горной выработки 29, имеющей в поперечном сечении, вид сектора окружности с радиусом дуги окружности примерно равной радиусу вспомогательного управляемого долота 24 (фиг. 10, сечение А-А). Ось вспомогательного управляемого долота 24, имеет конус возможных расположений или определенный угловой диапазон перекоса своей оси N-N относительно оси М-М ведомого вала 7.

Геометрические размеры конфигурации продольной латеральной горной выработки 29 (радиус дуги ее окружности и ее смещение относительно цилиндрической горной выработки 27) зависят от квадранта положения вспомогательного управляемого долота 24 (по зениту и/или азимуту) в момент бурения конкретного участка скважины 2 (фиг. 1 и 2). Поперечное сечение скважины 2 (фиг. 4, сечение Е-Е), представляет собой совокупность неизменяемой площади круга от бурения основным неуправляемым долотом 23 и латеральной изменяемой дополнительной площади в виде сектора окружности от бурения вспомогательным управляемым долотом 24 (фиг. 10, сечение А-А). Герметичный кожух 100 имеет поперечные размеры (фиг. 5, поперечное сечение Н-Н): максимальную ширину W_k, меньше диаметра D неуправляемого долота 23, и максимальную длину L_K, больше диаметра D неуправляемого долота 23. Это соотношение размеров поперечного сечения герметичного кожуха 1 (L_K>D>W_K) и скважины 2 с максимальной шириной W_C и максимальной длиной L_C, с расчетной площадью зазора между размерами кожуха 100 и скважины 2, для прохождения промывочной жидкости с разбуренной породой на поверхность, позволяет находится герметичному кожуху 100 без его вращения в скважине 2 за счет выбуренной латеральной горной выработки 29, в которой находится «гребень» кожуха 100. Устройство отклонения основного неуправляемого долота 23 размещено внутри герметичного кожуха 100 и включает в себя механизм, отклоняющий ось Т-Т основного неуправляемого долота 23 от оси О-О скважины 2, совпадающей с продольной осью горной выработки 27, и, содержащий гидроцилиндр(ы) 30Z, воздействующие на выдвижной зенитный упор 31, для вхождения в контакт со стенкой скважины 2 (фиг. 9, поперечное сечение В1-В1) с целью отталкивания от него. Как опцию, можно установить в герметичном кожухе 100 два азимутальных или азимутально-зенитных управляемых выдвижных латеральных упора 31П (правый) и 31Л (левый), с возможностью передачи усилия упоров 31Л и 31П, например, при помощи гидроцилиндров 30Y, для бокового смещения оси Т-Т основного неуправляемого долота 23 от оси О-О скважины 2 (фиг. 8, поперечное сечение D-D). Устройство ориентирования торца управляемого долота 24, в виде подвижной втулки 28 на управляемом вале 10А, выполнено с возможностью вращения вспомогательного управляемого долота 24 с изменяемым вектором направления бурения и расположено на управляемом валу 10 с возможностью управления перекосом оси N-N вспомогательного управляемого долота 24 относительно оси М-М ведомого вала 7. Перекос осей N-N и М-М осуществляется, например, ориентированным боковым механическим силовым воздействием на подвижную втулку 28 управляемого вала 10А с кулачковыми муфтами 20 типа ШРУС или кардан (фиг. 11, поперечное сечение В2-В2). Как другой вариант (рис. 12), перекос осей N-N и М-М осуществляется на длинном управляемом валу 10Б, например, поворотом внутри управляемой эксцентричной муфты 32, двух вращаемых эксцентричных втулок, внешней 33 (рис. 13) и внутренней 34 (рис. 14), расположенных одна в другой, или управляющими гидроцилиндрами (не показаны). Для привода гидроцилиндров 30Х, 30Y, 30Z (рис. 8, 9 и 11), а также, других гидроприводных исполнительных механизмов, внутри кожуха 100 устанавливается объемный гидронасос с приводом от полого ведущего 4 или ведомого 7 валов (не показано). Кроме того, валы могут вращать электрогенератор, для обеспечения электроэнергией узлы, механизмы и зарядки аккумулятора. Момент вращения полому валу 4 может передаваться вращающимся валом погружного винтового забойного двигателя или электробура. При больших угловых скоростях вращения вала погружного двигателя можно установить редуктор. В наклонной скважине больший диаметр D кожуха 100 с основным неуправляемым долотом 23 будет находится в скважине, ниже меньшего диаметра d кожуха 100 с вспомогательным управляемым долотом 24 из-за несимметричного корпуса 100, за счет его смещенного центра тяжести, в поперечном сечении, в равновесном состоянии (эффект «ваньки-встаньки»). Чем больше зенитный угол, тем больше этот эффект, что особенно актуально для горизонтальных скважин. Плоскость, проходящая через осевые линии «ведущий вал 4 -ведомый вал 7», будет совпадать, с определенной долей точности, с апсидальной плоскостью скважины в интервале расположения ведущего и ведомого валов. Кроме того, нахождение нецилиндрического корпуса 100 в пределах нецилиндрической пробуренной скважины 2, с предотвращением вращения корпуса 100 в скважине 2, определяет постоянное нахождение зенитного упора 31 и латеральных упоров 31Л и 31П в своих квадрантах по сторонам света (фиг. 3), что облегчает и упрощает ориентирование системы в скважине и позволяет осуществлять управляемое бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин относительно апсидальной плоскости. Пара долот подбирается в соответствии с геолого-техническими характеристиками скважины. Система управления траекторией скважины представляет собой исполнительный блок с устройствами искривления для принудительного изменения угловых параметров бурения. Над ней может устанавливаться блок телеметрии в виде MWD (замеры в процессе бурения), LWD (каротаж во время бурения), блок приема-передачи информации и т.д. для управления геонавигацией и контроля работы системы управления траекторией скважины. Их сенсоры и датчики могут быть установлены в системе управления траекторией скважины, как можно ближе к долотам. Блоки могут соединяться между собой электрическими каналами, например, для передачи сигналов гидроклапанам гидроцилиндров и получения электроэнергии от генератора, а также, получения информации от датчиков. Блоки могут соединяться между собой гидравлическими каналами, например, для работы пульсаторов давления или применяться в одном корпусе как единая система. Вышеперечисленные блоки могут иметь внешнюю геометрию невращающегося кожуха, аналогичного кожуху 100, или, как второй вариант, иметь, вращающийся вместе с колонной бурильных труб 1, кожух с цилиндрической геометрией в пределах диаметра основного неуправляемого долота 23.

Рассмотрим различные варианты способа управления траекторией скважины в заданном направлении ствола скважины по зенитному углу и азимуту, с использованием в компоновке низа бурильной колонны системы управления траекторией скважины.

Осуществление бурения в «консервативном» режиме, т.е, бурение без активного управления, т.е. без работы систем типов "push-the-bit" и "point the bit" и влиянием только веса компоновки на основное долото (фиг. 3, 12 и 31), с использованием только компоновки низа бурильной компоновки, которая предназначена для бурения стабилизированных участков скважины по расчетной траектории. В этом варианте не используется перекос оси вспомогательного управляемого долота 24 (фиг. 11) и смещение оси неуправляемого долота 23 (фиг. 8 и 9). Оси обоих долот и ось скважины параллельны, причем, больший размер поперечного сечения скважины равен L_c=(D+d)/2+Δ_NT,a меньший размер поперечного сечения скважины W_c равен диаметру D основного неуправляемого долота 23. Возможное уменьшение зенитного угла в виде «зарывания» вниз основного неуправляемого долота 23 из-за веса компоновки, особенно, при больших зенитных углах, корректируется изменением вектора бурения вспомогательного управляемого долота 24 и/или выдвижением зенитного упора 31. Результирующее отклоняющее усилие F=0.

Осуществление бурения в «активном» режиме в квадранте I с управлением набора (увеличения) зенитного угла (фиг. 21 и 51-56), по апсидальной плоскости обоими долотами. В этом варианте, используется, как перекос оси N-N вспомогательного управляемого долота 24 на угол α и поворот торца вспомогательного управляемого долота 24 (фиг. 21 и 53) на величину Δ_point, путем активации подвижной втулки 28 узла ориентирования вспомогательного управляемого долота 24, с усилием F_point, так и смещение оси Т-Т основного неуправляемого долота 23 от оси скважины S-S на величину Δ_push, путем активации зенитного упора 31 с расчетным усилием давления F_push на стенку скважины 2, с совпадением векторов направления отклонения относительно апсидальной плоскости (фиг. 52), что приводит к смещению всей системы управления траекторией скважины в квадранте I на величину Δ_UP (фиг. 55). При необходимости небольшой корректировки зенитного угла можно использовать только управление вспомогательным управляемым долотом 24 или основным неуправляемым долотом 23.

Больший размер поперечного сечения скважины равен L_C+Δ_UP (фиг. 22), а меньший размер поперечного сечения скважины W_c равен диаметру D основного неуправляемого долота 23. Результирующее отклоняющее усилие F=F_UP(фиг. 56).

Осуществление бурения в «активном» режиме в квадранте III с управлением сброса (уменьшения) зенитного угла (фиг. 26 и 45-50), по апсидальной плоскости обоими долотами. В этом варианте, используется, как перекос оси N-N вспомогательного управляемого долота 24 на угол β относительно оси Т-Т основного неуправляемого долота 23 и поворот торца вспомогательного управляемого долота 24 (фиг. 26 и 47) на величину Δ_point, путем активации подвижной втулки 28 узла ориентирования вспомогательного управляемого долота 24, с усилием F_point, так и давления весом компоновки (с учетом зенитного угла) на стенку скважины 2 основным неуправляемым долотом 23 с расчетным усилием F_weight. При наличии азимутально-зенитных управляемых выдвижных латеральных упоров 31Л и 31П, возможна их одновременная активация для создания дополнительного усилия F_push на основное неуправляемое долото 23 на величину Δ_push, с целью интенсификации сброса зенитного угла (фиг. 46), (зенитный упор 31 деактивирован). Совокупное воздействие с усилием F_down (фиг. 50) приводит к смещению всей системы управления траекторией скважины в квадранте III на величину Δ_down (фиг. 49). Больший размер поперечного сечения скважины равен L_C-Δ_down, а меньший размер поперечного сечения скважины W_c равен диаметру D основного неуправляемого долота 23 (фиг. 27). Векторы направления отклонения обоих долот совпадают. Результирующее отклоняющее усилие F=F_down (фиг. 50).

Осуществление бурения в «активном» режиме в квадранте II с управлением азимутального угла (фиг. 35, 63-68) с поворотом вправо от апсидальной плоскости одним или обоими долотами. В варианте использования долота в системе "point the bit", используется перекос оси N-N вспомогательного управляемого долота 24 по горизонтальной плоскости на угол ζ_R относительно оси М-М (фиг. 35 и 65). При необходимости изменения азимутального угла с большой интенсивностью используется и второе долото в системе "push-the-bit" с применением латерального упора 31Л (фиг. 38 и 64). В этом случае, произойдет как перекос осей долот по вертикальной плоскости на угол ξ_r (фиг. 39) так и смещение оси Т-Т основного неуправляемого долота 23 от оси скважины S-S усилием F_R-push на величину Δ_right-push (фиг. 64) с совпадением векторов направления отклонения обоих долот вправо (фиг. 35). Возможное уменьшение зенитного угла из-за веса компоновки корректируется изменением вектора бурения вспомогательного управляемого долота 24 и/или зенитным упором 31. Результирующее отклоняющее усилие F=F_right (фиг. 68).

Осуществление бурения в «активном» режиме в квадранте IV с управлением азимутального угла (фиг. 40, 57-62) с поворотом влево от апсидальной плоскости одним или обоими долотами. В варианте использования долота в системе "point the bit", используется перекос оси N-N вспомогательного управляемого долота 24 по горизонтальной плоскости на угол ζ_l относительно оси М-М (фиг. 40 и 59). При необходимости изменения азимутального угла с большой интенсивностью используется и второе долото в системе "push-the-bit" с применением латерального упора 31П (фиг. 43 и 58). В этом случае, произойдет как перекос осей долот и по вертикальной плоскости на угол ξ_l (фиг. 44), так и смещение оси Т-Т неуправляемого долота 23 от оси скважины S-S усилием F_L-push на величину Δ_left-push (фиг. 58), с совпадением векторов направления отклонения обоих долот влево (фиг. 40). Возможное уменьшение зенитного угла из-за веса компоновки корректируется изменением вектора бурения управляемого долота 24 и/или зенитным упором 31. Результирующее отклоняющее усилие F=F_left (фиг. 62).

При необходимости изменения направления результирующего отклоняющего усилия F в требуемом направлении система управления траекторией скважины может использовать системы "push-the-bit" и "point the bit" по отдельности или одновременно.

Способ управления траекторией скважины, в соответствии с программой бурения, осуществляется системой управления траекторией скважины, и включает формирование участка скважины в виде цилиндрической горной выработки бурением основным долотом и дальнейшее формирование скважины в виде дополнительной латеральной горной выработки бурением вспомогательным долотом в виде «желоба», в котором находится «гребень» герметичного кожуха с возможностью его продольного перемещения по сформированному стволу скважины. Такое выполнение способа бурения системой управления траекторией скважины предотвращает проворачивание герметичного кожуха в сформированном бурением стволе скважины и позволяет упростить геонавигацию при формировании траектории ствола скважины для снижения энергетических затрат и обеспечить непрерывное управление бурением скважины.

Предлагаемое изобретение позволяет повысить геонавигационные возможности при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также, автоматизировать процесс управления и контроля траекторией скважины.

Группа изобретений относится к устройству и способу направленного бурения для изменения направления траектории наклонно-направленной скважины с протяженным горизонтальным участком. Система управления траекторией скважины, размещенная в компоновке низа бурильной колонны с целью управления бурением в заданном направлении, содержит герметичный кожух с внешней геометрией в виде двух совмещенных цилиндров большего и меньшего диаметров, с образованием продольного гребня из меньшего цилиндра на большем цилиндре, заполненный минеральным или синтетическим маслом, полый ведущий вал, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий верхний и нижний соединительные трубные резьбовые концы, расположенные вне герметичного кожуха, уплотненные в местах их выхода из герметичного кожуха, ведомый вал, расположенный параллельно полому ведущему валу, с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий нижний соединительный и верхний упорный концы, расположенные внутри герметичного кожуха, управляемый вал, расположенный внутри герметичного кожуха с возможностью упругого продольного изгиба, соединенный своим верхним соединительным концом с соединительным концом ведомого вала и имеющий выходящий из герметичного кожуха нижний соединительный конец, причем в месте выхода из герметичного кожуха он уплотнен, упорные, радиальные и самоустанавливающиеся подшипники качения и/или скольжения, расположенные внутри герметичного кожуха на соединительном и упорном концах ведомого вала, на верхнем и нижнем соединительном концах управляемого вала и на обоих трубных концах полого ведущего вала, шестеренную передачу полого ведущего и ведомого валов, расположенных параллельно внутри герметичного кожуха, находящихся в зубчатом зацеплении друг с другом с возможностью вращения обоих валов в противоположные стороны друг от друга, основное неуправляемое долото, соединенное с выходным соединительным трубным концом полого ведущего вала, вспомогательное управляемое долото, с диаметром меньше диаметра основного неуправляемого долота и расположенное над основным долотом по оси скважины, соединенное с передним соединительным концом управляемого вала с возможностью изменять перекос осевой линии относительно осевой линии ведомого вала, узел отклонения основного неуправляемого долота, размещенный в передней части герметичного кожуха и включающий в себя механизм, отклоняющий ось основного неуправляемого долота от оси скважины, содержащий три выдвижных упора, входящие в контакт со стенкой скважины, при этом один, нижний зенитный, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины и два, боковых азимутальных, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины, узел ориентирования торца вспомогательного управляемого долота, выполненный с возможностью изменения вектора направления бурения путем воздействия бокового усилия на управляемый вал и его продольного изгиба для перекоса оси вспомогательного управляемого долота относительно оси ведомого вала. Обеспечивается повышение точности и надежности геонавигационных возможностей при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также автоматизизация процесса управления и контроля траектории скважины. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 68 ил.

1. Система управления траекторией скважины, выполненная с возможностью размещения в компоновке низа бурильной колонны с целью управления бурением в заданном направлении, содержащая:

герметичный кожух с внешней геометрией в виде двух совмещенных цилиндров большего и меньшего диаметров с образованием продольного гребня из меньшего цилиндра на большем цилиндре, заполненный смазывающей жидкостью, например минеральным или синтетическим маслом;

полый ведущий вал, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий верхний соединительный трубный резьбовой конец и нижний соединительный трубный резьбовой конец, расположенные вне герметичного кожуха, причем оба соединительных трубных резьбовых конца в местах выхода из герметичного кожуха уплотнены;

ведомый вал, расположенный параллельно полому ведущему валу, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий нижний соединительный и верхний упорный концы, расположенные внутри герметичного кожуха;

управляемый вал, расположенный внутри герметичного кожуха с возможностью упругого продольного изгиба, соединенный своим верхним соединительным концом с соединительным концом ведомого вала и имеющий выходящий из герметичного кожуха нижний соединительный конец, причем в месте выхода из герметичного кожуха он уплотнен;

упорные, радиальные и самоустанавливающиеся подшипники качения и/или скольжения, расположенные внутри герметичного кожуха на соединительном и упорном концах ведомого вала, на верхнем и нижнем соединительном концах управляемого вала и на обоих трубных концах полого ведущего вала;

шестеренную передачу полого ведущего и ведомого валов, расположенных параллельно внутри герметичного кожуха, находящихся в зубчатом зацеплении друг с другом имеющимися на внешних поверхностях обоих валов участками с шестеренными зубьями, с возможностью вращения обоих валов в противоположные стороны друг от друга;

основное неуправляемое долото, соединенное с выходным соединительным трубным концом полого ведущего вала;

вспомогательное управляемое долото с диаметром меньше диаметра основного неуправляемого долота, расположенное над основным долотом по оси скважины, соединенное с передним соединительным концом управляемого вала с возможностью изменять перекос осевой линии относительно осевой линии ведомого вала;

поперечное сечение герметичного кожуха имеет максимальную ширину, меньшую диаметра основного неуправляемого долота, и максимальную длину, большую диаметра основного неуправляемого долота;

узел отклонения основного неуправляемого долота, размещенный в передней части герметичного кожуха и включающий в себя механизм, отклоняющий ось основного неуправляемого долота от оси скважины, содержащий три выдвижных упора, входящие в контакт со стенкой скважины, при этом один, нижний зенитный, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины и два, боковых азимутальных, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины;

узел ориентирования торца вспомогательного управляемого долота, выполненный с возможностью изменения вектора направления бурения путем воздействия бокового усилия на управляемый вал и его продольного изгиба для перекоса оси вспомогательного управляемого долота относительно оси ведомого вала.

2. Система по п. 1, в которой вспомогательное управляемое долото выполнено воронкообразным.

3. Система по п. 1, которая выполнена с возможностью очищения и охлаждения вспомогательного управляемого долота восходящим потоком промывочной жидкости от основного неуправляемого долота.

4. Система по п. 1, в которой ось вспомогательного управляемого долота имеет конус возможных расположений перекоса своей оси относительно оси ведомого вала.

5. Система по п. 1, которая выполнена с возможностью перекоса осей между ведомым валом и вспомогательным управляемым долотом ориентированным боковым механическим силовым воздействием на управляемый вал, выполненный в виде длинного гибкого вала, например, управляемой эксцентричной муфтой или боковым гидравлическим силовым воздействием на длинный гибкий вал, например, гидроцилиндрами.

6. Система по п. 1, которая выполнена с возможностью перекоса осей между ведомым валом и вспомогательным управляемым долотом размещением на управляемом валу шарниров равных угловых скоростей или карданов.

7. Система по п. 1, которая выполнена с возможностью передачи момента вращения полому валу вращающейся колонной бурильных труб.

8. Система по п. 1, которая выполнена с возможностью передачи момента вращения полому валу вращающимся валом погружного гидроприводного или электроприводного двигателя.

9. Способ управления траекторией скважины с использованием системы, содержащей:

герметичный кожух с внешней геометрией в виде двух совмещенных цилиндров большего и меньшего диаметров с образованием продольного гребня из меньшего цилиндра на большем цилиндре, заполненный смазывающей жидкостью, например минеральным или синтетическим маслом;

полый ведущий вал, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий верхний соединительный трубный резьбовой конец и нижний соединительный трубный резьбовой конец, расположенные вне герметичного кожуха, причем оба соединительных трубных резьбовых конца в местах выхода из герметичного кожуха уплотнены;

ведомый вал, расположенный параллельно полому ведущему валу, выполненный с возможностью вращения внутри герметичного кожуха, имеющий нижний соединительный и верхний упорный концы, расположенные внутри герметичного кожуха;

управляемый вал, расположенный внутри герметичного кожуха, с возможностью упругого продольного изгиба, соединенный своим верхним соединительным концом с соединительным концом ведомого вала и имеющий выходящий из герметичного кожуха нижний соединительный конец, причем в месте выхода из герметичного кожуха он уплотнен;

упорные, радиальные и самоустанавливающиеся подшипники качения и/или скольжения, расположенные внутри герметичного кожуха на соединительном и упорном концах ведомого вала, на верхнем и нижнем соединительном концах управляемого вала и на обоих трубных концах полого ведущего вала;

шестеренную передачу полого ведущего и ведомого валов, расположенных параллельно внутри герметичного кожуха, находящихся в зубчатом зацеплении друг с другом имеющимися на внешних поверхностях обоих валов участками с шестеренными зубьями, с возможностью вращения обоих валов в противоположные стороны друг от друга;

основное неуправляемое долото, соединенное с выходным соединительным трубным концом полого ведущего вала;

вспомогательное управляемое долото с диаметром меньше диаметра основного неуправляемого долота, расположенное над основным долотом по оси скважины, соединенное с передним соединительным концом управляемого вала с возможностью изменять перекос осевой линии относительно осевой линии ведомого вала;

узел отклонения основного неуправляемого долота, размещенный в передней части герметичного кожуха и включающий в себя механизм, отклоняющий ось основного неуправляемого долота от оси скважины, содержащий три выдвижных упора, входящие в контакт со стенкой скважины, при этом один, нижний зенитный, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины и два, боковых азимутальных, с возможностью передачи радиального усилия на стенку скважины;

узел ориентирования торца вспомогательного управляемого долота, выполненный с возможностью изменения вектора направления бурения путем воздействия бокового усилия на управляемый вал и его продольного изгиба для перекоса оси вспомогательного управляемого долота относительно оси ведомого вала;

при котором

формируют цилиндрическую часть скважины бурением основным неуправляемым долотом;

управляют радиальным смещением оси полого ведущего вала от цилиндрической части скважины упорами узла отклонения основного неуправляемого долота;

формируют латеральную часть в цилиндрической скважине бурением вспомогательным управляемым долотом;

управляют перекосом оси управляющего вала латеральной части скважины узлом ориентирования торца вспомогательного управляемого долота;

размещают продольный гребень герметичного кожуха в латеральной части скважины и используют его в качестве опорного элемента для исключения возможности вращения герметичного кожуха в скважине;

перемещают при бурении герметичный кожух вместе с компоновкой в скважине;

управляют направленным бурением скважины с использованием упоров узла отклонения основного неуправляемого долота и/или узлом ориентирования торца вспомогательного управляемого долота для корректирования траектории скважины.