Бурильное устройство и способ бурения ствола



Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола
Бурильное устройство и способ бурения ствола

 


Владельцы патента RU 2405099:

Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к устройству и методам, применимым в бурении боковых стволов в пласте, окружающем основной ствол скважины. Устройство содержит утяжеленную бурильную трубу (УБТ), выполняющую функцию несущей части основной компоновки для бурения и имеющую на одной стороне окно, открытое наружу, вторичную компоновку для бурения, включающую бурильную колонну одним концом подсоединенную к УБТ, забойный бурильный двигатель, установленный на бурильной колонне, буровое долото, размещенное на другом конце бурильной колонны и работающее от забойного бурового двигателя. Вторичная бурильная компоновка помещена внутрь УБТ с возможностью перемещения между первым положением, когда буровое долото остается в пределах окна, и вторым положением, когда буровое долото выходит вбок из окна, существующего в стене УБТ. Способ бурения ствола с использованием бурильного устройство, в процессе которого осуществляют бурение основного ствола скважины, размещение бурильного устройства на заданной глубине в основном стволе, открытие вторичной компоновки, причем буровое долото уходит из первой позиции и углубляется в пласт, окружающий основной ствол, и пробуривает вторичный боковой ствол с последующим возвратом вторичной компоновки во второе положение. Обеспечивает эффективное бурение боковых стволов без перерывов в работе на размещение малой КНБК. 2 н. и 39 з.п. ф-лы, 19 ил.

 

Изобретение относится к устройствам и способам, применимым к бурению боковых столов в зоне пласта, окружающей основной ствол скважины.

Многоствольные скважины (совокупность малых стволов, исходящих от основного ствола скважины) известны в практике бурения в последние годы и применялись на многих месторождениях. Главным стимулом для такой технологии является желание улучшить контакт с коллектором при минимизации общей стоимости бурильных работ. Также продвижение этой технологии может мотивировано ограниченными размерами опорной плиты в случае бурения с морских платформ. В большинстве случаев бурение многоствольных скважин требует сложных работ с множеством спуско-подъемных операций, что увеличивает время бурения. Заканчивание многоствольных операций также является сложной операцией, поскольку места соединения вторичных стволов к основной скважине определяют качество боковых скважин и методы контроля добычи.

В последнее время были разработаны техники бурения малых боковых скважин с меньшими потерями времени и меньшей поддержкой с буровой вышки. Для бурения боковых скважин были предложены системы бурения, работающие через вспомогательный кабель. На основе этих подходов можно пробурить боковой ствол без буровой колонны или койлтюбинга как средством связи с поверхностью. Примеры такой технологии бурения приведены в патенте ЕР 1559864, и патентных заявках WO 2004072437 и WO 2004011766. Инструмент для бурения боковых стволов также применяется для бурения протяженных отверстий перфорации (обычно с длиной до 1 метра и диаметром в несколько сантиметров).

Одним примером существующей системы является инструмент SCORE 100 от компании Corpro Systems Ltd, который работает от основной компоновки низа буровой колонны (КНБК). Основная КНБК включает модифицированный вариант утяжеленной бурильной трубы (УБТ), в которую включен встроенный отклонитель (отклоняющий клин). Когда модифицированная УБТ достигает нужной глубины в основном стволе, то КНБК малого диаметра опускают на вспомогательном кабеле внутрь основной бурильной колонны. Эта малая КНБК имеет керноотборник и небольшой бурильный двигатель, который приводит во вращение этот пробоотборник, якорь, толкательную систему для обеспечения продольного движения (основные параметры - механическая скорость проходки (МСП) и весна-бур (ВНБ)), а также надувной пакер для того, чтобы направить поток в малый гидравлический двигатель. Приведенная система может зафиксировать себя внутри УБТ и продвигаться вперед с использованием подъемника, который создает ВНБ. Насосы на поверхности создают поток бурильного раствора, который приводит в движение малый двигатель и очищает малый боковой ствол. В начале осевого перемещения конец малой КНБК выталкивают за пределы основной КНБК с использованием встроенного отклонителя, и затем бур входит в необсаженный ствол и в породу пласта. Ось бокового ствола обычно отклоняется от оси основной скважины на 3-6 градусов. Такая система способна бурить малые отверстия длиной до 100 футов (30 метров). Обычно такую систему применяют для получения кернов. Вспомогательный кабель и инструмент обеспечивает подземное управление процессом, особенно в части регулирования МСП и ВНБ. Кабель также контролирует якорение системы на трубе для обеспечения медленного продвижения вдоль по трубе. Когда операция бурения бокового ствола или отбора керна бывает завершена, то малую КНБК поднимают на поверхность с использованием кабеля. Обычно отверстие в УБТ запечатано алюминиевым шаром, который можно легко просверлить с использованием малой КНБК. Патент ЕР 1247936 характеризует остальные детали этой технологии.

Целью данного изобретения является создание способа, который может быть использован для эффективного бурения боковых стволов, позволяя при этом обойтись без существенных перерывов в работе буровой на размещение малой КНБК.

Для достижения указанной цели предложено использовать бурильное устройство, содержащее утяжеленную бурильную трубу (УБТ), выполняющую функцию несущей части основной компоновки для бурения и имеющую на одной стороне окно, открытое наружу, вторичную компоновку для бурения, включающую бурильную колонну одним концом подсоединенную к УБТ, забойный бурильный двигатель, установленный на бурильной колонне, буровое долото, размещенное на другом конце бурильной колонны и работающее от забойного бурового двигателя, при этом вторичная бурильная компоновка помещена внутрь УБТ с возможностью перемещения между первым положением, когда буровое долото остается в пределах окна, и вторым положением, когда буровое долото выходит вбок из окна, существующего в стене УБТ. Предпочтительно устройство содержит вторичную бурильную компоновку, содержащую поршень, установленный с возможностью перемещения по УБТ, с бурильной трубой, подсоединенной к одному концу поршня и размещенной внутри УБТ, при этом при движении между первым и вторым положением поршень перемещается внутри УБТ. Указанное окно предпочтительно имеет наклонную нижнюю часть, плавно выходящую на внешнюю поверхность УБТ. Обычно окно соотносится с режущей кромкой бурильного инструмента, который подсоединен к УБТ таким образом, что ориентация рабочей кромки в нужном направлении служит для соответствующей ориентации окна. УБТ может содержать скользящую крышку, которая установлена с возможностью перемещения между первым положением, когда окно закрыто, и вторым положением, когда окно открыто. Устройство может дополнительно содержать систему втягивания компоновки, выполненную с возможностью перемещения вторичной компоновки из второго положения в первое положение. Указанное окно предпочтительно содержит перемещающееся уплотнение, предназначенное для прохождения бурильной колонны при перемещении вторичной бурильной компоновки во второе положение. Кроме того, устройство преимущественно дополнительно содержит передаточный вал, проходящий внутри бурильной колонны и соединяющий буровое долото с бурильным двигателем. Обычно указанное буровое долото содержит шпиндельный узел, выполняющий функцию соединителя между буровым долотом и передаточным валом. При этом указанный шпиндельный узел может содержать криволинейный переводник, а также измерительные устройства. Обычно поршень содержит выпускной клапан, позволяющий жидкости проходить по УБТ без перемещения поршня. При этом бурильный двигатель может содержать регулятор, предназначенный для управления открытием обходного канала с учетом выбранной скорости вращения двигателя. Преимущественно бурильный двигатель дополнительно оборудован сиреной, соединенной с поршнем и ротором, установленным вместе со статором и соединенным с буровым долотом. Ротор может быть соединен с буровым долотом посредством торсионной пружины. Бурильное устройство может дополнительно содержать средства перевода ротора в открытое положение относительно статора, причем обычно указанные средства представляют собой магниты, установленные на роторе и статоре. Бурильное устройство может также дополнительно содержать детектор давления, предназначенный для регистрации импульсов давления, возникающих при работе сирены и создания сигнала, а также управляющую систему для управления по этим сигналам вторичной компоновки для бурения. Указанный поршень может дополнительно содержать обходной канал, который позволяет жидкости протекать по УБТ без воздействия на поршень. Бурильное устройство также может дополнительно содержать средства настройки углового взаимного положения ротора и статора в процессе перемещения вторичной компоновки для бурения ко второму положению. Указанные средства настройки обычно представляют собой паз на стенке УБТ, представляющей собой управляющую поверхность, причем паз выполнен с возможностью перемещения пальца ротора по мере перемещения вторичной компоновки для бурения. Кроме всего прочего, УБТ может содержать зажимное устройство, которое при присоединении вторичной компоновки к УБТ обеспечивает перемещение вперед вторичной компоновки при движении УБТ, а отсоединение зажимного устройства обеспечивает свободное независимое движение первичной и вторичной компоновки при бурения. Обычно зажимное устройство содержит поворотные эксцентрики, воздействующие на вторичную компоновку для бурения. Бурильное устройство также может дополнительно содержать средство, препятствующее моменту вращения, создаваемому при работу вторичной компоновки для бурения. В качестве указанного средства могут быть использованы удлиненный палец, установленный с возможностью выхода из бурильной колонны и вхождения в соответствующий паз на УБТ, и/или удлинительную секцию, установленную над бурильным двигателем, причем на этой секции помещен удлиненный палец, установленный с возможностью выхода из бурильной колонны и вхождения в соответствующий паз на УБТ, и/или бурильную колонну с некруглым сечением, установленную с возможностью перемещения по уплотнению соответствующей формы. Бурильное устройство может быть дополнительно оборудовано точкой подсоединения вторичной компоновке для бурения приспособления для крепления извлекающего троса, выполненного с возможностью перемещения вторичной компоновки из второго положения в первое положение, а также оно может содержать вторичный обходной канал для поршня и набор клапанов, позволяющий направить поток в УБТ с обратной стороны поршня и перемещать вторичную компоновку из второго положения в первое положение. Кроме того, оно может дополнительно содержать механизм управления, который при включении выводит вторичную компоновку из окна в УБТ. Вторичная компоновка для бурения преимущественно соединена с УБТ посредством шарнирного соединения. Бурильная колонна может быть выполнена гибкой. Вторичная компоновка для бурения может содержать самоходную каретку, размещенную в УБТ, при этом бурильная колонна одним концом подсоединена к самоходной каретке с обеспечением возможности прохождения колонны внутри УБТ, а при переходе компоновки из первой позиции во вторую позицию происходит активация каретки внутри УБТ. Первичная компоновка для бурения может быть собрана с возможностью выполнения окна в обсаженной скважине для выдвижения вторичной компоновки для бурения.

Для достижения указанной цели предложено использовать способ бурения ствола с использованием бурильного устройство по любому из вышеприведенных вариантов реализации в процессе которого осуществляют бурение основного ствола скважины, размещение бурильного устройства на заданной глубине в основном стволе, открытие вторичной компоновки, причем буровое долото уходит из первой позиции и углубляется в пласт, окружающий основной ствол и пробуривает вторичный боковой ствол с последующим возвратом вторичной компоновки во второе положение. Обычно основную компоновку для бурения используют для бурения основного ствола. Чаще всего УБТ продвигают вниз, и при этом вторичная компоновка продолжает бурение пласта. Обычно при реализации способа осуществляют попеременно углубляющие и возвратные движения УБТ на короткие расстояния в основном стволе, осуществляя при этом бурение с использованием вторичной компоновки для бурения. Предпочтительно основную скважину укрепляют обсаженной обсадной трубой с последующим созданием отверстия в обсадной трубе с использованием основной компоновки перед введением в действие вторичной компоновки, применяемой для бурения пласта через созданное отверстие в обсадной трубе. Обычно вторичную компоновку используют для бурения боковых стволов S-образной формы или для бурения боковых стволов спиральной формы.

Данное изобретение раскрывает бурильное устройство, состоящее из утяжеленной бурильной трубы, являющейся частью первичной бурильной сборки и имеющей на одной стороне трубы открытый наружу паз, вторичной компоновки для бурения, которая состоит из бурильной колонны, подсоединенной с одного конца к УБТ, забойного двигателя на бурильной колонне, бурового долота на другом конце бурильной колонны, приводимого в движение забойным двигателем, при этом вторичная компоновка для бурения закреплена на бурильной колонне таким образом, что она может перемещаться между первой позицией, когда буровое долото остается внутри паза, и второй позицией, когда буровое долото выходит из паза, имеющегося на одной стороне УБТ.

В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения вторичная компоновка для бурения включает поршень, который скользит внутри УБТ, бурильную колонну, подсоединенную к одному концу поршня и проходящую внутри УБТ, так что при движении поршня между первой и второй позицией этот поршень задвигается внутри УБТ.

Предпочтительно, паз имеет скошенный участок, который постепенно выходит на внешнюю поверхность УБТ. Положение паза увязывают с угловой ориентации бурильного инструмента, соединенного с УБТ, так что угловая ориентация бурильного инструмента в нужном направлении позволяет дать правильную ориентацию паза, в котором размещена малая компоновка. УБТ может иметь подвижную шторку (крышку), которая закрывает паз в первом положении системы и открывает паз во втором положении. Паз может также иметь подвижный уплотнительный элемент, через которую бурильная колонна проходит, когда малая забойная компоновка перемещается во второе положение.

Устройство может также иметь систему отвода вторичной компоновки из второй в первую позицию. Предпочтительно, указанная система имеет передаточный вал (вал трансмиссии), который проходит через бурильную колонну и соединяет забойный мотор с буровым долотом. Буровое долото при этом имеет шпиндельный узел, возможно, криволинейный переводник, и устройство сочленения между буровым долотом и передаточным валом. В шпиндельный узел могут быть помещены измерительные приборы, например датчики для проведения каротажа во время бурения (LWD) или измерения во время бурения (MWD).

Поршень, кроме того, имеет выпускной клапан, чтобы иметь возможность пропускать рабочую жидкость по УБТ, не приводя в движение поршень.

Забойный двигатель может иметь регулятор, который контролирует открытие обходного канала согласно выбранной скорости двигателя. В частности, предпочтительно, чтобы двигатель был оборудован «сиреной», которая имеет статор, связанный с поршнем, и парный ему ротор, соединенный с бурильным долотом. В данном случае, ротор может быть соединен с бурильным долотом через пружину кручения (торсионную пружину). Предпочтительно также обеспечить средства, например, магниты, для удержания ротора относительно статора в открытом положении.

Для регистрации импульсов давления (созданных работой гидравлической сирены) устанавливают детектор давления (а также для создания сигнала) и соответствующую систему управления для направления работы вторичной бурильной системы с использованием гидравлического сигнала.

Предпочтительно, поршень имеет обходной путь, и в этом варианте бурильный раствор обходит УБТ и не вызывает смещение поршня.

В одном варианте осуществления изобретения используют средства для настройки углового положения ротора и статора по мере того, как вторичную компоновку продвигают ко второй позиции внутри УБТ. Такие средства могут быть представлены пазом в теле УБТ, который задает криволинейную поверхность, по которой скользит ротор с направляющим пальцем по размерам паза; это обеспечивает нужное перемещение вторичной компоновки для бурения.

На УБТ может присутствовать управляемый зажимный механизм, так что срабатывание механизма на зажим обеспечивает совместное движение УБТ и вторичной компоновки для бурения, а освобождение этого зажима позволяет совершать независимое продвижение первичной и вторичной (малой) компоновки для бурения. В одном варианте осуществления, зажимной механизм представлен парой эксцентриковых тел, соединенных со вторичной компоновкой для бурения.

Также полезно обеспечить средства для компенсации того момента вращения, который порождает работа вторичной компоновки для бурения. Такое устройство может состоять из следующих элементов: удлиненный палец на бурильной колонне, который входит в соответствующий паз на УБТ; или это достигается через использование бурильной колонны с некруглым сечением; такая колонна проходит через соответственно оформленное уплотнение.

Вторичная компоновка для бурения может иметь точку подсоединения для направляющего троса для того, чтобы передвинуть вторичную компоновку для бурения из второй позиции в первую позицию.

Обходной канал для вторичного поршня и устройство клапана обеспечивает прямой поток жидкости в бурильную колонну под нижнюю часть поршня, чтобы переместить вторичную сборку для бурения из второй в первую позицию.

По еще одному варианту осуществления компоновка для бурения имеет контрольный механизм, через который можно вывести вторичную компоновку из окна. В этом случае вторичная компоновка для бурения может быть соединена с УБТ с использованием шарнирного соединения и сама бурильная колонна может быть гибкой.

При альтернативном варианте осуществления вторичная компоновка включает самоходную каретку, передвигающуюся внутри бурильной колонны, бурильную колонну, прицепленную к одному концу каретки и проходящую внутри УБТ; при движении забойной компоновки между первым и вторым положением каретка продвигается по УБТ.

Вторичная компоновка может быть устроена как указано выше, но основная компоновка для бурения построена так, чтобы ею можно было прорезать окно в обсадной трубе, через которое затем будет выдвигаться вторичная компоновка для бурения.

Способ бурения ствола скважины с использованием бурильного устройства, как указано выше, включает бурение основного ствола скважины, размещение устройства в нужном месте основного ствола, действие вторичной компоновки для бурения таким образом, чтобы перемещение бурового долота из первой позиции вызывает его боковое смещение и попадание в породу вокруг основного ствола и бурение бокового ствола, возврат вторичной буровой компоновки во второе положение (внутри УБТ). Основная компоновка для бурения может использоваться для бурения основного ствола. Способ также может включать продвижение вперед УБТ в то время, когда вторичная (малая) компоновка проводит бурение породы. В одном случае это может представлять собой поочередные движения УБТ вперед и назад на короткие расстояния в основном стволе, пока вторичная компоновка продолжает бурение породы.

Если основная скважина имеет оболочку в виде обсадной колонны, то способ включает создание отверстия в обсадной колонне с использованием основной бурильной компоновки, причем еще до того, как возникает необходимость проводить бурение с использованием вторичной бурильной компоновки через это отверстие.

Это изобретение основано на комбинации малой КНБК (вторичная забойная компоновка) и большой КНБК (основная забойная компоновка). Большая КНБК нужна для проведения операции бурения обычным образом. Большая КНБК содержит все обычные приборы и устройства, такие как роторно-ориентируемые системы или двигатели, устройства измерения в процессе бурения (MWD) или каротажа в процессе бурения (LWD) и пр. Большая КНБК включает подготовленную УБТ, внутри которой размещена малая КНБК. В частности, подготовленая УБТ оснащена пазом (окном), через которое малая КНБК выходит из внутреннего канала вовне большой КНБК. Частью такого паза является модифицированный отклонитель.

Во время бурения бокового ствола большая КНБК остается в квазистатическом состоянии. Малая КНБК имеет двигатель, предпочтительно роторно-отклоняемый; при продвижении вперед происходит бурение пласта. При правильном отклонении малый ствол может быть пробурен уходящим от основной скважины. Бурение обычно проводится в поступательном режиме. Когда боковой ствол закончен, то малую КНБК убирают внутрь большой КНБК. После этого большая КНБК возобновляет обычную деятельность в основной скважине, например, продолжает бурение на углубление скважины.

В предпочтительном решении реализация данного способа основана на механической системе.

Система с двумя КНБК может также работать в обсаженной скважине. В этом случае первый бур заменяют на фрезу, которая проделывает окно в обсадной трубе. После этого малая КНБК создает боковой ствол без дополнительной спуско-подъемной операции.

Существуют частичные модификации базовой концепции:

- малая КНБК может быть оборудована так, чтобы в каротаж происходил вне основной скважины;

- различные существующие методы работы с коллектором могут быть улучшены и развиты благодаря применению двойной КБНК;

- могут быть использованы различные соединения для перетока жидкостей из основной скважины в боковую, при этом добытый флюид поступает сначала в боковую скважину и затем перетекает в основную скважину. Эта техника особенно интересна для случая тяжелой нефти и для особых видов обработки добываемого флюида прямо в пласте.

Ниже приведено описание используемых чертежей. На фиг.1 и фиг.2 показаны боковые скважины, пробуренные согласно данному изобретению, на фиг.3 и фиг.4 показан первый вариант осуществления устройства по данному изобретению, на фиг.5 и фиг.6 показаны детали устройства, изображенного на фиг.3 и фиг.4, на фиг.7 приведен второй вариант осуществления устройства по данному изобретению, на фиг.8 приведен вид сверху для сирены с фиг.7, на фиг.9 приведен график % открытой площади как функции вращения сирены с фиг.7, на фиг.10 приведен график % открытия сирены усредненного по времени как функция скорости вращения (об/мин) мотора для сирены, показанной на фиг.7, фиг.11 показывает график усредненной по времени разницы давления как функцию скорости вращения (об/мин) мотора для сирены, показанной на фиг.7, фиг.12 показывает график скорости вращения как функцию ВНБ для различных рабочих кривых двигателей, фиг.13 показывает график для модулированного сигнала от времени для сирены для третьего варианта осуществления аппарата, фиг.14 показывает часть третьего варианта осуществления аппарата, фиг.15 показывает четвертый вариант осуществления аппарата как раскрыто в изобретении, фиг.16 показывает работу изобретения согласно предпочтительному способу, фиг.17 показывает пятый вариант осуществления аппарата как раскрыто в изобретении; фиг.18 и фиг.19 показывают траектории, пробуренные аппаратом, раскрытом в изобретении.

Как было указано ранее, целью настоящего изобретения является создание системы для бурения совокупности малых боковых стволов 10 из основной скважины 12 (см. Фиг.1 и 2) без осуществления спуско-подъемных операциях между последовательными этапами бурения (боковой или/и основной).

Протяженность боковых скважин 10 обычно лежит в интервале от 4,5 до 30 метров, при этом диаметр отверстия лежит в интервале от 3,8 до 9,0 см, и вертикальное разделение 14 между пробуренными стволами может быть меньше, чем 1 м. Траектории боковых стволов обычно имеют постоянный радиус кривизны для достижения направления практически перпендикулярного основной скважины: в этом случае радиус кривизны боковой составляет обычно от 3 до 15 метров, что приводит к глубине проникновения 16 от основной скважины от 12 до 20 метров (см. Фиг.1). Для других приложений боковая траектория может быть прямой (см. Фиг.2) с осью, которая на 2-7 градусов (18) отклоняется от основной скважины 12.

Основная (большая) КНБК составлена из обычных компонент, набор которых зависит от поставленной цели. Если начинать перечисление снизу, то КНБК включает буровое долото. Далее, в компоновку входит система управляемого роторного бурения или управляемый двигатель, стабилизаторы и подвижные узлы сочленения. Могут быть добавлены устройства измерения в процессе бурения (MWD) и каротажа в процессе бурения (LWD), если это требуется в задачах бурения. Малую КНБК помещают в подготовленную УБТ, как показано на Фиг.3.

Двойная КНБК включает основную КНБК 20 и малую КНБК 22. Основная КНБК 20 бурит основную скважину 24, при этом малая КНБК 22 бурит боковые стволы. Некоторые компоненты двойной КНБК уже непосредственно существуют в основной КНБК 20. В частности, подготовленная УБТ 26 с боковым окном 28 позволяет выдвинуть малую КНБК 22 из основной КНБК 20 и войти в необсаженный ствол 24 и в пласт 30 в стороне от основной скважины 24. УБТ с окном 26 имеет внешний паз 32, который на нижней части трубы заканчивается наклонной поверхностью (или отклонителем) 34. Угол ориентации окна 28 обычно привязывают к MWD-устройству в основной КНБК 20, что позволяет получить ориентацию окна в правильном направлении до начала бурения бокового ствола.

Малая КНБК 22 - это непрерывно действующая система, которую перемещают внутри большой КНБК 20. В своей нижней точке она размещается в пазу 32, который выполнен в УБТ 26. Малая компоновка выходит из внутренней части большой КНБК вовне через уплотнительный элемент 34, который подвижен в осевом направлении, и это уплотнение размещено в верхней части паза 32, выполненного в УБТ с окном 26. Малая КНБК 22 включает следующие компоненты, если считать снизу вверх: буровое долото 36, забойный двигатель 38, который приводит во вращение буровое долото 36 через удлиненный вал передачи 39, бурильную колонну 40, систему для выдвижения малой КНБК 22 из УБТ 26 (в данном варианте это гидравлический поршень 42 с обводным каналом 43, но также возможно применение механических систем), блок управления 44 для управления работой малой КНБК 22 (это может быть механический или электромеханический блок управления), систему, которая помогает, при необходимости, убрать малую КНБК 22 внутрь большой УБТ 26: для этого предусмотрен ловильный крюк 46 для того, чтобы с использованием ловильного инструмента можно было присоединить крюк к каротажному кабелю и втянуть обратно малую компоновку (как показано ниже, другие способы также применимы для этой операции), фиксирующий механизм (не показан), который позволяет замкнуть малую КНБК 22 внутри большой КНБК 20, когда нет необходимости проводить бурение с помощью малой КНБК 22.

На практике (см. Фиг.4), пока буровую жидкость прокачивают через большую КНБК 20, малая КНБК 22 проталкивают вперед подвижным поршнем 426 и давление на этом поршне создает вес на бур для малой КНБК 22. Буровое долото 36 в малой КНБК 22 вначале смещается от оси благодаря взаимодействию с наклонной поверхностью (отклонителем) 34. После некоторого перемещения компоновки передний конец малой КНБК 22 оказывается в пласте 30 и она работает как управляемый забойный двигатель в режиме перемещения. Она двигается под углом и боковая траектория уходит от основной скважины 24.

Малая КНБК 22 имеет управляемый забойный двигатель. Буровое долото (обычно с диаметром в интервале от 3,8 до 8,9 см) прикреплено через переводник к шпиндельному узлу 48, подобному тому, который присутствует в обычных малых забойных двигателях. Над шпиндельным узлом 48 устанавливают криволинейный переводник, так чтобы двигатель обеспечивал бурение бокового ствола 50 в нужном направлении. Если криволинейный переводник 48 находится в одной плоскости с основной скважиной 24, то в этой же плоскости будет пробурена и малая боковая скважина 50. При такой ориентации криволинейного переводника оператор бурения должен обеспечивать только нужный азимут УБТ с окном 26 при размещении УБТ в скважине, тогда бур зарежет боковой ствол 50 в той же плоскости.

Выше шпиндельного узла 48 (совмещенного с криволинейным переводником) крепят бурильную колонну 40, помещаемую между двигательной секцией 38 и валом шпиндельного узла 48. Длина этой трубы может быть до 30 метров (или длиннее). С использованием этой удлиненной трубы двигательная секция 38 может оставаться внутри большой КНБК 20 и избежать нагрузок изгиба в боковом стволе 50. При таком устройстве компоновки двигатель 38 не чувствителен к кривизне пробуренного ствола.

Гибкий вал передачи 39 делают достаточно податливым (на изгиб), чтобы следовать за кривизной пробуренного отверстия. Кроме того, он, таким образом, замещает карданное соединение между ротором и приводным валом бура. Такой гибкий вал может быть изготавлен из титановой трубы для придания гибкости (но с неизбежной усталостью материала при вращении), а также для обеспечения уровня нагрузок от момента бурения. Двигатель 38 также создает силу, направленную вниз (благодаря падению давления на забойном двигателе 38). Эта сила прилагается к удлиненному гибкому валу 39, и она может привести к нежелательному продольному изгибу вала, который по этой причине укрепляют с использованием радиальных подшипников (не показаны), расположенных вдоль вала. Торсионная демпфирующая система 52 (см. Фиг.5) может потребоваться для гашения торсионного резонанса, который может развиться на удлиненном гибком валу 39.

Чтобы можно было бурить по траектории с высокой кривизной, узел шпинделя 48 делают довольно коротким. Вместе с тем, в нем может размещаться небольшой корпус 56 для размещения измерительных устройств (если требуется).

При такой силовой системе боковой ствол 50 будут бурить в "скользящем режиме". Это обеспечивает почти однородный темп бурения. В некоторых случаях возникает необходимость бурить боковые стволы 50 почти параллельно основной скважине 24 (в пределах отклонения в несколько градусов). В этом случае может быть применена прямая разновидность двигателя (без изгиба в узле 48). Отклонение достигается за счет угла наклона встроенного отклонителя 34.

Удлиненный мотор имеет бурильную трубу 40 между шпиндельным узлом 48 и силовой секцией 38. Бурильная трубы 40 обычно имеет диаметр от 3,0 до 6,4 см. Такая труба не вращается, она только передает вес на бур (ВНБ) для бурового долота 36; вращательный момент передается через внутренний длинный вал передачи 39. Такая бурильная колонна 40 достаточно гибка, чтобы пройти по искривленному каналу, при этом поддерживая минимальный контакт с пластом 30. В некоторых применениях такая труба может быть выполнена из титана или композитного материала (на основе волокон и эпоксидной матрицы) для большей гибкости. Можно рассмотреть и трубы с эллиптическим сечением для правильной передачи ВНБ, а также для придания большей гибкости в плоскости искривления.

Очевидно, что двигатель 38 и бурильная труба 40 должны иметь диаметры, позволяющие незатрудненное перемещение внутри основной УБТ 26. Если большая КНБК 20 имеет диаметр, равный 17 см (6 3/4 дюйма), то бурильная труба 40 может иметь размеры от 2 3/8 до 2 7/8 дюйма. Другие размеры труб также могут подойти для этой цели.

Как видно из Фиг.6, размеры УБТ 26 позволяют малой КНБК 22 выдвигаться из большой КНБК 20. Эта УБТ имеет внешний паз 32, который снизу заканчивается наклонной поверхностью (встроенный отклонитель) 34. В верхней части этого паза выполнено небольшое осевое отверстие и уплотнительный элемент 34, чтобы через них могла проходить малая КНБК 22. Буровое долото 36, корпус для шпинделя и криволинейного переводника 48 остаются в пределах паза 32, если не производится бурения пласта 30; при этом бурильная колонна 40 проходит через зону уплотнителя 34 УБТ с окном 26. Уплотнение 34 может иметь самую простую форму отверстия с плотной посадкой. Это обеспечивает движение бурового раствора 58 внутри УБТ 26 в нижнем направлении, по направлении к большому буровому долоту (не показано). В качестве дополнительной черты, в уплотнительной секции 34 может быть установлена удаляемая заглушка 60.

Особые поверхности шпиндельного узла (или корпуса криволинейного переводника) 48 скользят по наклонной поверхности 34, что позволяет вытолкнуть узел 48 из УБТ 26 (и также принуждает буровое долото 36 войти в породу). Такой процесс имеет преимущество минимального износа направляющей поверхности. Такой метод ориентации устройства полезен с точки зрения бура для бурения породы, поскольку зубья бура не будут ломаться при контакте с металлической направляющей поверхностью.

Когда малая КНБК 22 полностью убрана, то буровое долото 36 остается в пазу 32 внутри УБТ 26, так что он может двигаться в радиальном направлении. Буровое долото есть и остается внутри диаметра основной УБТ 26. Поэтому буровое долото не имеет контакта в породой, пока большая КНБК 20 перемещается или вращается в основной скважине 24. Паз 32 на УБТ имеет протяженность в несколько метров. Если бурильная колонна 40 вошла в боковую скважину 50, то большая КНБК 20 имеет запас по продольному перемещению в основной скважине 24 без риска защемления бурильной колонны 40.

Согласно данной концепции вес на бур для малой КНБК создают через давление, приложенное к скользящему поршню 42. Этот поршень перемещается в проходном отверстии УБТ 26 и он соединен с верхом малой КНБК 22. Поршень 42 имеет обходной канал 43, чтобы поток буровой жидкости мог проходить вниз к большой КНБК 20, и при этом давление было приложено к поршню 42. В зависимости от устройства давление жидкости, действующее на поршень, покрывает площадь от 64 до 100 см2. Таким образом, на поршне 42 может развиваться усилие вплоть до 3,45 МПа. Такая комбинация создает большую силу вплоть до 22000-33000 ньютонов (от 5000 до 7500 фунтов на фут). Это довольно много по сравнению с привычным диаметром малого бурового долота (6,3-8,9 см), поскольку в большинстве случаев требуется более низкое давление.

Оценки для описанного выше устройства показывают, что обычно около 30% общего потока будет проходить через двигатель 38 (на этапе бурения боковой скважины 50). Если двигатель 38 тормозится, то падение давления на малой КНБК 22 возрастает и увеличивается поток через обходной канал 43 подвижного поршня 42: это означает, что давление растет и вес на бур, соответственно, возрастает. Это делает контроль малой КНБК 22 потенциально затруднительным при режиме торможения, когда вес на бур даже слегка возрастает, далее блокируя бур и поддерживая состояние торможения. Чтобы избежать такой ситуации, на подвижный поршень устанавливают клапан контроля потока, чтобы обеспечить уменьшение веса на бур при падении оборотов двигателя (или в режиме торможения).

На Фиг.7 изображена часть особенно предпочтительного варианта силовой секции, согласно данному изобретению. Двигатель 38 представлен забойным винтовым двигателем, который используют в бурении. Ротор этого двигателя (не показан) приводит во вращения поворотный клапан 62, состоящий из ротора 64 и статора 66, что составляет аппарат наподобие сирены, которая широко используется для передачи информации в системах телеметрии при измерении в процессе бурения. Этот поворотный клапан 62 размещен в обходном канале 70, который соединен с клапаном 42 и на котором фиксирован статор 66. Он управляет падением давления на клапане 42 через управление потоком, которому разрешено проходить по обходному каналу 70. Давление, приложенное к поверхности подвижного поршня 42, создает вес на бур для малой КНБК 22. Ротор 64 сирены (клапана) 62 соединен с двигателем 38 через торсионную пружину 68. Далее, ротор 64 и статор 66 сирены 62 оборудован магнитами 72, 74 (см. Фиг.8), которые помогают держать сирену более открытой - магниты удерживают лопасти ротора 64 в фазе с лопастями статора 66, а не загораживать проходные отверстия статора 66. Когда двигатель 38 вращается с постоянной скоростью, то ротор сирены 64 имеет неоднородное вращение (см. Фиг.9), поскольку он находится преимущественно в открытом положении. В частности, когда двигатель 38 не вращается, то сирена 62 открыта (благодаря кручению сопрягающей пружины 68).

Из-за такого принципа работы среднее по времени проходное сечение сирены 62 составляет от 100% - когда нет вращения - до почти 50% при высоких скоростях вращения (см. Фиг.10). Частота переключения потока обычно составляет от 10 до 75 Гц. При этом предпочтительно иметь более высокую частоту переключения потока, чтобы облегчить усреднение по времени для веса на бур (благодаря инерции малой КНБК).

"Усредненное по времени" падение давления на сирене 62 меняется с скоростью вращения двигателя, как показано на Фиг.11. Оно может настраиваться с использованием механических параметров сирены 62 (жесткость пружины 68, масса ротора 64, сила магнитов и пр.). Фиг.10 показывает, что снижение усредненной площади отверстия (то есть, при более высокой скорости вращения двигателя и ротора) приводит к более высокому весу на бур (Фиг.11).

Чтобы повлиять на величину веса на бур, можно уменьшить скорость вращения двигателя 38. Если понизить обороты, то сирена 62 автоматически понизит вес на бур (Фиг.10 и 11), так чтобы достичь равновесия, при котором двигатель продолжает работать при подходящей скорости вращения. Если двигатель оказывается близко к режиму застревания (полного торможения), то скорость вращения будет очень низка, и потому сирена вновь открывается и резко понижает вес на бур. В заключение, двигатель будет иметь рабочую точку, которую определяет обычная кривая двигателя (обороты в минуту как функция скорости потока). Изменение скорости вращения будет также зависеть от характеристик бура и свойств породы.

Комбинация кривой двигателя и контрольной функции иллюстрирована двумя ситуациями, изображенными на Фиг.12. Как можно видеть, контрольная кривая показывает, что вес на бур все еще существует, даже когда скорость вращения падает до нуля (в точке замедленного вращения при высоких нагрузках двигателя). Это происходит из-за того, что давление жидкости все еще действует на часть подвижного уплотнительного элемента в УБТ, что толкает вперед забойную компоновку. Контрольная функциональная кривая должна быть по возможности более горизонтальной, поскольку управляемая площадь сирены должна быть большой по сравнению с площадью подвижного уплотнения. Кроме того, импульс давления, создаваемый сиреной 62, должен быть большим по сравнению с падением давления на малой КНБК (где малый мотор и малый бур) 22. Например, если для малой КНБК 22 падение давления составляет порядка 3,5 МПа, тогда импульс давления от сирены будет 7 МПа. Отношение рабочей площади сирены к площади подвижного уплотнительного элемента может равняться 2, что вместе обеспечивает четырехкратное отношение сил при работе устройства.

Если двигатель блокирован в точке полного торможения без освобождения с использованием системы контроля веса на бур, то обычно достаточно отвести обратно малую КНБК 22 от дна скважины и тогда двигатель 38 перезапустится как описано ниже.

Другим подходом для управления системой бурения является применение центробежного регулятора. Двигатель 38 имеет устройство привода для центробежного регулятора через верхнюю часть, которая подсоединена к входу обходного канала. При высоких оборотах регулятор закрывает поток через обходной канал, что увеличивает перепад давления на подвижном поршне 42, тем самым увеличивая нагрузку на бур, что имеет эффект уменьшающихся оборотов. Обратный эффект имеет место, когда обороты двигателя понижаются: центробежный регулятор больше открывает клапан, что понижает падение давления на поршне и тем самым снижает вес на бур. Уменьшение ВНБ позволяет поднять скорость вращения двигателя до достижения равновесной точки на рабочей кривой.

Оба варианта систем регулирования являются самонастраивающимися и не требуют вмешательства человека.

Вес на бур также можно регулировать с использованием зажимного механизма в большой КНБК 20, который может по команде зажимать малую КНБК 22. В данной конфигурации большая КНБК 20 может толкать вперед малую КНБК 22 на расстояния от 1 до 2 метров. Это достигается тем, что зажимной механизм срабатывает только при движении вниз, когда большая КНБК 20 движется вниз, она захватывает малую КНБК 22, и обе компоновки 20 и 22 продолжают совместное движение. После совместного шага на 1-2 метра (обычно) большая КНБК 20 подвигается вверх на 1-2 метров, при этом на пути вверх зажимное устройство отпускает малую КНБК 22. Малая КНБК 22 остается на глубине (обычно с буром в нижней части), благодаря давлению жидкости в двигателе. Когда большая КНБК 20 поднята на нужное расстояние (1 или 2 метра), она вновь продвигается вниз уже с навешенной малой КНБК 22. При таком устройстве большая КНБК 20 должна двигаться вниз и вверх малыми шагами (обычно 1-2 метра). При каждом движении вниз такой компоновки малая КНБК 22 продвигается вниз.

Зажимная система может отключаться через блок управления, чтобы обеспечить втягивание малой КНБК 22 внутрь большой КНБК 20 в конце операции бурения.

Зажимная система может исполняться в виде двух эксцентриков. Такие эксцентрики имеют сглаженную площадь контакта, чтобы избежать локальной деформации.

Когда бурение проходит в режиме перемещения, важно, чтобы двигатель 38 работал при правильных оборотах. Чтобы решить эту проблему, может применять модуляцию акустического сигнала через буровую жидкость с использованием сирен. Частота модулированного сигнала прямо пропорциональна скорости вращения двигателя. Этот сигнал считывают на поверхности и его частота является мерой скорости вращения двигателя. Если этот сигнал показывает, что двигатель работает неоптимально, то оператор может принять нужные меры.

Сирена, используемая для регулирования веса на бур, может играть роль генератора сигнала на поверхность, или устанавливают дополнительную сирену для всего потока или для части потока (например, поток через двигатель).

Важно также определить глубину проходки при бурении в боковой скважине. В зависимости от управляющей системы такая информация может быть получена. Например, если трос для скважинных работ подсоединен к верху малой КНБК 22 во время бурения бокового ствола, то боковая проходка определяется через движение кабеля. Другим способом является изменение углового положения статора сирены в системе контроля ВНБ на угол, соответствующий 180° модуляции сигнала (это соответствует половине углового расстояния между двумя соседними лопастями). Этот сдвиг проявится как резкое изменение сдвига сигнала Х на графике сигнала от времени (Фиг.13). Этот угловой сдвиг можно получить изменением пути канавки 76 в основной УБТ 26, по которому скользит палец 78, компенсирующий усилие от вращающего момента, и канавка 76 определяет управляющую поверхность. Канавка 76 под палец составлена из прямых сегментов, например, длиной 15 см, соединенных угловыми отрезками, которые смещают канавку на нужное расстояние 80 и обеспечивают нужное угловое смещение статора, то есть и сигнала (Фиг.14). Таким образом, пики Х появятся для каждых 15 см (0,5 фута) прохождения малой КНБК 22. Может возникнуть потребность сделать механический сдвиг фаз, попеременно направо и налево, чтобы избежать большого механического вращения системы.

Существует дополнительный способ для того, чтобы отметить факт, когда малая КНБК достигает конечной точки своего перемещения. Простейший метод состоит в том, чтобы устроить в определенном месте зазор между поршнем и отверстием, по которому движется поршень. Когда поршень достигает зазора, то перепад давления на поршне резко уменьшается, этот факт можно наблюдать с поверхности. Такой поршень можно привести в рабочее состояние путем небольшого смещения большой КНБК (например, 30 см) в нижнем направлении, что должно восстановить рабочее значение перепада давления на поршне. Через последующее движение системы оператор на поверхности знает об окончании длины хода поршня.

В зависимости от устройства длина хода поршня может быть меньше, чем длина УБТ (например, 10 м) или до 30 и более метров.

Скользящий поршень 42 может содержать твердый поршень, который перемещается по внутреннему каналу основной УБТ 26. Он может иметь уплотнение в виде резинового элемента, такие как сальниковая набивка или уплотнительное кольцо, или поршень вставляется в цилиндрический канал с малым зазором, такой малый зазор работает как дроссель потока (поскольку на зазоре осуществляется перепад давления). Для большей гибкости на поршень может быть одета резиновая манжета, которая перемещается по цилиндрическому отверстию. Такая резиновая манжета должна подходить под сужение диметра в соединительной секции между УБТ. Такая система обеспечивает лучшее уплотнение и потенциально больший вес на бур, поскольку резиновую манжету можно подогнать к диаметру большого отверстия в то время, когда манжета вне зоны соединения УБТ.

Забойный двигатель 38 создает вращающий момент для бурения с помощью малой КНБК 22. Поэтому, очевидно, необходимо передать реактивный момент вращения на основную УБТ 26, при этом преследуя цель продольного перемещения малой КНБК 22 внутри большой КНБК 20. Для этой цели могут быть рассмотрены три основные системы:

- Бурильная колонна 40 оборудована большим пальцем, который перемещается по пазу направляющей системы основной УБТ 26.

- Над забойным двигателем 38 присоединяют малую трубу. Эта труба имеет длину, эквивалентную буровой колонне 40 (или максимальной глубине бурения малой КНБК 22). Эта дополнительная труба движется продольно вместе с малой КНБК 22 внутри цилиндрического отверстия основной УБТ 26. У этой трубы по всей длине выполнена направляющая канавка под палец. Палец прикреплен к основной УБТ 26 в месте сразу над двигателем 38 (когда он убран внутрь основной УБТ 26).

- Бурильная колонна 40 эллиптической формы. Эта эллиптическая форма скользит по эквивалентной направляющей системе основной УБТ 26. Такое устройство позволяет передать момент от малой КНБК 22 к основной УБТ 26. Уплотнение между элементами возможно, поскольку оба эллипса хорошо определены.

Когда малая КНБК 22 полностью убрана, то следует остановить поток, приводящий в движение двигатель 38. Это достигается с использованием системы уплотнения в верхней части малой КНБК 22 - когда КНБК убрана, то уплотнительный блок садится на верх проточного канала, подсоединенного к малой КНБК 22, запирая поток.

Необходимо, чтобы малая КНБК 22 была полностью убрана внутрь большой КНБК 20. Для этого возможно применение нескольких систем.

Одна система основана на применении троса для скважинных работ в качестве ловильного инструмента. Трос для скважинных работ опускают внутрь буровой колонны, ловильный инструмент захватывает крюк 46, расположенный вверху подвижного поршня 42 (см. Фиг.3). Затем трос тянут наверх, что обеспечивает втягивание малой КНБК внутрь большой КНБК 20. После полного втягивания ловильный инструмент освобождают и трос для скважинных работ убирают из бурильной колонны. Трос для скважинных работ можно оставить подсоединенным к малой КНБК 22 во время всего бурения малого бокового ствола.

Другим решением для перемещения КНБК может быть применение разности давления, которое создаст вертикальную силу и поможет убрать малую КНБК 22. Такая система показана на Фиг.15. При таком устройстве поток через сопло поршня «веса на долото» 42 можно обратить в зависимости от положения заслонки 82. Если заслонка 82 открыта, то часть бурового раствора идет через сечение забойного двигателя 84 (и вызывает вращение бурового долота 36). Основной поток идет к большой КНБК 20 через первичные и вторичные обходные порты 86, 88. Это течение создает разность давления на поршне 42 (создающего вес на долото), и этот поршень двигается вперед (и толкает вниз долото 36). Заслонка 82 может открываться/закрываться через блок управления 44. Когда заслонка 82 закрыта, то небольшой поток будет двигаться вверх через соединение 90. Этот поток далее направляется вверх по вторичному обходному каналу 88 и в завершении протекает вниз через сечение 84 двигателя 38 и через долото 36; однако такой поток очень мал. Большая часть потока создает перепад давления на большой КНБК 20. Это давление создает силу, направленную вверх, направленную на подвижный поршень 42, так что малая КНБК 22 затягивается внутрь большой КНБК 20.

Обратный эффект может быть еще сильнее, если использовать систему двойной заслонки - вторая часть заслонки (не показана) позволяет закрыть поток через первичный обходной путь 86. Две заслонки всегда находятся в противоположных состояниях (одна открыта, другая закрыта).

В данном изобретении можно использовать несколько подходов для процесса управления. По одному способу трос для скважинных работ применяют для управления защелкой и клапаном заслонки 82. В начале всей операции трос для скважинных работ натягивают в нужной последовательности, чтобы отомкнуть малую КНБК и переключить клапан-заслонку 82. В конце операции тот же трос используют, чтобы втянуть малую КНБК 22 и переключить клапан-заслонку 82 в прежнее положение, а также вновь защелкнуть малую КНБК 22 внутри большой КНБК 20.

В виде другого варианта, управляющий блок 44 можно построить на гидравлических и механических командах. Могут быть применены различные подходы:

- Скользящая оправка с механизмом на J-образной прорези, у которого движение вверх-вниз сопряжено в вращением.

- Скользящая оправка под давлением, причем ее движение не требует, чтобы вначале установился поток бурового раствора.

- Вращение для того, чтобы обеспечить тягу для гильзы с опорой. Вращение достигается только, если гидравлика бурового раствора передала управляющие сигналы в нужной последовательности.

- Установки для режима работы долота через варьирование скорости потока. Обычно такая схему применяют при запуске потока. Например, при переходе от режима «нулевой поток» к режиму «сильный поток» и далее «умеренный поток» (или иная последовательность потоков) с определенными временными рамками позволяет передать сигнал системе на начало бурения боковой скважины или прекращение бурения.

При такой системе управления легко узнать о состоянии малой КНБК 22 - надо определить, находится компоновка в убранном и замкнутом состоянии или она свободна для операции бурения. Основное преимущество гидравлическо-механической системы управления - простота в устройстве, обслуживании и работе.

Возможно также применение электрических систем управления. Они могут быть основаны на двухсторонней телеметрии для установок и контроля. Электрическую систему управления контролируют через электрический каротажный кабель. Это обеспечивает большую гибкость и высокую скорость передачи данных, что особо ценно, когда измерения идут параллельно с бурением бокового ствола.

Бурение бокового ствола занимает некоторое время (от нескольких минут до 1 часа). На это время большая КНБК 20 может оставаться в статическом режиме. Это довольно опасно, так как риск прихвата бурильной трубы довольно высок. Чтобы минимизировать этот риск, систему проектируют таким образом, чтобы большая КНБК 20 совершала постоянное движение в основной скважине 24. Большая КНБК 20 может перемещаться вверх в положение 20А и вниз в положение 20 В на небольшое расстояние (обычно несколько метров). Это перемещение возможно благодаря внешнему окну 32 на УБТ26. Пока малая КНБК 22 не нуждается в боковом выдвижении посредством отклоняющей пластины 34 (когда 36 полностью входит породу 30), то большая КНБК 20 может медленно продолжать движение вниз, поскольку долото 36 уже получило направление движения в боковой скважине 50. Конечно, движение большой КНБК 20 в нижнем направлении ограничено верхним концом окна 32. Заметим, что если боковая стенка окна в УБТ 32 сделана свободной, то большая КНБК 20 также может слегка поворачиваться вправо-влево (обычно на 45 градусов). В этом случае буровой раствор протекает через долото большой КНБК (не показано), поэтому по всей длине основной скважины 24 обеспечивается хорошая циркуляция. Это также играет положительную роль в снижении риска прихвата трубы в боковой скважине. Эта циркуляция нужна также для поднятия наверх шлама, выработанного при бурении бокового ствола.

Что касается малого бокового ствола, то там должна поддерживаться на нужном уровне скорость циркуляции буровой жидкости для того, чтобы удалять буровой шлам вплоть до места входа в основную скважину. Малая КНБК может также передвигаться вверх-вниз для очистки ствола и для снижения риска прихвата буровой трубы в боковой скважине.

Если малая КНБК застревает в боковой скважине, то можно вытянуть вверх большую КНБК, чтобы провернуть малую КНБК в месте соединения основной и боковой скважины. Это позволяет освободить большую КНБК и снизить риски потерь.

Малая КНБК может совмещаться с различными типами измерений (такими как измерение направления и наклона КНБК, местного сопротивления породы, межскважинная проводимость, звуковые измерения между скважинами, и пр.).

Для некоторых модификаций устройства малую КНБК можно поднять с использованием троса, пропущенного через основную бурильную колонну. Ловильная заглушка 60 (Фиг.6) вокруг низа малой КНБК позволяет провести вылавливание всех компонентов (от долота до задвижек). Возможность проводить ловильные работы для малой КНБК позволяет заменить сломанную компоновку или открыть окно для установления других инструментов в боковой скважине. Эти дополнительные инструменты могут быть механическими или электрическими. Эти инструменты доставляются с использованием троса или кабель-троса. Некоторые из стандартных инструментов позволяют проводить техническую интервенцию в боковом стволе (размещения элементов упрощенного варианта заканчивания) или проведения каротажа бокового ствола с использованием геофизических приборов нужного диаметра.

Фиг.17 показывает еще одно воплощение изобретения с упрощенным устройством. Малая КНБК 90 заложена во внешнем пазу 92 УБТ 94 и имеет соединение через шарнирное устройство 96. Малая КНБК 90 также является гибкой конструкцией. Когда возникает необходимость бурения бокового ствола, механизм механического управления 98 толкает в сторону переднюю часть малой КНБК 90. Одновременно буровой раствор подают на малый двигатель 100. По мере того, как малая КНБК 90 начинает входить в породу, основная КНБК 102 продолжает медленное движение вперед, что способствует проникновению малой КНБК 90 в породу. Если у малой КНБК 90 имеется криволинейный переводник, то боковая скважина уходит вглубь от основной скважины.

Еще одним воплощением изобретения является применение самоходной каретки или трубного трактора внутри большой КНБК для продвижения малой КНБК. Такая система управляется через кабель-трос внутри основной бурильной колонны. Управляющее устройство направлено в сторону малой КНБК. Такая система работает в широком интервале, поскольку она обеспечивает перемещение на большие расстояния. Будучи альтернативой электрическому блоку управления она также может работать на технологиях MWD (измерение совмещенное с бурением) или на технологии наклонного бурения. Когда применяют кабель-трос, то кабель (и дополнительно блок управления) опускают перед бурением боковой скважины и поднимают после завершения операции.

Вышеописанные варианты систем с двойной КНБК могут применять и в обсаженных скважинах. В этом применении долото в большой КНБК желательно заменить на фрезу для создания в стене окна (нужен и отклонитель).

Другой вариант воплощения изобретения представлен двумя малыми КНБК, одна несущая фрезу, а другая несущая буровое долото. Установка блока управления несколько более сложная, поскольку надо обеспечить отдельный запуск для каждой малой компоновки. В действительности такая система имеет потенциально три различных бура:

a) обе малые КНБК убраны, бурение/фрезерование с помощью большой КНБК;

b) верхняя малая КНБК в режиме бурения, а нижняя убрана;

c) верхняя малая КНБК убрана, нижняя малая КНБК работает в режиме фрезерования.

Боковой ствол может быть пробурен с более сложной формы, чем показано на Фиг.1 и Фиг.2. В этом воплощении это достигается механически, например, через особую форму паза, который направляет палец для отработки вращательного момента.

Для некоторых полевых приложений может потребоваться S-образная форма бокового ствола, как показано на Фиг.18. Такая геометрия означает, что нижний конец бокового ствола будет практически параллелен основной скважине 106. Для получения такой траектории рабочая кромка малой КНБК должна быть повернута на 180° посередине траектории. Реакция забойного двигателя передается на УБТ через верхний элемент передачи момента и канавка под палец делает спираль на 180° по УБТ. Когда палец из элемента "реакции" достигает этого положения, то это заставляет малую КНБК сделать полуоборот. Предпочтительно, шаг спирали был растянут на расстояние несколько метров, чтобы избежать излишнего скручивания криволинейного переводника в другом крайнем положении малой КНБК.

Для других приложений может оказаться полезным бурение боковой скважины 108 в виде штопора вокруг основной скважины 106, как показано на Фиг.19. Чтобы получить такую геометрию, следует постоянно подстраивать азимут криволинейного переводника, чтобы уводить двигатель из текущей плоскости. Чтобы достичь такой настройки режущей кромки инструмента, канавка, по которой скользит палец для передачи момента «реакции», должен иметь нужную форму спирали. Например, боковая скважина может быть пробурена на "цилиндрической поверхности " с радиусом 5 метров и шагом 15 метров. Это означает, что боковая скважина наклонена к основной на 45 градусов. Каждое полное вращение происходит после перемещения на 21 метр и боковые скважины делают два оборота.

1. Бурильное устройство, содержащее утяжеленную бурильную трубу (УБТ), выполняющую функцию несущей части основной компоновки для бурения и имеющую на одной стороне окно, открытое наружу, вторичную компоновку для бурения, включающую бурильную колонну, одним концом подсоединенную к УБТ, забойный бурильный двигатель, установленный на бурильной колонне, буровое долото, размещенное на другом конце бурильной колонны и работающее от забойного бурового двигателя, отличающееся тем, что вторичная бурильная компоновка помещена внутрь УБТ с возможностью перемещения между первым положением, когда буровое долото остается в пределах окна, и вторым положением, когда буровое долото выходит вбок из окна, существующего в стене УБТ.

2. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что оно содержит вторичную бурильную компоновку, содержащую поршень, установленный с возможностью перемещения по УБТ, с бурильной трубой, подсоединенной к одному концу поршня и размещенной внутри УБТ, при этом при движении между первым и вторым положениями поршень перемещается внутри УБТ.

3. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что окно имеет наклонную нижнюю часть, плавно выходящую на внешнюю поверхность УБТ.

4. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что окно соотносится с режущей кромкой бурильного инструмента, который подсоединен к УБТ, таким образом, что ориентация рабочей кромки в нужном направлении служит для соответствующей ориентации окна.

5. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что УБТ содержит скользящую крышку, которая установлена с возможностью перемещения между первым положением, когда окно закрыто, и вторым положением, когда окно открыто.

6. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит систему втягивания компоновки, выполненную с возможностью перемещения вторичной компоновки из второго положения в первое положение.

7. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что окно содержит перемещающееся уплотнение, предназначенное для прохождения бурильной колонны при перемещении вторичной бурильной компоновки во второе положение.

8. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит передаточный вал, проходящий внутри бурильной колонны и соединяющий буровое долото с бурильным двигателем.

9. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что указанное буровое долото содержит шпиндельный узел, выполняющий функцию соединителя между буровым долотом и передаточным валом.

10. Бурильное устройство по п.9, отличающееся тем, что шпиндельный узел содержит криволинейный переводник.

11. Бурильное устройство по п.9, отличающееся тем, что шпиндельный узел содержит также измерительные устройства.

12. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что поршень содержит выпускной клапан, позволяющий жидкости проходить по УБТ без перемещения поршня.

13. Бурильное устройство по п.12, отличающееся тем, что бурильный двигатель содержит регулятор, предназначенный для управления открытием обходного канала с учетом выбранной скорости вращения двигателя.

14. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что бурильный двигатель дополнительно оборудован сиреной, соединенной с поршнем и ротором, установленным вместе со статором и соединенным с буровым долотом.

15. Бурильное устройство по п.14, отличающееся тем, что ротор соединен с буровым долотом посредством торсионной пружины.

16. Бурильное устройство по п.14, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит средства перевода ротора в открытое положение относительно статора.

17. Бурильное устройство по п.16, отличающееся тем, что указанные средства представляют собой магниты, установленные на роторе и статоре.

18. Бурильное устройство по п.14, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит детектор давления, предназначенный для регистрации импульсов давления, возникающих при работе сирены, и создания сигнала, а также управляющую систему для управления по этим сигналам вторичной компоновки для бурения.

19. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что поршень содержит обходной канал, который позволяет жидкости протекать по УБТ без воздействия на поршень.

20. Бурильное устройство по п.14, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит средства настройки углового взаимного положения ротора и статора в процессе перемещения вторичной компоновки для бурения ко второму положению.

21. Бурильное устройство по п.20, отличающееся тем, что указанные средства представляют собой паз на стенке УБТ, представляющей собой управляющую поверхность, причем паз выполнен с возможностью перемещения пальца ротора по мере перемещения вторичной компоновки для бурения.

22. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что УБТ содержит зажимное устройство, которое при присоединении вторичной компоновки к УБТ обеспечивает перемещение вперед вторичной компоновки при движении УБТ, а отсоединение зажимного устройства обеспечивает свободное независимое движение первичной и вторичной компоновок при бурении.

23. Бурильное устройство по п.22, отличающееся тем, что зажимное устройство содержит поворотные эксцентрики, воздействующие на вторичную компоновку для бурения.

24. Бурильное устройство по п.1, дополнительно содержащее средство, препятствующее моменту вращения, создаваемому при работе вторичной компоновки для бурения.

25. Бурильное устройство по п.24, отличающееся тем, что указанное средство включает удлиненный палец, установленный с возможностью выхода из бурильной колонны и вхождения в соответствующий паз на УБТ.

26. Бурильное устройство по п.24, отличающееся тем, что указанное средство представляет собой удлинительную секцию, установленную над бурильным двигателем, причем на этой секции помещен удлиненный палец, установленный с возможностью выхода из бурильной колонны и вхождения в соответствующий паз на УБТ.

27. Бурильное устройство по п.24, отличающееся тем, что указанное средство содержит бурильную колонну с некруглым сечением, установленную с возможностью перемещения по уплотнению соответствующей формы.

28. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что оно дополнительно оборудовано точкой подсоединения вторичной компоновке для бурения приспособления для крепления извлекающего троса, выполненного с возможностью перемещения вторичной компоновки из второго положения в первое положение.

29. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что оно содержит вторичный обходной канал для поршня и набор клапанов, позволяющий направить поток в УБТ с обратной стороны поршня и перемещая вторичную компоновку из второго положения в первое положение.

30. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит механизм управления, который при включении выводит вторичную компоновку из окна в УБТ.

31. Бурильное устройство по п.30, отличающееся тем, что вторичная компоновка для бурения соединена с УБТ посредством шарнирного соединения.

32. Бурильное устройство по п.30, отличающееся тем, что бурильная колонна выполнена гибкой.

33. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что вторичная компоновка для бурения содержит самоходную каретку, размещенную в УБТ, при этом бурильная колонна одним концом подсоединена к самоходной каретке с обеспечением возможности прохождения колонны внутри УБТ, а при переходе компоновки из первой позиции во вторую позицию происходит активация каретки внутри УБТ.

34. Бурильное устройство по п.1, отличающееся тем, что первичная компоновка для бурения собрана с возможностью выполнения окна в обсаженной скважине для выдвижения вторичной компоновки для бурения.

35. Способ бурения ствола с использованием бурильного устройство по п.1, в процессе которого осуществляют бурение основного ствола скважины, размещение бурильного устройства на заданной глубине в основном стволе, открытие вторичной компоновки, причем буровое долото уходит из первой позиции и углубляется в пласт, окружающий основной ствол, и пробуривает вторичный боковой ствол с последующим возвратом вторичной компоновки во второе положение.

36. Способ по п.35, отличающийся тем, что основную компоновку для бурения используют для бурения основного ствола.

37. Способ по п.35, отличающийся тем, что УБТ продвигают вниз и при этом вторичная компоновка продолжает бурение пласта.

38. Способ по п.37, отличающийся тем, что осуществляют попеременно углубляющие и возвратные движения УБТ на короткие расстояния в основном стволе, осуществляя при этом бурение с использованием вторичной компоновки для бурения.

39. Способ по п.35, отличающийся тем, что основную скважину укрепляют обсаженной обсадной трубой с последующим созданием отверстия в обсадной трубе с использованием основной компоновки перед введением в действие вторичной компоновки, применяемой для бурения пласта через созданное отверстие в обсадной трубе.

40. Способ по п.35, отличающийся тем, что вторичную компоновку используют для бурения боковых стволов S-образной формы.

41. Способ по п.35, отличающийся тем, что используют вторичную компоновку для бурения боковых стволов спиральной формы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к буровой технике, а именно к отклоняющим устройствам для вырезки окон в обсадных колоннах скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных скважин.

Изобретение относится к бурению горизонтальных и наклонных скважин в нефтегазовой промышленности, в частности к отклонителям регулируемым с изменяющимся углом. .

Изобретение относится к области строительства скважин с боковыми стволами и может быть использовано в качестве поворотного ориентирующего устройства в забойных компоновках при ремонте многоствольных скважин, проведении различных технологических операций в боковых стволах скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к скважинным отклонителям, предназначенным для бурения боковых стволов из пробуренных скважин. .

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к прорезке боковых «окон» в обсадной колонне для бурения вторых стволов. .

Изобретение относится к области бурения газонефтяных скважин, в частности к устройствам для бурения боковых стволов из скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности в частности к устройствам для крепления многоствольных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено, например, при бурении многоствольных скважин. .

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к устройствам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а именно к регуляторам угла перекоса забойных двигателей

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для строительства многозабойных скважин и бурения боковых стволов из обсаженных скважин

Изобретение относится к способам и устройствам для реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола и строительства многозабойных скважин, а именно касается способа и устройства для установки клина-отклонителя при зарезке боковых стволов в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, в том числе скважинах старого фонда и многоствольных скважинах

Изобретение относится к способам и устройствам для реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола и строительства многозабойных скважин, а именно касается способа и устройства для установки клина-отклонителя при зарезке боковых стволов в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, в том числе скважинах старого фонда и многоствольных скважинах

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных скважин

Изобретение относится к бурению скважин, а именно к забуриванию боковых стволов из ранее пробуренных скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к отклонителям, используемым при бурении наклонных и горизонтальных скважин
Наверх